Tesis.ricardo.villalonga

UNIVERSIDAD DE ORIENTE

NÚCLEO DE ANZOÁTEGUI

ESCUELA DE INGENIERÍA Y CIENCIAS APLICADAS

DEPARTAMENTO DE ELECTRICIDAD

EVALUACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE LA

TELEMEDICIÓN DE LOS TANQUES DE ALMACENAJE DE LA

REFINERÍA PUERTO LA CRUZ

REALIZADO POR:

RICARDO JOSÉ VILLALONGA JIMÉNEZ

Trabajo de Grado presentado ante la ilustre Universidad de Oriente como requisito

parcial para optar al título de:

INGENIERO ELECTRICISTA

BARCELONA, ABRIL 2013








REVISADO Y APROBADO POR:

___________________________ING. MELQUÍADES BERMÚDEZ

ASESOR ACADÉMICO (UDO)

___________________________ ING. OMAR FLORES

ASESOR INDUSTRIAL (PDVSA)









JURADO CALIFICADOR:

El Jurado hace constar que asignó a esta Tesis la calificación de:

______________________________ ING. MELQUÍADES BERMÚDEZ

ASESOR ACADÉMICO

__________________________ ING. JOSÉ BERNARDO PEÑA

JURADO PRINCIPAL

___________________________ING. ADRIANA MÉNDEZ

JURADO PRINCIPAL


APROBADO

iv

RESOLUCIÓN

De acuerdo con el Artículo 41 del Reglamento de Trabajo de Grado de

Pregrado de la Universidad de Oriente:

“Los Trabajos de Grado son de la exclusiva propiedad de la Universidad de

Oriente, y sólo podrán ser utilizados para otros fines con el consentimiento del

Consejo de Núcleo respectivo, quien deberá participarlo previamente al Consejo

Universitario, para su autorización.”

v

DEDICATORIA

A mi Dios.

A mi Familia.

A mis Amigos y Compañeros.

A la Universidad de Oriente.

A mis Profesores.

vi

AGRADECIMIENTOS

A mi Dios Todopoderoso, por ser mi guía y el centro de mi vida, para Ti Padre

toda la honra y gloria.

A mi mamá (Tibisay Jiménez), mi papá (Rafael Villalonga) y mi hermano

(Jesús Villalonga) por cada palabra de aliento, el apoyo y amor ¡Los quiero mucho!

A mi tutor académico el Ing. Melquíades Bermúdez, por todas las revisiones y

correcciones al anteproyecto y el trabajo de grado. Su gran espíritu de trabajo, su

amor hacia el conocimiento, su ética y responsabilidad hacen de usted un excelente

profesor y una gran persona.

A mi tutor industrial el Ing. Omar Flores, por toda la ayuda prestada para la

realización de este trabajo de grado. Su sencillez, actitud desinteresada de impartir

sus conocimientos y experiencias, sentido de pertenencia a la refinería, lo caracterizan

como un excelente ingeniero y trabajador.

A mi querida y estimada Ing. Olismar Mesa, por esa gran sonrisa que me

llenaba de alegría cada día, su solidaridad y cariño. Gracias por todos los consejos

que me ayudaron a desenvolverme en el ambiente laboral.

Al estimado Ing. Eduardo Tely, por el adiestramiento sobre la estructura de los

tipos de tanques de almacenamiento, junto con las visitas guiadas a los tanques de

almacenaje de la refinería Puerto La Cruz.

vii

Al compatriota Ing. César Velásquez de la Gerencia AIT de la R.P.L.C., por

toda la información suministrada sobre el sistema de telemedición (Saab TankRadar®

REX) de los tanques de almacenaje de la refinería y los planos del sistema eléctrico.

Al Sr. Manuel Lizardo de la Gerencia Movimiento de Crudo de la R.P.L.C., por

todas las visitas guiadas al patio de tanques de la refinería.

Al Ing. José Gómez de la Gerencia Movimiento de Productos de la R.P.L.C.,

por toda la información aportada referente a los tanques de almacenamiento de la

refinería Puerto La Cruz.

A mis compañeros de trabajo de la Gerencia Arranque Conversión Profunda

R.P.L.C: Samuel Qüenza (Gerente), Carlos Medina, Luis Pereira, Eulises Marín,

Renny Chacín, César Rodríguez, Erika Rodríguez, Franklin Aguilera, Carmen

Rosillo, Miguel Fontan, Ricardo Vizcaino, William Chirinos, María Amundarain,

Hernando Hernández, Danaybel Aranguibel, René Valerio, Livia Lefebre, Iris Chira,

Zuandris López y Alejandra Ávila.

A mis compañeros y amigos tesistas de la Gerencia Arranque Conversión

Profunda R.P.L.C: Luis Ramírez, Aligsa Ochoa, Caren Mundarain, Simón Pabique e

Yddgar Vásquez.

A los estimados ingenieros de la Gerencia Técnica de la R.P.L.C: Luis Suárez,

Ezequiel Castillo y Rodrigo. Gracias profesor Suárez por todas las recomendaciones

y ayuda brindada, especialmente con el equipo analizador de energía Megger PA-9

Plus.

viii

A mis compañeros tesistas de la Gerencia Técnica de la R.P.L.C: Javier

Delgado, César Carvajal, Jhonattan Requena, Naysleth Molina, Ligia Brito, María

José Carvajal y Andreina Moya.

Al estimado Jhony Pericana de la Gerencia Servicios Eléctricos (SEO) de la

R.P.L.C., por toda la información suministrada sobre los sistemas de potencia

ininterrumpida (UPS) de la empresa Data Power Dear.

A mis compañeros tesistas de la Gerencia Servicios Eléctricos (SEO) de la

R.P.L.C: Eudomar Zabala y Johana Rodríguez.

A mis profesores de Cursos Básicos: María Domínguez, Milena Duboy,

Marlina Longart, Massiel Suniaga, Jesús Hurtado, Carlos Velásquez, José Balboa,

Luz Cordero, Thais Marín, Humberto Cedeño, Ángel Villarroel, Lhubexis Santaella,

Emilio Paruta, María Guzmán, Luis Rivas, Rosa Olivero y Domingo Neri.

A mis profesores del Departamento de Electricidad: Santiago Escalante, Hernán

Parra, Ramón Quijada, Lenin Natera, Enrique Serrano, Verena Mercado, Margarita

Heraoui, Danilo Navarro, Bernardo Peña, Héctor León, Eulogio Hernández, Michel

Azarie, Luis Parraguez, Adriana Méndez, Daniel Velásquez, John Acosta, Manuel

Maza, Carlos Hernández y Nelson Gil.

A mis compañeros y amigos del Departamento de Electricidad, gracias por esos

valiosos momentos compartidos.

¡Muchas gracias! a todos los que contribuyeron en mi formación como

ingeniero y dieron un granito de arena para la realización de este trabajo de grado

¡Dios los bendiga por siempre!

ix

ÍNDICE GENERAL

RESOLUCIÓN ............................................................................................................ iv

DEDICATORIA ........................................................................................................... v

AGRADECIMIENTOS ............................................................................................... vi

ÍNDICE GENERAL .................................................................................................... ix

ÍNDICE DE TABLAS ............................................................................................... xix

ÍNDICE DE FIGURAS ............................................................................................ xxiii

RESUMEN ............................................................................................................... xxxi

CAPÍTULO I. LA EMPRESA Y EL PROBLEMA

1.1 Presentación de la Empresa ........................................................................... 32

1.2 Reseña Histórica ............................................................................................ 33

1.3 Procesos de PDVSA....................................................................................... 34

1.4 Refinería Puerto La Cruz ............................................................................... 34

1.4.1 Ubicación Geográfica .......................................................................... 34

1.4.2 Evolución Histórica ............................................................................. 35

1.4.3 Rol de la Refinería ............................................................................... 37

1.4.4 Misión y Visión de la Refinería ........................................................... 38

1.4.4.1 Misión ...................................................................................... 38

1.4.4.2 Visión ...................................................................................... 39

1.4.5 Estructura Organizativa de la Gerencia Refinación Oriente ................ 39

1.4.6 Descripción General de la Refinería .................................................... 40

1.4.7 Sistema de Almacenamiento ................................................................ 42

x

1.4.7.1 Sistema de Crudo ..................................................................... 42

1.4.7.2 Sistema de Productos ............................................................... 43

1.4.7.3 Planta de LPG .......................................................................... 44

1.4.8 Sistema de Telemedición de los Tanques de Almacenamiento ........... 44

1.4.9 Proyecto Conversión Profunda Refinería Puerto La Cruz ................... 45

1.4.9.1 Alcance del Proyecto ............................................................... 45

1.4.9.2 Objetivos del Proyecto ............................................................ 46

1.4.9.3 Estructura Organizativa de la Gerencia Arranque Conversión

Profunda .............................................................................................. 47

1.5 Planteamiento del Problema........................................................................... 48

1.6 Objetivos ........................................................................................................ 50

1.6.1 Objetivo General .................................................................................. 50

1.6.2 Objetivos Específicos ........................................................................... 50

CAPÍTULO II. MARCO TEÓRICO

2.1 Antecedentes de la Investigación ................................................................... 51

2.2 Bases Teóricas................................................................................................ 53

2.2.1 Sistema de Telemedición de Tanques TankRadar® REX .................... 53

2.2.1.1 Características del Sistema TankRadar® REX ........................ 53

2.2.1.2 Resumen y Vista General de Funciones .................................. 54

2.2.1.3 Medición de Nivel por Radar .................................................. 58

2.2.1.3.1 El Método FMCW ........................................................... 58

2.2.1.3.2 Protección Contra Relámpagos ........................................ 59

2.2.1.4 Equipos Periféricos Utilizados para la Medición de Nivel ..... 60

xi

2.2.1.4.1 Cabeza Transmisora ......................................................... 60

2.2.1.4.2 Unidad de Comunicación de Campo (FCU) .................... 61

2.2.1.4.3 Modem del Bus de Campo (FBM) .................................. 61

2.2.1.4.4 Unidad de Adquisición de Datos (DAU) ......................... 62

2.2.1.4.5 Unidad de Display Remota (RDU) .................................. 63

2.2.2 Sistema Eléctrico de Potencia (SEP) ................................................... 64

2.2.2.1 Sistema de Distribución de Potencia ....................................... 66

2.2.2.2 Tablero Eléctrico ..................................................................... 67

2.2.2.2.1 Componentes de un Tablero Eléctrico ............................. 69

2.2.2.2.1.1 Barra ......................................................................... 69

2.2.2.2.1.2 Gabinete o Celda Eléctrica ....................................... 70

2.2.2.2.1.3 Aislador .................................................................... 71

2.2.2.2.1.4 Interruptor ................................................................ 72

2.2.2.2.1.5 Seccionador .............................................................. 73

2.2.2.2.1.6 Conmutador .............................................................. 74

2.2.2.2.1.7 Instrumentación ........................................................ 74

2.2.2.2.2 Clasificación de los Tableros Eléctricos .......................... 75

2.2.2.2.2.1 Su Aplicación ........................................................... 75

2.2.2.2.2.1.1 Centro de Distribución de Potencia (CDP) ...... 75

2.2.2.2.2.1.2 Centro de Fuerza y Distribución (CFD) ........... 76

2.2.2.2.2.1.3 Centro de Control de Motores (CCM) ............. 77

2.2.2.2.2.1.4 Tablero de Transferencia (TT) ......................... 78

2.2.2.2.2.1.5 Tablero de Sincronización ................................ 80

xii

2.2.2.2.2.1.6 Centro de Arrancadores y Control (CAC) ........ 81

2.2.2.2.2.1.7 Tablero de Alumbrado y Circuitos Auxiliares

(TA) ....................................................................................... 82

2.2.2.2.2.1.8 Tablero de Celdas de Seccionamiento MV

(CSEC) .................................................................................. 82

2.2.2.2.2.2 El Nivel de Voltaje al cual son Sometidos ............... 83

2.2.2.2.2.3 Tipo de Ambiente y Ubicación (Interior o Exterior) 83

2.2.2.2.2.4 Nivel de Cortocircuito .............................................. 84

2.2.3 Calidad de la Energía Eléctrica ............................................................ 84

2.2.3.1 Parámetros de Calidad de Energía ........................................... 85

2.2.3.1.1 Transitorios ...................................................................... 86

2.2.3.1.1.1 Transitorio Impulso .................................................. 86

2.2.3.1.1.2 Transitorio Oscilatorio ............................................. 87

2.2.3.1.2 Variaciones de Voltaje de Corta Duración ...................... 89

2.2.3.1.2.1 Depresiones .............................................................. 89

2.2.3.1.2.2 Crestas ...................................................................... 90

2.2.3.1.2.3 Interrupciones........................................................... 91

2.2.3.1.3 Variaciones de Voltaje de Larga Duración ...................... 92

2.2.3.1.3.1 Sobrevoltajes ............................................................ 93

2.2.3.1.3.2 Bajo Voltaje ............................................................. 93

2.2.3.1.3.3 Interrupción Sostenida ............................................. 94

2.2.3.1.4 Desbalance de Voltajes .................................................... 94

2.2.3.1.5 Distorsión de la Forma de Onda ...................................... 95

xiii

2.2.3.1.5.1 Corrimiento de Corriente Directa (DC) ................... 96

2.2.3.1.5.2 Armónicos ................................................................ 96

2.2.3.1.5.3 Interarmónicos ......................................................... 99

2.2.3.1.5.4 Muescas de Voltaje (Notching) ................................ 99

2.2.3.1.5.5 Ruido ...................................................................... 101

2.2.3.1.6 Fluctuaciones de Voltaje ................................................ 101

2.2.3.1.7 Variaciones de Frecuencia en el Sistema de Potencia ... 104

2.2.3.2 Normas que Rigen la Calidad de la Energía Eléctrica .......... 104

2.2.3.2.1 Referente al Parpadeo o Flicker..................................... 104

2.2.3.2.2 Referente a las Variaciones de Voltaje .......................... 105

2.2.3.2.3 Referente al Desbalance de Voltaje y Corriente ............ 105

2.2.3.2.4 Referente a la Distorsión Armónica de Voltaje y Corriente

...................................................................................................... 106

2.2.3.2.5 Referente al Factor de Potencia ..................................... 107

2.2.3.2.6 Referente a la Frecuencia ............................................... 107

2.2.4 Sistemas Eléctricos de Respaldo y Emergencia ................................. 108

2.2.4.1 Propósito de los Sistemas de Emergencia ............................. 108

2.2.4.2 La Sensibilidad de la Carga ................................................... 109

2.2.4.3 Sistemas Básicos de Emergencia ........................................... 110

2.2.4.3.1 Baterías (Acumuladores) de Almacenamiento .............. 110

2.2.4.3.2 Plantas de Emergencia (Grupos Electrógenos) .............. 111

2.2.4.3.3 Sistemas de Potencia Ininterrumpida (UPS) .................. 116

2.2.4.3.3.1 Función del UPS .................................................... 116

xiv

2.2.4.3.3.2 Topología de los UPS ............................................ 118

2.2.4.3.3.2.1 Passive Standby (Offline) ............................... 118

2.2.4.3.3.2.2 Line Interactive .............................................. 121

2.2.4.3.3.2.3 Double Conversion (Online) .......................... 123

2.2.4.3.3.3 Componentes del UPS ........................................... 126

2.2.4.3.3.3.1 Rectificador / Cargador de Baterías ............... 127

2.2.4.3.3.3.2 Baterías (Acumuladores) ................................ 129

2.2.4.3.3.3.3 Inversor ........................................................... 129

2.2.4.3.3.3.4 Conmutadores Estáticos ................................. 131

2.2.4.3.3.3.5 Bypass Manual o de Mantenimiento .............. 133

2.2.4.3.4 Servicios Independientes ............................................... 134

CAPÍTULO III. MARCO METODOLÓGICO

3.1 Tipo de Investigación ................................................................................... 136

3.2 Nivel de la Investigación .............................................................................. 137

3.3 Técnicas a Utilizar ....................................................................................... 138

3.3.1 Técnicas de Recolección de Información .......................................... 138

3.3.2 Técnicas de Interpretación de Datos .................................................. 138

CAPÍTULO IV. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO

4.1 Evolución del Sistema Eléctrico de la Refinería Puerto La Cruz ................ 139

4.2 Sistema Eléctrico Actual de la Refinería Puerto La Cruz ............................ 141

4.3 Demanda Estimada del Sistema Eléctrico de la Refinería Puerto La Cruz . 143

4.3.1 Demanda Promedio ............................................................................ 144

4.3.2 Demanda Máxima .............................................................................. 144

xv

4.4 Circuitos Eléctricos de la Refinería Puerto La Cruz .................................... 145

4.4.1 Circuitos Alimentados a través de Planta Eléctrica ........................... 145

4.4.2 Circuitos Alimentados a través del Patio de Celdas R.P.L.C. ........... 148

4.4.3 Circuitos Alimentados a través del Patio de Celdas OSAMCO ........ 150

4.4.4 Circuitos Alimentados a través del Patio de Celdas El Chaure ......... 151

4.4.5 Circuitos Alimentados por la Subestación “A” ................................. 154

4.5 Equipos Presentes en el Sistema Eléctrico de Potencia de la Refinería Puerto

La Cruz ............................................................................................................... 156

4.5.1 Sistema de Generación ....................................................................... 156

4.5.1.1 Planta Eléctrica ...................................................................... 156

4.5.1.2 Planta Alberto Lovera (P.A.L.) ............................................. 158

4.5.2 Transformadores de Potencia ............................................................. 160

4.5.3 Motores Eléctricos ............................................................................. 163

4.5.4 Conductores Eléctricos ...................................................................... 164

4.5.5 Interruptores de Potencia ................................................................... 165

4.6 Sistema Eléctrico de la Telemedición de los Tanques de Almacenaje de la

Refinería Puerto La Cruz ................................................................................... 166

CAPÍTULO V. INSPECCIONES Y MEDICIONES

5.1 Descripción de las Condiciones Actuales del Sistema Eléctrico ................. 176

5.2 Medición de los Parámetros de Calidad de Energía .................................... 182

5.2.1 Parámetros Medidos ........................................................................... 182

5.2.2 Ubicación del Medidor de Calidad de Energía .................................. 183

5.2.3 Equipo Analizador de Energía Megger PA-9 Plus ............................ 186

xvi

5.2.4 Resultados Obtenidos de la Medición de los Parámetros de Calidad de

Energía ........................................................................................................ 189

5.2.4.1 Tendencia RMS de Voltaje y Corriente ................................ 189

5.2.4.2 Tendencia de Desbalance de Voltaje y Corriente .................. 195

5.2.4.3 Tendencia de Frecuencia ....................................................... 196

5.2.4.4 Factor de Potencia ................................................................. 197

5.2.4.5 Tendencia de la Distorsión Armónica Total (THD) .............. 201

5.2.4.6 Resumen Armónico ............................................................... 207

CAPÍTULO VI. CAUSAS QUE PERTURBAN EL SUMINISTRO

ELÉCTRICO

6.1 Problemas en la Calidad de la Energía Eléctrica ......................................... 213

6.1.1 Desbalance Máximo de Corriente ...................................................... 215

6.1.2 Factor de Potencia Verdadero ............................................................ 217

6.1.3 Distorsión Armónica Total de Corriente (THDI) ............................... 218

6.2 Interrupción de la Alimentación Eléctrica ................................................... 219

6.3 Inexistencia de Dispositivos de Protección .................................................. 220

6.4 Perturbaciones Producidas por los Transformadores de Potencia ............... 220

6.5 Falta de Mantenimiento de los Equipos Eléctricos ...................................... 221

CAPÍTULO VII. PROPUESTA DE MEJORAS

7.1 Corrección del Factor de Potencia ............................................................... 223

7.2 Incorporación de Sistema Eléctrico de Respaldo ......................................... 228

7.2.1 Características de las Unidades del UPS ........................................... 230

7.2.1.1 Unidad # 1: Rectificador, Inversor y Conmutador Estático .. 230

xvii

7.2.1.2 Unidad # 2: Batería ................................................................ 230

7.2.1.3 Unidad # 3: Conmutador de Desvío para Mantenimiento ..... 230

7.2.1.4 Unidad # 4: Tableros de Distribución (Opcionales) .............. 231

7.2.2 Descripción Operacional del UPS ..................................................... 233

7.2.2.1 Rectificador / Cargador de Batería ........................................ 233

7.2.2.2 Batería .................................................................................... 234

7.2.2.3 Inversor .................................................................................. 234

7.2.2.4 Conmutador Estático ............................................................. 234

7.2.2.5 Conmutador de Desvío para Mantenimiento ......................... 235

7.2.3 Determinación de la Capacidad del UPS ........................................... 235

7.2.4 Selección del Transformador Auxiliar ............................................... 237

7.2.5 Selección de la Disipación de Calor .................................................. 238

7.2.6 Selección del Tipo de Batería ............................................................ 239

7.2.7 Especificaciones Requeridas del Equipo UPS ................................... 242

7.3 Selección de Conductores Eléctricos ........................................................... 249

7.3.1 Conductores para el Banco de Transformadores Monofásicos .......... 250

7.3.1.1 Conductores del Primario ...................................................... 250

7.3.1.2 Conductores del Secundario .................................................. 251

7.3.2 Conductores del Transformador Auxiliar .......................................... 252

7.3.2.1 Conductores del Primario ...................................................... 252

7.3.2.2 Conductores del Secundario .................................................. 254

7.3.3 Conductores del UPS ......................................................................... 254

xviii

7.3.3.1 Conductores de Entrada del Rectificador / Cargador de Batería

........................................................................................................... 255

7.3.3.2 Conductores de Salida del Conmutador Bypass Manual ....... 256

7.4 Selección de Interruptores Automáticos de Caja Moldeada ........................ 257

7.4.1 Interruptor del CCM-1 al UPS ........................................................... 257

7.4.2 Interruptores del Transformador Auxiliar .......................................... 258

7.4.2.1 Interruptor del Primario ......................................................... 258

7.4.2.2 Interruptor del Secundario ..................................................... 259

7.4.3 Interruptor Principal del Tablero Eléctrico VM-4 ............................. 259

CONCLUSIONES ................................................................................................... 261

RECOMENDACIONES ......................................................................................... 263

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS .................................................................. 264

ANEXO A. Características de los Tanques de Almacenaje del Patio de Tanques de la

Refinería Puerto La Cruz …………………………………………………………..271

ANEXO B. Diagrama Unifilar del Sistema Eléctrico de la Refinería Puerto La Cruz

……………………………………………………………………………………...274

ANEXO C. Banco de Capacitores Fijos de la Empresa WEG ……………………276

ANEXO D. Tablas de Ampacidades Admisibles para Conductores según el Código

Eléctrico Nacional (C.E.N.) ………………………………………………………..278

ANEXO E. Hojas de Datos para Equipos UPS …………………………………...281

ANEXO F. Diagrama Unifilar Propuesto del Sistema Eléctrico de la Telemedición de

los Tanques de Almacenaje de la Refinería Puerto La Cruz ………………………284

xix

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1.1. Capacidad de almacenamiento de crudo de la refinería Puerto La Cruz.

(Libro de Refinería, 2006, p. 86). ............................................................................... 43

Tabla 1.2. Capacidad de almacenamiento de las refinerías Puerto La Cruz y El

Chaure. (Libro de Refinería, 2006, p.86). ................................................................... 44

Tabla 2.1. Categorías y características típicas de los fenómenos electromagnéticos en

sistemas de potencia. (IEEE Std. 1159, 1995, p. 12). ................................................. 85

Tabla 2.2. Tolerancia para los voltajes. (ANSI C84.1, 1995). ................................... 92

Tabla 2.3. Límites de los niveles de compatibilidad en los sistemas de medio, alto y

extra alto voltaje. (IEEE Std. 1543). ......................................................................... 104

Tabla 2.4. Clasificación de las variaciones cortas de voltaje. (IEEE Std. 1159, 1995,

p. 12). ........................................................................................................................ 105

Tabla 2.5. Límites de distorsión armónica del voltaje (%). (IEEE Std. 519-1992,

1993, p. 85). .............................................................................................................. 106

Tabla 2.6. Límites de distorsión armónica de corriente para sistemas de distribución

en general (120 V hasta 69.000 V). (IEEE Std. 519-1992, 1993, p. 78). ................. 107

Tabla 4.1. Características de carga de los circuitos que conforman Planta Eléctrica.

(Planta Eléctrica R.P.L.C., 2011). ............................................................................. 144

Tabla 4.2. Características de los turbogeneradores de Planta Eléctrica. (De Oliveira

D., 2009, p. 92). ........................................................................................................ 156

Tabla 4.3. Características de los turbogeneradores de la Planta Alberto Lovera.

(Coordinación de Electricidad C.P. R.P.L.C.). ......................................................... 159

Tabla 4.4. Valores de placa de los transformadores monofásicos del banco de 300

KVA. ......................................................................................................................... 167

xx

Tabla 4.5. Valores de placa del centro de control de motores 1 (CCM-1) de la Caseta

1 (CVM-01) del patio de tanques de la R.P.L.C. ...................................................... 168

Tabla 4.6. Características del interruptor principal del CCM-1. .............................. 170

Tabla 4.7. Características del interruptor termomagnético de caja moldeada que

enlaza las barras del CCM-1 con el transformador trifásico tipo seco de 75 KVA. . 171

Tabla 4.8. Valores de placa del transformador trifásico tipo seco de 75 KVA. ....... 172

Tabla 4.9. Características y especificaciones del tablero eléctrico VM-4. .............. 173

Tabla 5.1. Características de los circuitos del tablero eléctrico VM-4. ................... 180

Tabla 5.2. Voltaje RMS mínimo, máximo y promedio de la fase A (Va). .............. 189

Tabla 5.3. Voltaje RMS mínimo, máximo y promedio de la fase B (Vb). .............. 190

Tabla 5.4. Voltaje RMS mínimo, máximo y promedio de la fase C (Vc)................ 191

Tabla 5.5. Corriente RMS mínima, máxima y promedio de la fase A (Ia). ............. 192

Tabla 5.6. Corriente RMS mínima, máxima y promedio de la fase B (Ib). ............. 193

Tabla 5.7. Corriente RMS mínima, máxima y promedio de la fase C (Ic). ............. 194

Tabla 5.8. Desbalance máximo de voltaje y corriente. ............................................ 195

Tabla 5.9. Frecuencia mínima, máxima y promedio. ............................................... 196

Tabla 5.10. Factor de potencia de la fase A. ............................................................ 197

Tabla 5.11. Factor de potencia de la fase B. ............................................................ 198

Tabla 5.12. Factor de potencia de la fase C. ............................................................ 199

Tabla 5.13. Factor de potencia total. ........................................................................ 200

Tabla 5.14. Distorsión armónica total de voltaje de la fase A. ................................ 201

Tabla 5.15. Distorsión armónica total de voltaje de la fase B. ................................. 202

Tabla 5.16. Distorsión armónica total de voltaje de la fase C. ................................. 203

xxi

Tabla 5.17. Distorsión armónica total de corriente de la fase A. ............................. 204

Tabla 5.18. Distorsión armónica total de corriente de la fase B. ............................. 205

Tabla 5.19. Distorsión armónica total de corriente de la fase C. ............................. 206

Tabla 5.20. Armónicos de voltaje promedio. ........................................................... 207

Tabla 5.21. Armónicos de voltaje máximo. ............................................................. 208

Tabla 5.22. Armónicos de corriente promedio. ........................................................ 209

Tabla 5.23. Armónicos de corriente máxima. .......................................................... 210

Tabla 6.1. Historial de fallas del sistema de telemedición de los tanques de

almacenaje de la refinería Puerto La Cruz. (AIT, 2012). .......................................... 212

Tabla 6.2. Resumen de los resultados obtenidos de las mediciones de calidad de

energía y su relación con las normas regulatorias. .................................................... 214

Tabla 6.3. Efectos de los armónicos en el sistema eléctrico. (Fornieles F., S/F, p.20).

................................................................................................................................... 218

Tabla 7.1. Valores promedio de los parámetros eléctricos medidos en las barras del

CCM-1. ..................................................................................................................... 226

Tabla 7.2. Valores promedio de voltaje y corriente registrados en las mediciones

realizadas. .................................................................................................................. 236

Tabla 7.3. Valores nominales en KVA para transformadores auxiliares. (PDVSA

90619.1.055, 1993, p. 8). .......................................................................................... 237

Tabla 7.4. Datos preliminares de disipación de calor para equipos UPS. (PDVSA

90619.1.055, 1993, p. 9). .......................................................................................... 238

Tabla 7.5. Comparación entre tipos de baterías. (PDVSA 90619.1.055, 1993, p. 12).

................................................................................................................................... 239

Tabla 7.6. Diferencias generales para varios tipos de baterías. (PDVSA 90619.1.055,

1993, p. 13). .............................................................................................................. 240

xxii

Tabla 7.7. Características requeridas del equipo UPS. ............................................ 242

Tabla 7.8. Especificaciones técnicas del equipo UPS de la empresa Suminicor. .... 243

Tabla 7.9. Especificaciones técnicas del equipo UPS de la empresa Data Power Dear.

................................................................................................................................... 244

Tabla 7.10. Datos del banco de transformadores monofásicos a utilizar para la

selección de los conductores. .................................................................................... 250

Tabla 7.11. Datos del transformador auxiliar a utilizar para la selección de los

conductores. .............................................................................................................. 252

Tabla 7.12. Datos del UPS a utilizar para la selección de los conductores. ............. 255

xxiii

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1.1. Ubicación geográfica de las refinerías Puerto La Cruz, El Chaure y San

Roque. (Libro de Refinería, 2006, p. 4). ..................................................................... 35

Figura 1.2. Distribución de crudo y productos de la refinería Puerto La Cruz. (Libro

de Refinería, 2006, p. 5). ............................................................................................. 38

Figura 1.3. Estructura organizativa de la Gerencia Refinación Oriente. ................... 39

Figura 1.4. Dieta y productos de la refinería Puerto La Cruz. (Libro de Refinería,

2006, p. 9). .................................................................................................................. 40

Figura 1.5. Producción actual y futura de la refinería Puerto La Cruz con la

incorporación del Proyecto Conversión Profunda. (Oliveros G., 2008, p. 2). ............ 46

Figura 1.6. Estructura organizativa de la Gerencia Arranque Conversión Profunda

Refinería Puerto La Cruz. ........................................................................................... 47

Figura 2.1. Vista general del sistema TankRadar® REX. (Rosemount, 2007, p. 7). . 57

Figura 2.2. El método FMCW se basa en un barrido de radar con frecuencia variable.

(Rosemount, 2007, p. 9). ............................................................................................. 59

Figura 2.3. Cabeza transmisora. (Rosemount, 2007, p. 18). ...................................... 60

Figura 2.4. Unidad de comunicación de campo (FCU). (Rosemount, 2007, p. 28). . 61

Figura 2.5. Modem del bus de campo (FBM). (Rosemount, 2007, p. 32). ................ 62

Figura 2.6. Unidad de adquisición de datos (DAU). (Rosemount, 2007, p. 26). ....... 62

Figura 2.7. Unidad de display remota (RDU). (Rosemount, 2007, p. 27). ................ 63

Figura 2.8. Diagrama de bloques del sistema de telemedición TankRadar® REX. ... 64

Figura 2.9. Sistema eléctrico de potencia (SEP). ....................................................... 65

Figura 2.10. Estructura de un sistema eléctrico de potencia. (Naranjo A., 2008, p.

13). .............................................................................................................................. 66

xxiv

Figura 2.11. Estructura de un sistema de distribución de potencia. (Naranjo A., 2008,

p. 14). .......................................................................................................................... 67

Figura 2.12. Tableros eléctricos de distribución de bajo voltaje. .............................. 68

Figura 2.13. Repartición de juego de barras en tablero eléctrico. .............................. 69

Figura 2.14. Gabinete o celda eléctrica NEMA 1 (IP 10) para uso interior. .............. 70

Figura 2.15. Gabinete o celda eléctrica NEMA 4X (IP 56) para uso exterior. .......... 71

Figura 2.16. Aisladores de barra de bajo voltaje........................................................ 72

Figura 2.17. Interruptores termomagnéticos: trifásico, bifásico y monofásico. ........ 73

Figura 2.18. Seccionador tripolar portafusible 12 KV, 630 A y 16 KA. ................... 73

Figura 2.19. Conmutador de transferencia (bypass). ................................................. 74

Figura 2.20. Voltímetro, amperímetro, fasímetro y sincronoscopio analógico. ........ 75

Figura 2.21. Centro de distribución de potencia (CDP) de bajo voltaje. ................... 76

Figura 2.22. Centro de fuerza y distribución (CFD) de bajo voltaje. ........................ 77

Figura 2.23. Centro de control de motores (CCM). ................................................... 77

Figura 2.24. Tablero de transferencia automática. ..................................................... 78

Figura 2.25. Tablero de sincronización. ..................................................................... 81

Figura 2.26. Centro de arrancadores y control (CAC). .............................................. 81

Figura 2.27. Tablero de alumbrado y circuitos auxiliares (TA)................................. 82

Figura 2.28. Tablero de celdas de seccionamiento MV (CSEC). .............................. 83

Figura 2.29. Transitorio impulso. (IEEE Std. 1159, 1995, p. 13). ............................. 87

Figura 2.30. Transitorio oscilatorio de alta frecuencia. (IEEE Std. 1159, 1995, p. 14).

..................................................................................................................................... 88

Figura 2.31. Transitorio oscilatorio de baja frecuencia. (IEEE Std. 1159, 1995, p.

15). .............................................................................................................................. 89

xxv

Figura 2.32. Depresiones de voltaje. (IEEE Std. 1159, 1995, p. 17). ........................ 90

Figura 2.33. Crestas de voltaje. (IEEE Std. 1159, 1995, p. 19). ................................ 91

Figura 2.34. Interrupciones de voltaje. (IEEE Std. 1159, 1995, p. 16). ..................... 92

Figura 2.35. Sobrevoltajes. ........................................................................................ 93

Figura 2.36. Desbalance de voltajes. (IEEE Std. 1159, 1995, p. 20). ........................ 95

Figura 2.37. Corriente armónica. ............................................................................... 97

Figura 2.38. Muescas de voltaje (notching). ............................................................ 100

Figura 2.39. Fluctuaciones de voltaje (flicker). (IEEE Std. 1159, 1995, p. 24)....... 102

Figura 2.40. Curva ITIC (antigua CBEMA). ........................................................... 103

Figura 2.41. Efectos de las variaciones de voltaje en los motores. (IEEE Std. 141,

1994). ........................................................................................................................ 103

Figura 2.42. Diagrama unifilar de un sistema de emergencia con baterías de

almacenamiento. (Enríquez G., 2001, p. 236)........................................................... 111

Figura 2.43. Grupo electrógeno (planta eléctrica). .................................................. 113

Figura 2.44. Componentes principales de una planta de emergencia que se deben

identificar para mantenimiento. (Enríquez G., 2001, p. 239). .................................. 114

Figura 2.45. Diagrama unifilar de un sistema de emergencia con una planta de

emergencia (grupo electrógeno). (Enríquez G., 2001, p. 240). ................................. 115

Figura 2.46. Diagrama de bloques de un UPS Standby. En modo normal la carga es

alimentada por la energía de la red. (Carrero D., 2008, p. 206). ............................... 119

Figura 2.47. Diagrama de bloques de un UPS Standby. En caso de apagón la batería

y el inversor proveen energía a la carga. (Carrero D., 2008, p. 207). ....................... 119

Figura 2.48. Diagrama de bloques de un UPS Line Interactive. La energía entregada

siempre es regulada en modo normal. (Carrero D., 2008, p. 208). ........................... 121

xxvi

Figura 2.49. Diagrama de bloques de un UPS Line Interactive. En caso de apagón la

batería y el inversor proveen energía a la carga. (Carrero D., 2008, p. 209). ........... 122

Figura 2.50. UPS Doble Conversión – modo normal. La carga es siempre alimentada

por el inversor y la batería. (Carrero D., 2008, p. 210). ............................................ 123

Figura 2.51. UPS Doble Conversión – modo en batería. En caso de apagón la carga

sigue siendo alimentada sin interrupción alguna. (Carrero D., 2008, p. 211). .......... 124

Figura 2.52. UPS Doble Conversión – modo by-pass. En caso de falla en el UPS se

conmuta a la energía de la red, a través de un transformador de aislamiento. (Carrero

D., 2008, p. 212). ...................................................................................................... 124

Figura 2.53. Diagrama en bloques de un UPS. (Data Power Dear, 2005, p. 3). ...... 126

Figura 2.54. Diagrama en bloques del rectificador. (Data Power Dear, 2005, p. 4).

................................................................................................................................... 127

Figura 2.55. Diagrama en bloques del inversor. (Data Power Dear, 2005, p. 6). .... 130

Figura 2.56. Diagrama en bloques de conmutadores estáticos. (Data Power Dear,

2005, p. 8). ................................................................................................................ 131

Figura 2.57. Diagrama en bloques del bypass manual. (Data Power Dear, 2005, p.

10). ............................................................................................................................ 134

Figura 2.58. Diagrama unifilar de un sistema de emergencia con una fuente alterna

de la compañía suministradora. (Enríquez G., 2001, p. 243). ................................... 135

Figura 4.1. Antiguos turbogeneradores a vapor utilizados en Planta Eléctrica de 2

MW a 2,4 KV cada uno. ........................................................................................... 139

Figura 4.2. Turbogenerador a gas (TG-6) de 15,7 MW a 13,8 KV. ........................ 140

Figura 4.3. Transformadores (XFR-53-5X01 y XFR-53-5X02) que interconectan

Planta Eléctrica y la subestación “A”........................................................................ 142

Figura 4.4. Diagrama unifilar del sistema eléctrico de la refinería Puerto La Cruz. 143

xxvii

Figura 4.5. Turbogenerador TG-6 de Planta Eléctrica. ............................................ 157

Figura 4.6. Turbogeneradores TG-7 y TG-8 de Planta Eléctrica. ............................ 158

Figura 4.7. Turbogeneradores de la Planta Alberto Lovera (P.A.L.). ...................... 159

Figura 4.8. Subestación Planta Alberto Lovera (P.A.L.). ........................................ 160

Figura 4.9. Transformador de potencia de la subestación P.A.L. ............................ 161

Figura 4.10. Transformador de superficie o padmounted. ....................................... 161

Figura 4.11. Banco de transformadores de distribución tipo barril. ........................ 162

Figura 4.12. Transformador tipo seco. ..................................................................... 162

Figura 4.13. Motores de corriente alterna tipo inducción. ....................................... 163

Figura 4.14. Conductores de potencia conectados a una barra de distribución. ...... 164

Figura 4.15. Interruptores de potencia en un centro de control de motores (CCM). 165

Figura 4.16. Banco de transformadores monofásicos sumergidos en aceite con una

capacidad de 300 KVA. ............................................................................................ 167

Figura 4.17. Barra de 480 V con estructura en forma de “H” para alimentar a las

distintas cargas del patio de tanques de la R.P.L.C. .................................................. 168

Figura 4.18. Centro de control de motores 1 (CCM-1) de la Caseta 1 (CVM-01) del

patio de tanques de la R.P.L.C. ................................................................................. 169

Figura 4.19. Caseta 1 (CVM-01) del patio de tanques de la R.P.L.C. ..................... 169

Figura 4.20. Interruptor principal del CCM-1.......................................................... 170

Figura 4.21. Interruptor termomagnético de caja moldeada conectado al

transformador trifásico tipo seco de 75 KVA. .......................................................... 171

Figura 4.22. Transformador trifásico tipo seco de 75 KVA. ................................... 172

Figura 4.23. Conductores de cobre # 2/0 AWG con aislamiento XHHW que llegan a

las barras del tablero eléctrico VM-4. ....................................................................... 173

xxviii

Figura 4.24. Tablero eléctrico VM-4 que alimenta al sistema de telemedición de los

tanques de almacenaje de la refinería Puerto La Cruz. ............................................. 174

Figura 4.25. Diagrama unifilar del sistema eléctrico de la telemedición de los tanques

de almacenaje de la refinería Puerto La Cruz. .......................................................... 175

Figura 5.1. Poste de distribución # 12, circuito 10A de Planta Eléctrica. ................ 176

Figura 5.2. Celda VM-3 del CCM-1 de la Caseta 1 (CVM-01)............................... 177

Figura 5.3. Interruptor termomagnético de caja moldeada de 15 Amperios............ 177

Figura 5.4. Tablero eléctrico VM-4 del CCM-1 de la Caseta 1 (CVM-01) del patio de

tanques de la refinería Puerto La Cruz. ..................................................................... 178

Figura 5.5. Tablero principal de iluminación de taques. .......................................... 179

Figura 5.6. Derivación que alimenta al tablero principal de iluminación de taques.

................................................................................................................................... 179

Figura 5.7. Tablero eléctrico VM-4 sin interruptor principal. ................................. 181

Figura 5.8. Localización sugerida del equipo analizador de energía en un sistema

típico de bajo voltaje. (IEEE Std. 1159, 1995, p. 39). .............................................. 183

Figura 5.9. Mediciones realizadas con el equipo analizador de energía Megger PA-9

Plus. ........................................................................................................................... 184

Figura 5.10. Instalación del analizador de energía Megger PA-9 Plus. ................... 185

Figura 5.11. Medición de las corrientes y los voltajes de fase del tablero eléctrico

VM-4. ........................................................................................................................ 185

Figura 5.12. Equipo analizador de energía Megger PA-9 Plus. (Megger, S/F, p. 31).

................................................................................................................................... 187

Figura 5.13. Sondas de corriente y voltaje del analizador de energía Megger PA-9

Plus. (Megger, S/F, p. 27). ........................................................................................ 188

Figura 5.14. Perfil de voltaje de la fase A (Va). ...................................................... 189

xxix

Figura 5.15. Perfil de voltaje de la fase B (Vb). ...................................................... 190

Figura 5.16. Perfil de voltaje de la fase C (Vc)........................................................ 191

Figura 5.17. Perfil de corriente de la fase A (Ia)...................................................... 192

Figura 5.18. Perfil de corriente de la fase B (Ib)...................................................... 193

Figura 5.19. Perfil de corriente de la fase C (Ic). ..................................................... 194

Figura 5.20. Perfil de desbalance de voltaje y corriente. ......................................... 195

Figura 5.21. Tendencia de frecuencia. ..................................................................... 196

Figura 5.22. Factor de potencia de la fase A. ........................................................... 197

Figura 5.23. Factor de potencia de la fase B. ........................................................... 198

Figura 5.24. Factor de potencia de la fase C. ........................................................... 199

Figura 5.25. Factor de potencia total. ...................................................................... 200

Figura 5.26. Distorsión armónica total de voltaje de la fase A. ............................... 201

Figura 5.27. Distorsión armónica total de voltaje de la fase B. ............................... 202

Figura 5.28. Distorsión armónica total de voltaje de la fase C. ............................... 203

Figura 5.29. Distorsión armónica total de corriente de la fase A. ............................ 204

Figura 5.30. Distorsión armónica total de corriente de la fase B. ............................ 205

Figura 5.31. Distorsión armónica total de corriente de la fase C. ............................ 206

Figura 5.32. Armónicos de voltaje promedio. ......................................................... 207

Figura 5.33. Armónicos de voltaje máximo. ............................................................ 208

Figura 5.34. Armónicos de corriente promedio. ...................................................... 209

Figura 5.35. Armónicos de corriente máxima.......................................................... 210

xxx

Figura 6.1. Diagrama de causa-efecto de las perturbaciones que impactan el

suministro eléctrico del sistema de telemedición de los tanques de almacenaje de la

refinería Puerto La Cruz. ........................................................................................... 213

Figura 7.1. Conexión ∆ (delta) del banco de capacitores en paralelo con la carga.

(Alexander C., y Sadiku N., 2006, p. 524). ............................................................... 223

Figura 7.2. Triángulo de potencia que ilustra la corrección del factor de potencia.

