Bases y Criterios de Diseno Electrico ECP

BASES Y CRITERIOS DE DISEÑO ESPECIALIDAD ELÉCTRICA GERENCIA TÉCNICA Y DE DESARROLLO E&P SUPERINTENDENCIA DE INGENIERÍA CÓDIGO CNE VEP-GTD-P-ELE-MT-001

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FECHA

1

Adecuaciones con motivo revisión general Área Eléctrica SPI

2/06/11

0

Adiciones y adecuación de acuerdo a estandarización corporativa

11/05/11

B

Documento ajustado a formato

15/12/2010

ELABORÓ

REVISÓ

APROBÓ

ECP- GTD-SPI Area eléctrica

Edgar Luna - Líder Area eléctrica

ECP-GTD-SPI

ECP-CNE-G-GEN-FT-001

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TABLA DE CONTENIDO Página 1. OBJETO ............................................................................................................................................................................... 7 2. ALCANCE ............................................................................................................................................................................ 7 3. GLOSARIO .......................................................................................................................................................................... 7 4. DOCUMENTOS DEROGADOS ........................................................................................................................................... 9 5. REFERENCIAS NORMATIVAS ......................................................................................................................................... 10 6. CONDICIONES GENERALES ........................................................................................................................................... 10 6.1. SISTEMA DE UNIDADES Y SIMBOLOGÍA .................................................................................................................... 10 6.2. COLORES ....................................................................................................................................................................... 10 6.3. ESTUDIOS ELECTRICOS .............................................................................................................................................. 11 6.3.1. Plan Estratégico de Desarrollo Eléctrico .................................................................................................................. 11 6.3.2. Estudio de Conexión .................................................................................................................................................. 11 6.3.3. Estudio Estabilidad Transitoria ................................................................................................................................. 13 6.3.4. Estudio Armónicos ..................................................................................................................................................... 13 6.3.5. Estudio Confiabilidad ................................................................................................................................................. 13 6.3.6. Estudio Coordinación de Aislamiento ...................................................................................................................... 13 6.3.7. Estudio de Sistema de Puesta Tierra ........................................................................................................................ 13 6.3.8. Estudio de Apantallamiento y Protección Contra Descargas Atmosféricas ......................................................... 13 6.3.9. Estudio de Iluminación y/o Fotometría ..................................................................................................................... 14 6.3.10. Herramienta Neplan para Análisis de Sistemas Eléctricos de Potencia. .............................................................. 14 6.4. VALORES NOMINALES DE TENSIÓN Y RANGOS TOLERABLES ............................................................................. 14 6.5. CAPACIDADES DE RESERVA ...................................................................................................................................... 15 7. DESARROLLO .................................................................................................................................................................. 15 7.1. CRITERIOS REDES AEREAS ELECTRICAS MEDIA TENSIÓN ................................................................................... 15 7.1.1. Configuración Sistema ............................................................................................................................................... 15 7.1.1.1.

Criterios para Diseños de Líneas Eléctricas a Pozos ........................................................................................ 18

7.1.1.2.

Aspectos a Tener en Cuenta en Diseños de Redes ........................................................................................... 18

7.1.2. Tipos de Estructuras .................................................................................................................................................. 24


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BASES Y CRITERIOS DE DISEÑO ESPECIALIDAD ELÉCTRICA GERENCIA TÉCNICA Y DE DESARROLLO E&P SUPERINTENDENCIA DE INGENIERÍA CÓDIGO CNE VEP-GTD-P-ELE-MT-001 7.1.2.1.

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Redes de Distribución para Facilidades de Superficie de Pozos hasta 34.5 Kv y en Estructura de un Solo Poste ...................................................................................................................................................................... 24

7.1.2.2.

Redes de Distribución y Líneas de Transmisión Estructuras Metálicas ......................................................... 24

7.1.3. Materiales Redes ........................................................................................................................................................ 25 7.1.3.1.

Conductores para cruces subterráneos o aislados........................................................................................... 25

7.1.3.2.

Cables de Guarda .................................................................................................................................................. 26

7.1.3.3.

Posteria .................................................................................................................................................................. 26

7.1.3.4.

Crucetas y Elementos Metálicos ......................................................................................................................... 27

7.1.3.5.

Herrajería ............................................................................................................................................................... 27

7.1.3.6.

Aisladores .............................................................................................................................................................. 27

7.1.3.7.

Pararrayos (DPS) ................................................................................................................................................... 27

7.1.3.8.

Templetes .............................................................................................................................................................. 27

7.1.3.9.

Cimentación........................................................................................................................................................... 28

7.1.3.10. Puesta a Tierra ...................................................................................................................................................... 28 7.1.3.11. Reconectadores .................................................................................................................................................... 28 7.1.3.12. Equipos De Seccionamiento ................................................................................................................................ 29 7.2. REDES AEREAS ELECTRICAS BAJA TENSIÓN ......................................................................................................... 29 7.2.1. Estructuras .................................................................................................................................................................. 29 7.2.2. Posteria ........................................................................................................................................................................ 29 7.3. CRITERIOS SUBESTACIONES

DE POTENCIA PARA CENTROS DE TRANSFORMACION,

DISTRIBUCION Y

MANIOBRA ..................................................................................................................................................................... 30 7.3.1. Criterios de Diseño Generales................................................................................................................................... 30 7.3.2. Patios Bahía De Línea y Transformación ................................................................................................................. 30 7.3.2.1.

Equipo de Patio ..................................................................................................................................................... 30

7.3.2.2.

Protecciones De Bahía ......................................................................................................................................... 33

7.3.2.3.

Cuarto Eléctrico .................................................................................................................................................... 34

7.3.2.4.

Planta de Generación de Emergencia ................................................................................................................. 37

7.3.2.4.1. Generalidades ....................................................................................................................................................... 38 7.3.2.4.2. Características generales ..................................................................................................................................... 38 7.3.2.4.3. Características de los componentes principales del Grupo Generador:......................................................... 38 7.3.2.4.4. Características específicas de los componentes principales del Grupo Generador ..................................... 40 7.4. SUBESTACIÓN PARA POZOS CON UNIDAD DE BOMBEO MECÁNICO, PCP (BCP) , BES..................................... 40 7.4.1. Con Transformador Montado en Poste .................................................................................................................... 41 7.4.2. Con Transformador en Piso PCP, bombeo mecánico ............................................................................................. 41 7.4.3. Subestación para Pozos con Unidad de Bombeo BES ........................................................................................... 42 7.5. CRITERIOS CENTROS DE DISTRIBUCIÓN .................................................................................................................. 44 ECP-CNE-G-GEN-FT-001

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7.5.1. Tableros de Media Tensión (Switchgear) ................................................................................................................. 44 7.5.1.1.

Criterios Generales ............................................................................................................................................... 44

7.5.1.2.

Celdas .................................................................................................................................................................... 46

7.5.1.3.

Barrajes .................................................................................................................................................................. 48

7.5.1.4.

Interruptores .......................................................................................................................................................... 48

7.5.1.5.

Reles de Protección .............................................................................................................................................. 49

7.5.1.6.

Variadores Media Tensión .................................................................................................................................... 50

7.5.1.7.

Sistema de Puesta a tierra en servicios industriales......................................................................................... 50

7.5.1.8.

Sistema de Alimentación Eléctrica Servicios Generales .................................................................................. 50

7.6. CENTROS DE CONTROL MOTOR ................................................................................................................................ 51 7.6.1. Criterios Generales ..................................................................................................................................................... 51 7.6.2. Celdas .......................................................................................................................................................................... 53 7.6.2.1.

Tipo......................................................................................................................................................................... 53

7.6.2.2.

Estructura metálica:.............................................................................................................................................. 53

7.6.2.3.

Acabado estructura metálica: .............................................................................................................................. 53

7.6.2.4.

Características de Gavetas y Cubículos ............................................................................................................. 53

7.6.3. Barrajes ....................................................................................................................................................................... 54 7.6.4. Gavetas para Variadores de frecuencia.................................................................................................................... 54 7.6.5. Transferencia Manual ................................................................................................................................................. 54 7.6.6. Transferencia Automática .......................................................................................................................................... 54 7.6.7. Interruptores de Entrada (Incomming) y Acople ...................................................................................................... 54 7.6.8. Protección Motores .................................................................................................................................................... 55 7.6.8.1.

Interruptores de caja moldeada ........................................................................................................................... 55

7.6.8.2.

Arrancadores ......................................................................................................................................................... 55

7.6.8.3.

Contactores ........................................................................................................................................................... 55

7.6.8.4.

Unidades de Protección ....................................................................................................................................... 55

7.6.9. Transformadores de Instrumentación ...................................................................................................................... 56 7.6.9.1.

Transformadores de Corriente............................................................................................................................. 56

7.6.9.2.

Transformadores de Potencial ............................................................................................................................ 56

7.6.9.3.

Relés de Interposición .......................................................................................................................................... 56

7.6.10. Elementos de Control e Indicación ........................................................................................................................... 56 7.6.10.1. Transformadores de Control ................................................................................................................................ 56 7.6.10.2. Señales para Monitoreo y Mando Remoto .......................................................................................................... 56 7.6.10.3. Señales de Comando ............................................................................................................................................ 56 7.6.10.4. Señales de Estado ................................................................................................................................................ 57 7.6.11. Puerto de Comunicaciones........................................................................................................................................ 57 ECP-CNE-G-GEN-FT-001

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7.6.12. Sistema de Alimentación Electrica Servicios Generales ........................................................................................ 57 7.6.12.1. Transformadores para Servicios Auxiliares ....................................................................................................... 57 7.6.12.2. UPS 208/120 VAC .................................................................................................................................................. 57 7.6.12.3. Ductos de Barra .................................................................................................................................................... 58 7.7. CRITERIOS ACOMETIDAS ............................................................................................................................................ 59 7.7.1. Conductores ................................................................................................................................................................ 59 7.7.1.1.

Cables para Media Tensión .................................................................................................................................. 59

7.7.1.2.

Cables de Fuerza para Baja Tensión ................................................................................................................... 60

7.7.1.3.

Cables de Control ................................................................................................................................................. 61

7.7.1.4.

Cables de Instrumentación y Comunicaciones .................................................................................................. 61

7.7.1.5.

Cables para Sistema de Puesta a Tierra ............................................................................................................. 62

7.7.2. Tuberías ....................................................................................................................................................................... 63 7.7.2.1.

Tubería Metálica .................................................................................................................................................... 63

7.7.2.2.

Tubería PVC ........................................................................................................................................................... 64

7.7.2.3.

Ductos Enterrados ................................................................................................................................................ 64

7.7.2.4.

Ductos Aéreos o a la Vista ................................................................................................................................... 64

7.7.2.5.

Cajas de Halado .................................................................................................................................................... 65

7.7.2.6.

Canaletas o Bandejas Portacable ........................................................................................................................ 65

7.8. CRITERIOS CARGAS ..................................................................................................................................................... 66 7.8.1. Motores Uso General .................................................................................................................................................. 66 DETECTORES DE TEMPERATURA (RTD)- MOTORES BAJA TENSIÓN ............................................................................ 68 7.8.2. Motores Especiales para Sistemas de Bombeo ...................................................................................................... 69 7.8.3. Variadores de Velocidad ............................................................................................................................................ 69 7.8.3.1.

Variador de Velocidad Media Tensión ................................................................................................................ 69

7.8.3.2.

Variador de Velocidad de Baja ............................................................................................................................. 69

7.8.3.3.

Protecciones Mecánicas del Variador ................................................................................................................. 69

7.8.3.4.

Protecciones eléctricas del variador ................................................................................................................... 69

7.8.4. Iluminación .................................................................................................................................................................. 70 7.8.4.1.

General ................................................................................................................................................................... 70

7.8.4.2.

Áreas Interiores ..................................................................................................................................................... 70

7.8.4.3.

Áreas Exteriores .................................................................................................................................................... 70

7.8.4.4.

Iluminación de Emergencia .................................................................................................................................. 71

7.8.4.5.

Circuitos de Iluminación ...................................................................................................................................... 71

7.8.5. Tomacorrientes ........................................................................................................................................................... 71 7.8.5.1.

Tomas para Servicios Generales Exteriores ...................................................................................................... 71

7.8.5.2.

Tomas Para Servicios Generales Interiores ....................................................................................................... 71


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Tomas Para Soldadura (Tomas Especiales) ....................................................................................................... 71

7.9. CRITERIOS PROTECCIONES ELÉCTRICAS ................................................................................................................ 72 7.10. CRITERIO PROTECCIÓN DESCARGAS ATMOSFÉRICAS.......................................................................................... 72 7.11. CLASIFICACIÓN DE ÁREAS ......................................................................................................................................... 72 8. REGISTROS ...................................................................................................................................................................... 73 9. CONTINGENCIAS.............................................................................................................................................................. 73 10. BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................................................................................. 73 11. ANEXOS ............................................................................................................................................................................ 73


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1. OBJETO Establecer las consideraciones técnicas mínimas de la especialidad eléctrica (bases y criterios de diseño) aplicable a los diseños eléctricos a desarrollar en toda las gerencias operativas de la Vicepresidencia de Producción de ECOPETROL S.A. 2. ALCANCE El alcance de este documento es aplicable a: •

Aspectos generales de diseño eléctrico.

•

Sistemas de protecciones, apantallamiento, aislamiento, otros.

•

Sistemas de distribución eléctrica de media tensión.

•

Subestaciones y centros de distribución.

•

Centros de distribución de carga y maniobra.

•

Infraestructura para alimentar cargas eléctricas.

•

Cargas eléctricas requeridas en la industria petrolera y especiales.

•

Sistema de iluminación.

•

Sistemas de puesta a tierra.

•

Protección de sistemas eléctricos.

•

Clasificación de áreas.

3. GLOSARIO •

ACSR: Cable de aluminio reforzado con núcleo de acero.

•

AISLADOR RESINA EPÓXICA: Material tipo aislante.

•

ANILLOS ALIMENTADORES: Sistema de redes eléctricas que forman anillos alimentadores de cargas eléctricas.

•

CABLE OPGW: Cable usado para apantallamiento de redes electricas con nucleo de fibra óptica.

•

CCM : Centro de control de motores para niveles de tensión hasta 480V.

•

CERTIFICADO TTA: prueba de fábrica "Type Tested Assembly".

•

CONDUIT IMC: Tubería para instalaciones eléctricas (Intermediate Mettal Conduit ).

