Download Archivo 1

UNIVERSIDAD DE LOS ANDES
FACULTAD DE INGENIERÍA
ESCUELA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
EVALUACIÓN DE LAS CONEXIONES DE LOS TRANSFORMADORES
DE POTENCIAL PARA MEDICIÓN, CONTROL Y PROTECCIÓN DE
LAS SUBESTACIONES DE LA PLANTA OLEFINAS II
Br. Rubén D. Venegas R.
Mérida, Junio, 2007
UNIVERSIDAD DE LOS ANDES
FACULTAD DE INGENIERÍA
ESCUELA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
DEPARTAMENTO DE POTENCIA
EVALUACIÓN DE LAS CONEXIONES DE LOS TRANSFORMADORES
DE POTENCIAL PARA MEDICIÓN, CONTROL Y PROTECCIÓN DE
LAS SUBESTACIONES DE LA PLANTA OLEFINAS II
Trabajo presentado como requisito parcial para optar al título de Ingeniero
Electricista
Br. Rubén D. Venegas R.
Tutor : Prof. Marisol Dávila
Mérida, Junio, 2007
iii
DEDICATORIA
_ Al señor nuestro Dios por haberme dado la vida, la salud y las fuerzas necesarias.
_ A mis padres Rosa Julia Ramírez y José Silvio Venegas por ser lo que soy y lo que
tengo, gracias por el apoyo brindado incondicionalmente, gracias por todos los
valores que me han enseñado para seguir adelante,……..muchas gracias mis viejos.
_ A mis hermanos Silvio Venegas, Janeth Venegas y Alba Venegas por el apoyo
brindado gracias por su colaboración y su continua motivación.
_ A mis tíos y primos por su apoyo muchas gracias.
_ A mis sobrinas y sobrino permítanme servir de ejemplo para los sueños y metas que
se tracen en sus vidas, la perseverancia premia con el éxito.
_ A todos mis amigos por su amistad brindada y su apoyo, a todos muchas gracias.
iv
RECONOCIMIENTO
A la ilustre Universidad de Los Andes,
gran casa de estudio de Venezuela,
especialmente a todos aquellos que integran la Escuela de Ingeniería Eléctrica por su
valioso aporte en mi formación profesional.
A Pequiven, la industria petroquímica de Venezuela; por haberme permitido realizar
mi trabajo de grado en esta prestigiosa empresa. A todos las personas que realizan sus
trabajos en el departamento técnico de electricidad de la empresa. Especialmente a
los señores: Ing. Jorge Cahuao tutor industrial y a los ingenieros Manuel Abraham y
Joel González por su gran colaboración.
A todo el personal que opera en el área de mantenimiento eléctrico de la planta
Olefinas II a los señores: Alexander Peña, Alexander Prieto, Alexander Ordóñez,
Ney Albornoz; Arturo Colman y el
Ing Néstor Pérez
por toda la ayuda y
colaboración prestada y por ofrecerme sus conocimientos y responderme numerosas
consultas.
A la profesora Marisol Dávila, mi tutor académico por la dedicación y ayuda en este
proyecto.
v
ÍNDICE GENERAL
Página
APROBACIÓN……………………………………………………………………
ii
DEDICATORIA…………………………………………………………………...
iii
RECONOCIMIENTO……………………………………………………………..
iv
ÍNDICE GENERAL……………………………………………………………….
v
ÍNDICE DE FIGURAS Y TABLA………………………………………………
ix
RESUMEN………………………………………………………………………...
xii
INTRODUCCIÓN…………………………………………………………………
xiii
CAPÍTULO I
1
DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA……………………………………………...
1
1.1 JUSTIFICACIÓN…...…………………………………………………………
1
1.2 OBJETIVOS……………………………………………………………...……
1
1.2.1 Generales……………………………………………………...........
1
1.2.2 Específicos……………………………………………………........
2
1.3 METODOLOGÍA……………………………………………………………...
2
1.4 DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA…………………………………………..
2
1.5 ORGANIZACIÓN…………………………………………………………….. 7
1.6 PLANTAS OLEFINAS………………………………………………………..
9
1.7 PLANTA OLEFINAS II……………………………………............................. 9
CAPÍTULO II
10
MARCO TEÓRICO……………………………………………………………….
10
2.1 TRANSFORMADORES DE POTENCIAL…………………………………... 10
2.2 CIRCUITO EQUIVALENTE DE UN TRANSFORMADOR DE VOLTAJE
ELECTROMAGNÉTICO…………………………………………………………. 13
2.3 NORMA IEC 60186- 60044 PARA LA ESPECIFICACIÓN DE UN
TRANSFORMADOR……………………………………………………………... 15
2.4 CLASE DE PRECISIÓN PARA TRANSFORMADORES DE VOLTAJE
PARA MEDICIÓN……………………………………………………………….
15
vi
2.5 CLASE DE PRECISIÓN PARA TRANSFORMADORES DE VOLTAJE
PARA PROTECCIÓN……….................................................................................. 16
2.6 EL FACTOR DE TENSIÓN NOMINAL……………………………………... 17
2.7 VOLTAJES PRIMARIOS NORMALIZADOS……………………………….
19
2.8 VOLTAJES SECUNDARIOS NORMALIZADOS…………………………... 19
2.9 NIVEL DE AISLAMIENTO NOMINAL……………………………………..
19
2.10 FUSIBLES……………………………………………………………………
20
2.10.1 Fusibles del primario………………………………………………….
21
2.10.2 Fusibles del secundario……………………………………………….
21
2.11 TIPO DE CONEXIONES DE LOS TRANSFORMADORES DE
POTENCIAL………………………………………………………………………. 22
2.12 LA FERRORRESONANCIA………………………………………………... 25
2.13 IDENTIFICAR LA FERRORRESONANCIA………………………………. 25
2.14 CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO……………………………………..
26
2.15 FUENTES DE CORTOCIRCUITOS………………………………………...
27
2.15.1 Los Generadores sincrónicos………………………………………....
28
2.15.2 Los motores sincrónicos y condensadores sincrónicos………………
28
2.15.3 Motores de inducción………………………………………………...
28
2.15.4 Fuente de potencia……………………………………………………
29
2.16 TIPOS DE FALLAS………………………………………………………….
30
2.16.1 Fallas simétricas……………………………………………………..
30
2.16.2 Fallas asimétricas…………………………………………………….
31
2.17 SISTEMA ELÉCTRICO PLANTA OLEFINAS II………………………….. 32
2.18 DESCRIPCIÓN TÉCNICA GENERAL
DE LAS SUBESTACIONES
PRINCIPAL 34.5/4.16KV Y ÁREA DE TANQUES…………………………….
32
2.18.1 Características técnicas de las subestaciones………………………
35
2.18.1.1 Entradas……………………………………………………..
35
2.18.1.2 Enlace……………………………………………………….
36
2.18.1.3 Salidas………………………………………………………
36
vii
2.18.1.4 Medición…………………………………………………….
37
2.18.1.5 Transferencia automática……………………………………
37
2.18.2 Enclavamiento……………………………………………………………...
38
2.18.2.1 Enclavamiento eléctrico…………………………………………
38
2.18.2.2 Enclavamiento mecánico………………………………………..
39
2.18.3 Accionamiento a manivela………………………………………………...
39
CAPÍTULO III
42
DESCRIPCIÓN ANALISIS DEL SISTEMA……………….……………………
42
3.1 ANÁLISIS DEL SISTEMA DE POTENCIA ………………………………...
42
3.1.1 Descripción de la falla ………………………………………………
42
3.2 ACCIONES EMPRENDIDAS POR LA EMPRESA…………………………. 43
3.3 POSIBLES CAUSAS DE LA FUSIÓN DE LOS FUSIBLES DEL
PRIMARIO DE LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIAL EN EL
MOMENTO DEL EVENTO………………………………………………………
44
3.3.1 Circulación de la corriente por el neutro……………………….........
44
3.3.2 Efecto de ferrorresonancia…………………………………………...
45
3.3.3 Apertura en uno ó varios puntos del sistema de puesta atierra de la
subestación.………………………………………………………………..
49
3.3.4 Incorrecta coordinación del relé de falla a tierra con el Fusible de
protección de los transformadores de potencial……………........................ 52
3.4 ESQUEMAS DE CONTROL DE LOS SUBESTACIONES ISBL Y OSBL… 55
3.5 CONTROL ENCARGADO DE LA TRANSFERENCIA AUTOMÁTICA
EN LAS DOS SUBESTACIONES……………………………………………
56
CAPÍTULO IV
57
SOLUCIONES PLANTEADAS…………………………………………………..
57
4.1 ESTUDIO DE LAS CONEXIONES DE LOS TRANSFORMADORES DE
POTENCIAL………………………………………………………………………
57
4.1.1 Conexión estrella – estrella………………………………………….
57
viii
4.1.1.1 Efecto de la corriente de excitación en la conexión estrella –
estrella……………………………………………………….
58
4.1.1.2 Neutro del primario aislado………………………………...
58
4.1.1.3 Ventajas de la conexión estrella- estrella……………….......
61
4.1.1.4 Desventajas de la conexión estrella- estrella……………….
62
4.1.1.5 Factor de corrección del voltaje de la conexión estrella –
estrella……………………………………………………...
62
4.1.2 Conexión delta – delta………………………………………………………
64
4.1.2.1 Ventajas…………………………………………………….
65
4.1.2.2 Desventajas…………………………………………………
66
4.1.2.3 Factor de corrección del voltaje de la conexión delta – delta
66
4.1.3 Conexión delta abierta o conexión en V……………………………………
67
4.1.3.1 Conexión delta abierta o conexión en “V”: Ventajas y
desventajas………………………………………………...
4.1.3.2 Factor de corrección del voltaje
de la conexión delta
abierta………………………………………………………
4.2
POSIBLES
CAMBIOS
DE
LOS
72
DIFERENTES
72
ELEMENTOS
CONECTADOS A LOS TRANSFORMADORES…………………….…
77
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES…………………………………..
82
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS………………………………… …………
84
ANEXOS A……………………………………………………………………......
85
ix
ÍNDICE DE FIGURAS Y TABLAS
Página
Figura 1.1 Esquema de la cadena productiva de Pequiven………………………
5
Figura 1.2 Cadena petroquímica del gas metano………………………………....
5
Figura 1.3 Cadena petroquímica de los líquidos del gas natural………………….
6
Figura 1.4 Cadena petroquímica de los aromáticos de corrientes de refinación….
6
Figura 1.5 Organigrama de la empresa…………….……………………………..
8
Figura 2.1 Transformadores de potencial de interiores…………………...............
12
Figura 2.2 Transformadores de potencial de exteriores…………………………..
12
Figura 2.3 Circuito equivalente de un transformador de potencial…………….....
13
Figura 2.4 Diagrama fasorial……………………………………………………..
14
Figura 2.5 Conexión estrella-estrella de los transformadores de voltaje…………
22
Figura 2.6 Conexión delta-delta de los transformadores de voltaje………………
22
Figura 2.7 Conexión delta abierta o conexión en “V”……………………………
23
Figura 2.8 Estrella-delta interrumpida………………………………………........
23
Figura 2.9 Conexión de transformadores para alimentación de relés tanto de fase
como relés de tierra…………………………………………………….
24
Figura 2.10 Corriente de cortocircuito de un motor de inducción………………...
29
Figura 2.11 Tipos de fallas………………………………………………………...
30
Figura 2.12 Falla trifásica………………………………………………………...
30
Figura 2.13 Falla de línea a tierra………………………………………………...
31
Figura 2.14 Falla de línea a línea…………………………………………………
31
Figura 2.15 Falla de línea línea a tierra…………………………………………...
32
Figura 2.16 Tablero 16-ET-101………………………………………..................
40
Figura 2.17 Tablero 16-ET-201………………………………………..................
41
Figura 3.1 Diagrama unificar de la subestación ISBL y OSBL………................
43
Figura 3.2 Diagrama de secuencia cero………………………………………….
46
Figura 3.2.1 Diagrama trifilar de una porción del sistema. Barra A 16-EA-101 y
Barra A 16-EA-201…………………………………………………
47
x
Figura 3.3 Efecto de una falla monofásica a tierra a los transformadores de
potencial……………………………………………………………….
48
Figura 3.4 Retorno de la corriente de falla por el suelo………………………….
50
Figura 3.5 Curva tiempo corriente fusible EJ-1 0.5A…………………………….
53
Figura 3.6 Curva tiempo corriente relé de falla a tierra………………………….
54
Figura 4.1.a Voltajes del primario………………………………………………
57
Figura 4.1.b Voltajes del secundario……………………………………………
57
Figura 4.2.a Corrientes del primario……………………………………………..
57
Figura 4.2.b Corrientes del primario……………………………………………..
57
Figura 4.3 Conexión de los transformadores de potencial en estrella – estrella con
el neutro aislado………………………………………………..............
59
Figura 4.4 Diagrama fasorial de las tensiones de los transformadores de potencial
en estrella – estrella con el neutro aislado………………….................. 59
Figura 4.5 Conexión de una carga desbalanceada en una conexión estrella –
estrella………………………………………………………………...
61
Figura 4.6 Desbalance de los voltajes de fase cuando existe una carga
monofásica…………………………………………………………
61
Figura 4.7 Transformador en conexión estrella con carga………………………
63
Figura 4.8 Circuito equivalente de la conexión en estrella……………………....
63
Figura 4.9 Conexión delta-delta………………………………………………….
64
Figura 4.10 Corrientes de los transformadores en la conexión delta-delta……...
64
Figura 4.11 Diagrama fasorial de voltajes para una conexión delta-delta en
condiciones de equilibrio…………………………………………...
64
Figura 4.12 transformador en conexión delta-delta con carga…………………..
66
Figura 4.13 circuito equivalente de la conexión en delta………………………...
67
Figura 4.14 Conexión en V o delta abierta………………………………………
68
Figura 4.15 Diagrama vectorial de tensiones de una conexión delta abierta o
conexión “V”………………………………………………………………………
68
Figura 4.16 Conexión delta de tres transformadores monofásicos……………….
70
Figura 4.17 Conexión en delta abierta o en “V” de tres transformadores
xi
monofásicos………………………………………………………………………... 70
Figura 4.18 Diagrama fasorial de corrientes para una conexión delta-delta en
condiciones de equilibrio…………………………………………...
71
Figura 4.19 Posición de las corrientes en la conexión “V”………………………
72
Figura 4.20 Transformador en conexión delta abierta con carga………………....
73
Tabla 2.1 Limites de error para transformadores de voltaje para medición………
16
Tabla 2.2 Limites de error para transformadores de voltaje para protecciones…..
16
Tabla 2.3 Factor de tensión nominal……………………………………………...
18
Tabla 2.4 Niveles de aislamiento…………………………………………………
20
Tabla 2.5 Dimensiones de las celdas de las subestaciones principal y área de
tanques…………………………………………………………………..
Tabla 4.1 Factores de corrección para los diferentes conexiones de los
33
transformadores de potencial…………………………………………
76
xii
RESUMEN
EVALUACIÓN DE LAS CONEXIONES DE LOS TRANSFORMADORES DE
POTENCIAL PARA MEDICIÓN, CONTROL Y PROTECCIÓN DE LAS
SUBESTACIONES DE LA PLANTA OLEFINAS II
Br. Rubén D. Venegas R.
Tutor: Prof. Marisol Dávila
El presente estudio tiene como objetivo la evaluación de las conexiones de los
transformadores de potencial (TP) para medición, control y protección de las
subestaciones de la planta olefinas II, dado que recientemente la planta salió de
operación debido a que una falla de línea a tierra ocasionó la inadecuada operación de
los equipos de protección alimentados por los TP. En este trabajo se plantea la
revisión detallada de todo el sistema eléctrico de las subestaciones a través del
análisis de los planos unifilares, los diagramas de control y los datos de los equipos
que se encuentran allí instalados. Una vez conocidas las condiciones de operación
del sistema se procede a estudiar las posibles causas que produjeron la inadecuada
fusión de los fusibles ubicados en el lado primario de los TP. De acuerdo al análisis
se encontró que al ocurrir la falla a tierra la corriente encontró un camino de retorno
por el neutro de los TP conectados en estrella solidamente puestos a tierra lo que
produjo el disparo de los fusibles, ocasionando que los relés de subtensión
alimentados por esos TP operaran inadecuadamente. Para solucionar este problema
aquí se plantea el cambio de la conexión de los transformadores de potencial para
evitar la circulación de la corriente de secuencia cero. Por lo antes mencionado se
debe hacer el cambio de la conexión estrella – estrella a la conexión delta abierta.
Para proponer el cambio de la conexión de los transformadores de potencial, primero
fue necesario comprobar que dicho cambio no afectara la operación de los diferentes
elementos conectados al secundario de los TP y en caso de que este ocurra se realizan
las recomendaciones adecuadas.
Palabras Claves: Transformadores de Potencial, Cortocircuito.
xiii
INTRODUCCIÓN
El complejo petroquímico el Tablazo, es uno de los tres complejos
que
existen actualmente en Venezuela conformado la industria petroquímica de
Venezuela (Pequiven), empresa que se encarga de transformar los hidrocarburos
provenientes del gas natural, de corrientes de refinación del petróleo y de algunos
minerales no metales, en materias primas precursoras de múltiples cadenas
productivas, que permiten la elaboración de un sin número de artículos en todas las
áreas de la actividad económica.
En el complejo petroquímico el tablazo se encuentra en operación la planta Olefinas
II, la planta presenta un sistema de distribución de energía eléctrica para la operación
de los equipos eléctricos instalados. La distribución se realiza a través de dos
subestaciones, la subestación principal y la subestación área de tanques. Este sistema
es primordial para que exista una producción continúa de la planta por lo que se
precisa un buen funcionamiento de todos los elementos eléctricos que conforman el
sistema.
En octubre del 2005 ocurrió una inesperada falla en el sistema eléctrico que saca de
operación una parte del mismo lo que afectó la producción de la planta. La falla
produjo que el control de la subestación se perdiera debido a una inesperada
operación de los fusibles que protegen a los transformadores de potencial que se
encuentran instalados en las subestaciones. Debido a la pérdida de la señal de control
no se produjo la transferencia automática lo que causó la desconexión de carga del
sistema.
Por lo antes mencionado aquí se plantea realizar un estudio de las posibles causas
que produjeron la fusión de los fusibles, así como también proporcionar las posibles
soluciones para evitar que el evento se vuelva a presentar.
El presente estudio se dividió en cinco capítulos para la fácil comprensión de las
actividades llevadas a cabo.
xiv
En el capítulo I se describen los objetivos del presente trabajo, se hace una breve
descripción de la empresa y se hace una descripción detallada de la falla.
En el capítulo II se exponen los fundamentos teóricos sobre el tema, haciendo
especial énfasis en los transformadores de potencial, también se hace una descripción
detallada de las subestaciones eléctricas de la planta Olefinas II.
En el capítulo III se analiza las causas de la fusión de los fusibles y se mencionan las
posibles soluciones para evitar el mismo. Se hace un estudio del diagrama de control.
En el capítulo IV se estudian las conexiones de los transformadores potencial, se da
la solución a la que se llega para evitar la fusión de los fusibles y los posibles cambios
en las conexiones de los diferentes elementos conectados en los secundarios de los
transformadores de potencial.
Finalmente, se presentan las conclusiones y recomendaciones.
CAPÍTULO I
JUSTIFICACIÓN Y DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA
1.1 JUSTIFICACIÓN
El pasado 05 de octubre de 2005 ocurrió una inesperada desenergización de
las barras de 4.16 kV de las subestaciones de la planta Olefinas II, causada por la
incorrecta operación del sistema de transferencia automática, en donde se afectó
negativamente la producción tanto de está planta como la planta de cloro soda.
Esta contingencia se debió principalmente a que durante la falla una porción de la
corriente de falla retorno a través de la puesta a tierra del cierre de la estrella de los
transformadores de potencial y ocasionó la operación de los fusibles primarios de los
mismos, al actuar estos fusibles los relés de baja tensión que inician la transferencia
de ambas secciones de barra operaron impidiendo la actuación de la transferencia
automática de la subestación (OSBL).
Por las razones antes expuestas en este trabajo se plantea hacer una revisión
exhaustiva de los equipos de medición especialmente los transformadores de
potencial, de manera de determinar es estado de dichos equipos, sus conexiones, su
funcionamiento ante cualquier tipo de falla y así poder dar las recomendaciones que
sean necesarias para que estos sigan en funcionamiento o sugerir el reemplazo de los
mismos.
1.2 OBJETIVOS
1.2.1
Generales
1.2.1.1
Realizar los estudios necesarios que permitan evaluar las
conexiones de los transformadores de potencial para medición.
1
2
1.2.1.2
Control y protección existentes en las subestaciones de la
planta Olefinas II, el tablazo.
1.2.2
Específicos
1.2.2.1
Estudiar y entender el funcionamiento de los transformadores
de medida.
1.2.2.2
Verificar la instalación de los transformadores de potencial
existentes en las subestaciones de la planta de Olefinas II.
1.2.2.3
1.3
Plantear soluciones e implantar mejoras.
METODOLOGÍA
El trabajo se inició con la recolección de información acerca del tema de estudio
en materia de los transformadores de potencial y del sistema eléctrico de las
subestaciones los planos unificares, los diagramas de control y los datos de los
equipos que se encuentran en las subestaciones.
Una vez conocido el sistema se procedió a estudiar las posibles causas de la falla y
recomendar la solución para evitarla.
Realización de las modificaciones en el sistema de medición y control para adaptarlo
a la solución recomendada.
1.4
DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA
La industria química y petroquímica es aquella cuya función principal es la de
procesar y transformar materias primas provenientes de los hidrocarburos, y otras
3
tantas materias como el agua salada, aire, ciertos metales y minerales no metálicos, a
fin de convertir a éstas, en productos químicos para el consumo final, o en otras
materias primas (productos químicos intermedios), que son precursoras de múltiples
cadenas productivas, y cuyos productos son a su vez materias primas de un conjunto
de otras industrias manufactureras. Entre ellas se encuentran la propia industria
química, que fabrica una amplia gama de productos terminados que se utiliza en casi
todas las áreas de la actividad económica, o están presentes en una infinidad de
artículos utilizados en la vida cotidiana. Ver figuras 1.1, 1.2, 1.3 y 1.4
La industria petroquímica constituye un subconjunto de la industria química, siendo
ésta una industria más global y amplia. La petroquímica obtiene sus materias primas
del fraccionamiento del gas natural en metano, etano, propano y butanos o
directamente de ciertos insumos que se generan en las refinerías (Comúnmente
llamados corrientes de refinación), como las naftas, ciertos componentes de gases de
refinería, azufre y otros productos. Estas materias primas, en una primera fase, son
procesadas en diversos tipos de instalaciones químicas: para el caso de metano en
plantas de reformación (“steam reforming”), mientras que los líquidos del gas natural
y los gases de refinería en plantas de desintegración térmica o craqueo (del inglés
“steam craking”), también conocidas como plantas de olefinas. Por último, en el caso
de las naftas, éstas son procesadas en plantas de reformación catalítica y también en
plantas de craqueo o desintegración térmica.
Como resultado de las operaciones de craqueo de las naftas y/o de los componentes
del gas natural mencionados anteriormente, se obtienen los primeros insumos de
naturaleza petroquímica, como son las olefinas (etileno, propileno, butilenos y otros
derivados del butano), mediante la reformación catalítica de las naftas se obtienen
principalmente los compuestos aromáticos (benceno, tolueno y xileno), y producto de
la reformación del metano se obtiene principalmente el metanol y el amoníaco.
Estas tres líneas de productos petroquímicos primarios, constituyen los bloques
básicos de construcción de toda la cadena de derivados petroquímicos secundarios y
4
de químicos o especialidades, a partir de los cuales, hoy día, se puede llegar a
manufacturar aproximadamente unos 70.000 productos intermedios y de consumo
final.
La Petroquímica de Venezuela, S.A. (PEQUIVEN), es una industria compleja que se
basa en la transformación del gas natural para la producción y comercialización de
productos Petroquímicos en el mercado Venezolano e Internacional. Su propósito es
desarrollar una industria Petroquímica líder regional y de alcance global sobre la base
de las ventajas comparativas con que cuenta Venezuela:
™ País Petrolero con abundantes reservas de gas natural.
™ Posición geográfica favorable para acceder a los mercados regionales y
globales en crecimiento.
™ Disponibilidad de una importante infraestructura Industrial en áreas claves
para la expansión.
Todo ello satisfaciendo las necesidades de sus clientes y logrando el mayor
rendimiento posible para sus accionistas en armonía con el ambiente y con las
comunidades en las cuales desarrolla sus actividades.
La cadena productiva petroquímica está formada por el conjunto de empresas que
abarca desde los eslabones primarios, producción de las materias primas hasta los
eslabones de manufactura aguas abajo. Ver figuras 1.1, 1.2, 1.3 y 1.4
5
Figura 1.1 Esquema de la cadena productiva de Pequiven.
Fuente la empresa.
Figura 1.2 Cadena petroquímica del gas metano. Fuente la empresa.
6
Figura 1.3 Cadena petroquímica de los líquidos del gas natural.
Fuente la empresa.
Figura 1.4 Cadena petroquímica de los aromáticos de corrientes de refinación.
Fuente la empresa.
7
1.5 ORGANIZACIÓN
La estructura organizacional que se ha venido diseñando e implementando en
PEQUIVEN S.A., obedece al establecimiento de políticas comerciales con los cuales
se busca que cada complejo sea responsable de la producción y comercialización en
los mercados de los productos que le son asignados.
Es así como se establecen tres unidades de negocios que atiende el desarrollo de una
amplia gama de productos, agrupados en tres sectores principales: Olefinas y
Plásticos (UNOP) Complejo Zulia, fertilizantes (UNF) Complejo Morón y Productos
Industriales (UNPI) Complejo Oriente.
Su organización incluye además cuatro empresas filiales: International Petrochemical
Holding Ltd. (IPHL) constituida en el exterior, y Petroplas, especializada en el
negocio de PVC. Participa en 16 empresas mixtas del sector con socios Nacionales e
Internacionales, 15 en Venezuela y una en Barranquilla, Colombia.
El complejo Zulia esta ubicado en la costa oriental del Lago de Maracaibo, más
concretamente en la bahía El Tablazo en los Puertos de Altagracia, municipio
Miranda, Edo Zulia. Este Complejo tiene una capacidad instalada de 3,5 MMTMA de
Oleofinas, resinas plásticas, vinilos y fertilizantes nitrogenados. Su construcción en
1976 aumentó significativamente la expansión de las actividades petroquímicas
venezolanas e impulsó el aprovechamiento del gas natural como fuente básica de
insumos para estas operaciones.