(Alexander C., y Sadiku N., 2006, p. 482). ............................................................... 224

Figura 7.3. Esquema de un banco automático de capacitores. ................................. 228

Figura 7.4. Sistema de potencia ininterrumpida (UPS) no redundante. (Data Power

Dear, S/F, p. 1). ......................................................................................................... 229

Figura 7.5. Diagrama de bloques del UPS. (PDVSA 90619.1.055, 1993, p. 22). ... 233

Figura 7.6. Tipos de descargas de batería. (PDVSA 90619.1.055, 1993, p. 14). .... 241

xxxi

RESUMEN

En el presente trabajo de grado, se realizó una minuciosa evaluación del sistema

eléctrico de la telemedición de los tanques de almacenaje de la refinería Puerto La

Cruz. Primeramente, se describió el sistema eléctrico de la refinería y los distintos

circuitos que la conforman, hasta llegar al circuito que alimenta a la telemetría de los

tanques, esto con la finalidad de conocer las características técnicas de los equipos

asociados y la operatividad del sistema. Asimismo, a partir de mediciones e

inspecciones de campo se identificaron las condiciones actuales de dicho sistema, los

registros arrojados por el Megger PA-9 Plus permitieron analizar los parámetros de

calidad de energía, los cuales a su vez contribuyeron para determinar las causas que

perturban el suministro eléctrico. Por último, se propuso mejoras al sistema eléctrico

de la telemedición de manera de asegurar la confiabilidad, continuidad y estabilidad

del sistema. Entre las alternativas propuestas se encuentran la incorporación de

dispositivos automáticos de protección, bancos de capacitores y sistemas de respaldo

como son los UPS (Sistemas de Potencia Ininterrumpida).

CAPÍTULO I

LA EMPRESA Y EL PROBLEMA

1.1 Presentación de la Empresa

Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA) y sus filiales es una corporación

propiedad de la República Bolivariana de Venezuela, creada por el Estado

venezolano en el año 1975, que se encarga de la exploración, producción,

manufactura, transporte y mercadeo de los hidrocarburos, de manera eficiente,

rentable, segura, transparente y comprometida con la protección ambiental; con el fin

último de motorizar el desarrollo armónico del país, afianzar el uso soberano de los

recursos, potenciar el desarrollo endógeno y propiciar una existencia digna y

provechosa para el pueblo venezolano, propietario de la riqueza del subsuelo nacional

y único dueño de esta empresa operadora. Sus operaciones son supervisadas y

controladas por el Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo

(MENPET). (Lozada J., 2008, p. 28).

Por mandato de la Constitución de la República Bolivariana de Venezuela, la

totalidad de las acciones de Petróleos de Venezuela S.A. pertenecen al Estado

Venezolano, en razón de la estrategia nacional y la soberanía económica y política,

ejercida por el pueblo venezolano. En ese sentido, PDVSA está subordinada al Estado

Venezolano y por lo tanto actúa bajo los lineamientos trazados en los Planes de

Desarrollo Nacional y de acuerdo a las políticas, directrices, planes y estrategias para

el sector de los hidrocarburos, dictadas por el Ministerio del Poder Popular para la

Energía y Petróleo. (Lozada J., 2008, p. 28).

http://www.pdvsa.com/index.php?tpl=interface.sp/design/readmenuprinc.tpl.html&newsid_obj_id=211&newsid_temas=92

http://www.pdvsa.com/index.php?tpl=interface.sp/design/readmenu.tpl.html&newsid_obj_id=92&newsid_temas=6

33

1.2 Reseña Histórica

El 14 de diciembre de 1.922 comenzaron las actividades petroleras en

Venezuela, a partir de ese momento este recurso es descubierto en el área Norte del

estado Anzoátegui y en el área del Lago de Maracaibo. En el año de 1.923 en el

estado Delaware (USA), se forma la Venezuela Oil Company S.A; para desarrollar

actividades petroleras en el país bajo la denominación Gulf Oil Company. (De

Oliveira D., 2011, p. 28).

PDVSA fue creada en 1.975 y desde entonces se ha convertido en una de las

corporaciones energéticas más importantes del mundo. A partir de 1.979, Meneven

coloca en el mercado: gasolina, lubricantes y otros derivados, el cual se ve afectados

por la crisis mundial y la sobreoferta experimentada en 1.981, determinada por: la

acumulación de inventarios de los países industrializados, altas tasas de interés en

mercados financieros, desarrollo creciente de fuentes de energía alternas y esfuerzos

conservacionistas. (De Oliveira D., 2011, p. 28).

A mediados de la década de los setenta se realiza la búsqueda de crudos

pesados y extra pesados en la faja petrolífera del Orinoco. En el año de 1.982 se da

inicio a la construcción del Criogénico de Oriente, y comienza sus actividades en

1.985. Para 1.986 se fusiona Corpoven y Meneven, con la finalidad de racionalizar las

operaciones de producción, refinación y mercado nacional. (De Oliveira D., 2011, p.

28).

En 1.997 Petróleos de Venezuela inicia el proceso de reestructuración más

importante desde la nacionalización de la industria, como respuesta inaplazable a las

necesidades de hoy y los retos de futuro, mediante el cual se propone reconfigurar el

papel de la casa matriz y consolidar una nueva estructura operativa basada en

unidades funcionales. Luego de que en Julio de 1.997, en el marco del primer

34

Congreso Ejecutivo de PDVSA y sus empresas filiales, la alta gerencia de la empresa

asumiera el compromiso con la transformación. (De Oliveira D., 2011, p. 29).

1.3 Procesos de PDVSA

De acuerdo a Lozada J. (2008), entre los procesos que realiza PDVSA, se

encuentran:

Exploración y Producción: es el primer eslabón de la cadena, el cual se ubica

en aguas arriba del negocio. De esta fase depende el hallazgo de hidrocarburos

(gaseosos y no gaseosos) en el subsuelo.

Refinación: proceso que se encarga de la transformación de los hidrocarburos

en productos derivados.

Comercialización: último eslabón de la cadena productiva. En esta etapa se

establecen las fórmulas de precios que reflejan las variaciones del mercado para

garantizar precios e ingresos justos para el pueblo venezolano.

Gas: con unas reservas probadas por 147 billones de pies cúbicos, Venezuela

es una de las potencias mundiales del sector de hidrocarburos gaseosos (p. 29).

1.4 Refinería Puerto La Cruz

1.4.1 Ubicación Geográfica

La refinería Puerto La Cruz está ubicada en la costa nororiental del país al este

de la ciudad de Puerto La Cruz en el estado Anzoátegui; tiene facilidades de acceso

desde el Mar Caribe y está conectada por oleoductos con los campos de producción




http://www.pdvsa.com/index.php?tpl=interface.sp/design/readmenuprinc.tpl.html&newsid_obj_id=394&newsid_temas=95

35

de Oriente. La conforman las instalaciones de Puerto La Cruz, El Chaure y San

Roque, a 40 Km de Anaco, vecina a la población de Santa Ana, estado Anzoátegui.

(Libro de Refinería, 2006, p. 4).

En la Figura 1.1, se muestra la ubicación de las refinerías antes mencionadas:

Figura 1.1. Ubicación geográfica de las refinerías Puerto La Cruz, El Chaure y San

Roque. (Libro de Refinería, 2006, p. 4).

1.4.2 Evolución Histórica

PDVSA (2005), presenta la evolución histórica de la refinería Puerto La Cruz,

partiendo de su construcción:

• Anaco

Refinería San Roque • Santa Ana

Puerto La Cruz • Refinería El Chaure

Refinería Puerto La Cruz

ANZOÁTEGUI

36

1948: la empresa Vengref comienza la construcción de la refinería, cuando aún

la escasa población de la época convivía en una aldea de pescadores.

1950: se inicia el funcionamiento de la planta con la unidad de destilación

atmosférica número uno (DA-1) para procesar 44 mil barriles diarios (MBD).

1957: se instala la unidad de destilación atmosférica número dos (DA-2), con

capacidad para procesar 65 MBD, y la unidad de destilación y desintegración

catalítica con capacidad de 9 mil barriles día.

1962: se modifica el patrón de refinación a un 40% de productos blancos y un

60% de combustible residual, con la puesta en funcionamiento de la unidad de

alquilación (2,4 MBD).

1960: la unidad DA-2 comienza a procesar 90 mil barriles diarios.

1964: la capacidad de la unidad de desintegración catalítica pasa de 9 a 11

MBD. Se instala la unidad de tratamiento de aminas de la planta de alquilación.

1969: aumenta la capacidad de procesamiento de la DA-1 (60 MBD).

1985: se inicia la construcción de las plantas de control ambiental, la unidad

despojadora de aguas agrias, el sistema de tratamiento de gases, la unidad de

neutralización de afluentes ácidos y la unidad recuperadora de azufre.

1986: se activan varias estaciones para el monitoreo de localidad del aire dentro

de las zonas de influencia de la planta industrial.

37

1988: entra en servicio el sistema de tratamiento de gases (STG) para remover

los gases combustibles y los compuestos sulfurosos para convertirlos en azufre

líquido elemental.

1993: inicia operaciones el sistema de tratamiento de efluentes de procesos

(planta STEP) con capacidad de procesar diariamente 7 mil metros cúbicos de

aguas industriales.

1995: se crea la Gerencia de Seguridad de los Procesos (STP), para lograr

identificación, entendimiento y control oportuno de los riesgos en los procesos

y evitar la ocurrencia de accidentes.

1999: se incorpora el programa de seguridad basado en la detección y

corrección de conductas riesgosas a través de la observación del desempeño del

trabajador en la ejecución de tareas.

2000: la capacidad instalada de procesamiento de crudo es de 200 mil barriles

diarios.

2001: se inicia la construcción del proyecto de Valorización de Corrientes

(Valcor).

2004: entran en operación las unidades de producción y reformado y diesel

hidrotratado de bajo azufre (Proyecto Valcor).

1.4.3 Rol de la Refinería

Por su ubicación estratégica, la refinería Puerto La Cruz cumple tres roles

principales:

38

Suplir la demanda del mercado interno de la región sur-oriental del país.

Colocación de los productos excedentes en el mercado de exportación.

Manejo y distribución de la producción de crudos del oriente del país hacia los

mercados de exportación y a las otras filiales. (Libro de Refinería, 2006, p. 5).

A continuación, se muestra la distribución de crudo y productos de la refinería

Puerto La Cruz:

Figura 1.2. Distribución de crudo y productos de la refinería Puerto La Cruz. (Libro

de Refinería, 2006, p. 5).

1.4.4 Misión y Visión de la Refinería

1.4.4.1 Misión

Esta refinería se propone como misión maximizar el valor agregado al negocio,

a través de la transformación del petróleo y otros insumos en productos de alta

39

calidad, de manera segura, confiable y rentable para la satisfacción de sus clientes,

armonía con la comunidad y el ambiente, con su más importante recurso altamente

capacitado y motivado. Por lo que la R.P.L.C. pretende ser una refinería modelo

reconocida por su seguridad, calidad, rentabilidad, eficiente, disciplina, trabajo en

equipo y búsqueda de normas cada vez más altas. (Mérida R., 2007, p. 28).

1.4.4.2 Visión

Conformar una refinería de clase mundial, reconocida por su seguridad, calidad,

eficiencia y trabajo en equipo con el objeto de consolidar un patrimonio de orgullo

nacional para las futuras generaciones de relevo. (Mérida R., 2007, p. 28).

1.4.5 Estructura Organizativa de la Gerencia Refinación Oriente

Figura 1.3. Estructura organizativa de la Gerencia Refinación Oriente.

40

1.4.6 Descripción General de la Refinería

La refinería Puerto La Cruz cuenta con una capacidad nominal para procesar

200 MBD de crudo en sus tres unidades de destilación, de los cuales 45%

corresponde a crudo pesado. (Libro de Refinería, 2006, p. 9).

La dieta de la refinería es variada, entre los principales crudos se tienen los

siguientes:

Figura 1.4. Dieta y productos de la refinería Puerto La Cruz. (Libro de Refinería,

2006, p. 9).

Como insumos a procesos se usa principalmente: isobutano, nafta pesada,

gasóleo de vacío y residuo desparafinado (SRQ) y los insumos a mezcla: gas natural,

gasolina natural, naftas, alquilato, gasolinas sin plomo y destilados. (Libro de

Refinería, 2006, p. 9).

41

Entre las unidades de proceso de la refinería, se encuentran:

Unidad de Destilación Atmosférica (DA-1).


Unidad de Fraccionamiento de Nafta – Unidad 03.

Unidad de Fraccionamiento de Nafta 051.

Unidad de Fraccionamiento 052.


Unidad de Craqueo Catalítico Fluidízado.

Unidad de Tratamiento Merox.

Unidad de Alquilación.

Las unidades de tratamiento y recuperación de azufre de la refinería son:

Unidad de Amina.

Unidad Despojadora de Aguas Agrias.

Unidad Recuperadora de Azufre.

Además, los servicios industriales de la refinería son:

Sistema de Agua Potable.

Sistema de Agua de Enfriamiento.

Sistema de Ósmosis Inversa.

Sistema Generación de Vapor.

Sistema de Aire Comprimido.

Sistema de Generación Eléctrica.

Sistema de Tratamiento de Aguas Servidas.

Sistema de Tratamiento de Efluentes de Proceso.

Sistema Lagunar Guaraguao.

42

Sistema Lagunar El Chaure.

En la refinería Puerto La Cruz, se cuenta con las siguientes plantas de

hidroprocesos:

Unidad Hidrotratadora de Nafta.

Unidad de Reformación CCR.

Sistema de Mechurrio.

Unidad de Despojamiento de Aguas Agrias.

Unidad de Recuperación de Azufre.

Unidad de Tratamiento de Gas de Cola Clauspol/Incineración.

Sistema de Recuperación de Condensado.

Sistema de Gas Combustible.

Unidad de Hidrotratamiento de Diesel.

Unidad de Amina.

Sistema de Agua de Enfriamiento.

Sistema de Gas Inerte.

1.4.7 Sistema de Almacenamiento

Según el libro de la refinería Puerto La Cruz (2006), los sistemas de

almacenamiento están ubicados en las áreas de Puerto La Cruz, El Terminal y El

Chaure, distribuidos en los sistemas de crudo y productos (p. 85).

1.4.7.1 Sistema de Crudo

El sistema de almacenamiento se encuentra dividido en tres grandes áreas

llamadas Patios de Tanques: Carga, Refinería y El Chaure, ubicados en el Terminal

43

Marino, Refinería P.L.C. y Refinería El Chaure, respectivamente. (Libro de Refinería,

2006, p. 85). La capacidad de estos patios se indica en la Tabla 1.1.

Tabla 1.1. Capacidad de almacenamiento de crudo de la refinería Puerto La Cruz.

(Libro de Refinería, 2006, p. 86).

Área Nº Tanques Capacidad (MBLS) Nominal No Bombeable

Patio de Carga 135XX 8 992 121 871 165XX 2 304 54 250 261XX 4 947 102 845 470X1 1 447 45 402

TOTAL 15 2690 322 2368 Patio Refinería P.L.C.

250XX 8 1983 321 1662 97XX 18 1549 320 1228 80XX 3 210 84 126

TOTAL 29 3741 725 3016 Patio El Chaure

80XX 4 273 28 245 150XX 3 420 75 345

TOTAL 7 693 103 590

1.4.7.2 Sistema de Productos

El sistema de almacenamiento de productos tiene una capacidad nominal de

6940 MBBLS, la cual se encuentra repartida en un total de 83 tanques (61 en P.L.C.

incluye tanques de slop, 22 en El Chaure). (Libro de Refinería, 2006, p. 86).

44

Tabla 1.2. Capacidad de almacenamiento de las refinerías Puerto La Cruz y El

Chaure. (Libro de Refinería, 2006, p.86).

Área Nº Tanques Capacidad (MBLS) Nominal Efectiva

R.P.L.C. 61 4670 4223 El Chaure 22 2270 2100 TOTAL 83 6940 6323

Refinería Puerto La Cruz Naftas/Gasolinas 23 1620 1504

Destilados 18 1465 1254 Residual 6 1230 1147 Etanol 3 245 222

TOTAL 50 4560 4127 Refinería El Chaure

Naftas/Gasolinas 7 560 483 Destilados 6 640 616 Residual 2 300 290 TOTAL 15 1500 1389

1.4.7.3 Planta de LPG

En la planta de LPG, ubicada en el área de almacenamiento de productos, se

almacena el isobutano proveniente del Complejo Criogénico Jose y el propano de

alquilación. Se dispone de dos (2) esferas de 60 MBBLS c/u, dos (2) salchichas para

el almacenamiento de propano, con una capacidad de 1000 BBLS c/u. (Libro de

Refinería, 2006, p. 87).

1.4.8 Sistema de Telemedición de los Tanques de Almacenamiento

Entre los sistemas de telemetría que se utilizan en los tanques de

almacenamiento de la refinería Puerto La Cruz se encuentran la tecnología Varec,

MCG y el sistema radar de la empresa Rosemount “TankRadar® REX”. Actualmente,

45

la mayoría de los tanques de almacenaje de la refinería tiene instalado y en

funcionamiento el sistema TankRadar® REX, mientras que los restantes utilizan la

antigua versión Saab TankRadar® L/2 (segunda generación), la tecnología Varec o

MCG. Dichos sistemas se han ido sustituyendo por el sistema Rosemount

TankRadar® REX (última versión).

En el Anexo A, se muestran los tanques de almacenaje que conforman el patio

de tanques de la refinería Puerto La Cruz, se detallan sus características, tipo de techo

(cónico, flotante y de domo), tipo de piso (plano, corona arriba o abajo), sistema de

telemedición que se encuentra instalado y operando (Saab, Varec o MCG), entre otras

especificaciones.

1.4.9 Proyecto Conversión Profunda Refinería Puerto La Cruz

El proyecto Conversión Profunda tiene como finalidad adecuar la refinería

Puerto La Cruz para procesar crudo pesado y extrapesado, producir productos

livianos de calidad de exportación y mejorar el margen de refinación en armonía con

el ambiente y el entorno social de la instalación. Todo esto mediante la

implementación de la tecnología venezolana HDH Plus®/SHP a niveles comerciales.

(Oliveros G., 2008, p. 4).

1.4.9.1 Alcance del Proyecto

El alcance incluye la remodelación de las unidades DA-1 y DA-2 para el

procesamiento de 80 y 90 MBD de crudo pesado merey, la construcción de una

Unidad de Vacío de 117 MBD (dos trenes), una Unidad de Conversión Profunda

basada en tecnología Intevep (HDH Plus®) de 50 MBD (dos trenes), una Unidad de

Hidroprocesamiento Secuencial (SHP) tecnología de Axens de 100 MBD (dos

46

trenes), unidades auxiliares, unidades de servicio, interconexiones y tanquería.

(Oliveros G., 2008, p. 2).

Figura 1.5. Producción actual y futura de la refinería Puerto La Cruz con la

incorporación del Proyecto Conversión Profunda. (Oliveros G., 2008, p. 2).

1.4.9.2 Objetivos del Proyecto

Tal como lo indica, Oliveros G. (2008), los objetivos que persigue el proyecto

son:

Maximizar el procesamiento de crudo pesado de la Faja Petrolífera del Orinoco

en la refinería Puerto La Cruz, para cubrir la demanda interna y exportar

combustibles (gasolina, jet, diesel y nafta) que cumplan con las regulaciones

del mercado internacional.

Procesamiento de las corrientes de fondo (residuales) de las unidades de

destilación atmosférica y de vacío en unidades de HDH Plus®/SHP.

47

Adecuar la calidad de los productos de refinación a los mercados internaciones

reduciendo su contenido de azufre.

Aumentar la producción de diesel de bajo contenido de azufre y jet de

exportación (p. 3).

1.4.9.3 Estructura Organizativa de la Gerencia Arranque Conversión Profunda

En la Figura 1.6, se muestra la estructura organizativa de la Gerencia Arranque

C.P. R.P.L.C:

Figura 1.6. Estructura organizativa de la Gerencia Arranque Conversión Profunda

Refinería Puerto La Cruz.

48

1.5 Planteamiento del Problema

Uno de los centros de procesamiento de crudo más importante de PDVSA, lo

constituye la refinería Puerto La Cruz (R.P.L.C.), la cual comprende un proceso de

manufactura del petróleo extraído en los campos de los estados Monagas y

Anzoátegui. Este complejo de refinación abarca geográficamente tres áreas

operacionales: Puerto La Cruz, El Chaure y San Roque, ubicadas en el norte y centro

del estado Anzoátegui, con una capacidad total de procesamiento de crudo de 200 mil

barriles por día, de los cuales se obtienen 73 mil barriles de gasolina y nafta, 12 mil

barriles de kerosene-jet, 43 mil barriles de gasoil y 73 mil barriles de residual e

insumos, requeridos para la mezcla de combustibles comercializados en los mercados

internos y de exportación.

El patio de tanques de la refinería Puerto La Cruz cuenta con 60 tanques de

almacenamiento, 3 de crudo y 57 de productos, los cuales pueden ser de techo cónico,

flotante y de domo. Cada tanque tiene instalado y en funcionamiento un sistema de

telemedición en radar, Rosemount TankRadar® REX, el cual suministra información

a los operadores sobre el nivel del crudo y los productos, entre otras características

como temperatura, presión, volumen y densidad.

Recientemente, se han presentado inconvenientes en el sistema de telemedición

de los tanques de almacenaje, esto producto de sobretensiones en el suministro

eléctrico que originan puntos calientes y destruyen las tarjetas electrónicas de dicho

sistema, lo cual ocasiona pérdidas materiales y económicas a la refinería, sin contar

con la importancia que tiene este sistema al momento de evitar el derrame del crudo y

sus derivados contenidos en dichos tanques. Además, de continuar este problema, se

podrían presentar incendios, parada de procesos, accidentes al personal que labora en

la refinería Puerto La Cruz e impactos al medio ambiente.

49

Es por ello, que en este trabajo se presentarán mejoras al sistema eléctrico de la

telemedición de los tanques de almacenamiento a la Gerencia de Crudos y Productos

de la refinería Puerto La Cruz, esto con el motivo de aumentar la confiabilidad en el

sistema eléctrico, disminuir o evitar la ocurrencia de fallas y permitir la incorporación

de sistemas de respaldo cuando se presente la caída del suministro eléctrico. Entre

estos sistemas se encuentran los grupos electrógenos, sistemas de potencia

ininterrumpida (UPS), sistemas fotovoltaicos, entre otros.

Para abordar esta problemática, será necesario revisar los distintos circuitos

eléctricos que se encuentran en el patio de tanques de la refinería, junto con

levantamientos y mediciones de campo que permitan obtener información sobre la

situación actual del sistema eléctrico de la telemedición de los tanques de

almacenamiento, de manera de tener una visión más amplia sobre las posibles causas

por las cuales se originan dichas fallas en el sistema. También, se revisará el sistema

de puesta a tierra (SPAT) de cada uno de los alimentadores principales del patio de

tanques de la refinería Puerto La Cruz.

Este trabajo es de suma importancia, ya que permitirá proponer mejoras al

sistema eléctrico de la telemedición de los tanques de almacenaje de la refinería

Puerto La Cruz (R.P.L.C.), asegurando la confiabilidad en los procesos de recibo,

almacenaje y despacho de productos. Igualmente, esta propuesta servirá de apoyo al

Proyecto Conversión Profunda que está en ejecución actualmente, en el cual se

construirán 25 nuevos tanques de almacenamiento, cuyo sistema eléctrico de la

telemedición estará sujeto a las mejoras y recomendaciones que se deriven de este

proyecto.

50

1.6 Objetivos

1.6.1 Objetivo General

Evaluar el sistema eléctrico de la telemedición de los tanques de almacenaje de

la refinería Puerto La Cruz (R.P.L.C.) ubicada en el estado Anzoátegui.

1.6.2 Objetivos Específicos

Describir el sistema eléctrico actual del patio de tanques de la refinería Puerto

La Cruz (R.P.L.C.).

Identificar las condiciones actuales del sistema eléctrico de la telemedición de

los tanques de almacenaje de la refinería Puerto La Cruz (R.P.L.C.) mediante

inspecciones y mediciones de campo.

Analizar los parámetros de calidad de energía del sistema eléctrico de la

telemedición de los tanques de almacenaje de la refinería Puerto La Cruz

(R.P.L.C.) a través de los registros arrojados por el analizador de energía

Megger PA-9 Plus.

Determinar las causas que perturban el suministro eléctrico del sistema de

telemedición del patio de tanques de la refinería Puerto La Cruz (R.P.L.C.).

Proponer mejoras para el sistema eléctrico de la telemedición de los tanques de

almacenaje de la refinería Puerto La Cruz (R.P.L.C.).

CAPÍTULO II

MARCO TEÓRICO

2.1 Antecedentes de la Investigación

Los antecedentes de la investigación son los estudios y trabajos de grado

relacionados con el problema planteado, es decir, investigaciones realizadas

anteriormente y que guardan alguna vinculación con el problema en estudio. A

continuación, se presentan los trabajos realizados previamente que sirvieron de base

para el desarrollo del proyecto:

De Oliveira D. (2011), evaluó los niveles de carga y cortocircuito del sistema

eléctrico de la refinería Puerto La Cruz ante la incorporación de la planta de

generación Alberto Lovera (P.A.L.), donde describió los circuitos instalados y obtuvo

mediante mediciones de campo la demanda de potencia actual en los diferentes

centros de control de motores (CCM) de la refinería. Realizó un estudio de flujo de

carga y los niveles de cortocircuito del sistema eléctrico de la refinería actual y

futuro, con la incorporación de P.A.L., mediante el ETAP®. Por último, propuso

mejoras a los niveles de operación y flexibilidad del sistema eléctrico de la refinería.

Este trabajo se tomó como referencia específicamente para la descripción del sistema

eléctrico de la refinería Puerto La Cruz y los diferentes circuitos que la conforman.

León M. (2009), realizó un estudio técnico y económico de la factibilidad de

implementar un sistema eléctrico de emergencia para INELECTRA, sede Teramo

sector El Peñonal, Lechería. Para esto, actualizó la carga eléctrica existente en

INELECTRA, calculó la capacidad del sistema eléctrico de emergencia teniendo en

cuenta el tipo de aplicación y las cargas prioritarias. Seguidamente, determinó la

52

ubicación y los sistemas de interconexión del sistema eléctrico de emergencia que

mejor se adapte al espacio físico apropiado. También, elaboró las especificaciones

técnicas de dichos equipos de emergencia. Este estudio sirvió de guía para la

determinación del tipo de sistema de respaldo y protección más adecuado para el

sistema de telemedición del patio de tanques de la refinería Puerto La Cruz.

Pericaguán J. (2009), analizó los parámetros de calidad de energía del edificio

sede de PDVSA Refinación Oriente de Puerto La Cruz, en el cual describió el sistema

eléctrico del edificio, identificó las cargas críticas y sensibles presentes en el sistema,

realizó mediciones y recolectó datos correspondientes a los parámetros de calidad de

energía. Por último, propuso mejoras al sistema eléctrico para mantener la calidad de

la energía. Este trabajo se tomó como base para el estudio y medición de los

parámetros de calidad de energía del sistema de telemedición de los tanques de

almacenaje de la refinería Puerto La Cruz.

Teletor E. (2009), en su trabajo diseñó una red de medición de nivel por radar

en tanques de petróleo, para prevenir accidentes humanos por gas H2S. Además,

determinó como mejorar la eficiencia en las operaciones de embarque del petróleo

con la instalación de equipos de medición de nivel, asegurando el continuo

funcionamiento de las operaciones sin riesgos de derrame de petróleo. Gracias a este

trabajo fue posible describir el funcionamiento y los distintos equipos que conforman

el sistema de telemedición de tanques (Saab TankRadar® REX), además permitió

describir las características de los tanques de almacenamiento de petróleo.

Bermúdez J. (2005), estudió el sistema eléctrico de corriente continua de planta

eléctrica y las subestaciones eléctricas con servicios auxiliares de la refinería Puerto

La Cruz. Empleó una metodología de investigación aplicada descriptiva y de campo,

de esta forma recolectó los datos a través de observación directa de los equipos y

mediciones de voltaje y corriente en las líneas de alimentación de los bancos de

53

baterías. Una vez presentados los datos a través de tablas y diagramas para su

posterior análisis, concluyó que es necesaria la sustitución de los equipos dañados e

implementar una configuración de doble alimentación de cargas en el sistema que

controla la apertura y cierre de los interruptores en el TG-6 de planta eléctrica y en las

subestaciones más importantes. Este estudio permitió analizar el sistema de corriente

continua de la refinería Puerto La Cruz y los distintos equipos que se encuentran

conectados a dicho sistema.

2.2 Bases Teóricas

2.2.1 Sistema de Telemedición de Tanques TankRadar® REX

TankRadar® REX es un avanzado sistema de medición de tanques por radar con

funciones de inventario y transferencia de custodia para tanques de almacenamiento.

El sistema cumple los requisitos más estrictos de funcionamiento y seguridad. El

desarrollo de TankRadar® REX está basado en 25 años de experiencia en medición de

nivel por radar. (Rosemount, 2007, p. 6).

2.2.1.1 Características del Sistema TankRadar® REX

Según la empresa Rosemount (2007), las características más resaltantes del

sistema TankRadar® REX son:

Excelente fiabilidad: el tiempo medio de funcionamiento del medidor es de 112

años.

Mayor precisión con aprobaciones de transferencia de custodia, incluyendo

certificado OIML (Organización Internacional de Metrología Legal).

54

Antenas antigoteo de acuerdo con el API (American Petroleum Institute).

Antenas para todo tipo de tanques.

Rendimiento e instalaciones probadas en todas las principales compañías

petrolíferas.

Método patentado para una medición precisa en tubos tranquilizadores,

inventado y patentado para los productos TankRadar®.

Protección contra el llenado excesivo homologada por TÜV (Technischer

Übervachungs-Verein) para alta seguridad medioambiental.

Emulación de medición para el ahorro en costes de instalación en sistemas

facilitados por otros proveedores.

Todas las funciones para el control completo del grupo de tanques disponibles

en un sistema.

Software HMI (Interfaz Hombre-Máquina) compatible con OPC (OLE for

Process Control).

Servicio y asistencia en todo el mundo (p. 6).

2.2.1.2 Resumen y Vista General de Funciones

De acuerdo a Rosemount (2007), el sistema TankRadar® REX mide y calcula

los datos del tanque correspondientes a:

55

Cálculos de inventario.

Transferencia de custodia.

Movimiento del petróleo.

Control de pérdidas.

Control operativo y de mezcla.

Detección de fugas y protección contra el llenado excesivo.

El sistema se configura con las funciones que necesite el usuario. Las funciones

disponibles son:

Medición de nivel, temperatura y nivel de interfaz del agua.

Medición de la presión del vapor y la presión hidrostática.

Volumen total observado (TOV) y densidad observada en el medidor.

Cálculos del volumen neto conforme al API (American Petroleum Institute)

con el paquete de software TankMaster®.

Funciones completas de inventario, híbridas y transferencia de custodia con el

paquete de software TankMaster®.

Bus de campo Foundation™, bus de comunicación con Profibus DP, Tiway y

el propio TRL/2 (TankRadar® L/2, segunda generación).

56

Emulación de otros buses de campo para el ahorro en costes de instalación en

sistemas antiguos de otros fabricantes.

Múltiples entradas de temperatura, entradas/salidas analógicas, entradas HART

para transmisores de presión y salidas de relés incorporadas en el medidor tipo

radar.

Visualización de campo local (p. 7).

Los valores medidos se comunican a través de un bus de campo o directamente

a un PC. En los sistemas de mayor tamaño existen Unidades de Comunicación de

Campo (FCU) que recogen los datos de distintos buses de campo. De este modo,

tanto los medidores autónomos como los grandes sistemas con cientos de medidores

resultan económicos y ofrecen un excelente rendimiento. (Rosemount, 2007, p. 8).

El sistema TankRadar® REX se configura y se utiliza mediante el paquete de

software TankMaster® compatible con OPC (OLE for Process Control). Se trata de

un software de Interfaz Hombre-Máquina (HMI) que ofrece al operador una buena

visión general y acceso rápido a cualquiera de los valores medidos. El software ofrece

además una amplia gama de funciones de inventario y transferencia de custodia, tales

como volúmenes estándar netos según las normas API, creación de informes,

alarmas, gráficos, tendencias, etc. (Rosemount, 2007, p. 8).

El sistema TankRadar® REX puede incluir diversos equipos integrados, tales

como:

Sensores de temperatura de punto múltiple.

57

Sensores de medición de la interfaz del agua integrados con sensores de

temperatura.

Transmisores de presión del vapor.

Transmisores de presión hidrostática.

Estaciones de trabajo de PC con TankMaster® en red.

Enlace de radio entre la estación de trabajo para PC de TankMaster® y la

Unidad de Comunicación de Campo.

Visualización de datos local en unidades de adquisición de datos o en unidades

de display remota. (Rosemount, 2007, p. 8).

Figura 2.1. Vista general del sistema TankRadar® REX. (Rosemount, 2007, p. 7).

58

2.2.1.3 Medición de Nivel por Radar

Los medidores TankRadar® REX ofrecen una excelente fiabilidad en la

medición por radar sin contacto, sin partes móviles y sólo con la antena en el interior

de la atmósfera del tanque. (Rosemount, 2007, p. 9).

Rosemount (2007), indica que para la medición de nivel por radar se utilizan

dos técnicas de modulación principales:

Método de Pulsos: mide el tiempo que tarda un impulso en llegar hasta la

superficie y en volver. Se utilizan medidores de nivel por radar de pulsos sobre

todo para aplicaciones de menor precisión.

Modulación en Frecuencia de Onda Continua, FMCW: este método es el

utilizado por los medidores de nivel por radar de alta precisión (p. 9).

2.2.1.3.1 El Método FMCW

El medidor tipo radar transmite unas microondas hacia la superficie del líquido.

La señal de microondas tiene una frecuencia continuamente variable en torno a 10

GHz. Cuando la señal ha llegado a la superficie del líquido y ha regresado a la antena,

se mezcla con la señal transmitida en ese momento. La frecuencia de la señal

transmitida ha variado ligeramente durante el tiempo que la señal del eco tarda en

llegar hasta la superficie y regresar. Al mezclar la señal transmitida con la recibida, el

resultado es una señal de baja frecuencia proporcional a la distancia hasta la

superficie. Esta señal proporciona un valor medido con gran precisión. El método

recibe el nombre de método FMCW (Modulación en Frecuencia de Onda Continua).

(Rosemount, 2007, p. 9).

59

Figura 2.2. El método FMCW se basa en un barrido de radar con frecuencia

variable. (Rosemount, 2007, p. 9).

2.2.1.3.2 Protección Contra Relámpagos

Rosemount (2007), señala que los relámpagos pueden inducir un voltaje muy

alto en los cables de campo de grupos de tanques. El sistema TankRadar® REX ha

sido diseñado para reducir al mínimo el peligro de los daños causados por relámpagos

al equipo.

Todos los nodos del sistema están aislados galvánicamente tanto en la toma de

corriente de la red, como en el bus TRL/2 (TankRadar® L/2, segunda

generación).

Los componentes y filtros de protección estándar permiten soportar corrientes

transitorias rápidas.

Diversos varistores para protección contra la corriente transitoria rápida y

descargadores de tubo de gas (protección contra sobretensiones) situados dentro

60

del medidor protegen los componentes electrónicos. Como todas las chispas se

producirán dentro del compartimento a prueba de fuegos, el tanque también

estará protegido contra peligros de explosión.

La toma de corriente de la red está protegida por fusibles (p. 11).

2.2.1.4 Equipos Periféricos Utilizados para la Medición de Nivel

2.2.1.4.1 Cabeza Transmisora

La cabeza trasmisora del sensor de nivel, es básicamente una computadora ya

que contiene los elementos de una PC (Personal Computer), memoria, unidad de

procesamiento, módulos de entrada y salida, por lo tanto ésta enviará y recibirá datos

que serán enviados a la Unidad de Comunicación de Campo (FCU) vía cables de

datos. Este es necesario direccionarlo desde el setup del software de monitoreo de

tanques. Este equipo acepta información proveniente de sensores de temperatura que

se instalarán o no dependiendo de la aplicación. (Teletor E., 2009, p. 37).

Figura 2.3. Cabeza transmisora. (Rosemount, 2007, p. 18).

61

2.2.1.4.2 Unidad de Comunicación de Campo (FCU)

La Unidad de Comunicación de Campo (FCU) es un concentrador de datos que

consulta permanentemente los datos de los dispositivos de campo, como Radares

Medidores de Tanques (RTG), Unidades de Adquisición de Datos (DAU) y Unidades

de Display Remoto (RDU), almacenándolos en una memoria intermedia. Cada vez

que se recibe una solicitud de datos, la FCU puede enviar inmediatamente los datos

de un grupo de tanques desde la memoria intermedia actualizada. (Rosemount, 2007,

p. 28).

Figura 2.4. Unidad de comunicación de campo (FCU). (Rosemount, 2007, p. 28).

2.2.1.4.3 Modem del Bus de Campo (FBM)

El FBM es usado para conexión del software de monitoreo PC al bus de campo.

El FBM es conectado a la PC usando RS232 o interfaz USB. Este se configura desde

el setup del software de monitoreo así mismo que puerto se utilizará, ya sea el RS232

o el puerto USB. Este se instala en un lugar seguro porque no es a prueba de

explosión, principalmente se instala en la oficina de administración o en la sala de

comunicaciones. (Teletor E., 2009, p. 38).

62

Figura 2.5. Modem del bus de campo (FBM). (Rosemount, 2007, p. 32).

2.2.1.4.4 Unidad de Adquisición de Datos (DAU)

La Unidad de Adquisición de Datos (DAU) se usa junto con un Medidor tipo

Radar para Tanques (RTG) asociado para la lectura local y para la conexión de

sensores de temperatura. La unidad recibe su alimentación del Medidor tipo Radar de

Tanque (RTG), al que va conectada, y se comunica a través de éste. La DAU puede ir

equipada con un display de lectura que indica el nivel, la temperatura y otros valores

medidos. Con la DAU colocada al pie del tanque, es posible consultar estos valores

en el tanque sin necesidad de subir hasta la parte superior. En caso necesario, la DAU

también se puede colocar en la parte superior del tanque. (Rosemount, 2007, p. 26).

Figura 2.6. Unidad de adquisición de datos (DAU). (Rosemount, 2007, p. 26).

63

2.2.1.4.5 Unidad de Display Remota (RDU)

La Unidad de Display Remota (RDU) es una unidad de display resistente para

uso al aire libre en zonas con peligro de explosión. Si el número de elementos de

temperatura por tanque es de 6 o inferior, la RDU es la solución más rentable para la

visualización de campo. En este caso los elementos de temperatura se pueden

conectar directamente al medidor TankRadar® (RTG) sin necesidad de usar una

Unidad de Adquisición de Datos (DAU). La RDU muestra los datos calculados, como

el nivel, temperatura promedio, volumen, intensidad de la señal, etc. (Rosemount,

2007, p. 27).

Figura 2.7. Unidad de display remota (RDU). (Rosemount, 2007, p. 27).

En la Figura 2.8, se muestra un diagrama de bloques con los equipos de campo

que conforman el sistema de telemedición TankRadar® REX ubicados en dos tanques

de almacenaje: uno con techo cónico y otro con techo flotante. Además, se observa la

conexión de dichos equipos al bus de campo, donde los datos son transmitidos a la

unidad de comunicación de campo (FCU) que se encuentra en la estación de

supervisión y control de tanques.

64

Figura 2.8. Diagrama de bloques del sistema de telemedición TankRadar® REX.

2.2.2 Sistema Eléctrico de Potencia (SEP)

Según el Institute of Electrical and Electronics Engineers (IEEE, Instituto de

Ingenieros Eléctricos y Electrónicos), un sistema de potencia es una red formada por

unidades generadoras eléctricas, cargas y/o líneas de transmisión de potencia,

incluyendo el equipo asociado, conectado eléctricamente o mecánicamente a la red.

(González F., 2007, p. 2).

Además, González F. (2007), define un sistema de potencia como una red

eléctrica de potencia que se encarga de generar, transmitir y distribuir la energía

eléctrica, hasta los consumidores (p. 2).

65

Figura 2.9. Sistema eléctrico de potencia (SEP).

La función principal del SEP es garantizar el abastecimiento del suministro de

energía eléctrica dentro de su área de aplicación, operando de forma técnica y

económicamente óptima, con el aprovechamiento de todas las fuentes de energía y

garantizando el abastecimiento al mínimo costo, cumpliendo con los niveles de

calidad establecidos en la norma técnica correspondiente. (González P., 2012, p. 13).

La correcta operación del sistema de potencia dependerá principalmente de la

habilidad de los operadores, de proveer de forma ininterrumpida y segura, el servicio

a cada una de las cargas conectadas al sistema. La confiabilidad de que la potencia

pueda ser abastecida, implica mucho más que el mero hecho de que esté disponible.

Idealmente, las cargas deben ser alimentadas con voltaje y frecuencia constante a

todo momento. En términos prácticos esto significa, que tanto el voltaje y la

frecuencia deben estar dentro de los límites de tolerancia, para que los equipos de los

consumidores puedan operar de forma satisfactoria. (González P., 2012, p. 14).

66

Debido a lo acotado anteriormente, un sistema de potencia debe ser capaz de

operar en cualquier instante, de tal forma que ante la presencia de una perturbación, el

sistema no llegue a condiciones delicadas que atenten su confiabilidad. Es por esta

razón que los equipos que posee un sistema de potencia son diseñados para operar

dentro de ciertos límites; la mayoría de sus componentes están protegidos por

elementos automáticos, que pueden operar de tal forma que los equipos se

desconecten del sistema si sobrepasan sus límites. (González P., 2012, p. 14).

Figura 2.10. Estructura de un sistema eléctrico de potencia. (Naranjo A., 2008, p.

13).

2.2.2.1 Sistema de Distribución de Potencia

Un sistema de distribución de energía eléctrica es el conjunto de elementos

encargados de conducir la energía desde una subestación de potencia hasta el usuario.

Básicamente, la distribución de energía eléctrica comprende las líneas primarias de

distribución, los transformadores de distribución, las líneas secundarias de

distribución, las acometidas y medidores. (Yebra J., 2009, p. 2).

67

Figura 2.11. Estructura de un sistema de distribución de potencia. (Naranjo A.,

2008, p. 14).

La distribución de energía eléctrica debe realizarse de tal manera que el cliente

reciba un servicio continuo, sin interrupciones, con un valor de voltaje adecuado que

le permita operar sus aparatos eficientemente, y que la forma de onda senoidal sea

pura, es decir que esté libre de armónicas. La distribución de energía eléctrica debe

llevarse a cabo con redes bien diseñadas que soporten el crecimiento propio de la

carga, y que además sus componentes sean de la mejor calidad para que resistan el

efecto del campo eléctrico y los efectos de la intemperie a la que se verán sometidas

durante su vida útil. Las redes eléctricas deben ser proyectadas y construidas de

manera que tengan la flexibilidad suficiente para ampliarse progresivamente con

cambios mínimos en las construcciones existentes, y así asegurar un servicio

adecuado y continuo para la carga presente y futura al mínimo costo de operación.

(Yebra J., 2009, p. 2).

2.2.2.2 Tablero Eléctrico

Es el conjunto de dispositivos eléctricos y mecánicos que permiten la

distribución segura y confiable de la energía eléctrica desde uno o varios dispositivos

suplidores (fuentes) a uno o varios dispositivos de consumo (cargas). Están

68

conformados por uno o varios dispositivos de apertura y cierre de potencia

(interruptor o seccionador) de entrada, barras de cobre de distribución interna y varios

dispositivos de salida (interruptores, seccionadores y/o contactores), todo protegido

por un gabinete metálico (envoltura) que a su vez tiene la función de proteger a los

usuarios de riesgos de contactos eléctricos y de las perturbaciones y/o alteraciones

que le pudiesen ocurrir por factores ambientales (humedad, polvo, corrosión y gases

explosivos). (Casado O., 2009, p. 239).

Figura 2.12. Tableros eléctricos de distribución de bajo voltaje.

Los tableros eléctricos tienen la finalidad específica de permitir la distribución

de la energía eléctrica de manera que no represente riesgo o inseguridad para los

usuarios u operadores y debe despejar cualquier anormalidad que se presente por un

cortocircuito entre fases o a tierra y por una sobrecarga en el sistema de la manera

más rápida interrumpiendo el flujo de corriente. También los tableros eléctricos

tienen la función de activar y desactivar cargas controladas remotamente, así como la

conmutación entre dos o más fuentes de suministro. (Casado O., 2009, p. 239).

69

Los tableros eléctricos deben ser calculados de acuerdo con el nivel de voltaje

(bajo o medio voltaje), el nivel de corriente nominal de operación, el nivel de

corriente de cortocircuito que debería soportar en caso de una falla y el ambiente

donde serán instalados. (Casado O., 2009, p. 240).

2.2.2.2.1 Componentes de un Tablero Eléctrico

2.2.2.2.1.1 Barra

Para efectos de la descripción de los componentes internos de los tableros

eléctricos, una barra es el elemento conductor de la energía eléctrica que se utiliza

para la interconexión de los diferentes interruptores y/o seccionadores. Comúnmente

están construidas de cobre de sección rectangular de 99 % de pureza, aunque también

pueden ser de aluminio. La norma aplicable para barras de cobre es la ASTM-B187-

00. (Casado O., 2009, p. 240).