•

CONDUIT RMC: Tubería instalaciones eléctricas (Rigid Metal Conduit )


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•

CONEXIÓN DYN5: Sistema de conexionado de devanado interno de transformadores.

•

CT TOROIDAL: Transformadores de medida de corriente usado para protecciones diferenciales.

•

DEVICE NET: es un protocolo de comunicación usado en la industria de la automatización para interconectar dispositivos de control.

•

DNP3 TCP/IP: Protocolo de comunicación para control /protocolo internet.

•

DPS: Dispositivo de protección contra sobre tensiones.

•

DUCTO DE BARRAS: Sistema de barras para conducción de corriente eléctrica externa a Celdas.

•

EXPLOSION PROOF: Equipos a prueba de explosión.

•

INCOMMING: Interruptores de entrada.

•

LIQUID TIGHT: Ducto felxible a prueba de agua.

•

METAL CLAD: Son tableros en los cuales cada una de sus secciones o compartimentos se encuentran metálica e independientemente puesto a tierra.

•

METAL ENCLOSED: tipo de tableros eléctricos en los cuales todas las secciones que la conforman se encuentran ubicadas en un mismo espacio físico.

•

Mímico: Representación física del diagrama unifilar en tablero de control.

•

MODBUS RTU: Protocolo de comunicación usado para conexión de unidades remotas en sistemas de supervisión de datos SCADA.

•

NEMA 4X: Encerramiento sellado contra agua y resistente a la corrosión.

•

NEMA 7: Encerramiento a prueba de explosión.

•

NEPLAN: Marca del software de análisis de sistema de potencia.

•

NTC: Norma Técnica Colombiana.

•

Plan Estrategico de Desarrollo Eléctrico: Es un estudio de necesidades de energía actuales y futuras que determina las alternativas para satisfacer la demanda de energía en el corto mediano y largo plazo.

•

PLC: Controlador lógico programable.

•

PROFIBUS DP: Es un estándar de comunicaciones para bus de campo, Periferia Descentralizada.

•

RED TRONCAL: Red de suministro de energía electrica principal.

•

RELE MULTIFUNCIONAL DE ESTADO SÓLIDO: Rele de protección digital con múltiples aplicaciones.}

•

RETIE: Reglamento Técnico para Instalaciones Eléctricas.


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•

RETILAP: Reglamento Técnico de Iluminación y Alumbrado Público.}

•

RTDs: Detectores de Temperatura Resistivos.

•

SHUNT TRIP: Disparo de equipo de protección.

•

STD DUAL: Transformador de potencia usado para sistema de BES con variador de doce pulsos.

•

SUT: Trasformador de potencia usado en sistemas BES para elevar el voltaje de salida de variadores.

•

SWITCHGEAR: Centros de control y protección de media tensión y que está conformado por celdas de individuales de media tensión para proteger motores, transformadores y alimentadores de media tensión.

•

TAPS: Derivaciones de bobinado de transformadores para ajustes de nivel de Voltaje.

•

TBT: Tablero de Baja Tensión usado para proteger cargas de pozos.

•

TRAY CABLE (TC): Bandejas portacables.

•

UPS: Sistema de potencia ininterrumpido.

•

VAC: Voltaje de corriente alterna.

•

VDC: Voltaje de corriente continua.

•

THWN: Thermoplastic insulation, Heat resistant (90°C - 600 voltios), suitable for Wet Locations, Nylon jacketaislamiento termoplástico con propiedades de resistencia térmica al calor y a la humedad forrado con nylon.

•

ITC – Instrumentation Tray Cable - Cable de instrumentación compuesto por conductores aislados, con o sin hilo de drenaje, cubiertos por una chaqueta protectora.

•

XLPE: Cross-Linked Polyethylene (aislamiento de polietileno reticulado). Compuesto que se utiliza para el aislamiento de cables de media tensión.

•

EPR: Ethylene-Propylene Rubber, Aislamiento en caucho de etilenopropileno.

•

XHHW-2: (Moisture-resistant thermoset), Cables de cobre aislados en XLPE, retardante de llama, resistente a la humedad, el calor y la abrasión.

•

CABLE CUBIERTO ECOLOGICO O PROTEGIDO: Un cable cubierto también conocido como ecológico o protegido es aquel cuyo dieléctrico no tiene resistencia de aislamiento adecuada para la tensión del circuito. Según la norma ANSI/NFPA 7O NEC “ Cable cubierto: es un conductor metálico cubierto o con chaqueta, de un espesor no reconocido por este código como aislamiento eléctrico.Los conductores cubiertos deben ser consideradoscomo conductores desnudos para todos los requisitos de distancias de seguridad.”

4. DOCUMENTOS DEROGADOS No aplica.


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5. REFERENCIAS NORMATIVAS No aplica 6. CONDICIONES GENERALES 6.1. SISTEMA DE UNIDADES Y SIMBOLOGÍA

Según el Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas (RETIE ), ARTÍCULO 9º. SISTEMA DE UNIDADES, Tabla 7. Simbología de magnitudes y unidades utilizadas en electrotecnia, se aplicará el Sistema Internacional de Unidades (SI). Para la identificación de equipos eléctricos en los diagramas unifilares se utilizará simbología ANSI Y32.2-1975 Graphic Symbols for Electrical and Electronic Diagrams o en su defecto la IEC_60617 (y actualización 1082) o IEEE315, en cualquiera de los dos casos se debe especificar claramente por el diseñador la simbología a utilizar. El RETIE artículo 11 describe simbología acorde con seguridad eléctrica y el articulo 28 , numeral 28,2 las señales para construcción líneas de transmisión en inmediaciones a los conos de aproximación a los aeropuertos. 6.2. COLORES

Código para conductores aislado RETIE 11.4 Nota: En intervenciones que se deban realizar al cableado antiguo, se requiere la actualización de marcación de conductores a 5 cm de la punta o final del cable con cinta panduit con un grosor de aproximadamente 3 centimetros, la cinta debe ser del color estipulado por el RETIE.

Figura 1. Típico de Marcación de Conductor Código de colores y clasificación de señales de seguridad, ver RETIE numeral 11.2 Códigos de colores para mímicos para tableros de subestaciones Tabla 1. Códigos de colores para mímicos para tableros de subestaciones Nivel de tensión en kV 500 230 115 34,5 13,2 4,16 0,48 ECP-CNE-G-GEN-FT-001

Color del mímico Fucsia Rojo Verde Azul Naranja Café Morado 10/73


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6.3. ESTUDIOS ELECTRICOS

Se debe cumplir los indicados en el RETIE, artículo 8.1., “Diseño de instalaciones eléctricas”. 6.3.1. Plan Estratégico de Desarrollo Eléctrico Todos los diseños eléctricos que se realicen deben derivarse de un estudio de necesidades (proyección de la demanda de energía), que determina la estrategia de desarrollo de infraestructura, consignada en el Plan de Expansión Eléctrico a corto, mediano y largo plazo. 6.3.2. Estudio de Conexión Requerido en Ingeniería conceptual o básica Este estudio incluye: Regulación: Tabla 2. Regulación sistemas eléctricos SISTEMA ELÉCTRICO Redes de media y alta tensión Redes y acometidas de baja tensión Terminales del motor en proceso de arranque (*)

CAIDA DE TENSIÓN ACEPTABLE 5% 3% 20%

(*) Para las caídas de tensión durante el proceso arranque de motores se tendrá como referencia lo indicado tabla 9-1 de la norma ANSI IEEE 399, y el análisis de las condiciones particulares del sistema y la robustez del mismo, mediante un estudio de arranque de motores. Para estudios de regulación de sistemas de potencia se utilizará software NEPLAN. Flujo de Carga: Los cálculos de flujo de la carga en estado estable servirán para dimensionar la infraestructura y equipos, determinar los flujos de potencia del sistema, disponibilidad de carga en las fuentes de energía, el perfil del voltaje y ajustes de los taps de los transformadores. Todo flujo de carga trifásica y monofásica se correrá en el software NEPLAN. Este estudio incluirá el análisis de reactivos y las acciones para su mejora. Las memorias de cálculo deberá incluirlos diagramas de Unifilares, los resultados de flujo de carga y en redes de distribución de energía las pérdidas de potencia Los flujos de carga deben realizarse para cada modo de operación que será determinado por el Operador de Red. Como mínimo deben existir los siguientes modos: • • •

Normal En Contingencias Critico


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Análisis y Capacidades Corto Circuito: Los estudios para de cortocircuito se ejecutaran mediante el uso de software Neplan, para diferentes modos de operación. Para facilitar expansiones o intercambiabilidad de equipos se tendrán en cuenta los niveles de corto mínimo estipulada en la tabla: Tabla 3. Corrientes de cortocircuito equipos eléctricos CORRIENTE MÍNIMO DE CORTO CIRCUITO 25 kA

EQUIPOS Todo equipo de protección en subestaciones 34.5 kV Equipos de maniobra de seccionamiento de media tensión

16 kA

Equipos de protección de baja tensión

25 kA

Los valores estipulados en la tabla son los mínimos recomendados y solo se utilizaran cuando el resultado del estudio arroje corrientes de corto circuito menores a los estipulados en el tabla; si los valores de la corriente de corto circuito del estudio, son mayores a los estipulados en esta tabla se utilizarán los calculados en el estudio. Para equipo con tensiones superiores a los estipulados en la tabla, se dimensionarán con el resultado de las corrientes de cortocircuito de NEPLAN, en las que se tenga en cuenta las diferentes alternativas de operación del sistema Este estudio se solicitará para todo cambio de planta que incluya la selección de equipos eléctricos y el ajuste de sus respectivas protecciones, siendo el objeto del estudio la determinación de la magnitud de las corrientes de falla y la duración del cortocircuito en segundos o ciclos durante el cual éstas circulan por el sistema. En todo caso la capacidad de cortocircuito de diseño de los equipos de media y baja tensión será comprobada con la simulación en NEPLAN Arranque Motores: Se solicitará para conocer el impacto que el arranque del motor de mayor capacidad tendrá sobre el sistema cuando los demás elementos del sistema se encuentran funcionando, y de acuerdo con los resultados analizar las alternativas de solución para asegurar que el diseño se ajuste a norma. Todo análisis de arranque de motores se modelará en el software NEPLAN. Para el dimensionamiento preliminar de plantas de generación y transformadores de potencia que suministren energía a motores eléctricos con arranque directo, se deberá considerar los valores de la siguiente tabla que se fundamenta en los lineamientos establecidos en la norma IEEE 399. El dimensionamiento definitivo deberá ser corroborado con el estudio de arranque de motores. CRITERIO La mayor carga a conectarse (motor en arranque directo), no debe superar el límite en %, respecto a capacidad de la planta de generación. La capacidad de la mayor carga a conectarse ( motor en arranque directo), no debe superar el límite en %, respecto a capacidad del transformador de potencia


Equipo

Límite en %

Planta de generación

10 %

Transformador de potencia

30%

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Estudio Coordinación de Protecciones: Con antelación se debe haber ejecutado el estudio de cortocircuito Consiste en definir el impacto de la conexión de los nuevos proyectos sobre la operación del sistema eléctrico y generar los ajustes de las protecciones eléctricas para garantizar la seguridad, confiabilidad y selectividad del sistema. Se solicitará este estudio en Ingenierías de detalle y se deberán considerar los posibles modos de Operación de la Red. 6.3.3. Estudio Estabilidad Transitoria Tiene como objetivo definir las características de estabilidad de los sistemas eléctricos, ante entrada de nuevas cargas representativas o generación adicional. Se solicitará este estudio en Ingenierías Básica y detalle. 6.3.4. Estudio Armónicos Su finalidad es definir el impacto de nuevas cargas no lineales sobre los sistemas de potencia y las acciones de mejora requeridas para atenuarlas. Se solicitará este estudio en Ingenierías de Básica y detalle. 6.3.5. Estudio Confiabilidad Tiene como objetivo definir las capacidades y configuración de los equipos de potencia a instalar en los diferentes componentes de los sistemas de generación, redes eléctricas y equipos asociados. Se solicitará este estudio en Ingenierías Conceptual y Básica. 6.3.6. Estudio Coordinación de Aislamiento Tiene como objetivo definir las características del nivel de aislamiento de los diferentes componentes de las redes eléctricas y equipos asociados a instalar, así como las características de las protecciones contra sobretensiones para los equipos principales. Se solicitará este estudio en básicas e ingenierías de detalle. 6.3.7. Estudio de Sistema de Puesta Tierra Deberá cumplir con norma IEEE 80 y lo establecido en RETIE, artículo 15. Debe involucrar mediciones de resistividad del terreno. El resultado del estudio debe ser tal que una vez instalada la malla a tierra, al realizar las mediciones de comisionamiento necesarias, se asegure que las tensiones de paso y de contacto sean inferiores a las calculadas. El estudio debe cotemplar la geometría de montaje del sistema de puesta a tierra para las subestaciones, Centros de control de Motores y redes eléctricas cuando apliquen. 6.3.8. Estudio de Apantallamiento y Protección Contra Descargas Atmosféricas Deben estar acordes con las normas NTC 4551-4552-4553 o IEC-62305 (RETIE 18,2), NFPA 780 e implementar el Sistema integral de protección contra rayo (SIPRA) que tenga lugar . ECP-CNE-G-GEN-FT-001

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VERSIÓN 1

Dentro del estudio se debe considerar el cálculo de del cable de guarda o OPGW, asi como realizar el detalle de los aterrizamientos en tanques, posteria, edificios, casetas, oficinas, CCM’s, y en general cualquier estructura que se pueda ver afectada. 6.3.9. Estudio de Iluminación y/o Fotometría Deben estar acordes con lo exigido para áreas industriales (NormaS DIN 5035 Iluminacion artificial, ISO 8995, API RP 540 Instalaciones eléctricas en plantas procesadoras de petróleo, el libro rojo de la IEEE Sistemas de distribución para plantas industriales, el libro naranja de la IEEE Sistemas de emergencia y respaldo y las recomendaciones de la norma NTC 2050 numerales 225 Alumbrado exterior, 410 lamparas de descarga, 501 Equipos de alumbrado clase I, 502 Equipos de alumbrado clase II y 700 Alumbrado de emergencia), el NEC/ANSI NFPA 70, y normas API aplicables. Para los alumbrados perimetrales ó vías de acceso se tendrá en cuenta lo enunciado en el RETILAP (Reglamento técnico de iluminación y alumbrado público) • Capítulo 4 y 5 Requisitos generales para diseño para alumbrado • Capítulo 6 Proyectos de alumbrado público 6.3.10. Herramienta Neplan para Análisis de Sistemas Eléctricos de Potencia. ECOPETROL S.A. dispone de licencias de software NEPLAN, por este motivo se solicita su uso en los desarrollos de ingeniería. Esta herramienta permite realizar análisis de flujo de carga, Contingencia, Cortocircuito, análisis de armónicos, arranque motores, parámetros de líneas, selectividad de protecciones, protección distancia, simulación dinámica y coordinación de protecciones y confiabilidad entre otros. Sin excepción, todos los estudios eléctricos deberán modelarse con el Software NEPLAN. 6.4. VALORES NOMINALES DE TENSIÓN Y RANGOS TOLERABLES

