800 kW / 800 kVA Energía Petroquímica: Zona Ex 2 + VFD ESP de 200 kW + Lectura Profunda de Diésel de 1000 kVA
2×S13-M-800/10 N+1 · VFD para ESP de 200 kW · Zona Ex 2 · diésel de 1000 kVA (600 kW en reserva)
1 · TL;DR Conclusion
Conclusión: esta planta petroquímica de 800 kW utiliza 2 transformadores de aceite S13-M-800/10 (N+1) + un VFD para ESP de 200 kW (Zona Ex 2) + un diésel de emergencia de 1000 kVA (600 kW en espera) — total del configurador ≈ $585,247, 84% de carga N-1, THDi 25% (necesita APF/SVG), la actualización a amorfo SH15 se amortiza en 3.3 años (nivel de factibilidad).
- •2 transformadores de aceite S13-M-800/10 de 2×800 kVA (N+1), 84% de carga tras la pérdida de una unidad (aprobado), demanda de 640 kW
- •ESP de 200 kW con VFD — caída de tensión al arranque del 1,7% frente al 8,1% con DOL; Zona Ex 2 → tablero Ex d + MCC Ex (IEC 60079)
- •Diésel de emergencia 1×1000 kVA (600 kW en standby) cubre grado-1 400 kW + contra incendios 150 kW = 550 kW (V9 aprobado), contenedor de 20 pies, autonomía de 3 días
- •THDi 25% por encima del límite → reactor desintonizado + filtrado activo APF/SVG (V6 advertencia)
- •Economía: $585.247 total; la mejora a amorfo SH15 ahorra $410/año, retorno en 3,3 años; pérdidas 248.596 kWh/año ≈ $29.832
2 · Solution Overview
Una planta petroquímica es una carga pesada de grado 1 en zona peligrosa: el agua contra incendios, la iluminación de emergencia y el control DCS nunca deben perder energía, mientras que las bombas ESP y los motores de proceso son cargas VFD ricas en armónicos. Este esquema combina transformadores de aceite N+1 con distribución Ex Zona 2, un ESP accionado por VFD y un diésel de emergencia para incendios + proceso crítico.
| Source | Role | Share kW | Share |
|---|---|---|---|
| Grid 10 kV | base | 640 kW | 100% |
| Diesel 600 kW | backup | 0 kW | 0% |
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3 · Design Process & Rationale
1. Identificación de requisitos
Unidad petroquímica de 800 kW: grado 1 400 kW (contra incendios 150 + emergencia/control + proceso crítico 250), proceso crítico 250 kW, VFD de ESP de 200 kW, Zona 2, corte permitido ≤15 s.
2. Carga y clasificación
Contra incendios 150 + emergencia/crítico → grado 1 400 kW; ESP/proceso → grado 2 250; general → grado 3 150. Grado 1 + contra incendios = 550 kW define el tamaño del diésel.
3. Fuente y combinación
Red de 10 kV (base) + diésel de respaldo de 600 kW. El diésel cubre grado 1 + contra incendios 550 kW (V9 pasa 109%), transferencia ≤15 s.
4. Dimensionamiento del transformador
Demanda de 640 kW ≈ 674 kVA → nivel de 800 kVA; N+1 → 2×S13-M-800/10 aceite (exterior, separación contra incendios), 84% de carga tras la pérdida de una unidad.
5. A prueba de explosiones y ESP
Ex Zona 2 → tablero Ex d + MCC Ex (IEC 60079); ESP de 200 kW con VFD (caída del 1,7% frente al 8,1% DOL); reactor desintonizado + APF para 25% THDi.
6. Protección y secundario
MT 31,5 kA / BT 36 kA poder de corte; protocolo 104 + esquema secundario + auxiliar de CC; selectividad 11,9×.
7. Fiabilidad y emergencia
ATS diésel con transferencia automática + transferencia final contra incendios, autonomía de combustible de 3 días; N-1 mantiene 84% de carga tras la pérdida de una unidad.