En el Complejo, a partir del Gas Natural y la Sal, se desarrollan tres líneas de
productos de naturaleza eminentemente estratégica para la región y el país, cuyos
usos y aplicaciones están asociados con la vida diaria de toda la población.
El gas natural constituye la materia prima fundamental del complejo. Es procesado
por dos plantas, LNG (I y II ), las cuales producen el etano y propano que sirve de
8
materia prima a las plantas principales de olefinas; el metano o gas residual como
insumo principal para la producción de amoniaco y como combustible para la
generación eléctrica; el butano y gasolina son enviados para las refinerías de PALO
grande y de cardón o vendidos como productos de exportación.
En el complejo petroquímico el tablazo se encuentran instaladas las siguientes
plantas: LGN I, LGN II, OLEOFINAS I, OLEOFINAS II, CLORO SODA, EDC-MVC II,
POLICLORURO DE VINILO II (PVC), AMONÍACO, UREA y VINILO.
En el complejo también
operan las llamadas empresas mixtas las cuales son:
POLINTER, PROPILVEN, INDESCA y PRALCA. En la figura 1.5 se muestra el
organigrama de la empresa.
GERENCIA
GENERAL
SUB-GERENCIA
GERENCIA
TECNICA
VINILOS
CLORO SODA
OLEFINAS
I
GERENCIA DE
PRODUCCIÓN
OLEFINAS
AREA DE
ALMACENAJE
GERENCIA DE
MANTENIMIENTO
GAS
FERTILIZAN
TES
OLEFINAS
II
Figura 1.5 Organigrama de la empresa. Fuente la empresa.
9
1.6 PLANTAS OLEFINAS
Operan en el complejo dos plantas de olefinas, la I y la II, incluidas en el
grupo de plantas básicas para la operación del complejo. Producen etileno y
propileno, a partir de corrientes de alimentación de etano y propano provenientes de
las plantas de LGN y de la purificación de etano.
El etileno es la materia prima básica para las empresas mixtas POLINTER y
PRALCA, y el excedente de etileno se exporta, y en el caso de propileno se utiliza
como materia prima para la planta PROPILVEN.
1.7 PLANTA DE OLEFINAS II
La planta de olefinas II del complejo petroquímico El Tablazo produce etileno
y propileno grado polímero (alto grado de pureza) por craqueo térmico de propano
y/o etano. Inició su operaciones a mediados del año 1992 y fue diseñada por la
compañía alemana “LINDE”, con una capacidad instalada de 350000 toneladas
métricas por año (TMA) de etileno y 130000 TMA de propileno en un esquema de
alimentación de 100% propano a 8000 horas de producción continuas anuales. La
planta produce etileno y propileno con un 99.5% y un 99.6 % de pureza
respectivamente.
En la actualidad, luego de algunos cambios en los equipos y en las condiciones de
operación, la planta se encuentra produciendo un 10.3% adicional a su capacidad
original, obteniéndose una producción de 486000 TMA de etileno.
CAPÍTULO II
MARCO TEÓRICO
Este capitulo se hará referencia a los términos conceptúales utilizados en este
informe, inicialmente se hará una descripción detallada de los transformadores de
potencial así como las posibles conexiones de los mismos para la protección y
medición en el sistema de potencia, luego se hace una breve descripción de los
tipos de fallas que pueden ocurrir dentro de un sistema de potencia y de los tipos
de fuentes que contribuyen al aumento de la corriente de cortocircuito. También
se hará una descripción de las subestaciones instaladas en la planta Olefinas II, (la
subestación principal y la subestación área de tanques).
2.1
TRANSFORMADORES DE POTENCIAL
En los sistemas de potencia es necesario poder medir el valor de voltaje y
la corriente, bien sea para tener control de las mismas (aparatos de medida) o para
vigilar que dichos valores estén dentro de
los limites admisibles (relés de
protección). Hasta ciertos valores de voltaje y/o corriente es posible la conexión
de los aparatos de medida, conteo o protección directamente a la línea, ahora bien,
a partir de ciertos valores esto no es posible por razones constructivas de los
aparatos y de las instalaciones y por razones de seguridad. Por tanto, deben
conectarse por medio de transformadores de corriente o de potencial según
corresponda, que se denominan generalmente (transformadores de medida y de
protección) [1].
En general los transformadores de medida y de protección son utilizados para
producir una replica de los voltajes y corrientes del sistema de potencia en el
secundario que serán utilizado por las diferentes elementos que son conectados a
los mismos.
Los transformadores de voltaje se pueden clasificar en dos grupos principales:
10
11
1. Transformadores electromagnéticos, los cuales a su vez pueden
subdividirse en transformadores convencionales con un solo núcleo por
fase, y los transformadores en cascada, con varios núcleos por fase.
2. Divisores capacitivos,
también llamados transformadores capacitivos,
estos son usados cuando se utilizan valores de voltajes muy elevados en
los que utilizar un transformador de potencial resultaría muy costoso.
Según su aplicación los transformadores de voltaje se clasifican en:
1. Transformadores de voltaje para medida: son los destinados a alimentar
instrumentos de medida ( voltímetros , vatímetros amperímetros, etc.),
contadores de energía activa y reactiva y aparatos análogos.
2. Transformadores de voltaje para protección: Son los destinados a
alimentar relés de protección.
Los transformadores de voltaje utilizados en sistemas industriales de media tensión
(MT) para uso interior, son
de aislamiento sólido en resina epoxida,
termoenduresible, formando un cuerpo moldeado en dicha resina, que contiene en su
interior el núcleo magnético y los arrollamientos del primario y secundario [2].
Los modelos para instalación intemperie pueden ser de aislamiento en baño de aceite
y aisladores de porcelana, o bien de aislamiento sólido de resina epoxida como los del
interior, pero con envolvente (caja) metálica para intemperie y los aisladores con
envolvente exterior en porcelana. Ver figuras 2.1 y 2.2.
La teoría del transformador de voltaje es exactamente la misma que la de cualquier
otro transformador con núcleo de hierro. Si no fuera por las caídas de tensión en las
impedancias de fuga, la razón de las tensiones en los terminales seria constante, e
independiente de la tensión y de la intensidad de la corriente que el secundario
suministra para hacer funcionar a los instrumentos. Esta razón constante seria la razón
de los números de espiras de los devanados. Como la razón de las tensiones en los
12
terminales debe ser lo mas constante posible, los transformadores de potencial se
diseñan de manera que tenga resistencia y reactancia de fuga muy pequeñas.
Figura 2.1 Transformadores de potencial de interiores
Figura 2.2 Transformadores de potencial de exteriores
13
Debido a las caídas de tensión en las impedancias de fuga, puede haber un pequeño
desfase entre las tensión de primario y secundario de polaridad correspondiente. Este
desfase puede introducir un error en la indicación de los instrumentos de medición de
energía (vatímetro) cuyo devanado de tensión este conectado al secundario del
transformador. Como la indicación del vatímetro es proporcional al coseno del ángulo
de desfase entre la tensión aplicada y la corriente que circula por el devanado de
intensidad, un desplazamiento angular dado en la tensión produce mayor error en la
indicación del vatímetro cuando el desfase entre tensión e intensidad es próximo a
90º que cuando es próximo a cero.
Los transformadores de voltaje se diseñan para que las relaciones de tensiones solo
varíen una pequeña fracción por ciento, al variar las condiciones de tensión y cargas y
cuyos desfasajes son inferiores a 0.1º. Aun cuando su salida es de pocos VA, las
dimensiones y peso de un transformador de voltaje para alta tensión pueden ser
grandes, por requerirse aislamiento adecuado para la alta tensión.
2.2 CIRCUITO EQUIVALENTE DE UN TRANSFORMADOR DE
POTENCIAL ELECTROMAGNÉTICO
El transformador de voltaje puede ser representado por el circuito equivalente
de la figura 2.3 donde todos los valores son referidos al secundario del transformador
[3]. En la figura 2.4 se muestra el diagrama fasorial de voltajes y corrientes del
transformador.
Figura 2.3 circuito equivalente de un transformador de potencial [3]
14
Figura 2.4 Diagrama fasorial [3]
Donde
Rp= resistencia del primario referida al secundario
Lp= inductancia de dispersión del primario referida al secundario
Ze= impedancia del núcleo magnético
Rs, Xs= reactancia y resistencia de dispersión del secundario
Burden = carga conectada al transformador
Vp= voltaje aplicado en el primario
Ep = f.e.m inducida en el primario
Vs = voltaje en el secundario
Ie = corriente de excitación
Im = componente de magnetización
Ic = componente de pérdidas
Θ= error de ángulo
Φ = factor de potencia
15
IpRp = caída de voltaje en la resistencia del primario
IpXp = caída de voltaje en la reactancia
del primario
IsRs = caída de voltaje en la resistencia
del secundario
IpRp = caída de voltaje en la reactancia
del secundario
Is = corriente del secundario
IPL= corriente de la carga referida al primario
IP= corriente del primario.
Los errores de magnitud y fase, son pues debidos a las caídas de tensión ohmica e
inductiva en los arrollamientos primario y secundario. Por lo tanto, varían con el
valor y el desfase de la corriente en el secundario que a su vez es función de la carga
conectada al secundario.
2.3
NORMA IEC 60186- 60044 PARA LA ESPECIFICACIÓN DE UN
TRANSFORMADOR
En estas normas el error de magnitud se define entre el voltaje del primario,
obtenido a partir de una medición del voltaje del secundario, y el voltaje del primario
verdadero. Este valor representa la clase del transformador [1].
⎛ K nVs − V p ⎞
⎟ * 100
⎟
V
p
⎝
⎠
ε = ⎜⎜
(2.1)
Las cargas normalizadas o potencias de precisión con un factor de potencia de 0.8 en
atraso , tienen los siguientes valores en VA:
10 – 15 – 25 – 30 – 50 – 75 – 100 – 150 – 200 – 300 – 400 – 500
2.4 CLASE DE PRECISIÓN PARA TRANSFORMADORES DE VOLTAJE
PARA MEDICIÓN
Los errores máximos permitidos, de acuerdo a la clase del transformador, se indican
en la Tabla 2.1. Estos valores no deben ser excedidos para cualquier valor de
16
voltaje comprendido entre el 80% y el 120% del voltaje nominal y para cualquier
carga comprendida entre el 25% y el 100% de la carga nominal, con un factor de
potencia de 0.8 en atraso [1].
Tabla 2.1 Limites de error para transformadores de voltaje para medición [1]
clase Error en magnitud, £, % Error en ángulo, minutos
0.1
± 0.1
±5
0.2
± 0.2
± 10
0.5
± 0.5
± 20
1.0
±1
± 40
3.0
±3
No se especifica
2.5 CLASE DE PRECISIÓN PARA TRANSFORMADORES DE VOLTAJE
PARA PROTECCIÓN
La clase de estos transformadores se designa mediante un número seguido de
la letra P. El número representa el error máximo en magnitud y la letra P que es un
transformador para protección. Los errores máximos permitidos que se indican en la
tabla siguiente, no deben ser excedidos para cualquier valor de voltaje comprendido
entre el 5% del voltaje nominal y la tensión nominal multiplicada por el factor de
corrección de la tensión nominal, y para cualquier carga secundaria comprendida
entre el 25% y el 100% de la carga secundaria nominal, con un factor de potencia de
0.8 en atraso [1].
Tabla 2.2 Limites de error para transformadores de voltaje para protecciones [1]
Clase Error en magnitud, % Error en ángulo, minutos
3P
±3
± 120
6P
±6
± 240
17
Para el 2% del valor de voltaje nominal los limites de error admisibles, son el doble
que los de la tabla.
Si un transformador de voltaje se utiliza para medición y protección, es necesario que
tenga dos clasificaciones: una como transformador de medición y otra como
transformador de protección.
El error de magnitud afecta a todos los aparatos conectados al secundario del
transformador de tensión. En cambio el error en fase afecta solo a una parte de ellos.
Así por ejemplo, a un voltímetro o a un amperímetro les puede afectar el error en
magnitud pero no el error de fase, puesto que su misión es de medir un voltaje o una
corriente, sin tener en cuenta su fase en el tiempo. En cambio, el error de fase puede
afectar por ejemplo a un vatímetro o a un contador de energía, ya que estos aparatos
miden el producto de una corriente por un voltaje por el coseno del ángulo de desfase
entre ambos.
2.6
EL FACTOR DE TENSIÓN NOMINAL
En redes con el neutro aislado o puesto a tierra a través de una impedancia
elevada, en los casos de cortocircuito de una fase a tierra, se producen sobretensiones
en las otras dos fases que pueden llegar a ser 1.73 veces de la tensión simple fase y
tierra. Cuando el punto neutro esta conectado directamente a tierra o a través de una
impedancia de reducido valor, en caso de cortocircuito a tierra, no se produce esta
sobretensión.
Por otra parte, en el servicio normal de las líneas y redes, pueden producirse
elevaciones de tensión por encima de la nominal, permanentes o de larga duración,
debido a desconexiones de cargas importantes, efectos de cargas capacitivas,
actuación del regulador de un transformador de potencia, etc.
18
Los transformadores de tensión deben soportar en permanencia una tensión aplicada a
su primario de hasta 1.2 veces la tensión nominal y sin sobrepasar el calentamiento
admisible, ni los limites de error correspondientes a su clase de precisión.
Además, los transformadores de potencial conectados entre fase y tierra en redes con
el neutro aislado o puesto a tierra a través de una impedancia, deben poder soportar
una sobretensión de hasta 1.9 veces la tensión nominal
sin sobrepasar el
calentamiento admisible, ni los limites de error correspondientes a su clase de
precisión [2].
Se denomina factor de tensión nominal el factor por el que hay que multiplicar la
tensión primaria nominal para determinar la tensión máxima que el transformador
puede soportar durante un tiempo determinado sin sobrepasar el calentamiento
admisible, ni los limites de error correspondientes a su clase de precisión.
Los valores normalizados del factor de corrección de la tensión nominal se muestran
en la tabla 2.3.
Tabla 2.3 Factor de corrección de la tensión nominal [3]
Conexión del devanado del primario
Factor de
Tiempo
corrección
permisible
1.2
continuos
/ Condición del sistema de puesta a tierra
Entre líneas / entre el neutro del transformador y la
tierra de la red
1.2
continuos
1.5
30s
1.2
continuos
Entre la línea y tierra y una red efectiva de tierra
Entre línea y tierra y un sistema de puesta a tierra no
efectivo con disparo de falla a tierra automático.
1.9
30s
1.2
continuos
Entre línea y tierra y un sistema de neutro flotante sin
disparo de falla a tierra automático, o un sistema de
1.9
8 horas
tierra resonante sin disparo de falla a tierra automático.
19
2.7
VOLTAJES PRIMARIOS NORMALIZADOS
Los valores normalizados para la conexión entre fases (KV)
2,2 – 3,3 – 5,5 – 6,6 – 11 – 13,2 – 16,5 – 22 – 27,5 – 33 – 44 – 55 – 66
Para conexiones entre fase y tierra: los mismos valores anteriores pero divididos entre
el factor
3 [2].
2.8 VOLTAJES SECUNDARIOS NORMALIZADOS
Debido a la diversidad de voltajes secundarios normalizados en los países productores
de transformadores, la norma IEC permite los siguientes voltajes normalizados:
100 – 110 – 115 – 120
100
3
-
110 115 120
3
3
3
La primera fila de valores corresponde al voltaje secundario de transformadores
monofásicos, o al voltaje secundario de línea de transformadores conectados en
estrella. La segunda fila corresponde al voltaje de fase de transformadores conectados
en estrella [2].
2.9 NIVEL DE AISLAMIENTO NOMINAL
A continuación se muestran los valores de tensión de ensayo (tensión soportada)
normalizados, ver Tabla 2.4.
20
Tabla 2.4 Niveles de aislamiento [3]
Tensión mas
Tensión soportada durante un minuto a
Tensión soportada al
elevada de la red
frecuencia industrial en kV (valor
choque de onda
en
eficaz)
1.2/50 μs en kV
kV (valor eficaz)
(valor de cresta)
0,6
3
-
1,2
6
-
2,4
11
-
3,6
16
45
7,2
22
60
12
28
75
17,5
38
95
24
50
125
36
70
170
52
95
250
72,5
140
325
2.10 FUSIBLES
Los fusibles deben ser usados tanto en el primario como en el secundario del
transformador de voltaje. Estos se usan para proteger a los transformadores de altas
corrientes debido a corrientes de falla, así como también proteger los circuitos de
fallas que pueden ocurrir dentro del transformador o en el circuito secundario
conectado al mismo.
Sin embargo, hay muchas excepciones. Cuando los transformadores de voltaje están
conectados directamente a tierra es generalmente práctico omitir los fusibles. Esta
práctica es esencial en el caso de transformadores de potencial con un solo bushing.
21
Además, para algunas aplicaciones que involucren reguladores o relés de protección,
donde la continuidad de excitación de estos elementos es más importante que el
posible daño a los transformadores, es usual omitir los fusibles [4].
2.10.1 Fusibles del primario
Los fusibles del primario deben ser bien seleccionados, ellos cumplirán las siguientes
funciones
1. Interrumpir la corriente de cortocircuito máxima la cual puede ocurrir en el
punto de conexión del fusible.
2. Abrir el circuito si ocurre un cortocircuito en o cerca de los terminales del
secundario del transformador de voltaje.
3. Mantener el circuito ininterrumpido bajo la acción del pico de corriente de
magnetización del transformador que ocurren durante la operación de
aperturas y cierres.
Estos fusibles darán la protección máxima al transformador sin causar interrupciones
innecesarias al circuito [4].
2.10.2 Fusibles del secundario
Fallas en el secundario del transformador que están eléctricamente distantes
de los terminales pueden no causar corriente del primario suficiente para fundir los
fusibles del primario, debido a la impedancia en el circuito del secundario. Los
fusibles en el secundario deben ser usados para proteger el transformado de esta
corriente de cortocircuito.
Para el uso de estos fusibles hay que tener especial
precaución para evitar que los contactos entre el fusible y el soporte no introduzca
una resistencia extra en el circuito. Esta resistencia adicional afectaría el correcto
funcionamiento de los instrumentos de medición del secundario [4].
22
2.11 TIPOS DE CONEXIONES DE LOS TRANSFORMADORES DE
POTENCIAL
Los transformadores de potencial se conectan igualmente que los
transformadores de potencia. Sin embargo, en estos no es posible utilizar todas las
conexiones que se hacen en los transformadores de potencia por cuanto los
transformadores de voltaje en general deben entregar una replica del sistema original,
lo que obliga eliminar todas las conexiones que introducen desfases entre el primario
y el secundario [5]. Por lo tanto las conexiones que generalmente se utilizan en la
práctica se muestran en las figuras 2.5, 2.6, 2.7 y 2.8.
Figura 2.5 Conexión estrella-estrella de los transformadores de voltaje
Figura 2.6 Conexión delta-delta de los transformadores de voltaje
23
Figura 2.7 Conexión delta abierta o conexión en “V”
Figura 2.8 Estrella-delta interrumpida
La conexión en estrella suministra una replica de las tensiones, con todas las
componentes simétricas, y por lo tanto, permite alimentar o polarizar relés de fase e
igualmente relés de tierra, como se muestra en la figura 2.9.
24
Figura 2.9 Conexión de transformadores para alimentación de relés tanto de fase
como relés de tierra.
Las conexiones delta y delta abierta de las figura 2.6 y 2.7, eliminan las tensiones de
secuencia cero y por lo tanto no permiten alimentar o polarizar relés de tierra. Sin
embargo, permite alimentar o polarizar relés de fase con valores de voltajes de línea.
La selección entre delta completa o la delta abierta se hace desde el punto de vista
económico, generalmente es mas económica la delta abierta que la delta completa.
El tercer devanado con conexión
delta interrumpida de la figura 2.9 suministra
tensiones de secuencia cero, solo permite la alimentación o polarización de relés de
tierra.
Desde el punto de vista de la medición de las variables eléctricas (voltaje, corriente,
factor de potencia, potencia activa, potencia reactiva, etc.) las conexiones de los
transformadores que se usan son las mostradas en las figura (2.5, 2.6 y 2.7)
respectivamente. En algunas aplicaciones los transformadores son usados tanto para
protección como para medición.
25
2.12 LA FERRORRESONANCIA
La ferrorresonancia es un fenómeno de resonancia no lineal que puede afectar a las
redes eléctricas. Las tasas de armónicos, las sobretensiones o las sobreintensidades
transitorias
o permanentes que provoca suelen ser peligrosas para el material
eléctrico .El termino ferrorresonancia designa todos los fenómenos oscilatorios que
aparecen en un circuito eléctrico que comprende al menos una inductancia no lineal,
un condensador, una fuente de tensión y perdidas débiles. Este fenómeno aparece a
continuación de transitorios, sobretensiones de origen atmosférico, conexión o
desconexión de transformadores o de cargas, aparición o eliminación
de defectos,
trabajos bajo tensión.
El fenómeno de ferrorresonancia tiene la posibilidad de resonancia dentro de una gran
gama de valores de parámetros, la frecuencia de las ondas de voltajes y corrientes
pueden ser distintas de la de la fuente sinusoidal, la existencia de varios regímenes
permanentes estables para una configuración de parámetros dados; los cuatro
regímenes ferrorresonantes son: régimen fundamental, régimen subarmónico,
régimen casi-periódico y régimen caótico [6].
2.13 IDENTIFICAR LA FERRORRESONANCIA
La ferrorresonancia se manifiesta por varios de los siguientes síntomas:
¾ Sobretensiones permanentes elevadas.
¾ Sobreintensidades permanentes elevadas.
¾ Grandes distorsiones permanentes de las formas de ondas de tensión y
corriente.
¾ Desplazamiento de la tensión del punto neutro.
¾ Calentamiento de los transformadores (en funcionamiento sin carga).
¾ Ruido permanente y excesivamente fuerte dentro de los transformadores y
reactancia.
26
¾ Destrucción de materiales eléctricos (condensadores, TP, TC). Un síntoma
característico de la destrucción de los TP por ferrorresonancia es que el
enrollamiento primario está destruido y el secundario intacto.
¾
Disparo de las protecciones que pueden ser intespectivo.
Para hacer un diagnóstico de la ferrorresonancia es importante determinar si se
reúnen las condiciones necesarias, pero no suficientes, para la existencia de la
ferrorresonancia [6].
1.
Conexión simultanea de capacitores y bobinas de inductancia no
lineal.
2. Existencia dentro de la red de al menos un punto cuyo potencial no es
fijo (neutro aislado, fusión de un fusible, maniobra unipolar).
3. Componentes de red pocos cargados (transformadores de potencia o
TP en vacio)
Si no se verifica alguna de estas condiciones, la ferrorresonancia es muy
poco probable.
2.14 CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO
El cálculo de la corriente de cortocircuito es esencial para la selección de la capacidad
adecuada del equipo de protección y los dispositivos de interrupción. En los estudios
de protección, también es básico para la coordinación de protecciones.
Algunas de las causas principales por las que ocurren las fallas se mencionan a
continuación:
¾ Sobretensiones de origen atmosférico.
¾ Envejecimiento prematuro de los aislamientos.
¾ Falsos contactos y conexiones.
¾ Presencia de elementos corrosivos.
¾ Humedad.
¾ Presencia de roedores.
27
¾ Errores humanos.
¾ Y aún las llamadas causas desconocidas.
Cuando ocurre un cortocircuito, se presentan situaciones inconvenientes que
se manifiestan con distintos fenómenos, como son:
1. En el punto de la falla se puede presentar un fenómeno de arco eléctrico o fisión
de los metales.
2. Las corrientes de cortocircuito, circulan desde las fuentes (alimentación de la red
y máquinas rotatorias) hacia el punto de la falla.
3. Todas las componentes de la instalación por donde circula las corrientes de
cortocircuito, se ven sujetas a esfuerzos térmicos y dinámicos: éstos varían con el
cuadrado de la corriente y de la duración de la corriente.
4. Las caídas de voltajes en el sistema están en proporción a la magnitud de las
corrientes de cortocircuito. La caída de voltaje máxima se presenta en el punto de
ocurrencia de la falla.
Por todos los disturbios que produce la corriente de cortocircuito, las fallas se deben
despejar tan rápido como sea posible y esta es justamente la función de los
dispositivos de protección (fusibles, interruptores, etcétera).
El máximo valor de la corriente de cortocircuito está directamente ligado al tamaño y
capacidad de la fuente de potencia, y es independiente de la corriente de carga del
circuito protegido por el dispositivo de protección.
2.15 FUENTES DE CORTOCIRCUITO
Para determinar la corriente de cortocircuito de un sistema de potencia es necesaria
identificar los diferentes equipos que van a contribuir a la corriente de falla.
Los principales elementos que contribuyen a aumentar la corriente de cortocircuito
son las siguientes:
28
2.15.1 Los generadores sincrónicos
Los generadores eléctricos están accionados por turbinas a vapor, motores
diesel, turbinas hidráulicas u otro tipos de motores primarios. Cuando se produce un
cortocircuito, en un circuito alimentado por un generador sincrónico, este continúa
produciendo tensión porque la alimentación del campo de excitación se mantiene y el
motor primario hace girar el rotor a una velocidad igual a la normal. La tensión
generada produce una corriente de cortocircuito de gran magnitud, que circula desde
el generador hacia el punto de la falla hasta alcanzar su estado permanente o ser
despejada por el sistema de protecciones.
2.15.2 Los motores sincrónicos y condensadores sincrónicos
Los motores sincrónicos alimentan una falla en forma muy similar a la de los
generadores sincrónicos. La misma designación se usa para expresar las reactancias
variables aunque los valores son diferentes para generadores que para motores.
Cuando se produce un cortocircuito en el sistema el motor sincrónico pasa a
funcionar como generador, es decir, cuando el corto circuito ocurre el voltaje en los
terminales del motor cae a un valor muy bajo por lo que el mismo deja de entregar
energía a la carga mecánica conectada a él y comienza a disminuir su velocidad. Sin
embargo la inercia de la carga y el rotor mismo del motor, tienden a evitar el cambio
brusco de la velocidad por lo que la carga y el rotor mueven al motor sincrónico en
forma similar al motor que acciona a un generador. El motor sincrónico contribuye a
la corriente de cortocircuito durante muchos ciclos después de producida la falla en el
sistema.