Tabla 4. Niveles de tensión sistemas eléctricos DESCRIPCIÓN

VOLTAJE NOMINAL

Distribución de Tensión Alta tensión

230 KV, 115 KV AC, 3 fases, 60 Hz

Media tensión

34.5, 6.9 y 4.16 KV AC, 3 fases, 60 Hz

Baja tensión

480, 208/120 V, 3 fases, 60 Hz

Utilización de Tensión Instalaciones internas y de alumbrado exterior e interior Control de motores baja tensión Iluminación de emergencia Tomacorrientes para soldadura Tomacorrientes de uso general Sistema Ininterrumpido de Potencia Servicios auxiliares alimentación de circuitos de control de subestaciones de transformación de energía y para celdas de media tensión en centros de distribución (Tensión de control y alimentación de relés e interruptores de potencia). Servicios auxiliares para sistemas de control de ECP-CNE-G-GEN-FT-001

208 - 120 V, 60Hz. 120 V AC 208/120 V, 3 fases, 60 Hz 480 V, 3 fases 120 V, 1 fase, 60 Hz 208 - 120 V, 3 fases, 60Hz. 125 VCD 120 VAC 14/73

BASES Y CRITERIOS DE DISEÑO ESPECIALIDAD ELÉCTRICA GERENCIA TÉCNICA Y DE DESARROLLO E&P SUPERINTENDENCIA DE INGENIERÍA CÓDIGO CNE VEP-GTD-P-ELE-MT-001 centros de maniobra, ubicados en campos apartadas de áreas industriales (Tensión de control y alimentación de relés e interruptores de potencia). Servicios auxiliares de circuitos de control de seccionameinto de redes en sitios apartados de áreas industriales Instrumentación y Control de proceso

CÓDIGO GENOMA

VERSIÓN 1

120 AC 24 VCD

Para Motores entre 250 HP a 750 HP se podrá utilizar niveles de tensión de 460 V AC, dependiendo de la robustez del sistema eléctrico asociado. De requerirse deberán disponer de arrancador suave o variador de velocidad de acuerdo al resultado de estudio de arranque de motores y las necesidades del proceso. El diseño debe garantizar que las fluctuaciones en el voltaje del sistema eléctrico estarán sujetas a los siguientes rangos de variación con respecto al voltaje nominal. Los equipos serán diseñados como mínimo para las siguientes variaciones de voltaje y frecuencia de la(s) fuente(s) de alimentación: • •

Voltaje : ±10% Frecuencia: ±5%

Considerándose que una variación extrema de voltaje no ocurrirá simultáneamente con una variación extrema de frecuencia y viceversa. 6.5. CAPACIDADES DE RESERVA

Tabla 5. Reservas sistemas eléctricos

Redes troncales: Redes de distribución (Incluye TRF, barrajes) Reserva en banco ductos Reservas en espacio interior en gavetas CCM o TBT. Centros de maniobra y/o subestaciones: Celdas en Centros Control de Motores

RESERVAS POTENCIA 30- 40% POTENCIA 20-40% 20% 20% Área para futuras ampliaciones 10% equipadas y 10% No equipadas

7. DESARROLLO 7.1. CRITERIOS REDES AEREAS ELECTRICAS MEDIA TENSIÓN

7.1.1. Configuración Sistema Todo sistema de suministro de energía debe disponer de un sistema de suministro principal y uno de suplencia.El sistema de suplencia debe provenir de una infraestructura eléctrica independiente a la principal. Por confiabilidad eléctrica no se permite que se comparta infraestructura de circuitos independientes (dobles circuitos). Todas las estructuras deben estar debidamente identificadas y georeferenciadas. Para los diseños de redes eléctricas se definen los siguientes tres componentes principales: •

Redes troncales


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•

Centros de maniobra

•

Anillos alimentadores o redes de distribución, proveniente de centros de maniobra.

VERSIÓN 1

Figura 2. Topología usando Anillos Alimentadores

Figura 3. Topología usando redes de distribución provenientes de troncales Redes Troncales: Definición: Red de distribución de energía eléctrica a 34,5 Kv o 115kV que interconecta una subestación y un centro de maniobra o dos centros de maniobra. Las redes troncales no alimenta cargas usuarias. Cuando se construye en áreas con gran desarrollo eléctrico y entorno de bosque, se recomienda construir en estructuras metálicas de celosía para dar la altura adecuada y evaluar la utilización de cable ecológico. Centros de Maniobra: Definición : Subestación eléctrica de distribución conformada por equipos de maniobra tales como reconectadores, cortacircuitos y elementos de protección y seccionamiento encargados de direccionar la potencia eléctrica hacia las diferentes áreas operativas, con configuración en barra sencilla, doble o doble con transferencia. •

Bahías con doble reconectador: Salida y llegada de Troncales.

•

Bahías con reconectador sencillo: Salida y llegada de anillos alimentadores.


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•

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VERSIÓN 1

Circuitos de alimentación del control a reconectadores asociados debe ser 120VAC.

Centro de carga: Para identificar la ubicación de las subestaciones y centros de maniobra se considerarán los siguientes criterios: Para el planeamiento de subestaciones y centros de maniobra se ubicarán en los centros de carga geográfico de los campos de producción para el primer caso ( subestaciones) o la subdivisión de área de influencia para los centros de maniobra, en lo posible los centros de maniobra deberán manejar cargas no superiores a 15 MVA, considerando el dimensionamiento del barraje para 30 MVA, con el fin de posibilitar la interconexión entre centros de maniobra. Pasos a seguir para definir el centro de carga La filosofía consta en calcular matemáticamente el centro de carga en un sistema virtual de coordenadas cartesianas, mediante el uso de las coordenadas planas de ubicación de cada carga.

Se determina la componente en x para la ubicación del centro de carga, mediante la siguiente fórmula.

Para el caso de la componente en y se realiza un procedimiento semejante, mediante la siguiente fórmula.

En donde: Lx y Ly es la componente en (x,y) para el centro de carga. Lx1, Lx2, Lx3, Son coordenadas en el eje x cada una de las cargas respecto al punto de origen de coordenadas y sobre el eje de las x´s. Ly1, Ly2, Ly3, Son coordenadas en el eje y cada una de las cargas respecto al punto de origen de coordenadas y sobre el eje de las y´s. C1, C2, C3, son las cargas. Se procede a sustituir datos y se realiza la operación matemática. ECP-CNE-G-GEN-FT-001

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VERSIÓN 1

Anillos alimentadores ó redes de distribución: Definición: Red de energía eléctrica a 34,5 KV de topología en lazo cerrado que alimenta cargas usuarias interconectándolas a un centro de maniobra. 7.1.1.1. Criterios para Diseños de Líneas Eléctricas a Pozos

Figura 4 Flujograma diseño redes y líneas eléctricas 7.1.1.2. Aspectos a Tener en Cuenta en Diseños de Redes Identificación de Rutas: La ruta de una línea de distribución de energía eléctrica debe ser en general, recta y de fácil acceso para su construcción, inspección y mantenimiento. El trazado deberá ser localizado a una distancia tal que no interfiera con construcciones aledañas, ni queden sometidas a riesgos de tráfico aéreo. En general para campos petroleros se deben tener en cuenta adicionalmente guardar las distancias de seguridad horizontales entre el corredor de las líneas eléctricas, pozos de producción y estaciones de recolección y tratamiento, para el primer caso estarán definidas por la altura de los taladros y los anclajes de los mismos y para el segundo debe ser analizada de acuerdo a los límites de la planta y plano de planta y ubicación de equipos de las estaciones. Para el trazado preliminar de los corredores o rutas de las redes o líneas eléctricas se hará uso de las aerofotografías o información geográfica con superposición de infraestructura vial y eléctrica existente, para identificar posibles rutas preliminares, las rutas deben ser estudiadas en el terreno con el fin de seleccionar la más óptima y verificación en sitio con el operador de la red.


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VERSIÓN 1

En el proceso de identificación de rutas que involucran ríos navegables se deberá en lo posible identificar cruces por los sitios angostos y sin meandros del río. Para el pantlillado se debe considerar identificar las distancias de seguridad para conservar la navegabilidad del río. Trazado: Un vez que se haya definida y aprobada la ruta definitiva de la línea se procederá a ejecutar el levantamiento del perfil topográfico y referenciación geodésica. Para las condiciones generales de trazado, se deberá tener en cuenta: • • • • • •

• •

Alineamientos sean tan largos como sea posible y por las partes altas del terreno En lo posible no usar deflexiones mayores a 30 grados en el trazado. Evitar edificaciones , zonas densamente pobladas y boscosas Evitar zonas con inestabilidad geológica Los cruces del trazado con carreteras se deben evitar al máximo y si se tienen que ejecutar que el trazado del corredor de línea se preferiblemente perpendicular al trazado de la vía. Cuando el trazado cruce infraestructura eléctrica existente, se deberá tomar las alturas de las estructuras y las distancias de conductores y cable de guarda a tierra, para cada cruce de línea se deberá elaborar un esquema detallado con distancias y estructuras a intervenir o construir. Se deben demarcar y abscisar los linderos de las distintas propiedades por donde cruza el trazado de la línea, nombre de propietario, tipo de cultivo para determinar las servidumbres. Se deben referenciar los accidentes principales del terreno en el corredor de línea, tales como , ríos, deslizamientos de terrenos , zonas inundables etc, así como vías y caminos que puedan usarse durante la construcción y mantenimiento.

Nivelación y Perfil de Línea: • • •

Se debe nivelar cada 50 m en terrenos bajos y cada 5 metros en las altas que sean sitios potenciales de ubicación de estructuras. En zonas donde la poligonal de la línea corra lateralmente a la pendiente del terreno y esta sea mayor al 10%, se debe tomar nivelación poligonal de 8 m y tomando cotas de nivel cada 5 m. La poligonal debe referenciarse en el terreno en especial en los sitios de deflexión, arranque y llegada y en sitios de alineamiento mayores a 1 km.

Planos Planta Perfil: El plano deberá involucrar la planta con abscisado, ángulo de desviación, accidentes geográficos, cruces con infraestructura vial, eléctrica, infraestructura petrolera colindante (pozos , estaciones) y construcciones. La parte superior del perfil deberá incluir el tipo de estructuras y apoyos, áreas de servidumbre y propietario, y en la parte inferior el plantillado con el perfil, curva en caliente, abscisas y cotas y cruces con infraestructura eléctrica y vial Escala Vertical 1: 500 Escala Horizontal 1: 2000 Para cruces con infraestructura eléctrica que involucren análisis especiales, se debe involucrar el plano planta perfil con el cruce o reubicación de la infraestructura existente. Plano De Planta:


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VERSIÓN 1

Escala a conveniencia, con información de las aéreas de servidumbre, propietariosy accidentes geográficos e infraestructura y georeferenciación de la poligonal.


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VERSIÓN 1

Estudio De Suelos y medición de resistividad: El estudio tendiente a determinar la configuración morfo geológica del terreno y el nivel freático se exigirá para redes o líneas con conductor igual o mayor al conductor ACSR 4/0 AWG. En caso de requerir este estudio se seguirá lo indicado en las bases y criterios de diseño área civil. Para líneas eléctricas en inmediaciones a ríos y zonas inundables se deberá involucrar los estudios que los especialistas consideren, entre ellos el estudio de batimetría y socavación. Para las consideraciones de estudio de suelos y medición de resistividad del terreno en función del voltaje de línea se considerará: Líneas de 230 y 115 kV cada estructura, 34,5 kV cada kilómetro y para < 34,5 kV postes cada 2 km Servidumbres: El ancho mínimo de servidumbre será de 15 m para sistemas de distribución de energía, sin embargo de acuerdo al análisis de sitios específicos del corredor en especial de las zonas boscosas esta área puede ser aumentada , dependiendo de la altura de los árboles para que no interfieran con la operación del sistema eléctrico. Para niveles de tensión superiores a 57,5 Kv se deben considerar los anchos de servidumbre definidos en el artículo 24 del RETIE.

Figura 5. Servidumbres Distancias entre líneas eléctricas y ductos de transporte de fluidos en campos de producción Se procurará ejecutar los cruces de líneas eléctricas con ductos de producción en forma perpendicular. Cuando se comparta servidumbre con líneas de flujo, se requiere guardar como mínimo la distancia A con respecto a la servidumbre de la línea eléctrica definida en las figuras y tabla.


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VERSIÓN 1

En la franja de separación A, no se deberán montar sistemas de puesta tierra de las torres o estructuras en poste de las líneas eléctricas.