Figura 2.13. Repartición de juego de barras en tablero eléctrico.

70

2.2.2.2.1.2 Gabinete o Celda Eléctrica

Se denomina gabinete o celda eléctrica a la envoltura metálica de protección de

los tableros eléctricos, tienen la finalidad de evitar los esfuerzos mecánicos sobre los

diferentes elementos y dispositivos que conforman el tablero, protegerlo contra

factores externos que puedan afectar su funcionamiento y evitar contactos

accidentales de personas con los elementos internos energizados. (Casado O., 2009,

p. 240).

Los gabinetes de los tableros eléctricos se clasifican de acuerdo con los factores

de protección que brindan a los componentes internos del tablero. Las normas

nacionales e internacionales que los clasifican son: COVENIN 3398-1998 (grados de

protección proporcionados por las envolventes utilizadas en medio y bajo voltaje

contra impactos mecánicos), NEMA 250-2003 (Standards for Electrical Use

Enclosures) y ANSI C37.20.3 (Standard for Metal-Enclosed Interrupter Switchgear).

De acuerdo con la norma NEMA 250-2003 y la norma IEC 529 (IP), las

clasificaciones más usadas son: NEMA 1 (IP 10) para gabinetes guardapolvo (uso

interior). (Casado O., 2009, p. 240).

Figura 2.14. Gabinete o celda eléctrica NEMA 1 (IP 10) para uso interior.

71

Los tipo NEMA 2 (IP 11) para gabinetes guardapolvo y contra goteos (uso

interior), NEMA 3R (IP 14) para gabinetes de protección contra la lluvia (uso

exterior), NEMA 4 (IP 56) para gabinetes estancos, donde hay uso de mucha agua

(uso exterior), NEMA 4X (IP 56) para gabinetes estancos y sumergibles, para

ambientes especiales y de alto riesgo (uso exterior), NEMA 12 (IP 54) para gabinetes

estancos (uso interior). (Casado O., 2009, p. 241).

Figura 2.15. Gabinete o celda eléctrica NEMA 4X (IP 56) para uso exterior.

2.2.2.2.1.3 Aislador

Los aisladores son dispositivos construidos con materiales de alta resistencia a

la conducción de la electricidad que son usados como soporte de fijación de los

conductores y barras energizadas. Los mejores materiales para la elaboración de

aisladores son el vidrio, la porcelana y en la actualidad nuevos compuestos

elastoméricos (compuestos a base de resina epóxicas). Pueden ser usados en

ambientes secos o húmedos de acuerdo con su forma. Para ambientes húmedos y

lluviosos (uso exterior) estos tienen pliegues y discos sobresalientes para evitar que el

agua pueda hacer un contacto directo entre el conductor energizado y la base metálica

(poste) de soporte. Para el caso de los tableros eléctricos su aplicación es para

mantener alineadas y firmes las barras y los interruptores al gabinete. Las

72

características y especificaciones de construcción y aplicación de los aisladores están

estrictamente estandarizadas por normas nacionales e internacionales. Es importante

indicar que los aisladores en los tableros eléctricos cumplen un papel primordial, ya

que no permiten la deformación de las barras internas cuando se presenta una falla

por cortocircuito dentro o fuera del tablero, por lo que su cálculo depende del voltaje

de operación y la corriente de cortocircuito que debe soportar el tablero eléctrico.

(Casado O., 2009, p. 241-242).

Figura 2.16. Aisladores de barra de bajo voltaje.

2.2.2.2.1.4 Interruptor

Es un dispositivo eléctrico de conexión y desconexión de potencia que tiene la

finalidad de interrumpir la salida de potencia eléctrica del generador u otro elemento

de suministro (transformador o barra) a una carga, esto lo puede hacer por maniobra

manual del operador o por actuación motorizada, la apertura puede ser automática y

muy rápida por la actuación de un dispositivo de protección eléctrica que opera por

sobrecorriente (de forma retarda) o cortocircuito (de forma instantánea) o por otro

tipo de protecciones. (Casado O., 2009, p. 242).

73

Figura 2.17. Interruptores termomagnéticos: trifásico, bifásico y monofásico.

2.2.2.2.1.5 Seccionador

Es un dispositivo eléctrico de conexión y desconexión que tiene la finalidad de

aislar la salida de potencia eléctrica del generador u otro elemento de suministro

(barra o transformador), puede ser operado por maniobra manual del operador o por

un dispositivo motorizado, sin embargo la diferencia con respecto al interruptor es

que es un dispositivo de apertura lenta y no por protección. (Casado O., 2009, p.

242).

Figura 2.18. Seccionador tripolar portafusible 12 KV, 630 A y 16 KA.

74

Los seccionadores son diseñados para bajo o medio voltaje y pueden contar con

portafusibles con fusibles que producen una apertura total de todas las fases del

interruptor en caso de que alguno se queme. (Casado O., 2009, p. 242).

2.2.2.2.1.6 Conmutador

Es un dispositivo mecánico de conmutación de potencia eléctrica entre dos

fuentes para una salida o viceversa, que pueda operar manualmente o mediante un

motor o bobinas de accionamiento. Pueden ser tripolares (tres polos) y tetrapolares

(cuatro polos para conmutar el neutro). Su principal uso es en los tableros de

transferencia en los sistemas de respaldo de energía eléctrica. (Casado O., 2009, p.

243).

Figura 2.19. Conmutador de transferencia (bypass).

2.2.2.2.1.7 Instrumentación

Es el conjunto de dispositivos de medición y monitoreo de los parámetros

provenientes de las diferentes variables eléctricas. Pueden ser portátiles (para pruebas

y ensayos) o fijos que se utilizan en los tableros eléctricos. Se clasifican en analógicos

y digitales. Los analógicos son cuando su medida se comparará con un campo con

expresiones de mínimo y máximo valores, los más conocidos son los instrumentos de

aguja y los digitales (cuando expresan su medida en dígitos). Los instrumentos más

75

utilizados en tableros eléctricos son: voltímetro, amperímetro, frecuencímetro,

vatímetro (medidor de potencia activa), varímetro (medidor de potencia reactiva),

fasímetro (medidor de coseno φ), sincronoscopio (para comparar las ondas y

secuencia de fases cuando se sincronizan un generador a una barra energizada). En lo

que respecta a la instrumentación se deben aclarar los términos de exactitud, precisión

y resolución. La exactitud o precisión representa la cercanía entre la medida y el valor

real y la resolución es la menor medida que pueda hacer el instrumento. (Casado O.,

2009, p. 243).

Figura 2.20. Voltímetro, amperímetro, fasímetro y sincronoscopio analógico.

2.2.2.2.2 Clasificación de los Tableros Eléctricos

Según Casado O. (2009), los tableros de potencia y distribución se pueden

clasificar de acuerdo con:

2.2.2.2.2.1 Su Aplicación

2.2.2.2.2.1.1 Centro de Distribución de Potencia (CDP)

Es el tablero de bajo o medio voltaje que tiene uno o varios interruptores y/o

seccionadores de entrada y salida sobre una barra común y dentro de uno o varios

gabinetes o celdas robustamente fijados el uno al otro que conforman un solo cuerpo,

con la finalidad de recibir y distribuir potencia eléctrica a consumidores finales que

76

pueden ser: tableros de fuerza y distribución, centro de control de motores y tableros

de transferencia. Son representados en los planos y diagramas con las siglas “CDP”.

Un tablero con un solo interruptor de protección de un grupo electrógeno o de

protección del transformador en una subestación es considerado también un centro de

distribución de potencia. (Casado O., 2009, p. 251).

También, puede ser definido como el conjunto de interruptores

termomagnéticos de protección, barras de cobre y sus aisladores (para distribución de

potencia) y sus gabinetes de protección mecánica, para la distribución segura y

confiable de la potencia eléctrica a las diferentes cargas de acuerdo con la magnitud

de su consumo eléctrico. Por los niveles de voltaje a los que operan se clasifican en

“tableros de distribución de bajo” o “de medio voltaje”. (Casado O., 2009, p. 23).

Figura 2.21. Centro de distribución de potencia (CDP) de bajo voltaje.

2.2.2.2.2.1.2 Centro de Fuerza y Distribución (CFD)

Es un tablero que por lo general tiene un solo interruptor de entrada (interruptor

principal) y varios interruptores de salida para alimentar tableros como los centros de

control de motores, tableros de alumbrado y circuitos auxiliares y cargas individuales

77

de importancia. Este tipo de tablero sólo se construye en bajo voltaje. Por lo general

los gabinetes de estos tableros son del tipo autoportantes. (Casado O., 2009, p. 252).

Figura 2.22. Centro de fuerza y distribución (CFD) de bajo voltaje.

2.2.2.2.2.1.3 Centro de Control de Motores (CCM)

Es el tablero que contiene los circuitos para el arranque, parada y protección de

consumidores eléctricos que por lo general son inductivos como motores. Puede estar

constituido por celdas compartimentadas o no, ya que en la actualidad se fabrican en

módulos o gavetas extraíbles, contentivos de todos los dispositivos que intervienen en

la operación segura de los motores como: el interruptor de protección, el contactor

electromagnético de arranque y parada, los circuitos de control y en algunos casos

también un seccionador. (Casado O., 2009, p. 252-253).

Figura 2.23. Centro de control de motores (CCM).

78

2.2.2.2.2.1.4 Tablero de Transferencia (TT)

El tablero de transferencia de carga es el encargado de conmutar o transferir la

fuente de suministro normal de la red utilitaria al sistema de emergencia o respaldo.

Pueden clasificarse en: “operación automática” y “operación manual”. (Casado O.,

2009, p. 253).

La norma NFPA 110 “Standard for Emergency and Standby Power Systems” en

su capítulo Nº 6 normaliza y hace obligatorio cumplimiento las características básicas

de los tableros de transferencia automáticos, como son entre otras: deben ser

eléctricamente operados y mecánicamente enclavados, deben tener forma de

actuación manual, los monitores de control deben supervisar el voltaje y secuencia de

la red utilitaria y la del sistema de emergencia, deben tener aviso visual cuando no

está en forma de operación manual, la corriente de operación del conmutador de

potencia deberá ser la corriente de la mayor de las fuentes de suministro que el mismo

conmuta. (Casado O., 2009, p. 253).

Figura 2.24. Tablero de transferencia automática.

79

El proceso de operación de los tableros de transferencia automática tiene los

siguientes pasos:

Monitoreo de parámetros de línea (red utilitaria).

Puesta en funcionamiento del sistema de emergencia (período ajustable).

Transferencia de fuente de suministro a fuente de emergencia (período

ajustable).

Monitoreo de parámetros del sistema de emergencia y monitoreo de parámetros

de línea.

Retransferencia de fuente de suministro a fuente de red utilitaria (período

ajustable).

Apagado del sistema de emergencia y luego vuelve al primer paso.

Los tableros de transferencia automática se clasifican en dos tipos: de transición

abierta y transición cerrada. Los tableros de transferencia automática de transición

abierta son la generalidad, tienen un conmutador motorizado que cuando falla la línea

normal de la red utilitaria transfiere la fuente de suministro pasando por un punto

muerto, donde se efectúa un corte de la energía y luego conecta la fuente alterna de

energía (sistema de emergencia) que previamente había encendido por su controlador

automático. Luego de que la línea de la red utilitaria pasa a la normalidad, el

conmutador retransfiere la fuente de suministro del sistema de emergencia a la red

utilitaria, pasando nuevamente por un punto muerto donde se efectúa de nuevo un

corte de energía. (Casado O., 2009, p. 254).

80

El tablero de transferencia automática de transición cerrada realiza la

conmutación de una fuente a la otra de modo tal que no hay corte de energía

producido por la conmutación, esto se puede lograr de dos formas: (a) por la

operación de un conmutador especial de alta robustez que opera de forma muy rápida

y que no abre la conmutación de una fuente hasta tanto la otra esté cerrada, aunque se

genera un encuentro entre las dos fuentes fuera de sincronismo, la conmutación es tan

rápida que el efecto es casi imperceptible para las protecciones. (b) La otra forma es

una transferencia sincronizada donde el tablero de transferencia automática cuenta

con dos interruptores de maniobra, y con una secuencia de operación con un

sincronizador automático que controla los parámetros del sistema de emergencia,

busca la secuencia, frecuencia y voltaje de la red utilitaria y luego que están en

coincidencia cierra el interruptor de línea, transfiere su carga y luego abre el

interruptor de emergencia, por lo que en el proceso de retransferencia no hay corte de

energía eléctrica. (Casado O., 2009, p. 255).

2.2.2.2.2.1.5 Tablero de Sincronización

Es el conjunto de interruptores termomagnéticos de maniobra y protección,

sistemas de control, relés de protección especiales, barras de cobre y sus aisladores y

sus gabinetes de protección mecánica, para la interconexión de dos o más sistemas de

emergencia en operación compartida de carga (régimen paralelo). Por los niveles de

voltaje a los que operan se clasifican en “tableros de sincronización de bajo” o “de

medio voltaje”. El tablero de sincronización se puede clasificar dentro de los tableros

de distribución de potencia. (Casado O., 2009, p. 23-24).

81

Figura 2.25. Tablero de sincronización.

2.2.2.2.2.1.6 Centro de Arrancadores y Control (CAC)

Es el tablero consistente de celdas no compartimentadas que contienen circuitos

para arranque, parada y protección eléctrica de consumidores eléctricos que son

principalmente motores. A la vez puede contener circuitos de baja potencia o

electrónicos, destinados a control de funciones. Se abrevia CAC. (COVENIN 2783,

1998, p. 3).

Figura 2.26. Centro de arrancadores y control (CAC).

82

2.2.2.2.2.1.7 Tablero de Alumbrado y Circuitos Auxiliares (TA)

Los tableros de alumbrado y circuitos auxiliares son aquellos de los cuales

dependen los circuitos de iluminación, puntos de tomacorriente, circuitos especiales

para fuentes de poder, dispositivos de comunicación y cargadores de baterías. Son

específicamente superficiales (adosados o embutidos en las paredes) con acceso sólo

frontal, pueden tener un interruptor principal. Su alimentación proviene de un tablero

de fuerza y distribución. (Casado O., 2009, p. 255).

Figura 2.27. Tablero de alumbrado y circuitos auxiliares (TA).

2.2.2.2.2.1.8 Tablero de Celdas de Seccionamiento MV (CSEC)

La principal función de los tableros de celdas de seccionamiento es aislar y

proteger (cuando tienen fusibles) circuitos principales de alimentación en

subestaciones de medio voltaje. (Casado O., 2009, p. 256).

83

Figura 2.28. Tablero de celdas de seccionamiento MV (CSEC).

Los tableros pueden contener seccionadores sencillos, sólo de operación

manual o seccionadores con fusibles que abren automáticamente las tres fases cuando

se abre algunos de los fusibles por sobrecarga o cortocircuito. (Casado O., 2009, p.

256).

2.2.2.2.2.2 El Nivel de Voltaje al cual son Sometidos

De acuerdo con su nivel de voltaje y en referencia a la generación de energía

eléctrica, los tableros se pueden clasificar en tableros de bajo voltaje (entre 120 y

1.000 VAC) y tableros de medio voltaje (entre 2,4 y 34 KV). (Casado O., 2009, p.

245).

2.2.2.2.2.3 Tipo de Ambiente y Ubicación (Interior o Exterior)

De acuerdo con el tipo de ambiente y ubicación los tableros eléctricos según las

características de su gabinete y las normas COVENIN 3399-1998 y NEMA 250-

2003, se clasifican en: tableros para uso interior (indoor switchgear), tableros para

84

uso exterior (outdoor switchgear), tableros para uso en ambiente marino o corrosivo

y tableros para uso en ambiente con riesgo de explosión (explosion proof switchgear).

(Casado O., 2009, p. 245).

2.2.2.2.2.4 Nivel de Cortocircuito

Los tableros eléctricos se deben diseñar para soportar los efectos de la corriente

de cortocircuito a la que sean sometidos antes del despeje de un cortocircuito por

parte de los dispositivos de protección y que no se deformen sus barras o causar

daños internos irreversibles. Se considera que se deben construir de acuerdo con la

corriente de cortocircuito estandarizada por el nivel de voltaje y corriente de

cortocircuito que soporten los interruptores, aisladores y barras que conforman el

sistema de distribución. (Casado O., 2009, p. 245).

2.2.3 Calidad de la Energía Eléctrica

La calidad de la energía es la ausencia de interrupciones, sobrevoltajes,

deformaciones producidas por armónicos en la red y variaciones de voltaje RMS

suministrado al usuario; esto concierne a la estabilidad de voltaje, la frecuencia y la

continuidad del servicio eléctrico. (Enríquez G., 2001, p. 20).

El objetivo de la calidad de la energía es encontrar caminos efectivos para

corregir los disturbios y variaciones de voltaje en el lado del usuario y proponer

soluciones para corregir las fallas que se presentan en el lado del sistema de las

compañías suministradoras de energía eléctrica, para lograr con ello un suministro de

energía eléctrica con calidad. (Enríquez G., 2001, p. 21).

85

2.2.3.1 Parámetros de Calidad de Energía

Según la norma IEEE Std. 1159 (1995), los fenómenos electromagnéticos

pueden ser de tres tipos:

Variaciones en el valor RMS del voltaje o la corriente.

Perturbaciones de carácter transitorio.

Deformaciones en la forma de onda.

La Tabla 2.1 muestra un resumen de las características típicas de los fenómenos

electromagnéticos.

Tabla 2.1. Categorías y características típicas de los fenómenos electromagnéticos

en sistemas de potencia. (IEEE Std. 1159, 1995, p. 12).

CATEGORÍAS CONTENIDO ESPECTRAL DURACIÓN MAGNITUD DE

VOLTAJE TRANSITORIOS IMPULSO

Nanosegundos 5 ns de elevación < 50 ns Microsegundos 1 µs de elevación 50 ns – 1 ms Milisegundos 0,1 ms de elevación > 1 ms

OSCILATORIO Baja Frecuencia < 5 KHz 0,3 – 50 ms 0 – 4 pu

Media Frecuencia 5 – 500 KHz 20 µs 0 – 8 pu Alta Frecuencia 0,5 – 5 MHz 5 µs 0 – 4 pu

VARIACIONES DE CORTA DURACIÓN INSTANTÁNEAS

Sag (Valle) 0,5 – 30 ciclos 0,1 – 0,9 pu Swell (Cresta) 0,5 – 30 ciclos 1,1 – 1,8 pu

MOMENTÁNEAS Interrupción 0,5 ciclos – 3 s < 0,1 pu Sag (Valle) 30 ciclos – 3 s 0,1 – 0,9 pu

Swell (Cresta) 30 ciclos – 3 s 1,1 – 1,4 pu

86

Tabla 2.1. Continuación.

CATEGORÍAS CONTENIDO ESPECTRAL DURACIÓN MAGNITUD DE

VOLTAJE VARIACIONES DE CORTA DURACIÓN TEMPORALES

Interrupción 3 s – 1 min < 0,1 pu Sag (Valle) 3 s – 1 min 0,1 – 0,9 pu

Swell (Cresta) 3 s – 1 min 1,1 – 1,2 pu VARIACIONES DE LARGA DURACIÓN

Interrupción Sostenida > 1 min 0,0 pu

Subvoltajes > 1 min 0,8 – 0,9 pu Sobrevoltajes > 1 min 1,1 – 1,2 pu

DESBALANCE DE VOLTAJE Estado Estable 0,5 – 2 % DISTORSIÓN DE FORMA DE ONDA

Desplazamiento de Corriente Directa Estado Estable 0 – 0,1 %

Armónicos 0 – 100th H Estado Estable 0 – 20 % Interarmónicos 0 – 6 KHz Estado Estable 0 – 2 %

Muescas Estado Estable Ruido Banda Ancha Estado Estable 0 – 1 %

FLUCTUACIONES DE VOLTAJE < 25 Hz Intermitente 0,1 – 7 %

VARIACIONES DE FRECUENCIA < 10 s

2.2.3.1.1 Transitorios

2.2.3.1.1.1 Transitorio Impulso

Es un cambio súbito y unidireccional (positivo o negativo) en la condición de

estado estable del voltaje, la corriente o ambos y de frecuencia diferente a la

frecuencia del sistema de potencia. (Prias O., S/F, p. 7).

87

Son de moderada y elevada magnitud pero de corta duración medida en

microsegundos. Normalmente están caracterizados por sus tiempos de ascenso (1 a 10

µsec) y descenso (20 a 150 µsec) y por su contenido espectral. (Prias O., S/F, p. 7).

Figura 2.29. Transitorio impulso. (IEEE Std. 1159, 1995, p. 13).

2.2.3.1.1.2 Transitorio Oscilatorio

Son un cambio súbito en la condición de estado estable del voltaje, la corriente

o ambos, con polaridades positivas y negativas y de frecuencia diferente a la

frecuencia de operación del sistema. (Prias O., S/F, p. 7).

Según Prias O. (S/F), este tipo de transitorio se describe por su contenido

espectral, duración y magnitud. Por su frecuencia se clasifican en: transitorios de alta,

media y baja frecuencia.

Los transitorios oscilatorios con una frecuencia mayor de 500 KHz y una

duración típica medida en microsegundos (o varios ciclos de la frecuencia

fundamental) son considerados transitorios oscilatorios de alta frecuencia.

88

Figura 2.30. Transitorio oscilatorio de alta frecuencia. (IEEE Std. 1159, 1995, p.

14).

Cuando la frecuencia se encuentra entre 5 y 500 KHz se considera un

transitorio de frecuencia media.

Un transitorio con una frecuencia inferior a 5 KHz, y una duración de 0,3 ms a

50 ms, se considera un transitorio de baja frecuencia.

Sucede en los niveles de subtransmisión y distribución y en los sistemas

industriales y es causado por diversos tipos de eventos.

El más frecuente es la energización de bancos de capacitores que hacen oscilar

el voltaje con una frecuencia primaria entre 300 y 900 Hz. La magnitud pico

observada normalmente es de 1,3 - 1,5 p.u. con una duración entre 0,5 y 3 ciclos

dependiendo del amortiguamiento del sistema (p. 7-8).

89

Figura 2.31. Transitorio oscilatorio de baja frecuencia. (IEEE Std. 1159, 1995, p.

15).

2.2.3.1.2 Variaciones de Voltaje de Corta Duración

2.2.3.1.2.1 Depresiones

Las depresiones (sag o dip), también conocidas como valles o huecos consisten

en una reducción entre 0,1 y 0,9 p.u. en el valor RMS del voltaje o la corriente con

una duración de 0,5 ciclo a un minuto. (Prias O., S/F, p. 9).

Las depresiones de voltaje son normalmente asociadas a fallas del sistema, a la

energización de grandes cargas, al arranque de motores de elevada potencia y a la

energización de transformadores de potencia. (Prias O., S/F, p. 9).

Los efectos nocivos de las depresiones de voltaje dependen de su duración y de

su profundidad, estando relacionados con la desconexión de equipos de cómputo,

PLC y contactores entre otros dispositivos. También presenta efectos sobre la

velocidad de los motores. (Prias O., S/F, p. 9).

90

Diferentes posibilidades existen para mitigar los efectos de los sags. La primera

consiste en estabilizar la señal de voltaje a través de acondicionadores de red, los

cuales existen con diferentes principios y tecnologías. (Prias O., S/F, p. 9).

Figura 2.32. Depresiones de voltaje. (IEEE Std. 1159, 1995, p. 17).

2.2.3.1.2.2 Crestas

Una cresta (swell) se define como un incremento del valor RMS del voltaje o la

corriente entre 1,1 y 1,8 p.u. con una duración desde 0,5 ciclo a un minuto. (Prias O.,

S/F, p. 10).

Como en el caso de las depresiones, las crestas son asociadas a fallas en el

sistema aunque no son tan comunes como las depresiones. Un caso típico es la

elevación temporal del voltaje en las fases no falladas durante una falla línea a tierra.

(Prias O., S/F, p. 10).

También pueden ser causadas por la desconexión de grandes cargas o la

energización de grandes bancos de capacitores. (Prias O., S/F, p. 10).

91

Figura 2.33. Crestas de voltaje. (IEEE Std. 1159, 1995, p. 19).

2.2.3.1.2.3 Interrupciones

Una interrupción ocurre cuando el voltaje o la corriente de la carga disminuyen

a menos de 0,1 p.u. por un período de tiempo que no excede un minuto. (Prias O.,

S/F, p. 11).

Las interrupciones pueden ser el resultado de fallas en el sistema, equipos

averiados o debidas al inadecuado funcionamiento de los sistemas de control. Las

interrupciones se caracterizan por su duración ya que la magnitud del voltaje es

siempre inferior al 10% de su valor nominal. (Prias O., S/F, p. 11).

El recierre instantáneo generalmente limita la interrupción causada por una falla

no permanente a menos de 30 ciclos. La duración de una interrupción motivada por el

funcionamiento indebido de equipos o pérdidas de conexión es irregular. (Prias O.,

S/F, p. 11).

92

Figura 2.34. Interrupciones de voltaje. (IEEE Std. 1159, 1995, p. 16).

2.2.3.1.3 Variaciones de Voltaje de Larga Duración

Son aquellas desviaciones del valor RMS del voltaje que ocurren con una

duración superior a un minuto. (Prias O., S/F, p. 11).

La norma ANSI C84.1 especifica las tolerancias en el voltaje de estado estable

en un sistema de potencia. Una variación de voltaje se considera de larga duración

cuando excede el límite de la ANSI por más de un minuto. Debe prestarse atención a

los valores fuera de estos rangos. (Prias O., S/F, p. 11).

Tabla 2.2. Tolerancia para los voltajes. (ANSI C84.1, 1995).

VALOR NOMINAL RANGO DESEABLE RANGO ACEPTABLE 120 126 – 114 127 – 110 208 218 – 197 220 – 191 240 252 – 228 254 – 220 277 291 – 263 293 – 254 480 504 – 456 508 – 440

2.400 2.525 – 2.340 2.540 – 2.280 4.160 4.370 – 4.050 4.400 – 3.950 4.800 5.040 – 4.680 5.080 – 4.560 13.800 14.490 – 13.460 14.520 – 13.110 34.500 36.230 – 33.640 36.510 – 32.780

93

2.2.3.1.3.1 Sobrevoltajes

Sobrevoltaje es el incremento del voltaje a un nivel superior al 110% del valor

nominal por una duración mayor de un minuto. (Prias O., S/F, p. 12).

Los sobrevoltajes son usualmente el resultado de la desconexión de grandes

cargas o debido a la conexión de bancos de capacitores. Generalmente se observa

cuando el sistema es muy débil para mantener la regulación del voltaje o cuando el

control del voltaje es inadecuado. (Prias O., S/F, p. 12).

La incorrecta selección del TAP en los transformadores ocasiona sobrevoltaje

en el sistema. (Prias O., S/F, p. 12).

Figura 2.35. Sobrevoltajes.

2.2.3.1.3.2 Bajo Voltaje

Se entiende por bajo voltaje la reducción en el valor RMS del voltaje a menos

del 90% del valor nominal por una duración mayor de un minuto. (Prias O., S/F, p.

13).

94

La conexión de una carga o la desconexión de un banco de capacitores pueden

causar un bajo voltaje hasta que los equipos de regulación actúen correctamente para

restablecerlo. (Prias O., S/F, p. 13).

Los circuitos sobrecargados pueden producir bajo voltaje en los terminales de la

carga. (Prias O., S/F, p. 13).

El sobrevoltaje y el bajo voltaje generalmente no se deben a fallas en el sistema.

Estos son causados comúnmente por variaciones de la carga u operaciones de

conexión y desconexión. (Prias O., S/F, p. 13).

Estas variaciones se registran cuando se monitorea el valor RMS del voltaje

contra el tiempo. (Prias O., S/F, p. 13).

2.2.3.1.3.3 Interrupción Sostenida

Se considera una interrupción sostenida cuando la ausencia del voltaje se

manifiesta por un período superior a un minuto. Este tipo de interrupciones

frecuentemente son permanentes y requieren la intervención del hombre para

restablecer el sistema. (Prias O., S/F, p. 13).

2.2.3.1.4 Desbalance de Voltajes

El desbalance de voltajes en un sistema eléctrico ocurre cuando los voltajes

entre las tres líneas no son iguales y puede ser definido como la desviación máxima

respecto al valor promedio de los voltajes de línea, dividida entre el promedio del los

voltajes de línea, expresado en porcentaje. (Prias O., S/F, p. 13).

95

El desbalance también puede ser definido usando componentes simétricas como

la relación de la componente de secuencia cero ó la componente de secuencia

negativa entre la componente de secuencia positiva, expresada en porcentaje. (Prias

O., S/F, p. 13).

Las fuentes más comunes del desbalance de voltajes son las cargas monofásicas

conectadas en circuitos trifásicos, los transformadores conectados en delta abierto,

fallas de aislamiento en conductores no detectadas. (Prias O., S/F, p. 13).

Se recomienda que el desbalance de voltaje sea menor al 2%. (Prias O., S/F, p.

13).

Figura 2.36. Desbalance de voltajes. (IEEE Std. 1159, 1995, p. 20).

2.2.3.1.5 Distorsión de la Forma de Onda

La distorsión de la forma de onda es una desviación estable del comportamiento

idealmente sinusoidal del voltaje o la corriente a la frecuencia fundamental del

sistema de potencia. Se caracteriza, principalmente, por el contenido espectral de la

96

desviación. (Prias O., S/F, p. 14). Existen cinco formas primarias de distorsión de la

forma de onda:

2.2.3.1.5.1 Corrimiento de Corriente Directa (DC)

La presencia de un voltaje o corriente directa (DC) en un sistema de corriente

alterna (AC) de potencia se denomina corrimiento DC (DC offset). (Prias O., S/F, p.

14).

Esto puede ocurrir debido al efecto de la rectificación de media onda,

extensores de vida o controladores de luces incandescentes. Este tipo de controlador,

por ejemplo, puede consistir en diodos que reducen el valor RMS del voltaje de

alimentación por rectificación de media onda. (Prias O., S/F, p. 14).

La corriente directa en redes de corriente alterna produce efectos perjudiciales

al polarizar los núcleos de los transformadores de forma que se saturen en operación

normal causando el calentamiento y la pérdida de vida útil en estos equipos. (Prias O.,

S/F, p. 15).

La corriente directa es una causa potencial del aumento de la corrosión en los

electrodos de puesta a tierra y en otros conductores y conectores. (Prias O., S/F, p.

15).

2.2.3.1.5.2 Armónicos

Los armónicos son voltajes o corrientes sinusoidales cuya frecuencia es un

múltiplo integral de la frecuencia fundamental del sistema, la cual para el caso de

nuestro país es 60 Hz. (Prias O., S/F, p. 15).

97

Las formas de onda distorsionadas son descompuestas, de acuerdo con Fourier,

en la suma de una componente fundamental más las componentes armónicas. La

distorsión armónica se origina, fundamentalmente, por la característica no lineal de

las cargas en los sistemas de potencia. (Prias O., S/F, p. 15).

El nivel de distorsión armónica se describe por el espectro total armónico

mediante las magnitudes y el ángulo de fase de cada componente individual. Es

común, además, utilizar un criterio denominado distorsión total armónica (THD)

como una medida de la distorsión. (Prias O., S/F, p. 15).

Figura 2.37. Corriente armónica.

De acuerdo a Prias O. (S/F), dentro de los efectos nocivos que presentan los

armónicos, se pueden citar los siguientes:

Pueden causar errores adicionales en las lecturas de los medidores de

electricidad, tipo disco de inducción.

Las fuerzas electrodinámicas producidas por las corrientes instantáneas,

asociadas con las diferentes corrientes armónicas, causan vibraciones y ruido

acústico en transformadores, reactores y máquinas rotativas.

98

Son la causa de interferencias en las comunicaciones y en los circuitos de

control.

Provocan la disminución del factor de potencia.

Están asociados con el calentamiento de condensadores.

Pueden provocar ferroresonancia.

Provocan calentamiento adicional debido al incremento de las pérdidas en

transformadores y máquinas.

Al incrementarse la corriente debido a los armónicos, se aumenta el

calentamiento y las pérdidas en los cables. Como caso específico, se puede

mencionar la presencia de mayor corriente en los neutros de los sistemas de

bajo voltaje.

Causan sobrecargas en transformadores, máquinas y cables de los sistemas

eléctricos.

Los armónicos de voltaje pueden provocar disturbios en los sistemas

electrónicos. Por ejemplo, afectan el normal desempeño de los tiristores.

La mitigación de los efectos nocivos de los armónicos puede llevarse a cabo

mediante:

El monitoreo constante de los sistemas para detectar la presencia de armónicos

indeseables.

99

La utilización de filtros para eliminar los armónicos indeseables.

El dimensionamiento de los transformadores, máquinas y cables teniendo en

cuenta la presencia de corrientes no sinusoidales (presencia de armónicos) (p.

16).

2.2.3.1.5.3 Interarmónicos

Se llaman interarmónicos a los voltajes o corrientes con componentes de

frecuencia que no son múltiplos enteros de la frecuencia a la cual trabaja el sistema.

(Prias O., S/F, p. 17).

Los interarmónicos se pueden encontrar en redes de todas las clases de voltajes.

Las principales fuentes de interarmónicos son los convertidores estáticos de

frecuencia, los cicloconvertidores, los motores asincrónicos y los dispositivos de

arco. (Prias O., S/F, p. 17).

Efectos de calentamiento, similares a los producidos por los armónicos, son

causados por los interarmónicos. Debido a que los interarmónicos son fuentes de de

las fluctuaciones de voltaje, se presenta alto riesgo de la generación de flicker. (Prias

O., S/F, p. 17).

La mitigación de los efectos de los interarmónicos se realiza con base en filtros

pasivos. (Prias O., S/F, p. 17).

2.2.3.1.5.4 Muescas de Voltaje (Notching)

Conocidas también como hendiduras, las muescas son perturbaciones

periódicas en la forma de onda del voltaje, causadas por la operación normal de los

100

dispositivos de electrónica de potencia, cuando la corriente es conmutada de una fase

a otra. (Prias O., S/F, p. 17).

Como ocurren continuamente, son caracterizadas por el espectro armónico del

voltaje afectado. (Prias O., S/F, p. 17).

Generalmente son tratadas como un caso especial ya que los componentes de

frecuencia asociados a ellas pueden ser tan altos que no son fácilmente detectados por

los equipos de medición normalmente utilizados para el análisis armónico. (Prias O.,

S/F, p. 17).

Las muescas de voltaje causan fallas en las CPU, impresoras láser y mal

funcionamiento de algunos equipos electrónicos. (Prias O., S/F, p. 17).

La eliminación de las muescas de voltaje implica el aislamiento de los equipos

sensibles de la fuente que las está produciendo. La inserción de reactancias inductivas

también puede servir como solución para mitigar el efecto de las muescas. (Prias O.,

S/F, p. 17).

Figura 2.38. Muescas de voltaje (notching).

101

2.2.3.1.5.5 Ruido

El ruido es una señal eléctrica indeseable con un contenido espectral inferior a

200 KHz superpuesto al voltaje o la corriente del sistema en los conductores de las

fases o en los conductores neutros o líneas de señales. (Prias O., S/F, p. 18).

Puede ser causado por dispositivos de electrónica de potencia, circuitos de

control, equipos de arco, cargas con rectificadores de estado sólido y fuentes

conmutadas. (Prias O., S/F, p. 18).

Una de las causas más frecuente de ruidos son los generadores de emergencia

baratos de baja calidad donde se manifiesta el efecto de las ranuras en la forma de

onda del voltaje de salida. (Prias O., S/F, p. 18).

2.2.3.1.6 Fluctuaciones de Voltaje

Las fluctuaciones de voltaje son variaciones sistemáticas del envolvente del

voltaje o una serie de cambios aleatorios del voltaje cuya magnitud no excede

normalmente los rangos de voltaje especificados por la norma ANSI C84.1. (Prias O.,

S/F, p. 18).

Las cargas que muestran variaciones rápidas y continuas de la magnitud de la

corriente pueden causar variaciones de voltaje que son frecuentemente denominadas

“flicker”. (Prias O., S/F, p. 18).

El término flicker se deriva del impacto de las fluctuaciones de voltaje en las

lámparas al ser percibidas por el ojo humano como titilaciones. (Prias O., S/F, p. 18).

102

Una de las causas más comunes de las fluctuaciones de voltaje en los sistemas

de transmisión y distribución son los hornos de arco. En otros sistemas más débiles

las fluctuaciones se pueden deber a la presencia de equipos de soldadura por arco y

cargas similares. (Prias O., S/F, p. 19).

La señal de flicker se define por su magnitud RMS expresada como por ciento

del voltaje nominal. (Prias O., S/F, p. 19).

Típicamente magnitudes tan bajas como 0,5 % del voltaje del sistema pueden

producir un titileo perceptible en las lámparas si la frecuencia está en el rango de 6 a

8 Hz. (Prias O., S/F, p. 19).

El flicker de voltaje se mide con respecto a la sensibilidad del ojo humano.

(Prias O., S/F, p. 19).

Figura 2.39. Fluctuaciones de voltaje (flicker). (IEEE Std. 1159, 1995, p. 24).

El Consejo de la Industria de Tecnología de la Información (ITIC) describe los

valores tolerables y la duración de las variaciones de voltaje que pueden ocurrir sin

dañar o interrumpir las funciones de sus productos. (Prias O., S/F, p. 19).

103

Estos valores son aplicables a sistemas de 120 V RMS a 60 Hz. Se definen tres

regiones: la región prohibida, donde no es posible la explotación, la zona de

operación sin interrupciones y la región donde no deben suceder daños permanentes a

sus equipos ante variaciones de la magnitud mostrada. (Prias O., S/F, p. 19).

Figura 2.40. Curva ITIC (antigua CBEMA).

Figura 2.41. Efectos de las variaciones de voltaje en los motores. (IEEE Std. 141,

1994).

104

2.2.3.1.7 Variaciones de Frecuencia en el Sistema de Potencia

La variación de frecuencia es la desviación de la frecuencia fundamental del

sistema de su valor nominal especificado (60 Hz en el caso de Venezuela). (Prias O.,

S/F, p. 21).

La frecuencia está directamente relacionada con la velocidad de rotación de los

generadores que componen el sistema. Normalmente existen ligeras variaciones de

frecuencia debido a la fluctuación del balance entre la generación y la demanda de

potencia de un sistema. (Prias O., S/F, p. 21).

2.2.3.2 Normas que Rigen la Calidad de la Energía Eléctrica

2.2.3.2.1 Referente al Parpadeo o Flicker

La norma IEC 61000-4-15 (2003-02), define el parámetro de PST (Perception

Short Time) como: el valor del PST (Perception Short Time) se expresa en unidades

de perceptibilidad (p.u.), de modo que, para valores de PST superiores a 1, se

considera que el flicker es perceptible y afecta por lo tanto a la visión. El período de

10 minutos en el cual se basa la evaluación de severidad del flicker a corto plazo es

aceptable para valorar el nivel de molestia causado por fuentes de flicker individuales

con un ciclo de trabajo corto. La norma IEEE Std. 1543 establece emplear los

siguientes límites de los niveles de compatibilidad en los sistemas de medio, alto y

extra alto voltaje:

Tabla 2.3. Límites de los niveles de compatibilidad en los sistemas de medio, alto y

extra alto voltaje. (IEEE Std. 1543).

PST (Perception Short Time) 1,0 PLT (Perception Long Time) 0,8

105

2.2.3.2.2 Referente a las Variaciones de Voltaje

La norma IEEE Std. 1159 (1995) establece que las variaciones cortas de voltaje

se caracterizan por tener una duración que va desde 0,5 ciclos a frecuencia

fundamental 60 Hz hasta 1 minuto. Estas variaciones son clasificadas de acuerdo a su

duración de la siguiente manera:

Tabla 2.4. Clasificación de las variaciones cortas de voltaje. (IEEE Std. 1159, 1995,

p. 12).

CLASIFICACIÓN RANGO Variación Instantánea 0,5 ciclo – 30 ciclos

Variación Momentánea 30 ciclos – 3 seg Variación Temporal 3 seg – 1 min

La norma recomienda que dichas variaciones no sean mayores del 10 % del

voltaje nominal, es decir, que el voltaje no sea menor que 90 %, ni mayor del 110 %

del voltaje nominal.

Además de las normas internacionales, la norma PDVSA N-252 establece que

las variaciones del perfil de voltaje en condiciones de estado estable no deben ser

mayores del 5 %, a diferencia de la norma IEEE Std. 1159 que acepta hasta un 10 %

de variación.

2.2.3.2.3 Referente al Desbalance de Voltaje y Corriente

La norma IEC 61000-2-2 al igual que la norma IEEE Std. 1159, recomiendan

que el índice de desbalance de un suministro eléctrico no debe superar el 2 %.

106

La IEEE considera que un motor de inducción podría sufrir un aumento en la

temperatura de operación de aproximadamente un 25 % cuando el desbalance de

fases alcanza valores de 3,5 %, influyendo esto en la disminución del tiempo de vida

del aislamiento de dicho motor.

Los valores de desbalance se mencionan en la norma IEEE Std. 447 (1987), la

cual establece que un sistema se encuentra en desbalance, cuando los valores

registrados entre ellos difieren en un 10 % o más. Esta norma se aplica para el caso

del desbalance de corriente.

2.2.3.2.4 Referente a la Distorsión Armónica de Voltaje y Corriente

La distorsión armónica de corriente y de voltaje debe ser según lo indicado en

la norma IEEE Std. 519-1992 (1993). Los límites de distorsión armónica de voltaje

en porcentaje son los siguientes:

Tabla 2.5. Límites de distorsión armónica del voltaje (%). (IEEE Std. 519-1992,

1993, p. 85).

Máximo Para < 69 KV 69 – 161 KV > 161 KV Armónico Individual 3,0 1,5 1,0

Armónico Total 5,0 2,5 1,5

En el caso de la distorsión armónica de corriente los límites están determinados

por la relación de cortocircuito (SCR) que se define como el cociente entre el valor

eficaz de la corriente de cortocircuito (ISC) en el punto de conexión común (PCC) y el

valor eficaz de la máxima corriente a la frecuencia fundamental (IL) en el punto

común de acoplamiento. Los límites se indican a continuación:

107

Tabla 2.6. Límites de distorsión armónica de corriente para sistemas de distribución

en general (120 V hasta 69.000 V). (IEEE Std. 519-1992, 1993, p. 78).

Distorsión de Corriente Armónica Máxima en Porcentaje de IL Orden de Armónico Individual (Armónicos Impar)

ISC/IL h<11 11≤h<17 17≤h<23 23≤h<35 h≥35 THDI <20 4,0 2,0 1,5 0,6 0,3 5,0

20-50 7,0 3,5 2,5 1,0 0,5 8,0 50-100 10,0 4,5 4,0 1,5 0,7 12,0

100-1000 12,0 5,5 5,0 2,0 1,0 15,0 >1000 15,0 7,0 6,0 2,5 1,4 20,0

El estándar indica que la evaluación de los límites de distorsión armónica de

voltaje y corriente se debe realizar en el punto de acoplamiento común (PCC), que es

el punto en donde se conecta la carga total a la fuente de suministro y en donde se

pueden conectar otros usuarios. Estrictamente hablando el PCC sería la acometida.

Dependiendo de las características del sistema eléctrico bajo análisis, si no existen

transformadores de potencial y de corriente accesibles al usuario para realizar la

medición en óptimas condiciones de seguridad, en la práctica es válido considerar el

PCC como el secundario del transformador principal (en bajo voltaje).

2.2.3.2.5 Referente al Factor de Potencia

Según la norma PDVSA N-252 el factor de potencia de la carga de todo sistema

no debe ser menor a 0,90 en atraso. Otra consideración que refleja esta norma, es que

el factor de potencia de la subestación principal conectada a la red de potencia no

debe ser menor a un promedio de 0,90 durante 15 minutos.

2.2.3.2.6 Referente a la Frecuencia

La norma PDVSA N-201 recomienda que la frecuencia fundamental se

mantenga dentro de un rango de variación no mayor al 2 % respecto a 60 Hz.