2.15.3 Motores de inducción
La inercia de la carga y del rotor de un motor de inducción, tiene el mismo
efecto sobre un motor de este tipo que en el caso de un motor sincrónico. Sin
29
embargo existe una diferencia muy importante; el motor de inducción no posee
devanado de excitación independiente, pero existe un flujo de inducción durante la
operación normal, que actúa de manera similar al que se produce en el arrollamiento
de campo de corriente continua del motor sincrónico.
El campo del motor de inducción se produce por inducción desde el estator y
mientras se aplique la tensión al estator por medio de una fuente exterior el flujo del
motor permanece normal. Sin embargo, si la fuente externa de voltaje fuera
súbitamente removida, como ocurre cuando se presenta un cortocircuito en el sistema,
el flujo en el rotor no puede decaer instantáneamente mientras el motor se mantiene
en movimiento por inercia. Por lo antes mencionado se puede decir que el motor se
comporta como un generador autoexitado contribuyendo a la corriente de falla hasta
que le flujo del rotor desaparezca, es decir, durante un periodo de tiempo muy corto,
el cual generalmente corresponde al estado subtransitorio en consecuencia, la
máquina de inducción en estudios de cortocircuito es representada por la reactancia
subtransitoria. Ver figura 2.10.
Figura 2.10 Corriente de cortocircuito de un motor de inducción.
2.15.4 Fuente de potencia
La alimentación de las industrias, se hace por lo general de una fuente
externa que proporciona la compañía suministradora de energía, esto se hace en alta
tensión y pasa a través del transformador de la subestación. La compañía
30
suministradora en el punto de conexión a la industria, representa un equivalente de
toda la red que se encuentra aguas arriba, por lo que es en realidad una fuente
importante de contribución de la corriente de cortocircuito.
2.16 TIPOS DE FALLAS
En sistemas eléctricos trifásicos se pueden producir distintos tipos de fallas,
las cuales son:
Figura 2.11 Tipos de fallas
2.16.1
Falla Simétrica: Falla trifásica
Aun cuando este tipo de falla no es el más frecuente en ocurrencia, resulta por
lo general el de mayor valor y, por esta razón, resulta el cálculo básico para las
instalaciones industriales y para la determinación de los equipos de interrupción.
Figura 2.12 Falla Trifásica
31
2.16.2
Fallas asimétricas
La mayoría de las fallas que ocurren en los sistemas de potencia son fallas
asimétricas, las cuales son fallas de línea a tierra, de línea a línea y fallas de línea a
línea y tierra, ver figuras 2.13, 2.14 y 2.15. Todas estas fallas producen corrientes
asimétricas por lo que se tiene que hacer uso de técnicas de componentes simétricas.
Las corrientes y voltajes trifásicos desbalanceados pueden ser descompuestos en tres
conjuntos de componentes trifásicas balanceadas , llamadas componentes simétricas
(teorema de Fortescue). Este artificio matemático permite analizar el sistema
desbalanceado en forma balanceada por medio de las componentes simétricas y luego
transformar los resultados a la forma original de las variables de fase, aplicando la
transformación inversa.
Figura 2.13 Falla de línea a tierra
Figura 2.14 Falla de línea a línea
32
Figura 2.15 Falla de línea - línea a tierra
2.17 SISTEMA ELÉCTRICO PLANTA OLEFINAS II
La planta olefinas II es alimentada por el sistema de generación eléctrico
(planta eléctrica Pequiven) que se encuentra dentro de las instalaciones del complejo
petroquímico. El sistema eléctrico de la planta es alimentado a través
de dos
subestaciones; la subestación principal también conocida como 16-ET-101 ó ISBL
(INSIDE BORDER LIMET) y la subestación área de tanques también conocida como
16-ET-201 ó OSBL (OUTSIDE BORDER LIMIT). Ver Diagrama Unifilar en anexo
E.
2.18 DESCRIPCIÓN TÉCNICA GENERAL DE LAS SUBESTACIONES
PRINCIPAL 34.5/4.16 kV Y ÁREA DE TANQUES
El tablero 4.16 kV de la subestación principal está constituido por veintitrés
(23) celdas tipo WKC de uso interior con equipos y dispositivos para su operación
satisfactoria. Específicamente esta subestación está formada por dos (2) celdas de
entrada, diecisiete (17) celdas de salida, tres (3) de medición y una (1) de enlace. Ver
figura 2.16.
33
Por otro lado el tablero 4.16 kV de la subestación área de tanques está constituido
por quince (15) celdas tipo WKC de uso interior con equipos y dispositivos para su
operación satisfactoria. Específicamente dicha subestación está formada por dos (2)
celdas de entrada, siete (9) celdas de salida, tres (3) de medición y una (1) de enlace.
Ver figura 2.17. Las Dimensiones de las celdas de las subestaciones principal y área
de tanques se muestran en la tabla 2.5.
Tabla 2.5 Dimensiones de las celdas de las subestaciones
principal y área de tanques
16-EA-101
16-EA-201
Ancho Altura Profundidad Ancho Altura Profundidad
890
2330
1800
890
2330
1800
Celda de
entrada
890
2330
1800
890
Celdas de
salida con
interruptor
890
2330
1800
890
Celdas de
medición
890
2330
1800
890
Celda de enlace
Celdas de
600
2330
1800
600
salida con
contactor
Dimensiones
12190 2330
1800
7570
totales del
tablero de
fuerza
Nota: las dimensiones se expresan en milímetros (mm)
2330
1800
2330
1800
2330
1800
2330
1800
2330
1800
Los tableros presentan las siguientes características:
Tensión nominal:
4160 VAC
Frecuencia nominal:
60 Hz
Corriente nominal:
2500 Amp. Para 16-ET-101
1250 Amp. Para 16-ET-201
Tipo de celda:
WCK 8/12-2-2/823
Capacidad de cortocircuito:
31.5 kA rms/3s
34
Grado de protección:
IP50
Pintura:
Gris claro
RAL-7038
Peso total aproximado del tablero: 15940 kgs Para 16-ET-101
10900kgs Para 16-ET-201
Las celdas son de tipo autosoportable, cuya estructura y piezas de soporte consisten
de una construcción compuesta, hecha a partir de secciones ó perfiles de acero
estandarizados ya bien sea soldadas o atornilladas. También son metálicas las chapas
separadoras de secciones, los tabiques interceldas, paredes o chapas finales, puertas,
etc.
Estas celdas están compuestas por las siguientes secciones o modulos:
1. Compartimiento del interruptor.
2. Compartimiento de barraje principal.
3. Compartimiento de baja tensión.
El compartimiento del interruptor aloja al mismo, el cual, en posición de “test”, puede
permanecer dentro de la celda con la puerta cerrada, los contactos de fuerza
desconectados y las cortinas metálicas (shutter) tapando los seis (6) contactos
estacionarios en donde enchufan los brazos del interruptor.
El compartimiento de barras principales de cada celda es independiente, las barras de
cobre van aisladas totalmente en camisa termocontraíble y montada sobre los
aisladores de resina epóxida. Este compartimiento de la salida de cables lleva
instalado transformadores de intensidad moldeados en resina epóxida, los cuales
engloban todos los secundarios necesarios formando un solo bloque compacto. Este
compartimiento ocupa la parte inferior y superior de la celda.
El compartimiento de baja tensión, o caja de relés asociados a cada interruptor está
ubicado encima del compartimiento del interruptor. Este gabinete tiene una puerta
35
sobre la cual se montaran los reles, instrumentos, selectores, etc. Dentro del gabinete
y sobre una plancha están las fusileras, borneras, etc.[8]
2.18.1 Características técnicas de las subestaciones
La subestación 16-EA-101 (subestación principal) está constituida por celdas
de 4.16 kV y es alimentada por dos circuitos, uno proveniente del transformador 16ET-101 34.5/4.16 kV y el otro del transformador 16-ET-102 34.5/4.16 kV. La
subestación 16-EA-201(área de tanques) , también esta constituida por celdas de
4.16kV y es alimentada por dos circuitos, uno proveniente de las celdas MT7 y MT17
de la subestación 16-EA-101.
Las celdas tienen dos secciones de barras que trabajan normalmente separadas, pero
que pueden acoplarse mediante un interruptor de enlace. Las celdas alojan doce
transformadores de potencial para medición de tensión de cada sección de barras y de
cada entrada. Estos transformadores están conectados en estrella aterrizada.
La alimentación de los circuitos de control es de 120V DC y la de los servicios
auxiliares como iluminación, calefacción, es de 120V CA. Todas estas tensiones son
externas al tablero. Tanto la medición de cada entrada como de las secciones de
barras se realiza en el mismo tablero [7].
2.18.1.1
Entradas
Los alimentadores de entrada tienen protección diferencial
(87T) de
sobrecorriente (50/51) y falla a tierra (50N). En la subestación 16-EA-101. Mientras
que en la subestación 16-ET-102, los alimentadores tienen protección de
sobrecorriente (50/51). La operación del relé de protección diferencial energiza un
relé de disparo y bloqueo que da la orden de apertura y bloqueo del interruptor de
llegada asociado.
36
El interruptor de entrada tiene protección de sobrecorriente de tiempo inverso (la
curva característica es seleccionada en el frente del relé) de fase (50+51).
El neutro del transformador tiene protección de sobrecorriente residual mediante un
rele de sobrecorriente temporizado.
El transformador de potencia tiene protección diferencial como protección principal.
Esta protección tiene asociados transformadores de interposición auxiliares para
adaptar la relación de transformación de los TC principales, en la subestación 16-ET101.
Los circuitos de disparo y del relé de disparo están supervisados por relés de alarma,
los cuales en caso de falla de los relés de disparo dan señal de alarma en ambas
subestaciones.
2.18.1.2
Enlace
La operación normal de la subestación es con el enlace abierto, sin embargo,
en caso de falla de un interruptor de llegada existe la posibilidad de alimentar toda la
barra a través del enlace. La operación normal del tablero no permite que el enlace se
cierre estando las dos entradas cerradas.
El interruptor de enlace no tiene relés de protección, solo se tiene el de chequeo de
sincronismo que envía la señal al PLC para poder realizar la transferencia automática.
2.18.1.3
Salidas
El tablero 16-EA-101 tiene las siguientes salidas: dos salidas de línea hacia
S/E 16-EA-201, cuatro salidas a transformadores 4.16 kV/480 V, una salida a motor
con interruptor, ocho salidas a motor con contactor y fusibles y dos alimentadores a
generadores de emergencia con contactor y fusibles.
37
Las salidas tienen protección de sobrecorriente y de falla a tierra además tienen relés
de bloqueo y disparo operados por los relés de sobrecorriente. Estos relés disparan el
interruptor y bloquea el cierre de los mismos, dicho bloqueo es manual en todos los
casos y además eléctrico para las salidas a motores y generadores.
El tablero 16-EA-201 tiene las siguientes salidas: dos salidas de transformadores
4.16kV/480V, tres salidas a motor con interruptor, cuatro salidas a motor con
contactor y fusibles.
Las salidas tienen protección de sobrecorriente y de falla a tierra además tienen relés
de bloqueo y disparo operados por los relés de sobrecorriente. Estos relés disparan el
interruptor y bloquea el cierre de los mismos, dicho bloqueo es manual en todos los
casos y además eléctrico para las salidas a motores.
2.18.1.4
Medición
Las entradas tienen medición de corriente en cada una de las fases, medición
de tensión, frecuencia, potencia activa y medición de energía activa y reactiva.
Cada una de las salidas tiene medición de corriente.
Cada una de las barras tiene medición de tensión.
2.18.1.5
Transferencia automática
Se realiza desde un PLC externo al tablero al cual se envían las señales
provenientes de los diferentes relés ubicados en dicho tablero. En la subestación 16ET-101 el PLC es de la serie Quantum, el cual esta constituido por un CPU 65150 y
el software Uny- Pro, teniendo configurauradas 6 tarjetas de entrada de 32 puntos
cada una y 8 tarjetas de salida de 16 señales instalados.
El gabinete esta equipado con un Terminal grafico XBT-F024510, con una pantalla a
color y teclado, cuya función es supervisar el sistema de distribución de energía de la
planta.
38
A través del Terminal gráfico se puede visualizar los diagramas Unifilares de los
diferentes tableros, así como también, el estado de los contactos de las acometidas,
enlaces, y algunos alimentadores y motores.
El PLC realiza las transferencias de cada uno de los paneles, bien sea en manual o en
automático, verificando todas las condiciones de seguridad necesarias.
Desde el gabinete ISBL se pueden supervisar ocho tableros de control que son: 16EA-101, 18-EA-101, 18-EA-102, 19-EA-101, 18-EA-001, 18-EA-301, 19-EA-101,
18-EA-001, 18-EA-301, 19-EA-001 y 19-EA-301.
En la subestación 16-EA-201 el PLC también es de de la serie Quantum, el cual está
constituido por un CPU 65150 y el software Uny- Pro, teniendo configurauradas 3
tarjetas de entrada de 32 puntos cada una y 3 tarjetas de salida de 16 señales
instalados.
Desde el gabinete OSBL se pueden supervisar cuatro tableros de control que son: 16EA-201, 18-EA-201, 19-EA-201 y el de Motores 16-EA-201.
2.18.2 Enclavamiento
2.18.2.1 Enclavamiento eléctrico
Existen enclavamientos eléctricos entre las llegadas, el acople y los
seccionadores de puesta a tierra de las llegadas y las barras. También existe
enclavamiento entre los interruptores de las salidas y sus respectivos seccionadores de
puesta a tierra.
39
2.18.2.2 Enclavamiento mecánico
Todos los carros de interruptor se hallan provistos de un enclavamiento mecánico,
que evita una inserción o extracción accidental de los mismos cuando se hallan en
“estado de conectadas”. En la posición de prueba se pueden realizar una prueba
funcional de los circuitos principales desenergizados. Un enclavamiento de los carros
interruptor y contactor en la posición servicio, no permite el cierre de las cuchillas de
puesta a tierra asociadas a cada carro en su respectiva celda.
Adicionalmente existe un enclavamiento con cerradura tipo Kirk - Key entre las
salidas hacia el tablero 16-EA-201 y las cuchillas de puesta atierra de las respectivas
entradas del tablero 16-EA-201.
2.18.3
Accionamiento a manivela
Hace posible que tanto la inserción como la extracción de los carros se realice en
forma suave, sin vibraciones perjudiciales y sin esfuerzo alguno por parte del
operador que realiza la maniobra. Se garantiza así una correcta inserción
Los carros pueden tener 3 posiciones:
¾ Posición de servicio:
Se hallan conectados para el funcionamiento normal todos los circuitos de
potencia y auxiliares.
¾ Posición de prueba:
Los circuitos de potencia se hallan desconectados, manteniendo la distancia de
seguridad eléctrica en aire prescritas.
Los circuitos auxiliares sin embargo, se hallan conectados para el funcionamiento
normal.
¾ Posición extraido:
Los circuitos de potencia y auxiliares se hallan desconectados, manteniendo las
distancias eléctricas en aire prescritas.
MT
9
MT
10
MT
11
MT
12
Enlace
MT
16
MT
17
MT
18
MT
19
18-ET-104 Transformador 2620KVA 4.16KV/480V
Hacia S/E Área de tanques barra 2 16-ET-201
02-C-5501-MI Bomba compresora
Medición barra 2
MT
21
MT
22
MT
23
02-E-8901H-MI Ventilador torre de enfriamiento
02-E-8901F-MI Ventilador torre de enfriamiento
MT
20
02-P-8901B-MI Bomba agua de enfriamiento
Expansor II
MT
15
02-G-4001-GI
MT
14
18-ET-102 Transformador 2620KVA 4.16KV/480V
M
T1
3
Llegada desde transformador 16-ET-102
Medición llegada 1 y 2
MT
8
Llegada desde transformador 16-ET-101
02-P-8901C-MI Bomba agua de enfriamiento
MT
7
18-ET-101 Transformador 2620KVA 4.16KV/480V
02-P-8901C-MI Bomba agua de enfriamiento
MT
6
Medición barra 1
02-E-8901G-MI Ventilador torre de enfriamiento
MT
5
18-ET-103 Transformador 2620KVA 4.16KV/480V
MT4
Hacia S/E Área de tanques barra 1 16-ET-201
MT
3
02-P-8501R-MI Bomba alimentación agua a caldera
MT
2
02-G-4001-GI Expansor I
MT
1
02-E-8901I-MI Ventilador torre de enfriamiento
40
MT
1
MT
2
MT
3
MT
4
MT
5
MT
6
MT
7
MT
8
MT
9
MT
10
MT
11
MT
12
MT
13
MT
14
MT
15
190 JAM Bomba Centrifuga
104 JC Bomba Agua Circulante
122 JC Bomba Alimentación Agua a Caldera
Medición Barra 1
02-C-7201-MI Compresor de Etileno
121-LJ1M Compresor de tornillo rotatorio
18-ET-201 Transformador 250KVA 4.16KV/480V
Llegada 1 desde MT4 ,4.16KV 16-ET-101
Enlace
Medición llegada 1 y 2
Llegada 2 desde MT11 ,4.16KV 16-ET-101
18-ET-202 Transformador 250KVA 4.16KV/480V
02-C-7401-MI Compresor de Propileno
121-LJ1M Compresor de tornillo rotatorio
Medición Barra 2
41
CAPÍTULO III
DESCRIPCIÓN Y ANÁLISIS DEL SISTEMA
En este capitulo se hace una descripción del evento, las posibles causas del mismo .se
muestra el sistema de control que se ve afectado por los transformadores de potencial
y se estudia el diagrama de control encargado de la transferencia automática en las
dos subestaciones.
3.1 ANÁLISIS DEL SISTEMA DE POTENCIA
3.1.1 Descripción de la falla
La subestación área de tanques (OSBL) es alimentada desde la subestación
principal de la planta, a través, de dos circuitos, cada uno compuesto por cinco cables
tripulares (5x3#500MCM) como se muestra en la figura 3.1. En el alimentador que
sale de la sección Nº 2 de la subestación principal se originó un cortocircuito (falla
monofásica a tierra), la falla fue detectada por el relé 51N (falla a tierra) el cual
ordenó la apertura del interruptor de salida del alimentador, con lo cual quedó aislado
el cortocircuito. Al ocurrir el evento se quemaron los fusibles del lado primario de los
transformadores de potencial (TP) de línea y de barra de la sección Nº 2 y de línea de
la sección Nº 1 de la subestación principal y en la subestación OSBL se quemaron los
fusibles de todos los transformadores tanto de línea como de barra ver figura 3.1.
La transferencia automática en 4.16 kV de la subestación principal operó erradamente
y transfirió toda la carga a la sección Nº 1 de la barra. Por otra parte al ser despejada
la falla y quedar el alimentador número dos fuera de servicio, la transferencia
automática en 4.16 kV de la subestación OSBL debió transferir la carga a la sección
de barra energizada, lo cual no ocurrió.
La transferencia automática de la subestación principal operó erradamente debido a
que se quemaron los fusibles de los primarios del TP que alimentan el relé baja
42
43
tensión que inicia la transferencia de la sección Nº 2, por lo tanto el PLC recibe la
señal de pérdida de tensión en la sección de barra e inicia la transferencia.
La transferencia automática de la subestación área de tanques no actuó, debido a que
los relés de baja tensión que inician la transferencia de ambas secciones de barra
operaron al fundirse los fusibles de los TP de ambas secciones.
Figura 3.1 Diagrama unificar de la subestación ISBL y OSBL
3.2 ACCIONES EMPRENDIDAS POR LA EMPRESA
¾ Realizaron una inspección visual del estado de operación de los relés de
baja tensión (27) que inician la transferencia y encontraron que en la
subestación principal el relé de la sección Nº 2 se encontraba operado y
en OSBL los relés de ambas secciones operaron.
44
¾ Realizaron una inspección visual del estado de operación de los dos
relés monofásicos de baja tensión (27) instalados en el panel frontal de
las celdas de medición y en ambas subestaciones los mismos estaban
operados.
¾ Realizaron una inspección visual del estado de operación de los relés de
sobrecorriente (51/50 y 51N) y unicamente el relé 51N correspondiente
al alimentador Nº 2 de la subestación OSBL presentó operación.
¾ Procedieron a determinar en los planos tanto de la subestación principal
como de OSBL la conexión y protección primaria de los TP, verificaron
el correcto funcionamiento de los relés de baja tensión (27)
¾ Debido a que casi todos los fusibles primarios de los TP se quemaron y
esto ocasionó la operación de bajo voltaje, realizaron un análisis
detallado de los planos de control y protección para determinar la
correcta secuencia lógica de acciones a tomar para normalizar la
subestación principal sin producir un colapso de la misma.
¾ Les realizaron pruebas de aislamiento a los transformadores de potencial
para verificar la integridad de los mismos y sustituyeron los fusibles
quemados.
¾ Al sustituir los fusibles de los transformadores de potencial, y
reposicionar los relés de baja tensión se normalizó la subestación
principal.
3.3 POSIBLES CAUSAS DE LA FUSIÓN DE LOS FUSIBLES DEL
PRIMARIO DE LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIAL EN EL
MOMENTO DEL EVENTO
3.3.1 Circulación de la corriente por el neutro
Debido a la naturaleza de la falla (monofasica a tierra), la corriente retornará
al sistema de potencia a través de todos los puntos de conexión a tierra que lo
permitan, idealmente la mayor proporción de corriente de falla debe retornar a través
45
del punto de tierra del transformador que la alimenta y el resto por todos los caminos
que permitan su retorno ver figura 3.2.1. Como se muestra en la figura 3.1 y 3.2.1 los
transformadores de potencial están conectados solidamente puestos a tierra lo cual
origina un buen camino de retorno para la corriente de falla, adicionalmente a esta
condición los transformadores de potencia tienen el secundario conectado a tierra a
través de una resistencia, lo cual favorece el retorno de una mayor proporción de
corriente de falla a través de otros caminos. La corriente que circula en el sistema de
potencia en el momento de la falla es la corriente de secuencia cero debido al tipo de
falla, observando el diagrama de secuencia cero del sistema en la figura 3.2 y el de la
figura 3.2.1, claramente se puede concluir que los fusibles de los TP se quemaron
debido al retorno de la corriente de falla a través del punto de conexión a tierra del
neutro [8].
3.3.2 Efecto de ferrorresonancia
En los circuitos de media tensión conectados a tierra por medio de una
impedancia, si se produce un cortocircuito a tierra en una de las fases como se
muestra en la figura 3.3 la tensión respecto a tierra de las otras dos fases, aumenta
pudiendo llegar a ser de valor próximo a la tensión de línea. Si en el circuito hay
transformadores de voltaje conectados entre fase y tierra como se muestra en la figura
3.1 y 3.2.1, pueden producirse sobretensiones en los transformadores de voltaje. Esto
usualmente trae como consecuencia que los transformadores se saturen, y debido a la
excesiva corriente de magnetización que fluye por los devanados de los
transformadores produce la operación de los fusibles de protección del transformador
[2].
46
Figura 3.2 Diagrama de secuencia cero
47
Subestación principal
Barra A
Subestación área de
tanques Barra A
Salida hacia subestación
Área de tanques
Falla monofásica
a tierra
TX
Resistencia
TP
TP
TP
TP
Fusibles
Sistema de conexión a tierra (SCT)
Figura 3.2.1 Diagrama trifilar de una porción del sistema. Barra A 16-EA-101 y Barra A 16-EA-201
48
Figura 3.3 Efecto de una falla monofasica a tierra a los transformadores de
potencial.[9]
Las sobretensiones en los transformadores de potencial se producen por un fenómeno
de resonancia entre la inductancia L del transformador de voltaje y la capacitancia C
de los conductores respecto a tierra [2]. Este fenómeno se denomina
(ferrorresonancia) y puede provocar una muy grave avería en los transformadores de
voltaje.
Para que se haya producido la fusión de los fusibles de protección de los
transformadores de potencial por efecto del fenómeno de la ferrorresonancia se debe
comprobar que el fenómeno antes mencionado haya ocurrido, lo cual se puede hacer
cumpliendo los pasos que se mencionan en el apartado 2.13 del capitulo 2.
¾ La
condición número 1
se presenta en el sistema de potencia
estudiado ya que existen tanto las bobinas como los capacitares no
lineales (bobinas de los transformadores de potencial, capacitancia de
los conductores).
¾ La condición número 2 menciona la existencia de un neutro aislado
pero en el sistema estudiado el mismo esta conectado a tierra a través
49
de una resistencia, también menciona la fusión de fusibles o maniobras
monofásicas, es de mencionarse que la falla produjo la fusión de unos
fusibles.
¾ La Condición número 3 no se presenta en el sistema ya que los
transformadores de potencial presentan carga conectada en el
secundario y los transformadores de potencia están cargados al 50%
de la capacidad.
Debido que las condiciones no se presentaron en su totalidad en el sistema de
potencia no es probable que el fenómeno de ferroresonancia se haya producido.
A demás ninguno de los síntomas para que ocurra la ferrorresonancia
que se
mencionan en el apartado 2.13 se cumple por lo que es un punto negativo para la
existencia del fenómeno.
3.3.3 Apertura en uno ó varios puntos del sistema de puesta atierra de la
subestación.
El diseño de un Sistema de Conexión a Tierra (SCT) para seguridad de las personas y
protección de equipos tiene tres objetivos primordiales:
a)
Proveer un camino de retorno para las corrientes que puedan circular
hacia el terreno bajo condiciones de falla o de operación normal, sin exceder
cualquier límite de operación de los equipos que afecten adversamente la
continuidad de servicio.
b)
Asegurar que una persona en las inmediaciones de un SCT no esté
expuesta a un choque eléctrico peligroso para su vida.
c)
Servir de medio de control de los posibles sobrevoltajes que se pueden
presentar en una instalación. Bien sean sobrevoltajes de origen externo (rayos)
o de origen interno.
50
La relación entre los tres objetivos no es directa. Para cumplir a cabalidad con los
objetivo a) y c) se requiere una impedancia del camino de retorno de la corriente por
el terreno lo mas baja posible, idealmente cero. Mientras que el objetivo b) requiere
del control del perfil de voltajes sobre la superficie del terreno que aparece cuando
circula una corriente por el terreno. De acuerdo a la forma de estos perfiles de voltaje
una persona puede estar expuesta a una diferencia de potencial peligrosa para su vida
[10].
Existe una relación entre la impedancia del camino de retorno de una corriente por el
terreno y el perfil de voltajes. Esta relación depende fundamentalmente de las
características de conducción eléctrica del terreno (resistividad o conductividad) y de
la geometría del Sistema de Conexión a Tierra.
Cuando ocurre una falla de aislamiento que involucra un camino de retorno por el
terreno la corriente de falla, o una fracción de esta, drena hacia el suelo por medio del
SCT involucrado en el punto de la falla; y a su vez retorna a la fuente por medio del
SCT local de la fuente.