Cálculos Redes Eléctricas: •

Cálculos Eléctricos

Para selección del conductor se definirá por regulación, y cálculo del conductor económico cumpliendo los criterios de regulación la tabal No 2 de este documento. •

Cálculos Mecánicos


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VERSIÓN 1

El diseño mecánico de las líneas define el cálculo de flechas y tensiones. Para este desarrollo se establecen unas condiciones de tensionado que deben cumplirse simultáneamente para cada uno de los vanos reguladores de cada línea. Estos cálculos deberán considerar como mínimo las siguientes condiciones de diseño: Conductores de Fase: Tabla 6. Condiciones de diseño para regulación de conductores redes y líneas eléctricas Tensiones conductor En condiciones iniciales a temperatura mínima y sin carga de viento En condiciones finales a temperatura mínima y carga de viento máximo En condiciones fianles a teperatura promedio y carga sin viento

Carga Rotura 33% 50% Tensión diaria ( EDS)

Para tendido, se debe considerar lo estipulado en el Numeral 34.1 de RETIE “En ningún momento los conductores deben ser sometidos a tensiones mecánicas por encima de las especificadas como de rotura y el tendido en redes aéreas no debe pasar el 25% de la tensión de rotura”. Cable de Guarda: Para los conductores de cable de guarda, el criterio de tensionado es similar al de los conductores de fase. La diferencia radica en que la tensión diaria se evalúa tal que a temperatura promedio final sin carga de viento la flecha del cable sea igual o menor al 90% de la flecha del conductor evaluada en las mismas condiciones de temperatura y estado del conductor. Esto garantiza el cumplimiento del apantallamiento de diseño de la línea. Selección de Tipos de Estructura: La selección de los tipos de estructura depende en gran medida del trazado de cada ruta, del tipo y calibre del conductor, de la frecuencia con la que se presentan los ángulos de deflexión de la línea y de las facilidades físicas de terreno. En primer término, se debe seleccionar entre las estructuras Estandarizadas en el manual ECOPETROL S.A., un conjunto de estructuras de acuerdo con las particularidades de cada línea; con las características técnicas de estos tipos de estructura (curvas de utilización, vano peso máximo y mínimo, ángulo de inclinación de las cadenas de suspensión, etc.) se alimenta el modelo de localización de estructuras el cual previamente ha recibido la información del perfil del terreno y del perfil de seguridad para el conductor. En relación con las distancias de seguridad a tierra y a otros obstáculos que se crucen con el eje de las líneas, deben ser como mínimo las que establece el RETIE (Artículo 13) para líneas de 34.5 kV. Para el diseño de redes eléctricas para campos petroleros se utilizan distancias mayores para contemplar el paso de maquinaria de mayor altura. Tabla 7. Distancias de seguridad redes y líneas eléctricas m DISTANCIA DE SEGURIDAD ENTRE CONDUCTOR INFERIOR Y TIERRA EN ÁREAS ACCESIBLES SÓLO A PEATONES: DISTANCIA DE SEGURIDAD ENTRE CONDUCTOR INFERIOR Y TIERRA EN ÁREAS QUE TENGAN TROCHAS Y CAMINOS

6.55 8.05

DISTANCIA DE SEGURIDAD A CARRETERAS PRINCIPALES:

8.05

DISTANCIA A CARRETERAS DE MENOR IMPORTANCIA, CARRETEABLES: DISTANCIA ENTRE CONDUCTORES DE DOS LÍNEAS DE 34.5 KV O DE 34.5 Y 13.2 KV QUE SE CRUCEN:

8.05


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DISTANCIA ENTRE CONDUCTORES DE DOS LÍNEAS DE 34.5 KV Y 115 KV

Caso 1: Caso 2: Caso 3: Caso 4: Caso 5 y 6:

VERSIÓN 1 1.7

2. (persona) + 4.1 (persona-red 34.5 kv) = 6.55 ref:edificaciones-plataformas. 2.45 (vehiculo) + 5.6 (persona-red 34.5 kv) = 8.05 ref: terreno peatonal y vehicular-d retie 2.45 (vehiculo) + 5.6 (persona-red 34.5 kv) = 8.05 ref:piso o terreno cultivable-d1 retie. 2.45 (vehiculo) + 5.6 (persona-red 34.5 kv) = 8.05 idem: 3, carretera menosr transito 1.3 m y 1.7 m cumpliendo Retie Tabla 17

Tablas de Regulación: Para elaborar las tablas de regulación se debe simular la infraestructura eléctrica con los parámetros operacionales en un paquete computacional especialmente desarrollado para este propósito;. Este modelo se alimenta con el resultado del desarrollo de flechas y tensiones de cada uno de los vanos reguladores de la línea; con las características del conductor; con las tablas de la localización de estructuras en las que se indican cuáles son suspensiones y cuáles retenciones o terminales. Para tablas de regulación se debe considerar y calcular el Creep para conductores y cable de guarda. 7.1.2. Tipos de Estructuras 7.1.2.1. Redes de Distribución para Facilidades de Superficie de Pozos hasta 34.5 Kv y en Estructura de un Solo Poste Se aplicarán los típicos de estructuras de Ecopetrol S.A relacionadas en los típicos de montaje para construcción de redes y troncales de distribución de energía de ECOPETROL S.A. Nota: Las estructuras en poste sencillo establecen un límite de diseño máximo en conductor 4/0 AWG ACSR Las estructuras contempladas en la norma de montaje de Ecopetrol S.A. corresponden: Estructuras en poste sencillo: Casos excepcionales de uso : P101, P112, derivaciones en vano flojo de bajo de circuitos existentes autorizado por operador de red. S125, R131, R550, R560, R580 Poste en H para pórticos: PH, PHtrafo, PHSR, RH280, R42SR, R42S Poste sencillo red baja tensión cuádruple: Red trenzada paso, terminal y terminal con tablero de baja tensión de derivación Poste en H troncales: RH230,RH231, SH225, SH226, RE300, R4 Para tipos de estructuras diferentes se podrá usar la norma ICEL – IPSE para configuración en circuito sencillo, bajo la consideración de que no se permite por confiabilidad eléctrica, el uso de estructuras con aisladores de pin para estructuras de suspensión . Nota: Se deben elaborar respectivas memorias de cálculo de los elementos metálicos para las configuraciones de montaje contempladas en la norma ICEL- IPSE. De acuerdo con los cálculos de esfuerzos generales de las estructuras, existe la posibilidad de que se requiera cambio en dimensiones de crucetas y se requieran riostras , las cuales se deberán especificar y justificar con las respectivas memorias de cálculo. 7.1.2.2. Redes de Distribución y Líneas de Transmisión Estructuras Metálicas


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VERSIÓN 1

Los arboles de carga de estructuras o soportes metálicos para redes o líneas de transmisión deberán cumplir con los criterios de diseño adoptados de las Resoluciones CREG 025/95 y 098/2000, para definir condiciones normales y anormales de trabajo de las estructuras, de acuerdo al artículo 25 del RETIE El diseño de la silueta de la torre en ingeniería básica deberá involucrar el estudio de apantallamiento de acuerdo al nivel de isoceráunico de la zona. Para la ingeniería de detalle ya sea por parte de consultor o el contratista de obra, se debe involucrar la ejecución de la memoria de cálculo y plano de taller de las torres. Para labores de replanteo en campo se debe establecer el levantamiento de secciones diagonales en los sitios de ubicación de torres para terrenos con pendientes mayores al 5%, para selección de patas y calcular las planillas de nivelación de los ángulos de espera (stubs). Los criterios de diseño para líneas eléctricas deberán cumplir con la totalidad de los artículos del capitulo IV del RETIE. 7.1.3. Materiales Redes 7.1.3.1. Conductores para cruces subterráneos o aislados Los cables de potencia de media tensión deben cumplir, como mínimo, con los siguientes parámetros básicos de construcción: Tabla 8. Características técnicas conductor EPR Conductor

Cable de cobre suave compactado

Número de hilos

19 hilos para calibres 1 al 4/0 AWG. 37 hilos para calibres 250 al 500 kcmil. 61 hilos para calibres de 550 a 1000 kcmil. 91 hilos para calibres de 1100 a 1500 kcmil.

Bloqueo contra humedad

Resistente a fenómenos “Water Treeing”

Configuración

Según lo indicado en los Requerimientos Particulares. (monoconductor / multiconductor).

Blindaje del conductor

Pantalla extruida semiconductora.

Aislamiento

Ethylene Propilene Rubber (EPR) MV90

Blindaje del aislamiento


Pantalla metálica

Cinta de cobre de forma helicoidal con traslape mínimo 12.5% .

Chaqueta

Policloruro de vinilo (PVC), retardante a la llama 90°C.

Temperatura de operación Voltaje máximo de operación Nivel de aislamiento

- Lugares secos o húmedos: 90° C - Sobrecarga: 130° C - Corto circuito: 250 ° C Según lo indicado en hoja de datos. 8, 15, 35, 46 ó 69 kV. 100, 133%

Tipo Aéreo Los conductores para las redes o líneas de transmisión de energía eléctrica deberán ser del tipo ACSR ECP-CNE-G-GEN-FT-001

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VERSIÓN 1

Para redes de distribución de energía de voltaje nominal 34.5 kV o inferior se utilizará como mínimo conductor 4/0 AWG ACSR Se permite el uso de cables ecológico o protegido en zonas arborizadas. El cable ecológico, será del tipo ACSR, con bloqueo contra la migración longitudinal de humedad. Capa externa en polietileno reticulado XLPE-TK resistente a las descargas superficiales, la erosión, al agrietamiento a los rayos solares, roce por abrasión con hojas o ramas; temperatura de operación 90°C y tensión de operación 15, 34,5 kV. Para cruces de vanos largos de ríos se debe evaluar el uso de conductores en aleación de Aluminio para contrarestar el ambiente húmedo que puede deteriorar el alma de acero del conductor reduciendo la vida útil del cable y por ende de la línea. 7.1.3.2. Cables de Guarda Cable de Guarda Normal Estará construido por cable de acero aluminizado (alumoweld) ajustándose al aparte No 5 de la norma ASTM B 416. El cable de guarda que se utilice deberá soportar el impacto directo de las descargas eléctricas atmosféricas que puedan incidir sobre la red o línea. Se utilizará cable de guarda en todas las estructuras de las redes y líneas, incluidas las que alimentan los pozos en baja tensión y será continuo durante toda su trayectoria. El cable de guarda se aterrizará en cada estructura según el típico de puesta a tierra correspondiente. Cable de Guarda Especial OPGW Su uso está condicionado al estudio de necesidades de comunicaciones y automatización de cada campo. El cable compuesto tipo óptico cumplirá con las normas ITU 655 mono modo con dispersión, IEC 60793 y 60794, IEEE STD 1138 – 1994. Dispone de núcleo óptico con 12 o 24 fibras, el cual se aloja al interior del tubo metálico que las protege de humedad, calor y golpes. El tubo protege con una capa de alambres de alumoclad y aleación de aluminio. Herrajes y accesorios: Los herrajes y accesorios especiales para cable OPGW cumplirán con el galvanizado ajustado a norma ASTM A123 y A153. (Herrajes de suspensión, herrajes de retención, grapas de sujeción, Herrajes para reserva del cable, amortiguadores, elementos y varillas preformadas para protección y amarre). Cajas de empalme: Las cajas de empalme deben ofrecer protección contra la intemperie, a la corrosión, impactos de bala y ser totalmente herméticas con sellamiento IP-64 DIN 40050. 7.1.3.3. Posteria La postería para líneas de 13,2 y 34.5 kV será de concreto pretensado o centrifugado, reforzado y elaborado con cemento tipo Portland, que cumpla las normas NTC 1329 e ICONTEC No. 30, No 121 primera revisión y No. 321 primera revisión y ASTM C-150. La altura mínima del poste será de 14 m con resistencia mínima de carga de rotura de 750 kgf en punta, y se podrán usar postes de 1050 kgf o 1350 kgf según los resultados de los diseños.


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VERSIÓN 1

En zonas altamente montañosas y de difícil acceso, se permitirá el uso de torrecillas metálicas en acero galvanizado en caliente, con las mismas características de carga que aplican para postes de concreto, bajo configuraciones similares a las contempladas en la norma ICEL-IPSE ( se requiere que se soporte con memoria de cálculo estructural), en casos especiales se podrá analizar el uso de postes poliméricos. 7.1.3.4. Crucetas y Elementos Metálicos Todas las crucetas o elementos metálicos a utilizar en redes de distribución o líneas, deben ser metálicas y galvanizadas en caliente ASTM 153 y NTC 2076; con dimensiones, acordes con típicos de montaje, memorias estructurales y planos de taller. 7.1.3.5. Herrajería Los herrajes serán galvanizados en caliente y deben cumplir con las normas de fabricación y pruebas de ICONTEC y certificación RETIE. En los diseños eléctricos y de montaje se deberán considerar las características técnicas garantizadas por el fabricante y los factores de seguridad para evitar la falla mecánica de los elementos. 7.1.3.6. Aisladores Los aisladores serán de porcelana, tipo disco o aislador de suspensión de pasador y horquilla de 254 mm (10") ANSI 52-4 y ANSI 52-5. y aislador tipo line post 35 kv clase ANSI 57-2 para uso en las estructuras normalizadas de Ecopetrol S.A.. No se acepta el uso de aisladores tipo pin. Según la valoración del riesgo de falla se admite el uso de fundas aislantes. Se podrán usar aisladores de resina epóxica (polimérica) con certificación de resistencia a la intemperie y corrosión a través pruebas de envejecimiento por parte de laboratorio certificado. En los diseños eléctricos y de montaje se deberán considerar las características técnicas garantizadas por el fabricante y los factores de seguridad para evitar la falla mecánica de los elementos. Para estructuras de suspensión y retención con conductor superior a conductor 4/0 AWG ACSR bajo norma ICEL – IPSE se usará aisladores de disco, así como para las estructuras en torre metálica para redes o línea eléctrica. Para determinar la carga de rotura de los aisladores ,se deben aplicar los criterios del numeral 7.3.6 “ Insulator String Design Criteria” de la norma IEC 60826 de acuero al nunmeral 27.2 del RETIE. 7.1.3.7. Pararrayos (DPS) Los pararrayos deben ser de óxido de zinc (ZnO) sin explosores, equipados con dispositivo de alivio de presión tipo línea. 7.1.3.8. Templetes Los templetes o retenidas con material de acero galvanizado extra resistente, se utilizan para equilibrar las fuerzas longitudinales originadas por tensiones desequilibradas en un vano o en vanos adyacentes de un circuito, por operaciones de tendido, por roturas de conductores, por fuerzas transversales debidas al viento y a ángulos de deflexión. Las retenidas deben quedar alineadas con el eje de la red o con la bisectriz del ángulo formado con los ejes de la línea. Se construirán Acordes con típicos de montaje establecidos por Ecopetrol S.A, normas ICEL-IPSE y memorias de diseños.


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VERSIÓN 1

Los templetes deberán considerar los elementos que restrinjan el paso de fauna a través del templete e incidan en la falla de la red, tales como platillos o conos antiescalatorios como los establecidos en la norma de montaje de ECOPETROL S.A. 7.1.3.9. Cimentación Para cimentación de postes de concreto hasta conductor 4/0 ACSR, y redes en poste baja tensión de 480 V se usarán las cimentaciones típicas de la norma de montaje de ECOPETROL S.A. Las cimentaciones para redes o líneas mayores a conductor 4/0 ACSR requieren de diseño de detalle, así como las cimentaciones para torres, y cimentaciones especiales, tales como pilotes (cruce de ríos) y placa flotante ( zonas inundables) para torres metálicas. 7.1.3.10.