108

2.2.4 Sistemas Eléctricos de Respaldo y Emergencia

Los sistemas de emergencia proporcionan energía eléctrica para algunas

funciones consideradas como críticas en cierto tipo de instalaciones y para algunos

equipos cuando la calidad del suministro no es la adecuada o puede llegar a fallar

totalmente. El rápido crecimiento de los equipos de cómputo para procesamiento de

datos, de los procesos de automatización y robótica, de los servicios de cuidados

intensivos en hospitales, de los sistemas de alarma, del alumbrado de seguridad,

etcétera, ha traído como consecuencia que sean necesarios los equipos de emergencia.

(Enríquez G., 2001, p. 233).

Estos equipos se definen como una fuente de reserva independiente de energía

eléctrica, la cual bajo condiciones de falla o salida de la fuente normal, proporciona

energía eléctrica de aceptable calidad y cantidad, de manera que las instalaciones del

usuario puedan continuar con una operación satisfactoria. (Enríquez G., 2001, p.

233).

2.2.4.1 Propósito de los Sistemas de Emergencia

Las empresas eléctricas de suministro de energía eléctrica están involucradas en

el suministro de energía eléctrica en bloques a clientes, con cargas como: alumbrado,

calefacción, motores eléctricos, aparatos del hogar y algunos otros equipos que

pueden tolerar interrupciones momentáneas y de larga duración sin daño y con

algunos inconvenientes incidentales. Para alimentar tal tipo de cargas y para

satisfacer los conceptos de confiabilidad, las empresas eléctricas de suministro

emplean alimentadores, capacitores desconectables, reguladores de voltaje y, en

ocasiones, producen desconexiones para los trabajos de mantenimiento. Sin embargo,

existe una pequeña fracción de la carga total de los usuarios que consiste de

alumbrado de emergencia, servicios médicos, centros de procesamiento de datos,

109

sistemas de comunicación que no pueden tolerar deficiencias en la calidad del

suministro de las empresas suministradoras, y como consecuencia, se ha desarrollado

una familia de equipo denominado genéricamente “equipo de emergencia”, para

proporcionar energía eléctrica oportuna y de alta calidad, cuando es requerido a

aquella porción de la carga de los usuarios. (Enríquez G., 2001, p. 233-234).

2.2.4.2 La Sensibilidad de la Carga

Como se ha mencionado antes, los sistemas de emergencia se requieren para

suministrar energía eléctrica a ciertos equipos y cargas cuando falla el suministro

normal de energía eléctrica, pero se debe hacer en un tiempo corto, suficientemente

oportuno como para prevenir daños irreversibles en los hospitales (a las personas en

las salas de cuidados intensivos), para prevenir daños a la propiedad (vandalismo) y/o

para asegurar una continuidad satisfactoria en la operación de los servicios. (Enríquez

G., 2001, p. 234).

Según Enríquez G. (2001), el intervalo de tiempo requerido en que deben entrar

los servicios de emergencia es difícil de definir o medir y, algunas veces, queda

establecido por el mejor sistema de emergencia disponible. En general, el equipo de

la carga se clasifica por sus necesidades:

La potencia requerida dentro de medio ciclo (de la frecuencia de 60 Hz),

como la que entregan los sistemas de potencia ininterrumpida (UPS), por

ejemplo para computadoras.

La potencia requerida dentro de los 10 segundos, como es el caso de las

plantas de emergencia para ventiladores, bombas, alumbrado de emergencia,

etc.

110

La potencia requerida en el rango de minutos, como la que puede ser

transferida por procesos manuales en los sistemas de emergencia, por ejemplo

para algunos procesos industriales (p. 234).

2.2.4.3 Sistemas Básicos de Emergencia

Los sistemas de emergencia se clasifican por la fuente de potencia eléctrica. El

diseño de un sistema depende de la duración de la operación, la potencia requerida, la

confiabilidad y el tiempo para transferir de la fuente normal a la fuente alternativa.

(Enríquez G., 2001, p. 234). Estas fuentes para los sistemas básicos, se indican a

continuación:

2.2.4.3.1 Baterías (Acumuladores) de Almacenamiento

Estos sistemas consisten de un cargador automático, una batería y una barra

(bus) de corriente directa de emergencia, se usan principalmente para alumbrado de

emergencia, sistemas de alarma de fuego y sistemas de comunicación de emergencia.

Este tipo de sistemas debe ser capaz de mantener la carga total por un período de 1 ½

horas como mínimo, sin que el voltaje caiga debajo del 87,5 % del normal. Para este

tipo de servicio se usan las baterías de ácido o alcalinas, que deben ser compatibles

con el cargador. (Enríquez G., 2001, p. 236).

El concepto de un cargador y una batería para proporcionar un sistema

confiable de suministro de corriente directa que sea independiente de la fuente

externa de la línea de alimentación de la empresa suministradora, es ampliamente

usado en aplicaciones específicas, como por ejemplo: las oficinas de las centrales

telefónicas, que dependen de grandes bancos de baterías para proporcionar un

servicio eléctricamente libre de ruido y una fuente de potencia altamente confiable

para los suscriptores de los servicios telefónicos. En las subestaciones eléctricas de

111

las empresas suministradoras y en las centrales eléctricas se usan bancos de baterías,

alimentados con corriente directa, relevadores de protección y equipo de control.

(Enríquez G., 2001, p. 236).

Figura 2.42. Diagrama unifilar de un sistema de emergencia con baterías de

almacenamiento. (Enríquez G., 2001, p. 236).

2.2.4.3.2 Plantas de Emergencia (Grupos Electrógenos)

El sistema de emergencia más común es el de las llamadas, plantas de

emergencia o grupos primo-motor-generador, estos grupos consisten de un motor

112

diesel o gasolina, o bien, eventualmente con turbina de gas acopladas a un generador

de corriente alterna y con sus controles. Cuando operan como sistema de emergencia,

siempre lo hacen a través de un switch de transferencia. (Enríquez G., 2001, p. 237).

En otras palabras, un grupo electrógeno es el equipo principal que conforma la

central eléctrica. Está compuesto por un motor de combustión interna, también

llamado motor primario, generalmente a combustible diesel o gas natural, de pistón

(reciprocante) denominado por muchos diseñadores “motogenerador” o turbina

(rotativo) denominado “turbogenerador”, el cual realiza una conversión de energía

térmica a mecánica y un generador de electricidad que realiza la conversión de

energía mecánica a eléctrica. También cuenta con equipos periféricos de control

(controlador del motor, control de velocidad y regulador de voltaje), supervisión

(alarma de funciones de motor primario) y de protección como el interruptor de salida

y relés de protecciones eléctricas que protegen al generador de sobrecargas,

cortocircuitos eléctricos, desbalances de carga, puesta a tierra y potencias inversas.

(Casado O., 2009, p. 18-19).

Aún cuando las plantas de emergencia representan la forma ideal de fuente de

alimentación alterna a la de la compañía suministradora, después de que se arrancan y

alcanzan su velocidad de operación, requieren de un equipo complementario

considerable por instalar y un programa de mantenimiento bien organizado. Por

ejemplo, el grupo requiere de una cimentación para soportar su peso, un sistema de

almacenamiento y suministro de combustible, un sistema de escape de gases, un

sistema de ventilación, controles e interruptor. (Enríquez G., 2001, p. 237).

113

Figura 2.43. Grupo electrógeno (planta eléctrica).

De acuerdo a Enríquez G. (2001), los tipos de plantas de emergencia más

comunes se pueden clasificar, por fuente de combustible y por primo-motor, como

sigue:

Con Motor a Gasolina: cuyas capacidades van desde varios cientos de Watts

hasta alrededor de 100 KW. Se tienen también grupos pequeños de 2 y 4 ciclos

a alta velocidad y con poco peso. Los grupos de mayor tamaño usan máquinas

multicilindros y se pueden montar en automóviles o camiones haciéndolas

portátiles. Para su conexión directa a 60 Hz, los motores deben operar a 3600

RPM.

Con Motor Diesel: estos grupos están disponibles desde varios cientos de KW

hasta unos 10.000 KW y, en algunas ocasiones de diseño, para potencias

mayores para operación en los sistemas eléctricos de potencia en forma

interconectada. Con velocidades desde 600 hasta 1800 RPM y pueden operar

por largos períodos de tiempo, pero su costo y peso es superior a los grupos

operados por motores a gasolina, por lo general, desde su arranque hasta

alcanzar su velocidad plena, requieren de unos 10 segundos entregando

114

potencia plena. Este tipo de plantas domina con mucho el mercado de las

plantas de emergencia.

Grupos con Turbina de Gas: estos grupos están disponibles en potencias

hasta 10.000 KW (en plantas de emergencia), operan a muy altas velocidades y

se reducen con cajas de engranajes a 1800 ó 3600 RPM, son compactos, de

bajo peso y, de hecho, son versiones modificadas de las turbinas para avión,

tardan del orden de 120 segundos para alcanzar plena carga a velocidad

nominal (p. 237-238).

Figura 2.44. Componentes principales de una planta de emergencia que se deben

identificar para mantenimiento. (Enríquez G., 2001, p. 239).

115

En la Figura 2.45, se muestra el diagrama unifilar para un sistema en el cual un

grupo de emergencia actúa como fuente de energía alterna a un sistema de

alimentación externo a la carga por parte de una compañía suministradora. Cuando la

fuente de alimentación principal (compañía suministradora) sale de los límites de

voltaje y/o frecuencia, se arranca la planta de emergencia y, tan pronto como el

generador alcanza su voltaje y frecuencia nominal, actúa el switch de transferencia

para transferir la carga (o parte de ella) al generador, cuando la fuente de

alimentación normal regresa con su voltaje y frecuencia nominales, actúa el switch de

transferencia en forma manual o automática para retomar la carga a la compañía

suministradora. (Enríquez G., 2001, p. 239).

Figura 2.45. Diagrama unifilar de un sistema de emergencia con una planta de

emergencia (grupo electrógeno). (Enríquez G., 2001, p. 240).

116

El tiempo para que un motor arranque, hasta que la carga sea transferida al

generador, es alrededor de 10 segundos, durante este tiempo de arranque, las cargas

de emergencia están sin potencia. (Enríquez G., 2001, p. 240).

Las cargas pueden ser reaplicadas al generador en forma secuencial para

prevenir el arranque o corrientes de inserción causadas por caídas de voltaje externas

rápidas. (Enríquez G., 2001, p. 240).

2.2.4.3.3 Sistemas de Potencia Ininterrumpida (UPS)

Es un dispositivo que provee protección contra las fluctuaciones en el

suministro eléctrico (fluctuaciones en el voltaje, variaciones en la frecuencia,

distorsiones de la forma de onda), y un respaldo de energía para asegurar la

continuidad e integridad del proceso u operación que se esté ejecutando en cualquier

sistema de informática, telecomunicaciones, industrial, etc. (Carrero D., 2008, p. 72).

2.2.4.3.3.1 Función del UPS

Enríquez G. (2004), indica que un sistema de potencia ininterrumpida (UPS)

proporciona las siguientes funciones para computadores y otras cargas críticas:

Amortigua o aísla la carga de la línea de alimentación, es decir elimina el

ruido de la línea de potencia y los transitorios de voltaje que pueden afectar la

carga.

Proporciona regulación de voltaje para cualquier nivel de voltaje de línea.

Protege la carga contra variaciones de frecuencia en la línea de alimentación.

117

Puede convertir la potencia o energía de un sistema a una frecuencia mayor,

por ejemplo, pasar de 60 a 415 Hz (p. 331).

En caso de interrupciones en la alimentación eléctrica mantiene un voltaje de

salida a la carga crítica a proteger. (Carrero D., 2008, p. 72).

El sistema de potencia ininterrumpida (UPS) está conectado entre los equipos

críticos del usuario (la carga) y la red de alimentación. La función es garantizar una

constante fuente de alimentación continua y estable hacia la carga aún en el caso de

una ausencia total en la red de alimentación, en la cual el UPS podrá alimentar la

carga por un tiempo de autonomía determinado por el banco de baterías asociado.

(Data Power Dear, 2005, p. 2).

Según la empresa Data Power Dear (2005), el UPS ofrece las siguientes

ventajas en comparación con las fuentes de alimentación tradicionales (red de

alimentación, moto generadores, etc.):

Calidad de la Energía: el control de frecuencia y amplitud del voltaje de

salida del UPS garantiza una salida estabilizada. Las fluctuaciones de voltaje y

cambios de frecuencia usualmente presentes en los sistemas eléctricos de

alimentación no afectan el voltaje de salida del UPS.

Desacoplamiento de la Distorsión de la Red: por usar una doble conversión

de energía (AC/DC y DC/AC) y un transformador de aislamiento con bobina de

reactancia a la salida del inversor, permiten que las distorsiones sean filtradas,

por lo tanto, todas las cargas conectadas al UPS están protegidas contra

perturbaciones que pueden estar presentes en las redes eléctricas de

alimentación industrial. Esto es especialmente importante para dispositivos

118

electrónicos sensibles, por ejemplo: sistemas de computación, sistemas de

control, equipos médicos, etc.

Protección Contra Fallas de la Red: durante largos o cortos periodos de

interrupción del servicio de la red eléctrica, el UPS garantiza la alimentación

continua a las cargas conectadas mediante el banco de baterías, el cual viene

conectado entre la salida del rectificador y la entrada del inversor. La operación

normal del sistema UPS es aquella a través de la cual la red eléctrica alimenta

al rectificador y a su vez éste alimenta al inversor para que este último alimente

a la carga conectada. En caso de una falla de la red eléctrica, las baterías

conectadas alimentan automáticamente al inversor, sin interrumpir el

suministro hacia la carga. Sin embargo, la carga sólo puede ser alimentada por

un cierto tiempo (tiempo de autonomía) el cual viene limitado por la capacidad

de almacenamiento de energía del banco de baterías. Para alargar el tiempo de

autonomía se recomienda el uso de un banco de baterías adicional (p. 2-3).

2.2.4.3.3.2 Topología de los UPS

Carrero D. (2008), señale que el Estándar IEC 62040-3 y el equivalente europeo

ENV 50091-3 definen tres tipos de UPS, los cuales se indican a continuación:

2.2.4.3.3.2.1 Passive Standby (Offline)

Mejor conocido como UPS Standby u Offline provee un nivel de protección

básico y tiene dos modos de operación.

Modo Normal: en modo normal la carga es alimentada por la energía eléctrica

de la red, la energía se acondiciona de manera muy básica simplemente

atenuando los picos de voltaje de cierta intensidad y el ruido en la línea. En

119

operación normal la batería se carga y se mantiene en standby para proveer

energía en caso de desconexión eléctrica (blackout).

Figura 2.46. Diagrama de bloques de un UPS Standby. En modo normal la carga es

alimentada por la energía de la red. (Carrero D., 2008, p. 206).

Modo en Batería: durante un corte de energía o en caso de que el voltaje caiga

por debajo del rango mínimo de tolerancia, la batería y el inversor entran en

operación para asegurar la continuidad en el suministro eléctrico. El tiempo de

transferencia, es decir, el tiempo que toma conmutar de modo normal a modo

en batería es menor a 5 ms. Las aplicaciones no críticas de cómputo pueden

seguir operando con tales cortes de energía con cierto grado de confiabilidad.

Figura 2.47. Diagrama de bloques de un UPS Standby. En caso de apagón la batería

y el inversor proveen energía a la carga. (Carrero D., 2008, p. 207).

120

Ventajas

• Diseño simple.

• Tamaño compacto.

• Bajo costo.

Desventajas

• No hay regulación del voltaje en la línea.

• No hay regulación de frecuencia.

• No cuenta con acondicionamiento para filtrar armónicos.

• En modo batería la forma de onda entregada, por lo general, es cuasi-

senoidal (cuadrada), con lo cual se tiene una distorsión armónica (THD)

cercana al 20 %.

• No provee un aislamiento real del resto de la red.

Capacidades

Típicamente los UPS Standby se diseñan en capacidades que van de los 300 VA

a los 1500 VA.

Aplicaciones

Debido a que ofrecen una protección muy básica, solamente se recomienda

usarlos en aplicaciones no críticas: PCs para el hogar, videojuegos, etc.

121

2.2.4.3.3.2.2 Line Interactive

Estos UPS ofrecen un nivel de protección intermedia. El principio de operación

de un UPS Line Interactive es muy parecido al del UPS Standby. Tiene dos modos de

operación.

Modo Normal: al igual que en los UPS Standby, la carga es alimentada

normalmente por la energía de la red. La gran diferencia con respecto a la

topología anterior es que el UPS Line Interactive en todo momento monitorea

el voltaje de la línea y lo acondiciona para mantener a la salida un voltaje

regulado.

Figura 2.48. Diagrama de bloques de un UPS Line Interactive. La energía entregada

siempre es regulada en modo normal. (Carrero D., 2008, p. 208).

Modo en Batería: durante un corte de energía o en caso de que el voltaje caiga

por debajo del rango mínimo de tolerancia, la batería y el inversor entran en

operación para asegurar la continuidad en el suministro eléctrico. El tiempo de

transferencia, es decir, el tiempo que toma conmutar de modo normal a modo

122

en batería es menor a 5 ms. Las aplicaciones no críticas de cómputo pueden

seguir operando con tales cortes de energía con cierto grado de confiabilidad.

Figura 2.49. Diagrama de bloques de un UPS Line Interactive. En caso de apagón la

batería y el inversor proveen energía a la carga. (Carrero D., 2008, p. 209).

Ventajas

• Regulación constante de voltaje.

• Elevada relación costo beneficio.

Desventajas

• No hay regulación de frecuencia.

• No cuenta con acondicionamiento para filtrar armónicos.

• Pobre protección contra picos y sobrevoltajes.

• En modo batería la forma de onda entregada, por lo general, es cuasi-

senoidal (cuadrada), con lo cual se tiene una distorsión armónica (THD)

cercana al 20 %.

123

Capacidades

Típicamente los UPS Line Interactive se diseñan en capacidades menores a

5000 VA.

Aplicaciones

No se recomiendan para proteger cargas críticas. Sus aplicaciones típicas son:

PCs, estaciones de trabajo, servidores de rango medio, multilíneas, conmutadores,

dispositivos de conectividad (hubs, switches), etc.

2.2.4.3.3.2.3 Double Conversion (Online)

También conocidos como UPS Online, estos UPS proveen el mayor nivel de

protección. Tiene tres modos de operación.

Modo Normal: la carga es alimentada por la batería y el inversor, dándose en

todo momento una doble conversión en la energía AC-DC-AC. Además, la

energía pasa por un sistema de acondicionamiento que provee un nivel máximo

de protección idóneo para proteger cargas críticas.

Figura 2.50. UPS Doble Conversión – modo normal. La carga es siempre

alimentada por el inversor y la batería. (Carrero D., 2008, p. 210).

124

Modo en Batería: durante un corte de energía la batería deja de cargarse pero

ésta y el inversor continúan suministrando energía eléctrica al sistema. El

tiempo de transferencia es cero, esto es debido a que la carga es alimentada

siempre por la batería y el inversor, lo cual significa que la carga en ningún

instante dejará de recibir energía.

Figura 2.51. UPS Doble Conversión – modo en batería. En caso de apagón la carga

sigue siendo alimentada sin interrupción alguna. (Carrero D., 2008, p. 211).

Modo By-Pass: el UPS se coloca en modo By-Pass cuando: las baterías se

encuentran alimentando al sistema y lleguen al voltaje de desconexión, un mal

funcionamiento del UPS, o un arranque de una carga crítica conectada con un

nivel alto de inrush. Con las condiciones indicadas anteriormente se activa un

switch electrónico, llamado by-pass interno, permitiendo energizar las cargas

desde la red AC sin interrupción.

Figura 2.52. UPS Doble Conversión – modo by-pass. En caso de falla en el UPS se

conmuta a la energía de la red, a través de un transformador de aislamiento.

(Carrero D., 2008, p. 212).

125

Ventajas

• Aislamiento total de la carga del resto de la red lo cual elimina la

posibilidad que alguna fluctuación presente en la red eléctrica incida a la

carga.

• Tiempo de transferencia cero lo que asegura una alimentación continua de

energía.

• Amplio rango del voltaje de entrada y precisa regulación del voltaje a la

salida (± 3 típicamente).

• Regulación de frecuencia.

• Onda senoidal pura a la salida en todo momento, eliminando los problemas

originados por armónicos.

• La capacidad para adicionar by-pass de mantenimiento aumenta la

disponibilidad de los sistemas. Ideal para equipos que tienen que operar

24/365 (24 horas los 365 días del año).

Desventajas

• Precio relativamente alto.

• Los equipos mayores a 3 KVA requieren ser instalados por técnicos

especializados.

Capacidades

Se diseñan desde 500 VA hasta sistemas de varios millones de VA.

126

Aplicaciones

Ideales para proteger todo equipo sensible y aplicaciones de misión crítica:

servidores, redes, equipos de telecomunicaciones, centros de datos, equipo médico,

procesos industriales, etc. (p. 73-78).

2.2.4.3.3.3 Componentes del UPS

La unidad de alimentación básica del UPS es un convertidor AC-DC-AC. El

diagrama en bloques de la Figura 2.53 muestra los seis componentes funcionales

esenciales que constituyen al UPS. Estos son:

Rectificador / Cargador de Baterías (RECT.).

Baterías (BAT.).

Inversor (INV.).

Conmutador Estático del Inversor (SSI.).

Conmutador Estático del Bypass (SSB.).

Bypass Manual o de Mantenimiento (QIBY.).

Figura 2.53. Diagrama en bloques de un UPS. (Data Power Dear, 2005, p. 3).

127

La función de cada uno de estos componentes se analizará a continuación. Es

importante señalar que la sección de control electrónico del rectificador, inversor y de

los conmutadores estáticos son completamente independientes, es decir, la falla de

una sección no causa la falla de otra sección. (Data Power Dear, 2005, p. 4).

2.2.4.3.3.3.1 Rectificador / Cargador de Baterías

Es el dispositivo que se encarga de convertir el voltaje AC en voltaje DC

principalmente con la utilización de un puente rectificador trifásico, formado por

tiristores los cuales son activados por pulsos emitidos por la lógica de control del

rectificador. Posee además un transformador de aislamiento, el cual reduce el voltaje

de la entrada a un nivel que pueda ser manejado por el puente rectificador. La salida

DC del rectificador alimenta al inversor y carga las baterías, las cuales están

conectadas al rectificador. (Data Power Dear, 2005, p. 4).

Figura 2.54. Diagrama en bloques del rectificador. (Data Power Dear, 2005, p. 4).

De acuerdo a Data Power Dear (2005), el rectificador está diseñado para

alimentar simultáneamente al inversor en las condiciones de carga máxima y al banco

de baterías con la corriente de carga máxima. El ciclo de carga efectuado por el

rectificador está constituido por cuatro etapas:

128

Baterías en Flotación: es la condición de régimen permanente que mantiene

las baterías cargadas. En esta etapa el nivel de voltaje aplicado a las baterías es

superior al voltaje nominal del banco a fin de mantenerlas cargadas.

Baterías en Descarga: en esta etapa la energía acumulada en las baterías

alimenta la carga, con la consecuente disminución progresiva de su voltaje

hasta que llega a su valor denominado umbral de descarga, a partir del cual las

baterías deben ser recargadas.

Carga Automática: es el proceso de carga que se inicia al momento en que

retorna la red de alimentación. El voltaje en las baterías parte del valor de inicio

de carga y va aumentando linealmente hasta alcanzar el nivel ajustado para la

carga de ecualización. Para las baterías selladas, el nivel de voltaje de carga es

igual al de flotación.

Carga de Ecualización (Carga Rápida): es el proceso de carga a un nivel de

voltaje por encima al voltaje de flotación para garantizar la carga efectiva de la

batería, este tipo de carga sólo aplica a las baterías tipo abiertas (p. 5).

Normalmente el voltaje de batería está constantemente regulado a 1,41 (VCD /

celda) para las baterías de Níquel-Cadmio y 2,25 (VCD / celda) para las de plomo-

ácido. La característica de recarga del rectificador es del tipo corriente constante. Esto

hace que la limitación de la corriente de recarga sea realizada por reducción del

voltaje CD (VCD), asegurando que las baterías no serán dañadas por excesivas

corrientes de carga. (Data Power Dear, 2005, p. 5).

129

2.2.4.3.3.3.2 Baterías (Acumuladores)

Es un sistema que almacena energía eléctrica bajo forma química, para

restituirla después en forma de corriente eléctrica. La batería suple la energía en caso

de una corta interrupción, una ausencia total de la red de alimentación, o en caso de

una falla en el rectificador. (Data Power Dear, 2005, p. 5).

El tiempo de autonomía es el tiempo que la batería puede alimentar a la carga

durante la ausencia de la red principal. Este depende de la capacidad de la batería y de

la carga conectada. (Data Power Dear, 2005, p. 6).

El número de celdas dentro del banco de baterías depende del tipo de batería y

puede variar también debido a requerimientos específicos del cliente. La capacidad de

la batería depende de la potencia de salida del UPS y del tiempo de autonomía

requerido. Para estas unidades, las baterías son instaladas en gabinetes externos o en

rack. (Data Power Dear, 2005, p. 6).

2.2.4.3.3.3.3 Inversor

El inversor convierte el voltaje DC suplido por el rectificador o por la batería en

un voltaje AC de amplitud y frecuencia estabilizada, la cual es conveniente para

alimentar al más sofisticado equipo eléctrico. Existe la opción de inversor monofásico

ó trifásico de acuerdo a las necesidades del cliente. (Data Power Dear, 2005, p. 6).

El voltaje sinusoidal de salida del inversor es generado por un Modulador de

Ancho de Pulso (Pulse Width Modulation - PWM). El uso de una portadora de alta

frecuencia para el PWM y un filtro para la salida AC, asegura una muy baja

distorsión del voltaje de salida (THD < 3 % en cargas lineales). El filtro AC está

130

compuesto básicamente por un transformador de aislamiento con bobina de

reactancia y un banco de condensadores. (Data Power Dear, 2005, p. 6).

Figura 2.55. Diagrama en bloques del inversor. (Data Power Dear, 2005, p. 6).

El inversor está diseñado específicamente para las cargas de hoy en día, la

distorsión armónica de salida se mantendrá a niveles muy bajos aún con la aplicación

de cargas altamente desbalanceadas. (Data Power Dear, 2005, p. 7).

El control lógico del inversor restringe la máxima corriente de salida a un 150

% de la corriente nominal en caso de un cortocircuito. En caso de sobrecarga (hasta

125 % de la corriente nominal) el voltaje de salida es mantenido constante. Para

mayores corrientes el voltaje de salida es reducido, sin embargo, esto sólo ocurrirá si

la red de emergencia no está disponible. Además, el UPS sólo conmutará a la red de

emergencia para corrientes mayores al 125 % de la corriente nominal. (Data Power

Dear, 2005, p. 7).

Los transistores IGBT del inversor están completamente protegidos de severos

cortocircuitos por medio de un sensor de desaturación o fusible electrónico. (Data

Power Dear, 2005, p. 7).

131

2.2.4.3.3.3.4 Conmutadores Estáticos

Un conmutador estático es un interruptor constituido por dispositivos

electrónicos de potencia cuya apertura o cierre no es mecánico sino controlado

electrónicamente. Su función es transferir la alimentación de la carga desde el

inversor a la red de emergencia. La conmutación entre el inversor y la red de

emergencia se realiza de forma automática controlada por la lógica. El diagrama en

bloques de la Figura 2.56, ilustra las dos secciones de conmutadores estáticos que

usan tiristores como elementos de conmutación. Durante la operación normal del

UPS, SSI está cerrado y SSB está abierto, conectando la carga a la salida del inversor.


Figura 2.56. Diagrama en bloques de conmutadores estáticos. (Data Power Dear,

2005, p. 8).

Durante condiciones de sobrecarga o falla del inversor, SSI es conmutado a

apagado (abierto) y SSB es conmutado a encendido (cerrado), suministrando la

energía desde la red de emergencia (red de alimentación, salida de otro UPS, etc.).

Actuando siempre ambos conmutadores juntos por un corto periodo, una

ininterrumpida alimentación durante la conmutación es asegurada. Esta es una

132

condición esencial para una alimentación confiable de los equipos sensibles

conectados. (Data Power Dear, 2005, p. 8).

El control para cada conmutador estático (SSB y SSI) es completamente

independiente, asegurando que la falla de un conmutador estático no afecte al otro.


Condiciones de Conmutación: Inversor → Red de Emergencia

El voltaje y la frecuencia de la red de emergencia tienen que estar entre los

límites de tolerancia establecidos, y el inversor tiene que estar sincronizado con ella.

• Bajo Condiciones de Falla del Inversor: el UPS conmuta a la red de

emergencia (SSB enciende y SSI apaga).

Si la condición anterior para la red de emergencia y la sincronización no se

cumplen:

(a) El inversor continuará operando con voltaje de salida reducido bajo

condiciones de sobrecarga.

(b) El inversor presentará una falla de inversor.

En este segundo caso, el sistema podrá conmutar a alimentar por la línea de red

de emergencia con una muy corta interrupción de 10 (ms) si la alimentación no está

sincronizada.

• Bajo Condiciones de Sobrecarga: el UPS conmutará a la red de emergencia,

y permanecerá en ella hasta que la sobrecarga sea removida.

133

Condiciones de Conmutación: Red de Emergencia → Inversor

• El UPS conmutará automáticamente a operación del inversor (SSI enciende y

SSB se apaga) cuando:

(a) El voltaje y la frecuencia del inversor estén entre los límites de tolerancia.

(b) La sobrecarga haya sido removida.

(c) El inversor esté sincronizado con la red de emergencia.

• Si el UPS intenta infructuosamente por 3 veces en un tiempo de 3 minutos

conmutar al inversor, el UPS permanecerá en la red de emergencia y señalará

una alarma. Después, presionando el botón “Reset Conmutador Estático” una

sola vez, se conmutará al inversor y se desactivará la alarma.

• Si el UPS permanece bloqueado mientras se encuentra conectado a la red de

emergencia y una falla en dicha red ocurre, el UPS conmutará

automáticamente al inversor si el voltaje y la frecuencia están dentro de la

tolerancia y si el inversor está sincronizado con la red de emergencia.

2.2.4.3.3.3.5 Bypass Manual o de Mantenimiento

La función del Bypass Manual es alimentar directamente la carga a través de la

red de emergencia durante las labores de mantenimiento del UPS. El Bypass consiste

esencialmente del interruptor QIBY. (Data Power Dear, 2005, p. 10).

Con los sistemas UPS, la conmutación de los diferentes modos de operación a

Bypass Manual puede ser realizado sin interrupción. Cuando el Bypass Manual

alimenta a la carga, el UPS puede estar completamente apagado, permitiendo realizar

134

las labores de mantenimiento (así sólo habrá voltaje en los terminales de la entrada,

en la salida y en sus conexiones a los interruptores QNI, QSI y QSO.). (Data Power

Dear, 2005, p. 10).

A manera de prevenir conmutaciones erróneas del interruptor QIBY que

causarían la conexión en paralelo de la línea de red de emergencia con la salida del

inversor, éste está electrónicamente interconectado con el conmutador estático del

inversor SSI así, durante la actuación de QIBY, el conmutador estático del bypass

SSB cerrará y el conmutador estático SSI abrirá automáticamente, previniendo la

operación en paralelo de la red de emergencia con el inversor a través del Bypass

Manual. (Data Power Dear, 2005, p. 10).

Figura 2.57. Diagrama en bloques del bypass manual. (Data Power Dear, 2005, p.

10).

2.2.4.3.4 Servicios Independientes

En la siguiente figura, se muestra el diagrama unifilar para un sistema en el cual

la carga de emergencia se puede alimentar del bus principal o de un servicio alterno

de la compañía suministradora. (Enríquez G., 2001, p. 243).

135

Figura 2.58. Diagrama unifilar de un sistema de emergencia con una fuente alterna

de la compañía suministradora. (Enríquez G., 2001, p. 243).

La carga está alimentada por la línea normal de alimentación de la compañía

suministradora, cuando el suministro normal falla, el switch de transferencia

transfiere en forma automática la carga de emergencia a la línea de alimentación

alterna, para que esto sea efectivo, la línea alterna debe llegar por una ruta diferente y

de una diferente subestación que la línea normal. (Enríquez G., 2001, p. 244).

La transferencia a la línea alterna no puede ser lo suficientemente rápida como

para prevenir la caída o salida de las computadoras, equipos de procesamiento de

datos o disparos por bajo voltaje en motores y efectos sobre las lámparas de mercurio

a alta presión. Por otro lado, un apagón de la compañía de suministro puede dejar sin

alimentación ambas líneas. (Enríquez G., 2001, p. 244).

CAPÍTULO III

MARCO METODOLÓGICO

3.1 Tipo de Investigación

De acuerdo a las estrategias generales que se adoptarán para responder al

problema planteado, este proyecto abarca los tipos de investigación documental y de

campo. Es documental debido a la revisión exhaustiva que es necesario realizar de

todo tipo de documento físico o electrónico, que permita obtener información

relevante para la realización de este trabajo, considerando especialmente los referidos

al sistema eléctrico de la refinería Puerto La Cruz y el sistema de telemedición de los

tanques de almacenaje.

En este sentido Arias F. (2006), define a la investigación documental como un

proceso basado en la búsqueda, recuperación, análisis, crítica e interpretación de

datos secundarios, es decir, los obtenidos y registrados por otros investigadores en

fuentes documentales: impresas, audiovisuales o electrónicas. Como en toda

investigación, el propósito de este diseño es el aporte de nuevos conocimientos (p.

27).

Por otra parte, la investigación de campo es aquella que consiste en la

recolección de datos directamente de los sujetos investigados, o de la realidad donde

ocurren los hechos (datos primarios), sin manipular o controlar variable alguna, es

decir, el investigador obtiene la información pero no altera las condiciones existentes.

De allí su carácter de investigación no experimental. (Arias F., 2006, p. 31).

137

Es por eso que este proyecto también se ajusta a la modalidad de investigación

de campo, porque se realizaron inspecciones y mediciones de campo al sistema

eléctrico del patio de tanques de la refinería Puerto La Cruz, esto con la finalidad de

determinar las condiciones actuales del sistema y las posibles causas que perturban el

suministro eléctrico.

3.2 Nivel de la Investigación

Según Arias F. (2006), el nivel de investigación se refiere al grado de

profundidad con que se aborda un fenómeno u objeto de estudio (p. 23). Para esta

investigación, se desea establecer las causas que perturban el suministro eléctrico del

sistema de telemedición de los tanques de almacenaje de la refinería, considerando

igualmente las formas de disminuir las fallas y problemas en dicho sistema. Por lo

tanto, este trabajo se ubica en un nivel de investigación explicativa.

Tal como lo establece Sierra C. (2004), este tipo de investigación explica por

qué y en qué condiciones ocurre un fenómeno. Centra su atención en la

comprobación de hipótesis causales, busca descubrir las causas que originan

determinados comportamientos e intenta hacer comprender la realidad a través de

leyes o teorías (p. 57).

Asimismo, para el desarrollo de este trabajo se realizó una descripción del

sistema eléctrico actual de la refinería Puerto La Cruz y de los circuitos

pertenecientes al patio de tanques. Por esta razón, el presente proyecto también

constituye una investigación descriptiva. Tal como lo indica Arias F. (2006), la

investigación descriptiva consiste en la caracterización de un hecho, fenómeno,

individuo o grupo, con el fin de establecer su estructura o comportamiento. Los

resultados de este tipo de investigación se ubican en un nivel intermedio en cuanto a

la profundidad de los conocimientos se refiere (p. 24).

138

3.3 Técnicas a Utilizar

3.3.1 Técnicas de Recolección de Información

Entre las técnicas utilizadas para la obtención de la información, se tienen:

La revisión documental, esta técnica consiste en revisar las fuentes

bibliográficas, la literatura técnica y especializada dándole así un soporte documental

de gran importancia al proyecto. (Arias F., 2006, p. 68).

La observación, es una técnica que consiste en visualizar o captar mediante la

vista, en forma sistemática, cualquier hecho, fenómeno o situación que se produzca

en la naturaleza o en la sociedad, en función de unos objetivos de investigación

preestablecidos. (Arias F., 2006, p. 69).

La entrevista, más que un simple interrogatorio, es una técnica basada en un

diálogo o conversación “cara a cara”, entre el entrevistador y el entrevistado acerca

de un tema previamente determinado, de tal manera que el entrevistador pueda

obtener la información requerida. (Arias F., 2006, p. 73).

3.3.2 Técnicas de Interpretación de Datos

Una vez obtenidos los datos a partir de la revisión de historiales de falla,

interpretación de planos eléctricos, inspecciones y mediciones de campo; estos fueron

organizados, tabulados y comparados, para luego proponer las mejoras al sistema

eléctrico de la telemedición de tanques de la refinería P.L.C., y de esta manera

asegurar el normal y continuo funcionamiento del sistema, ya sea mediante rutinas de

mantenimiento, la incorporación de equipos de protección y respaldo, entre otras.

CAPÍTULO IV

DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO

4.1 Evolución del Sistema Eléctrico de la Refinería Puerto La Cruz

En el año de 1950 inicia sus operaciones la refinería Puerto La Cruz con una

capacidad eléctrica instalada de 6 MW, constituida por tres unidades

turbogeneradoras a vapor de 2 MW a 2,4 KV cada una, para ese entonces las cargas

más fuertes constituidas por motores de inducción exigían arranque a voltaje reducido

para mantener el sistema estable.

Figura 4.1. Antiguos turbogeneradores a vapor utilizados en Planta Eléctrica de 2

MW a 2,4 KV cada uno.

Posteriormente entre los años de 1953 y 1962, por motivo de la implementación

de nuevas plantas de procesos, se optó por incrementar la generación, para ello se

instalaron dos nuevas unidades turbogeneradoras a gas en la planta de El Chaure, con

capacidad de 5 MW a 4,16 KV.

140

A comienzos de 1982 el sistema es reforzado nuevamente con un

turbogenerador a gas (TG-6) de 15,7 MW a 13,8 KV dada la creciente demanda por

el incremento en los niveles de producción y la expansión de la refinería en ese

momento.

Figura 4.2. Turbogenerador a gas (TG-6) de 15,7 MW a 13,8 KV.

En 1986 se ejecuta el proyecto ASER (Adecuación del Sistema Eléctrico de la

Refinería) con el objeto de incrementar los niveles de generación aumentando

significativamente la confiabilidad operacional del sistema eléctrico. Entre los

alcances de este proyecto estaban:

Instalación de dos turbogeneradores a gas TG-7 y TG-8 de 20 MW a 13,8 KV

cada uno.

Construcción de subestaciones radiales con primario o secundario selectivo de

forma compacta con transformadores padmounted.

141

Modificación del sistema de distribución desde 2,4 y 4,16 KV a 13,8 y 34,5 KV

para las redes de distribución interna y para la alimentación de los CCM.

Asimismo, se procedió con la construcción de tres patios de celdas de potencia:

patio de celdas R.P.L.C., OSAMCO y El Chaure.

En octubre de 2010 entró en operación el TG-1 y recientemente en julio de

2012 el TG-2 de la Planta Alberto Lovera (P.A.L.), con una potencia de generación

instalada de 372,45 MW, esto con motivo de suplir de energía al sistema eléctrico de

la refinería y al proyecto Conversión Profunda, aunque actualmente sólo suministran

potencia al Sistema Eléctrico Nacional (S.E.N.) a través de la subestación Guanta II.

4.2 Sistema Eléctrico Actual de la Refinería Puerto La Cruz

La refinería Puerto La Cruz cuenta con su propio sistema de generación, el cual

abastece toda la demanda eléctrica de las cargas en operación y está constituido por

tres turbogeneradores ubicados en Planta Eléctrica, dos de ellos con una potencia

nominal de 20 MW (TG-7 y TG-8) y uno de 15,7 MW (TG-6), teniendo una

capacidad total instalada de 55,7 MW. La Planta Eléctrica está conformada por dos

barras principales (A y B), en donde el TG-7 se encuentra acoplado a la barra A y el

TG-8 a la barra B, mientras que el TG-6 se puede conectar a la barra A o B

dependiendo de las condiciones de operación. Entre las barras existe un interruptor de

enlace (D-120) de 2000 Amperios para brindar mayor confiabilidad al sistema.

Desde las barras A y B de Planta Eléctrica se encuentran instalados diferentes

circuitos en 13,8 KV, los cuales son los encargados de alimentar a plantas de

procesos, zonas administrativas y otras áreas fundamentales para el complejo

refinador, dos de los circuitos en particular (4A y 4B) interconectan con la

subestación “A”, estos circuitos pasan por los transformadores XFR-53-5X01 y XFR-

53-5X02 que elevan el voltaje de 13,8 a 34,5 KV. Ver Figura 4.3.

142

Figura 4.3. Transformadores (XFR-53-5X01 y XFR-53-5X02) que interconectan

Planta Eléctrica y la subestación “A”.

A la subestación “A” llega una línea doble terna de 230 KV proveniente de la

subestación P.A.L., esta línea es utilizada como energía sobrante de la generación

eléctrica, pero también se dispone como respaldo ante la posibilidad de que existan

inconvenientes con la generación, paradas forzadas o se estén realizando labores de

mantenimiento a los generadores o interruptores de la refinería Puerto La Cruz.

Además en la subestación “A” existen diferentes circuitos de salida para las

subestaciones “B” y “D” de hidroprocesos (HHPP) y la planta de procesamiento de

agua Río Neverí. Ver Anexo B.

También aguas abajo de Planta Eléctrica existen tres (3) patios de celdas de

potencia, centros de distribución de potencia (PDC) o subestaciones, llamados

R.P.L.C., OSAMCO (Optimización de Sistema de Almacenamiento y Manejo de

Crudos Oriente) y El Chaure (muelle y terminal), de donde se distribuye la energía a

los centros de consumo a los niveles de voltaje 0,48, 2,4 o 4,16 KV. Ver Anexo B.

143

El sistema en general está constituido esencialmente por redes radiales, excepto

algunos circuitos que se encuentran anillados debido a los requerimientos de

confiabilidad que requieren las cargas conectadas a ellos. En la Figura 4.4, se aprecia

un diagrama unifilar que representa de manera sintetiza el sistema eléctrico general

que alimenta a la refinería Puerto La Cruz.

Figura 4.4. Diagrama unifilar del sistema eléctrico de la refinería Puerto La Cruz.

4.3 Demanda Estimada del Sistema Eléctrico de la Refinería Puerto La Cruz

La demanda eléctrica de la refinería en su mayoría la constituye motores de

corriente alterna tipo inducción que impulsan diversos sistemas de bombeo,

compresores, aires acondicionados, entre otras cargas. Además, también existen

cargas típicas de edificaciones de gran importancia, conformadas por el campo

144

residencial Guaraguao, el campo residencial El Chaure, la clínica industrial y el

edificio sede de PDVSA Guaraguao.

4.3.1 Demanda Promedio

La carga promedio normal de la refinería Puerto La Cruz se encuentra por el

orden de los 43 MW aproximadamente.

4.3.2 Demanda Máxima

La demanda máxima corresponde a un valor de 45 MW aproximadamente. En

la Tabla 4.1 se observa un resumen de los circuitos que conforman Planta Eléctrica,

resaltando sus cargas típicas.

Tabla 4.1. Características de carga de los circuitos que conforman Planta Eléctrica.

(Planta Eléctrica R.P.L.C., 2011).

CIRCUITOS ESPECIFICACIÓN DE LA CARGA DEMANDA (MW) Máxima Promedio Mínima

3A Servicios industriales (CCM: compresores, bombas y

ventiladores)

2,1 0,7 0,6

3B 1,9 0,7 0,5 4A VALCOR

HHPP 12 9 7

4B 15 10 9 6A PDC El Chaure 1,4 0,7 0,6 6B 1,8 0,7 0,6 7A Alquilación FCC 2,0 0,9 0,9 7B 2,4 1,2 1,0 9A DA-1, DA-2, bunker principal, bunker

SRG-1 y planta STG 1,7 0,9 0,9

9B 1,5 0,3 0,3

10A Edificio de operaciones, ingeniería y mantenimiento, RRHH, talleres, clínica

industrial, CIED, Guardia Nacional

1,0 0,5 0,4

10B 1,6 0,7 0,3 16A PDC R.P.L.C.

(PDC OSAMCO) 3,9 1,0 0,4

16B 5,8 1,5 0,7

145

4.4 Circuitos Eléctricos de la Refinería Puerto La Cruz

Una vez que el proceso de generación se está llevando a cabo en condiciones de

operación normal, la energía generada es inyectada a las barras principales a un nivel

de voltaje de 13,8 KV, dichas barras se encuentran acopladas a través de un

interruptor de aire de 2000 Amperios (D-120), el cual está normalmente abierto (NA).