Zfo
Ze
Iofalla
Ifalla
Ifalla
Ifalla
Ifalla
falla
Vf
3RSE
3RP
Referencia
Remota
SCT de la Subestación
SCT local
Vf: Voltaje fase neutro de la fuente
Ze: Impedancia equivalente de los
circuitos de secuencia +, - , o
Zfo: Impedancia de secuencia cero
del circuito que sale de la S/E
RSE: Resistencia del SCT de la S/E
RP: Resistencia del SCT local
Figura 3.4 Retorno de la corriente de falla por el suelo [10]
51
En la figura 3.4 se ilustra como la resistencia a tierra de la fuente en la subestación y
la resistencia a tierra local en el punto de falla intervienen limitando la corriente de
falla. De acuerdo al circuito equivalente mostrado en la figura3.4 la corriente de fallo
está determinada mediante la siguiente expresión:
I ofalla =
Vf
Ze + Z + 3RSE + 3.RP
o
f
(3.1)
Donde
Vf: Voltaje fase neutro de la fuente
Ze: Impedancia equivalente de los circuitos de secuencia +, - , o
Zfo: Impedancia de secuencia cero del circuito que sale de la S/E
RSE: Resistencia del SCT de la S/E
RP: Resistencia del SCT local
Una de los principales objetivos de la SCT es de proveer un camino de retorno para
las corrientes que puedan circular hacia el terreno bajo condiciones de falla o de
operación normal, sin exceder cualquier límite de operación de los equipos que
afecten adversamente la continuidad de servicio, la circulación de la corriente por los
fusibles pudo haber sido por la existencia de uno o mas puntos de apertura en el
sistema de conexión a tierra de la subestación lo que causa que una parte de la
corriente no fluya por la malla de puesta a tierra sino que retorne al sistema por el
punto de conexión de los transformadores de potencial produciendo así la fusión de
los fusibles.
Por lo mencionado anteriormente se recomienda hacer un estudio completo de la
resistencia de puesta a tierra de la subestación para así tener información referente a
la misma o en el mejor de los casos hacer un estudio completo del sistema de
conexión de puesta a tierra de las subestaciones en estudio.
52
3.3.4 Incorrecta coordinación del relé de falla a tierra con el Fusible de
protección de los transformadores de potencial
En el momento del evento la corriente de falla monofásica a tierra fue detectada por
el relé 51N y mandó a abrir el interruptor de la salida 2 de la subestación principal en
un tiempo predeterminado por la curva tiempo-corriente del relé ver figura 3.6, antes
que la falla fuera interrumpida por el interruptor de potencia, la corriente circuló por
los fusible de protección de los transformadores de potencial y causó la fusión de los
mismos ver figura 3.5, esto se debió a que los fusible operaron mas rápido que el relé
51N debido a la incorrecta coordinación de las curvas del fusible y el relé.
En este punto se recomienda hacer la coordinación del fusible con el relé de falla a
tierra. Para ello se debe coordinar de tal manera que el relé de falla a tierra opere
antes que los fusibles se fundan, esto se logra haciendo que la curva del relé quede
por debajo de la curva del fusible.
Este informe se enfoca principalmente en las conexiones y estudio de los
transformadores de potencial de las subestaciones para evitar la fusión de los fusibles
por la Circulación de la corriente por el neutro de los transformadores de potencial en
el momento en que ocurre una falla monofásica atierra.
53
Figura 3.5 Curva tiempo corriente fusible EJ-1 0.5A
54
Figura 3.6 Curva tiempo corriente relé de falla a tierra
55
3.4 ESQUEMAS DE CONTROL DE LOS SUBESTACIONES ISBL Y OSBL
Los transformadores de potencial instalados en estas subestaciones son usados
tanto para medición, protección y control por ende es necesario hacer un estudio
sobre la importancia y su efecto dentro del sistema de control de las subestaciones en
general, para ello se muestra la parte del diagrama de control que involucra los
transformadores de potencial .Ver anexo E: plano de diagrama de control de las
subestaciones.
Como se observa en los planos E.3, E.4, E.5, E.6, E.8, E.11, E.15.E.17, E.21 y E.24
los transformadores de potencial junto con los transformadores de corriente son los
elementos encargados de entregar la energía a los diferentes aparatos dispuestos tanto
para la medición, control y protección del sistema de potencia. Hacer el estudio de las
conexiones de los transformadores de potencial implica implícitamente estudiar las
posibles modificaciones que se le deben hacer a las conexiones de los distintos
aparatos que se encuentran conectados a los transformadores de potencial, los cuales
son:
¾ Medidores de energía activa. (VARh)
¾ Medidores de energía reactiva. (kWh)
¾ Medidor de potencia activa. (W)
¾ Frecuencímetro.(F)
¾ Voltímetro. (V)
¾ Relé de bajo voltaje.( V< )
¾ Relé de baja frecuencia. ( F< )
¾ Relé de chequeo de sincronismo. (SINCHRO CHECK)
¾ Relé auxiliares. (F34,F35,F36)
Existen dos tipos de disposiciones de los transformadores de potencial como se
observa en los planos E.3, E.4, E.5, E.6.
Los transformadores de potencial de los planos E.4, E.5, E.6. conectados en las
llegadas de las dos subestaciones que son los encargados para la medición , control y
56
protección y los transformadores del plano E.3 Conectados en las barras de cada una
de las subestaciones que se encargas de medición de voltaje y protección
exclusivamente.
3.5 CONTROL ENCARGADO DE LA TRANSFERENCIA AUTOMÁTICA EN
LAS DOS SUBESTACIONES
La transferencia automática de ambas subestaciones se inicia a partir de los
diagramas que se muestran en los planos E.7, E.12, E.16, E.20 cada uno de estos
diagramas de control inician la transferencia automática de las llegadas de las
subestaciones. Como se observa en los planos para que se inicie la transferencia
deben cumplirse algunas condiciones.
La transferencia se inicia cuando existe un bajo voltaje que es detectado por el relé de
bajo voltaje F33A ó F33B dependiendo de la entrada. Cuando el relé detecta bajo
voltaje se inicia la
transferencia
a la otra entrada, pero se censa que otras
condiciones se cumplan como lo muestra los planos E.7, E.12, E.16, E.20. Estas son.
K34, que a su vez es activado por el relé K53 ver plano E.25, supervisa que no exista
falla en el circuito de medición por el disparo del interruptor termomagnético.
K51A y K51B, supervisan que no exista falla en los fusibles de medición de la
entrada A y B respectivamente.
S11A y S11B interruptores de fin de carrera, que supervisan que el interruptor de
potencia no este en posición de prueba.
Si alguna de estas condiciones se cumple la transferencia es bloqueada.
En la celda MT10 la cual es la celda de medición plano E.25 se muestra otra línea de
control por la cual se bloquea la transferencia con los relés K51A, S11A, K51B y
S11B respectivamente.
CAPÍTULO IV
SOLUCIONES PLANTEADAS
4.1 ESTUDIO DE LAS CONEXIONES DE LOS TRANSFORMADORES DE
POTENCIAL
Como se explicó anteriormente en el capitulo II los transformadores de voltaje
se conectan igual
que los transformadores de potencia, pero solo se utilizan las
conexiones que no producen desfases entre voltajes y corrientes del secundario con
respecto al primario, estas conexiones son:
4.1.1
Conexión estrella – estrella
El diagrama de conexión se muestra en la figura 2.1
El diagrama fasorial para una bancada estrella – estrella en condiciones de
equilibrio se muestra en la siguiente figura 4.1.
VCA
VAB
VCN
Vca
Vab
Vcn
VAN
Van
VBN
Vbn
VBC
Vbc
Figura 4.1.a Voltajes del primario
Figura 4.1.b Voltajes del secundario
Figura 4.2.a Corrientes del primario
Figura 4.2.b Corrientes del secundario
57
58
En este tipo de conexión todos los voltajes corrientes de línea están balanceados.
Las corrientes de línea son iguales a las corrientes de fase, el voltaje de línea es
calculado por la relación VL = 3 * V f .
La potencia aparente que puede entregar esta bancada es la siguiente:
S = 3 * VL * I L = 3 * V f * I f
(4.1)
4.1.1.1 Efecto de la corriente de excitación en la conexión estrella – estrella
En una conexión en estrella la suma de las componentes fundamentales de la
corriente de excitación será cero por estar desfasada 120º no así la suma de las
componentes armónicas de orden 3 o de cualquier armónico cuyo orden sea múltiplo
de 3, las cuales quedaran en fase y por lo tanto no se anulan. Si su suma es diferente
de cero, será necesario el uso del hilo neutro en el primario para proporcionar un
camino de retorno a estas corrientes. Si se elimina el hilo neutro en los devanados de
alta tensión y se coloca hilo neutro en baja tensión, permitiendo así la circulación de
los armónicos de la corriente de magnetización por este conductor, se crearan graves
problemas de desequilibrio de tensión cuando ocurra un desequilibrio de carga.
Las características de una
conexión estrella – estrella de una bancada de
transformadores queda influenciada por el comportamiento peculiar de los armónicos
de la corriente de excitación, que en determinadas circunstancias pueden ocasionar
problemas de desequilibrio. La conexión del neutro de los primarios ejerce efectos
importantes sobre las corrientes de excitación y sobre el comportamiento del banco
cuando se conectan cargas desbalanceadas en el secundario [8].
4.1.1.2 Neutro del primario aislado
En esta condición, la suma instantánea de las corrientes debe ser nula, o sea,
i A + i B + iC = o
(4.2)
59
Donde i A , i B e iC , son las respectivas corrientes que circulan por los primarios en
los sentidos de las flechas de la figura 4.3.
Esta restricción tiene un defecto
importante sobre el comportamiento del banco con cargas monofásicas al neutro.
c
iC
a
iA
iB
b
Figura 4.3 Conexión de los transformadores de potencial en estrella – estrella con
el neutro aislado
Vca
VCA
VCN
Vcn
VAN
VBC
VAB
Van
Vbc
VBN
Vab
Vbn
Figura 4.4 Diagrama fasorial de las tensiones de los transformadores de potencial
en estrella – estrella con el neutro aislado.
Considerando la conexión estrella – estrella de la figura 4.3, con las líneas del
secundario abierto y los neutros aislados. En estas condiciones las corrientes que
circulan por los primarios son las corrientes de excitación. Si las tensiones del
60
primario están equilibradas, podrán representarse por los vectores VAB, VBC y VCA
como se muestra en la figura 4.4, donde se tiene que:
V AB + VBC + VCA = 0
(4.3)
Análogamente, en el lado del secundario,
Vab + Vbc + Vca = 0
(4.4)
Si los transformadores tuvieran características de excitación iguales, las
corrientes de excitación y las tensiones respecto a neutro estarían equilibradas.
Cuando el neutro del primario esta aislado las tensiones respecto al neutro pueden
estar desequilibradas no solo por los desigualdades
de las características de
excitación, sino también, por la conexión de cargas desequilibradas entre línea y
neutro del lado del secundario.
Observe la figura 4.5, como los secundarios de los transformadores A y B están en
circuito abierto, las únicas corrientes que pueden circular por los primarios son sus
corrientes de excitación iφA e iφB. Como el neutro de los primarios esta aislado, la
suma instantánea de las corrientes del primario debe ser cero, o sea,
iϕA + iϕB + iC = 0
(4.5)
iC = −iϕA − iϕB
(4.6)
De donde,
Donde iC es la corriente que circula por el primario del transformador cargado, así
pues, la corriente que puede circular por el transformador cargado quede limitada por
las corrientes de excitación de los otros dos transformadores. Cualquier corriente de
carga que circule por el transformador C perturba las corrientes de excitación de los
transformadores A y B, en
consecuencia, se alteran grandemente las tensiones
respecto al neutro ver figura 4.6
61
B
A
iA
iB
iC
C
carga
Figura 4.5 Conexión de una carga desbalanceada en una conexión estrella –
estrella
Vab
VAB
VAN
Van
VBN
VCA
VBC
VCN
Vbn
Vca
Vbc
Vcn
Figura 4.6 Desbalance de los voltajes de fase cuando existe una carga monofásica.
4.1.1.3 Ventajas de la conexión estrella estrella
1.
Se tiene conocimiento tanto del voltaje de línea como el voltaje de fase.
2.
En la conexión estrella estrella con el neutro puesto a tierra si se producen
desbalances de carga no se presentan desbalance de voltaje ya que el neutro esta
solidamente puesto a tierra.
3.
Se pueden conectar en el secundario tanto aparatos monofásicos como
trifásicos.
4.
No elimina ninguna de las componentes de secuencia del voltaje del sistema.
62
5.
Solo se necesita un bushing en el lado de alta del transformador ya que el otro
borne esta conectado directamente a tierra.
6.
Debido a que la conexión es en estrella, el voltaje que maneja cada devanado
es el voltaje de fase por lo que se reduce el costo del aparato por motivos de
aislamiento.
4.1.1.4 Desventajas de la conexión estrella estrella
1. La conexión estrella estrella con el neutro puesto a tierra brinda un camino
de retorno a la corriente de secuencia cero cuando ocurre un cortocircuito
monofásico a tierra pudiendo causar con este, el posible disparo de los
fusibles del lado del primario del transformador causando por ende la salida
de operación del mismo.
2. En la conexión estrella estrella con el neutro puesto a tierra cuando se produce
una falla a tierra en una de las fases del sistema de potencia, se pueden
generar sobretensiones en las otras dos fases pudiendo causar el disparo de los
fusibles por el aumento de la corriente de magnetización de los
transformadores de voltajes.
3. Con la conexión estrella estrella con el neutro puesto a tierra se puede
generar el llamado fenómeno de ferrorresonancia debido a fallas monofásicas
a tierra, descargas atmosféricas, aperturas y cierres de interruptores; trayendo
consigo efectos muy dañinos para el transformador tal como la ruptura o el
daño por completo del lado del primario del transformador quedando intacto
el lado del secundario.
4. En la conexión estrella estrella con el neutro flotante
si se producen
desbalances de carga se presentan desbalance de voltaje. ver figura 4.6
4.1.1.5 Factor de corrección del voltaje de la conexión estrella – estrella
En circuito de la figura 4.7 se muestra la conexión estrella estrella con una carga
balanceada por medio de la cual se calcula el factor de corrección de esta conexión.
63
Figura 4.7 Transformador en conexión estrella con carga
Figura 4.8 Circuito equivalente de la conexión en estrella
El circuito se puede modelar como en la figura 4.8 para hallar el error en el voltaje
del secundario (factor de corrección).
Donde:
Et= voltaje en el secundario del transformador
Eb= voltaje en la carga
Zt= impedancia del transformador y el conductor
Zb= impedancia de la carga conectada
De la figura 4.8 se obtiene que;
Eb =
Et * Z b
Zb + Zt
(4.7)
64
Como se muestra en la expresión el voltaje Et es diferente del voltaje Eb.
Como se puede observar el factor
Zb
es el llamado factor de corrección, el
Zb + Zt
voltaje en cada una de las cargas será simétrico y balanceado por lo tanto tendrá el
mismo factor de corrección.
4.1.2
Conexión delta – delta
Figura 4.9 Conexión delta-delta
Figura 4.10 Corrientes de los transformadores en la conexión delta-delta
Figura 4.11 Diagrama fasorial de voltajes para una conexión delta-delta en
condiciones de equilibrio
65
En este tipo de conexión cada devanado debe soportar la tensión total de la línea
correspondiente, y la corriente por cada devanado se ve disminuida por la proporción
1
veces la corriente de línea. La potencia que puede entregar esta conexión será:
3
S = 3 * V f * I f = 3 * VL * I L .
(4.8)
La falta del hilo neutro en esta conexión no permite la instalación de cargas
monofásicas, ni la protección contra fallas a tierra, inconvenientes que limitan su
posibilidad de aplicación, sin embargo, presenta algunas ventajas como son:
¾ La conexión en delta permite la circulación local de los armónicos de orden
impar de la corriente de magnetización, repartiéndola entre los devanados
primarios y secundarios, eliminando de las líneas los efectos inductivos que
estas producen.
¾ El efecto de desequilibrio de cargas no crea sobre los devanados flujos
magnéticos adicionales, ya que la corriente que circulará cuando se cargue el
secundario de un solo transformador provocará corrientes primarias que se
reparten de igual forma que los devanados secundarios, limitando el
desequilibrio de F.E.M, el que proviene solo de las caídas de tensión.
4.1.2.1 Ventajas
1. Elimina el camino de circulación de la corriente de secuencia cero en el
momento de una falla monofásica a tierra.
2. No se producen sobretensiones en el momento que se de ocurrencia de un
falla monofásica a tierra como si puede ocurrir en una conexión estrella
estrella. Ver apartado 3.3.2 y la figura 3.3.
3. Los armónicos de tercer orden solo fluyen en la delta del transformador.
66
4.1.2.2 Desventajas
1. No se tiene un neutro físico, lo que implica que solo se conoce el voltaje
de línea a línea.
2.
El nivel de aislamiento de los devanados de este tipo de transformador
debe ser mayor que el de una conexión en estrella debido a que cada
devanado opera con el voltaje de línea a línea.
3.
Solo se pueden conectar aparatos tanto de medición como protección que
operen con valores de voltaje de línea a línea.
4. Se necesita que el transformador se construya con dos bushing en el
primario, ya que el mismo debe ser conectado por medio de los dos bornes
a las líneas.
5. Con esta conexión se elimina la componente de secuencia cero del voltaje
lo que implica que no se puede utilizar para alimentar relés de protección
contra fallas monofásicas a tierra.
4.1.2.3 Factor de corrección del voltaje de la conexión delta – delta
Dado el circuito de la figura 4.12
Figura 4.12 Transformador en conexión delta con carga
67
Figura 4.13 Circuito equivalente de la conexión en delta
El circuito se puede modelar como se muestra en la figura 4.13 para hallar el error
en el voltaje del secundario.
Eb =
Et * Z b
Zb + Zt
(4.9)
Como se muestra en la expresión el voltaje Et es diferente del voltaje Eb.
Como se puede observar el factor
Zb
es el llamado factor de corrección, que es
Zb + Zt
igual al factor que se presenta en la conexión estrella, el voltaje en cada una de las
cargas será simétrico y balanceado por lo tanto tendrá el mismo factor de corrección.
4.1.3
Conexión delta abierta o conexión en V
Cuando tres transformadores iguales están conectados en estrella o delta , la
disposición es simétrica. Aun cuando la mayoría de las transformaciones se realizan
por medio de estas disposiciones simétricas, un ejemplo importante de dispositivo
asimétrico es la conexión V o triangulo abierto que solo emplea dos transformadores,
ver figura 4.14. El banco es asimétrico respecto a las tres líneas, cuando se aplican a
los terminales de los primarios tensiones trifásicas equilibradas, en las líneas de los
secundarios se obtienen tensiones con un pequeño desbalance. Ver apartado 4.1.3.2
Factor de corrección de la conexión delta abierta.
68
Figura 4.14 Conexión en V o delta abierta
Si las tensiones de los primarios están equilibradas, el triangulo de tensiones
primarias se pueden representar como en la figura 4.15. Las tensiones de línea de los
secundarios V12 y V23 se obtienen directamente de los terminales de los secundarios
de los transformadores. En vacío las tensiones de los secundarios están casi en fase y
son iguales a las tensiones de los primarios correspondientes divididas por la razón de
transformación ver figura 4.15.
Figura 4.15 Diagrama vectorial de tensiones de una conexión delta abierta o
conexión “V”
Por la semejanza de los triángulos de tensiones de los primarios y secundarios, si
están equilibradas las tensiones de línea de los primarios, también lo estarán muy
aproximadamente las tensiones de línea de los secundarios en vacío. No obstante,
69
como el banco es asimétrico respecto a las tres líneas, los transformadores generan
un pequeño desequilibrio en las tensiones de los secundarios bajo carga.
El funcionamiento de la conexión en “V”
con cargas equilibradas crea un
desequilibrio de las f.e.m secundarias a causa de las distintas caídas de tensión por
impedancia
en las tres fases. Sin embargo, las corrientes primarias resultan
equilibradas al estar equilibradas las corrientes del secundario.
En este caso las corrientes armónicas de orden impar circularán no solo por los
devanados de alta y baja tensión, sino que lo harán por las líneas por lo que no
existirá sobretensiones.
La potencia aparente que puede entregar la conexión en “V” es un 57,7% de la
potencia que entrega la conexión delta – delta como se muestra a continuación:
La potencia nominal del sistema en delta es:
S Δ = 3 * VL * I L = 3 * V f * I f
(4.10)
La potencia que puede suministrar la conexión al eliminar un transformador será:
SV = 3 * VL * I L = 3 * VL * I f
(4.11)
Esto debido a que la corriente de línea es igual a la corriente de fase como se puede
observar en la figura 4.10.
Expresando SV en función de S Δ
3 *V f * I f
SV
=
= 0.577
3 *V f * I f
SΔ
(4.12)
SV = 0.577 S Δ
(4.13)
Por lo tanto
Expresando SV en función de la potencia
conectados.
( S total ) de los dos transformadores
70
3 *V f * I f
SV
=
= 0.866
2 *V f * I f
S total
(4.14)
SV = 0.866S total
(4.15)
Por lo tanto
En consecuencia la conexión en “V” tiene un bajo rendimiento.
Respecto a las corrientes por fase de cada transformador aún cuando circulan en
forma equilibrada,
se desfasarán respecto de su posición en triangulo como se
muestra a continuación:
Figura 4.16 Conexión delta de tres transformadores monofásicos
Figura 4.17 Conexión en delta abierta o en “V” de tres transformadores
monofásicos
71
En la figura 4.16 se tiene que en la conexión delta la suma de las corrientes de fase
son:
I L1 = I f 1 − I f 2
i L1 = i f 1 − i f 2
(4.16)
I L2 = I f 2 − I f 3
iL 2 = i f 2 − i f 3
(4.17)
I L3 = I f 3 − I f 1
iL3 = i f 3 − i f 1
(4.18)
Figura 4.18 Diagrama fasorial de corrientes para una conexión delta-delta en
condiciones de equilibrio
En la figura 4.17 se tiene que en la conexión delta abierta la suma de las corrientes
de fase son:
Como se observa en la figura I f 1 = 0 e i f 1 = 0
Por lo tanto:
I L1 = − I f 2
i L1 = −i f 2
(4.19)
I L2 = I f 2 − I f 3
iL 2 = i f 2 − i f 3
(4.20)
I L3 = I f 3
iL3 = i f 3
(4.21)
72
Figura 4.19 Posición de las corrientes en la conexión “V”
Ahora el desfase entre las corrientes i f 2 , i f 3 e
I f 2 , I f 3 es de 60 grados. Si el
sistema funciona con carga desequilibrada, esta se reparte tal que quedan
compensadas las corrientes en los devanados de alta y baja tensión de una misma
fase, por esta razón no existe desequilibrio entre f.e.m, ni entre los flujos magnéticos
derivados de estas corrientes.
4.1.3.1 Conexión delta abierta o conexión en “V”: Ventajas y desventajas
Esta conexión presenta las mismas ventajas y desventajas que la conexión delta. La
selección entre la conexión delta completa y la delta abierta se hace desde el punto de
vista económico, generalmente es mas económica la delta abierta
que la delta
completa. Además de las desventajas similares que tiene con la conexión en delta,
esta conexión produce un pequeño desbalance de voltajes en las cargas debido a la
asimetría que presenta [9].
4.1.3.2 Factor de corrección del voltaje de la conexión delta abierta
Dado el circuito de la figura 4.20
73
Fig 4.20 Transformador en conexión delta abierta con carga
Aunque la conexión es asimétrica se cumple que
E `AB + E `BC + E 'CA = 0
(4.22)
E `AB = E AB − Z x * I `a
(4.23)
E `AB − E `CA 2 E `AB + E `BC
=
Zb
Zb
(4.24)
Se tiene que;
donde
I `a =
Sustituyendo 4.24 en 4.23
E `AB = E AB −
Zx
* (2 E `AB + E´ BC )
Zb
(4.25)
Por otra parte
donde
I `b =
E `BC = E BC − Zx * I `b
(4.26)
E `BC − E `CA 2 E `BC + E `AB
=
Zb
Zb
(4.27)
74
E `BC = E BC −
Zx
* (2 E `BC + E `AB )
Zb
(4.28)
Resolviendo las ecuaciones (4.28) y (4.25) para E`AB y E `BC y recordando
E `BC = E `AB e
que
j
2π
3
se tiene:
⎛ − j 2π ⎛ Z ⎞ ⎛
⎜ e 3 * ⎜ x ⎟ − ⎜1 + 2 Z x
⎜Z ⎟ ⎜
⎜
Zb
⎝ b⎠ ⎝
*⎜
2
2
⎜ ⎛ Zx ⎞ ⎛
Zx ⎞
⎜ ⎜⎜ ⎟⎟ − ⎜⎜1 + 2 ⎟⎟
Zb ⎠
⎝ ⎝ Zb ⎠ ⎝
⎞ ⎞⎟
⎟⎟
⎠⎟
⎟
⎟
⎟
⎠
(4.29)
⎛ j 2π ⎛ Z ⎞ ⎛
⎜ e 3 * ⎜ x ⎟ − ⎜1 + 2 Z x
⎜Z ⎟ ⎜
⎜
Zb
⎝ b⎠ ⎝
E `AB = E AB * ⎜
2
2
⎜ ⎛ Zx ⎞ ⎛
Zx ⎞
⎜ ⎜⎜ ⎟⎟ − ⎜⎜1 + 2 ⎟⎟
Zb ⎠
⎝ ⎝ Zb ⎠ ⎝
⎞ ⎞⎟
⎟⎟
⎠⎟
⎟
⎟
⎟
⎠
(4.30)
E `BC = E BC
A partir de la ecuación (4.22) se tiene:
E `CA = − E `AB − E `BC
⎛ j 2π ⎛ Z ⎞ ⎛
⎞
⎛ − j 2π ⎛ Z ⎞ ⎛
⎞
⎜ e 3 * ⎜ x ⎟ − ⎜1 + 2 Z x ⎞⎟ ⎟
⎜ e 3 * ⎜ x ⎟ − ⎜1 + 2 Z x ⎞⎟ ⎟
⎜Z ⎟ ⎜
⎜Z ⎟ ⎜
⎜
⎜
Z b ⎟⎠ ⎟
Z b ⎟⎠ ⎟
⎝ b⎠ ⎝
⎝ b⎠ ⎝
−
E`CA = −E AB * ⎜
E
*
⎟
⎜
⎟ (4.31)
BC
2
2
2
2
⎜ ⎛ Zx ⎞ ⎛
⎜ ⎛ Zx ⎞ ⎛
Zx ⎞ ⎟
Zx ⎞ ⎟
⎜⎜ ⎜⎜ ⎟⎟ − ⎜⎜1 + 2 ⎟⎟ ⎟⎟
⎜⎜ ⎜⎜ ⎟⎟ − ⎜⎜1 + 2 ⎟⎟ ⎟⎟
Z
Z
Zb ⎠ ⎠
b
b
⎠ ⎠
⎝ ⎝ ⎠ ⎝
⎝ ⎝ Zb ⎠ ⎝
Expresando E AB y E BC en función de ECA
⎡
⎢ 2π
⎢ −j
E`CA = −ECA ⎢e 3
⎢
⎢
⎣
⎛ j 2π ⎛ Z ⎞ ⎛
⎞
⎜ e 3 *⎜ x ⎟ − ⎜1+ 2 Z x ⎞⎟ ⎟
⎜Z ⎟ ⎜
⎜
Z b ⎟⎠ ⎟ j 23π
⎝ b⎠ ⎝
*⎜
⎟+e
2
2
⎜ ⎛ Zx ⎞ ⎛
Zx ⎞ ⎟
⎜⎜ ⎜⎜ ⎟⎟ − ⎜⎜1+ 2 ⎟⎟ ⎟⎟
Zb ⎠ ⎠
⎝ ⎝ Zb ⎠ ⎝
⎛ − j 2π ⎛ Z ⎞ ⎛
⎞⎤
⎜ e 3 *⎜ x ⎟ − ⎜1+ 2 Z x ⎞⎟ ⎟⎥
⎜Z ⎟ ⎜
⎜
Z b ⎟⎠ ⎟⎥
⎝ b⎠ ⎝
*⎜
⎟⎥
2
2
⎜ ⎛ Zx ⎞ ⎛
Z x ⎞ ⎟⎥
⎜⎜ ⎜⎜ ⎟⎟ − ⎜⎜1+ 2 ⎟⎟ ⎟⎟⎥
Z b ⎠ ⎠⎦
⎝ ⎝ Zb ⎠ ⎝
(4.32)
75
A modo de ejemplo para observar el desbalance entre las fases se asume que la
impedancia de cada transformador es Z x = (1 + j 5) y que la carga conectada al
mismo en delta tiene una impedancia de valor Z b = 50 .