Puesta a Tierra

El sistema de puesta a tierra de cada estructura deberá diseñarse según las condiciones específicas de la línea y del sitio de la estructura, buscando preservar la seguridad de las personas, con base en la norma ANSI / IEEE 80 - 1986, IEEE Guide for Safety in AC Subastación Grounding y artículo 15 del RETIE. El trabajo de trazado de rutas en campo deberá incluir la medición de resistividades del terreno por sectores de acuerdo con las características del terreno, conforme a la metodología contemplada en el artículo 15 del RETIE. Se debe elaborar la memoria de cálculo, y se especificará el procedimiento para la medición de la resistencia de tierra, de acuerdo con lo requerido por el RETIE artículo 15 y la Norma IEEE 81. Los materiales para sistemas de puesta a tierra de redes y líneas ( bajantes y sistema a tiera enterrado), serán de acero galvanizado o copperweld y varillas de acero galvanizado o cooperweld. Instalación de bajantes de puesta a tierra en condiciones normales y en servidumbres que se comparten con líneas de producción: Se acepta el uso de cable de acero recubierto de cobre al 40% - Copper Clad Steel ó acero galvanizado , soldadura exotérmica. La protección mecánica de la bajante será rígida a través del uso de ducto tipo conduit IMC, el cual debe ser aterrizado con un gar de puesta a tierra, para garantizar que no se presenten tensiones inducidas entre la bajante y el ducto ó haciendo uso del ducto interno de los postes de concreto. La separación mínima entre la pata de la torre ó sistema de tierra de la estructura de la línea de transmisión y el ducto de producción, debe ser mayor a 10 m. 7.1.3.11.

Reconectadores

Los reconectadores se usaran hasta voltaje nominal de 34,5 kV o inferior, con nivel de corto de 16 kA para seccionamiento de redes o montajes de pórticos Reconectadores 34.5 kV, serán del tipo extinción en vacio con aislamiento en SF6 o aislamiento sólido. Por ser el SF6 uno de los gases que más impactan en el efecto invernadero, y por ser el reconectador uno de los equipos de mayor uso en los montajes eléctricos, ECOPETROL S.A. se reserva el derecho de no solicitar SF6 como medio aislante. Los reconectadores menores a 34.5 kV serán del tipo extinción en vacio con aislamiento sólido.


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VERSIÓN 1

Para sitios alejados o montaje en seccionameinto de redes donde no se disponga de alimentación en VAC, deberán disponer de PT´s bifásicos tipo medida con VA adecuado para alimentación de las baterías,y switch de transferencia de fuentes de alimentación de la carga de las baterías. No se aceptan transformadores convencionales bifásicos. Protocolo de comunicaciones bajo norma IEC 61850 ó IEC 60870-5-104 y DNP3 TCP /IP. 7.1.3.12.

Equipos De Seccionamiento

Seccionador Sin Carga Instalado aguas arriba y aguas abajo del reconectador de operación bajo carga. Cuando esté asociado a un circuito de salida de Centros de distribución( CD) se pedirá con cuchilla de puesta a tierra. La capacidad de corto hasta niveles de 34.5 kV para seccionamientos o circuitos asociados a centros de distribución o redes de distribución con reconectador será minimo de 16 kA, o mayor del dependiendo del estudio de conexión con el fin de facilitarl intercambialidad de equipos en el sistema eléctrico . Los seccionadores deberán disponer de borneras para enclavamiento eléctrico con el el reconectador así como de los enclavamientos mecánicos respectivos. Seccionador Fusible 34.5 Kv (Cortacircuito) Instalado en el pórtico de la subestación de pozos, opera sin carga, para proteger la acometida de los transformadores de pozos 7.2. REDES AEREAS ELECTRICAS BAJA TENSIÓN

7.2.1. Estructuras El conductor para las redes de distribución 480V será cable del tipo de cuádruplex trenzado de aluminio con aislamiento en XLP y neutro en ACSR. Los herrajes para estructuras para redes de baja tensión, estarán de acuerdo a los típicos estandarizados por ECOPETROL S.A y la norma ICEL- IPSE, para redes trenzadas. En la punta de los postes se debe involucrar un cable de guarda en alumoweld. 7.2.2. Posteria Para las instalaciones eléctricas de las lámparas de alumbrado en postes se utilizara conduit exterior fijado al poste de concreto. No se acepta cableado en el interior del poste. La postería para redes de baja tensión 480 V, será de concreto pretensado o centrifugado, reforzado y elaborado con cemento tipo Portland, que cumpla las normas NTC 1329 e ICONTEC No. 30, No 121 primera revisión y No. 321 primera revisión. La altura mínima del poste será de 10 m con resistencia mínima de carga de rotura de 510 kgf en punta, se podrán usar también postes de 750 kgf según los resultados de los diseños.


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VERSIÓN 1

7.3. CRITERIOS SUBESTACIONES DE POTENCIA PARA CENTROS DE TRANSFORMACION, DISTRIBUCION Y MANIOBRA

Las configuraciones para las subestaciones eléctricas seguirán las tendencias de montaje de las normas ANSI (Norteameriacno) e IEC (Europeo), es decir la configuración de interruptores o de barrajes respectivamente. Para subestaciones de transformación de sistemas de 230 kV se revisará la opción de montaje de interruptor y medio y para los sistemas de 115 y 34,5 kV de doble barra. Para atender las posibles ampliaciones de las subestaciones según tendencia de arreglo de interruptores se iniciará por la configuración de anillo con las disponibilidades en espacio para culminar en configuración de interruptor y medio, para sistema de arreglo de barras se iniciará por barra sencillo seccionado con disponibilidades en espacios para culminar en configuración de doble barra. Para los pórticos de las estaciones de recolección se usará la configuración de barra sencilla seccionada Para pórticos de maniobra se usará la configuración doble barra. 7.3.1. Criterios de Diseño Generales Hace referencia a subestaciones de transformación y distribución de potencia con niveles de tensión 230 KV, 115 kV y 34.5 kV En general, las subestaciones podrán ser tipo exterior o interior. Los tableros de control y protección siempre se ubicaran en casetas o cuartos eléctricos construidos para alojar dichos equipos. Las áreas esenciales para la operación y control eléctrico de la subestación son: •

Patio de bahía de línea, acople y transformación.

•

Cuarto de control eléctrico.

•

Cuarto de baterías.

•

Sótano y cárcamos para cables.

•

Planta de generación de emergencia (dependiendo de la suplencia prevista).

7.3.2. Patios Bahía De Línea y Transformación 7.3.2.1. Equipo de Patio Los equipos de patio tales como transformadores de potencia, seccionadores, interruptores, pararrayos, transformadores de medida (Pts y CTs); los cuales se especificarán y cumplirán lo establecido según las correspondientes normas IEC , ANSI. El equipo de maniobra en patio debe disponer de mando local y remoto. Transformador de Potencia Los transformadores de potencia serán del tipo sumergido en líquido refrigerante el cual será aceite mineral. Los valores nominales de potencia aparente se diseñarán y especificarán de acuerdo con la norma NTC, ANSI e IEC. ECP-CNE-G-GEN-FT-001

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VERSIÓN 1

Por lo general el grupo de conexión del transformador trifásico será Dyn5 o el que se requiera según resultados del diseño. Los transformadores serán sólidamente puestos a tierra con el neutro del lado de baja tensión. Los Transformadores deberán poseer cambiador de taps automático, cuyos pasos deberán estar acordes con el estudio de conexión. En subestaciones donde se involucre transformadores de potencia para estaciones de recolección y separación y que no posean ramales de redes de distribución para las facilidades de levantamiento de superficie del campo, se hará uso de tap de operación manual sin carga. El control automático de la regulación de voltaje de cada transformador con cambiador de derivaciones bajo carga incluirá los siguientes dispositivos de control en un gabinete autosoportado, independiente, dentro del cuarto de control y que debe ser parte del sumnistro del transformador. •

Relé principal de regulación de voltaje para el control automático del cambiador de derivaciones, provisto con ajuste fino del voltaje secundario para los valores especificados en los Requerimientos Particulares, un compensador ajustable sensible a variaciones del factor de potencia y una protección de bajo voltaje para prevenir falsa operación (protocolo de comunicaciones IEC 60870-5 -104 ó IEC 61850 y DNP3 TCP/IP. Puerto de comunicaciones ETHERNET y RS485). El relé deberá tener una característica ajustable de variación de voltaje VS tiempo de operación de tipo inverso.

• •

Selector de transferencia “manual-automático”. Selector de transferencia "local-remoto".

•

HMI que incluya anunciación de alarmas y posición de cambia taps.

•

Voltímetro para medir el voltaje regulado.

•

Conjunto de terminales de prueba de voltaje y corriente.

Transformadores mayores o iguales de 20 MVA requieren analizador de variables internas del Transformador. Los transformadores iguales o superiores a 1 MVA y conexión en estrella, deben incluir un transformador de corriente instalado en el punto neutro de la conexión. Los transformadores de potencia deberán poseer DPS en el lado de alta y baja tensión, incorporados al tanque del equipo. Con base en estudio de riesgos, para niveles hasta 34,5 KV se acepta la incorporación de Ct´s en los bujes de alta y baja tensión. Transformador de Servicios Auxiliares Los servicios auxiliares corresponden a circuitos de alumbrado, tomas, control y todos los servicios auxiliares requeridos en instalaciones de Baja Tensión. Los transformadores para servicios auxiliares serán tipo aislamiento en aceite, trifásicos, para uso exterior. Por condiciones particulares de montaje, se podrá analizar el montaje de transformadores auxiliares secos para uso interior hasta una potencia de 112,5 KVA conforme lo expresa el NEC-2008 en la sección 450.21 ECP-CNE-G-GEN-FT-001

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VERSIÓN 1

En caso que se requiera instalar transformadores auxiliares en áreas de proceso clasificadas, estos serán del tipo seco embebidos en resina y con clase de temperatura adecuada; seleccionados de acuerdo a la clasificación de áreas consideradas en las normas NFPA Y NEC-2008 sección 450.22 . Interruptores − Sistema 115 kV: Medió de interrupción del arco SF6, tanque vivo, instalación exterior, aisladores de porcelana, motorizados. Normalmete serán tripolares, pero de acuerdo a estudios de conexión se analizará el uso de montaje de interruptores monopolares para conexión de bahías de línea. − Sistemas de 34.5 kV: Interruptores montaje exterior: Deberán ser del tipo extinción en vacio, instalación exterior, tanque vivo para centros de maniobra (CM), alimentadores de distribución y para protección lado de baja en protecciones de transformador de potencia. Para transformación en centros de distribución (CD) superiores a 10 MVA, el interruptor de protección por el lado de baja será del tipo tanque muerto. TABLEROS DE MEDIA TENSIÓN (SWITCHGEAR) Ver aparte de siwichgear Pararrayos − Sistema 115 kV: Tipo subestación en porcelana o resina epóxica , Oxido de Zinc, montaje exterior − Sistema de 34,5 kV Subestaciones Pararrayos será del tipo de óxido de zinc (ZnO) del tipo subestación, porcelana o resina epóxica, montaje exterior para subestaciones con equipo de patio exterior. Centros de maniobra y pórticos de estaciones Pararrayos será del tipo de óxido de zinc (ZnO) del tipo intermedio, porcelana o resina epóxica, montaje exterior para subestaciones con equipo de patio exterior. Seccionadores 115 KV y 34.5 KV Para subestaciones de 115 kV podrán ser del tipo doble apertura lateral (dos columnas de aisladores por fase con rotación) o pantógrafo según se requiera. Para subestaciones de transformación de 34,5 kV podrán ser del tipo de doble apertura lateral o pantógrafo según se requiera.


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VERSIÓN 1

Para Centros de maniobra, pórticos para estaciones de recolección y pozos podrán ser de doble apertura lateral (tres columnas de aisladores, con rotación en la columna central y apertura en las dos columnas de los extremos) o de apertura frontal En general serán tripolares, operación sin carga, aisladores en porcelana, instalación exterior, contactos auxiliares para enclavamientos. Para centros de distribución y transformación los seccionadores serán motorizados, para las demás instalaciones como centros de maniobra, redes de distribución y facilidades en pozo serán de operación manual. Cuchillas de puesta a tierra motorizada para seccionadores cabeza de línea, en sistemas de 115 kV o superior. Cuchillas de puesta a tierra no motorizada para seccionadores cabeza de línea, en sistemas de 34,5 Kv. Para salidas a campos de transformación no se implementará cuchilla de puesta a tierra. El seccionador debe tener un enclavamiento con la cuchilla de puesta a tierra respectiva, para evitar el cierre simultáneo. Serán para montaje vertical, en cruceta metálica sobre postes de concreto o horizontales en celosía metálica. Tendrá mecanismo de operación manual mediante varillaje, desde la parte inferior del poste. Entre los seccionadores y equipos correspondientes se contará con los enclavamientos eléctricos y mecánicos respectivos. Transformadores de Corriente y Potencial Los transformadores de corriente deben ser dimensionados para no saturarse por debajo de la corriente nominal plena de falla, de acuerdo a los niveles de corto del sistema definido en los estudios de conexión y distancias de las rutas de cableado. − Sistema 115 / 34,5 KV : Monopolares, aisladores en porcelana, instalación exterior, aislamiento en aceite. Los transformadores de potencial podrán ser del tipo inductivo o capacitivo. − Sistema 34,5 KV : Para sistemas de 34,5 kV el aislamiento podrá ser en resina o en aceite. Por cantidad de núcleos y cargabilidad (VA) se debe analizar el uso aislamiento en aceite. 7.3.2.2. Protecciones De Bahía • • • • • • •

Las celdas de protección y control de las bahías estarán ubicados dentro del cuarto de control. En las subestaciones hasta 34,5 KV se acepta que la celda de protección y control se ubique junto al equipo. La protección se realizará con reles multifuncionales de estado sólido, ubicados dentro de las celdas. Para centros de transformación y distribucion se utilizaran controladores de bahía. Protocolo de comunicaciones para protecciones de bahías: IEC 61850 ó IEC 60870-5-104 y DNP3 TCP/IP Los tableros tendran la posibilidad de maniobra local y remota. El Voltaje de alimentación para control de celdas y equipo de patio será de 125 V DC.

Bahía de Línea Protección de alimentador para sistema 115 kV, mínima: ECP-CNE-G-GEN-FT-001

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•

Relé de protección principal (21), (86), (25), 50BF.