Estas barras están designadas con los nombres de barra A y barra B, y representan el

inicio de la repartición de carga hacia el resto del sistema. En condiciones de

emergencia o de mantenimiento el interruptor de enlace (D-120) permite conectar las

barras A y B, para que las mismas operen conjuntamente hasta que el sistema regrese

a sus condiciones normales de funcionamiento. Ver Anexo B o Figura 4.4.

Las unidades generadoras designadas como TG-7 y TG-8 se encuentran

acopladas a las barras A y B a 13,8 KV, respectivamente, mientras que la unidad

designada TG-6 tiene un mecanismo de acople tanto con la barra A como con la B, la

cual dependerá de la situación de operación del sistema. Ver Anexo B o Figura 4.4.

4.4.1 Circuitos Alimentados a través de Planta Eléctrica

Circuitos 3A y 3B (Servicios Industriales)

Representan algunas de las cargas más importantes de la refinería, ya que

alimentan la planta de servicios, donde se encuentran dos centros de control de

motores (CCM) a 2400 V y 480 V, respectivamente, los cuales manejan compresores,

bombas de alimentación de aguas para calderas, ventiladores para calderas y bombas

de agua fresca.

146

Circuitos 4A y 4B (Interconexión con la Subestación “A”)

A estos circuitos se encuentran conectados transformadores trifásicos de 20-25

MVA cada uno, designados por XFR-53-5X01 y XFR-53-5X02, conectados a las

barras A y B, respectivamente, que sirven de interconexión con la subestación “A”, a

los niveles de voltaje de 34,5/13,8 KV.

Circuitos 5A y 5B (Reserva)

Estos circuitos se encuentran proyectados para ser utilizados en el futuro y

representan un punto de reserva.

Circuitos 6A y 6B (Patio de Celdas El Chaure)

Representan la interconexión entre Planta Eléctrica y el patio de celdas El

Chaure. De estas barras parten ocho circuitos designados con las letras G y H.

Circuitos 7A y 7B (Procesos)

Representan otras de las cargas importantes de la refinería, ya que alimentan

diferentes plantas, donde se encuentran CCM, los cuales manejan compresores. Estos

circuitos alimentan específicamente a las siguientes cargas:

• S/E alquilación

• Bomba contra incendios TK

115

• Planta de alquilación

• FCC

• Bunker SRG-2

• Torres de enfriamiento 1, 2 y 3

• Unidad 051/052

147

Circuitos 8A y 8B (Reserva)

Estos circuitos actualmente están fuera de servicio, destinados como reserva

futura.

Circuitos 9A y 9B (Unidades de Destilación)

Se encargan de alimentar diferentes plantas de destilación, tales como:

• Unidad DA-1

• Unidad DA-2

• Bunker principal de la R.P.L.C.

• Planta STG

• Bunker SRG-1

Circuitos 10A y 10B (Servicios)

Se encargan de llevar energía a cargas estáticas. Específicamente estos circuitos

alimentan las siguientes cargas:

• Oficinas

• Talleres

• Edificio de ingeniería general

• Iluminación de áreas externas

de la refinería Puerto La Cruz

• Planta STEP

• Laboratorio principal de la

refinería Puerto La Cruz

• CIED

• Comedor de la refinería Puerto

La Cruz

• Clínica industrial

148

Circuitos 16A y 16B (Patio de Celdas Refinería P.L.C.)

Cada uno de estos circuitos se encarga de alimentar las barras E y F ubicadas en

el patio de celdas refinería P.L.C.

4.4.2 Circuitos Alimentados a través del Patio de Celdas R.P.L.C.

El patio de celdas R.P.L.C. es alimentado por los circuitos 16A/16B, cada uno

de estos circuitos se encargan de alimentar a las barras E y F, respectivamente, las

cuales se encuentran acopladas por medio de un interruptor de aire de 1200

Amperios. Desde estas barras parten diez circuitos, tal como se muestra en el Anexo

B, los cuales se describirán a continuación:

Circuitos 2F y 3E (SISOR)

Estos circuitos alimentan la subestación SISOR, en la cual se encuentran:

• CCM llenadero (480 V) • CCM SISOR (2400 V)

Circuito 4F

Este circuito alimenta las bombas JET-A1 de la R.P.L.C., las cuales constan de

dos motores de 1500 HP cada uno.

Circuitos 3F y 5E

Alimentan el área de casa de bombas de la R.P.L.C., en la que se encuentran las

siguientes cargas:

149

• CCM casa de bombas de la R.P.L.C. (480 V)

• CCM casa de bombas II (4160 V)

• CCM casa de bombas I (2400 V)

Circuito 7E

Alimenta cargas de alumbrado, tanques y el llenadero de la planta LPG.

Circuito 6E

Este circuito posee respaldo con el circuito 7F, además, se encarga de alimentar

las siguientes cargas:

• Campo residencial Guaraguao

• CCM bombas de transferencia

de la R.P.L.C. (2400 V)

• CCM bombas merey (2400 V)

• S/E bombas de transferencia de

la R.P.L.C.

• S/E merey

• Tanque de aguas aceitosas

Circuito 7F

Este circuito aparte del enlace con el circuito 6E alimenta las cargas:

• S/E bomba merey

• S/E bombas contra incendios del patio de tanques de la R.P.L.C.

• Oficinas de mantenimiento de oleoductos

• Sala de control central de operadores de la casa de bombas de la R.P.L.C.

• S/E bombas de transferencia

150

Circuitos 8F y 8E

Transportan energía desde el patio de celdas refinería P.L.C. en 13,8 KV hasta

el patio de celdas de OSAMCO. De dichas barras parten los siguientes circuitos.

4.4.3 Circuitos Alimentados a través del Patio de Celdas OSAMCO

A través de los circuitos 8E/8F se transporta energía desde el patio de celdas

refinería P.L.C. en 13,8 KV hasta el patio de celdas de OSAMCO. Cada circuito llega

a las barras J e I, respectivamente, las cuales se encuentran acopladas por un

interruptor de aire de 1200 Amperios. De dichas barras parten ocho circuitos, los

cuales serán descritos a continuación y se muestran en el Anexo B.

Circuito 3J

Se utiliza para la interconexión entre la planta de servicios El Chaure “barra G”

y el patio de celdas de la refinería.

Circuito 4J

Se encarga de alimentar una pequeña parte de la planta GLP. Se usa como

enlace con el circuito 7E.

Circuitos 6J y 4I

Alimentan a la S/E bombas OSAMCO que entrega energía a los servicios

auxiliares de las bombas OSAMCO en 480 V.

151

Circuitos 5I y 1J

Se encargan de alimentar al CCM bombas OSAMCO, el cual consta de un

CCM de 4160 Voltios.

Circuito 3I

Este circuito se utiliza como respaldo hacia los muelles, además alimenta las

siguientes cargas:

• Biblioteca Guaraguao • Patio de tanques de almacenaje

Circuito 2I

Se encarga de alimentar las bombas de descarga instaladas en los muelles.

4.4.4 Circuitos Alimentados a través del Patio de Celdas El Chaure

Mediante los circuitos 6A/6B se realiza la interconexión entre Planta Eléctrica y

el patio de celdas El Chaure. Cada circuito llega a las barras G y H, respectivamente,

las cuales se encuentran interconectadas por un interruptor de aire de 1200 Amperios,

normalmente abierto. De estas barras parten diez circuitos designados con las letras G

y H, tal como se muestra en el Anexo B y son descritos a continuación:

Circuitos 3G y 3H

Se utilizan para la interconexión de llegada del circuito 6A y 6B,

respectivamente.

152

Circuito 4G

Alimenta el campo residencial El Chaure y circuitos de iluminación. Tiene la

posibilidad de transferir carga manualmente al circuito 6H.

Circuitos 5G y 5H

Estos circuitos alimentan a su vez las siguientes cargas:

• S/E planta DA-3

• CCM DA-3 (480 V)

• S/E planta de asfalto

• CCM DA-3 (2400 V)

• Bunker DA-3

• CCM bombas de asfalto (480 V)

Circuito 6H

Este circuito alimenta las siguientes cargas:

• Casa múltiple

• Bunker múltiple norte

• Aguas servidas Guaraguao

• Taller automotriz

• Oficinas de telecomunicaciones

• Despacho de petróleo

• Oficina del muelle 7

• Edificio PDV Marina

• S/E bombas de cargas del

muelle 6

• Compresor de aire planta TEL

• Oficina plataforma deltaza

153

Circuito 6G

Se encarga de llevar energía a los siguientes puntos:

• Galpón de rocas

• Múltiple sur

• Portón de vigilancia

• Laboratorio geológico

• S/E servicio automotriz El

Chaure

• Área de tanques

• Oficinas de geología

Circuito 7H

Este circuito posee interconexión con el circuito 6H, además, alimenta los

siguientes circuitos:

• S/E bombas de transferencia El Chaure

• Estación de antenas repetidoras

• CCM bombas de transferencia El Chaure (480 V)

• CCM bombas de transferencia El Chaure (2400 V)

Circuito 8H

Este circuito tiene la posibilidad de interconectarse con el circuito 6G y

alimenta los siguientes puntos:

• Oficinas

• Llenadero de asfalto

• Iluminación de áreas externas

• Bombas de carga

154

Circuito 7G

Este circuito alimenta a las siguientes cargas:

• S/E bombas de agua salada

• CCM bombas de agua salada (240 V)

• CCM bombas de agua salada (2400 V)

• Telecomunicaciones

4.4.5 Circuitos Alimentados por la Subestación “A”

Circuitos B110 y B210 (Interconexión con Planta Eléctrica)

Estos circuitos son los conectados a los transformadores XFR-53-5X01 y XFR-

53-5X02 para interconectar Planta Eléctrica con la subestación “A”.

Circuitos B310 y B410 (Subestación “B”)

Se encargan de alimentar al PDC-53-3B01 ubicado en la subestación “B”, los

cuales energizan a diversos motores de la unidad 19 y 20 de hidroprocesos (HHPP).


Son los encargados de alimentar al PDC-53-3B02 ubicando en la subestación

“B”, en este se encuentran motores de diversas unidades de HHPP con niveles de

voltaje de 4,16 y 0,48 KV.

155


Estos circuitos son importantes para la planta de HHPP debido a que alimentan

al PDC-53-4B01, en este se encuentran instalados dos motores, GM-2002 en 13,2 KV

y GM-4504 en 6,6 KV, son de gran importancia para la planta y no se cuenta con

respaldo para los mismos.

Circuito B1010 (Futura Subestación “C”)

Este circuito se tiene como reserva para la futura S/E “C”.

Circuito B105 (Río Neverí)

Este circuito es el encargado de alimentar a la planta de tratamiento de agua Río

Neverí, en una línea simple terna en 34,5 KV.

Circuitos B910 y B1210 (Subestación “D”)

Estos circuitos alimentan a la subestación “D” en donde se encuentran motores

de las unidades 46, 47, 48 y 49 de la planta de HHPP, los niveles de voltaje

encontrados son 4,16 y 0,48 KV.


Estos circuitos energizan diferentes centros de control de motores en 480 V

instalados en el PDC-53-2B01, de diversas unidades de la planta de HHPP.

156

4.5 Equipos Presentes en el Sistema Eléctrico de Potencia de la Refinería Puerto

La Cruz

4.5.1 Sistema de Generación

El sistema de generación de energía eléctrica de la refinería Puerto La Cruz está

conformado por dos plantas de generación, la Planta Eléctrica (55,7 MW) y la Planta

Alberto Lovera (372,45 MW), las cuales cuentan con diferentes unidades

turbogeneradoras, que se describirán a continuación:

4.5.1.1 Planta Eléctrica

La Planta Eléctrica de la refinería Puerto La Cruz consta de tres

turbogeneradores, dos de 20 MW (TG-7 y TG-8) y uno de 15,7 MW (TG-6),

representando una capacidad total de generación instalada de 55,7 MW, que abastece

a todas las cargas eléctricas de las plantas de procesos. Estas unidades generadoras

son accionadas por turbinas a gas y generan a un voltaje de 13,8 KV. En la siguiente

tabla, se muestran los valores representativos de estos turbogeneradores:

Tabla 4.2. Características de los turbogeneradores de Planta Eléctrica. (De Oliveira

D., 2009, p. 92).

Turbogenerador TG-6 TG-7 TG-8

Fabricante WESTINGHOUSE GENERAL ELECTRIC AEG KANIS/G.E.

Modelo W-191G MS-5001 MS-5001

Combustible DUAL GAS/DIESEL

DUAL GAS/DIESEL

DUAL GAS/DIESEL

Voltaje (KV) 13,8 13,8 13,8 F.L.A. (A) 753,1 1022 1022 Capacidad

(MVA) 18,47 24,44 24,44

157


Turbogenerador TG-6 TG-7 TG-8 Factor de

Potencia (%) 85 90 90

Potencia de Salida del Generador

(MW) 15,7 20 20

Número de Fases 3 3 3 Frecuencia (Hz) 60 60 60

Velocidad de Rotación (R.P.M.) 900 3500 3500

Xd” (%) 26 10,6 10,6 Conexión de

Neutro Y-Abierto (0 A) Y-Resistor (400 A, 10 seg)

Y-Resistor (400 A, 10 seg)

Potencia de Salida de la Turbina

(KW) 17.700 23.400 23.400

Consumo de Combustible

(MBT/H) 232 292,7 292,7

Figura 4.5. Turbogenerador TG-6 de Planta Eléctrica.

158

Figura 4.6. Turbogeneradores TG-7 y TG-8 de Planta Eléctrica.

4.5.1.2 Planta Alberto Lovera (P.A.L.)

La Planta Alberto Lovera (P.A.L.) cuenta con dos turbogeneradores (ver Figura

4.7), uno de 171 MW y otro de 201,45 MW, y generan a un voltaje de 16,5 KV. Estos

turbogeneradores están interconectados con la subestación Guanta II (CADAFE) y la

subestación “A” (R.P.L.C.) a través de dos transformadores de potencia de 230 MVA

que elevan el voltaje a 230 KV hasta llegar a la subestación eléctrica P.A.L. (ver

Figura 4.8), donde se distribuye la energía a las subestaciones antes mencionadas,

dependiendo de las condiciones del sistema.

Es importante hacer notar, que inicialmente se propuso que el proyecto

Conversión Profunda tendría una alimentación proveniente del Sistema Eléctrico

Nacional (Guanta II), a través de una subestación encapsulada en SF6, sin embargo,

con motivo de mejorar la confiabilidad del sistema eléctrico en Conversión Profunda,

refinería Puerto La Cruz y VALCOR, parte del suministro provendrá de los

turbogeneradores de la Planta Alberto Lovera.

159

Tabla 4.3. Características de los turbogeneradores de la Planta Alberto Lovera.

(Coordinación de Electricidad C.P. R.P.L.C.).

Turbogenerador TG-1 TG-2

Fabricante SIEMENS WESTINGHOUSE

SIEMENS WESTINGHOUSE

Voltaje (KV) 16,5 16,5 F.L.A. (A) 6648 8293

Capacidad (MVA) 190 237 Factor de Potencia (%) 90 85 Potencia de Salida del

Generador (MW) 171 201,45

Número de Fases 3 3 Frecuencia (Hz) 60 60

Velocidad de Rotación (R.P.M.) 3600 3600

Xd” (%) Saturada 12,97 16,2 No Saturada 15,05 18,8

En la siguiente figura, se muestran dichas unidades turbogeneradoras:

Figura 4.7. Turbogeneradores de la Planta Alberto Lovera (P.A.L.).

160

Figura 4.8. Subestación Planta Alberto Lovera (P.A.L.).

4.5.2 Transformadores de Potencia

Los niveles de voltaje que operan en la refinería son 230 KV, 34,5 KV, 13,8

KV, 4,16 KV, 2,4 KV y 480 V para los procesos y 220 V y 110 V para los servicios

generales. Para poder obtener estos niveles de voltaje la refinería Puerto La Cruz

cuenta con transformadores de potencia dependiendo del nivel de voltaje que se desee

reducir o elevar.

Los transformadores pueden ser sumergidos en aceite dieléctrico como es el

caso de los transformadores de subestaciones unitarias (ver Figura 4.9), los

transformadores de superficie o padmounted (ver Figura 4.10), los transformadores

de distribución tipo barril (ver Figura 4.11), y los de tipo seco (ver Figura 4.12) que

se usan para reducir de 480 V a 220 ó 110 V, que son los voltajes utilizados para los

servicios generales en áreas donde no se puedan utilizar los transformadores

sumergidos en aceite.

161

Figura 4.9. Transformador de potencia de la subestación P.A.L.

Figura 4.10. Transformador de superficie o padmounted.

162

Figura 4.11. Banco de transformadores de distribución tipo barril.

Figura 4.12. Transformador tipo seco.

163

4.5.3 Motores Eléctricos

Como la operación principal de la refinería es el procesamiento de crudo, se

necesitan una serie de equipos eléctricos para poder llevarlo a cabo. Este es el caso de

los motores eléctricos que son el principal equipo involucrado en los procesos de las

plantas, debido a que son los que impulsan y mueven el producto a sus diferentes

fases en el proceso de refinación.

La refinería Puerto La Cruz cuenta con una gran cantidad de motores de

inducción (ver Figura 4.13), que dependiendo de su ubicación en el proceso varían de

tamaño, voltaje y potencia. Los voltajes utilizados por los motores en la R.P.L.C. son

13,8 KV, 4,16 KV, 480 V, 220 V y 110 V y las potencias varían desde los motores

más grandes de 6500 HP hasta los motores más pequeños de 1/3 HP, todo esto

dependiendo en dónde y para qué estén destinados.

Figura 4.13. Motores de corriente alterna tipo inducción.

164

4.5.4 Conductores Eléctricos

Las condiciones particulares de las instalaciones eléctricas en la refinería

imponen una serie de restricciones al uso de conductores eléctricos, principalmente

por la presencia de sustancias químicas en el ambiente. Por lo tanto, los conductores

deben ser de aislamiento de etileno propileno reticulado (EPR) que ofrece

inmejorables propiedades, como estabilidad térmica, resistencia excepcional a la

ionización, o de aislamiento de polietileno reticulado (XLPE) que ofrece magníficas

propiedades como alta rigidez dieléctrica, baja absorción de humedad y pequeñas

pérdidas dieléctricas, recubiertos de una chaqueta o cubierta protectora de PVC

(cloruro de polivinilo).

Los conductores utilizados en la refinería Puerto La Cruz (ver Figura 4.14)

comprenden conductores de medio voltaje (de 600 V hasta 69 KV) y conductores de

bajo voltaje (menores de 600 V), esto debido a que los niveles de voltaje en las

instalaciones están por el rango de los 34,5 KV hasta los 110 V.

Figura 4.14. Conductores de potencia conectados a una barra de distribución.

165

4.5.5 Interruptores de Potencia

Los interruptores de potencia son dispositivos automáticos capaces de abrir un

circuito eléctrico cuando la intensidad que por el circula excede de un determinado

valor, con el objetivo de evitar daños a los equipos conectados.

Los interruptores se pueden clasificar de acuerdo a su principal característica

constructiva que es la forma en que se extingue el arco eléctrico. En la R.P.L.C.

existen dos tipos de interruptores de potencia, los de tipo vacío y los de hexafluoruro

de azufre (SF6). Los interruptores de potencia de la R.P.L.C. están asociados a la

protección o maniobra (apertura y cierre) de diversos equipos eléctricos, estos se

encuentran en las subestaciones eléctricas o en los centros de control de motores

(CCM) empotrados en los gabinetes o switchgear (ver Figura 4.15).

Figura 4.15. Interruptores de potencia en un centro de control de motores (CCM).

166

4.6 Sistema Eléctrico de la Telemedición de los Tanques de Almacenaje de la

Refinería Puerto La Cruz

Los equipos de telemedición de los tanques de almacenaje de la refinería Puerto

La Cruz, se alimentan a través de los circuitos provenientes de las barras de Planta

Eléctrica y del patio de celdas R.P.L.C., que llegan a los centros de control de

motores: CCM-1, CCM-2 y CCM-DA-1. El centro de control de motores 1 (CCM-1)

se encuentra dentro de la Caseta 1 (CVM-01) del patio de tanques de la R.P.L.C., la

cual está ubicada en la calle 31 entre los tanques 80X11 y 80X12. El CCM-2 está

ubicado entre los tanques 130X2 y 150X2. Y el último centro de control de motores

(CCM-DA-1) se encuentra ubicado por la calle 33 entre el tanque de almacenamiento

56X5 y el bunker cerca de la planta de catalítica.

De los tableros de distribución presentes en estos tres centros de control de

motores (CCM) parten conductores en pares de calibre # 12 AWG por tuberías

conduit (diámetro de ¾’’ para un solo par y 2’’ para dos o tres pares) hasta llegar a

los diferentes equipos de telemedición ubicados en la base o en el techo de los

tanques de almacenaje de crudo y productos de la refinería Puerto La Cruz.

Para este estudio, se evaluará el sistema eléctrico del centro de control de

motores 1 (CCM-1), ubicado en el interior de la Caseta 1 (CVM-01), el cual se

alimenta del circuito 10A que parte de la barra A de Planta Eléctrica hasta llegar en

forma aérea al poste de distribución # 12, suministrando un voltaje de 13,8 KV, que

se reduce a 480 V por medio de un banco de transformadores monofásicos

sumergidos en líquido aislante de 300 KVA (ver Figura 4.16), cuyas características se

muestran a continuación:

167

Tabla 4.4. Valores de placa de los transformadores monofásicos del banco de 300

KVA.

Fabricante CAIVET Capacidad 100 KVA

Voltaje Nominal del Primario 13800 V Voltaje Nominal del Secundario 240 VL-N / 480 VL-L

Frecuencia 60 Hz Nº de Fases 1 Impedancia 1,4 %

Refrigeración ONAN (Aceite Natural, Aire Natural) Temperatura 65 ºC

Polaridad Sustractiva Peso 490 Kgs

Figura 4.16. Banco de transformadores monofásicos sumergidos en aceite con una

capacidad de 300 KVA.

Los transformadores monofásicos que conforman el banco de 300 KVA se

encuentran conectados en ∆-∆ (delta-delta), distribuyendo la energía por medio de

una barra de 480 V con una estructura en forma de “H” (ver Figura 4.17), que

168

suministra potencia a mezcladores, bombas y otras cargas a través de dos

seccionadores con fusible (440 V, 600 A, 3 polos), y mediante una acometida aérea al

CCM-1 (ver Figura 4.18) de la Caseta 1 (ver Figura 4.19) del patio de tanques de la

R.P.L.C. Los valores nominales del CCM-1 se presentan en la siguiente tabla:

Tabla 4.5. Valores de placa del centro de control de motores 1 (CCM-1) de la Caseta

1 (CVM-01) del patio de tanques de la R.P.L.C.

Fabricante GROUPE SCHNEIDER: MERLIN

GERIN, MODICON, SQUARE D Y TELEMECANIQUE

Voltaje Nominal 480 V Frecuencia 60 Hz

Corriente Nominal 150 A Interruptor Principal 150 A

Corriente de Cortocircuito 14 KA SIM

Figura 4.17. Barra de 480 V con estructura en forma de “H” para alimentar a las

distintas cargas del patio de tanques de la R.P.L.C.

169

Figura 4.18. Centro de control de motores 1 (CCM-1) de la Caseta 1 (CVM-01) del

patio de tanques de la R.P.L.C.

Figura 4.19. Caseta 1 (CVM-01) del patio de tanques de la R.P.L.C.

170

La acometida aérea está formada de tres conductores de cobre con calibre # 4

AWG y aislamiento THHN/THWN, estas fases alimentan a las barras principales del

CCM-1, pasando previamente por un interruptor termomagnético de caja moldeada

(ver Figura 4.20) situado en la celda VM-3, este dispositivo de protección tiene las

siguientes especificaciones:

Tabla 4.6. Características del interruptor principal del CCM-1.

Fabricante SQUARE D Voltaje Nominal (AC) 600 V Voltaje Nominal (DC) 250 V

Frecuencia 60 Hz Corriente de Interrupción 150 A

Corriente de Cortocircuito a 480 V 25 KA Nº de Polos 3

Figura 4.20. Interruptor principal del CCM-1.

171

En otro gabinete, debajo de la celda donde está situada la protección principal

(VM-3), se acoplan las barras del CCM-1 a un transformador trifásico tipo seco de 75

KVA por medio de un interruptor termomagnético de caja moldeada ubicado en la

parte superior derecha de dicho gabinete (ver Figura 4.21), cuyas características se

presentan en la Tabla 4.7.

Tabla 4.7. Características del interruptor termomagnético de caja moldeada que

enlaza las barras del CCM-1 con el transformador trifásico tipo seco de 75 KVA.

Fabricante SQUARE D Voltaje Nominal (AC) 480 V Voltaje Nominal (DC) 250 V

Frecuencia 60 Hz Corriente de Interrupción 15 A

Corriente de Cortocircuito a 480 V 18 KA Nº de Polos 3

Figura 4.21. Interruptor termomagnético de caja moldeada conectado al

transformador trifásico tipo seco de 75 KVA.

172

El transformador trifásico tipo seco de 75 KVA (ver Figura 4.22) es el

encargado de reducir el voltaje de 480 V a 120 VL-N y 208 VL-L, para luego energizar

las barras del tablero eléctrico VM-4 a través de tres conductores de cobre con calibre

# 2/0 AWG y aislamiento XHHW (ver Figura 4.23). En la Tabla 4.8, se muestran los

valores de placa de dicho transformador.

Tabla 4.8. Valores de placa del transformador trifásico tipo seco de 75 KVA.

Fabricante INELGEN Capacidad 75 KVA

Voltaje Nominal del Primario 480 V Voltaje Nominal del Secundario 120 VL-N / 208 VL-L

Frecuencia 60 Hz Nº de Fases 3 Impedancia 6,2 %

Tipo de Conexión Dyn5 Nivel Básico de Aislamiento (BIL) de

Alto Voltaje 10 KV

Nivel Básico de Aislamiento (BIL) de Bajo Voltaje 10 KV

Peso 220 Kgs

Figura 4.22. Transformador trifásico tipo seco de 75 KVA.

173

Figura 4.23. Conductores de cobre # 2/0 AWG con aislamiento XHHW que llegan a

las barras del tablero eléctrico VM-4.

El tablero eléctrico VM-4 (ver Figura 4.24) cuenta con 36 circuitos, de los

cuales 29 son utilizados para alimentar los equipos de telemedición de los tanques de

almacenaje, mientras que los 7 circuitos restantes, 2 se utilizan para alimentar otras

cargas eléctricas y 5 están de reserva para ser utilizados en el futuro. Las

características y especificaciones de este tablero, se presentan en la siguiente tabla:

Tabla 4.9. Características y especificaciones del tablero eléctrico VM-4.

Tipo de Tablero NEMA 1, 2R, 3RY4X Montaje Superficial

Voltaje Nominal 120 VL-N / 208 VL-L Frecuencia 60 Hz Nº de Fases 3 Nº de Hilos 4 + Conductor de Tierra

Diámetro de Tubería Conduit 2’’

Barra Principal IN 225 A ICC 25 KA

Calibre 4 # 2/0 AWG + 1 # 6 AWG

Barra de Neutro IN 225 A ICC 25 KA

174

Figura 4.24. Tablero eléctrico VM-4 que alimenta al sistema de telemedición de los

tanques de almacenaje de la refinería Puerto La Cruz.

Los dispositivos de protección conectados a los circuitos del tablero eléctrico

VM-4 son interruptores automáticos tipo termomagnéticos de caja moldeada con

corriente nominal de 15 Amperios. De dichos interruptores parten conductores de

cobre # 12 AWG con aislamiento THW que llegan a los distintos equipos del sistema

de telemedición de los tanques de almacenaje de la refinería Puerto La Cruz.

En la Figura 4.25, se muestra el diagrama unifilar que representa el sistema

eléctrico de la telemedición de los tanques de almacenaje de la refinería, que parte

desde el circuito 10A de Planta Eléctrica hasta llegar al tablero eléctrico VM-4 del

centro de control de motores 1 (CCM-1) de la Caseta 1 del patio de tanques de la

R.P.L.C., junto con las especificaciones de los equipos eléctricos antes mencionados.

175

Figura 4.25. Diagrama unifilar del sistema eléctrico de la telemedición de los

tanques de almacenaje de la refinería Puerto La Cruz.

CAPÍTULO V

INSPECCIONES Y MEDICIONES

5.1 Descripción de las Condiciones Actuales del Sistema Eléctrico

El circuito 10A de Planta Eléctrica llega a través de una línea aérea al poste de

alineación # 12 (ver Figura 5.1), pasando por una bancada subterránea hasta el banco

de transformación de 300 KVA con conexión ∆-∆ (delta-delta), constituido por tres

transformadores monofásicos de 100 KVA sumergidos en aceite, los cuales

suministran energía al CCM-1 de la Caseta 1 (CVM-01) del patio de tanques de la


Figura 5.1. Poste de distribución # 12, circuito 10A de Planta Eléctrica.

El centro de control de motores 1 (CCM-1) cuenta con diversas celdas que

energizan las distintas cargas eléctricas del patio de tanques de la refinería, entre éstas

se encuentran los mezcladores, bombas, sistemas de iluminación y telemedición de

los tanques de almacenamiento. Debajo de la celda VM-3 (ver Figura 5.2), están

177

ubicados distintos interruptores termomagnéticos que alimentan a los mezcladores, el

sistema de telemedición e iluminación de los tanques de la refinería. El sistema

TankRadar® REX de los tanques de almacenaje se alimenta a partir de un interruptor

termomagnético de caja moldeada de 15 Amperios, el cual se muestra en la Figura

5.3.

Figura 5.2. Celda VM-3 del CCM-1 de la Caseta 1 (CVM-01).

Figura 5.3. Interruptor termomagnético de caja moldeada de 15 Amperios.

178

En las inspecciones realizadas, se verificó el estado de los circuitos del tablero

eléctrico VM-4 (ver Figura 5.4) que actualmente son los encargados de alimentar al

sistema de telemedición de los tanques de almacenaje de la refinería. Se observó que

los interruptores termomagnéticos de caja moldeada de los circuitos 12 (TK 80X5) y

20 (TK 80X21) se encuentran en OFF (apagado), mientras que los interruptores

automáticos de los circuitos 24 (TK 80X12) y 30 (TK 80X15) están desconectados

del conductor # 12 THW que llega a los equipos de telemedición de tanques.

Figura 5.4. Tablero eléctrico VM-4 del CCM-1 de la Caseta 1 (CVM-01) del patio de

tanques de la refinería Puerto La Cruz.

179

Además, se apreció que los conductores de cobre # 2/0 AWG provenientes del

transformador tipo seco de 75 KVA, que se conectan a las barras A, B y C del tablero

eléctrico VM-4, cuentan con una derivación que llega al tablero de iluminación de los

tanques de almacenamiento (ver Figuras 5.5 y 5.6), el cual está fuera de servicio. En

la Tabla 5.1, se muestran los circuitos pertenecientes al tablero eléctrico VM-4, con

su respectiva carga conectada, capacidad de los interruptores termomagnéticos,

calibre de los conductores de salida, voltaje, corriente de línea y potencia aparente.

Figura 5.5. Tablero principal de iluminación de taques.

Figura 5.6. Derivación que alimenta al tablero principal de iluminación de taques.

180

Tabla 5.1. Características de los circuitos del tablero eléctrico VM-4.

CIRCUITO CARGA CONECTADA

PROTECCIÓN EN AMPERIOS

CALIBRE DE CONDUCTORES

(AWG)

VOLTAJE DE FASE (VOLT)

CORRIENTE DE FASE

(AMP)

POTENCIA APARENTE

(VA) 1 TK-80X14 15 12 120 0,11 13,2 2 TK-80X13 15 12 120 0,23 27,6 3 RESERVA 15 0 0 0 4 TK-10X5 15 12 120 0,20 24 5 RESERVA 15 0 0 0

6 LT-265 TK-80X7 15 12 120 0,11 13,2

7 TK-140X1 15 12 120 0,11 13,2 8 TK-80X3 15 12 120 0,10 12 9 TK-80X1 15 12 120 0,10 12

10 TK-80X2 15 12 120 0,10 12 11 TK-80X4 15 12 120 0,10 12 12 TK-80X5 15 12 120 0 0 13 TK-80X6 15 12 120 0,11 13,2 14 TK-80X9 15 12 120 0,11 13,2 15 TK-80X10 15 12 120 0,10 12

16 LT-264 TK-80X8 15 12 120 0,12 14,4

17 TK-80X18 15 12 120 0,11 13,2 18 TK-80X19 15 12 120 0,11 13,2 19 TK-80X20 15 12 120 0,10 12 20 TK-80X21 15 12 120 0 0 21 TK-80X22 15 12 120 0,10 12 22 TK-80X23 15 12 120 0,12 14,4 23 TK-56X11 15 12 120 0,11 13,2

24 LT-266 TK-80X12 15 12 120 0 0

25 LT-270 TK-35X3 15 12 120 0,11 13,2

26 LT-267 TK-80X17 15 12 120 0,10 12

27 LT-271 TK-35X2 15 12 120 0,10 12

28 LT-268 TK-80X16 15 12 120 0,11 13,2

29 LT-272 TK-35X5 15 12 120 0,11 13,2

30 LT-269 TK-80X15 15 12 120 0 0

31 LT-273 TK-35X4 15 12 120 0,11 13,2

32 RESERVA 15 0 0 0 33 OCUPADO 15 12 120 0,7 84 34 RESERVA 15 0 0 0 35 OCUPADO 15 12 120 0,7 84 36 RESERVA 15 0 0 0

181

En la Tabla 5.1, se muestra que la capacidad de todos los interruptores

termomagnéticos de caja moldeada que forman parte del tablero eléctrico VM-4 es de

15 A, también, se observó que dicho tablero no cuenta con ningún interruptor

principal (ver Figura 5.7), lo cual disminuye la selectividad y confiabilidad del

sistema de protección.

Figura 5.7. Tablero eléctrico VM-4 sin interruptor principal.

Igualmente, se inspeccionó el sistema de puesta a tierra del banco de

transformadores de 300 KVA, el transformador trifásico tipo seco de 75 KVA, el

centro de control de motores 1 (CCM-1) y el tablero eléctrico VM-4, donde se

apreció la correcta conexión de la puesta a tierra de todos los equipos.

Por último, se evidenció una falta de mantenimiento en la mayoría de los

equipos ubicados en el interior y exterior de la Caseta 1 (CVM-01), especialmente de

los transformadores de potencia, los interruptores de protección y los conductores

eléctricos. También, se observó la inexistencia de dispositivos de protección y

respaldo para el sistema eléctrico de la telemedición de los tanques de almacenaje.

182

5.2 Medición de los Parámetros de Calidad de Energía

La variedad de perturbaciones que se generan en los sistemas eléctricos y que

ocasionan desviaciones en las condiciones adecuadas de voltaje, corriente o

frecuencia, pueden dar como resultado fallas en los sistemas u operaciones erradas de

los equipos. Con el fin de determinar y plantear alternativas de solución ante estos

inconvenientes, es necesario realizar una serie de estudios, destinados a evaluar la

calidad del suministro eléctrico. Los beneficios de dicho análisis, radica entre otros

aspectos en que proporciona información acerca de las operaciones de los sistemas en

condiciones normales y anormales, ayudando por ejemplo, a evitar fallas por

cortocircuito, ilustrar los efectos de armónicos e identificar las áreas con problemas

potenciales.

5.2.1 Parámetros Medidos

Las mediciones fueron realizadas en un tiempo de 15 minutos, el cual fue

suficiente para apreciar la variación de los siguientes parámetros:

Tendencia rms de voltaje.

Tendencia rms de corriente.

Desbalance de voltaje.

Desbalance de corriente.

Frecuencia.

Factor de potencia.

Distorsión armónica total de voltaje (THDV).

Distorsión armónica total de corriente (THDI).

183

5.2.2 Ubicación del Medidor de Calidad de Energía

Cuando el objetivo de un monitoreo es investigar la calidad global de una

instalación, la norma IEEE Std. 1159 (1995) en su apartado 7.1, recomienda realizar

la conexión del equipo de medición en el secundario del transformador en servicio.

De esta manera, el analizador registrará la calidad de la energía suministrada al

sistema, así como el efecto de las cargas conectadas a la instalación.

Por lo tanto, el equipo analizador de energía puede ser desplazado aguas abajo

para determinar la calidad de potencia en las ramificaciones del circuito o aguas

arriba para determinar la calidad del servicio en general. La Figura 5.8 muestra un

esquema de conexión del analizador recomendada por la norma IEEE Std. 1159.

Figura 5.8. Localización sugerida del equipo analizador de energía en un sistema

típico de bajo voltaje. (IEEE Std. 1159, 1995, p. 39).

En la Figura 5.9, se aprecia un diagrama representativo del tablero eléctrico

VM-4, donde se observan las mediciones realizadas de voltaje y corriente para cada

una de las fases de dicho tablero de distribución.

184

Figura 5.9. Mediciones realizadas con el equipo analizador de energía Megger PA-9

Plus.

El analizador de energía fue instalado después del secundario del transformador

trifásico de 75 KVA, específicamente en las barras y circuitos del tablero eléctrico

VM-4 (ver Figura 5.10). Las corrientes de barra de dicho tablero fueron medidas

utilizando pinzas amperimétricas y el voltaje línea neutro correspondiente a cada fase

se midió mediante pinzas tipo caimán, como se muestra en la Figura 5.11.

185

Figura 5.10. Instalación del analizador de energía Megger PA-9 Plus.

Figura 5.11. Medición de las corrientes y los voltajes de fase del tablero eléctrico

VM-4.

186

5.2.3 Equipo Analizador de Energía Megger PA-9 Plus

Para el estudio de las características de energía del sistema eléctrico de la

telemedición de los taques de almacenaje de la refinería, se utilizó el equipo

analizador de energía Megger PA-9 Plus (ver Figura 5.12). El Megger PA-9 Plus es

un equipo analizador portátil de nueve canales capaz de ejecutar funciones en cuatro

voltajes de CA/CC y cinco entradas de corriente, el cual posee las siguientes

características funcionales:

Alimentación de entrada VA entre 90-600 VAC o 110-600 VDC, no requiere

fuente de poder por separado.

Puerto de entrada eléctrica auxiliar, 90 a 250 VAC.

Contiene respaldo de baterías recargables.

12 Megabytes de memoria no-volátil para almacenamiento de datos.

La pantalla 5x 1-1/2 LCD proporciona despliegues alfanuméricos y gráficos.

Registra simultáneamente calidad de servicio e información de flujo de energía.

Mide energía para sistemas monofásicos, fase partida y trifásicos utilizando

vatímetros de 1, 2, 2-1/2, y 3 elementos.

Muestrea en 256 muestras/ciclo por canal y el MegPa9IEC puede realizar

análisis armónico hasta el armónico 63.

Realiza grabación continua o de excedencia únicamente.

Despliega valores y gráficos en tiempo real y los graba para descargar a una

computadora utilizando MegPa9IEC.

Con la opción de flujo de energía instalada, cuando está utilizado como

medidor de demanda, graba datos de demanda ya sean fijos o de ventana

variable.

187

Figura 5.12. Equipo analizador de energía Megger PA-9 Plus. (Megger, S/F, p. 31).

La calidad del servicio eléctrico y los parámetros de flujo de energía grabados

incluyen:

Voltaje verdadero RMS, voltaje mínimo RMS y voltaje máximo RMS.

Corriente verdadera RMS, corriente mínima RMS y corriente máxima RMS.

Vatios, por par de fases y sistema total.

Vars, por par de fases y sistema total.

Voltímetro, energía aparente por fase y sistema total.

Factor de potencia verdadero (vatios divididos por voltio-amperios).

Desplazamiento de factor de potencia (coseno del ángulo entre la fundamental

del voltaje y corriente).

Kilovatios-hora, por fase y sistema total.

Kilovar-hora, por fase y sistema total.

Kilovoltio amperios hora, por fase y sistema total.

Dirección armónica de fuente o carga.

188

Magnitud armónica y desplazamiento de fase.

Hasta 1000 eventos fuera de límite, con estampado de tiempo y duración.

Eventos de sub-ciclo a 65 µs de resolución (a 60 Hz).

Captura de formas de onda utilizando disparadores selectivos.

Tendencia de fuera de límites.

Tendencia de frecuencia.

Tendencia de Flicker IEC.

Tendencia THD.

Tendencia TDD.

Tendencia armónica.

Los sensores utilizados para la toma de la señal en los respectivos puntos se

muestran en la siguiente figura:

Figura 5.13. Sondas de corriente y voltaje del analizador de energía Megger PA-9

Plus. (Megger, S/F, p. 27).

189

5.2.4 Resultados Obtenidos de la Medición de los Parámetros de Calidad de

Energía

5.2.4.1 Tendencia RMS de Voltaje y Corriente

Tabla 5.2. Voltaje RMS mínimo, máximo y promedio de la fase A (Va).

VOLTAJE VALOR RMS OCURRIDO MÍNIMO 121,17 21/02/2013 08:10:32 a.m. MÁXIMO 121,76 21/02/2013 08:10:31 a.m.

PROMEDIO 121,43

Figura 5.14. Perfil de voltaje de la fase A (Va).

21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 08:07:14 08:07:44 08:08:14 08:08:44 08:09:14 08:09:44 08:10:14 08:10:44 08:11:14 08:11:44 08:12:14

a.m. a.m. a.m. a.m. a.m. a.m. a.m. a.m. a.m. a.m. a.m.

190

Tabla 5.3. Voltaje RMS mínimo, máximo y promedio de la fase B (Vb).


PROMEDIO 121,04

Figura 5.15. Perfil de voltaje de la fase B (Vb).

21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 08:07:14 08:07:44 08:08:14 08:08:44 08:09:14 08:09:44 08:10:14 08:10:44 08:11:14 08:11:44 08:12:14


191

Tabla 5.4. Voltaje RMS mínimo, máximo y promedio de la fase C (Vc).


PROMEDIO 120,92

Figura 5.16. Perfil de voltaje de la fase C (Vc).

21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 08:07:14 08:07:44 08:08:14 08:08:44 08:09:14 08:09:44 08:10:14 08:10:44 08:11:14 08:11:44 08:12:14


192

Tabla 5.5. Corriente RMS mínima, máxima y promedio de la fase A (Ia).

CORRIENTE VALOR RMS OCURRIDO MÍNIMA 0,8 21/02/2013 08:09:57 a.m. MÁXIMA 1,7 21/02/2013 08:08:07 a.m.

PROMEDIO 1

Figura 5.17. Perfil de corriente de la fase A (Ia).

21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 08:07:14 08:07:44 08:08:14 08:08:44 08:09:14 08:09:44 08:10:14 08:10:44 08:11:14 08:11:44 08:12:14


193

Tabla 5.6. Corriente RMS mínima, máxima y promedio de la fase B (Ib).


PROMEDIO 1,34

Figura 5.18. Perfil de corriente de la fase B (Ib).

21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 08:07:14 08:07:44 08:08:14 08:08:44 08:09:14 08:09:44 08:10:14 08:10:44 08:11:14 08:11:44 08:12:14


194

Tabla 5.7. Corriente RMS mínima, máxima y promedio de la fase C (Ic).


PROMEDIO 0,66

Figura 5.19. Perfil de corriente de la fase C (Ic).

21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 08:07:14 08:07:44 08:08:14 08:08:44 08:09:14 08:09:44 08:10:14 08:10:44 08:11:14 08:11:44 08:12:14


195

5.2.4.2 Tendencia de Desbalance de Voltaje y Corriente

Tabla 5.8. Desbalance máximo de voltaje y corriente.

DESBALANCE VALOR (%) OCURRIDO MÁXIMO DE

VOLTAJE 0,3 21/02/2013 08:07:12 a.m.

MÁXIMO DE CORRIENTE 69,98 21/02/2013 08:09:22 a.m.

Figura 5.20. Perfil de desbalance de voltaje y corriente.

21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 08:07:14 08:08:14 08:09:14 08:10:14 08:11:14 08:12:14

a.m. a.m. a.m. a.m. a.m. a.m.

196

5.2.4.3 Tendencia de Frecuencia

Tabla 5.9. Frecuencia mínima, máxima y promedio.

FRECUENCIA VALOR (Hz) OCURRIDO MÍNIMA 60,00 21/02/2013 08:07:08 a.m. MÁXIMA 60,15 21/02/2013 08:07:12 a.m.

PROMEDIO 60,01

Figura 5.21. Tendencia de frecuencia.

21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 08:07:45 08:08:15 08:08:45 08:09:15 08:09:45 08:10:15 08:10:45 08:11:15 08:11:45 08:12:15

a.m. a.m. a.m. a.m. a.m. a.m. a.m. a.m. a.m. a.m.