Sustituyendo estos valores de impedancia en las ecuaciones (4.29), (4.30) y
(4.32) respectivamente se tiene:
E `AB
= 1.0254∠ − 9.85
E AB
(4.33)
E `BC
= 0.8838∠ − 5.93
E BC
(4.34)
E `CA
= 1.017∠ − 1.1
E CA
(4.35)
Claramente se observa que los tres factores de corrección son diferentes entre si,
además la conexión delta abierta introduce un desfase diferente en cada una de las
fases de los voltajes lo que puede causar una incorrecta medición de las secuencias
positivas, negativa y cero de los voltajes, (ver simulaciones de una conexión delta
partida en anexos A). Sin embargo, los desbalances son generalmente muy pequeños
para las cargas prácticas conectadas al transformador. Por otra parte, los errores no
son significativos para la aplicación de relés de protección.
Por lo que se observa en las ecuaciones (4.29), (4.30) y (4.32) los desbalances en
cada fase van a depender estrictamente del valor de la impedancia de la carga como
del valor de impedancia del transformador usado.
La clase de los transformadores conectados en las subestaciones es 1% con este dato
se puede tener el valor de la impedancia de los transformadores, el voltaje en el
secundario nominal es de 100 V línea a línea y tienen una capacidad de carga de
450VA.
Corriente del secundario del transformador máxima.
76
I=
450
100 * 3
= 2.598 A
(4.36)
Utilizando la clase del transformador se obtiene el valor de impedancia.
VZT = 100 * 0.01 = 1V
Zx =
(4.37)
VZT
1
=
= 0.3849 Ώ con un factor de potencia 0.8
I
2.598
(4.38)
La carga conectada a los transformadores de potencial se toma en su valor límite en
este caso 450 VA con un factor de potencia de 0.8.
Por lo tanto Zb=38.44 con fp=0.8
(4.39)
Usando el dato de las ecuaciones (4.38), (4.39) y las ecuaciones (4.7), (4.9), (4.29),
(4.30), y (4.32) se obtienen los factores de corrección para las diferentes tipos de
conexión de los transformadores de potencial.
Tabla 4.1 Factores de corrección para los diferentes conexiones de los
transformadores de potencial
Tipo de conexión Voltaje de línea Factor de corrección
Estrella - estrella
Delta – delta
Delta abierta
E`AB/EAB
0.9938∠ − 0.4049
E`BC/EBC
0.9938∠ − 0.4049
E`CA/ECA
0.9938∠ − 0.4049
E`AB/EAB
0.9938∠ − 0.4049
E`BC/EBC
0.9938∠ − 0.4049
E`CA/ECA
0.9938∠ − 0.4049
E`AB/EAB
1.0071∠ − 0.91
E`BC/EBC
0.9899∠ − 0.79
E`CA/ECA
1.0025∠ − 0.037
Como se observa en la Tabla 4.1 el factor de corrección para la conexión estrella y la
conexión delta de los transformadores es el mismo para los tres voltajes de línea por
lo que la caída de tensión es el mismo. Mientras que en la conexión delta abierta el
77
factor de corrección y el valor del ángulo son diferentes y pueden causar incorrectas
mediciones.
Para evitar la fusión de los fusibles que protegen a los transformadores de potencial
en el momento de una falla monofasica a tierra se hará el cambio de los
transformadores que están actualmente en operación para unos que tengan dos
bushing y se conectaran en delta para evitar la circulación de la corriente de secuencia
a cero. Se pueden cambiar a dos tipos de conexión: la conexión delta - delta y la
conexión delta abierta.
Escoger cual de estas dos tipos de conexiones se debe usar tiene un peso tanto
económico como técnico, la conexión delta abierta es mas económica que la conexión
delta delta ya que solo se utilizan dos transformadores. Hay que tener en cuenta que
la conexión delta abierta produce diferentes factores de corrección lo que a su vez
genera un error adicional en la medición que no se produce en la conexión delta delta.
Bajo este contexto, ante la posibilidad de cambiar a dos tipos de conexión, se podría
plantear que la conexión delta delta es la mejor conexión desde el punto de vista
técnico, sin embargo, no es la mas recomendable ya que con este tipo de conexión
algunos elementos del sistema de medición (contadores de energía activa) son
afectados y no pueden ser reemplazados por otro tipo de conexión interna.
Sobre la base de lo expuesto anteriormente, se recomienda hacer el cambio de las
conexiones de los transformadores de potencial a la conexión delta abierta.
Loa transformadores de potencial conectados son de 150VA cada uno la potencia
total es de 450VA. Al cambiar la conexión de los transformadores a delta abierta se
utilizan solo dos transformadores 200 VA cada uno sumando una potencia total
instalada de 400VA la conexión tendrá una capacidad de potencia de
346VA
capacidad suficiente para soportar la carga conectada al secundario de transformador.
4.2 POSIBLES
CAMBIOS
DE
LOS
DIFERENTES
ELEMENTOS
CONECTADOS A LOS TRANSFORMADORES
Al hacer el cambio de la conexión estrella – estrella a la conexión delta –
abierta de los transformadores de potencial se debe estudiar los posibles cambios
78
que se le deben hacer a los diferentes elementos conectados a estos como se
muestra en las figuras 3.6, 3.9 y 3.10.
¾ Medidores de energía activa. (VARh)
¾ Medidores de energía reactiva. (kWh)
¾ Medidor de potencia activa. (W)
¾ Frecuencímetro.(F)
¾ Voltímetro. (V)
¾ Relé de bajo voltaje.( V< )
¾ Relé de baja frecuencia. ( F< )
¾ Relé de chequeo de sincronismo. (SINCHRO CHECK)
¾ Relé auxiliares. (F34,F35,F36)
Observando las especificaciones (ver anexo A) y las conexiones en el diagrama
de control (ver planos E.3, E.4, E.5, E.6, E.8, E.11, E.15.E.17, E.21 y E.24) de
cada uno de los aparatos conectados a los transformadores de potencial se dan los
posibles cambios que en cada elemento se deben realizar para que puedan operar
en la nueva conexión de los transformadores.
El relé de baja frecuencia, figura A.8, funciona con un valor de voltaje de línea
por lo que no es afectado por el cambio de la conexión.
El relé de chequeo de sincronismo, figura A.7, tiene la opción de operar tanto con
voltaje de fase como con voltaje de línea (actualmente esta operando con voltaje
de línea) por lo que tampoco se ve afectado por el cambio de la conexión.
En el diagrama de conexiones se observa que el frecuencímetro opera con voltaje
de fase (57.73V) por lo que es de esperarse que este elemento no funcione con la
nueva conexión que no admite voltaje de fase pero en las especificaciones de
dicho frecuencímetro, figura A.4, el fabricante da un rango de voltaje en el cual
el aparato puede operar por lo que este elemento sirve para la nueva conexión que
admite solo voltaje de línea (100V).
79
El relé de bajo voltaje, figura A.6, es un relé trifásico que opera con voltajes de
línea por lo que no se ve afectado por el cambio de conexión de los
transformadores.
El voltímetro ,ver figura A.1 ,que se encuentra instalado puede medir tanto voltaje
de fase como voltaje de línea ya que posee un selector, en este elemento se
eliminará la conexión de medición de voltaje de fase, en la conexión nueva no
puede ser posible dicha medición porque no existe un neutro físico.
El problema del cambio de la conexión de los transformadores de potencial se
concentra principalmente en los medidores de energía, el vatímetro y el relé
auxiliar F34,F35,F36.
Para los medidores de energía activa (ML200), ver Figura A.10, se observa que
los diagramas de conexión usados son los de la conexión estrella estrella , para el
modelo ML200 y la conexión delta abierta para el modelo FL200 esto implica que
si se hace el cambio de conexión de los transformadores se debe hacer el cambio
de los medidores de energía ya que el medidor que se encuentra actualmente
instalado en el sistema solo opera con la conexión de los transformadores de
potencial en estrella, al hacer el cambio de conexión de los transformadores se
debe cambiar los medidores de energía activa para el modelo FL200, cuyo
diagrama de conexión se muestra en la figura A.12.
Para los medidores de energía reactiva ML200φ1 ocurre igual que en el caso de
los medidores de energía activa, el medidor de energía reactiva instalado solo
puede operar con la conexión de los transformadores en estrella, ver figura A.15,
al hacer el cambio de la conexión de los transformadores de potencial a delta
abierta se debe cambiar el tipo de medidor a un FL200 φ1, ver figura A.14. El
diagrama de conexión de este aparato se muestra en la figura A.16.
En los medidores de potencia activa AQW96DT, se presenta el mismo problema
que en los medidores de energía, ellos solo operan con la conexión de los
transformadores de potencial en estrella, ver figura A.3.1 Al hacer el cambio de
80
los transformadores de potencial se debe cambiar el medidor de potencia activa al
modelo AQW96D el cual opera con la conexión de los transformadores en delta
abierta, ver figura A.3.2.
En los relés auxiliares (MC22 LOVATO), F34, F35, F36, se presentan dos
problemas, el primero de ellos es que los mismos funcionan con un voltaje de
60V nominal. Con los transformadores de potencial conectados en estrella los
relés operan con un voltaje de 57.7V, ver planos E.3, E.4, E.5, E.6. Al hacer el
cambio de los transformadores de potencial el voltaje a los que se verá expuesto
los relés será de 100V por lo que se deberá hacer el cambio de los relés a unos
que puedan operar con este voltaje y que presenten las mismas características. El
segundo problema es que al hacer el cambio de la
conexión de los
transformadores de potencial de estrella a delta partida, uno de los relés deberá ser
eliminado porque el mismo siempre estará con un potencial de cero voltios ya que
estará conectado entre el punto de puesta a tierra del secundario del transformador
y la puesta atierra de los relés, ver planos E.30, E.31, E.32, E.33.
El último problema mencionado, implica que se debe hacer un cambio en una
parte del diagrama de control que se muestra en los planos E.25, E.27. La función
de esta parte del sistema es supervisar que los fusibles del primario del
transformador de potencial estén en funcionamiento en el caso que uno o dos de
ellos se funda, esta parte del sistema de control es la encargada de enviar una
señal al PLC para bloquear la transferencia indebida. En el caso que se fundan los
tres fusibles, el sistema de control no bloquea la transferencia, ya que si en
realidad hay una perdida total del sistema, el sistema de control lo vería como
pérdida instantánea de los fusibles y mandaría a bloquear la transferencia lo cual
no puede ocurrir por lo que esta condición es anulada con el diagrama de control
mostrado en los planos E.25, E.27. Al hacer el cambio de la conexión de los
transformadores se debe eliminar un relé auxiliar y el diagrama de control
quedará como se muestra en los planos E.38, E.39. En el nuevo diagrama de
81
control debido a que solo existirán dos fusibles
para la protección de los
transformadores de potencial, el diagrama supervisará que los fusibles estén en
funcionamiento, en el caso que uno de ellos se funda, el sistema de control envía
una señal al PLC para bloquear la transferencia indebida. En el caso que se
fundan los dos fusibles el sistema de control no bloquea la transferencia, ya que si
en realidad hay una perdida total del sistema, el sistema de control lo vería como
pérdida instantánea de los fusibles y mandaría a bloquear la transferencia lo cual
no puede ocurrir.
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Del buen diseño del sistema de control y protección depende la continuidad del
servicio eléctrico en una subestación eléctrica. Esto se ve reflejado en la detección y
despeje oportuno de fallas que involucren cualquier elemento del sistema eléctrico.
Con el estudio realizado del sistema de protección, control y medición del sistema
eléctrico de las subestaciones de la planta olefinas II se llega a un conjunto de
conclusiones para mejorar el sistema de control y así evitar pérdida de gran parte del
sistema de potencia por operaciones indebidas en el momento de una falla en el
sistema.
Lo primero que se ha demostrado en este estudio es la causa de la fusión de los
fusibles de protección de los transformadores de potencial, haciendo para ello un
análisis del diagrama de secuencia cero del sistema de potencia para poder ver la
circulación de la corriente de falla y así concluir que en el momento del evento una
porción de la corriente que retornó por el neutro de los transformadores de potencial
hizo que los fusibles operaran.
Conocido el problema se buscaron las posibles soluciones para evitar que en el
momento de una falla monofásica a tierra los fusibles no operen, llegando a la
conclusión de que para evitar la fusión de los mismo hay que restringir la circulación
de la corriente de falla a través del neutro de los transformadores de potencial,
motivo por el cual se plantea hacer el cambio de la conexión de los transformadores
de estrella-estrella a delta abierta.
Al hacer el cambio de la conexión de los transformadores de potencial, debido a que
estos son los encargados de entregar la información al sistema de protección, control
y medición, se hicieron los cambios necesarios en el diagrama de control para lograr
adaptarlo a la nueva configuración de los transformadores.
82
83
En este punto hay que mencionar que otra posible causa del retorno de la corriente de
cortocircuito por el neutro de los transformador de potencial es que algún punto del
sistema de conexión a tierra del sistema de potencia este abierto lo que no permite
que la corriente fluya por el sistema de puesta a tierra si no que retorne al sistema a
través de los transformadores de potencial causando la fusión de los fusibles. Dicho
esto se recomienda hacer un estudio detallado del sistema de puesta a tierra de las
subestaciones que conforman la planta Olefinas II para así evitar daños mayores.
Otra recomendación para evitar la fusión de los fusibles es hacer la coordinación de
los fusibles con el relé de falla a tierra, logrando que la curva tiempo corriente del relé
quede por debajo de la curva tiempo corriente del fusible para garantizar con ello que
en el momento de una falla monofásica a tierra el relé de falla a tierra opere en un
tiempo mucho menor que el fusible evitando por lo tanto la fusión del mismo.
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1] Romero T. Carlos. Protección de sistemas de potencia. Universidad de los
Andes, Facultad de Ingeniería, Mérida, Venezuela, Cap. 2.
[2] Schneider Electric, Cuaderno técnico nº 0PT-52, Robert Capella, Conceptos
Generales de Instalaciones Trifásicas, Febrero 2005.
[3] Mason C. Russell: The Art and Science of Protective relaying. New
york,Jonh wiley & Sons ,1956.Cap 8.
[4] GENERAL ELECTRIC. Manual of INSTRUMEN TRANSFORMER,
Operation and application information.
[5] Palacio Ramón Antonio, Introducción a la protección de sistemas de
potencia, Valencia ,1978.
[6] Schneider Electric, Cuaderno técnico nº 190, Philippe Ferracci, La
Ferroresonancia, Francia, 1997.
[7] AEG. Proyecto subestaciones principal y área de tanques, planta olefinas II.
Zulia, 1989.
[8] MIT, Magnetic Circuits and Transformers. Massachusetts Institute of
Technology, Department of Electrical Engineering, Cambridge, 1943.
[9] Horowitz Stanley H., Phadke Arun G. Power System Relaying, Englan: Jonh
wiley & Sons, 1993.
[10] Briceño Hildemaro. Sistema de conexión de puesta a tierra.Universidad
de los andes .Mérida, Venezuela.
[11] Manual Relé mínima tensión RU(Z) 100/300.
[12] Manual amperímetros, voltímetros, frecuencímetros y vatímetros :Langer
MESSTECHNIK.
[13] GEC Measurements, SERVICE MANUAL MAVS, Check Synchronising
relays.
[14] LANDIS & GYR, ML/FL200, Transformer-connected for tree-phase
networks.
[15] Manual relé baja frecuencia, GEK-49923.
LOVATO. Relés de control. Disponible
en: wwww.Lovatoelectric.com.
Consultado ( 15 de Mayo de 2007).
Asea Brown
Boberi. Transformadores de potencial. Disponible en:
www.ABB/transformadores.com. Consultado (15 de Mayo de 2007).
84
Anexo A
Especificaciones de los equipos
Fig A.1 Vatímetro AQW96DT 240º (0-5MW)
Tabla A.1 Especificaciones de los vatímetros
Tabla A.2 Modelos de vatimetros
Fig A.3.1 Diagrama de
conexión vatímetro
AQW96D
Fig A.3.2 Diagrama de
conexión vatímetro
AQW96DT
Fig A.4 Frecuencímetro AQ96FI 240º (45-65 Hz)
Tabla A.3 Especificaciones de frecuencímetros
Fig. A.5 Voltímetro AQ96E (0-5KV)
Tabla A.4 Modelos de Voltímetros
Relé de bajo voltaje: RUOZ 356
-Vn = 240 V rango de ajuste 60 – 240 V, ajustado en 100V
- Frecuencia 60Hz
- Ajuste de tiempo 0.05 – 10 seg.
- Potencia consumida 1 VA
Fig A.6 Diagrama de conexión relé de bajo voltaje
Relé de chequeo de sincronismo.
- MAVS02 G.E.C
- 69.3/120 V puede operar tanto con voltaje de fase como de línea.
- potencia consumida no especifica.
Fig A.7 Diagrama de conexión relé chequeo de sincronismo
Relé de baja frecuencia SFF31A
¾ Voltaje nominal 120 Vrms, 44 a 61 Hertz
Minimo voltaje de operación 24 Vrms
Maximo voltaje de operación 135 Vrms
¾ Rango de frecuencia de operación
44 a 60.98 Hertz
¾ Minimos incrementos de frecuencia
0.016 Hz a 44.00 Hertz
0.030 Hz a 60.98 Hertz
¾ Error en frecuencia
± 0.005 Hertz a un rango de temperatura de -20ºC a 65ºC
¾ Desconexión por bajo voltaje
Maximo
108 Vrms (90%)
Minimo
24 Vrms (20%)
Tiempo de operación bajo voltaje
Tiempo de reset bajo voltaje
menos de 28 milisegundos
menos de 5 milisegundos
¾ Burden
1.32 VA, 1.3 W , 0.2 VAR
Fig A.8 Diagrama de Conexión relé baja frecuencia
Fig A.9 Contador de energía activa MLmyf14
Tabla A.5 Especificaciones contadores de energía activa
Especificaciones
ML240
FL240
Ib/Imax (A)
0.3/1.
2
0.6/2.
4
1.5/6
0.5/2
2.5/10
0.3/1.
2
0.6/2.
4
1.5/6
0.5/2
2.5/10
Corriente
secundaria
transformador
1
2
5
1
5
1
2
5
1
5
0.45/0.
6
0.45/0.
6
Voltaje V
3x57.7/100……3x290/500
3x100….3x500
Frecuencia Hz
50 ó 60
50 ó 60
1/3.7
1..3/4..9
Potenci
a
W/VA
Circuito
de
Voltaje
Circuito
de
corrient
e
0.9/1.
4
0.9/1.
4
0.9/1.
4
0.45/0.
6
0.45/0.
6
0.8/1.
4
0.8/1.
4
0.8/1.
4
Fig A.10 Diagramas de conexión contadores de energía activa
Fig A.11 Diagrama de conexión contador energía activa MLmyf14
Fig A.12 Diagrama de conexión contador energía activa FLmyf14
Fig A.13 Contador de energía reactiva FLφ1myf14
Tabla A.6 Especificaciones contadores de energía reactiva
Especificaciones
ML240φ1
0.3/1.2
0.6/2.
4
1.5/6
0.5/2
2.5/10
0.3/1.
2
0.6/2.
4
1.5/6
0.5/2
2.5/10
1
2
5
1
5
1
2
5
1
5
0.4/0.
6
0.4/0.
6
Ib/Imax (A)
Corriente secundaria
transformador
FL240 φ1
Voltaje V
3x57.7/100……3x290/500
3x100….3x500
Frecuencia Hz
50 ó 60
50 ó 60
1/3.7
2.6/4.5
Potencia
W/VA
Circuito
de
Voltaje
Circuito
de
corriente
0.8/1.2
0.8/1.
2
0.8/1.
2
0.4/0.
5
0.4/0.
5
0.8/1.
2
0.8/1.
2
0.8/1.
2
Fig A.14 Diagramas de conexiones contadores de energía reactiva
Fig A.15 Diagrama de conexión ML200φ1myf14
Fig A.16 Diagrama de conexión contador energía activa FLmyf14
Fig A.17 Transformador de potencial UCK17 : Potencia 150VA, clase=1
Tabla A.5 Especificaciones de los transformadores
Tabla A.6 Modelos de transformadores
Fig A.18 Transformador de potencial VCK17 : Potencia 200VA ,clase=0.5
Tabla A.7 Especificaciones de los transformadores
Tabla A.8 Modelos de transformadores
Rele auxiliar F34, F35, F36: LOVATO MC22
Relé auxiliar monofásico, bobina para 60 VAC, 2NA+ NC
Potencia de consumo no especifica.
Tensión mínima de disparo se desconoce. Se cree un 80% Vn=57.7V. Realizar
una prueba al relé.
Rele auxiliar F34, F35, F36: LOVATO
Tabla A.9 Especificaciones de relés auxiliares
TIPO
DRV1
Voltaje
nominal Vac
100
110
127
Disparo
mínima
tensión
Tiempo de
disparo
Limite de
tensión de
empleo
Potencia
consumida
Estado del relé
Composición
de contactos
RV1ET
110
220
230
240
380
400
415
RVLE
110
220
230
240
380
400
415
85-98% Vn
60-120% Vn
60-100% Vn
0.1-10s
0.05-5s
0.3-30s
0.8-1.15 Vn
0.6-1.2Vn
0.6-1.2Vn
7VA
2.9VA
2.7VA
Normalmente
excitado
Normalmente
excitado
Normalmente
excitado
1 conmutado
1 conmutado
1 conmutado
SIMULACIONES DE LOS DESBALANCES DE VOLTAJE DE LINEA QUE PRODUCE LA
CONEXIÓN DELTA PARTIDA HACIENDO USO DE LOS PROGRAMAS ATP Y MATLAB
Figura A.19 Simulación de la conexión delta partida en el programa ATP.