•

Relé de protección respaldo (50/51,50N/51N, 67/67N)

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VERSIÓN 1

Protección de alimentador para sistema menores e iguales a 34.5 kV: Relé multifuncional de estado sólido (50/51,50N/51N, 67/67N). Bahía de Barras Protección diferencial de barras 87B, de acuerdo con configuración del barraje. Bahía De Transformadores Protección TRF de 1 a 2.5 MVA. Relé multifuncional de estado sólido con protecciones mínimas 50/51,50N/51N, 50 G con disponibilidad para recibir señales de alarma y disparo de las protecciones electromecánicas. Protección de TRF mayores a 2.5 MVA / Relé multifuncional de estado sólido. Protección Principal (Diferencial 87) Protección respaldo ( sobre corrientes 50/51, 50N/51N, 50G) con disponibilidad para recibir señales de alarma y disparo de las protecciones electromecánicas Protección de TRF mayores a 10 MVA / Relé multifuncional o controlador de estado sólido. Protección principal (Diferencial 87 y 86) Protección respaldo (sobrecorrientes 50/51, 50N/51N, 50G) con disponibilidad para recibir señales de alarma y disparo electromecánicas del transformador NOTA: TRF Mayores de 20 MVA requieren adicionalmente un analizador de variables internas del TRF. Tabla 9. Principales Protecciones Electromecánicas para Transformadores 500KVA < 1000KVA Item

ACCESORIOS/RANGOS

1 2 3 4 5 6 7 8 10 11 12 13 14

Indicador de nivel. Indicador de temperatura de líquido Indicador de temperatura de devanado (Imagen Térmica). Valvula de circulación superior. Valvula de circulación inferior. Válvula mecánica de sobrepresión Relevador Mecánico de presión súbita Manovacuometro. Buchholtz Tipo de Bateria de Radiadores Tipo de refrigeración. Tipo sellado Tipo tanque expansión

ECOPETROL SI/NO A/D SI A/D SI A/D NO NA SI A/D SI A/D SI A/D NO NA NO NA NO NA FIJOS ONAN Si No

1000KVA < 2500KVA

ECOPETROL SI/NO A/D SI A/D SI A/D NO NA SI A/D SI A/D SI A/D NO NA SI A/D NO NA DESMONTABLES ONAN Si No

2500KVA < 5000KVA 5000KVA - 10000KVA >

ECOPETROL SI/NO A/D SI A/D SI A/D SI A/D SI A/D SI A/D SI A/D NO NA SI A/D NO NA DESMONTABLES ONAN Si No

ECOPETROL SI/NO A/D SI A/D SI A/D SI A/D SI A/D SI A/D SI A/D SI A/D SI A/D SI A/D DESMONTABLES Según Hoja de Datos No Si

Para suministro de transformadores de potencia <= 10 MVA, se tendrán en cuenta las especificaciones y hoja de datos estandarizados por Ecopetrol S.A., documentos ECP- VST-ELE-ET-001, ECP- VST-ELE-HD-002. 7.3.2.3. Cuarto Eléctrico La subestación eléctrica deberá ser localizada en zonas que estén fuera de áreas clasificadas y diseñada como una estructura civil completa y cerrada, con puertas de acero herméticas a prueba de entrada de polvo. Las paredes, el techo y el piso, se construirán en material de adecuada resistencia estructural y una resistencia al fuego de 3 horas (según ASTM E119/3, NFPA 251-85). ECP-CNE-G-GEN-FT-001

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VERSIÓN 1

La subestación deberá ser diseñada y construida siguiendo las recomendaciones del ANSI/IEEE Standard 979 “IEEE Guide for Substation Fire Protection”. El cuarto eléctrico deberá contar por lo menos con una puerta sencilla y una doble para entrada de equipos, en lo posible ubicadas en extremos opuestos. La puerta para entrada de equipos deberá ser de dos hojas, abriendo hacia afuera, con un ancho de al menos 2 veces el ancho del equipo mas grande a instalar y 2.50 metros de altura mínima total. Los espacios de trabajo alrededor del equipo eléctrico deberán ser los especificados en el Artículo 110-26 y 110-34 del NEC. La altura mínima del techo del recinto será como mínimo igual a la altura total de las celdas más 1.80 metros ( NEC 110-26 F 1a). Las separaciones especificadas representarán distancias mínimas a la obstrucción más cercana y se aumentarán según se necesite para cumplir con los requerimientos del fabricante. Para la entrada y salida de cables, la subestación deberá contar con un sótano de cables para acomodar los mismos en bandejas portacables. Otros casos diferentes a sótano deberán ser analizados. La entrada de conduits al sótano deberá hacerse a través de sellos corta fuego. El acceso al sótano de cables deberá contar con dos escotillas de acceso, ubicadas diametralmente opuestas. La subestación deberá contener solamente equipos eléctricos, tales como transformador(es) de potencia y de servicios auxiliares, tablero(s) de distribución, Switchgear(s), Centro(s) de control de motores y equipo(s) auxiliar(es). Para soportar y alinear la estructura de los tableros eléctricos y facilitar la extracción o inserción de los equipos extraíbles, se deberá prever la instalación de canales de acero embebidos en la placa de concreto del piso. El piso deberá ser diseñado para soportar el estrés generado por la apertura de los interruptores de potencia en condiciones de corto circuito. Las entradas de bandejas portacables y conduits a la subestación deberán diseñarse de tal forma que se prevean los medios para impedir la entrada de agua, vapores, gases, roedores o insectos provenientes del exterior. Las entradas de bandejas portacables y conduits deberán estar selladas y las entradas no utilizadas, deberán cerrarse para impedir el ingreso de agua al área. Todos los conduits que ingresan al edificio deberán estar conectados al sistema de puesta a tierra. Los cables de control tendrán apantallamiento en cintas de aluminio. Los cables de control y de protección se podrán llevar por cárcamos en la subestación hasta los tableros situados en el cuarto eléctrico. Las canalizaciones tipo conduit utilizadas para el sistema de iluminación y tomacorrientes serán expuestas a la vista dentro de la cuarto eléctrico. El interior del Cuarto Eléctrico y/o del Edificio de control de la subestación tendrá un ambiente y temperatura controlada, por lo tanto se instalará un sistema de aire acondicionado. En el diseño se deberán hacer las previsiones necesarias para evitar la condensación.


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VERSIÓN 1

Todas las áreas críticas (cuarto eléctrico y de control) deberán tener un sistema de iluminación de emergencia (del tipo fluorescente) que garantice un nivel mínimo de iluminación que demarque las áreas de salida, cuando el sistema de suministro normal de energía ha fallado. Los circuitos del sistema de iluminación de emergencia deberán alimentarse del tablero dispuesto para tal fin y estar simultáneamente en servicio con el sistema de suministro normal para detectar oportunamente cualquier avería y hacerles un mantenimiento adecuado. Los elementos de los circuitos de iluminación normal y emergencia deberán ser independientes desde la fuente hasta la carga. Los avisos de salida de emergencia serán en cuerpo en aluminio y aviso en vinilo de alta resistencia y adherencia sobre acrílico traslucido; voltaje de operación 120 V, con bombillo fluorescente, cerramiento tipo interior. La alimentación de alumbrado de emergencia será tomada de la UPS, con autonomía de una hora, si la alimentación del sistema de control de la subestación y sistema scada es de 120 V, se deberá considerar el uso de Ups independiente para el sistema de iluminación de emergencia, para evitar que fallas en dichos circuitos puedan reflejarse en la caída de la alimentación del sistema de control. Todo el alumbrado de emergencia debe tener bombillas de 25 W y temporizado a 1 hora, la alimentación debe ser tomada de la UPS. Protección contra fuego de la subestación: Un “Análisis de Riesgos” deberá ser desarrollado en la fase inicial de la ingeniería de detalle a fin de determinar los requerimientos mínimos en cuanto al diseño del edificio para la subestación eléctrica, entre otros el sistema de agente limpio, a fin de proteger al personal y las instalaciones de la subestación frente a los riesgos naturales, de incendio, explosión y/o escape de productos tóxicos e inflamables que puedan originarse en las instalaciones petroleras. En general, la subestación deberá ser diseñada, construida y protegida siguiendo las recomendaciones listadas en ANSI/IEEE Standard 979 “IEEE Guide for Substation Fire Protection”. Las cubiertas removibles y protectoras de los cárcamos deberán ser de metal o material retardante de fuego. Las cubiertas de los cables deberán ser provistas con chaquetas de material retardante de fuego. El cableado que se considere crítico no deberá estar horizontalmente, a menos de 7.5 m desde la fuente potencial de fuego. El cableado crítico que se localice entre 3 y 7.5 m horizontalmente de la fuente potencial de fuego, deberá ser protegido del fuego por una cubierta térmica. El edificio deberá tener mínimo dos salidas ubicadas diametralmente opuestas. Las puertas deberán abrir hacia fuera y se equiparan con barras antipánico y avisos de salida de emergencia. Extintores de fuego deberán ser instalados adyacentes a las puertas. Detectores de humo deberán ser instalados para activar una alarma local y una alarma remota. El edificio deberá ser construido con materiales no-combustibles y resistentes al fuego. Los pasamuros de cables deberán ser sellados para prevenir que el humo y el fuego se transfieran de un sitio a otro. Equipos inmersos en aceite no deberán ser instalados interiormente en el edificio. ECP-CNE-G-GEN-FT-001

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VERSIÓN 1

Los transformadores de potencia deberán ser instalados en el exterior y adyacentes al edificio de la subestación. A cada transformador en aceite se le construirá una base o cimentación y un pozo que sirva para recoger el aceite que pueda escapar del transformador. Las aguas lluvias que caigan al pozo deberán verter al sistema general de desagüe de aguas aceitosas. La profundidad del pozo será tal que permita obtener un volumen igual a 1.5 veces el volumen de aceite del transformador. En el fondo del pozo se tendrá un ducto que lo una a una cámara auxiliar que sirve de trampa. Esta cámara auxiliar se comunicará en un nivel adecuado con el sistema de aguas aceitosas. Durante la construcción deberán preverse las pendientes adecuadas hacia la tubería de aguas aceitosas. A su vez, las paredes internas del pozo y de la cámara auxiliar deberán construirse en concreto con aditivos impermeabilizantes. La trampa de aceite deberá cubrirse en toda la superficie con una rejilla galvanizada, de tal manera que encima de esta se pueda colocar una capa de gravilla de 10 cm. de espesor y con granulometría de 40/60 mm. Transformadores de potencia que contengan 8000 litros o más de aceite aislante deberán ser localizados a mínimo 6 metros de cualquier edificio. Separaciones menores serán aceptables, si un sistema fijo de protección contra el fuego es provisto. Transformadores que contengan menos de 8000 litros de aceite aislante deberán ser localizados a no menos de las siguientes distancias del edificio: KVA o menos KVA a 333 kVA más de 333 kVA

3m 6m 9m

Los transformadores pueden ser instalados cerca al edificio si paredes resistentes al fuego son provistas. Paredes corta fuego (de mínimo una hora de resistencia al fuego) y contra explosión deberán ser provistas entre transformadores de 2000 KVA o mayores. Para transformadores adyacentes, las barreras se deberán extender por lo menos a 300 mm en dirección vertical y 600 mm en dirección horizontal de la parte más protuberante del transformador (caja de conexiones del primario o radiadores). Los cuartos de baterías deberán tener un sistema de ventilación. La puerta de entrada al cuarto de baterías deberá tener un aviso de prevención “PELIGRO-GAS HIDROGENO-PROHIBIDO FUMAR”. Un suitche de flujo deberá ser provisto en cada ventilador para dar una alarma cuando el sistema de ventilación se apague. Dispositivos como interruptores del sistema de alumbrado y los tomacorrientes deberá ser ubicado por fuera del cuarto de baterías. Una estación “lava ojos” deberá ser provista. Paredes y piso deberá ser cubiertas por un material resistente al ácido. Un suiche de flujo deberá ser provisto en cada ventilador para dar alarma cuando el sistema de ventilación se apague. Se deberá contar con extintores de incendio del tipo portátil para uso en áreas de equipo eléctrico, los mismos deberán ser clase “C” según NFPA 10. El número total de extintores no deberá ser inferior a uno por cada 200 metros cuadrados de local, o fracción. 7.3.2.4. Planta de Generación de Emergencia ECP-CNE-G-GEN-FT-001

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7.3.2.4.1.

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VERSIÓN 1

Generalidades

a) La planta de emergencia debe ser totalmente automática para entrar en operación por ausencia de tensión de la fuente de energía eléctrica normal, por medio de un tablero de transferencia y que entregue plena carga como máximo en 5 segundos. b) La capacidad de la planta de emergencia en operación continua debe determinarse en base al total de la carga en operación conectada mas un 20 por ciento de carga futura, la capacidad adicional en emergencia de 10 por ciento de que disponen las plantas de emergencia a 2 horas de operación, debe quedar disponible. Para determinar la capacidad de la planta de emergencia se debe tener en cuenta la caída de voltaje de arranques directos, si existieren, considerando el arranque del motor de mayor potencia conectado al generador. La carga del motor no deberá superar el 10 por ciento de la capacidad de la planta de acuerdo a la norma IEEE 399. La capacidad de la planta de emergencia debe ser efectiva a 30 ºC de temperatura ambiente promedio y máxima de 40 ºC, a la altura de instalación en metros sobre nivel del mar, en conjunto así como sus componentes, como motor, radiador generador, y demás, lo cual debe ser demostrado con información técnica y cálculos. c) La energía eléctrica para resistencias calefactores de espacio, y cargador automático de baterías será suministrada en forma independiente. d) La ubicación del tablero de transferencia y control debe estar en un cuarto del CCM adyacente. e) El área destinada para instalar un equipo de emergencia debe ser un local con suficiente ventilación y con puertas amplias, abatibles hacia el exterior, y con espacio que permita remover el equipo sin interferencia. f) La planta de emergencia debe ubicarse en área no clasificada instalada en espacios totalmente protegidos por sistemas automáticos de protección contra-incendio aprobados (rociadores automáticos, sistemas de bióxido de carbono, entre otros) o en espacios con clasificación resistente al fuego de una hora. g) Debe instalarse silenciador tipo hospital para desalojar los gases de escape del motor de combustión interna hacia el exterior. h) El nivel de ruido no debe ser mayor a 60 decibeles 7.3.2.4.2.