197

5.2.4.4 Factor de Potencia

Tabla 5.10. Factor de potencia de la fase A.

FACTOR DE POTENCIA VALOR OCURRIDO

FACTOR DE POTENCIA A LA FRECUENCIA FUNDAMENTAL

(DPF)

MÍNIMO 0,99 21/02/2013 08:12:10 a.m.

MÁXIMO 1,00 21/02/2013 08:09:10 a.m.

FACTOR DE POTENCIA A LA FRECUENCIA FUNDAMENTAL MÁS LOS ARMÓNICOS (TPF)

MÍNIMO 0,74 21/02/2013 08:08:00 a.m.

MÁXIMO 0,86 21/02/2013 08:08:10 a.m.

Figura 5.22. Factor de potencia de la fase A.

21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 08:08:10 08:09:10 08:10:10 08:11:10 08:12:10

a.m. a.m. a.m. a.m. a.m.

198

Tabla 5.11. Factor de potencia de la fase B.



(DPF)

MÍNIMO -0,28 21/02/2013 08:08:10 a.m.

MÁXIMO 0,02 21/02/2013 08:10:40 a.m.


MÍNIMO 0,70 21/02/2013 08:07:50 a.m.

MÁXIMO 0,85 21/02/2013 08:10:30 a.m.

Figura 5.23. Factor de potencia de la fase B.

21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 08:08:10 08:09:10 08:10:10 08:11:10 08:12:10


199

Tabla 5.12. Factor de potencia de la fase C.



(DPF)

MÍNIMO -0,60 21/02/2013 08:08:50 a.m.

MÁXIMO -0,48 21/02/2013 08:10:20 a.m.


MÍNIMO 0,70 21/02/2013 08:10:50 a.m.

MÁXIMO 0,81 21/02/2013 08:11:00 a.m.

Figura 5.24. Factor de potencia de la fase C.

21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 08:08:10 08:09:10 08:10:10 08:11:10 08:12:10


200

Tabla 5.13. Factor de potencia total.


VALOR OCURRIDO

MÍNIMO 0,73 21/02/2013 08:10:20 a.m. MÁXIMO 0,81 21/02/2013 08:10:30 a.m.

Figura 5.25. Factor de potencia total.

21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 08:07:40 08:08:10 08:08:40 08:09:10 08:09:40 08:10:10 08:10:40 08:11:10 08:11:40 08:12:10


201

5.2.4.5 Tendencia de la Distorsión Armónica Total (THD)

Tabla 5.14. Distorsión armónica total de voltaje de la fase A.

THD VALOR (%) OCURRIDO MÍNIMO VOLTAJE 0,54 21/02/2013 08:07:58 a.m. MÁXIMO VOLTAJE 0,63 21/02/2013 08:09:38 a.m.

Figura 5.26. Distorsión armónica total de voltaje de la fase A.

21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 08:07:43 08:08:13 08:08:43 08:09:13 08:09:43 08:10:13 08:10:43 08:11:13 08:11:43 08:12:13


202

Tabla 5.15. Distorsión armónica total de voltaje de la fase B.


Figura 5.27. Distorsión armónica total de voltaje de la fase B.

21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 08:07:43 08:08:13 08:08:43 08:09:13 08:09:43 08:10:13 08:10:43 08:11:13 08:11:43 08:12:13


203

Tabla 5.16. Distorsión armónica total de voltaje de la fase C.


Figura 5.28. Distorsión armónica total de voltaje de la fase C.

21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 08:07:43 08:08:13 08:08:43 08:09:13 08:09:43 08:10:13 08:10:43 08:11:13 08:11:43 08:12:13


204

Tabla 5.17. Distorsión armónica total de corriente de la fase A.

THD VALOR (%) OCURRIDO MÍNIMA CORRIENTE 39,41 21/02/2013 08:09:08 a.m. MÁXIMA CORRIENTE 97,48 21/02/2013 08:08:23 a.m.

Figura 5.29. Distorsión armónica total de corriente de la fase A.

21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 08:07:43 08:08:13 08:08:43 08:09:13 08:09:43 08:10:13 08:10:43 08:11:13 08:11:43 08:12:13


205

Tabla 5.18. Distorsión armónica total de corriente de la fase B.


Figura 5.30. Distorsión armónica total de corriente de la fase B.

21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 08:07:43 08:08:13 08:08:43 08:09:13 08:09:43 08:10:13 08:10:43 08:11:13 08:11:43 08:12:13


206

Tabla 5.19. Distorsión armónica total de corriente de la fase C.


Figura 5.31. Distorsión armónica total de corriente de la fase C.

21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 21/02/2013 08:07:43 08:08:13 08:08:43 08:09:13 08:09:43 08:10:13 08:10:43 08:11:13 08:11:43 08:12:13


207

5.2.4.6 Resumen Armónico

Tabla 5.20. Armónicos de voltaje promedio.

VOLTAJE PROMEDIO IMPAR (%) PROMEDIO PAR (%) Va 1,01 1,05 Vb 1,01 1,06 Vc 1,01 1,05

Figura 5.32. Armónicos de voltaje promedio.

208

Tabla 5.21. Armónicos de voltaje máximo.

VOLTAJE ORDEN MAGNITUD (%) OCURRIDO ARMÓNICO IMPAR MÁXIMO

Va 5 0,39 21/02/2013 08:09:38 a.m. Vb 7 0,39 21/02/2013 08:07:18 a.m. Vc 7 0,37 21/02/2013 08:08:33 a.m.

ARMÓNICO PAR MÁXIMO Va 2 0,10 21/02/2013 08:07:13 a.m. Vb 2 0,20 21/02/2013 08:07:13 a.m. Vc 2 0,14 21/02/2013 08:07:13 a.m.

Figura 5.33. Armónicos de voltaje máximo.

209

Tabla 5.22. Armónicos de corriente promedio.

CORRIENTE PROMEDIO IMPAR (%) PROMEDIO PAR (%) Ia 1,68 8,16 Ib 1,44 7,53 Ic 1,57 10,57

Figura 5.34. Armónicos de corriente promedio.

210

Tabla 5.23. Armónicos de corriente máxima.

CORRIENTE ORDEN MAGNITUD (%) OCURRIDO ARMÓNICO IMPAR MÁXIMO

Ia 3 69,43 21/02/2013 08:07:53 a.m. Ib 3 50,87 21/02/2013 08:09:08 a.m. Ic 3 70,93 21/02/2013 08:08:38 a.m.

ARMÓNICO PAR MÁXIMO Ia 2 16,86 21/02/2013 08:07:48 a.m. Ib 2 10,03 21/02/2013 08:10:13 a.m. Ic 2 19,39 21/02/2013 08:12:03 a.m.

Figura 5.35. Armónicos de corriente máxima.

CAPÍTULO VI

CAUSAS QUE PERTURBAN EL SUMINISTRO ELÉCTRICO

En el presente capítulo, se realizará un análisis exhaustivo de las posibles

causas que impactan el suministro eléctrico del sistema de telemedición de los

tanques de almacenaje de la refinería Puerto La Cruz, esto con la finalidad de plantear

alternativas de solución ante la problemática en estudio. En primer lugar, se revisará

el historial de fallas del sistema de telemetría correspondiente al año 2012. Luego, se

utilizará la metodología del japonés Kaoru Ishikawa para determinar la fuente

principal de los problemas presentados a partir del diagrama de espina de pescado.

También, se compararán los resultados obtenidos de las mediciones de los parámetros

de calidad de energía con los límites tolerables según las normas nacionales

(PDVSA) e internacionales (IEEE).

En la Tabla 6.1 se muestra el historial de fallas del sistema de telemedición de

los tanques de almacenaje de la refinería Puerto La Cruz, correspondiente a los meses

de enero, febrero, marzo, abril y julio del 2012. Como se aprecia en la tabla, los

inconvenientes presentados en el sistema TankRadar® REX son:

Fallas en las tarjetas electrónicas del sistema TankRadar® REX.

Problemas con la puesta a tierra de los sensores del sistema TankRadar® REX.

En este sentido, los principales problemas en el sistema de telemetría son las

constantes sustituciones de las tarjetas electrónicas y las interrupciones en la

alimentación eléctrica de los equipos, con lo cual se pierde en consola la presentación

de los datos calculados y medidos en los tanques de almacenaje, como son: el nivel,

la temperatura, el volumen, entre otros.

212

Tabla 6.1. Historial de fallas del sistema de telemedición de los tanques de

almacenaje de la refinería Puerto La Cruz. (AIT, 2012).

TANQUE FALLA PRESENTADA CAUSA ACCIÓN DE

MANTENIMIENTO FECHA

150X8 Falla del sistema TankRadar® REX

del tanque

Tarjetas FCC, SPC y TRC

Ajuste de la medición de nivel desde TankMaster®

consola 10/01/2012

56X7 Falla del sensor del

sistema TankRadar® REX

Problema eléctrico

Reemplazo de tarjetas TRC y SPC 22/01/2012

80X24 Diferencia de

medición respecto al aforador

Posibles ecos falsos

Calibración en TankMaster® 25/01/2012

10X1 Diferencia de

medición respecto al aforador



80X37 Falla de

comunicación de los radares

Corte de cable por error de la contratista que

ejecuta mantenimiento mayor en estos

tanques

Restablecimiento de la conexión física de los

cables 24/02/2012

80X38

80X24 Diferencia de medición respecto

al aforador



10X1

80X1 Falla del sensor del

sistema TankRadar® REX

Mala puesta a tierra

Ajuste de puesta a tierra, corrección en consola de

la medida real 02/03/2012

80X1 Revisión de histórico de estos

tanque en el Infoplus Aspend

Explorer

Solicitud por parte del personal

operacional para verificar

detalle

Ubicación en el sistema Infoplus Aspend Explorer 04/03/2012

140X1 150X4 150X7 150X9

150X1 Congelamiento de la señal en consola Desconocida Reseteada y reestablecida

la señal en consola 21/04/2012

150X6 Comunicación con la central de trabajo

Alto nivel del producto, por

encima del umbral de calibración

Reseteo del radar desde la estación de trabajo 06/07/2012

56X3 Falsa medición respecto al aforador



56X11 Falsa medición respecto al aforador



213

La Figura 6.1 presenta un diagrama de causa y efecto, elaborado aplicando el

método del japonés Kaoru Ishikawa, mejor conocido como el diagrama de espina de

pescado, el cual permite apreciar con claridad las relaciones entre un problema y las

posibles causas que pueden estar contribuyendo para que este ocurra.

Figura 6.1. Diagrama de causa-efecto de las perturbaciones que impactan el

suministro eléctrico del sistema de telemedición de los tanques de almacenaje de la


A continuación, se describe el diagrama anterior, tomando en consideración las

causas y subcausas presentadas en el mismo.

6.1 Problemas en la Calidad de la Energía Eléctrica

La medición de los parámetros de calidad de energía permitió determinar qué

características eléctricas del sistema no se encuentran entre los rangos aceptables por

las normas nacionales e internacionales, y de esta manera enfocar la atención en la

raíz de las fallas presentadas en el sistema eléctrico y sus posibles soluciones. En la

214

Tabla 6.2, se muestra un resumen de los resultados obtenidos de los registros

arrojados por el equipo analizador de energía Megger PA-9 Plus, comparando dichos

valores con los límites tolerables según las normas correspondientes y sugiriendo

recomendaciones en el caso que se amerite.

Tabla 6.2. Resumen de los resultados obtenidos de las mediciones de calidad de

energía y su relación con las normas regulatorias.

PARÁMETRO FASE A FASE B FASE C LÍMITE TOLERABLE NORMA RECOMENDACIÓN

VARIACIÓN DEL VOLTAJE DE

ALIMENTACIÓN

MÍNIMO 121,17 V 120,79 V 120,72 V

± 5 %

(114 – 126) V PDVSA N-252 NINGUNA MÁXIMO 121,76 V 121,50 V 121,37 V

PROMEDIO 121,43 V 121,04 V 120,92 V

DESBALANCE MÁXIMO DE VOLTAJE 0,3 % 0,3 % 0,3 % ≤ 2 % IEEE 1159 NINGUNA

DESBALANCE MÁXIMO DE CORRIENTE 69,98 % 69,98 % 69,98 % ≤ 10 % IEEE 447

BALANCEO DEL TABLERO

ELÉCTRICO VM-4

FRECUENCIA

MÍNIMA 60,00 Hz 60,00 Hz 60,00 Hz

± 2 %

(58,8 – 61,2)Hz

PDVSA

N-201 NINGUNA MÁXIMA 60,15 Hz 60,15 Hz 60,15 Hz

PROMEDIO 60,01 Hz 60,01 Hz 60,01 Hz

FACTOR DE POTENCIA

VERDADERO (TPF)

MÍNIMO 0,74 0,70 0,70

≥ 0,90 PDVSA

N-252

CORRECCIÓN DEL FACTOR DE POTENCIA MÁXIMO 0,86 0,85 0,81

DISTORSIÓN ARMÓNICA TOTAL DE

VOLTAJE (THDV)

MÍNIMO 0,54 % 0,56 % 0,56 %

≤ 5 % IEEE 519 NINGUNA MÁXIMO 0,63 % 0,65 % 0,63 %

DISTORSIÓN ARMÓNICA TOTAL DE

CORRIENTE (THDI)

MÍNIMO 39,41 % 37,84 % 53,70 %

≤ 20 % IEEE 519 UPS, FILTRO DE ARMÓNICOS

MÁXIMO 97,48 % 81,27 % 105,80 %

Como se observa en la Tabla 6.2, la variación, desbalance, distorsión armónica

total (THD) de voltaje y la frecuencia eléctrica se encuentran entre los límites

215

aceptables por las normas PDVSA e IEEE; sin embargo, los únicos parámetros que

no están dentro de los rangos establecidos por las normativas son el desbalance de

corriente, el factor de potencia y la distorsión armónica total de corriente (THDI).

6.1.1 Desbalance Máximo de Corriente

De acuerdo a la Tabla 6.2, el desbalance máximo de corriente registrado

durante las mediciones fue de 69,98 %, el cual supera el 10 % establecido por la

norma IEEE Std. 447. Además, en las mediciones efectuadas al tablero eléctrico VM-

4 se apreció un desbalance considerable en la magnitud de las corrientes de cada fase.

Según León V. (2001), entre las causas fundamentales de los desbalances se

encuentran:

Conexión de cargas monofásicas en redes trifásicas.

Bancos de transformadores en estrella y delta abierta alimentando cargas

apartadas.

Operación bajo falla de equipos de corrección del factor de potencia.

Impedancias asimétricas en las redes de alimentación.

Falta de fase en algunos puntos del sistema.

Fallas monofásicas a tierra no identificadas.

Desperfectos en los empalmes, uniones y contactos.

Transposición incompleta de las líneas de transmisión.

Fuente de suministro inestable o desbalanceada.

Igualmente, León V. (2001), sostiene que las asimetrías en los sistemas

eléctricos industriales son perjudiciales y en forma general pueden ocasionar:

Aumento de las pérdidas de potencia y energía eléctrica activa en los elementos

del sistema y, por ende, del costo de la energía eléctrica: esto se debe a la

216

circulación de una componente de corriente cuyo valor eficaz ocasiona pérdidas

en los elementos del sistema por efecto Joule.

Incremento del calentamiento de todos los elementos de la red eléctrica

industrial: como resultado de lo anterior, se producen calentamientos

innecesarios en el sistema.

Aumento de las caídas de voltaje: las corrientes no activas de asimetría que

circulan por los elementos del sistema (principalmente líneas y

transformadores) incrementan las caídas de voltaje y, por ende, disminuye el

voltaje en los receptores eléctricos.

Limitación de la capacidad de los elementos del sistema eléctrico hasta llegar

a los receptores: la capacidad del sistema se ve limitada por la presencia de las

potencias no activas y sus corrientes asociadas, sin que ello contribuya a la

transferencia de energía útil.

Sobredimensionamiento de los elementos del sistema eléctrico hasta llegar

a los receptores: desde el punto de vista del diseño, los elementos del sistema

deben sobredimensionarse para que soporten las potencias y corrientes no

activas.

Incremento de la posibilidad de averías y encarecimiento de los costos de

inversión y explotación del sistema.

Adicionalmente, se pueden presentar en los receptores efectos indeseables

que afectan el funcionamiento y su vida útil.

217

6.1.2 Factor de Potencia Verdadero

En lo que respecta al factor de potencia total, se registró un valor mínimo de

0,73 y un FP máximo de 0,81 (ver Tabla 5.13), lo cual da un promedio de 0,77, cuyos

valores se encuentran por debajo de 0,9 según la norma PDVSA N-252, por lo tanto,

es necesario corregir el factor de potencia. De acuerdo a la empresa WEG (2011), un

bajo factor de potencia puede ser causado por:

Motores de inducción trabajando a vacío.

Motores súper dimensionados para su necesidad de trabajo.

Transformadores trabajando a vacío o con poca carga.

Reactores de bajo factor de potencia en el sistema de iluminación.

Hornos de inducción o a arco.

Máquinas de tratamiento térmico.

Máquinas de soldar.

Nivel de voltaje arriba del valor nominal provocando un aumento del consumo

de energía reactiva.

Entre las principales consecuencias de un bajo factor de potencia se pueden

mencionar:

Incremento en la cuenta de energía por estar operando con bajo factor de

potencia.

Limitación de la capacidad de los transformadores de alimentación.

Caídas y fluctuaciones de voltaje en los circuitos de distribución.

Sobrecarga en los equipamientos de maniobra, limitando su vida útil.

Aumento de las pérdidas eléctricas en la línea de distribución por el efecto

Joule.

Necesidad de aumento del diámetro de los conductores.

218

Necesidad de aumento de la capacidad de los equipamientos de maniobra y de

protección (p. 33).

6.1.3 Distorsión Armónica Total de Corriente (THDI)

En el ámbito industrial, las principales fuentes de distorsión armónica son las

cargas no lineales, la saturación y energización de transformadores, los hornos y

soldadoras de arco, convertidores de potencia (rectificadores e inversores),

cicloconvertidores, controladores estáticos de potencia reactiva, reactores saturables,

lámparas de descarga (fluorescente, de vapor de sodio de alta presión, etc.), las

ranuras de las máquinas rotativas (delgas), entre otras. (Enríquez G., 2001, p. 82). En

la siguiente tabla, se aprecian los problemas y efectos de los armónicos dependiendo

de los elementos que conforman el sistema eléctrico.

Tabla 6.3. Efectos de los armónicos en el sistema eléctrico. (Fornieles F., S/F, p.20).

ELEMENTO PROBLEMA EFECTO

Conductor *Aumento de la corriente. *Aumento de las pérdidas térmicas (efecto Joule).

*Calentamiento y deterioro de cables. *Disparo de protecciones.

Conductor de Neutro

*Circulación de armónicos múltiplos de 3. *Retorno por el conductor de neutro.

*Sobreintensidad por el neutro. *Calentamiento del neutro. *Degradación prematura. *Disparo de protecciones.

Condensador *Resonancia en paralelo con el sistema. *Amplificación de los armónicos.

*Calentamiento de los condensadores. *Envejecimiento prematuro de los condensadores. *Destrucción de los condensadores.

Máquinas Eléctricas

*Circulación de corrientes armónicas por los devanados y voltajes armónicos en bornes.

*Sobrecalentamiento y pérdida de aislamiento térmico (efecto Joule). *Aumento de las pérdidas magnéticas por Histéresis y Foucault. *Desclasificación de los transformadores. *Vibraciones en el eje, desgaste mecánico en rodamientos y excentricidades (motores).

Equipos de Medida y Control

*Medidas no válidas. *Errores en procesos de control.

*Valores de magnitudes incorrectas. *Interferencias con sistemas de comunicación y control. *Error en los instantes de disparo de tiristores.

219

En la Tabla 6.2, se muestran la mínima y máxima distorsión armónica de

corriente, las cuales tienen un valor de 37,84 % y 105,80 %, respectivamente. Para

comparar dichos parámetros con la THDI adecuada de la Tabla 2.6, es necesario

determinar la relación de cortocircuito (SCR) a partir de la siguiente ecuación:

𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆𝑆 = 𝐼𝐼𝑆𝑆𝑆𝑆𝐼𝐼𝐿𝐿

(6.1)

La corriente máxima promedio de carga (IL) es 1,64 A, obtenida de dividir entre

tres la sumatoria de las corrientes máximas de cada fase. No obstante, no se cuenta

con el valor de la corriente de cortocircuito (ISC) en el punto común de conexión

(PCC), aunque esto no es un impedimento, dado que la THDI mínima medida (37,84

%) es mayor que el máximo rango permisible de la Tabla 2.6, que es 20 %; por

consiguiente, los valores obtenidos de distorsión armónica total de corriente no

cumplen con los límites establecidos por la norma IEEE Std. 519 (1995). Asimismo,

en las Figuras 5.37 y 5.38, se aprecian que los armónicos de corriente más

representativos del sistema son 2, 4, 6 para el orden par y 3, 5, 7 para el impar; pero el

de mayor magnitud es el armónico de orden 3 debido al desbalance de corriente que

se tiene en el sistema.

6.2 Interrupción de la Alimentación Eléctrica

Ante una interrupción momentánea o permanente del suministro eléctrico del

sistema de telemedición, en consola no se visualizan las magnitudes o procesos

supervisados en los tanques de almacenaje de la refinería, por lo tanto, no se contaría

con protección contra el llenado excesivo, detección de fugas, control de pérdidas,

movimiento y mezcla del petróleo o sus derivados.

220

Por consiguiente, se recomienda la incorporación de sistemas eléctricos de

respaldo como son los grupos electrógenos (plantas eléctricas), banco de baterías y

los sistemas de potencia ininterrumpida (UPS, Ininterrumpible Power System). Los

sistemas ininterrumpidos de potencia tienen la ventaja de mejorar la calidad de la

energía eléctrica que llega a las cargas, filtrando los armónicos presentes en la red y

regulando la tensión ante picos y caídas de voltaje.

6.3 Inexistencia de Dispositivos de Protección

En las inspecciones realizadas en la Caseta Eléctrica 1 del patio de tanques de la

refinería Puerto La Cruz, se observó que el tablero de distribución VM-4 no cuenta

con protección principal y el secundario del transformador trifásico tipo seco de 75

KVA tampoco posee dispositivo de protección; esto trae como consecuencia, que

disminuya la selectividad, confiabilidad y velocidad en el despeje de fallas,

originando riesgo de daños a los equipos presentes y adyacentes al sistema eléctrico.

Las normas nacionales e internacionales recomiendan el uso de dispositivos

automáticos de protección en las instalaciones como son los interruptores

termomagnéticos de caja moldeada, los cuales son capaces de interrumpir la corriente

eléctrica de un circuito cuando se produce falla por cortocircuito y sobrecarga.

6.4 Perturbaciones Producidas por los Transformadores de Potencia

Por razones de seguridad industrial, el banco de transformadores monofásicos

de 300 KVA tiene conexión delta tanto en el primario como el secundario. Esto se

debe al ambiente circundante, el cual es considerado una zona peligrosa, dado que es

una atmósfera explosiva donde están presentes gases y vapores que al generarse

alguna especie de ignición producto de descargas a tierra o alguna falla, como sucede

en las conexiones en estrella, podría ocasionar un incendio en las áreas de la refinería,

221

sin contar que se encuentra rodeado de tanques de almacenamiento de productos

volátiles como la gasolina, el nafta, el kerosene, entre otros.

Según Chapman S. (2005), la conexión ∆-∆ (delta-delta) no tiene un

desplazamiento de fase asociado y no tiene problemas con cargas desbalanceadas y

armónicos (p. 123). Este tipo de conexión se utiliza cuando se desean mínimas

interferencias en el sistema. Además, si se tiene cargas desequilibradas, se compensa

dicho equilibrio, ya que las corrientes de la carga se distribuyen uniformemente en

cada uno de los devanados. La conexión delta-delta de transformadores monofásicos

se usa generalmente en sistemas cuyos voltajes no son muy elevados, especialmente

en aquellos en que se debe mantener la continuidad del sistema. Esta conexión se

emplea tanto para elevar el voltaje como para reducirlo. En caso de falla o reparación

de la conexión delta-delta se puede convertir en una conexión delta-abierta. (Espinoza

E., S/F, p. 1).

Por otra parte, el transformador trifásico tipo seco de 75 KVA con conexión ∆-

Y (delta-estrella) tiene una capacidad muy por encima de la carga alimentada, como

se sabe, los transformadores en vacío o con cargas muy pequeñas originan la

presencia de armónicos de tercer orden en el sistema eléctrico, afectando a los

equipos incluidos en la instalación. Por lo tanto, se recomienda sustituir el

transformador por uno con una potencia nominal más adecuada o incorporar filtros de

armónicos para proteger las cargas conectadas en el secundario del transformador de

potencia.

6.5 Falta de Mantenimiento de los Equipos Eléctricos

Actualmente, los equipos que conforman el sistema eléctrico de la telemedición

de los tanques no cuentan con planes de inspección y mantenimiento, bien sea

correctivo, preventivo o predictivo. El mantenimiento oportuno, continuo y

222

permanente de los elementos eléctricos permite detectar fallas que comienzan a

gestarse y que pueden producir en un futuro cercano una parada del sistema o un

siniestro, afectando personas o instalaciones. Además, la aplicación de rutinas de

mantenimiento aumenta la vida útil de los equipos eléctricos, disminuyendo la

ocurrencia de fallas, garantizando la operatividad y disponibilidad del sistema.

De acuerdo a Figueroa N. (2010), los objetivos del mantenimiento son:

Llevar a cabo una inspección sistemática de todas las instalaciones, con

intervalos de control para detectar oportunamente cualquier desgaste o rotura,

manteniendo los registros adecuados.

Mantener permanentemente los equipos e instalaciones, en su mejor estado para

evitar los tiempos de parada que aumentan los costos.

Efectuar las reparaciones de emergencia lo más pronto, empleando métodos

más fáciles de reparación.

Prolongar la vida útil de los equipos e instalaciones al máximo.

Sugerir y proyectar mejoras en la maquinaria y equipos para disminuir las

posibilidades de daño y rotura.

Controlar el costo directo del mantenimiento mediante el uso correcto y

eficiente del tiempo, materiales, hombres y servicios (p. 24).

CAPÍTULO VII

PROPUESTA DE MEJORAS

La evaluación del sistema eléctrico de la telemedición de los tanques de

almacenaje y el estudio de las causas que perturban el suministro eléctrico, hace

posible proponer las mejores alternativas para solucionar los problemas evidenciados

en dicho sistema. Para esto, se tomará en consideración las exigencias y normativas

establecidas por la empresa Petróleos de Venezuela Sociedad Anónima (PDVSA)

relacionadas con el diseño y especificación en ingeniería eléctrica.

7.1 Corrección del Factor de Potencia

Para aumentar el factor de potencia del sistema, lo más recomendable es

realizar una compensación de potencia reactiva a través del empleo de banco de

capacitores conectados en paralelo a la línea de alimentación, como se muestra en la

Figura 7.1. El factor de potencia promedio y verdadero registrado fue de 0,77.

Figura 7.1. Conexión ∆ (delta) del banco de capacitores en paralelo con la carga.

(Alexander C., y Sadiku N., 2006, p. 524).

Carga

224

Para la corrección del factor de potencia, se considerará el triángulo de potencia

de la Figura7.2. Si la carga inductiva original tiene la potencia aparente 𝑆𝑆1, entonces:

𝑃𝑃 = 𝑆𝑆1 ∗ cos𝜃𝜃1 (7.1)

𝑄𝑄1 = 𝑆𝑆1 ∗ sen𝜃𝜃1 = 𝑃𝑃 ∗ tan𝜃𝜃1 (7.2)

Figura 7.2. Triángulo de potencia que ilustra la corrección del factor de potencia.

(Alexander C., y Sadiku N., 2006, p. 482).

Si se desea incrementar el factor de potencia de cos𝜃𝜃1 a cos 𝜃𝜃2 sin alterar la

potencia real, es decir:

𝑃𝑃 = 𝑆𝑆2 ∗ cos 𝜃𝜃2 (7.3)

225

La nueva potencia reactiva es:

𝑄𝑄2 = 𝑃𝑃 ∗ tan𝜃𝜃2 (7.4)

La reducción de la potencia reactiva es causada por el capacitor en derivación,

es decir:

𝑄𝑄𝑆𝑆 = 𝑄𝑄1 − 𝑄𝑄2 = 𝑃𝑃 ∗ (tan𝜃𝜃1 − tan𝜃𝜃2) (7.5)

Sabiendo que:

𝑄𝑄𝑆𝑆: potencia reactiva del banco de capacitores

𝑄𝑄1: antigua potencia reactiva

𝑄𝑄2: nueva potencia reactiva

𝑃𝑃: potencia activa, real o promedio

𝜃𝜃1: antiguo ángulo del factor de potencia

𝜃𝜃2: nuevo ángulo del factor de potencia

La potencia activa, real o promedio de un sistema trifásico viene dada por la

fórmula:

𝑃𝑃 = 𝑆𝑆 ∗ cos𝜃𝜃 = √3 ∗ 𝑉𝑉𝐿𝐿𝐿𝐿 ∗ 𝐼𝐼𝐿𝐿 ∗ cos 𝜃𝜃 (7.6)

Siendo:

𝑃𝑃: potencia activa, real o promedio trifásica

𝑆𝑆: potencia aparente trifásica

cos 𝜃𝜃 = 𝐹𝐹𝑃𝑃: factor de potencia

226

𝑉𝑉𝐿𝐿𝐿𝐿 : voltaje línea a línea

𝐼𝐼𝐿𝐿: corriente de línea

Sustituyendo la ecuación 7.6 en la 7.5 y sabiendo que el ángulo del factor de

potencia se determina mediante la expresión cos−1(𝐹𝐹𝑃𝑃), se tiene:

𝑄𝑄𝑆𝑆 = √3 ∗ 𝑉𝑉𝐿𝐿𝐿𝐿 ∗ 𝐼𝐼𝐿𝐿 ∗ 𝐹𝐹𝑃𝑃1 ∗ {tan[cos−1(𝐹𝐹𝑃𝑃1)] − tan[cos−1(𝐹𝐹𝑃𝑃2)]} (7.7)

Los valores promedios del voltaje línea a línea, la corriente de carga y el factor

de potencia son:

Tabla 7.1. Valores promedio de los parámetros eléctricos medidos en las barras del

CCM-1.

PARÁMETRO VALOR PROMEDIO 𝑽𝑽𝑳𝑳𝑳𝑳 480 V 𝑰𝑰𝑳𝑳 5,3 A

𝑭𝑭𝑭𝑭𝟏𝟏 = 𝐜𝐜𝐜𝐜𝐜𝐜𝜽𝜽𝟏𝟏 0,8 𝑭𝑭𝑭𝑭𝟐𝟐 = 𝐜𝐜𝐜𝐜𝐜𝐜𝜽𝜽𝟐𝟐 0,95

Como se muestra en la Tabla 7.1, el nuevo factor de potencia considerado para

los cálculos será de 0,95. Entonces, sustituyendo los valores presentados en la tabla

en la ecuación 7.7, se tiene que la potencia necesaria del banco sería:

𝑄𝑄𝑆𝑆 = √3 ∗ 𝑉𝑉𝐿𝐿𝐿𝐿 ∗ 𝐼𝐼𝐿𝐿 ∗ 𝐹𝐹𝑃𝑃1 ∗ {tan[cos−1(𝐹𝐹𝑃𝑃1)] − tan[cos−1(𝐹𝐹𝑃𝑃2)]}

𝑄𝑄𝑆𝑆 = √3 ∗ (480 𝑉𝑉) ∗ (5,3 𝐴𝐴) ∗ (0,8) ∗ {tan[cos−1(0,8)] − tan[cos−1(0,95)]}

𝑄𝑄𝑆𝑆 = 1485,168 𝑣𝑣𝑣𝑣𝑣𝑣 = 1,485 𝐾𝐾𝑣𝑣𝑣𝑣𝑣𝑣

227

El valor obtenido corresponde a la potencia reactiva de todo el banco de

capacitores. La potencia reactiva y la capacitancia de cada condensador vienen dadas

por las siguientes ecuaciones:

𝑄𝑄𝑆𝑆′ = 𝑄𝑄𝑐𝑐3

(7.8)

𝑆𝑆 = 𝑄𝑄𝑆𝑆′

(𝑤𝑤)∗(𝑉𝑉𝐿𝐿𝐿𝐿 )2 = 𝑄𝑄𝑆𝑆′

(2𝜋𝜋)∗(𝑓𝑓)∗(𝑉𝑉𝐿𝐿𝐿𝐿 )2 (7.9)

Entonces:

𝑄𝑄𝑆𝑆′ =𝑄𝑄𝑐𝑐3

=1485,168 𝑣𝑣𝑣𝑣𝑣𝑣

3= 495,056 𝑣𝑣𝑣𝑣𝑣𝑣

𝑆𝑆 =𝑄𝑄𝑆𝑆′

(𝑤𝑤) ∗ (𝑉𝑉𝐿𝐿𝐿𝐿)2 =𝑄𝑄𝑆𝑆′

(2𝜋𝜋) ∗ (𝑓𝑓) ∗ (𝑉𝑉𝐿𝐿𝐿𝐿)2 =495,056 𝑣𝑣𝑣𝑣𝑣𝑣

(2𝜋𝜋) ∗ (60 𝐻𝐻𝐻𝐻) ∗ (480)2 = 5,7 𝜇𝜇𝐹𝐹

La capacidad del banco de capacitores debe ser próxima a 1,485 Kvar y la

capacitancia de cada condensador será lo más cercana a 5,7 µF. En el Anexo C, se

muestra una lista de capacitores trifásicos conectados en ∆ (delta) de la empresa

WEG. El valor más cercano de potencia reactiva, mostrado en la tabla, para un voltaje

nominal de 480 V y una frecuencia de 60 Hz es 1,5 Kvar. El banco de capacitores

puede ser del tipo fijo o automático, para este caso bastaría con la instalación de un

banco capacitivo fijo, que es mucho más económico que el automático. Las ventajas

de los bancos automáticos de capacitores se debe a que cuentan con un regulador de

vars que mantiene el FP prefijado, ya sea mediante la conexión o desconexión de

capacitores conforme sea necesario, y además se evitan sobrevoltajes en el sistema.

228

En la Figura 7.3, se aprecia la estructura típica de un banco automático de

capacitores.

Figura 7.3. Esquema de un banco automático de capacitores.

7.2 Incorporación de Sistema Eléctrico de Respaldo

Para evitar interrupciones en el suministro eléctrico del sistema de telemedición

(TankRadar® REX) y mejorar la calidad de la energía eléctrica que llega a los

equipos, se propone la instalación de un sistema de potencia ininterrumpida (UPS),

cuya función es garantizar a la carga, en cualquier momento, una alimentación

continua y estabilizada.

Según la norma PDVSA 90619.1.055 (1993), el sistema de potencia

ininterrumpida debe ser del tipo no redundante, es decir, que cuente con un solo

inversor, diseñado para que la carga sea suministrada normalmente a través del

inversor del UPS. En la Figura 7.4, se aprecia un diagrama representativo de un UPS

no redundante.

229

Figura 7.4. Sistema de potencia ininterrumpida (UPS) no redundante. (Data Power

Dear, S/F, p. 1).

Además, de acuerdo con la norma antes citada, las características nominales de

alimentación de los equipos UPS serán 480 V, 3 fases, 60 Hz y las características

nominales de salida de los equipos UPS deberán ser 120 V, 2 hilos, monofásico, 60

Hz ó 120/208 V, 4 hilos, trifásico, 60 Hz.

La norma PDVSA N-201 (2010), en su sección 21.6, establece que la fuente de

potencia ininterrumpible (UPS) suministrará potencia a los disparos de los circuitos

de procesos y a instrumentos críticos. El sistema UPS consistirá de los siguientes

componentes principales:

Rectificador / cargador de batería.

Batería.

Inversor estático.

Conmutador estático.

Conmutador manual de transferencia o de desvío para mantenimiento.

Tablero de distribución (opcional).

Transformador de aislamiento, cuando se requiera (p. 155).

230

7.2.1 Características de las Unidades del UPS

La norma PDVSA 90619.1.055 (1993) divide el sistema ininterrumpido de

potencia en cuatro unidades, las cuales se describen a continuación:

7.2.1.1 Unidad # 1: Rectificador, Inversor y Conmutador Estático

El rectificador / cargador de batería, el inversor estático y el conmutador

estático se combinarán en un solo montaje, el cual se suministrará dentro de un

gabinete protector tipo NEMA 1, adecuadamente ventilado y autoportante. Dicho

gabinete tendrá una puerta con bisagras en la parte frontal, a fin de acceder fácilmente

al equipo. En caso de requerirse el acceso posterior al equipo, se colocarán puertas

con bisagras en la parte trasera del gabinete. La unidad deberá estar totalmente

cableada.

7.2.1.2 Unidad # 2: Batería

A menos que se indique otra cosa, la batería debe ser del tipo plomo–calcio.

Las celdas individuales constarán de recipientes o envases transparentes. El

proveedor incluirá y especificará los accesorios necesarios para cumplir lo antes

indicado. Adicionalmente, el proveedor podrá ofertar, separadamente otros accesorios

recomendados. A menos que se especifique de otra manera, la batería deberá

instalarse en estanterías de acero resistente a la corrosión. Asimismo, la batería

deberá suministrarse con electrolito, a menos que se indique otra cosa.

7.2.1.3 Unidad # 3: Conmutador de Desvío para Mantenimiento

Esta unidad se suministrará en un gabinete tipo NEMA 3, con una puerta

frontal con bisagra y diseñada para instalación en piso o pared.

231

7.2.1.4 Unidad # 4: Tableros de Distribución (Opcionales)

Los tableros de distribución deberán cumplir con los siguientes requisitos:

Encerramiento: cada tablero se instalará en un encerramiento tipo NEMA 1

que conste de canaletas adecuadamente dimensionadas, a menos que se

especifique otra cosa.

Protección de Circuitos Ramales: cada circuito ramal deberá proveerse con

un dispositivo protector contra sobrecargas el cual consistirá de un interruptor

de caja moldeada, a menos que se requiera algo diferente. Las características

del interruptor aseguran lo siguiente:

• Protección contra sobrecargas y cortocircuitos.

• Suficiente tiempo de retardo para prevenir disparos falsos causados por

impulsos repetitivos de carga.

• Protección de rápida acción cuando sea requerido para minimizar el impacto

indeseable de las caídas de voltaje causadas por cortocircuitos y que afectan

a otros circuitos ramales.

Protección Principal: a menos que se especifique algo diferente, cada tablero

constará de un dispositivo de protección principal contra sobrecargas con las

mismas características indicadas para los correspondientes circuitos ramales.

Como alternativa, cuando se requiera más de un tablero por cada equipo UPS,

los dispositivos de protección principal pueden extraerse de cada tablero y

agruparse dentro de un tablero de distribución separado.

232

Características del Tablero: las características del tablero serán compatibles

con las características de salida del UPS especificadas, considerando las

potencias de entrada de reserva y normal CA. Esto incluirá las siguientes:

• En el caso de una falla sólida a tierra en el terminal de carga de cualquier

dispositivo protector de un circuito ramal, este dispositivo deberá

accionarse sin causar el disparo de la protección principal aguas arriba

(selectividad). Esto se cumplirá independientemente de la fuente de energía

(normal, batería o potencia de reserva).

• Para un tiempo límite para el nivel de bajo voltaje de 100%, este no deberá

excederse bajo las condiciones de falla del punto anterior, es decir, la falla

deberá despejarse antes en el tiempo especificado por la protección del

circuito ramal correspondiente, sin accionar los dispositivos de protección

principal; por tanto, retornando el nivel de voltaje a las condiciones

normales de alimentación.

Prioridad de Diseño: el diseño recomendado del tablero, considerará

dispositivos de protección de circuitos construidos en caja moldeada.

Las interconexiones entre las distintas unidades se harán según se indica a

continuación (ver Figura 7.5):

Unidad # 1 con unidad # 2.



Unidad # 1 y los conductores normales de alimentación de potencia.

Unidad # 3 y los conductores de reserva de potencia de entrada.

233

Figura 7.5. Diagrama de bloques del UPS. (PDVSA 90619.1.055, 1993, p. 22).

7.2.2 Descripción Operacional del UPS

Las condiciones normales de operación del equipo UPS serán de la siguiente

manera:

7.2.2.1 Rectificador / Cargador de Batería

La potencia de entrada de corriente alterna es rectificada por el rectificador /

cargador de batería, el cual suministra la corriente continua tanto al inversor como a

la batería. El nivel normal de salida del rectificador / cargador de batería está

regulado para suministrar una carga flotante de voltaje para la batería. Luego de una

234

descarga intensa, la unidad reajustará, automáticamente, su voltaje de salida para

lograr una carga rápida, de corriente limitada, a la batería. Luego de un período

suficiente de carga rápida, la unidad reajustará, automáticamente, su salida al nivel de

carga flotante. La transición ocurrirá de forma tal de evitar la formación excesiva de

gases en la batería.

7.2.2.2 Batería

La batería es, normalmente, una fuente de potencia continua para el inversor.

En el caso de fallar la fuente de potencia CA de entrada o la salida CD del

rectificador / cargador, una batería completamente cargada será capaz de suministrar

la carga nominal en KVA y KW del UPS durante un intervalo de tiempo según la

capacidad de almacenaje de energía especificada. El comportamiento del UPS

durante este período será como se halla especificado.

7.2.2.3 Inversor

El inversor convierte la energía de entrada de corriente continua (CD) a

corriente alterna (CA). Su salida está sincronizada con la entrada de reserva en CA al

conmutador estático siempre y cuando la diferencia entre las frecuencias de diseño y

de entrada auxiliar del equipo UPS, no sea mayor que el límite de sincronización

especificado.

7.2.2.4 Conmutador Estático

La salida en CA del inversor se conecta al conmutador de desvío de

mantenimiento a través del conmutador estático.

235

7.2.2.5 Conmutador de Desvío para Mantenimiento

La salida en CA desde el conmutador estático es conectada por el conmutador

de desvío para mantenimiento hasta el tablero de distribución.

Todos los medidores tendrán una exactitud mínima de 2%. Deberán proveerse

medidores para los siguientes parámetros: voltaje de entrada y salida, corriente y

frecuencia de salida, voltaje y corriente de la batería.

7.2.3 Determinación de la Capacidad del UPS

De acuerdo a la norma PDVSA 90619.1.055 (1993), la salida nominal de

potencia aparente del UPS puede calcularse conservadoramente por sumatoria de las

cargas contínuas de potencia aparente expresadas en VA. Dicha sumatoria se

multiplicará por 1,2 (por contingencias) y el resultado se igualará al múltiplo de 5

superior (p. 5). Entonces, la potencia aparente trifásica de toda la carga, considerando

que el sistema está balanceado, sería la sumatoria de las potencias aparentes

monofásicas de cada fase del tablero eléctrico VM-4.

𝑆𝑆3𝜑𝜑 = 𝑆𝑆1𝜑𝜑𝐴𝐴 + 𝑆𝑆1𝜑𝜑

𝐵𝐵 + 𝑆𝑆1𝜑𝜑𝑆𝑆 (7.10)

Sabiendo que: 𝑆𝑆1𝜑𝜑 = 𝑉𝑉𝐿𝐿𝐿𝐿 ∗ 𝐼𝐼𝐿𝐿, se tiene:

𝑆𝑆3𝜑𝜑 = (𝑉𝑉𝐿𝐿𝐿𝐿𝐴𝐴 ∗ 𝐼𝐼𝐿𝐿𝐴𝐴) + (𝑉𝑉𝐿𝐿𝐿𝐿𝐵𝐵 ∗ 𝐼𝐼𝐿𝐿𝐵𝐵) + (𝑉𝑉𝐿𝐿𝐿𝐿𝑆𝑆 ∗ 𝐼𝐼𝐿𝐿𝑆𝑆) (7.11)

Para el cálculo de la capacidad estimada del UPS se usarán los valores

promedio registrados en las mediciones de calidad de energía y se muestran en la

Tabla 7.2.

236

Tabla 7.2. Valores promedio de voltaje y corriente registrados en las mediciones

realizadas.