Resultado obtenido de la simulación en ATP
% Step
Time
A=[
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
5500
6000
6500
7000
7500
0.0
.5E-3
.1E-2
.0015
.002
.0025
.003
.0035
.004
.0045
.005
.0055
.006
.0065
.007
.0075
FASE
1
3
143.182709
125.91099
104.178812
78.756047
50.54331
20.540051
-10.19085
-40.560734
-69.493735
-95.964885
-119.03643
-137.89105
-151.86081
-160.45083
-163.3568
-160.47577
FASE
1
Tierra
144.172814
158.215732
166.65378
169.188034
165.728718
156.39838
141.527551
121.643037
97.4492589
69.8032919
39.6845084
8.1598815
-23.653813
-54.62956
-83.670027
-109.74644
FASE
Tierra
3
-.9901045
-32.304742
-62.474968
-90.431987
-115.18541
-135.85833
-151.7184
-162.20377
-166.94299
-165.76818
-158.72094
-146.05093
-128.207
-105.82127
-79.686771
-50.729326
8000
8500
9000
9500
10000
10500
11000
11500
12000
12500
13000
13500
14000
14500
15000
15500
16000
16500
17000
17500
18000
18500
19000
19500
20000
20500
21000
21500
22000
22500
23000
23500
24000
24500
25000
25500
26000
26500
27000
27500
28000
28500
29000
29500
30000
.008
.0085
.009
.0095
.01
.0105
.011
.0115
.012
.0125
.013
.0135
.014
.0145
.015
.0155
.016
.0165
.017
.0175
.018
.0185
.019
.0195
.02
.0205
.021
.0215
.022
.0225
.023
.0235
.024
.0245
.025
.0255
.026
.0265
.027
.0275
.028
.0285
.029
.0295
.03
-151.9098
-137.96236
-119.12753
-96.072549
-69.614149
-40.689633
-10.323667
20.4080205
50.4167435
78.6394283
104.076272
125.826162
143.118597
155.340985
162.060341
163.038629
158.241192
147.837981
132.197537
111.873929
87.587131
60.1975155
30.6753729
.066539932
-30.54465
-60.073781
-87.474768
-111.77692
-132.11931
-147.78132
-158.2081
-163.03027
-162.07702
-155.38211
-143.18271
-125.91099
-104.17881
-78.756047
-50.54331
-20.540051
10.1908496
40.5607342
69.4937346
95.9648848
119.036431
-131.93503 -19.97477
-149.44976 11.4874023
-161.67016 42.5426277
-168.16331 72.0907593
-168.69919 99.0850398
-163.25882 122.569183
-152.03492 141.711253
-135.42511 155.83313
-114.0178
164.434541
-88.571348 167.210777
-59.987215 164.063487
-29.278004 155.104166
2.46839389 140.650204
34.1273481 121.213637
64.5773241 97.4830171
92.7396161 70.2990127
117.616561 40.6246306
138.326881
9.5111008
154.136901 -21.939365
164.486546 -52.612617
169.009172 -81.422041
167.544564 -107.34705
160.144607 -129.46923
147.071447 -147.00491
128.788208 -159.33286
105.942582 -166.01636
79.3438871 -166.81866
49.9343958 -161.71131
18.7559536 -150.87527
-13.086928
-134.69439
-44.466198
-113.7419
-74.270231 -88.760042
-101.4432
-60.633816
-125.0225
-30.359608
-144.17281
.990104477
-158.21573
32.3047421
-166.65378
62.4749682
-169.18803
90.4319874
-165.72872 115.185408
-156.39838
135.858329
-141.52755 151.7184
-121.64304 162.203772
-97.449259 166.942993
-69.803292 1 65.768177
-39.684508 158.72094
30500
31000
31500
32000
32500
33000
33500
34000
34500
35000
35500
36000
36500
37000
37500
38000
38500
39000
39500
40000
40500
41000
41500
42000
42500
43000
43500
44000
44500
45000
45500
46000
46500
47000
47500
48000
48500
49000
49500
.0305
.031
.0315
.032
.0325
.033
.0335
.034
.0345
.035
.0355
.036
.0365
.037
.0375
.038
.0385
.039
.0395
.04
.0405
.041
.0415
.042
.0425
.043
.0435
.044
.0445
.045
.0455
.046
.0465
.047
.0475
.048
.0485
.049
.0495
137.891053
151.860815
160.450832
163.356798
160.475768
151.909805
137.96236
119.127531
96.0725487
69.6141489
40.6896331
10.3236668
-20.40802
-50.416744
-78.639428
-104.07627
-125.82616
-143.1186
-155.34099
-162.06034
-163.03863
-158.24119
-147.83798
-132.19754
-111.87393
87.587131
-60.197515
-30.675373
-.06653993
30.5446502
60.0737809
87.474768
111.776918
132.119315
147.781319
158.208096
163.030273
162.077021
155.382109
-8.1598815
23.6538133
54.62956
83.6700272
109.746442
131.935034
149.449763
161.670158
168.163308
168.699189
163.258817
152.034919
135.42511
114.017798
88.5713483
59.9872149
29.2780044
-2.4683939
-34.127348
-64.577324
-92.739616
-117.61656
-138.32688
-154.1369
-164.48655
-169.00917
-167.54456
-160.14461
-147.07145
-128.78821
-105.94258
-79.343887
-49.934396
-18.755954
13.0869277
44.4661979
74.270231
101.443204
125.022501
146.050934
128.207001
105.821272
79.6867708
50.7293263
19.9747701
-11.487402
-42.542628
-72.090759
-99.08504
-122.56918
-141.71125
-155.83313
-164.43454
-167.21078
-164.06349
-155.10417
-140.6502
-121.21364
-97.483017
-70.299013
-40.624631
-9.5111008
21.9393645
52.6126169
81.4220411
107.347049
129.469234
147.004907
159.332858
166.016363
166.818655
161.711314
150.875268
134.694391
113.741898
88.7600416
60.6338165
30.3596081];
200
150
Veficaz = 118.263
100
Veficaz =115.28 V
50
Veficaz> =119.51 V
0
-50
-100
-150
-200
0
0.005
0.01
0.015
0.02
0.025
0.03
0.035
0.04
0.045
0.05
Gráfico A.1 Voltajes de línea de la delta partida.
180
170
160
150
140
130
120
110
0.01
0.012
0.014
0.016
0.018
0.02
0.022
0.024
Gráfico A.2 Voltajes de línea de la delta partida aplicando un zoom.
ANEXO B
Diagrama en escalera programa PLC subestaciones 16-EA-101/201
Entradas y salidas para transferencia automática programa subestación OSBL
TAG NUEVO
DI_01_01
DIRECCION NUEVA
DIRECCION ANTERIOR
%I1.4.1
I 1,0
BORNERO
TB1-01
DESCRIPCION
INDIC INCOMER "A" CERRADO
24V TB1-02
DI_01_02
%I1.4.2
I 1,1
TB1-03
INDIC INCOMER "A" EXTRAIDO O EN PRUEBA
24V TB1-04
DI_01_03
%I1.4.3
I 1,2
TB1-05
INDIC BAJA/FALTA TENSION EN LINEA LLEGADA "A"
24V TB1-06
DI_01_05
%I1.4.5
I 1,4
TB1-09
INDIC DE FALLA EN LA LLEGADA "A"
24V TB1-10
DI_01_07
%I1.4.7
I 1,6
TB1-13
INDIC FALTA DE VOLTAJE EN BARRA "A"
24V TB1-14
DI_01_13
%I1.4.13
I 1,C
TB1-25
INDIC DE INCOMER "B" CERRADO
24V TB1-26
DI_01_14
%I1.4.14
I 1,D
TB1-27
INDIC DE INCOMER "B" EXTRAIDO O EN PRUEBA
24V TB1-28
DI_01_15
%I1.4.15
I 1,E
TB1-29
INDIC BAJA/FALTA TENSION EN LINEA "B"
24V TB1-30
DI_01_17
%I1.4.17
I 11,0
TB1-33
INDIC FALLA EN LLEGADA "B"
24V TB1-34
DI_01_19
%I1.4.19
I 11,2
TB1-37
INDICAICON FALTA D EVOLTAJE EN BARRA "B"
24V TB1-38
DI_01_22
%I1.4.22
I 11,5
TB1-43
INDIC DE ENLACE CERRADO
24V TB1-44
DI_01_23
%I1.4.23
I 11,6
TB1-45
INDIC DE ENLACE EXTRAIDO O EN PRUEBA
24V TB1-46
DI_01_25
%I1.4.25
I 11,8
TB1-49
24V TB1-50
INDIC DE EFECTUAR TRANSF AUTOMATICA
DI_03_32
%I1.6.32
TB5-277
I 13,F
INDIC LINEAS A/B EN SINCRONISMO
24V TB5-278
DO_04_01
DO_04_02
DO_04_03
DO_04_04
DO_04_05
DO_04_06
DO_04_07
DO_04_08
DO_04_09
DO_04_10
DO_04_11
DO_04_14
_04_15
%I1.7.1
%I1.7.2
%I1.7.3
%I1.7.4
%I1.7.5
%I1.7.6
%I1.7.7
%I1.7.8
%I1.7.9
%I1.7.10
%I1.7.11
%I1.7.14
%I1.7.15
O 4,0
O 4,1
O 4,2
O 4,3
O 4,4
O 4,5
O 4,6
O 4,7
O 4,8
O 4,9
O 4,A
O 4,D
O 4,E
R13
TB2-107
R44
108
R13
TB2-109
R44
110
R13
TB2-111
R44
112
R13
TB2-113
R44
114
R13
TB2-115
R44
116
R13
TB2-117
R44
118
R13
TB2-119
R44
120
R13
TB2-121
R44
122
R13
TB2-123
R44
124
R13
TB2-125
R44
126
R13
TB2-127
R44
128
R13
TB2-133
R44
134
R13
TB2-135
R44
136
ABRIR INTERRUPTOR DE LLEGADA "A"
CERRAR INTERRUPTOR DE LLEGADA "A"
PARAR MOTOR 190 JAM
PARAR MOTOR 140 JC
PARAR MOTOR 122 JC
PARAR MOTOR 02-C-7201-M1
PARAR MOTOR 121-LJ1M
ABRIR INTERRUPTOR DE LLEGADA "B"
CERRAR INTERRUPTOR DE LLEGADA "B"
PARAR MOTOR 02-C-7401-M1
PARAR MOTOR 121-LJ2M
TRANSFERIR VOLTAJE AUX DE CONTROL
RETRANSFERIR VOLTAJE AUX DE CONTROL
Diagrama en escalera subestación OSBL
Entradas y salidas para transferencia automática programa subestación ISBL
TAG_NUEVO
ADD_NUEVO
DI_01_1
%I1.5.1
ADD_VIEJO
I 1,0
TIPO
EBOOL
RELE ASOCIADO
INDICACION ALIMENTADOR "A" CERRADO
DESCRIPCIÓN
DI_01_2
%I1.5.2
I 1,1
EBOOL
INDICACION ALIMENTADOR "A" EN SERVICIO
DI_01_3
%I1.5.3
I 1,2
EBOOL
DI_01_6
%I1.5.6
I 1,5
EBOOL
INDIC BAJA / FALTA TENSION LINEA LLEGADA "A"
INDIC FALLA SOBRECORRIENTE INSTANT/CORTOCIRC BARRA
"A"
DI_01_7
%I1.5.7
I 1,6
EBOOL
INDIC BAJA/ FALTA TENSION EN BARRA "A"
DI_01_10
%I1.5.10
I 1,9
EBOOL
INDICACION MOTOR 02-E-8901-G EN MARCHA
DI_01_11
%I1.5.11
I 1,A
EBOOL
INDICACION MOTOR 02-E-8901-I EN MARCHA
DI_01_12
%I1.5.12
I 1,B
EBOOL
INDICACION MOTOR 02-P-8901-A EN MARCHA
DI_01_13
%I1.5.13
I 1,C
EBOOL
INDICACION MOTOR 02-P-8901-C EN MARCHA
DI_01_14
%I1.5.14
I 1,D
EBOOL
INDICACION ENLACE CERRADO
DI_01_15
%I1.5.15
I 1,E
EBOOL
INDICACION ENLACE EN SERVICIO
DI_01_17
%I1.5.17
I 11,0
EBOOL
SELECTOR DE TRANSFERENCIA AUTOMATICO
DI_01_23
%I1.5.23
I 11,6
EBOOL
INDICACION ALIMENTADOR "B" CERRADO
DI_01_24
%I1.5.24
I 11,7
EBOOL
INDICACION ALIMENTADOR "B" EN SERVICIO
DI_01_25
%I1.5.25
I 11,8
EBOOL
DI_01_28
%I1.5.28
I 11,B
EBOOL
INDIC BAJA / FALTA TENSION LINEA DE LLEGADA "B"
INDIC FALLA SOBRECORRIENTE INSTANT/CORTOCIRC BARRA
"B"
DI_01_29
%I1.5.29
I 11,C
EBOOL
INDICACION BAJA / FALTA TENSION EN BARRA "B"
DI_01_32
%I1.5.32
I 11,F
EBOOL
INDICACION MOTOR 02-E-8901-F EN MARCHA
DI_02_1
%I1.6.1
I 2,0
EBOOL
INDICACION MOTOR 02-E-8901-H EN MARCHA
DI_02_2
%I1.6.2
I 2,1
EBOOL
INDICACION MOTOR 02-P-8901-B EN MARCHA
DI_02_25
%I1.6.25
I 12,8
EBOOL
INDIC DISPARO FALLA TRAFO 16-ET-101/HILO PILOTO
DI_02_26
%I1.6.26
I 12,9
EBOOL
INDIC DISPARO FALLA TRAFO 16-ET-102/ HILO PILOTO
DI_03_13
%I1.7.13
I 3,C
EBOOL
INDIC BAJA/ FALTA TENSION INSTAT EN LLEG "B"
DI_03_14
%I1.7.14
I 3,D
EBOOL
INDIC BAJA/ FALTA TENSION INSTAT EN LLEG "A"
DO_01_1
%Q1.12.1
O20,0
EBOOL
R13/R200
SEÑAL PARA ABRIR INTERRUPTOR LLEG "A"
DO_01_2
%Q1.12.2
O20,1
EBOOL
R13/R201
SEÑAL PARA CERRAR INTERRUPTOR LLEG "A"
DO_01_3
%Q1.12.3
O20,2
EBOOL
R13/R202
SEÑAL TRANSF VOLTAJE CONTROL A CIRC LLEG "B"
DO_01_4
%Q1.12.4
O20,3
EBOOL
R13/R203
SEÑAL PARAR MOTOR 02-G-4001-G1
DO_01_6
%Q1.12.6
O20,5
EBOOL
R13/R205
SEÑAL PARAR MOTOR 02-P-8301R-M1
DO_01_8
%Q1.12.8
O20,7
EBOOL
R13/R207
SEÑAL PARAR MOTOR 02-E-8901-G M1
DO_01_9
%Q1.12.9
O20,8
EBOOL
R13/R208
SEÑAL REARRANCAR MOTOR 02-E-8901-G M1
DO_01_10
%Q1.12.10
O20,9
EBOOL
R13/R209
SEÑAL PARAR MOTOR 02-E-8901-I M1
DO_01_11
%Q1.12.11
O20,A
EBOOL
R13/R20A
SEÑAL REARRANCAR MOTOR 02-E-8901-I M1
DO_01_12
%Q1.12.12
O20,B
EBOOL
R13/R20B
SEÑAL PARAR MOTOR 02-P-8901-A M1
DO_01_13
%Q1.12.13
O20,C
EBOOL
R13/R20C
SEÑAL REARRANCAR MOTOR 02-P-8901-A M1
DO_01_14
%Q1.12.14
O20,D
EBOOL
R13/R20D
SEÑAL PARAR MOTOR 02-P-8901-C M1
DO_01_15
%Q1.12.15
O20,E
EBOOL
R13/R20E
SEÑAL REARRANCAR MOTOR 02-P-8901-C M1
DO_02_1
%Q1.13.1
O21,0
EBOOL
R13/R210
SEÑAL PARA ABRIR INTERRUPTOR LLEG "B"
DO_02_2
%Q1.13.2
O21,1
EBOOL
R13/R211
SEÑAL PARA CERRAR INTERRUPTOR LLEG "B"
DO_02_3
%Q1.13.3
O21,2
EBOOL
R21/R212
SEÑAL PARA RETRANSF VOLT CONTROL A CIRC LLEG "A"
DO_02_4
%Q1.13.4
O21,3
EBOOL
R13/R213
SEÑAL PARAR MOTOR 02-G-4002-G1
DO_02_6
%Q1.13.6
O21,5
EBOOL
R13/R215
PARAR MOTOR 02-C-5501-M1
DO_02_8
%Q1.13.8
O21,7
EBOOL
R13/R217
SEÑAL PARAR MOTOR 02-E-8901-F M1
DO_02_9
%Q1.13.9
O21,8
EBOOL
R13/R218
SEÑAL REARRANCAR MOTOR 02-E-8901-F M1
DO_02_10
%Q1.13.10
O21,9
EBOOL
R13/R219
SEÑAL PARAR MOTOR 02-E-8901-H M1
DO_02_11
%Q1.13.11
O21,A
EBOOL
R13/R21A
SEÑAL REARRANCAR MOTOR 02-E-8901-H M1
DO_02_12
%Q1.13.12
O21,B
EBOOL
R13/R21B
SEÑAL PARAR MOTOR 02-P-8901-B M1
DO_02_13
%Q1.13.13
O21,C
EBOOL
R13/R21C
SEÑAL REARRANCAR MOTOR 02-P-8901-B M1
DO_02_14
%Q1.13.14
O21,D
EBOOL
R21/R21D
RESERVA SALIDA
DO_02_15
%Q1.13.15
O21,E
EBOOL
R13/R21E
SEÑAL CERRAR ENLACE
DO_02_16
%Q1.13.16
O21,F
EBOOL
R13/R21F
SEÑAL ABRIR ENLACE
DO_08_11
%Q\2.2\1.8.11
O27,A
EBOOL
R13/R27A
RESERVA SALIDA
Diagrama en escalera subestación ISBL
ANEXO C
Motores de las subestaciones 16-EA-101/201
MOTORES
SUBESTACIONES 16-EA-101/201
EQUIPO
1
2
3
C-0101
C-0201
C-0301
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
C-0401
C-0501
C-0601
E-2801-A
E-2801-B
E-2801-C
E-2801-D
E-2801-E
E-2801-F
E-2801-G
E-2801-H
E-2801- I
E-2801-J
E-2801-K
E-2801-L
E-2801-M
E-2801-N
E-2801-O
E-2801-P
23
E-2801-Q
FUNCION
POTENCIA CORRIENTE VOLTAJE
UBICACIÓN
kW
A
V
TABLERO
90
90
90
145
145
145
480
480
480
18-EA-101/A
18-EA-101/A
18-EA-101/A
Motor Ventilador de Tiro
Motor Ventilador de Tiro
Motor Ventilador de Tiro
Motor Ventilador Enfriador de Gas Crudo
Motor Ventilador Enfriador de Gas Crudo
Motor Ventilador Enfriador de Gas Crudo
Motor Ventilador Enfriador de Gas Crudo
Motor Ventilador Enfriador de Gas Crudo
Motor Ventilador Enfriador de Gas Crudo
Motor Ventilador Enfriador de Gas Crudo
Motor Ventilador Enfriador de Gas Crudo
Motor Ventilador Enfriador de Gas Crudo
Motor Ventilador Enfriador de Gas Crudo
Motor Ventilador Enfriador de Gas Crudo
Motor Ventilador Enfriador de Gas Crudo
Motor Ventilador Enfriador de Gas Crudo
Motor Ventilador Enfriador de Gas Crudo
Motor Ventilador Enfriador de Gas Crudo
Motor Ventilador Enfriador de Gas Crudo
90
90
90
17.2
17.2
17.2
17.2
17.2
17.2
17.2
17.2
17.2
17,2
17,2
17,2
17,2
17,2
17,2
17,2
145
145
145
28,5
28,5
28,5
28,5
28,5
28,5
28,5
28,5
28,5
28,5
28,5
28,5
28,5
28,5
28,5
28,5
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
18-EA-101/B
18-EA-101/B
18-EA-101/B
18-EA-102/A
18-EA-102/B
18-EA-102/A
18-EA-102/B
18-EA-102/A
18-EA-102/B
18-EA-102/A
18-EA-102/B
18-EA-102/A
18-EA-102/B
18-EA-102/A
18-EA-102/B
18-EA-102/A
18-EA-102/B
18-EA-102/A
18-EA-102/B
Motor Ventilador Enfriador de Gas Crudo
17,2
28,5
480
18-EA-102/A
Motor Ventilador de Tiro
Motor Ventilador de Tiro
Motor Ventilador de Tiro
CELDA
BT4,F
BT5,F
BT6,F
BT17,E
BT18,D
BT19,F
BT1,D
BT16,A
BT2,D
BT16,B
BT3,D
BT17,C
BT4,D
BT18,C
BT5.D
BT19.C
BT6.D
BT20.C
BT7.D
BT21.C
BT8.B
BT22.D
BT9.C
24
E-2801-R
Motor Ventilador Enfriador de Gas Crudo
17,2
28,5
480
18-EA-102/B
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
E-2801-S
E-2801-T
P-2802-M
P-2802-R
P-2803-M
P-2803-R
P-2804-M
P-2804-R
P-2805-M
P-2805-R
P-2806
P-3001-M
P-3001-R
P-3101-M
P-3101-R
Motor Ventilador Enfriador de Gas Crudo
Motor Ventilador Enfriador de Gas Crudo
Motor Bomba Agua Proceso.
Motor Bomba Agua Proceso.
Motor Bomba Ciclo de Gasolina.
Motor Bomba Ciclo de Gasolina.
Motor Bomba para Agua de Reciclo.
Motor Bomba para Agua de Reciclo.
Motor Bomba Recirculación Agua Lavado
Motor Bomba Recirculación Agua Lavado
Motor Bomba Aceite Residual.
Motor Bomba Agua Proceso.
Motor Bomba Agua Proceso.
Motor Bomba de Agua de Lavado.
Motor Bomba de Agua de Lavado.
17,2
17,2
22
22
6.3
6.3
66
66
1.3
1.3
6.3
54
54
13.2
13.2
28,5
28,5
34
34
10.8
10,8
106
106
2.8
2.8
10.8
81
81
21.5
21.5
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
18-EA-102/A
18-EA-102/B
18-EA-101/A
18-EA-101/B
18-EA-101/A
18-EA-101/B
18-EA-101/A
18-EA-101/B
18-EA-101/A
18-EA-101/B
18-EA-101/A
18-EA-101/A
18-EA-101/B
18-EA-101/A
18-EA-101/B
40
P-3102
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
51
52
53
54
55
P-3301-M
P-3301-R
P-3302
P-3303
P-3501-A
P-3501-B
P-3501-R
P-3502-M
P-3502-R
P-3503-M
P-3503-R
56
P-3506
P-3504-M
P-3504-R
P-3505-M
P-3505-R
Motor Bomba de Aceite Condesado.
1.3
2.8
480
18-EA-101/B
Motor Bomba Principal Aceite C-3101
Motor Bomba Principal Aceite C-3101
Motor Bomba Emergencia Aceite C-3101
Motor Bomba Giro Lento X-3101
Motor Bomba de Recirculación de Cáustico.
Motor Bomba de Recirculación de Cáustico.
Motor Bomba de Recirculación de Cáustico.
Motor Bomba Dosificadora de NaOH
Motor Bomba Dosificadora de NaOH
Motor Bomba Dosificadora de NaOH
Motor Bomba Dosificadora de NaOH
Motor Bomba de Cáustico Usado
Motor Bomba de Cáustico Usado
Motor Bomba Dosificadora de H2SO4
Motor Bomba Dosificadora de H2SO4
152
152
6.3
0.66
6.3
6,3
6,3
3,45
3,45
0,2
0,2
4,6
4,6
0,63
0,63
235
235
10.2
1.34
10.8
10.8
10,8
6,5
6,5
0,75
0,75
7.5
7,5
1,3
1,3
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
18-EA-102/A
18-EA-102/B
18-EA-102/B
18-EA-102/B
18-EA-101/A
18-EA-101/B
18-EA-101/A
18-EA-102/A
18-EA-102/B
18-EA-102/A
18-EA-102/B
18-EA-102/A
18-EA-102/B
18-EA-102/A
18-EA-102/B
5,0 Hp
41
480
18-EA-102/B
Motor Bomba Servicio de Acido Sulfúrico
BT23.E
BT10.C
BT24.F
BT4.E
BT20.G
BT2.C
BT22.C
BT7.C
BT16.D
BT1.B
BT15.B
BT1.C
BT9.E
BT22.F
BT7.B
BT15.C
BT14.B
BT5.E
BT18.E
BT25.C
BT23.B
BT6.B
BT22.D
BT8.C
BT6.C
BT24.D
BT3.B
BT26.E
BT2.C
BT22.C
BT2.B
BT23.C
BT20.A
57
P-3701-M
58
59
60
61
62
63
64
65
66
67
68
69
70
71
72
73
74
75
76
77
78
79
80
81
82
83
84
85
86
87
88
89
P-3701-R
P-3702-M
P-3702-R
Motor Bomba Alimentación Deetanizador.
Motor Bomba Alimentación Deetanizador.
Motor Bomba Alimentación Deetanizador
Motor Bomba Alimentación Deetanizador
P-3801-M Motor Bomba Reflujo Desmetanizador
P-3801-R Motor Bomba Reflujo Desmetanizador
P-4001-M Motor Bomba Alimentación Desmetanizador
P-4001-R Motor Bomba Alimentación Desmetanizador
P-4002-M Motor Bomba Principal Aceite Expansor
P-4002-R Motor Bomba Auxiliar Aceite Expansor
G - 4001 - M Motor Generador Turbo Expansor
G - 4002 - M Motor Generador Turbo Expansor
P-4003
Motor Bomba Emergencia Lubricación C-5501
P-4101-M Motor Bomba Reflujo Desmetanizador
P-4101-R Motor Bomba Reflujo Desmetanizador
P-4301-M Motor Bomba Reflujo del Separador C2
P-4301-R Motor Bomba Reflujo del Separador C2
P-4501-M Motor Bomba Lubricación C-4401/4601
P-4501-R Motor Bomba Lubricación C-4401/4601
P-4502
Motor Bomba Emerg. Aceite C4401/4601
P-4503
Motor Bomba Giro Lento X-4601
E-4601-A Motor Ventilador Enfriador de Propileno
E-4601-B Motor Ventilador Enfriador de Propileno
E-4601-C Motor Ventilador Enfriador de Propileno
E-4601-D Motor Ventilador Enfriador de Propileno
E-4601-E Motor Ventilador Enfriador de Propileno
E-4601-F
Motor Ventilador Enfriador de Propileno
E-4601-G Motor Ventilador Enfriador de Propileno
E-4601-H Motor Ventilador Enfriador de Propileno
E-4601-I
Motor Ventilador Enfriador de Propileno
E-4601-J
Motor Ventilador Enfriador de Propileno
E-4601-K Motor Ventilador Enfriador de Propileno
E-4601-L
Motor Ventilador Enfriador de Propileno
25,5
41
480
18-EA-101/A
25,5
25,5
25,5
108
108
8,6
8,6
22
22
600
600
4
8,6
8,6
63
63
152
152
6,3
0,66
21,3
21,3
21,3
21,3
21,3
21,3
21,3
21,3
21,3
21,3
21,3
21,3
41
41
41
159
159
14,3
14,3
34
34
98
98.8
6,5
14,3
14,3
97
97
230
230
10,2
1,39.
35
35
35
35
35
35
35
35
35
35
35
35
480
480
480
480
480
480
480
480
480
4160
4160
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
18-EA-101/B
18-EA-101/A
18-EA-101/B
18-EA-101/A
18-EA-101/B
18-EA-101/A
18-EA-101/B
18-EA-102/A
18-EA-102/B
16-EA-101/A
16-EA-101/B
18-EA-102/B
18-EA-101/A
18-EA-101/B
18-EA-101/A
18-EA-101/B
18-EA-102/A
18-EA-102/B
18-EA-102/B
18-EA-102/B
18-EA-102/A
18-EA-102/B
18-EA-102/A
18-EA-102/B
18-EA-102/A
18-EA-102/B
18-EA-102/A
18-EA-102/B
18-EA-102/A
18-EA-102/B
18-EA-102/A
18-EA-102/B
BT1.D
BT15.D
BT2.D
BT16.C
BT3.F
BT16.E
BT7.A
BT20.E
BT10.F
BT24.G
MT5
MT20
BT27.I
BT9.B
BT21.F
BT8.F
BT17.D
BT6.E
BT20.E
BT26.F
BT25.B
BT7.E
BT16.C
BT8.C
BT17.D
BT8.D
BT18.D
BT9.D
BT19.D
BT9.E
BT20.D
BT10.D
BT21.D
90
91
92
93
94
95
96
97
98
99
100
101
102
103
104
105
106
107
108
109
110
111
112
113
114
115
116
117
118
119
120
121
122
E-4601-M
E-4601-N
E-4601-O
E-4601-P
E-4601-Q
E-4601-R
P-5101-M
P-5101-R
C-5501
P-5501-M
P-5501-R
P-5502
P-5701-M
P-5701-R
E-5702-A
E-5702-B
E-5703-M1
P-6101-M
P-6101-R
P-6201-M
P-6201-R
E-6301-M1
E-6301-M2
P-6301-M
P-6301-R
P-6302-M
P-6302-R
P-6303-M
P-6303-R
P-7102-A
P-7102-B
C-7201
P-7202-M
Motor Ventilador Enfriador de Propileno
21,3
35
480
18-EA-102/A
Motor Ventilador Enfriador de Propileno
Motor Ventilador Enfriador de Propileno
Motor Ventilador Enfriador de Propileno
Motor Ventilador Enfriador de Propileno
Motor Ventilador Enfriador de Propileno
Motor Bomba Reflujo Despropanizador.