Características generales

Ser adecuado para operación en clima tropical húmedo, para uso en interior o exterior según requiera el proyecto: a) Generador trifásico, 4 hilos, neutro accesible, 60 Hz, tensión de operación 480/277 V, ó según requiera el proyecto. b) Sistema de aislamiento integral de vibración. c) Motor con precalentador de aceite para arranque inmediato. d) Resistencia calefactora de espacio para generador y tablero de transferencia con función de sincronismo para operar los interruptores del CCM, opciones de operación manual o automático. e) Controlador digital del motor ubicado en el conjunto motor generador. f) Controlador digital de la transferencia automática así como medición digital de todos los parámetros eléctricos, ubicados en el tablero de transferencia. g) Puertos de comunicación para permitir el control y medición local y remoto. Se debe proveer el software necesario y las características técnicas de los requerimientos de cableado y PC. h) Interruptor termomagnético principal del generador ubicado en el conjunto motor generador. 7.3.2.4.3.

Características de los componentes principales del Grupo Generador:

a) Motor de combustión interna para generación eléctrica: - Velocidad angular 1 800 r/m - Tipo de acoplamiento Directo con disco flexible - Tipo de combustible Diesel (preferentemente). - Arranque 24 V c.c. (preferentemente) incluyendo alternador para carga de baterías - Motor: De 4 tiempos, turbocargado y postenfriado ECP-CNE-G-GEN-FT-001

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VERSIÓN 1

- CP Mínimos a 1 800 r/m: Los necesarios para la capacidad del generador - Gobernador Control de inyección electrónica de combustible controlado por modulo electrónico b) Sistema de combustible: b1) Bomba de inyección: Tipo rotatoria. b2) Filtros: De cartucho tipo reemplazables. b3) Protección por sobrevelocidad: Programable y controlada por modulo electrónico. b4) Tanque de combustible con capacidad para 08 h de operación continua en emergencia, integrado o externo a la base de la planta, listado UL, de doble pared, tipo reforzado, lamina Cal. 14 mínimo, con acabado anticorrosivo, con válvulas de venteo, purga, indicador de nivel con señal al sistema digital. Se debe solicitar información del consumo de combustible de la planta como conjunto, y la capacidad en litros del tanque propuesto, para efectos de evaluación. c) Sistema de enfriamiento: c1) Radiador Industrial para servicio pesado, diseño para temperatura ambiente 50 ºC. c2) Bomba centrifuga. c3) Ventilador. c4) Termostato. c5) Protección por alta temperatura de refrigerante, programable y controlado por modulo electrónico. c6) Protección por bajo nivel de refrigerante, programable y controlado por modulo electrónico. c7) Cubierta protectora para radiador y ventilador. c8) Precalentador eléctrico para arranque automático, alimentación 220 V c.a. 2f, 60 Hz. d) Sistema de lubricación: d1) Bomba de engranes. d2) Enfriador de lubricante enfriado por agua. d3) Filtros reemplazables. d4) Protección por baja presión de aceite, programable y controlado por modulo electrónico. e) Sistema de aire de admisión: e1) Múltiple de admisión. e2) Filtro de aire tipo seco elemento reemplazable, para exteriores (medium duty). f) Sistema de gases de escape: f1) Múltiple de escape. f2) Silenciador tipo hospital con bridas, y soportes para fijación en techo. f3) Tubo flexible de acero sin costura con bridas. f4) Tramos rectos de tubo de 3 m de longitud con bridas y un codo a 90° radio largo con bridas, mínimo para servicio 10,55 Kg/cm² (150 lb/pulg²), mismo diámetro del silenciador y tubo flexible. f5) Matachispas. f6) Empaques y tortillería. g) Sistema de arranque y carga: g1) Baterías para trabajo industrial tipo pesado, bajo mantenimiento, con base de acero estructural, incluyendo conductores de conexión cal 2/0 AWG mínimo. g2) Alternador con regulador automático para carga de baterías, 24 V c.c. 40 A mínimo. g3) Carga de baterías con planta fuera de operación: por cargador automático de baterías 10 A. de salida como mínimo, para mantener en flotación las baterías, alimentación 220 V 2f, 60 Hz. (integrado al tablero de transferencia). g4) Motor de arranque de 24 V c.c. h) Controlador digital del motor: con señalización audiovisual, (en gabinete NEMA 2 o NEMA / según requiera el proyecto montado sobre el conjunto motor generador) con al menos las siguientes funciones: h1) Desplegado de todas las fallas y mensajes de estado. h2) Funciones de la máquina.- voltaje de batería, temperatura de refrigerante, velocidad de la maquina, presión de aceite. h3) Datos del generador.- corrientes en cada fase, frecuencia, voltaje del generador (línea a línea y línea a neutro en 3 fases), kWh, porcentaje rango kW, factor de potencia, kW totales. ECP-CNE-G-GEN-FT-001

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VERSIÓN 1

h4) Investigación de datos.- estado operacional.- fecha de arranque inicial del generador, generador operando con carga o sin carga, duración del generador operando, historial de los últimos 4 eventos de pérdida de energía eléctrica, ultima fecha de arranque, numero de días operando, numero de arranques, tiempo operando con carga o sin carga. h5) Información del sistema.- voltaje de baterías, rango de kWh del generador, descripción de carga, lugar, número de modelo, secuencia y número de fases, numero de serie, frecuencia del sistema, voltaje del sistema funciones del programa. h6) Arranque y operación de maquina.- ajustes de retardo de tiempo, ajustes de disparo. i) Controlador digital de transferencia (en gabinete NEMA 2 montado en el tablero de transferencia) con al menos las siguientes funciones: i1) Desplegados.- accesorios activos, frecuencia (fuente normal y emergencia), secuencia de fases, modo de programación, disponibilidad de fuentes, posición del interruptor, fallas del sistema, operación de retardos de tiempo, estado del transfer, voltaje (fuentes normal y emergencia). i2) Estado operacional.- fecha de arranque del sistema, días de operación, historial de las ultimas 4 transferencia, horas en posición normal y en emergencia, fecha del ultimo arranque, transferencia de interruptor. i3) Información del sistema (normal y emergencia).- rangos de operación del interruptor de transferencia, descripción de carga, localización, número de fases y polos, número de serie, frecuencia y voltaje del sistema. I4) Función de sincronismo para operar los interruptores del CCM 7.3.2.4.4.

Características específicas de los componentes principales del Grupo Generador

Generador

Síncrono de c.a.

Operación

Continua

Velocidad angular

1 800 r/m

Tipo de construcción

Sin escobillas

Construcción

NEMA 2 a prueba de goteo o NEMA 7 acabado anticorrosivo

Autoventilado. Conexión

Estrella neutro accesible.

Clase de aislamiento

Tipo H, con barniz tropicalizado.

Incremento de temperatura

105 ºC continuo / 130 ºC en emergencia

Capacidad en servicio continuo

kW / kVA

Capacidad en servicio emergencia

kW / kVA

Voltaje de generación

Voltaje de generación 480 /277 V.

Regulación de voltaje

2 por ciento máximo de vacío a 100 por ciento de carga

Capacidad de sobrecarga

10 por ciento, en 120 minutos

Eficiencia

92,5 por ciento mínimo a plena carga

Factor de potencia

0.8

Frecuencia 60 Hz

Frecuencia 60 Hz

Regulación de frecuencia

± 1,5 por ciento

Resistencias calefactoras

Alimentación 220 V, 2f,ó 120 V 1 f, 60 Hz

Tiempo de respuesta

5 seg para entregar plena carga, ajustable de 1-30 seg

Interruptor principal

Interruptor principal Termomagnético, 3 polos, capacidad en amperes y corto circuito de acuerdo a la capacidad de la planta de emergencia y verificando adicionalemnte la del sistema

7.4. SUBESTACIÓN PARA POZOS CON UNIDAD DE BOMBEO MECÁNICO, PCP (BCP) , BES ECP-CNE-G-GEN-FT-001

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CÓDIGO GENOMA

VERSIÓN 1

7.4.1. Con Transformador Montado en Poste En este tipo de subestación, los transformadores podrán ser instalados en estructura en H, sobre cruceta metálica. Se permite el uso de transformadores en poste hasta una capacidad de 225 kVA con peso menor de 800 kg. Esta condición aplica cuando no se tiene cerramiento, si existe cerramiento el peso quedará definido por la capacidad de soporte de la estructura. (RETIE 30.3) Se seguirá los esquemas típicos de la norma de montaje de ECOPETROL S.A. , típico de montaje PH-TRAFO Los transformadores tendrán grupo de conexión Dyn5 o el que defina el diseño, sumergidos en aceite, con bujes en el secundario a 480 V según se requiera, que emerjan por la cara lateral frontal. DPS de media y baja tensión montados sobre la estructura del transformador. El cambiador de taps tendrá como mínimo cinco posiciones escalonadas en pasos de 2.5% del valor del voltaje nominal cada uno, dejando 3 posiciones por debajo y una posición por encima o acordes con el estudio de conexión. Transformadores para 34.5/6.9 kV, 34.5 kV/4.16kV y 6.6/0.48 kV se especificarán inmersos en aceite y deberán tener un medio de refrigeración natural (ONAN) de acuerdo con la norma ANSI C.57.12.00. Se especificará el Nivel de ruido audible de acuerdo con la norma NEMA TR1, Nivel de ruido. 7.4.2. Con Transformador en Piso PCP, bombeo mecánico Este tipo de subestación es aplicable para transformadores mayores de 225 KVA. Se seguirá los esquemas típicos de montaje de la norma de ECOPETROL S.A. La configuración típica contempla: • • • • • •

Pórtico de llegada con protección con cortocircuito o reconectador ( típicos de montaje PH ó PHSR). Transformador de potencia reductor de voltaje hasta 500 KVA, 34,5 – 13,2 ó 6,9 / 480 V . DPS de media y baja tensión montados sobre la estructura del transformador. Tablero de baja tensión con protección principal y de alimentadores y servicios auxiliares. Alimentadores de baja tensión tipo red trenzada . Variador de velocidad de 6 pulsos , con filtro de armónicos a la entrada, protecciones mecánicas y eléctricas ( ver capitulo variadores). Motor para bomba de cavidades progresivas, bombeo mecánico o rotaflex.

El típico montaje de la norma de ECOPETROL S.A considera cimentaciones para transformador de 500, 800, 1250 kVA ( las dos últimas para casos excepcionales) La configuración típica de montaje considerada en la norma de ECOPETROL S.A. para subestaciones para PCP , será de 500 KVA , la cual puede ser considerada para montajes de transformadores superiores a 225 kVA y hasta 500 kVA. Los transformadores tendrán grupo de conexión Dyn5, ó Dyn5;Ii0 (con devanado de servicios auxiliares) sumergidos en aceite, Tipo sellado con bujes en el secundario a 480 V según se requiera, que emerjan por la cara lateral frontal. Se dispondrá de tapa de bujes por lado de baja y alta tensión. DPS de media tensión montados sobre la estructura del transformador. La protección del transformador por el lado de alta podrá ser del tipo cortocircuito ( cañuelas) o con reconectador. De acuerdo a las norma de montaje de ECOPETROL S.A. , estructuras PH o PH-SR


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CÓDIGO GENOMA

VERSIÓN 1

Se deberá disponer de transformador para servicios auxiliares e iluminación acorde con diseño. El transformador de servicios auxiliares podrá estar incorporado en los devanados de baja del transformador de potencia con un potencia de 5 a 10 kVA y nivel de voltaje 240/120 V Los tableros de distribución hacia pozos (TBT) y deben cumplir normas y certificación RETIE, con segregación para separar los equipos de protección de las conexiones (segregación 3B) y de requerirse se solicitará el cumplimiento de norma a prueba de arco interno y TTA El tablero de Baja tensión deberá incorporar el interruptor de potencia de entrada (incomming) y las de los ramales de los circuitos de pozo ( feeders) de caja moldeada. Se deberá prever la disponibilidad de identificar el corte visible. El interruptor de potencia en el incomming deberá contemplar la posibilidad de manejar las señales de alarma y disparo de las protecciones electromecánicas de los transformadores de potencia. El tablero de baja tensión deberá incorporar lel tablero de servicios auxiliares para alumbrado o cargas de AC, que serán alimentados de un transformador tipo seco incorporado al tablero o del devanado de servicios auxiliares del transformador de potencia. En casos donde se requiera la disponibilidad de energía para sistemas scada y alimentación del control del sistema de protección del lado de alta del transformador, caso reconectador, se deberá disponer de una UPS de 1 KVA con autonomía de 2 horas, adicionalmente se deberá disponer en el tablero de un cubículo para montaje del PLC que reciba las señales cableadas de posición de los interruptores de potencia y de caja moldeada, así como de un medidor multifuncional en la celda de protección del interruptor protección que entregue las variables de monitoreo por protocolo de comunicaciones. Por análisis de confiabilidad en sistemas en que se están incorporando niveles de tensión no exisitententes en el campo para alimentación de facilidades PCP ó BM o que se requiera respaldo de generación, se podrá implementar el uso de tableros de baja tensión con doble entrada y con transferencia. 7.4.3. Subestación para Pozos con Unidad de Bombeo BES Se seguirá los esquemas típicos de la norma de montaje de ECOPETROL S.A. El montaje típico del sistema BES es de 500 KVA y está conformado por: •

Transformador de potencia reductor 34,5/0,48 kV (SDTH), tipo sellado con un devanado por alta y dos devanados por baja para alimentación del variador de velocidad y un devanado de 10 KVA para suplir de energía al tablero de baja tensión de servicios auxiliares. Grupo de conexión Dd0-Dyn1;Ii0, cambiador de taps manual, interruptores tripolares en baja para cada acometida de variador con operación remota de apertura y cierre y protección bipolar para devanado de de servicios auxiliares, DPS en bushihg de alta y caja de conexión en lado de baja.

•

Variador de velocidad tecnología PWM , 12 pulsos con filtro senoidal o LC a la salida y protecciones de mecánicas y eléctricas ( ver capitulo variadores para equipo BES con 6 pulsos y nota del presente numeral).

•

Transformador de potencia elevador 0,48 / 1,2 a 4,3 kV (SUT), tipo sellado, grupo de conexión: Primario Delta Secundario Delta-Estrella, cambiador de taps Manual , accionamiento externo, ubicado en el secundario, 20 pasos en la delta y 20 en la estrella, con caja de conexión para devanos de baja y alta tensión.