Pain Points → Solution → Evidence
Una chispa errante en una zona peligrosa puede inflamar el gas
Equipo Zona 2 Ex según IEC 60079: tablero Ex d + MCC Ex, puesta a tierra equipotencial
V14 zona 2 Ex d; planos de puesta a tierra + protección contra sobretensiones
Las bombas contra incendios deben funcionar ante una pérdida total de la red
Alimentador contra incendios dedicado + ATS de transferencia final + diésel de 1000 kVA
V11 circuito dedicado; V9 aprobado (600 ≥ grado 1 400 + incendio 150); autonomía de 3 días
Los VFD del ESP inyectan armónicos que sobrecalientan el transformador
Reactor desintonizado + filtrado activo APF/SVG
V6 THDi 25 % por encima del límite → se recomienda APF/SVG
4 · Key Parameter Deep-Read
| Parameter | Value | Basis | Impact & Boundary |
|---|---|---|---|
| Capacidad del transformador | 800 kVA ×2 (S13-M) | 674 kVA → nivel 800; N+1 → 2 unidades de aceite | Carga al 84%; aceite exterior para separación contra incendios por encima de ~850 kVA de demanda, pasar a 1000/1250 |
| Factor de demanda | 0,8 → 640 kW | instalado 800 kW × Kd 0,8 | dimensiona transformador y cable a la demanda real verificar Kd contra el programa de proceso |
| Arranque del ESP | 200 kW VFD, caída del 1,7% | VFD kst 1,3 vs DOL 6,5 | sin caída en otros procesos; DOL sería 8,1% confirmar cable de fondo de pozo y resistencia de frenado |
| Zona peligrosa | Zona 2 | gas/vapor presente solo en condiciones anormales | tablero Ex d + MCC Ex, mayor costo (POA) Zona 1 → Ex ia/ib más estricto, más costo |
| Diésel de emergencia | 1×1000 kVA (600 kW en espera) | cubre grado-1 400 + incendio 150 = 550 kW | autonomía de 3 días, 75% de carga, arranque automático <15 s respaldo total del sitio requiere ≈950 kW |
| Armónicos | THDi 25% | no lineal 200 kW / 800 kW | requiere APF/SVG; solo reactor desintonizado no lo elimina objetivo APF THDi ≤8% |
5 · Drawing Deep-Read
The following drawings are shown for reference (full set in the configurator “View design document”):
6 · Operation Demo (Deep-Read)
Fiabilidad y disponibilidad
N+1 84% tras la pérdida de una unidad + transferencia automática diésel ≤15 s + transferencia final contra incendios, cubriendo grado 1 de 400 + incendio de 150 kW; disponibilidad en serie ≈ clase 99,9%.
Fallo y protección
MT 28,9 kA / BT 27,8 kA, corte MT 31,5 kA / BT 36 kA (margen de 1,1–1,3×); selectividad 11,9×, un fallo aguas abajo dispara solo su alimentador.
Calidad de energía
THDi 25% por encima del límite, reactor desintonizado + APF/SVG; caída de arranque del VFD del ESP 1,7% (DOL 8,1%), tensión de barra 0,983 pu.
Economía
$585.247 total; actualización a amorfo SH15 con retorno en 3,3 años ($410/año); pérdidas 248.596 kWh/año ≈ $29.832.
Other views (shown): LCC (costo del ciclo de vida) · Calidad de la energía y armónicos · Perfil de tensión · Características del esquema · Derrateo ambiental
7 · Economics & Payback
Equipo total ≈ $585,247 (2×S13-M-800/10 + distribución Zona Ex 2 + VFD ESP 200 kW + diésel 1000 kVA + 104 SCADA). No hay PV/BESS en este esquema, por lo que la economía = capex + pérdidas + TCO del transformador: actualizar S13→SH15 amorfo ahorra ≈3,416 kWh/año (≈$410/año), recuperación en 3.3 años; pérdidas anuales de transformador+línea ≈248,596 kWh (≈$29,832/año). El diésel es solo de respaldo — el costo operativo aplica solo durante cortes de red.
8 · FAQ
¿Qué transformador para una planta petroquímica de 800 kW?
¿Cómo se maneja el área peligrosa?
¿El ESP necesita un VFD?
¿Qué tamaño de generador diésel?
¿Cómo se manejan los armónicos?
¿Qué sucede ante pérdida de red?
¿Cuál es el retorno de inversión de un mejor transformador?
¿Por qué tipo aceite y no tipo seco?
¿El precio es final?
Special Considerations
- THDi 25% supera el límite — un reactor desintonizado por sí solo no lo resolverá; añada filtrado activo APF (remedio V6).
- 600 kW diésel cubre grado-1 400 kW + incendio 150 kW = 550 kW (V9 pasa); el respaldo de 800 kW para todo el sitio necesita ≈950 kW.
- El equipo para Zona Ex 2 (tablero Ex d + MCC Ex) se cotiza por proyecto (POA); la certificación Ex final según IEC 60079 está por confirmar.
- El VFD de 200 kW para el ESP es el motor más grande; confirme el cable de fondo de pozo y la resistencia de frenado para la bomba sumergible.
- Estimación a nivel de factibilidad; los planos están pendientes de un instituto de diseño autorizado; confirme la Ssc de la red (se asume 500 MVA).
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