PARÁMETRO VALOR PROMEDIO 𝑽𝑽𝑳𝑳𝑳𝑳𝑨𝑨 121,43 V 𝑽𝑽𝑳𝑳𝑳𝑳𝑩𝑩 121,04 V 𝑽𝑽𝑳𝑳𝑳𝑳𝑪𝑪 120,92 V 𝑰𝑰𝑳𝑳𝑨𝑨 1 A 𝑰𝑰𝑳𝑳𝑩𝑩 1,34 A 𝑰𝑰𝑳𝑳𝑪𝑪 0,66 A

Sustituyendo los valores presentados en la Tabla 7.2 en la ecuación 7.11, se

obtiene:

𝑆𝑆3𝜑𝜑 = (𝑉𝑉𝐿𝐿𝐿𝐿𝐴𝐴 ∗ 𝐼𝐼𝐿𝐿𝐴𝐴) + (𝑉𝑉𝐿𝐿𝐿𝐿𝐵𝐵 ∗ 𝐼𝐼𝐿𝐿𝐵𝐵) + (𝑉𝑉𝐿𝐿𝐿𝐿𝑆𝑆 ∗ 𝐼𝐼𝐿𝐿𝑆𝑆)

𝑆𝑆3𝜑𝜑 = (121,43 𝑉𝑉) ∗ (1 𝐴𝐴) + (121,04 𝑉𝑉) ∗ (1,34 𝐴𝐴) + (120,92 𝑉𝑉) ∗ (0,66 𝐴𝐴)

𝑆𝑆3𝜑𝜑 = 121,43 𝑉𝑉𝐴𝐴 + 162,194 𝑉𝑉𝐴𝐴 + 79,807 𝑉𝑉𝐴𝐴

𝑆𝑆3𝜑𝜑 = 363,431 𝑉𝑉𝐴𝐴

Tal como lo estable la norma PDVSA 90619.1.055 (1993), los valores

nominales para el UPS deben incluir un 20 % de capacidad de reserva (como

contingencia) dentro de la clasificación de carga continua. Por lo tanto, la potencia

aparente de salida sería:

𝑆𝑆3𝜑𝜑 = (1,2) ∗ (363,431 𝑉𝑉𝐴𝐴)

𝑆𝑆3𝜑𝜑 = 436,117 𝑉𝑉𝐴𝐴

237

Para un múltiplo superior a cinco, se tiene:

𝑆𝑆3𝜑𝜑 = 440 𝑉𝑉𝐴𝐴

Por lo tanto, se necesitará un UPS con una capacidad igual o mayor a 440 VA.

7.2.4 Selección del Transformador Auxiliar

Un transformador auxiliar o de aislamiento será provisto para cada UPS. El

transformador auxiliar deberá ser del tipo 480-120/208 V, 3 fases, 60 Hz, 480-

120/240 V, 1 fase, 60 Hz ó 480-120 V, 1 fase, 60 Hz. El transformador deberá ser

tipo seco colocado en una cubierta para uso interior. Deberá tener un valor nominal

de KVA normalizado el cual no deberá ser menor que la clasificación KVA de salida

del UPS. El valor nominal de KVA del transformador deberá seleccionarse entre los

indicados en la Tabla 7.3. (PDVSA 90619.1.055, 1993, p. 7-8).

Tabla 7.3. Valores nominales en KVA para transformadores auxiliares. (PDVSA

90619.1.055, 1993, p. 8).

NÚMERO DE FASES

CLASIFICACIÓN (KVA)

1 1,5 1 2 1 3 1 5 1 7,5 1 10 1 15 1 25 3 30 3 45 3 75

238

Al momento de seleccionar el transformador auxiliar o de reserva, lo más

recomendable es que dicho transformador tenga la misma capacidad y número de

fases que el sistema de potencia ininterrumpida (UPS).

7.2.5 Selección de la Disipación de Calor

Para efectos del diseño preliminar del equipo de aire acondicionado, los datos

de disipación de calor deberán estar acordes con la Tabla 7.4.

Tabla 7.4. Datos preliminares de disipación de calor para equipos UPS. (PDVSA

90619.1.055, 1993, p. 9).

CLASIFICACIÓN (KVA)

DISIPACIÓN (W)

5 1500 10 3000 25 5500 30 6000 40 7500 50 8500

Los valores de disipación incluyen los siguientes componentes: inversor,

cargador, batería, conmutador estático y tablero de control. La disipación de calor del

transformador auxiliar debe despreciarse debido a que sólo las pérdidas en vacío

contribuyen a esto. Una vez que se haya seleccionado al proveedor del equipo, el

mismo deberá suministrar datos más precisos, basados en el 120 % de la carga normal

del equipo, incluyendo la tolerancia por contingencia, los que serán entregados al

grupo de diseño de aire acondicionado. (PDVSA 90619.1.055, 1993, p. 9).

La mínima capacidad del UPS, según la Tabla 7.4, es 5 KVA y para esta

clasificación corresponde una disipación de calor de 1500 W, este valor debe ser

239

tomado en consideración al momento de diseñar o seleccionar el sistema de aire

acondicionado para la Caseta 1 del CCM-1 del patio de tanques de la refinería Puerto

La Cruz.

7.2.6 Selección del Tipo de Batería

La primera selección en cuanto al tipo de baterías se hará entre las de plomo–

antimonio, plomo–calcio o níquel–cadmio. La Tabla 7.5 presenta una comparación

entre estos tipos de baterías por medio de algunas variables. (PDVSA 90619.1.055,

1993, p. 12).

Tabla 7.5. Comparación entre tipos de baterías. (PDVSA 90619.1.055, 1993, p. 12).

VARIABLE PLOMO ANTIMONIO

PLOMO CALCIO

NÍQUEL CADMIO

Ciclo de Vida Bueno Aceptable Excelente Regulación de

Voltaje Aceptable Aceptable Deficiente

Vida Útil 15-20 Años 20-30 Años 20-30 Años Voltaje de Flotación 2,15-2,20 VPC 2,20-2,25 VPC 1,35-1,45 VPC

Voltaje de Nivelación 2,33-2,35 VPC 2,33-2,35 VPC 1,50-1,55 VPC

Consumo de Agua Alto Bajo Moderado Costo Moderado Moderado Alto Alto

Esta comparación indica que la selección del tipo de batería dependerá de la

aplicación específica. Por ejemplo, si el costo inicial es el factor preponderante,

entonces las baterías de plomo–antimonio son la selección más conveniente; las

baterías de plomo–calcio pueden resultar entre un 5% y 10% más costosas. En el caso

que se intente minimizar el mantenimiento, tal como en localizaciones remotas, las

baterías de plomo–calcio o níquel–cadmio pueden ser la mejor opción. (PDVSA

90619.1.055, 1993, p. 12).

240

Debido a que el costo es generalmente un factor muy importante para la

mayoría de los usuarios, la diferencia entre las celdas del tipo plomo–ácido y las de

níquel–cadmio usualmente restringen el uso de estas últimas para casos especiales.

Debido a las características ventajosas del ciclo de vida y longevidad de las baterías

de plomo–calcio, este tipo es el utilizado normalmente para servicio estacionario.

(PDVSA 90619.1.055, 1993, p. 12-13).

Una vez seleccionado el tipo de celda, se prestará atención especial a los

aspectos constructivos de los productos de los diferentes fabricantes. Por ejemplo un

problema relevante que puede causar la falla de la batería es la filtración del ácido. A

menos que el fabricante haya puesto extremo cuidado en el diseño de los sellos de

ácido, la filtración puede reducir considerablemente la vida de la batería,

especialmente en climas húmedos y cálidos. La corrosión de los terminales y las

interconexiones, debido a filtraciones de ácido, puede causar la falla de la batería en

el momento que más se necesita. (PDVSA 90619.1.055, 1993, p. 13).

Tabla 7.6. Diferencias generales para varios tipos de baterías. (PDVSA 90619.1.055,

1993, p. 13).

TIPO DE BATERÍA DESCRIPCIÓN FÍSICA CARACTERÍSTICAS

TÍPICAS

Plomo Antimonio

Placa positiva de plomo-antimonio pastoso. Electrolito de ácido sulfúrico.

Duración: 12 a 15 años. Pobre en altas temperaturas o con frecuentes e intensas descargas. Presenta la menor pérdida de agua de todas las baterías a base de plomo. Es la más económica.

Plomo Calcio

Placa positiva de plomo-calcio. Electrolito de ácido sulfúrico.

Duración: 20 a 23 años. Buen comportamiento para usos cíclicos. Costo intermedio.

Níquel Cadmio

Construcción de láminas empacadas. Placa positiva de níquel.

Placa negativa de cadmio. Electrolito de hidróxido de potasio.

Duración: 20 a 23 años. Buen comportamiento en altas o bajas temperaturas. Excelente para descargas cortas y rápidas. Igualmente para descargas intensas o por muchos ciclos. Puede ser recargada rápidamente. Tiene el costo más alto.

241

El fin de vida de la batería se define como sigue: cuando una batería ha sido

totalmente cargada y se descarga en un ensayo y luego es incapaz de proveer un

mínimo del 80% de su capacidad de carga nominal, ha fallado. (PDVSA

90619.1.055, 1993, p. 13).

A continuación, se muestran los tipos de descargas para baterías:

Figura 7.6. Tipos de descargas de batería. (PDVSA 90619.1.055, 1993, p. 14).

242

7.2.7 Especificaciones Requeridas del Equipo UPS

Se propone la instalación de un sistema ininterrumpido de potencia trifásico,

para filtrar los armónicos presentes en la red, regular el voltaje de salida y mantener

la continuidad del suministro eléctrico ante cualquier interrupción de la alimentación.

Las características requeridas del equipo UPS se muestran a continuación:

Tabla 7.7. Características requeridas del equipo UPS.

DATOS GENERALES DEL UPS Tipo Doble Conversión (Online)

Capacidad 5 KVA Voltaje Nominal de Entrada 480 VAC Voltaje Nominal de Salida 208 VAC

Número de Fases 3 Frecuencia 60 Hz

RECTIFICADOR / CARGADOR DE BATERÍA Voltaje Nominal de Entrada 480 VAC Voltaje Nominal de Salida 125 VDC

INVERSOR Voltaje Nominal de Entrada 125 VDC Voltaje Nominal de Salida 208 VAC

CONMUTADOR BYPASS ESTÁTICO Capacidad 5 KVA

Voltaje Nominal 208 VAC CONMUTADOR BYPASS MANUAL

Capacidad 5 KVA Voltaje Nominal 208 VAC

TRANSFORMADOR AUXILIAR O DE RESERVA Tipo Seco y de Aislamiento

Capacidad 5 KVA Voltaje Nominal del Primario 480 VAC

Voltaje Nominal del Secundario 208 VAC BANCO DE BATERÍAS ESTACIONARIAS Tipo Plomo Ácido o Níquel Cadmio

Tiempo de Autonomía 8 Horas

243

A la hora de solicitar el sistema de potencia ininterrumpida a la empresa

respectiva, es necesario completar las hojas de datos que aparecen en el Anexo D,

según lo establece la norma PDVSA 90619.1.055. Esto facilita a la empresa el diseño

del equipo UPS para satisfacer los requerimientos del comprador.

Para conocer los equipos UPS trifásicos existentes en el mercado, se contactó a

dos empresas dedicadas a la fabricación de sistemas eléctricos de respaldo como son

Suminicor y Data Power Dear. En las tablas a continuación, se muestran las

características de los equipos UPS ofrecidos por ambas compañías.

Tabla 7.8. Especificaciones técnicas del equipo UPS de la empresa Suminicor.

DATOS GENERALES DEL UPS Capacidad 5 KVA

Voltaje Nominal de Entrada 480 VAC Voltaje Nominal de Salida 208 VAC


RECTIFICADOR / CARGADOR DE BATERÍA Número de Pulsos 6

Voltaje Nominal de Entrada 480 VAC Voltaje Nominal de Salida 125 VDC

Carga Permanente 57 A Limitación de Corriente 60 A

INVERSOR Potencia Nominal 5 KVA

Voltaje Nominal de Entrada 125 VDC Voltaje Nominal de Salida 208 VAC Número de Hilos de Salida 4 (3F + N)

Frecuencia 60 Hz CONMUTADOR BYPASS ESTÁTICO

Características SCRs (Rectificadores Controlados de

Silicio) en Antiparalelo Sin Paso por Cero

244

Tabla 7.8.Continuación.

CONMUTADOR BYPASS MANUAL Características Sin Paso por Cero

TRANSFORMADOR DE RESERVA Tipo Seco y de Aislamiento

Capacidad 5 KVA BANCO DE BATERÍAS ESTACIONARIAS

Modelo CX-05M Tipo Plomo Ácido de Placa Plana Ventilada

Número de Celdas 60 Capacidad 105 A/H

Otras Características

1 Estante de Batería Modelo CPI-IDP-77-28-23-D-1

1 Interruptor Automático de Caja Moldeada para Protección de las Baterías

dentro de Gabinete NEMA en Pared MTD

Tabla 7.9. Especificaciones técnicas del equipo UPS de la empresa Data Power

Dear.

DATOS GENERALES DEL UPS Marca Data Power Modelo E-3001.e

Tipo True Online Capacidad 5 KVA

Voltaje Nominal de Entrada 480 VAC ± 10 % Voltaje Nominal de Salida 208/120 VAC ± 1%

Número de Fases 3 Frecuencia de Entrada 60 Hz ± 5Hz Frecuencia de Salida 60 Hz ± 4Hz

Potencia de Salida para FP = 0,8 5 KVA Potencia de Salida para FP = 1 4 KW

245


Rendimiento con Carga Nominal 25 % 50 % 75 % 100 %

≥ 54 % ≥ 62 % ≥ 88 % ≥ 77 %

Disipación de Calor de Carga Nominal 1,29 KW Dimensiones del Gabinete (L x P x H) 800 x 800 x 2100 mm

RECTIFICADOR / CARGADOR DE BATERÍA Voltaje Nominal de Entrada 480 VAC ± 10 % (3 fases, 3H) Voltaje Nominal de Salida 120 VDC

Corriente Nominal de Salida 50 A Frecuencia de Entrada 60 Hz ± 5Hz

Capacidad de Cortocircuito de Entrada para 480 VAC ≤ 16 KA rms

Máxima Potencia de Entrada al 100 % de la Carga y en Condiciones

Nominales 8,43 KVA

Distorsión Armónica de Corriente de Entrada con Carga Nominal

≤ 27 % con Puente de 6 Pulsos (Standard)

≤ 10 % con Puente de 12 Pulsos Factor de Potencia de Entrada al 100 % de la Carga y Voltaje Nominal de

Entrada ≥ 0,8

Flotación

2,2 ÷2,3 V/Cell (Para Batería de Plomo Ácido Ajustable)

1,4 ÷ 1,5 V/Cell (Para Batería NiCd Ajustable)

Carga Manual

2,4 ÷ 2,45 V/Cell (Para batería de Plomo Ácido ajustable)

1,5 ÷ 1,65 V/Cell (Para batería NiCd ajustable)

Ecualización

Hasta 2,7 V/Cell para Batería de Plomo Ácido

Hasta 1,7 V/Cell para Batería de NiCd

Risado de Salida (Riple) ≤ 1% rms

Capacidad de Sobrecarga ˂ 120 % para 20 min / ˂ 150 % para 2 min / > 150 % para 20

seg

246



≥ 68 % ≥ 75 % ≥ 80 % ≥ 87 %

Disipación de Calor de Carga Nominal 0,822 KW INVERSOR

Voltaje Nominal de Entrada 120 VDC Voltaje de la Red de Emergencia 208/120 VAC ± 20 % Potencia de Salida para FP = 0,8 5 KVA Potencia de Salida para FP = 1 4 KW

Voltaje Nominal de Salida 208/120 VAC ± 1 % Frecuencia de Salida 60 Hz ± 4 %

Estabilidad de la Frecuencia de Salida Funcionamiento Libre del Oscilador

Inversor Sincronizado con la Red

± 0,011

± 2 Corriente de Salida para 208/120 VAC

@ FP = 1 @ FP = 0,8

11,12 A 13,9 A

Distorsión Armónica de Salida (THD) Carga Lineal

Carga No Lineal (75 % PN, CF = 3:1)

< 2 % < 5 %

Capacidad de Sobrecarga (FP = 0,8) 125 % PN por 10ʾ, 150 % PN

por 1ʾ, 200 % Intensidad Nominal (IN) por 100 ms

Protección Contra Cortocircuito Limitación de Corriente del Inversor

200 % IN por 100 ms, 125 % IN por 5 seg / según EN62040-3

Estabilidad del Voltaje de Salida Dinámico

0 – 50 %

20 % - 100 %

"± 5 %" Con la Recuperación en ± 1 %

dentro de 40 ms

"± 5 %" Con la Recuperación en ± 2 %

dentro de 40 ms

247



≥ 76 % ≥ 79 % ≥ 81 % ≥ 84 %

Disipación de Calor de Carga Nominal 0,71 KW

Configuración Paralelo Redundante Participación Activa de la Carga

(Conexión Can-Bus). Hasta Cuatro Unidades

CONMUTADOR BYPASS ESTÁTICO Bypass Estático Automático Interruptor Tiristor Electrónico Voltaje Nominal de Entrada 208/120 VAC ± 20 %

Frecuencia de Entrada 60 Hz ± 4 %

Capacidad de Sobrecarga (FP = 0,8) 150 % PN Continuo, 200 % PN

por 10ʾ, 2000 % Intensidad Nominal (IN) por un Ciclo

Protección Bypass Estático Fusible de Acción Rápida Transferencia INV → BYPASS

Detección y Tiempo de Transferencia Tiempo de Comunicación

˂ 1/4 ciclo

˂ 1 ms

Retransferencia INV → BYPASS Detección y Tiempo de Transferencia

0 Segundos (Controlados) Bloquear en la Red Después del 6 de Conmutación por Minuto

CONMUTADOR BYPASS MANUAL Marca Data Power Modelo M.B.B. (I, I+II, II)

Capacidad 5 KVA Voltaje Nominal de Entrada 480 VAC Voltaje Nominal de Salida 208/120 VAC


Dimensiones del Gabinete (L x P x H) 800 x 800 x 2100 mm

Otras Características Con la Seguridad Electrónica y

Sin Interrupción (Antes de Hacer Tipo Break)

248


BANCO DE BATERÍAS ESTACIONARIAS Marca ALCAD Modelo VN71

Tipo Níquel Cadmio Selladas Número de Celdas (Monobloques) 98

Voltaje Nominal por Celda 1,2 VDC Capacidad 71 A/H

Voltaje Nominal del Banco de Batería 120 VDC Dimensiones

Frente Profundidad

Altura

133 mm 195 mm 406 mm

Peso por Monobloque 4,98 Kg Ubicación Rak (Estante) con Gabinete NEMA 12

Dimensiones del Gabinete (L x P x H) 800 x 800 x 2100 mm DATOS AMBIENTALES

Nivel de Ruido Acústico (Según Norma EN50091) < 67 dB

EMI EN 61000-6-2 / EN 61000-6-4 Temperatura de Funcionamiento - 10 … + 40 ºC Temperatura de Almacenamiento - 20 … + 70 ºC Humedad Relativa (No Condensa) ˂ 95 %

Ventilación Natural hasta 500 A

Altitud ˂ 2000 Metros Sobre el Nivel del Mar

(Reducción de Potencia Según EN62040-3)

DATOS MECÁNICOS Grado de Protección (IEC60529) IP 20

Pintura Color y el Tipo ANSI 61 Dimensiones (para Cerramientos <

IP41) Frente

Profundidad Altura Peso

800 mm 800 mm 2100 mm 450 Kg

Acceso de Cables Parte Inferior Lateral Accesibilidad Frontal

249

Como se aprecia en las tablas anteriores, las baterías de la empresa Suminicor

son de plomo ácido y las de Data Power Dear de níquel cadmio. Las baterías de

plomo calcio son más económicas que las de níquel cadmio, pero requieren mayor

mantenimiento, ambos tipos de baterías tienen una vida útil comprendida entre 20 y

30 años. El voltaje nominal de salida del rectificador y de entrada del inversor es de

125 V para el equipo UPS de Suminicor y de 120 V para el UPS de la empresa Data

Power Dear, el primero se ajusta a la norma PDVSA N-201. Además, dicha norma

establece que el banco de baterías debe suplir de energía a la carga conectada a la

salida del UPS durante un tiempo de autonomía de 8 horas.

7.3 Selección de Conductores Eléctricos

La norma PDVSA 90619.1.082 (1993), establece que para alimentadores

ordinarios de potencia, el veinticinco por ciento (25 %) de reserva es generalmente

suficiente para capacidad futura. También, en lo que respecta a la caída de voltaje,

esta norma sostiene que para tramos cortos, por ejemplo 75 m (250 ft) o menos, el

calibre dado por el Código Eléctrico Nacional será suficiente, es decir, solamente se

determinará el calibre del conductor tomando en consideración la capacidad de

corriente dada por las tablas del C.E.N. (Tabla 310-16 hasta la 310-50).

Además, según la norma PDVSA N-201 (2010), los cables para servicio entre 2

y 15 KV serán de cobre trenzado con aislamiento de polietileno (o etileno-propileno),

y chaqueta de PVC con pantalla. Los cables de potencia, control de motores e

iluminación, para servicio hasta 600 Voltios, serán del tipo THW, THWN o TTU con

uno o más conductores de cobre (p. 110). Los cables de medio voltaje se colocarán

enterrados en bancadas de ductos o directamente cables armados, mientras que los de

bajo voltaje estarán al aire libre. El calibre de los conductores se calculará a partir de

la capacidad nominal de los transformadores y demás equipos presentes en el sistema

250


Cruz.

7.3.1 Conductores para el Banco de Transformadores Monofásicos

A través de los datos mostrados en la Tabla 7.10, se determinará la corriente

nominal del primario y secundario del banco de transformación.

Tabla 7.10. Datos del banco de transformadores monofásicos a utilizar para la

selección de los conductores.

PARÁMETRO VALOR RMS Potencia Aparente Nominal 300 KVA

Voltaje Nominal del Primario 13.800 VLL Voltaje Nominal del Secundario 480 VLL

7.3.1.1 Conductores del Primario

La corriente nominal del primario viene dada por la ecuación 7.12.

𝐼𝐼𝐿𝐿(𝑝𝑝𝑣𝑣𝑝𝑝𝑝𝑝𝑣𝑣𝑣𝑣𝑝𝑝𝑝𝑝 ) = 𝑆𝑆𝐿𝐿√3∗𝑉𝑉𝐿𝐿𝐿𝐿 (𝑝𝑝𝑣𝑣𝑝𝑝𝑝𝑝𝑣𝑣𝑣𝑣𝑝𝑝𝑝𝑝 )

(7.12)

Sustituyendo los valores presentados en la Tabla 7.10 en la ecuación 7.12:

𝐼𝐼𝐿𝐿(𝑝𝑝𝑣𝑣𝑝𝑝𝑝𝑝𝑣𝑣𝑣𝑣𝑝𝑝𝑝𝑝 ) =300.000 𝑉𝑉𝐴𝐴

√3 ∗ (13.800 𝑉𝑉)

𝐼𝐼𝐿𝐿(𝑝𝑝𝑣𝑣𝑝𝑝𝑝𝑝𝑣𝑣𝑣𝑣𝑝𝑝𝑝𝑝 ) = 12,551 𝐴𝐴

251

Considerando la reserva de 25 %, se tiene:

𝐼𝐼𝐿𝐿(𝑝𝑝𝑣𝑣𝑝𝑝𝑝𝑝𝑣𝑣𝑣𝑣𝑝𝑝𝑝𝑝 )′ = 125 % 𝐼𝐼𝐿𝐿(𝑝𝑝𝑣𝑣𝑝𝑝𝑝𝑝𝑣𝑣𝑣𝑣𝑝𝑝𝑝𝑝 ) = (1,25) ∗ 𝐼𝐼𝐿𝐿(𝑝𝑝𝑣𝑣𝑝𝑝𝑝𝑝𝑣𝑣𝑣𝑣𝑝𝑝𝑝𝑝 )

𝐼𝐼𝐿𝐿(𝑝𝑝𝑣𝑣𝑝𝑝𝑝𝑝𝑣𝑣𝑣𝑣𝑝𝑝𝑝𝑝 )′ = (1,25) ∗ (12,551 𝐴𝐴)

𝐼𝐼𝐿𝐿(𝑝𝑝𝑣𝑣𝑝𝑝𝑝𝑝𝑣𝑣𝑣𝑣𝑝𝑝𝑝𝑝 )′ = 15,689 𝐴𝐴

Mediante la Tabla 310.81 del Anexo E, se selecciona un conductor con una

corriente superior a la determinada anteriormente, la cual corresponde a un conductor

de calibre # 8 AWG, sin embargo, la norma PDVSA N-201 establece que el mínimo

calibre para cables de 13,8 KV es # 2 AWG. Entonces, se elige:

3 # 2 AWG de Cu Tipo MV-90

7.3.1.2 Conductores del Secundario

La corriente nominal del secundario viene dada por la siguiente expresión:

𝐼𝐼𝐿𝐿(𝑠𝑠𝑠𝑠𝑐𝑐𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑣𝑣𝑣𝑣𝑝𝑝𝑝𝑝 ) = 𝑆𝑆𝐿𝐿√3∗𝑉𝑉𝐿𝐿𝐿𝐿 (𝑠𝑠𝑠𝑠𝑐𝑐𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑣𝑣𝑣𝑣𝑝𝑝𝑝𝑝 )

(7.13)

𝐼𝐼𝐿𝐿(𝑠𝑠𝑠𝑠𝑐𝑐𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑣𝑣𝑣𝑣𝑝𝑝𝑝𝑝 ) =300.000 𝑉𝑉𝐴𝐴√3 ∗ (480 𝑉𝑉)

𝐼𝐼𝐿𝐿(𝑠𝑠𝑠𝑠𝑐𝑐𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑣𝑣𝑣𝑣𝑝𝑝𝑝𝑝 ) = 360,844 𝐴𝐴


252

𝐼𝐼𝐿𝐿(𝑠𝑠𝑠𝑠𝑐𝑐𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑣𝑣𝑣𝑣𝑝𝑝𝑝𝑝 )′ = 125 % 𝐼𝐼𝐿𝐿(𝑠𝑠𝑠𝑠𝑐𝑐𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑣𝑣𝑣𝑣𝑝𝑝𝑝𝑝 ) = (1,25) ∗ 𝐼𝐼𝐿𝐿(𝑠𝑠𝑠𝑠𝑐𝑐𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑣𝑣𝑣𝑣𝑝𝑝𝑝𝑝 )

𝐼𝐼𝐿𝐿(𝑠𝑠𝑠𝑠𝑐𝑐𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑣𝑣𝑣𝑣𝑝𝑝𝑝𝑝 )′ = (1,25) ∗ (360,844 𝐴𝐴)

𝐼𝐼𝐿𝐿(𝑠𝑠𝑠𝑠𝑐𝑐𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑣𝑣𝑣𝑣𝑝𝑝𝑝𝑝 )′ = 451,055 𝐴𝐴

Para la selección del calibre del conductor, esta vez se utiliza la Tabla 310.17

del Anexo E, donde se ubica una ampacidad inmediatamente superior a la corriente

obtenida para una temperatura de 75 ºC, entonces, el calibre del conductor sería:

3 # 350 kcmil de Cu (THW)

7.3.2 Conductores del Transformador Auxiliar

Se aplica el mismo procedimiento para la selección de los conductores tanto del

primario como del secundario del transformador de reserva.

Tabla 7.11. Datos del transformador auxiliar a utilizar para la selección de los

conductores.

PARÁMETRO VALOR RMS Potencia Aparente Nominal 5 KVA

Voltaje Nominal del Primario 480 VLL Voltaje Nominal del Secundario 208 VLL

7.3.2.1 Conductores del Primario

𝐼𝐼𝐿𝐿(𝑝𝑝𝑣𝑣𝑝𝑝𝑝𝑝𝑣𝑣𝑣𝑣𝑝𝑝𝑝𝑝 ) =𝑆𝑆𝐿𝐿

√3 ∗ 𝑉𝑉𝐿𝐿𝐿𝐿(𝑝𝑝𝑣𝑣𝑝𝑝𝑝𝑝𝑣𝑣𝑣𝑣𝑝𝑝𝑝𝑝 )

253


√3 ∗ (480 𝑉𝑉)






Igualmente, se ubica en la Tabla 310.17 (Anexo E), que comprende conductores

entre 0 y 2000 V, una ampacidad por encima de la corriente obtenida, que

corresponda a un conductor de cobre con aislamiento THW, es decir, que el régimen

de temperatura del conductor sea 75 ºC. La ampacidad admisible más cercana es 30 A

para un conductor de calibre # 14 AWG, sin embargo, la norma PDVSA N-201

establece que el mínimo calibre para cables de 600 V o menos es # 12 AWG, aunque

el Código Eléctrico Nacional (C.E.N.) recomienda utilizar como mínimo el conductor

# 10 AWG en instalaciones industriales, el cual tiene una ampacidad de 50 A. Por lo

tanto, se selecciona:

3 # 10 AWG de Cu (THW)

254

7.3.2.2 Conductores del Secundario

𝐼𝐼𝐿𝐿(𝑠𝑠𝑠𝑠𝑐𝑐𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑣𝑣𝑣𝑣𝑝𝑝𝑝𝑝 ) =𝑆𝑆𝐿𝐿

√3 ∗ 𝑉𝑉𝐿𝐿𝐿𝐿(𝑠𝑠𝑠𝑠𝑐𝑐𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑣𝑣𝑣𝑣𝑝𝑝𝑝𝑝 )

𝐼𝐼𝐿𝐿(𝑠𝑠𝑠𝑠𝑐𝑐𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑣𝑣𝑣𝑣𝑝𝑝𝑝𝑝 ) =5.000 𝑉𝑉𝐴𝐴

√3 ∗ (208 𝑉𝑉)






Entonces, se selecciona:


7.3.3 Conductores del UPS

La mínima capacidad de los equipos UPS trifásicos de 480 V de entrada y 208

V de salida, de acuerdo a las consultas realizadas a distintas empresas, es 5 KVA, por

255

consiguiente, mediante este valor es posible determinar el calibre de los conductores

de entrada y salida del sistema de potencia ininterrumpida.

Tabla 7.12. Datos del UPS a utilizar para la selección de los conductores.

PARÁMETRO VALOR RMS Potencia Aparente Nominal 5 KVA Voltaje Nominal de Entrada 480 VLL Voltaje Nominal de Salida 208 VLL

7.3.3.1 Conductores de Entrada del Rectificador / Cargador de Batería

𝐼𝐼𝐿𝐿(𝑠𝑠𝑠𝑠𝑒𝑒𝑣𝑣𝑣𝑣𝑠𝑠𝑣𝑣 ) =𝑆𝑆𝐿𝐿

√3 ∗ 𝑉𝑉𝐿𝐿𝐿𝐿(𝑠𝑠𝑠𝑠𝑒𝑒𝑣𝑣𝑣𝑣𝑠𝑠𝑣𝑣 )

𝐼𝐼𝐿𝐿(𝑠𝑠𝑠𝑠𝑒𝑒𝑣𝑣𝑣𝑣𝑠𝑠𝑣𝑣 ) =5.000 𝑉𝑉𝐴𝐴

√3 ∗ (480 𝑉𝑉)

𝐼𝐼𝐿𝐿(𝑠𝑠𝑠𝑠𝑒𝑒𝑣𝑣𝑣𝑣𝑠𝑠𝑣𝑣 ) = 6,014 𝐴𝐴


𝐼𝐼𝐿𝐿(𝑠𝑠𝑠𝑠𝑒𝑒𝑣𝑣𝑣𝑣𝑠𝑠𝑣𝑣 )′ = 125 % 𝐼𝐼𝐿𝐿(𝑠𝑠𝑠𝑠𝑒𝑒𝑣𝑣𝑣𝑣𝑠𝑠𝑣𝑣 ) = (1,25) ∗ 𝐼𝐼𝐿𝐿(𝑠𝑠𝑠𝑠𝑒𝑒𝑣𝑣𝑣𝑣𝑠𝑠𝑣𝑣 )

𝐼𝐼𝐿𝐿(𝑠𝑠𝑠𝑠𝑒𝑒𝑣𝑣𝑣𝑣𝑠𝑠𝑣𝑣 )′ = (1,25) ∗ (6,014 𝐴𝐴)

𝐼𝐼𝐿𝐿(𝑠𝑠𝑠𝑠𝑒𝑒𝑣𝑣𝑣𝑣𝑠𝑠𝑣𝑣 )′ = 7,518 𝐴𝐴


256


7.3.3.2 Conductores de Salida del Conmutador Bypass Manual

𝐼𝐼𝐿𝐿(𝑠𝑠𝑣𝑣𝑠𝑠𝑝𝑝𝑠𝑠𝑣𝑣 ) =𝑆𝑆𝐿𝐿

√3 ∗ 𝑉𝑉𝐿𝐿𝐿𝐿(𝑠𝑠𝑣𝑣𝑠𝑠𝑝𝑝𝑠𝑠𝑣𝑣 )

𝐼𝐼𝐿𝐿(𝑠𝑠𝑣𝑣𝑠𝑠𝑝𝑝𝑠𝑠𝑣𝑣 ) =5.000 𝑉𝑉𝐴𝐴

√3 ∗ (208 𝑉𝑉)

𝐼𝐼𝐿𝐿(𝑠𝑠𝑣𝑣𝑠𝑠𝑝𝑝𝑠𝑠𝑣𝑣 ) = 13,879 𝐴𝐴


𝐼𝐼𝐿𝐿(𝑠𝑠𝑣𝑣𝑠𝑠𝑝𝑝𝑠𝑠𝑣𝑣 )′ = 125 % 𝐼𝐼𝐿𝐿(𝑠𝑠𝑣𝑣𝑠𝑠𝑝𝑝𝑠𝑠𝑣𝑣 ) = (1,25) ∗ 𝐼𝐼𝐿𝐿(𝑠𝑠𝑣𝑣𝑠𝑠𝑝𝑝𝑠𝑠𝑣𝑣 )

𝐼𝐼𝐿𝐿(𝑠𝑠𝑣𝑣𝑠𝑠𝑝𝑝𝑠𝑠𝑣𝑣 )′ = (1,25) ∗ (13,879 𝐴𝐴)

𝐼𝐼𝐿𝐿(𝑠𝑠𝑣𝑣𝑠𝑠𝑝𝑝𝑠𝑠𝑣𝑣 )′ = 17,349 𝐴𝐴



257

7.4 Selección de Interruptores Automáticos de Caja Moldeada

El Código Eléctrico Nacional (2004), en su apartado 240.6 (A), establece que

los regímenes de corriente normalizados de los fusibles e interruptores automáticos de

caja moldeada de tiempo inverso, serán de 15, 20, 25, 30, 35, 40, 45, 50, 60, 70, 80,

90, 100, 110, 125, 150, 175, 200, 225, 250, 300, 350, 400, 450, 500, 600, 700, 800,

1000, 1200, 1600, 2000, 2500, 3000, 4000, 5000 y 6000 A. Mediante estos valores se

seleccionarán las corrientes de interrupción de los dispositivos automáticos de

protección, considerando una reserva del 20 %, de acuerdo a la norma PDVSA N-

201.

7.4.1 Interruptor del CCM-1 al UPS

𝐼𝐼𝐿𝐿(𝑠𝑠𝑠𝑠𝑒𝑒𝑣𝑣𝑣𝑣𝑠𝑠𝑣𝑣 ) =𝑆𝑆𝐿𝐿

√3 ∗ 𝑉𝑉𝐿𝐿𝐿𝐿(𝑠𝑠𝑠𝑠𝑒𝑒𝑣𝑣𝑣𝑣𝑠𝑠𝑣𝑣 )

𝐼𝐼𝐿𝐿(𝑠𝑠𝑠𝑠𝑒𝑒𝑣𝑣𝑣𝑣𝑠𝑠𝑣𝑣 ) =5.000 𝑉𝑉𝐴𝐴

√3 ∗ (480 𝑉𝑉)

𝐼𝐼𝐿𝐿(𝑠𝑠𝑠𝑠𝑒𝑒𝑣𝑣𝑣𝑣𝑠𝑠𝑣𝑣 ) = 6,014 𝐴𝐴


𝐼𝐼𝐿𝐿(𝑠𝑠𝑠𝑠𝑒𝑒𝑣𝑣𝑣𝑣𝑠𝑠𝑣𝑣 )′ = 120 % 𝐼𝐼𝐿𝐿(𝑠𝑠𝑠𝑠𝑒𝑒𝑣𝑣𝑣𝑣𝑠𝑠𝑣𝑣 ) = (1,2) ∗ 𝐼𝐼𝐿𝐿(𝑠𝑠𝑠𝑠𝑒𝑒𝑣𝑣𝑣𝑣𝑠𝑠𝑣𝑣 )

𝐼𝐼𝐿𝐿(𝑠𝑠𝑠𝑠𝑒𝑒𝑣𝑣𝑣𝑣 𝑠𝑠𝑣𝑣 )′ = (1,2) ∗ (6,014 𝐴𝐴)

𝐼𝐼𝐿𝐿(𝑠𝑠𝑠𝑠𝑒𝑒𝑣𝑣𝑣𝑣𝑠𝑠𝑣𝑣 )′ = 7,217 𝐴𝐴

258


3 X 15 A

7.4.2 Interruptores del Transformador Auxiliar

7.4.2.1 Interruptor del Primario

𝐼𝐼𝐿𝐿(𝑝𝑝𝑣𝑣𝑝𝑝𝑝𝑝𝑣𝑣𝑣𝑣𝑝𝑝𝑝𝑝 ) =𝑆𝑆𝐿𝐿

√3 ∗ 𝑉𝑉𝐿𝐿𝐿𝐿(𝑝𝑝𝑣𝑣𝑝𝑝𝑝𝑝𝑣𝑣𝑣𝑣𝑝𝑝𝑝𝑝 )


√3 ∗ (480 𝑉𝑉)







3 X 15 A

259

7.4.2.2 Interruptor del Secundario

𝐼𝐼𝐿𝐿(𝑠𝑠𝑠𝑠𝑐𝑐𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑣𝑣𝑣𝑣𝑝𝑝𝑝𝑝 ) =𝑆𝑆𝐿𝐿

√3 ∗ 𝑉𝑉𝐿𝐿𝐿𝐿(𝑠𝑠𝑠𝑠𝑐𝑐𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑣𝑣𝑣𝑣𝑝𝑝𝑝𝑝 )

𝐼𝐼𝐿𝐿(𝑠𝑠𝑠𝑠𝑐𝑐𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑣𝑣𝑣𝑣𝑝𝑝𝑝𝑝 ) =5.000 𝑉𝑉𝐴𝐴

√3 ∗ (208 𝑉𝑉)







3 X 15 A

7.4.3 Interruptor Principal del Tablero Eléctrico VM-4

La potencia aparente total de la carga alimentada por el tablero eléctrico VM-4

es 363,431 VA, por lo tanto, la corriente total de carga sería:

260

𝐼𝐼(𝑐𝑐𝑣𝑣𝑣𝑣𝑐𝑐𝑣𝑣 ) =𝑆𝑆(𝑐𝑐𝑣𝑣𝑣𝑣𝑐𝑐𝑣𝑣 )

√3 ∗ 𝑉𝑉𝐿𝐿𝐿𝐿

𝐼𝐼(𝑐𝑐𝑣𝑣𝑣𝑣𝑐𝑐𝑣𝑣 ) =363,431 𝑉𝑉𝐴𝐴√3 ∗ (208 𝑉𝑉)

𝐼𝐼(𝑐𝑐𝑣𝑣𝑣𝑣𝑐𝑐𝑣𝑣 ) = 1,009 𝐴𝐴


𝐼𝐼(𝑐𝑐𝑣𝑣𝑣𝑣𝑐𝑐𝑣𝑣 )′ = 120 % 𝐼𝐼(𝑐𝑐𝑣𝑣𝑣𝑣𝑐𝑐𝑣𝑣 ) = (1,2) ∗ 𝐼𝐼(𝑐𝑐𝑣𝑣𝑣𝑣𝑐𝑐𝑣𝑣 )

𝐼𝐼(𝑐𝑐𝑣𝑣𝑣𝑣𝑐𝑐𝑣𝑣 )′ = (1,2) ∗ (1,009 𝐴𝐴)

𝐼𝐼(𝑐𝑐𝑣𝑣𝑣𝑣𝑐𝑐𝑣𝑣 )′ = 1,211 𝐴𝐴

El interruptor más próximo según el C.E.N. es el de 15 A, pero para mantener

la selectividad en las protecciones siempre se debe seleccionar el dispositivo principal

con una corriente de interrupción superior a la mayor de los interruptores

monofásicos (1X15A) conectados en los circuitos del tablero eléctrico VM-4, el cual

tiene un valor normalizado de:

3 X 20 A

En el Anexo F, se presenta el diagrama unifilar propuesto con las

modificaciones recomendadas al sistema eléctrico de la telemedición de los tanques

de almacenaje de la refinería. El sistema fue separado por unidades de acuerdo a la

norma PDVSA 90619.1.055. El diagrama del equipo UPS se realizó a partir de la

norma PDVSA N-253, basada en el estándar IEC 62040-3.

261

CONCLUSIONES

El sistema TankRadar® REX posee protección contra descargas atmosféricas,

las cuales inducen voltajes muy altos que pueden dañar los equipos de campo.

También, los componentes electrónicos cuentan con protección contra corrientes

transitorias rápidas (diversos varistores, resistores dependiente del voltaje, VDR) y

contra sobrevoltajes (descargadores de tubo de gas). La cabeza transmisora del

medidor tiene un comportamiento aprueba de fuego, por lo tanto, ante cualquier

chispa producida en las tarjetas electrónicas el tanque es protegido contra peligros de

explosión. Además, la toma de corriente de la red está protegida por fusibles.

Los problemas de calidad de energía detectados y de mayor influencia en el

sistema eléctrico según las mediciones realizadas con el equipo analizador de energía

Megger PA-9 Plus, fueron un bajo factor de potencia (0,77) y una alta distorsión

armónica de corriente (mínima de 37,84 % y máxima de 105,80 %) presente en el

sistema. Estos se deben principalmente al transformador trifásico tipo seco de 75

KVA que alimenta una carga aproximada de 364 VA, según el estudio realizado un

transformador trabajando en vacío o con poca carga, produce un bajo factor de

potencia y armónicos de corriente de tercer orden o superior. También, se midió el

factor de potencia antes del transformador y se obtuvo un valor de 0,8 el cual está

igualmente por debajo de la norma. Además, se presentó un elevado desbalance de

corriente (69,98 %), esto debido a que algunas cargas del tablero de distribución están

fuera de servicio, lo cual origina el desbalance entre las corrientes de fase en el

tablero eléctrico VM-4.

Otras de las posibles causas que pudieron originar problemas en los equipos de

telemedición de los tanques de almacenaje son la falta de sistemas eléctricos de

emergencia y respaldo como son los sistemas ininterrumpidos de potencia (UPS), los

262

cuales brindan estabilidad eléctrica y continuidad ante una pérdida de la alimentación

principal. Igualmente, se evidenció la falta de mantenimiento de los equipos

eléctricos (transformadores, interruptores y conductores) y la inexistencia de algunos

dispositivos de protección automática como es el caso del interruptor principal

termomagnético de caja moldeada del tablero de distribución VM-4.

De acuerdo a las consultas realizadas a las empresas Suminicor y Data Power

Dear, la capacidad mínima existente para equipos UPS trifásicos es de 5 KVA, la cual

constituye una disipación de calor estimada de 1500 W. Cuando se apliquen rutinas

de mantenimiento al sistema de potencia ininterrumpida las cargas deben ser

alimentadas a través de una reserva eléctrica, conformada por un transformador

auxiliar tipo seco de aislamiento conectado a las barras del CCM-1 y un conmutador

bypass manual con la misma capacidad del UPS, estos suministrarán la energía

necesaria a las cargas mientras se realizan dichas labores de mantenimiento.

Los bancos de capacitores fijos tienen la ventaja de ser más económicos que los

automáticos, sin embargo, los automáticos tienen la capacidad de variar la

capacitancia, a partir de un regulador de vars, manteniendo el factor de potencia

previamente prefijado. Un bajo factor de potencia produce un mayor consumo de

corriente, aumento de las pérdidas en los conductores, incremento de las caídas de

voltaje y sobrecarga de transformadores, generadores y líneas de distribución. La

utilización de bancos de condensadores permite aumentar el factor de potencia del

sistema mediante la compensación de potencia reactiva.

263

RECOMENDACIONES

Incorporar el sistema ininterrumpido de potencia trifásico de doble conversión

(true online) para mantener un suministro eléctrico constante, adecuado y estable a

los equipos del sistema de telemedición de los tanques de almacenaje de la refinería

Puerto La Cruz. El equipo UPS deberá tener una capacidad mínima de 440 VA y

máxima de 5 KVA, con un voltaje nominal de entrada de 480 V y de salida de 208 V.