Motor Bomba Reflujo Despropanizador.
Motor Compresor Reflujo Propileno.
Motor Bomba Servicio Propileno.
Motor Bomba Servicio Propileno.
Motor Bomba Auxiliar Lubricación C-5501
Motor Bomba Reflujo Desbutanizador.
Motor Bomba Reflujo Desdutanizador.
Motor Ventilador Condesado Desbutanizador.
Motor Ventilador Condesado Desbutanizador.
Motor Ventilador Enfriador Fraccionador.
Motor Bomba Alimentadora de Gasolina.
Motor Bomba Alimentadora de Gasolina.
Motor Bomba Hidrogenación de Gasolina.
Motor Bomba Hidrogenación de Gasolina.
Motor Ventilador Enfriador de Aire.
Motor Ventilador Enfriador de Aire.
Motor Bomba Hidrogenación de Gasolina.
Motor Bomba Hidrogenación de Gasolina.
Motor Bomba Hidrogenación de Gasolina.
Motor Bomba Hidrogenación de Gasolina.
Motor Bomba Hidrogenación de Gasolina.
Motor Bomba Hidrogenación de Gasolina.
Motor Bomba Circulación Propileno
Motor Bomba Circulación Propileno.
Motor Compresor Recuperación Propileno.
Motor Bomba Lubricación C-7201
21,3
21,3
21,3
21,3
21,3
25,5
25,5
2500
36
36
15
4,6
4,6
12,6
12,6
2,53
18
18
6,3
6,3
8,6
8,6
1,75
1,75
36
36
22
22
21,3
21,3
1050
36
35
35
35
35
35
41
41
417
55
55
22,5
7,6
7,6
21
21
5
28,5
28,5
10.8
10,8
15
15
3,4
3,4
55
55
34
34
43
43
177
55
480
480
480
480
480
480
480
4160
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
4160
480
18-EA-102/B
18-EA-102/A
18-EA-102/B
18-EA-102/A
18-EA-102/B
18-EA-101/A
18-EA-101/B
16-EA-101/B
18-EA-102/A
18-EA-102/B
18-EA-102/A
18-EA-101/A
18-EA-102/B
18-EA-101/A
18-EA-101/B
18-EA-101/A
18-EA-101/A
18-EA-101/B
18-EA-101/A
18-EA-101/B
18-EA-101/A
18-EA-101/B
18-EA-101/A
18-EA-101/B
18-EA-101/A
18-EA-101/B
18-EA-101/A
18-EA-101/B
18-EA-102/A
18-EA-102/B
16-EA-201/A
18-EA-201/A
BT10.E
BT22.E
BT11.D
BT23.F
BT11.E
BT25.D
BT3.E
BT17.C
MT18
BT8.E
BT23.G
BT5.B
BT3.D
BT19.D
BT8.D
BT20.F
BT4.D
BT6.D
BT14.C
BT9.A
BT22.E
BT6.D
BT18.B
BT8.B
BT21.E
BT9.C
BT14.D
BT5.E
BT21.G
BT11.F
BT26.H
MT5
BT1.G
123
P-7202-R
Motor Bomba Lubricación C-7201
124
125
126
127
128
129
130
131
132
133
134
135
136
137
138
139
140
141
142
143
144
145
146
147
148
149
150
151
152
153
154
155
C-7401
P-7402-M
P-7402-R
P-7501-M
P-7501-R
P-7502-A
P-7502-B
P-7503-M
P-7503-R
P-7504-M
P-7504-R
P-7601-M
P-7601-R
P-7602-M
P-7602-R
P-7602-C
P-7603-M
P-7603-R
P-8121-M
P-8121-R
P-8125-M
P-8125-R
P-8201-M
P-8201-R
E-8201-A
E-8201-B
E-8201-C
E-8201-D
E-8201-E
E-8201-F
E-8201-G
Motor Compresor Recuperación Etileno
Motor Bomba Lubricación C-7401
Motor Bomba Lubricación C-7401
Motor Bomba Área Efluente.
Motor Bomba Área Efluente.
Motor Bomba Área Efluente
Motor Bomba Área Efluente
Motor Bomba Área Efluente
Motor Bomba Área Efluente
Motor Bomba Área Efluente
Motor Bomba Área Efluente
Motor Bomba Área Esfera.
Motor Bomba Área Esfera.
Motor Bomba Área Esfera.
Motor Bomba Área Esfera.
Motor Bomba Área Esfera.
Motor Bomba Área Esfera.
Motor Bomba Área Esfera.
Motor Bomba Estación Control Hidráulico
Motor Bomba Estación Control Hidráulico
Motor Bomba Estación Control Hidráulico
Motor Bomba Estación Control Hidráulico
Motor Bomba Condesado Turbina Proceso.
Motor Bomba Condesado Turbina Proceso.
Motor Ventilador Enfriador de Gas.
Motor Ventilador Enfriador de Gas.
Motor Ventilador Enfriador de Gas.
Motor Ventilador Enfriador de Gas.
Motor Ventilador Enfriador de Gas.
Motor Ventilador Enfriador de Gas.
Motor Ventilador Enfriador de Gas.
Motor Ventilador Enfriador de Gas.
E-8201-H
36
55
480
18-EA-201/B
2700
36
36
1,85
1,85
96
96
4,4
4,4
8,6
8,6
8,6
8,6
4,6
4,6
4,6
2,55
2,55
2,53
2,53
1,75
1,75
51,5
51,.5
152
152
152
152
152
152
152
152
400
55
55
4,1
4,1
164
164
8,7
8,7
13,9
13,9
13,9
13,9
7,5
7,5
7,5
4,7
4,7
5
5
3,7
3,7
80
80
235
235
235
235
235
235
235
235
4160
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
16-EA-201/B
18-EA-201/A
18-EA-201/B
18-EA-102/A
18-EA-102/B
18-EA-102/A
18-EA-102/B
18-EA-102/A
18-EA-102/B
18-EA-101/B
18-EA-101/B
18-EA-201/A
18-EA-201/B
18-EA-201/A
18-EA-201/B
18-EA-201/B
18-EA-201/A
18-EA-201/B
18-EA-102/A
18-EA-102/B
18-EA-102/A
18-EA-102/B
18-EA-101/A
18-EA-101/B
18-EA-101/A
18-EA-101/B
18-EA-101/A
18-EA-101/B
18-EA-102/A
18-EA-102/B
18-EA-102/A
18-EA-102/B
BT5.E
MT13
BT2.G
BT6.G
BT7.C
BT22.F
BT7.F
BT22.F
BT3.C
BT17.B
BT15.A
BT15.A
BT1.E
BT5.D
BT2.F
BT6.F
BT6.A
BT2.E
BT5.C
BT4.C
BT18.B
BT5.C
BT19.B
BT8.E
BT18.C
BT1.E
BT14.E
BT2.E
BT15.E
BT1.E
BT16.D
BT2.E
BT17.E
156
E-8201-I
Motor Ventilador Enfriador de Gas.
152
235
480
18-EA-102/A
157
158
159
160
161
162
163
164
165
166
167
168
169
170
171
172
173
174
175
176
177
178
179
180
181
182
183
184
185
186
187
188
E-8201-J
E-8201-K
E-8201-L
P-8203-M
P-8203-R
P-8204-M
P-8204-R
Motor Ventilador Enfriador de Gas.
Motor Ventilador Enfriador de Gas.
Motor Ventilador Enfriador de Gas.
Motor Bomba Bota Condesado turbina.
Motor Bomba Bota Condesado turbina.
Motor Bomba Bota Condesado Proceso.
Motor Bomba Bota Condesado Proceso.
Motor Bomba Bota Condesado Proceso.
Motor Bomba Bota Condesado Proceso.
Motor Bomba Agua a Caldera.
Motor Ventilador Enfriador Condesado.
Motor Bomba Auxiliar Lubricación T-8301-R
Motor Bomba Dosifficadora de Hidrocine.
Motor Bomba Lubricación P-8301-R
Motor Bomba Lubricación Emerg. P-8301-R
Motor Bomba Succión Piscina Pulidores.
Motor Bomba Inhibidor de Corrosión.
Motor Bomba Inhibidor Polimerización.
Motor Bomba Inhibidor Polimerización.
Motor Bomba D.M.D.S.
Motor Bomba D.M.D.S.
Motor Bomba D.M.D.S.
Motor Bomba Servicio Metanol.
Motor Bomba Servicio Metanol.
Motor Bomba
Motor Bomba Portátil
Motor Ventilador Enfriador Gas Refrigeración.
Motor Bomba Mechurrio.
Motor Bomba efluentes mechurrio
Motor Bomba efluentes mechurrio
Motor Bomba Torre Enfriamiento
Motor Bomba Torre Enfriamiento
152
152
152
36
36
1,75
235
235
235
55
55
3,6
1,75
1,75
1,75
960
8,6
4,6
0,26
1,5
1,5
10 Hp.
0,29
0,86
0,86
0,26
0,26
0,5 Hp.
13,2
13,2
0
8,6
12,6
1,3
4,6
4,6
700
700
3,6
3,6
3,6
159
15
9
0,69
2,9
2,9
12,1
0,77
1,8
1,8
0,76
0,76
1,2
21,3
21,3
0
13,9
21
2,8
7,5
7,5
126
126
480
480
480
480
480
480
480
480
480
4160
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
4160
4160
18-EA-102/B
18-EA-102/A
18-EA-102/B
18-EA-101/A
18-EA-101/B
18-EA-101/A
18-EA-101/B
18-EA-101/A
18-EA-101/B
16-EA-101/A
18-EA-101/A
18-EA-102/B
18-EA-101/A
18-EA-101/A
18-EA-101/B
18-EA-101/B
18-EA-102/A
18-EA-102/A
18-EA-102/B
18-EA-102/A
18-EA-102/B
18-EA-102/A
18-EA-102/A
18-EA-102/B
P-8205-M
P-8205-R
P-8301-R
E-8302
P-8303
P-8304
P-8305
P-8306
P-8312
P-8501
P-8502-M
P-8502-R
P-8503-M
P-8503-R
P-8503-D
P-8504-M
P-8504-R
P-8505
P-8506
E-8602-M1
P-8801
P-8802-M
P-8802-R
P-8901-A
P-8901-B
Portátil
18-EA-102/A
18-EA-101/A
18-EA-201/A
18-EA-201/B
16-EA-101/A
16-EA-101/B
BT17.E
BT19.E
BT4.E
BT21.E
BT9.D
BT19.E
BT6.C
BT20.D
BT3.B
BT21.D
MT6
BT4.C
BT23.D
BT3.C
BT5.D
BT20.C
BT17.A
BT6.B
BT1.B
BT22.B
BT4.B
BT16.B
BT1.C
BT24.E
Portátil
BT11.C
BT2.B
BT1.F
BT6.B
MT4
MT21
189
P-8901-C
Motor Bomba Torre Enfriamiento
190
191
192
193
194
195
196
197
198
199
200
201
202
203
204
205
206
207
208
E-8901-F
E-8901-G
E.8901-H
E-8901-I
P-8905-M
P-8911-A
P-8911-B
P-8912
122-JC.
190-JM.
121-LJ!M.
121-LJ2M.
Motor Ventilador Torre de Enfriamiento.
Motor Ventilador Torre de Enfriamiento.
Motor Ventilador Torre de Enfriamiento.
Motor Ventilador Torre de Enfriamiento.
Motor Bomba Condesado Turbina
Motor Bomba Condesado Turbina
Motor Bomba Condesado Turbina
Motor Bomba Condesado Turbina
Motor Bomba Lubricación Turbina.
Motor Bomba Lubricación Turbina.
Motor Bomba Lubricación Turbina.
Motor Bomba Lubricación Turbina.
Motor Bomba Recuperación Condesado.
Motor Bomba Recuperación Condesado.
Motor Bomba Acido Sulfúrico.
Motor Bomba Agua a Calderas.
Motor Bomba Reflujo Propileno.
Motor Compresor Condesado Etano.
Motor Compresor Condesado Etano.
209
104-JC
P-8905-R
P-8906-M
P-8906-R
P-8907
P-8908
P-8909
P-8910
Motor Bomba Recirculación agua de proceso
700
126
4160
16-EA-101/A
700
700
700
700
4,6
4,6
11
11
3,45
3,45
0,88
0,88
15 Hp.
15 HP.
126
126
126
126
7,5
7,5
17,4
17,4
6,4
6,5
1,94
1,94
18,8
18,8
400Hp.
250 Hp.
2250 Hp.
2250 Hp.
50,1
31,1
273
273
4160
4160
4160
4160
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
480
4160
4160
4160
4160
16-EA-101/B
16-EA-101/A
16-EA-101/B
16-EA-101/A
18-EA-301/A
18-EA-301/B
18-EA-301/A
18-EA-301/B
18-EA-301/A
18-EA-301/A
18-EA-301/B
18-EA-301/B
18-EA-101/B
18-EA-101/A
18-EA-301/A
16-EA-201/A
16-EA-201/A
16-EA-201/A
16-EA-201/B
250Hp.
33,2
4160
16-EA-201/A
MT3
MT23
MT2
MT22
MT1
BT2.E
BT6.E
BT1.D
BT5.D
BT1.F
BT2G
BT6.F
BT5.E
BT16.A
BT2.A
BT2.F
MT3
MT1
MT6
MT14
MT2
BANCO DE BATERIAS Y TRANSFORMADORES
EQUIPO
FUNCION
2
22-EB-001-A
22-EB-001-B
3
22-EB-001-V
Banco de Bateria Bunker Sistema de Voceo.
4
22-EB-101
5
22-EB-102
1
6
POTENCIA CORRIENTE
VOLTAJE
Banco de Bateria Bunker
160,0 A/H.
XXXXX
480V.D.C.
Banco de Bateria Bunker.
160,0 A/H.
XXXXX
480 V.D.C.
Banco de Bateria Subestacion Principal.
200,0 Ah.
XXXXX
120 V.D.C.
Banco de Bateria Subestacion Principal.
200,0 Ah.
XXXXX
120 V.D.C.
22-EB-101-G Banco de bateria Generador de Emergencia.
24 V.D.C.
7
22-EB-201
Banco de Bateria Sebestacion O.S.B.L.
200,0 Ah.
XXXXX
120 V.D.C.
8
22-EB-202
Banco de Bateria Subestacion O.S.B.L.
200,0 Ah.
XXXXX
120 V.D.C.
9
Banco de Bateria S/E O.S.B.L. (U.P.S.)
10
22-EB-203
22-ER-101
Rectificador S/E Principal
XXXXX
120 V.D.C.
11
22-ER-102
Rectificador S/E Principal
XXXXX
120 V.D.C.
12
22-ER-201
Rectificador S/E O.S.B.L.
13
22-ER-202
Rectificador S/E O.S.B.L.
14
UPS-001-A
U.P.S. Bunker
40,0KVA
XXXXX
460 Volt.
15
UPS-001-B
U.P.S. Bunker
40,0 KVA.
XXXXX
460 Volt,.
264,0 Amp.
460 Volt.
16
UPS-203
U.P.S. S/E O.S.B.L.
17
20-EG-101
Generador de Emergencia S/E Principal.
18
16-ET-101
Transf. S/E Principal 34500 / 4160 Volt.
22 MVA
368,2/3053
34,5/4,16
19
16-ET-102
Transf. S/E Principal 34500 / 4160 Volt.
22MVA
368,2/3053
34,5/4,16
20
18-ET-101
Transf. S/E Principal 4160 / 480 Volt.
2620KVA
363,6/3151,3
4160/480
21
18-ET-102
Transf. S/E Principal 4160 / 480 Volt.
2620KVA
363,6/3151,3
4160/480
22
18-ET-103
Transf. S/E Principal 4160 / 480 Volt.
2620KVA
363,6/3151,3
4160/480
23
24
18-ET-104
18-ET-201
Transf. S/E Principal 4160 / 480 Volt.
Transf. S/E OSBL 4160/480 Volt.
2620KVA
250KVA
363,6/3151,3
34,7/300,7
4160/480
4160/480
25
18-ET-202
Transf. S/E OSBL 4160/480 Volt.
250KVA
34,7/300,7
4160/480
26
19-ET-101
Transf. S/E Principal 480 / 120 Volt.
250KVA
300.7/693.9
480/208/120
27
19-ET-102
Transf. S/E Principal 480 / 120 Volt.
250KVA
300.7/693.9
480/208/120
28
19-ET-201
Transf. S/E O.S.B.L. 480 / 120 Volt.
50KVA
60.14/13.87
480/208/120
29
19-ET-202
Transf. S/E O.S.B.L. 480 / 120 Volt.
50KVA
60.14/13.87
480/208/120
30
19-ET-301
Transf. S/E Torre Enfriamiento 480 / 120 Volt.
50KVA
60.14/13.87
480/208/120
31
19-ET-302
Transf. S/e Torre Enfriamiento 480 / 120 Volt.
50KVA
60.14/13.87
480/208/120
32
19-ET-303
Transf. Caseta Analco
480/208/120
Motores tablero 16-EA-101
Motor
Potencia
(kW)
02-P8901A-MI
Bomba
agua de
enfriamiento
700
02-P8901B-MI
Bomba
agua de
enfriamiento
700
02-P8901C-MI
Bomba
agua de
enfriamiento
700
02-E-8901FMI
Ventilador
torre de
enfriamiento
200
02-E8901G-MI
Ventilador
torre de
enfriamiento
200
Velocidad
nominal
Velocidad
Carga
Corriente
nominal
(A)
126
Corriente
de
arranque
(A)
595
Factor
de
potencia
inicial
0.2
Factor
de
potencia
Eficiencia
%
Resistencia
del estator
(Ώ)
0.84
95.5
0.258
Numero
de
polos
Reactancia
subtransitoria
0.212
1190
598
0.2
0.84
95.5
0.257
0.211
1190
594
0.18
0.84
95.5
0.255
0.212
1190
3#4/0
AWG
400
34.7
187.38
0.172
0.88
94.5
0.5065
0.1852
1782
1780
3#4/0
AWG
438
126
1800
3#4/0
AWG
30
126
1800
conductor
3#2
AWG
396
37.4
190
0.155
0.88
94.5
0.508
0.1965
3#2 AWG
375
02-E8901H-MI
Ventilador
torre de
enfriamiento
200
02-E-8901 IMI
Ventilador
torre de
enfriamiento
200
02-P8301R-MI
Bomba
alimentación
de agua a
caldera
02-C-5501MI
Bomba
compresora
de calor
02-G-4001GI
Expansor I
960
1800
34.7
191
0.165
0.88
94.5
0.5275
0.1822
1782
1800
396
34.7
190.5
0.16
0.88
94.5
0.5075
0.1818
1780
3600
1800
159
858.6
0.164
0.91
95
0.09833
3#350
MCM
2
170
417
2470
0.171
0.9
96.1
0.026
0.1689
1789
600
3600
600
02-X-4001K1
Capacitor
del
02-G-4001GI
125
KVAR
3600
98
529.2
0.15
0.9
95.2
0.147
0.1852
3#1/0
AWG
202
98
529.2
0.15
0.9
95.2
0.147
0.1852
3#1/0
AWG
215
17.35
x
x
x
x
x
x
3#2AWG
3628
x
2x(3#500
MCM)
313
3628
02-G-4002GI
Expansor II
3#2 AWG
375
3570
2500
3#2 AWG
x
30
02-X-4002125
x
17.35
K1
KVAR
Capacitor
del
02-G-4002GI
Salida 1
x
x
x
hacia
subestación
16-EA-201
Salida 2
x
x
x
hacia
subestación
16-EA-201
Nota: todos los motores tienen voltaje nominal 4kV
x
x
x
x
x
x
x
3#2AWG
30
x
x
x
x
x
x
x
5x(3#500
MCM)
643
x
x
x
x
x
x
x
5x(3#500
MCM)
643
Motores tablero 16-EA-201
Motor
Potencia
(kW)
Velocidad
nominal
Velocidad
con carga
1800
Corriente
nominal
(A)
Corriente
de arranq
(A)
02-C-7401-MI
2700
452
2576.4
Compresor de
propileno
1788
121LJ1MI
3600
1680
273
1501.5
Compresor de
tornillo rotatorio
3570
121LJ2MI
3600
1680
273
1501.5
Compresor de
tornillo rotatorio
3570
122JC
3600
300
50.1
270.54
Bomba de
3582
alimentación de
agua de caldera
02-C-7201-MI
1800
1050
177
991.2
Compresor de
etileno
1784
190JAM
186
1800
31
173.6
Bomba centrifuga
1785
104JC
1800
186
33.2
185.92
Bomba agua
1786
circulante
Nota: todos los motores tienen voltaje nominal 4kV
Factor de
potencia
inicial
Factor de
potencia
014
0.9
95.8
0.02043
0.1754
0.15
0.88
95.8
0.025
0.1818
0.15
0.88
95.8
0.025
0.1818
0.16
0.88
95.4
0.015
0.1852
0.18
0.9
95
0.015
0.1785
0.14
0.88
94.5
0.015
0.1785
0.15
0.9
95
0.025
0.1785
Eficiencia
%
Resistencia
del estator
(Ώ)
Numero
de polos
Reactancia
subtransitoria
conductor
Longitud
(mts)
2x(3#500
MCM)
190
3#500
MCM
190
3#500
MCM
190
3#1AWG
300
3#500
MCM
350
3#2AWG
360
3#2AWG
400
Transformadores de las subestaciones
Transformadores
16-ET-101,
16-ET-102
18-ET-101,
18-ET-102,
18-ET-103,
18-ET-104
Relación
de voltaje
34.5kV ± 2x2.5%/
4.16kV
4.16kV ± 2x2.5%
/480/277V
Relación
de corriente
A/A
Potencia
368/3053
22MVA
300/2598
18-ET-201,
18-ET-202
4.16kV ± 2x2.5%
/480/277V
34.69/300.7
19-ET-101,
19-ET-102
480V ± 2x2.5%
/208/120V
300.7/693.9
19-ET-201,
19-ET-202
480V ± 2x2.5%
/208/120V
60.14/13.87
19-ET-301,
19-ET-302
480V ± 2x2.5%
/208/120V
60.14/13.87
2160KVA
250KVA
Impedancia
%
13.75
9
Conductor
de alta
tensión
Conductor
de
baja tensión
Longitud
mts
3#1000MCM
Longitud
mts
6x(3#1000MCM)
-----------------
15
3#350MCM
8x(3#1000MCM)
+
4x(3#1000MCM)
58,
52,
37,
34.
3#250MCM
3.91
40
3#500MCM
250KVA
5.46
35
3#2/0 AWG
50KVA
4.33
-----------3#2/0 AWG
50KVA
Nota 1: todos los transformadores tienen conexión DYN11, Tap=4
4.33
20
Capacidad de
cortocircuito
alta tensión
Capacidad de
cortocircuito
baja tensión
1888MVA
290MVA
290MVA
50KA
3# 500MCM
+1#4/0AWG
45
290MVA
50KA
3# 1000MCM
+1#500 MCM
25
50kA
20kA
3#2/0AWG
+1#2AWG
--------------
50kA
20kA
3#2/0AWG
+1#2AWG
20
50kA
20kA
20
ANEXO D
Materiales de las subestaciones 16-EA-101/201
Equipo
código
SUBESTACIÓN 16-ET101
símbolo
ubicación celda
MT
marca
Interruptor tripolar en
vacio,In=3150A,Vn=12kV,
capacidad de interrupción 31,5kA
Interruptor tripolar en
vacio,In=2500A,Vn=12kV,
capacidad de interrupción 31,5kA
Interruptor tripolar en
vacio,In=1250A,Vn=12kV,
capacidad de interrupción 31,5kA
Interruptor tripolar en
vacio,In=630A,Vn=12kV,
capacidad de interrupción 31,5kA
Contactor tripolar en vacio,
Ith=600A,In=400A,
Vn=7,2kV.
Seccionador de puesta a tierra capacidad
de
interrupción 31,5kA
Fusibles de potencia HRC con percutor,
In=100A,
Vn=7,2kV, capacidad de cortocircuito 63kA
Fusibles de potencia HRC con percutor,
In=160A,
Vn=7,2kV, capacidad de cortocircuito 63kA
Fusibles de potencia HRC con percutor,
In=315A,
1 2 3
4 5 6 7 8 9 10
11 12 13
14 15 16 17 18 19 20 21 22 23
VA 8031/12-2
AEG
Q1
VA 8025/12-2
Q1
1
1
2
1
1
AEG
VA 8012/12-2
1
1
Q1
2
AEG
VA 806/12-2
1
Q1
1
1
1
1
5
AEG
VCED400H
Q1
1 1 1
1
1 1 1
1
1
1
10
G.E.C
KGE 80/12-2
1 1
Q8
1
1
1
1
1
1
8
AEG
DRL 6/100S
F1,F2,F3
3 3
3
3
12
Driescher
DRL 6/160S
3
F1,F2,F3
3
6
Driescher
DRL 10/315S
Vn=7,2kV, capacidad de cortocircuito 63kA
Fusibles de potencia HRC con percutor,
In=400A,
DRL 10/1400S
Vn=7,2kV, capacidad de cortocircuito 63kA
Driescher
F1,F2,F3
3
6
3
Driescher
3
F1,F2,F3
Transformador de voltaje relación
UCK17
T5L1-T5L2
4160:1,73/100:1,73V,clase 1,150VA,
CACEI
T5L3
3
3
6
6
3
12
Vn=17,5kV
Transformador de voltaje relación
VCK17
4160/120V,clase 1,400VA,
CACEI
T7-T2
Vn=17,5kV
Transformador de corriente tipo toroidal
5P10
WCT15
T10
relación 60/5A 5VA
Transformador de corriente relación
3000/1-5-5A
1 1 1
1 1 1
1
1 1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
12
6
CACEI
HP15
TIL1,TIL2,
15VA CLD 5;15VA 5P20, Vn=72kV.