Instalar el banco de capacitores fijos con conexión ∆ (delta) a la barra principal

del CCM-1 del patio de tanques de la refinería Puerto La Cruz, esto con la finalidad

de compensar la potencia reactiva del sistema, manteniendo el factor de potencia con

un valor igual o mayor a 0,9 cumpliendo con lo establecido en la norma PDVSA N-

252. La capacidad requerida del banco es 1,5 kvar para un voltaje nominal de 480 V.

Balancear el tablero de distribución VM-4, considerando los tanques de

almacenaje que se encuentran en mantenimiento o fuera de servicio.

Elaborar y aplicar planes de mantenimiento correctivo, preventivo y predictivo

a los equipos del sistema eléctrico de la telemedición de los tanques de almacenaje,

efectuando inspecciones programadas y continuas.

Realizar una actualización de los planos eléctricos del patio de tanques de la


Evaluar el sistema eléctrico de los centros de control de motores CCM-2 y

CCM-DA-1 que alimentan al sistema de telemetría de los demás tanques de la

refinería, de manera de identificar las condiciones actuales y sugerir mejoras en el

caso que sea necesario.

264

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ANEXO A

Características de los Tanques de Almacenaje del Patio de Tanques

de la Refinería Puerto La Cruz

Patio de Tanques Refinería Puerto La CruzDiámetro /

AlturaNúmero Anterior

Nivel Min. OperaciónServicio Fecha de

Calibración Ultima fecha de MttoMezcladoresCAP Max. Barriles

CAP Min. Barriles PisoZona Crítica Sistema de

Telemedición

Status Sistema de

TelemediciónTechoBarriles x

PieBarriles

OperacionalNúmero Actual

Punto de Referencia

Nivel Máx. Operación

1 80X15 CRUDO DA1 39'-10"-5/8 35'-0" 14'-0" 69766 27426 2000 42340 4´-8" / 6´-1" NO F CORONA AB. N / T MCG MCG 25/11/92 RECALIBRAR

2 80X16 CRUDO DA1 44'-0"-3/8 35'-0" 14'-0" 69760 27429 2015 42331 4´-7" / 5´-9" NO F PLANO N / T MCG MCG 27/01/97 Julio-2001, Seguimiento de mancha de producto en ponton del techo, colocar en guia sistema antigiro. RECALIBRAR

3 80X17 CRUDO DA1 44'-3"-1/4 35'-0" 14'-0" 69749 27439 2000 42310 4´-1" / 5´-3" 120` / 39´-6" F CORONA ARR. N / T MCG MCG 28/01/97 RECALIBRAR

4 80X18 ALK 44'-11" 36'-0" 3'-0" 71661 8054 2014 63607 4´-4" / 5'-6" 120` / 40´ F PLANO N / T Varec / SAAB SAAB 05/02/97 Junio-2001, inspección rutinaria, seguimiento en mancha presentada en uno de los pontones RECALIBRAR

12 35X4 G 95 47'-5"-1/2 36'-0" 6'-0" 31740 4888 890 26852 3'-10" / 5'-0" 80' / 40' F CORONA ARR. 1 MCG MCG 13/02/97Enero-1996, inspección rutinaria, limpieza de sumidero. Actualmente fuera de servicio por derrame del tanque y daños en le techo flotante

RECALIBRAR

Septiembre-2003, reemplazo del piso, instalación de

AlturaAnterior Operación CalibraciónBarriles Barriles Telemedición TelemediciónPie OperacionalActual Referencia Operación

13 35X2 G 91 44-11-0/0 36'-0" 6'-0" 31817 4952 896 26865 6'-6" / 7'-2" 80' / 40' D PLANO 1 SAAB SAAB 07/06/04 Septiembre-2003, reemplazo del piso, instalación de techo geodesico, cambio de toma muestra y sumidero

14 35X3 G 91 45-10-1/4 36'-0" 6'-0" 31817 4952 895 26865 3'-5" / 4'-1" 80' / 40' F PLANO 1 MCG MCG 05/09/01 Octubre-2001, Reemplazo del piso, cuerpo y techo.

15 35X5 G 95 46-4-0/0 36'-0" 6'-0" 31912 5023 2014 26887 4'-7" / 5'-11" 80' / 40' F PLANO 1 MCG MCG 18/09/06 Enero-2006, Mantenimiento Mayor.

16 80X21 DPN 48'-8" 36'-0" 3'-0" 71481 5878 2015 65603 3'-9" / 4'-10" 120' / 40' F CORONA ARR. 1 Varec / SAAB SAAB 21/01/97 RECALIBRAR

17 80X22 ALK 47'-10"-5/8 36'-0" 3'-0" 71629 6048 2015 65581 3'-10" / 5'-0" 120' / 40' F PLANO 2 Varec / SAAB SAAB 06/02/97 Octubre-2000, reemplazo de piso. RECALIBRAR

18 80X23 REF 48'-1"-3/8 36'-0" 3'-0" 71709 6043 2014 65666 3'-11" / 4'-10" - - F PLANO 2 Varec / SAAB SAAB 14/02/89 RECALIBRAR

19 80X19 RTB 44'-5" 36'-0" 3'-0" 71633 6042 2014 65591 4'-7" / 5'-9" 120' / 40' F PLANO 1 MCG / SAAB SAAB 07/02/97 RECALIBRAR

20 80X20 G 95 44-1-3/4 36'-0" 3'-0" 71659 6044 2018 65615 6'-6" / 7'-7" 120' / 40' F PLANO 1 Varec / SAAB SAAB 11/11/03 Mantenimiento Mayor Mayo 2008, se realizó Prueba Hidrostatica en Agosto de 2009

21 80X14 G 95 44'-5"-1/2 36'-0" 6'-0" 71627 11177 2014 60450 4'-7" / 5'-9" 120' / 40' F PLANO 1 Varec / SAAB SAAB 31/01/97 RECALIBRAR

22 80X13 G 95 44-10-0/0 36'-0" 6'-0" 71621 11166 2014 60455 5'-5" / 6'-6" - - F PLANO 2 SAAB SAAB 07/03/02 Junio-2001, reemplazo del cuerpo menos 1er anillo, piso y reparaciones en el techo, tubo difusor

23 80X12 DPN 44'-8" 36'-0" 6'-0" 71593 11158 2017 60435 4'-5" / 5'-7" - - F PLANO 1 SAAB SAAB 25/11/92 Julio-2001, inspección genral, en buenas condiciones, actualmente F/S por falla del techo flotante RECALIBRAR

24 80X11 CAO 44-4-0/0 36'-0" 6'-0" 72473 12026 2015 60447 3'-7" / 4'-5" - - D PLANO N / T Varec / SAAB SAAB 19/08/05

25 80X10 G 91 43'-10"-5/8 36'-0" 6'-0" 71619 11187 2015 60432 4'-7" / 5'-7" 120'X40' F PLANO 2 Varec / SAAB SAAB 29/07/98 Marzo-2004, mantenimiento mayor, construcción de piso, cuerpo, techo flotante y accesorios. RECALIBRAR

26 80X9 G 91 43'-6"-1/2 36'-0" 6'-0" 71637 11184 2014 60453 4'-7" / 5'-9" 120'X40' F PLANO 1 SAAB SAAB 29/01/97 RECALIBRAR

27 80X8 DA 40'-2"-1/2 36'-0" 6'-0" 72548 12077 2015 60471 - - - - C PLANO 1 (falta motor) Varec / SAAB Varec 12/11/93 RECALIBRAR

28 80X7 DA 40'-2" 36'-0" 6'-0" 72553 12082 2015 60471 - - - - C PLANO N / T Varec / SAAB Varec 12/11/93 RECALIBRAR

29 80X6 RL 40'-2"-1/4 36'-0" 6'-0" 72537 12079 2015 60458 - - 120'X40' C PLANO N / T Varec / SAAB SAAB 21/01/97 Agosto-2001, inspección general. (FUERA DE SERVICIO)

30 80X5 DA 40'-2" 36'-0" 3'-0" 72618 6043 2015 66575 - - 120'X40' C PLANO N / T Varec / SAAB SAAB 14/12/06 Mnatenimiento Mayor en Julio de 2005

31 80X4 JET-A1 40'-3" 36'-0" 3'-0" 73508 7080 2000 66428 - - - - C CORONA AB. 2 (falta motor) Varec / SAAB SAAB 03/10/96 RECALIBRAR

33 80X3 DA 40'-1"-5/8 36'-0" 6'-0" 72524 12079 2015 60445 - - 120'X40' C PLANO 1 (falta motor) Varec / SAAB SAAB 27/01/97 RECALIBRAR

34 80X2 JET-A1 40'-3"-1/2 36'-0" 3'-0" 73268 6832 2014 66436 - - - - C CORONA AB. 2 (falta motor) Varec / SAAB SAAB 05/02/97 RECALIBRAR

35 80X1 DHT 40'-2" 36'-0" 3'-0" 72530 6042 2013 66488 - - 120'X40' C PLANO N / T Varec / SAAB SAAB 16/01/97 RECALIBRAR

36 140X1 DHT 48'-1"-1/2 44'-0" 3'-0" 127743 8707 2907 119036 - - - - C PLANO 2 Varec / SAAB SAAB 07/07/72 RECALIBRAR

37 80X27 GN 47'-9" 36'-0" 5'-0" 71174 8727 2000 62447 2'-8" / 4'-3" - - F CORONA.. 2 SAAB SAAB 19/02/98

38 80X26 FCCL 47'-9"-1/2 36'-0" 5'-0" 71232 8763 2000 62469 2'-8" / 4'-3" - - F CORONA 2 MCG / SAAB SAAB 21/07/82 RECALIBRAR

40 130X4 DIESEL A U-45 49-0-1/8 43'-0" 4'-0" 117994 10964 2750 107030 NO - - C PLANO N / T SAAB SAAB 19/02/04

Patio de Tanques Refinería Puerto La CruzDiámetro /

AlturaNúmero Anterior

Nivel Min. OperaciónServicio Fecha de

Calibración Ultima fecha de MttoMezcladoresCAP Max. Barriles

CAP Min. Barriles PisoZona Crítica Sistema de

Telemedición

Status Sistema de

TelemediciónTechoBarriles x

PieBarriles

OperacionalNúmero Actual

Punto de Referencia

Nivel Máx. Operación AlturaAnterior Operación CalibraciónBarriles Barriles Telemedición TelemediciónPie OperacionalActual Referencia Operación

41 130X3 LODOS 48'-2"-1/2 43'-0" 4'-0" 117992 10973 2750 107019 - - 140'X48' C PLANO N / T SAAB 03/08/98 FUERA DE SERVICO

42 130X2 CAO 47'-8"-3/8 43'-0" 4'-0" 118184 10995 2750 107174 - - 140'X48' C PLANO N / T NINGUNA 08/07/05 Marzo 2005, Mnatenimiento mayor y Cambio de Servicio

43 150X2 IFO 56'-6" 52'-0" 4'-0" 142109 10454 2750 131655 - - 140'X56' C CORONA ARR. N / T SAAB SAAB 28/06/96 RECALIBRAR

45 250X2 RL 56'-10"-1/2 52'-0" 4'-0" 234766 17082 4500 217684 - - 180'X56' C CORONA ARR. N / T Varec / SAAB SAAB 20/01/97 Marzo-200, reemplazo del piso, planchas del último anillo, colocación de parches en el piso RECALIBRAR

46 250X1 RL 56'-7" 52'-0" 4'-0" 234729 17097 4500 217632 - - 180'X55.75' C CORONA ARR. N / T MCG / SAAB SAAB 30/07/98 Junio-1997, inspección rutinaria, se observó corrosión en las planchas del techo, Mtto general.

48 250X5 RL 57'-0"1/4 52'-0" 4'-0" 234705 17002 4500 217703 - - - - C CORONA N / T SAAB SAAB 03/07/91 RECALIBRAR48 250X5 RL 57'-0"1/4 52'-0" 4'-0" 234705 17002 4500 217703 - - - - C CORONA N / T SAAB SAAB 03/07/91 RECALIBRAR

49 250X4 RL 56'-9"-5/8 52'-0" 4'-0" 234720 16991 4500 217729 - - - - C CORONA N / T SAAB SAAB 25/11/92 Actualmente en Mantenimiento Mayor RECALIBRAR

101 35X1 JET A-1 41'-0"-3/8 36'-0" 6'-0" 32129 5281 895 26848 - - 80'X40' C CORONA ARR. N / T MCG MCG 04/08/98

102 56X9 JET A-1 40'-2"-1/2 36'-0" 6'-0" 50233 8213 1400 42020 - - 100'X40' C CORONA ARR. N / T MCG / SAAB SAAB 31/07/98

104 56X5 AGO 40'-2"-1/2 36'-0" 12'-0" 50233 16605 1400 33628 - - 100'X40' C CORONA ARR. 1 SAAB SAAB SIN TABLA DE CALIBRACION

105 56X4 AGO 40'-2" 36'-0" 12'-0" 50180 16595 1400 33585 - - 100'X40' C CORONA N / T SAAB SAAB Falta Actualizar

106 56X3 AGO 40'-2"7/8 36'-0" 12'-0" 50189 16598 1400 33591 - - 100'X40' C CORONA N / T SAAB SAAB 01/05/79 RECALIBRAR106 56X3 AGO 40'-2"7/8 36'-0" 12'-0" 50189 16598 1400 33591 - - 100'X40' C CORONA N / T SAAB SAAB 01/05/79 RECALIBRAR

107 56X8 DA 41'-1"-1/8 36'-0" 3'-0" 50203 4019 1400 46184 - - 100'X40' C CORONA ARR. N / T SAAB SAAB 04/08/98

108 56X7 RTB 40-7-3/4 36'-0" 3'-0" 50181 4021 1400 46160 6'-5" / 7'-1" 100'X40' C CORONA N / T SAAB SAAB 02/10/03

109 56X6 SR-3 40-8-0/0 36'-0" 3'-0" 50163 4020 1400 46143 6'-5" / 7'-1" 100X40' C CORONA N / T SAAB SAAB 01/10/03

110 56X11 DPN 48'-1"-5/8 36'-0" 3'-0" 50480 4342 1400 46138 5'-0" / 5'-9" 100'X40' D CORONA 1 SAAB 30/01/97 RECALIBRAR

113 10X3 SLOP 40'-2"-1/4 36'-0" 3'-0" 10190 837 283 9353 - - 45'X39-11-5/8 C CORONA N / T MCG MCG SIN TABLA DE CALIBRACION

139 150X1 DA 56-1-0/0 52'-0" 3'-0" 142764 8222 2746 134542 - - - - C PLANO N / T SAAB 19/02/04

140 56X2 NHT 40-9-1/8 36'-0" 3'-0" 50418 4198 1401 46220 6'-5" / 7'-1" - - C PLANO N / T SAAB SAAB 01/10/03

141 56X1 RTB 40-10-0/0 36'-0" 3'-0" 50410 4198 1401 46212 6'-6" / 7'-2" - - C PLANO N / T SAAB SAAB 30/09/03 Agosto-2001, Inspección rutinaria para mantenimiento mayor

142 56X10 AC 40'-2"-1/4 36'-0" 3'-0" 50219 4015 1401 46204 - - 60'X40' C CORONA N / T MCG MCG 01/09/79 Agosto-2000, Inspección general, reemplazo total del techo. RECALIBRAR

145 10X4 SLOP 39'-11" 30'-0" 3'-0" 8330 831 284 7499 3'-11" / 4'-10" 4'X40' F CORONA N / T MCG MCG 01/04/79 Julio-2001, Inspección rutinaria por presentar mancha de producto en uno de los pontones. RECALIBRAR

152 10X1 SLOP 40'-0" 30'-" 3'-0" 8459 824 282 7635 - - - - C NO N / T MCG 27/05/97 Junio-2001, Tela metalica en arrestallamas, cambio de empacadura manhole. RECALIBRAR

Febrero-2002, cambio de manguera de drenaje, 214 10X5 DA 36'-2"-1/2 30'-0" 6'-0" 8499 1693 283 6806 - - 45'X36' C CORONA N / T MCG / SAAB SAAB 01/05/79 Febrero-2002, cambio de manguera de drenaje, reemplazo de planchas en el techo, tubo difusor RECALIBRAR

310 80X25 JET A-1 40'-9"-3/4 36'-0" 3'-0" 73562 7245 200 66317 - - 120'X39-11-3/4 C CORONA AB. N / T MCG / SAAB SAAB 04/07/88 RECALIBRAR

311 80X24 JET A-1 40'-9'-5/8 36'-0" 3'-0" 73603 7252 200 66351 - - 120'X39-11-1/2 C CORONA AB. N / T MCG / SAAB SAAB 04/07/88 RECALIBRAR

80X28 80X28 FCCF 51'-0" 43'-0" 3'-0" 71591 4842 1700 66749 3'-2" / 4'-8" - - F CORONA ARR. N / T SAAB SAAB 04/03/95 RECALIBRAR

80X29 80X29 FCCF 51'-0" 43'-0" 3'-0" 71647 4843 1700 66804 3'-2" / 4'-8" - - F CORONA ARR. N / T SAAB SAAB 04/03/95 RECALIBRAR

26115 26115 IFO 59'-3" 52'-0" 3'-0" 234653 12531 4531 222122 - - 180'X57'-7" C CORONA N / T MCG 01/06/87 RECALIBRAR

FALTA TABLA DE CALIBRACIÓN

TECHO: C conico, F flotante, D domo

LEYENDA:

ANEXO B

Diagrama Unifilar del Sistema Eléctrico de la Refinería Puerto La

Cruz

ANEXO C

Banco de Capacitores Fijos de la Empresa WEG

3

(1) Pueden ser suministrados en 50 Hz y outras tensiones (bajo consulta).(2) Los fusibles y cables de alimentación no son suministrados con la unidad capacitiva trifásica WEG.(3) Dimensionamiento de cables en función de In x 1,43 y temperatura ambiente media de 30ºC. Para temperatura superior y/o agrupamiento de cables agregar factores de corrección para temperatura.

Potencias UCW-T - 60Hz (1)

UNIDAD CAPACITIVA TRIFASICA – UCW-T

Tensión Potencia Capacitancia Corriente Fusible Cable Tamaño Massa (V) (μF) Codigo de nominal gL/gG (mm²)(2) (3) (Kg) (kvar) (Conexión Δ) encomienda (A) (A) (2)

220

0,50 9,1 x 3 UCW-T 0,50/2.6 1,3 2 1,5 4 0,5310,75 13,7 x 3 UCW-T 0,75/2.6 2,0 4 1,5 4 0,5331,00 18,3 x 3 UCW-T 1,00/2.6 2,6 4 1,5 4 0,5331,50 27,4 x 3 UCW-T 1,50/2.6 3,9 6 1,5 4 0,5262,00 36,6 x 3 UCW-T 2,00/2.6 5,2 10 1,5 4 0,5342,50 45,7 x 3 UCW-T 2,50/2.6 6,6 10 1,5 5 0,6853,00 54,8 x 3 UCW-T 3,00/2.6 7,9 16 1,5 5 0,688

5 91,4 x 3 UCW-T 5,0/2.6 13,1 25 2,5 6 1,3687,5 137,1 x 3 UCW-T 7,5/2.6 19,7 35 4,0 7 1,75010 182,8 x 3 UCW-T 10,0/2.6 26,2 50 6,0 7 1,715

380

0,50 3,1 x 3 UCW-T 0,50/3.6 0,8 2 1,5 4 0,5340,75 4,6 x 3 UCW-T 0,75/3.6 1,1 2 1,5 4 0,5351,00 6,1 x 3 UCW-T 1,00/3.6 1,5 4 1,5 4 0,5321,50 9,2 x 3 UCW-T 1,50/3.6 2,3 4 1,5 4 0,5272,00 12,3 x 3 UCW-T 2,00/3.6 3,0 6 1,5 4 0,5232,50 15,3 x 3 UCW-T 2,50/3.6 3,8 6 1,5 4 0,5253,00 18,4 x 3 UCW-T 3,00/3.6 4,6 10 1,5 4 0,5285,00 30,6 x 3 UCW-T 5,00/3.6 7,6 16 1,5 5 0,6797,5 45,9 x 3 UCW-T 7,5/3.6 11,4 20 2,5 6 1,37010 61,3 x 3 UCW-T 10,0/3.6 15,2 25 2,5 6 1,371

12,5 76,6 x 3 UCW-T 12,5/3.6 19,0 35 4,0 7 1,70515 91,9 x 3 UCW-T 15,0/3.6 22,8 35 6,0 7 1,750

440


12,5 57,1 x 3 UCW-T 12,5/4.6 16,4 35 4,0 7 1,69715 68,5 x 3 UCW-T 15,0/4.6 19,7 35 4,0 7 1,721

480


12,5 48,0 x 3 UCW-T 12,5/5.6 15,0 25 2,5 7 1,72815 57,6 x 3 UCW-T 15,0/5.6 18,0 35 4,0 7 1,705

ANEXO D

Hojas de Datos para Equipos UPS

REVISION FECHA

GUIA DE INGENIERIA

EQUIPO UPS AGO.930

PDVSA 90619.1.055

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REFERIRSE SIEMPRE A ESTE NUMERO

DIV. PROYECTO O/C.REQ SUP.REQUSICION

CUENTA MONEDA CODIGO VEN. FECHA O/C FLETE TC TP PD SUB. DIV. DEPT. ORIG.

HOJA DE DATOS PARA UPS

CARACTERISTICAS GENERALES* POTENCIA APARENTE DE SALIDA _________ KVA

40 MIN _____________ MIN

CARACTERISTICAS DE LA ALIMENTACION

ANEXO “A” (CONT.)

EN % CTE. PLENA CARGATIEMPO ESTABILIZ. ARRANQUE – PLENA CARGA (MAX)

* POTENCIA REAL DE SALIDA _______________ KW* FACTOR DE POTENCIA MINIMO A CARGA NOMINAL ________

EFICIENCIA A CARGA NOMINAL

NOMINAL _______________ %MINIMA _______________ %

MANTENIBILIDAD (TIEMPO MEDIO DE REPARACION –TMR–SI LOS REPUESTOS ESTAN EN SITIO

CONFIABILIDAD (TIEMPO MEDIO ENTRE FALLAS–TMEF)(INCLUYENDO EL SUMINISTRO EXTERNO AUXILIAR)

200.000 H _____________ H

ALIMENTACION PRINCIPAL(AL RECTIFICADOR / CARGADOR)

* TENSION NOMINAK (L–L) 480 V 208 V120 V ____ V

* TOLER. DE TENSION (%) +5–10 +6–13+10–15 ____

* NUMERO DE FASES 1 3 ____* FRECUENCIA NOMINAL 60 Hz 50 Hz ____Hz

TOLERANC. FRECUENC. 5% ___ %

CORRIENTE DEARRANQUE (MAXIMA)

25% ___ %

30e 15e ___ %

ALIMENTACION AUXILIAR (AL SET)* TENSION NOMINAL (L–L) 480 V 208 V

120 V ____ V* TOLERAN. DE TENSION (%) +5–10 +6–13

+10–15 ____ V* NUMERO DE FASES 1 3 ____* FRECUENCIA NOMINAL 60 Hz 50 Hz ____Hz

TOLERANC. FRECUENC. 5% ___ %

CARACTERISTICAS DE LA BATERIA

TIPO BATERIA PLOMO ____NIQUELCALCIO CADMIO ____

TENSION DE FLOTACION (V/CELDA)

(A) PARA PLOMO–ACIDO

(B) PARA NIQUEL–CADMIO2,25 2,20

1,42 1,40

_____

_____

NIVELACION/RECARGA

(A) PARA PLOMO ACIDO(B) PARA NIQUEL CADMIO

2,43 2,351,50 1,50

__________

TENSION (V/CELDA)

(A) PARA PLOMO ACIDO(B) PARA NIQUEL CADMIO

1,75 1,601,14 1,10

__________

TENSION FINAL (V/CELDA)

NOTA: LA TENSION FINAL SERA IGUAL AL VALOR INFERIORDE LA TENSION DE ALIMENTACION DEL INVERSOR SI ESTAES MAYOR QUE LA TENSION FINAL ESPECIFICADA.

CAPACIDAD DE ALMACENAJE DE ENERGIA

1,8 kS ____ kS0,9 kSNOTA:LA CAPACIDAD DE ALMACENAJE SE BASA EN:(A) ARRANQUE CON BATERIA A PLENA CARGA(B) CARGA NOMINAL A F.P. O 0,8(C) CONCLUYE A LA TENSION FINAL O AL VALOR MINIMO

DE TENSION INVERSOR SI ESTE ES MAYOR(D) TEMP. AMB. DE BATERIA 25 C ____ CTIEMPO DE RECARGA

28,8 kS ____ kS14,4 kSNOTA: EL TIEMPO DE RECARGA SE BASA EN:(A) ARRANQUE CON BATERIA DE TENSION FINAL O AL

VALOR MINIMO DE LA TENSION DE ALIMENTACIONDEL INVERSOR, SI ESTE ES MAYOR

(B) TENSION Y FRECUENCIA DE ALIMENTACION A VALORESNOMINALES

(C) CARGA AL 100% NOMINAL, BALANCEADA, F.P. 0,8(D) FINALIZA AL 95% DE LA TENSION DE BATERIA

TOTALMENTE CARGADA

25 C ____ C(E) TEMP. AMB. DE BATERIA

ENCERRADA EN BASTIDORESTIPO DE BASTIDOR

PREVISION DE SOPORTES DE BATERIA

NORMALIZ. SISMICA (ZONA ____)METODO EMBALAJE SECAS HUMEDAS(SI SON SECAS EL ELECTROLITO ES SUMINISTRADOJSEPARADAMENTE)

CARACTERISTICAS DE SALIDA (DEL INVERSOR)* TENSION NOMINAL (L–L) 480 V 208 V

120 V ___ V* NO. DE FASES* NUMERO DE HILOS

3 1 ____2 3 4

NEUTRO DEL SISTEMA A TIERRA FLOTANTENOTA: LA PUESTA A TIERRA DEL NEUTRO, SI ES ESPECIFICADA-

SE HARA POR TERCEROS C/TERMINALES TIPO COMPRESORES

SUMINISTRADAS POR LE FABRICANTE.

Hoja 1 de 2

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HOJA DE DATOS PARA UPS

CARACTERISTICAS DE SALIDA (CONT.)REGULACION DE TENSION (%)

ANEXO “A” (CONT.)

(A) PARA CARGA BALANCEADA(B) PARA DESBALANCE DE CARGA 20%

* (A) NIVEL LIMITE (PICO)DURACION LIMITE

–30% –25%0,5 s 0,1 s

Hoja 2 de 2

2% _____ %3% _____ %

GAMA DE AJUSTE PARA COMPENSACIONDE CAIDA DE TENSION EN ALIM. 5% _____ %

LIMITE DE BAJA TENSION (%BAJO VALOR NOMINAL(

___ % ___ s

* (B) NIVEL LIMITE (PICO)DURACION LIMITE

–100% –50%20 ms 10 ms

___ % ___ ms

* (C) NIVEL LIMITE (RMS)DURACION LIMITE

–25% –20%25 ms 16,7ms

___ % ___ ms

* LIMITE DE SOBRE TENSION(% SOBRE VALOR NOMINAL)NIVEL LIMITE +200% __ %DURACION LIMITE 20 ms ___ ms

+150%10 ms

CONDICIONES TRANSITORIAS(A) PERD. O RETOR. DE ALIMENT. 5%

8% __ % __ %(B) PASO DE 50% CARGA (ARRIBA O ABAJO) __ %(C) CONMUTACION NORMAL / DESVIO 10%

TIEMPO DE RESPUESTA DE RECUPERACION 100 msDE CARGA (POSTERIOR A LA TERMINACIONDE LA TRANSITORIA)

____ ms

CONTENIDO ARMONICOEN LA TENSION (RMS)

TODOS LOS ARMONICOS 5% __ %3%CUALQUIER ARMONICO 3% __ %2%* BANDA DE ARMONICOS(A) BANDA DE FRECUENCIA ________ Hz A _______Hz

(B) TODOS LOS ARMONICOS EN BANDA3% __ %2%

DESBALANCE DE LA TENSION DE FASE __ %2,5%EL DESBALANCE DE LA TENSION DE FASE (DTF) SE CALCULACOMO SIGUE (PARA SALIDA TRIFASICA)

DESPLAZAMIENTO ANGULAR (PARA SALIDA TRIFASICA)(A) P/CARGA BALANCEADA 120 1 120 __

(B) P/20% DE DESBAL. DE CARGA 120 3 120 __

* FRECUENCIA NOMINAL 60 Hz 50 Hz ___ HzREGULACION 0,1 Hz __ Hz

FRECUENCIA

SINCRONIZACION FIJA AJUSTABLELIMITE DE SINCRONIZACION 1,0 Hz __ Hz

1 Hz/s __ Hz/sTASA DE VARIACION (MAX)

CORRIENTESOBRE CARGA(PORCENTAJE DE LACORRIENTE NOMINAL)

125% 150% ___ %(POR 600 s) (POR 600 s) (POR ____s)

LIMITAC. DE CORRIENTE 200% 300% ___ %(POR 0,50 s) (POR 0,167 s) (POR ____s)PORCENTAJE DE LA

CORRIENTE NOMINAL

OPCIONES APLICABLES

* TABLEROS DE DISTRIBUCIONREQUERIDO NO REQUERIDO

DESCONEX. /PROTECC. DE SOBRE CORRIENTE DE LA BATERIAREQUERIDO NO REQUERIDOINTERRUPTOR DESCONEXION CON FUSIBLEMONTAJE EN PARED NO REQUERIDO

MEDICIONES ADICIONALESVATIMETRO DE ENTRADAVATIMETRO DE SALIDAINDICADOR DE TIEMPO TRANSCURRIDOAMPERIMETRO DE CC

(SALIDA DEL RECTIFICADOR / CARGADOR DE BATERIA)

ALARMAS ADICIONALESEXCESO DE CARGA DE BATERIA

FALLA DE CARGA

FALLA A TIERRA DE CCFALLA DE AIRE ACONDICIONADOFALLA DE VENTILAD. DE EXTRACC. DEL CUARTO BAT.

DISPOSITIVOS MISCELANEOS

BARRA MIMICACARGA AUTOMATICA DE NIVELACION DE BATERIAREGISTRO DE ESTADO Y TABLERO ALARMA REMOTOSSUPRESOR DE INTERFERENCIA ELECTROMAGNETICAAPAGADO POR ALTA TENSION DE CC

APAGADO POR BAJA TENSION DE BATERIA

PRUEBAS DE FABRICA

REQUERIDAS NO REQUERIDASPRUEBAS TESTIFICADASREQUERIDAS NO REQUERIDASPRUEBAS D/DEMOSTRAC.

MISCELANEOS

UNIDADES DE MEDIDA

INGLESAS METRICASLEYENDA

NF – NORMAS DE FABRICANTE NA – NO APLICA

ANEXO E

Tablas de Ampacidades Admisibles para Conductores según el

Código Eléctrico Nacional (C.E.N.)

FONDONORMA 200

CÓDIGO ELÉCTRICO NACIONAL 2002

132

Tabla 310.17 Ampacidades Admisibles de los Conductores Sencillos Aislados para Tensiones Nominales de 0 a 2000 Voltios al Aire Libre, Basadas en Una Temperatura Ambiente de 30° C (86° F).

Régimen de Temperatura del Conductor (véase la Tabla 310.13) 60° C

(140° F) 75º C

(167°F) 90º C

(194°F) 60° C

(140°F) 75° C

(167°F) 90° C

(194°F) TIPOS TIPOS

TW*, UF*

FEPW*, RH*, RHW*,

THHW*, THW*,

THWN*, XHHW*, ZW*

TBS, SA, SIS, FEP*, FEPB*, MI, RHH*, RHW-2, THHN*,

THHW*, THW-2*, THWN-2*, USE-2,

XHH, XHHW*, XHHW-2,

ZW-2

TW*, UF* RH*, RHW*, THHW*, THW*,

THWN*, XHHW*

TBS, SA, SIS, THHN*, THHW*, THW-2, THWN-2,

RHH*, RHW-2, USE-2, XHH,

XHHW, XHHW-2, ZW-2

Calibre del

Conductor AWG / kcmil

Cobre

Aluminio o Aluminio Recubierto de Cobre

Calibre

del Conductor

AWG / kcmil

18 16 14* 12* 10* 8

....

.... 25 30 40 60

....

.... 30 35 50 70

18 24 35 40 55 80

....

....

.... 25 35 45

....

....

.... 30 40 55

....

....

.... 35 40 60

6 4 3 2 1

80 105 120 140 165

95 125 145 170 195

105 140 165 190 220

60 80 95 110 130

75 100 115 135 155

80 110 130 150 175

....

....

.... 12* 10* 8 6 4 3 2 1

1/0 2/0 3/0 4/0

195 225 260 300

230 265 310 360

260 300 350 405

150 175 200 235

180 210 240 280

205 235 275 315

1/0 2/0 3/0 4/0

250 300 350 400 500

340 375 420 455 515

405 445 505 545 620

455 505 570 615 700

265 290 330 355 405

315 4350 395 425 485

355 395 445 480 545

250 300 350 400 500

600 700 750 800 900

575 630 655 680 730

690 755 785 815 870

780 855 885 920 985

455 500 515 535 580

540 595 620 645 700

615 675 700 725 785

600 700 750 800 900

1000 1250 1500 1750 2000

780 890 980

1070 1155

935 1065 1175 1280 1385

1055 1200 1325 1445 1560

625 710 795 875 960

750 855 950

1050 1150

845 960 1075 1185 1335

1000 1250 1500 1750 2000

FACTORES DE CORRECCION Temperatura Ambiente

(°C)

Para Temperaturas Ambientes Distintas de 30° C, se Multiplican las Ampacidades Anteriores

por los Factores Apropiados Siguientes:

Temperatura Ambiente

(°F) 21-25 26-30 31-35 36-40 41-45 46-50 51-55 56-60 61-70 71-80

1,08 1,00 0,91 0,82 0,71 0,58 0,41 .... .... .....

1,05 1,00 0,94 0,88 0,82 0,75 0,67 0,58 0,33 ....

1,04 1,00 0,96 0,91 0,87 0,82 0,76 0,71 0,58 0,41

1,08 1,00 0,91 0,82 0,71 0,58 0,41 .... .... ....

1,05 1,00 0,94 0,88 0,82 0,75 0,67 0,58 0,33 ....

1,04 1,00 0,96 0,91 0,87 0,82 0,76 0,71 0,58 0,41

70-77 78-86 87-95 96-104 105-113 114-122 123-131 132-140 141-158 159-176

FONDONORMA 200

CÓDIGO ELÉCTRICO NACIONAL 2002

151

Tabla 310.81 Ampacidades de Conductores de Cobre Sencillos Aislados, Enterrados Directamente, Basadas en Temperatura de la Tierra de 20°C (68°F) , Montaje de los Conductores Eléctricos según la Figura 310.60, Factor de Carga 100%, Resistencia Térmica (rho ó ) de 90, Temperaturas de los Conductores de 90°C (194°F) ó 105°C (221°F) .

Régimen de Temperatura del Conductor (véase Tabla 310.61)

Ampacidad 2001 - 5000 Voltios.

Ampacidad 5001 - 35000 Voltios.

90°C (194°F)

105°C (221°F)

90°C (194°F)

105°C (221°F)

Calibre del Conductor

(AWG / kcmil) TIPO MV-90 TIPO MV-105 TIPO MV-90 TIPO MV-105 Un circuito, tres conductores (véase la figura 310.60; detalle 9)

8 6 4 2 1

1/0 2/0 3/0 4/0 250 350 500 750 1000

110 140 180 230 260 295 335 385 435 470 570 690 845 980

115 150 195 250 280 320 365 415 465 510 615 745 910 1055

--- 130 170 210 240 275 310 355 405 440 535 650 805 930

--- 140 180 225 260 295 335 380 435 475 575 700 865 1005

Dos circuitos, seis conductores (véase la figura 310.60; detalle 10) 8 6 4 2 1

1/0 2/0 3/0 4/0 250 350 500 750 1000

100 130 165 215 240 275 310 355 400 435 520 630 775 890

110 140 180 230 260 295 335 380 430 470 560 680 835 960

--- 120 160 195 225 255 290 330 375 410 495 600 740 855

--- 130 170 210 240 275 315 355 405 440 530 645 795 920

. . .. .

ANEXO F

Diagrama Unifilar Propuesto del Sistema Eléctrico de la

Telemedición de los Tanques de Almacenaje de la Refinería Puerto

La Cruz

G6 Xd" = 10,6 %

Xd" = 26 %

Xd" = 10,6 % S = 18,47 MVA

S = 24,44 MVA S = 24,44 MVA

2000 A 1A 1B 14B2000 A

17A

2000 A

1200 A1200 A

400 A10 seg400 A

10 Seg

14A

4B5B6B7B8B9B10B16B16A

13,8 KV9A8A7A6A5A4A

1200

A

1200

A

1200

A

1200

A

1200

A

1200

A

1200

A

1200

A

1200

A

1200

A

1200

A

1200

A

1200

A

1200

A

1200

A

1200

A

1200

A

CIR

CU

ITO

3B

CIR

CU

ITO

4B

CIR

CU

ITO

5B

CIR

CU

ITO

6B

CIR

CU

ITO

7B

CIR

CU

ITO

8B

CIR

CU

ITO

9B

CIR

CU

ITO

10B

CIR

CU

ITO

16B

CIR

CU

ITO

16A

CIR

CU

ITO

10A

CIR

CU

ITO

9A

CIR

CU

ITO

8A

CIR

CU

ITO

7A

CIR

CU

ITO

6A

CIR

CU

ITO

5A

CIR

CU

ITO

4A

CIR

CU

ITO

3A

1200

A

10A

13,8 KV, 2000 A3 PH, 60 Hz, 750 MVA, SYM

G8G7

Mezcladores y Bombas

M1 M2

Banco de Transformadores MonofásicosSumergidos en Líquido Aislante

300 KVA / 60 Hz13.800 / 480 / 240 VConexión Delta-Delta

Barra 480 V

Seccionadores con Fusible440 V600 A

3 Polos

Transformador AuxiliarTipo Seco y de Aislamiento

5 KVA / 60 Hz 480 / 208 V

Unidad 4. Tablero Eléctrico VM-4

OcupadoOcupado

ReservaReserva

ReservaReservaReserva

TK-80X14 TK-80X13

TK-35X2

TK-56X11TK-35X3

TK-80X23TK-80X21TK-80X19TK-80X8TK-80X9TK-80X5TK-80X2TK-80X3

TK-80X22TK-80X20TK-80X18

TK-80X7

TK-80X10TK-80X6TK-80X4

TK-10X5

TK-80X1TK-140X1

TK-80X12

TK-80X16TK-80X17

TK-80X15TK-35X5TK-35X4

3X15 A

Cu # 4 AWG THHN

1X15 A 1X15 A

3A 3BBarra A Barra B

3X150 A

3X15 A

CCM-1 480 V

DC

RectificadorCargador de Batería

Inversor

Batería

2P

Alarma

Cu # 10 AWG THW

Cu # 10 AWG THW

3P

NC NA NC

3X20 A

ConmutadorEstático del

Inversor

ConmutadorEstático del

Bypass

SW2

SW1

Conmutador de la Batería

Interruptorde Entrada

Enlace deSincronización

Unidad 1. UPS

Unidad 2. Batería

Unidad 3. ConmutadorBypass de Mantenimiento

Hacia Bypass yFuente AC

Interruptorde Salida

3X15 A

Cu # 10 AWG THW

3 Cortacorrientes de 15 KVcon Fusible de 20 A

Cu # 10 AWG THW

Banco de Capacitores FijosConectados en Delta

VN = 480 VF = 60 Hz

QC = 1,5 Kvar

Cu # 350 kcmil

Cu # 2 AWG

METADATOS PARA TRABAJOS DE GRADO, TESIS Y ASCENSO

TÍTULO


TELEMEDICIÓN DE LOS TANQUES DE ALMACENAJE DE

LA REFINERÍA PUERTO LA CRUZ

SUBTÍTULO

AUTOR (ES):

APELLIDOS Y NOMBRES CÓDIGO CVLAC / E-MAIL

VILLALONGA JIMÉNEZ RICARDO

JOSÉ

CVLAC: V-19.722.825

E-MAIL: [email protected]

CVLAC:

E-MAIL:

CVLAC:

E-MAIL:

CVLAC:

E-MAIL:

PALABRAS O FRASES CLAVE:

TANKRADAR®

REX

SISTEMA ELÉCTRICO

TELEMEDICIÓN

TANQUES DE ALMACENAJE

CALIDAD DE ENERGÍA

BANCO DE CAPACITORES

SISTEMA DE POTENCIA ININTERRUMPIDA (UPS)


ÁREA SUBÁREA

INGENIERÍA Y CIENCIAS

APLICADAS

INGENIERÍA ELÉCTRICA

RESUMEN (ABSTRACT):

En el presente trabajo de grado, se realizó una minuciosa evaluación del sistema


Cruz. Primeramente, se describió el sistema eléctrico de la refinería y los distintos

circuitos que la conforman, hasta llegar al circuito que alimenta a la telemetría de los

tanques, esto con la finalidad de conocer las características técnicas de los equipos

asociados y la operatividad del sistema. Asimismo, a partir de mediciones e

inspecciones de campo se identificaron las condiciones actuales de dicho sistema, los

registros arrojados por el Megger PA-9 Plus permitieron analizar los parámetros de

calidad de energía, los cuales a su vez contribuyeron para determinar las causas que

perturban el suministro eléctrico. Por último, se propuso mejoras al sistema eléctrico

de la telemedición de manera de asegurar la confiabilidad, continuidad y estabilidad

del sistema. Entre las alternativas propuestas se encuentran la incorporación de

dispositivos automáticos de protección, bancos de capacitores y sistemas de respaldo

como son los UPS (Sistemas de Potencia Ininterrumpida).


CONTRIBUIDORES:

APELLIDOS Y NOMBRES ROL / CÓDIGO CVLAC / E-MAIL

BERMÚDEZ, MELQUÍADES

ROL CA AS TU JU

CVLAC V-3.486.726

E-MAIL [email protected]


PEÑA, JOSÉ BERNARDO

ROL CA AS TU JU

CVLAC V-8.021.584


E-MAIL

MÉNDEZ, ADRIANA

ROL CA AS TU JU

CVLAC V-16.064.183


E-MAIL

FLORES, OMAR

ROL CA AS TU JU

CVLAC V-6.380.711


E-MAIL

FECHA DE DISCUSIÓN Y APROBACIÓN:

2013

AÑO

04

MES

10

DÍA

LENGUAJE: SPA


ARCHIVO (S):

NOMBRE DE ARCHIVO TIPO MIME

TESIS.RICARDO.VILLALONGA.DOC APPLICATION/MSWORD

TESIS.RICARDO.VILLALONGA.PDF APPLICATION/PDF

CARACTERES EN LOS NOMBRES DE LOS ARCHIVOS: A B C D E F G H I

J K L M N O P Q R S T U V W X Y Z. a b c d e f g h i j k l m n o p q r s t u v w x y

z. 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9.

ALCANCE

ESPACIAL: REFINERÍA PUERTO LA CRUZ (OPCIONAL)

TEMPORAL: SEIS MESES (OPCIONAL)

TÍTULO O GRADO ASOCIADO CON EL TRABAJO:

INGENIERO ELECTRICISTA

NIVEL ASOCIADO CON EL TRABAJO:

PREGRADO

ÁREA DE ESTUDIO:


INSTITUCIÓN:

UNIVERSIDAD DE ORIENTE / NÚCLEO DE ANZOÁTEGUI

ING. MELQUÍADES BERMÚDEZ ING. JOSÉ PEÑA ING. ADRIANA MÉNDEZ


DERECHOS

De acuerdo al artículo 41 del reglamento de trabajos de grado:

“Los trabajos de grado son exclusiva propiedad de la Universidad de Oriente y sólo

podrán ser utilizados a otros fines con el consentimiento del Consejo de Núcleo

respectivo, quien deberá participarlo previamente al Consejo Universitario, para su

autorización”.

_______________________

RICARDO JOSÉ VILLALONGA JIMÉNEZ

AUTOR

____________________ ____________________ ____________________

TUTOR JURADO JURADO

______________________

ING. ADRIANA MÉNDEZ

POR LA SUBCOMISIÓN DE TRABAJO DE GRADO

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