Transformador de corriente relación 50/15-5A ;
HOWEST
TIL3
ACF24
TIL1
10VA CLI ;10VA 5P10, Vn=24kV,Ith=150In
CACEI
3
1 1
3
6
1
1
4
Transformador de corriente relación 50/5A
;
10VA 5P10, Vn=24kV,Ith=150In
Transformador de corriente relación 100/15A ;
10VA CLI ;10VA 5P10, Vn=24kV,Ith=200In
Transformador de corriente relación
100/5A ;
10VA 5P10, Vn=24kV,Ith=1200In
Transformador de corriente relación 100/15A ;
10VA CLI ;10VA 5P10, Vn=24kV,Ith=200In
Transformador de corriente relación
150/5A ;
10VA 5P10, Vn=24kV,Ith=200In
Transformador de corriente relación 200/15A ;
10VA CLI ;10VA 5P10, Vn=24kV,Ith=200In
Transformador de corriente relación
200/5A ;
10VA 5P10, Vn=24kV,Ith=1200In
Transformador de corriente relación 400/15A ;
10VA CLI ;10VA 5P10, Vn=24kV,Ith=200In
Transformador de corriente relación 500/15-5A ;
10VA CLI ;10VA 5P10, Vn=24kV,Ith=150In
Transformador de corriente relación
500/5A ;
10VA 5P10, Vn=24kV,Ith=150In
Transformador de corriente relación
1200/1-5A ;
10VA CLI ;10VA 5P10, Vn=24kV,Ith=150In
Relé diferencial trifásico para
transformador,nivel
de operación ajustable ente 20%y 30%In,
unidad
de alto ajuste diferencial ajustable 5-20In,
In=5A
Relé electrónico trifásico, un elemento de
tiempo
inverso y una unidad instantánea, nivel de
operación.
110%I ajuste, instantaneo:40ms(5xIn)
Relé de falla a tierra de tiempo
definido,In=5A
Relé diferencial trifásico para motor,nivel
de operación ajustable ente 20%y 50%In,
unidad
DTM7033
de alto ajuste diferencial ajustable 5-20In,
In=5A
ACF24
TIL2,TIL3
2 2
2
2
8
CACEI
ACF24
TIL1
1
1
2
TIL2,TIL3
2
2
4
CACEI
ACF24
CACEI
ACF24
TIL1
1
1
1
3
TIL2,TIL3
2
2
2
6
CACEI
ACF24
CACEI
ACF24
TIL1
1
1
TIL2,TIL3
2
2
CACEI
ACF24
CACEI
ACF24
TIL1,TIL2,
CACEI
TIL3
3
3
3
3
12
ACF24
TIL1
1
1
TIL2,TIL3
2
2
CACEI
ACF24
CACEI
ACF24
TIL1,TIL2,
CACEI
TIL3
DTT7031
F35,87
3
3
1
1
6
2
AEG
ITG7236
F32,50/51
1 1
1
1
1
1
1
1
8
ITG7105
F31,50N
1 2
2
1
1
2
2
1
12
AEG
F33
AEG
F32,87
1
1
Relé de protección multifuncional para
motor con
las siguientes funciones:sobrecarga
técnica(49),
arranque prolongado,rotor
bloqueado(51LR) ,
cortocircuito(50),desbalance y perdida de
una
fase(46),falla a tierra
(50N/51N),autorización de
arranque(0º). In=5A
Relé de bloqueo multicontacto ,reset
manual con
3NO+3NC
Relé de bloqueo multicontacto, reset
eléctrico y
manual con 6NO+3NC
Relé de baja frecuencia con un punto de
ajuste
IMM7960
F31
1 1 1
HEA61A223
K33,86
G.E
K32
1
1 2
1 1 1
HEA63A237
1 1 1
2
2
2
2
2
1
1
1
1
1
11
14
1 1 1
1
1
1
1
1
11
HGA33A32
SFF31A1A
F34,81
1
1
2
G.E
Relé de bajo voltaje, con unidad
temporizada, trifa
sico,Vn=240V rango de ajuste 60240V,ajuste de
tiempo:0,05-10 seg.
Relé de chequeo de sincronismo
Vn:69,3/120V
RUOS 356
F33, 27
AEG
F33A,F33B
MAVS02
F37, 25
1
2
1
4
1
1
G.E.C
Relé de potencia inversa Vn:120V (fasefase),
In=5A
Relé bandera con 2 contactos
conmutables.
MWTUO 1
F36,
32
1
1
2
G.E.C
MR11 2-A
1
K511, 30
1
1
1
1
1
6
MAUELL
Relé temporizado con retardo a la
energización
con 2 contactos conmutables retardados
Vn=125Vdc,rango de ajuste 15-300 seg.
Relé de bajo voltaje monofásico, Vn:110V,
con
dos contactos conmutables.
Relé de bajo voltaje monofásico,
Vn:127Vdc, con
dos contactos conmutables,con resistencia
ZWS20SL 20w
Fusible de control M.T con indicador de
disparo
tipo botón Vn=4,8kV, In=0,5A,
Icc=100kA(asime)
Fusible de control con indicador de
disparo
tipo botón Vn=4,8kV, In=1A,
Icc=100kA(asime)
BA7905,82
DOLD
K352
BA9036/012
27
1
1
2
DOLD
BA9036/012
27
DOLD
EJ-1 9F60BDD905
F1,F2,F3
3
6
3
12
G.E
EJ-1 9F60BDD001
G.E
F1,F2
F3,F4
K21,K22,K30
2 2 2
2 2 2
2
2
2
2
2
2
24
K31,K34,K41
K42,K43,K51
K55,K56,K60
Relé auxiliar, bobina para
125Vdc,2NA+2NC
SH-422-910-302-72399
K61,K62,K67
AEG
K66,K69,K70
5
5
5
5
5
5
6
#
2
13
26
15
5
26
13
13
6
8
2
5
5
5
5 213
2
2
2
2
20
1
1
1
1
11
K71,K57,K40
K23,K81,K331
K12,K24,K26
Relé auxiliar, bobina para 120V,2NA+2NC
SH-422-910-302-54586
K42,K61
2 2 2
2 2 2
Relé auxiliar, bobina para
125Vdc,4NA+4NC
AEG
SH-44-910-302-75718
K12,K82
1 1 1
1 1 1
1
AEG
Voltímetro cuadrado, deflexión 240º, tipo
hierro
móvil escala 0-5kV, clase 1,5
Relé amperimétrico con indicación de
amperaje y
contacto min-max ajustable, escala 03000/1A
clase 1,5
Amperímetro cuadrado , deflexión 240º,
tipo
AQ96E
RQ 96 Mrad/3
1
1
1
4
3
P1,P2,P3
3
6
Langer
AQ96E
hierro móvil, escala 0-50A/250A/1A.
Amperímetro cuadrado , deflexión 240º,
tipo
Langer
hierro móvil, escala 0-100A/500A/1A.
Amperímetro cuadrado , deflexión 240º,
tipo
Langer
hierro móvil, escala 0-150A/600A/1A.
Amperímetro cuadrado , deflexión 240º,
tipo
Langer
hierro móvil, escala 0-200A/1000A/1A.
Amperímetro cuadrado , deflexión 240º,
tipo
Langer
hierro móvil, escala 0-400A/800A/1A.
Amperímetro cuadrado , deflexión 240º,
tipo
Langer
hierro móvil, escala 0-500A/2500A/1A.
Amperímetro cuadrado , deflexión 240º,
tipo
Langer
hierro móvil, escala 0-1200A/2400A/1A.
Vatímetro cuadrado , deflexión 240º,para
cone
xión a TC 3000/1A y TP
4160:1,73V/100:1,73V
Langer
0-15MW
Frecuencímetro cuadrado, deflexión 240º
escala
1
P50
Langer
AQ96E
AQ96E
AQ96E
AQ96E
AQ96E
AQ96E
AQW96DT
P11
1 1
1
1
P11
P11
P11
1
1
1
3
1
1
P11
1
1
1
4
1
P11
P11
4
2
1
1
1
1
1
1
2
P13
1
1
2
P51
1
1
2
Langer
AQ96Fi
55-60Hz
Vatímetro -hora KWh , con demanda
máxima
Langer
ML246XHM21YBF14
0,5/2
P11
1
1
2
ML240QXHM11YBF14
0,5/2
P11
1
1
2
E81U3HH
F60
1
1
1
2
2
deflexión 240º, clase 1
KVAR -hora , con demanda máxima
deflexión 240º, clase 3
Interruptor termomagnético mono polar
In=3A,
Vn=440Vac,Icc=6kA con dos contactos
auxiliare
Interruptor termomagnético mono polar
In=3A,
Vn=440Vac,Icc=6kA con un contactos
auxiliare
Interruptor termomagnético mono polar
In=6A,
Vn=440Vac,Icc=6kA con un contactos
auxiliare
Interruptor termomagnético mono polar
In=16A,
Vn=440Vac,Icc=6kA con un contacto
auxiliar
Interruptor termomagnético mono polar
In=10A,
Vn=440Vac,Icc=6kA con un contacto
auxiliar
Interruptor termomagnético mono polar
In=16A,
Vn=440Vac,Icc=6kA con dos contactos
auxiliare
Interruptor termomagnético mono polar
In=16A,
Vn=440Vac,Icc=6kA con dos contactos
auxiliare
Interruptor termomagnético mono polar
In=6A,
Vn=440Vac,Icc=6kA con dos contactos
auxiliare
Descargadores de tensión Vn=4,16kV
1 1 1
1 1 1 1 1 1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
23
1
1
1
1
11
2
2
2
2
20
AEG
E81U3H
F11,F12
2
AEG
E81L6H
F70
1 1 1
1 1 1
F21,F211
2 2 2
2 2 2
1
AEG
E81L6H
AEG
E83L1OH
1
F50
2
1
4
AEG
E81L16HH
F10
1 1
1
1
1
2
1
1
1
1
1
1
2
2
2
2
2
1
1
1
1
12
AEG
E82SUCL16H
F20,F21
1 1 1
1 1 1 2 2 1
2
2
2
1 1 1
1 1 1 1 1
1
1
1
3 3 3
3 3 3
1
1
1
1
1
33
1
1
1
1
1
20
3
3
3
3
3
33
AEG
E82SUCL16H
F30
AEG
SVL6
F8
AEG
Relé de bajo voltaje trifásico conexión
estrella,
BA9043
tensión 57/100V, ajuste 0,85-110 Vn.
DOLD
Relé temporizado Vn=127V
Relé auxiliar bobina para 125 Vdc
3NA+1NC
Relé térmico, rango de corriente 1,8-2,8A.
BA 7905.82
DOLD
SH4.31 910-302-71999
K51,K53
AEG
K52,K54
b17 910-341-929-00
F41,F44
2
F4,F5
2
3
3
3
3
2
3
3
18
2
6
2
4
AEG
Fusible de baja tensión 6A,900V
ZR-1
FUSIVENCA
Fusible de baja tensión 32A,900V
Interruptor termomagnético mono polar
In=20A,
Vn=440Vac,Icc=6kA
Transformador de interposición 5A,
5P15 10VA.
ZR-1
F5,F6,F7
FUSIVENCA
F8,F9
E81L20
F61
4
4
4
12
1
1
AEG
IRM-3
T1,T,T3
3
3
6
CACEI
Relé auxiliar bobina para 60Vac 2NA+2NC
F34,F35,F36
LOVATO
F34A,F34B
MC22
F35A,F35B
3
6
3
12
F36A,F36B
Interruptor termomagnético mono polar
In=20A,
Vn=440Vac
E81L50
AEG
F71
1
1
Equipo
Interruptor tripolar en vacio,In=1250A,Vn=12kV,
capacidad de interrupción 31,5kA
Interruptor tripolar en vacio,In=630A,Vn=12kV,
capacidad de interrupción 31,5kA
Contactor tripolar en vacio, Ith=600A,In=400A,
Vn=7,2kV.
Seccionador de puesta a tierra capacidad de
interrupción 31,5kA
SUBESTACIÓN 16-ET-201
código
símbolo
y
marca
VA 8012/12-2
ubicación celda
MT
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
Q1
1 1
1
3
AEG
VA 806/12-2
Q1
1 1
1
1
1
5
AEG
VCED400H
K1
1 1 1 1 1
5
G.E.C
KGE 80/12-2
Q8
1 1
1
1
4
AEG
Fusibles de potencia HRC con percutor, In=100A,
DRL 6/100S
Vn=7,2kV, capacidad de cortocircuito 63kA
Driescher
Fusibles de potencia HRC con percutor, In=160A,
DRL 6/160S
Vn=7,2kV, capacidad de cortocircuito 63kA
Driescher
Fusibles de potencia HRC con percutor, In=400A,
DRL 10/1400S
Vn=7,2kV, capacidad de cortocircuito 63kA
Driescher
F1,F2,F3
3 3
12
F1,F2,F3
3
6
F1,F2,F3
3
3
Transformador de voltaje relación
UCK17
T5L1-T5L2
4160:1,73/100:1,73V,clase 1,150VA,
CACEI
T5L3
3
6
3 12
Vn=17,5kV
Transformador de voltaje relación
VCK17
4160/120V,clase 1,400VA,
CACEI
T7-T2
Transformador de corriente tipo toroidal 5P10
WCT15
T10
relación 60/5A 5VA
CACEI
1 1 1
1
1
1
6
Vn=17,5kV
Transformador de corriente relación 50/1-5-5A ;
ACF24
10VA CLI ;10VA 5P10, Vn=24kV,Ith=150In
CACEI
Transformador de corriente relación 50/5A ;
ACF24
10VA 5P10, Vn=24kV,Ith=150In
CACEI
Transformador de corriente relación 100/1-5A ;
ACF24
10VA CLI ;10VA 5P10, Vn=24kV,Ith=200In
CACEI
Transformador de corriente relación 100/5A ;
ACF24
10VA 5P10, Vn=24kV,Ith=200In
CACEI
Transformador de corriente relación 40,0/1-5A ;
ACF24
10VA CLI ;10VA 5P10, Vn=24kV,Ith=200In
CACEI
Transformador de corriente relación 400/5A ;
ACF24
10VA 5P10, Vn=24kV,Ith=200In
CACEI
Transformador de corriente relación 200/1-5A ;
ACF24
10VA CLI ;10VA 5P10, Vn=24kV,Ith=200In
CACEI
1
1
2
TIL1
1 1
2
TIL2,TIL3
2 2
4
TIL1
1
TIL2,TIL3
2
3
3
7
2
TIL1
1
1
2
TIL2,TIL3
2
2
4
TIL1
1
1
Transformador de corriente relación 200/5A ;
ACF24
10VA 5P10, Vn=24kV,Ith=200In
CACEI
Transformador de corriente relación 500/1-5-5A ;
ACF24
10VA CLI ;10VA 5P10, Vn=24kV,Ith=150In
CACEI
Transformador de corriente relación 500/5A ;
ACF24
TIL2,TIL3
2
2
TIL1
1
1
TIL2,TIL3
2
2
10VA 5P10, Vn=24kV,Ith=150In
CACEI
Transformador de corriente relación 1200/1-5A ;
ACF24
10VA CLI ;10VA 5P10, Vn=24kV,Ith=150In
CACEI
TIL3
DTT7031
F35,87
TIL1,TIL2,
3
3
6
Relé diferencial trifásico para transformador,nivel
de operación ajustable ente 20%y 30%In, unidad
de alto ajuste diferencial ajustable 5-20In, In=5A
1
1
1
3
AEG
Relé electrónico trifásico, un elemento de tiempo
inverso y una unidad instantánea, nivel de opera
ción 110%I ajuste, instantaneo:40ms(5xIn)
Relé de falla a tierra de tiempo definido,In=5A
ITG7236
F32,50/51
1 1
F31,50N
1
1
1
4
1
2
AEG
ITG7105
AEG
Relé diferencial trifásico para motor,nivel
de operación ajustable ente 20%y 50%In, unidad
DTM7033
F33
F32,87
1
1
1
3
de alto ajuste diferencial ajustable 5-20In, In=5A
Relé de protección multifuncional para motor con
las siguientes funciones:sobrecarga técnica(49),
arranque prolongado,rotor bloqueado(51LR) ,
IMM7960
F31
1 1 1
1 1
1
1
7
cortocircuito(50),desbalance y perdida de una
fase(46),falla a tierra (50N/51N),autorización de
arranque(0º).
In=5A
Relé de bloqueo multicontacto ,reset manual con
3NO+3NC
HEA61A223
G.E
Relé de bloqueo multicontacto, reset eléctrico y
HEA63A237
manual con 6NO+3NC
HGA33A32
K33,86
2 1
1
2
6
K32
K33,86
1 1 1
1 1
1
1
7
1
4
Relé de bajo voltaje, con unidad temporizada, trifa
sico,Vn=240V rango de ajuste 60-240V,ajuste de
tiempo:0,05-10 seg.
Relé bandera con 2 contactos conmutables.
RUOS 356
AEG
MR11 2-A
F33, 27
1
2
F33A,F33B
K511, 30
1
1
2
MAUELL
Relé de bajo voltaje monofásico, Vn:110V, con
dos contactos conmutables.
Relé de bajo voltaje monofásico, Vn:127Vdc, con
dos contactos conmutables, con resistencia
BA9036/012
27
DOLD
BA9036/012
27
DOLD
ZWS20SL 20w
Fusible de control M.T con indicador de disparo
tipo botón Vn=4,8kV, In=0,5A, Icc=100kA(asime)
EJ-1 9F60BDD905
G.E
F1,F2,F3
3
6
3 12
Fusible de control con indicador de disparo
tipo botón Vn=4,8kV, In=1A, Icc=100kA(asime)
EJ-1 9F60BDD001
G.E
F1,F2
2 2 2
2
2
2
12
F3,F4
K21,K22,K30
K31,K34,K41
K42,K43,K51
K55,K56,K60
Relé auxiliar, bobina para 125Vdc,2NA+2NC
SH-422-910-302-723-99
K61,K62,K67
AEG
K66,K69,K70
6 6 6 2 6 8 # # #
5 13 10
8
8
2 ##
K71,K57,K40
K23,K81,K331
K12,K24,K26
Relé auxiliar, bobina para 120V,2NA+2NC
SH-422-910-302-545-86
K42,K61
2 2 2
2
8
K12,K82
1 1 1
1
4
AEG
Relé auxiliar, bobina para 125Vdc,4NA+4NC
SH-44-910-302-757-18
AEG
Voltímetro cuadrado, deflexión 240º, tipo hierro
móvil escala 0-5kV, clase 1,5
Amperímetro cuadrado , deflexión 240º, tipo
hierro móvil, escala 0-50A/250A/1A.
Amperímetro cuadrado , deflexión 240º, tipo
hierro móvil, escala 0-100A/500A/1A.
Amperímetro cuadrado , deflexión 240º, tipo
hierro móvil, escala 0-200A/1000A/1A.
Amperímetro cuadrado , deflexión 240º, tipo
hierro móvil, escala 0-400A/800A/1A.
Amperímetro cuadrado , deflexión 240º, tipo
hierro móvil, escala 0-500A/2500A/1A.
Amperímetro cuadrado , deflexión 240º, tipo
AQ96E
P50
1
2
1
4
Langer
AQ96E
P11
1 1
2
Langer
AQ96E
P11
1
1
1
3
Langer
AQ96E
P11
1
1
Langer
AQ96E
P11
1
1
2
Langer
AQ96E
P11
1
1
Langer
AQ96E
hierro móvil, escala 0-1200A/2400A/1A.
Langer
Vatímetro cuadrado , deflexión 240º,para cone
AQW96DT
xión a TC 3000/1A y TP 4160:1,73V/100:1,73V
Langer
P11
3
P13
1 1
3
6
2
0-15MW
Frecuencímetro cuadrado, deflexión 240º escala
AQ96Fi
55-60Hz
Langer
Vatímetro -hora KWh , con demanda máxima
P51
1
1
2
ML246XHM21YBF14 0,5/2
P11
1
1
2
ML240QXHM11YBF14 0,5/2
P11
1
1
2
F60
1 1 1 1 1 1 1 1 1
1
F70
1 1 1
deflexión 240º, clase 1
KVAR -hora , con demanda máxima
deflexión 240º, clase 3
Interruptor termomagnético mono polar In=3A,
Vn=440Vac,Icc=6kA con dos contactos auxiliare
Interruptor termomagnético mono polar In=6A,
E81U3HH
1
1
1
1
1 15
1
1
7
AEG
E81L6H
1 1
Vn=440Vac,Icc=6kA con un contactos auxiliare
AEG
Interruptor termomagnético mono polar In=16A,
E81L6H
Vn=440Vac,Icc=6kA con un contacto auxiliar
F21,F211
2 2 2
2
8
AEG
Interruptor termomagnético mono polar In=10A,
E83L1OH
Vn=440Vac,Icc=6kA con un contacto auxiliar
F50
1
2
1
4
AEG
Interruptor termomagnético mono polar In=16A,
E81L16HH
Vn=440Vac,Icc=6kA con dos contactos auxiliare
F10
1 1 1 1
1
1
1
1
8
1 2 2 2 2
2
2
2
2
20
1 1 1
1 1 1 1 1
1
1
3 3 3
3 3
AEG
Interruptor termomagnético mono polar In=16A,
E82SUCL16H
Vn=440Vac,Icc=6kA con dos contactos auxiliare
F20,F21
1 1 1
AEG
Interruptor termomagnético mono polar In=6A,
E82SUCL16H
Vn=440Vac,Icc=6kA con dos contactos auxiliare
F30
AEG
Descargadores de tensión Vn=4,16kV
SVL6
Relé de bajo voltaje trifásico conexión estrella,
BA9043
F8
1
1
12
3
3
21
AEG
tensión 57/100V, ajuste 0,85-110 Vn.
DOLD
Relé temporizado Vn=127V
BA 7905.82
DOLD
Relé auxiliar bobina para 125 Vdc 3NA+1NC
SH4.31 910-302-719-99
AEG
Fusible de baja tensión 6A,900V
ZR-1
Fusible de baja tensión 32A,900V
K51,K53
1
1
2
K52,K54
F4,F5
2
2
4
ZR-1
F5,F6,F7
4 4
4
12
FUSIVENCA
F8,F9
FUSIVENCA
Interruptor termomagnético mono polar In=20A,
Vn=440Vac,Icc=6kA
Trasductor de corriente I n=1A, I de salida
4-20mA, clase 1
E81L20
F61
1
1
AEG
CA-4
T11
1
1
2
LANGER
F34,F35,F36
Relé auxiliar bobina para 60Vac 2NA+2NC
LOVATO
F34A,F34B
MC22
F35A,F35B
E81L50
F71
3
6
3 12
F36A,F36B
Interruptor termomagnético mono polar In=20A,
Vn=440Vac
AEG
1
1
ANEXO E
Diagrama unifilar subestaciones 16-EA-101/201
Diagrama de control
Plano E.2 Conexión de los transformadores de potencial
Plano E.3 Cargas conectadas a los transformadores de barras
Plano E.4 Cargas conectadas a los transformadores de llegada 1 subestación principal
Plano E.5 Cargas conectadas a los transformadores de llegada 2 subestación principal
Plano E.6 Cargas conectadas a los transformadores de llegada 1 y 2 subestación área de tanques
Plano E.7 Inicio de transferencia subestación principal llegada 1.
Plano E.8 Conexión de los aparatos al secundario del transformador de corriente llegada 1 subestación principal
Plano E.9 Diagrama de conexión de relés llegada 1subestación principal
Plano E.10 Diagrama de conexión de relés llegada 1subestación principal
Plano E.11 Conexión de los aparatos al secundario del transformador de potencial y de corriente llegada 1 y 2 subestación principal
Plano E.12 Inicio de transferencia subestación principal llegada 2.
Plano E.13 Diagrama de conexión de relés llegada 2 subestación principal
Plano E.14 Diagrama de conexión de relés llegada 2 subestación principal
Plano E.15 Conexión de los aparatos al secundario del transformador de corriente llegada 2 subestación principal
Plano E.16 Inicio de transferencia subestación área de tanques llegada 1.
Plano E.17 Conexión de los aparatos al secundario del transformador de corriente llegada 1 subestación área de tanques
Plano E.18 Diagrama de conexión de relés llegada 1 subestación área de tanques
Plano E.19 Diagrama de conexión de relés llegada 1 subestación área de tanques
Plano E.20 Inicio de transferencia subestación área de tanques llegada 2.
Plano E.21 Conexión de los aparatos al secundario del transformador de corriente llegada 2 subestación área de tanques
Plano E.22 Diagrama de conexión de relés llegada 2 subestación área de tanques
Plano E.23 Diagrama de conexión de relés llegada 2 subestación área de tanques
Plano E.24 Conexión de los aparatos al secundario del transformador de potencial y de corriente llegada 1 y 2
subestación área de tanques
Plano E.25 Diagrama de control para la pérdida de tensión en línea y pérdida de fusibles.
Plano E.26 Diagrama de conexión de relés celda de medición.
Plano E.27 Diagrama de control para la pérdida de tensión en barra y pérdida de fusibles.
Plano E.28 Diagrama de conexión de relés celda de medición
Cambios en las conexiones del diagrama de control que involucra
los transformadores de potencial
Plano E.29 Conexión de los transformadores de potencial. Nueva conexión delta abierta
Plano E.30 Conexión de los aparatos en los transformadores de potencial de barras. Nueva conexión
Plano E.31 Cargas conectadas a los transformadores de llegada 1 y 2 subestación principal. Nueva conexión
Plano E.32 Cargas conectadas a los transformadores de llegada 2 subestación principal. Nueva conexión
Plano E.33 Cargas conectadas a los transformadores de llegada 1 y 2 subestación área de tanques. Nueva conexión
Plano E.34 Conexión de los aparatos al secundario del transformador de potencial y de corriente llegada 1 y 2
Subestación principal. Nueva conexión
Plano E.35 Conexión de los aparatos al secundario del transformador de potencial y de corriente llegada 1 y 2
Subestación área de tanques .Nueva conexión
Plano E.36 Conexión de los aparatos al secundario del transformador de corriente llegada 1 y 2
Subestación principal. Nueva conexión
Plano E.37 Conexión de los aparatos al secundario del transformador de corriente llegada 1 y 2
Subestación área de tanques. Nueva conexión
Plano E. 38 Diagrama de control para la pérdida de tensión en línea y pérdida de fusibles.
Plano E. 39 Diagrama de control para la pérdida de tensión en barra y pérdida de fusibles.