•

Tablero de servicios auxiliares y protecciones mecánicas del Transformador de potencia reductor ( SDTH) con PLC y UPS.

•

Acometida de 5 kV hasta caja de venteo y acometida con conductor capilar hasta motor bomba BES


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CÓDIGO GENOMA

VERSIÓN 1

•

Motor para la bomba electrosumergible

•

La distribución tipo Cluster deberá contar con diseño detallado.

•

Nota: Para sistema BES se podrá considerar también montaje de variadores de seis pulsos en cuyo caso el número de devanados secundarios del transformador de potencia de 34,5/0,48 kV corresponderá a un solo devanado, acorde con la fórmula: Cantidad devanados transformador = Número pulso del variador / 6, para el ejemplo con un de variador de seis pulsos la cantidad de devanados del transformador de potencia en el lado 0,48 kV corresponde a : 6/6= 1. El transformador de potencia 34,5/0,48 kV (SDTH) correspondería al grupo Dyn5;Ii0 (con devanado de servicios auxiliares) sumergidos en aceite.


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CÓDIGO GENOMA

VERSIÓN 1

7.5. CRITERIOS CENTROS DE DISTRIBUCIÓN

7.5.1. Tableros de Media Tensión (Switchgear) Para el suministro de Switchgear se debe considerar las especificaciones y hoja de datos estandarizadas por el comité de estandarización de la aérea eléctrica para las diferentes vicepresidencias de Ecopetrol S.A. (VIT, VEP, VRP), ECP-VST-P-ELE-ET-005 de los cuales se relacionen algunos apartes:

7.5.1.1. Criterios Generales Corresponde a centros de control y protección de media tensión y que está conformado por celdas de protección individuales de media tensión para proteger motores, transformadores y alimentadores de media tensión. El equipo y sus componentes estarán de acuerdo con la última versión de las siguientes normas: •

ANSI C37 Circuit Breakers, Switchgear, Relays Substations and Fuses.

•

ANSI C37.04-1999 Standard Rating Structure for AC HV Circuit Breakers.

•

ANSI C37.20.2-199 Standard for Metal-Clad and Station-Type Cubicle Switchgear.

•

ANSI C37.20.7 Guide for Testing Switchgear Rated Up 38 KV for Internal Arcing Faults.

•

ANSI C37.09-1999 Standard Test Procedure for AC HV Circuit Breakers.

•

NEMA SG-5–1995 Power Switchgear Assemblies.

Las siguientes normas son complementarias de las principales arriba mencionadas: •

IEEE Std C37.11-1997 “Standard Requirements for Electrical Control for AC High-Voltage Circuit Breakers Rated on a Symmetrical Current Basis”.

•

IEEE Std C37.90-2005 “Standard for Relays and Relay Systems Associated with Electric Power Apparatus”.

•

IEEE Std C57.13-1994 “Standard Requirements for Instrument Transformers”.

•

IEEE C37.100-1992 “Definitions for Power Switchgear”.

De acuerdo con el origen de los posibles fabricantes se podrán emplear normas IEC equivalentes, siempre y cuando se ajusten a lo solicitado en estas especificaciones. En este caso, la norma principal será: •

IEC 62271-200:2003 “High-voltage switchgear and controlgear - Part 200: AC Metal-enclosed Switchgear and Controlgear for rated voltages above 1 kV and up to and including 52 kV”.

•

IEC 62271-100: 2003 “High Voltage Switchgear and Controlgear-Alternating Current Circuit Breakers”.

Las siguientes serán las normas complementarias cuando los requerimientos particulares establezcan que la norma principal es la IEC: •

IEC 60044-1:2003 “Instrument transformers - Part 1: Current transformers”.


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CÓDIGO GENOMA

VERSIÓN 1

•

IEC 60044-1:2003 “Instrument transformers - Part 2: Inductive voltage transformers”.

•

IEC 60050-441:1984 “International Electrotechnical Vocabulary Chapter 441: Switchgear, controlgear and fuses”.


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CÓDIGO GENOMA

VERSIÓN 1

7.5.1.2. Celdas Para equipos construidos bajo norma ANSI, las condiciones normales de servicio corresponden a las establecidas en la cláusula 4 de la IEEE C37.20.2 y los equipos deben cumplir con las condiciones de servicio excepcionales que se establecen en las cláusulas 8.1.4.1 y 8.1.4.3 de la misma norma. Los aspectos constructivos deben cumplir con lo establecido en la cláusula 7 de la IEEE C37.20.2. Para equipos construidos bajo norma IEC, las condiciones normales de servicio y los aspectos constructivos corresponden a lo establecido en la norma IEC 62271-200. Las celdas que albergan los interruptores será una estructura metálica auto soportada de frente muerto para instalación interior, servicio continuo, construidas en lámina galvanizada en caliente, cumpliendo con las características: Para construcción de Switch Gear bajo norma ANSI: •

Metal Clad, probado y certificado con capacidad de soportar los esfuerzos eléctricos y mecánicos provocados por una falla de arco eléctrico de acuerdo a la norma ANSI C37.20.7.

Para construcción de Switch Gear bajo norma IEC: •

Con continuidad de servicio: LSC2B, compartimentación metálica: PM, accesibilidad: tipo A, Resistente al Arco Eléctrico: IAC, Código: FL ó FLR de acuerdo a los requerimientos particulares. LSC2B-PM-IAC-AFLR, probado y certificado bajo norma IEC62271-200 por un laboratorio internacionalmente acreditado.

La clasificación del encerramiento será NEMA 1 para especificaciones bajo norma ANSI y IP4X en caso de diseño bajo norma IEC. Todos los componentes del tablero serán capaces de soportar los esfuerzos térmicos y dinámicos, producto de las posibles corrientes de cortocircuito. Las bisagras, los tornillos y los pernos serán de acero inoxidable ó acero bicromatizados con protección de inhibidor anticorrosivo. El interior de la celda debe ser dividida en compartimientos independientes para entrada de cables de acceso inferior, barraje, interruptor, transformadores de potencial y tablero de baja tensión para relés, equipos de medida y bornes de interconexión y bornes de prueba. La celda tendrá enclavamientos mecánicos y eléctricos que impidan la inserción o extracción del interruptor cuando esté cerrado. La pintura de la celda debe ser realizada con pintura epóxica electrostática en polvo con una capa de espesor mínimo de 35 micrones de color gris, referencia RAL 7032 ó ANSI 61. La celda debe contar con resistencias calentadores de ambiente en la parte inferior del compartimento de cables y en el compartimento de interruptor, para evitar la condensación de humedad. El control de la temperatura interior y/o resistencias calefactoras se hará por medio de higrostato/termóstato ajustable. Cada una de las celdas debe contar con instalaciones auxiliares como lámpara de seguridad para iluminación accionada por Switch de puerta y tomacorriente de servicio a 120 VAC, 15 A. La celda contará con una barra de puesta a tierra, dispuesta con conectores para las pantallas de los cables y demás equipos de la celda. ECP-CNE-G-GEN-FT-001

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CÓDIGO GENOMA

VERSIÓN 1

El compartimiento del interruptor tendrá acceso frontal, y puerta independiente al tablero de baja tensión. En el caso de que ECOPETROL requiera el uso específico de celdas tipo Two High (doble altura), la puerta de acceso de interruptor será la misma del compartimento de baja tensión, sin embargo, estarán completamente compartimentados por barreras metálicas. Las diferentes posiciones del interruptor serán indicadas claramente en el exterior de la celda de la siguiente forma: utilizando indicadores mecánicos de posición para interruptor “INSERTADO”, “PRUEBA” y “EXTRAÍDO”; y luces indicadoras tipo “Push-to-test” para las posiciones del interruptor “CERRADO”, “ABIERTO” y “DISPARADO”. Las conexiones de potencia y control de la celda se harán por medio de cables con acceso por la parte inferior del compartimiento de llegada de cables. El fondo de este compartimiento será removible para facilitar la entrada de los cables y contará con espacio suficiente para la instalación de conectores y conos de alivio premoldeados (Mufas). El Switch Gear deberá cumplir con las siguientes disposiciones: El interruptor de tipo extraíble será operado utilizando las siguientes posiciones del carro en el interior de la celda y con puerta cerrada: a. Interruptor en posición “INSERTADO”: •

Circuitos de Potencia y Control Conectados.

b. Interruptor en Posición “PRUEBA”: •

Circuitos de Potencia Desconectado y Circuito de Control Conectado.

c. Interruptor en Posición “EXTRAIDO”: •

Circuitos de Potencia Desconectado y Circuito de Control Desconectado.

Las operaciones de inserción a la barra del interruptor, prueba y apertura y cierre del interruptor deben ejecutarse con la puerta cerrada. Los transformadores de potencial deberán ser de tipo extraíble, protegidos con fusibles en el primario, para los Switch Gear con niveles de tensión de hasta 24 KV. La estructura completa estará puesta a tierra incluyendo puertas y el equipo extraíble, el cual se mantendrá puesto a tierra durante todo el recorrido de la extracción. Para acceder a las barras se utilizaran escotillas o persianas de accionamiento automático con la inserción del interruptor o los transformadores de potencial. Las Celdas destinadas a motores deben permitir la operación desde el campo, desde la celda en la subestación y en forma automática o remota desde un centro de control distribuido situado en el cuarto de control de la planta. Las Celdas destinadas a motores deben contar con bornes de conexión para calentadores de ambiente además de las estaciones de arranque y paro. El cableado para RTD´s deberá ser conectado directamente al relé de protección Multi función. Las celdas para transformadores deben permitir la operación en forma local desde la celda o remota desde un Centro de Control Distribuido.


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CÓDIGO GENOMA

VERSIÓN 1

Las celdas para transformadores deberán contar con conexiones para las protecciones mecánicas tales como válvulas de presión, relés de presión súbita, indicadores de bajo nivel de aceite y alta temperatura aceite, alta temperatura devanados, protección diferencial y en general todas las protecciones indicadas en el diagrama unifilar. Sistema de aislamiento: seguro (candado y tarjeta) Voltaje control: Circuitos de control 125VDC. La protección y distribución de los circuitos de control se hará con mini interruptores especialmente diseñados para DC con protecciones independientes para el relé de protección, el motor y circuitos de cierre y apertura del interruptor. Nota: Para montajes en plantas de recolección y tratamiento, se podrá analizar el uso de alimentación de control a 120 V AC de fuente potencia regulada. Sistema de Calefacción e iluminación (en cada celda): Voltaje 120 VAC proveniente desde tablero servicios generales en la subestación. Los circuitos deben disponer de limitadores de sobretensión. Resistencias calentadoras con higrostato/termómetro ajustable. Luminaria en cada compartimiento, accionada por interruptor en puerta y tomacorriente 120VAC – 15 Amp. Entrada de cables a las celdas: por la parte inferior, proveniente de un sótano o cárcamo Entrada de cable al barraje y salida del interruptor: Debe permitir la conexión los cables por fase del calibre especificado en planos. 7.5.1.3. Barrajes Los barrajes deben ser de cobre electrolítico con una conductividad mínima del 98%, la capacidad de corriente será uniforme y del 100% de capacidad nominal en toda su longitud para las barras principales que recorre todas las celdas y desde el punto de derivación hasta su extremo para las derivaciones verticales. Solo se permitirán uniones en los puntos de derivación de los barrajes verticales, las barras verticales se unirán a las horizontales principales en forma directa (sin conectores o suplementos). Todas las uniones de barrajes derivados serán de conexión pernada traslapada. Las superficies de contacto en uniones y conexiones serán electros plateados. Las barras principales serán ubicadas en los compartimentos posteriores medios y/o superiores de la celda, aislados individualmente y montados sobre aisladores de resina y serán de fácil acceso para montaje y mantenimiento. El compartimiento de barras deberá ser individual por cada celda, debiendo usarse bujes pasa-barras de material no higroscópico entre compartimientos contiguos. Se suministrarán barreras aislantes para los barrajes horizontales y verticales. Los barrajes deben permitir la adición de celdas futuras en cada uno de sus extremos. Cada una de las barras horizontales y verticales y sus juntas deberán ser recubiertas con una funda termoencogible acorde al nivel de tensión del equipo, fabricada de un material aislante ó aislante epóxico, retardante y resistente a la llama. Las fundas y/o resinas epóxicas utilizadas serán removibles en los puntos de conexión. 7.5.1.4. Interruptores •

Operación: IEEE C37-04 Modo operación: Insertado, prueba y extraído.

•

Aspectos constructivos: Cláusula 6 de IEEE C37-04 o IEC 62271-100

•

Tipo: Extraíbles, intercambiables, aislados en aire, interrupción en vacio, resorte cargado por motor. Por criterios de espacio y con análisis de riesgo, se podrá usar interruptores aislados SF6 .


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•

Bobina disparo: dos (2). Bobina de cierre: una (1)

•

Contactos auxiliares: Doce reservas (6 NO, 6NC)

CÓDIGO GENOMA

VERSIÓN 1

Deben proveer un indicador de posición del mecanismo y dispositivo para operación manual. Las cámaras de arco eléctrico deben disponer de de filtros estáticos capaces de absorber cualquier cantidad de vapor de agua y/o otros productos de descomposición. Carro para insertar los interruptores en las celdas Norma IEEE C37.04 7.5.1.5. Reles de Protección Norma IEEE C37-90 Tipo extraíble, con cajas de inyección secundaria (para pruebas). No se permite combinación de marcas de relés en un mismo Switchgear Protección de alimentador: Relé multifuncional de estado sólido (50/51,50N/51N, 67/67N) Protección TRF menores iguales a 1 MVA. Cortacircuitos o reconectadores con protecciones de estados sólido con relé multifuncional con protecciones mínimas 50/51,50N/51N, con disponibilidad para recibir señales de alarma y disparo de las protecciones electromecánicas. Protección TRF de 1 a 2.5 MVA. Relé multifuncional de estado sólido con protecciones mínimas 50/51,50N/51N, 50 G con disponibilidad para recibir señales de alarma y disparo de las protecciones electromecánicas. Protección de TRF mayores a 2.5 MVA / Relé multifuncional de estado sólido. Protección Principal (Diferencial 87) Protección respaldo ( sobre corrientes 50/51, 50N/51N, 50G) con disponibilidad para recibir señales de alarma y disparo de las protecciones electromecánicas Protección de TRF mayores a 10 MVA / Relé multifuncional de estado sólido. Protección principal (Diferencial 87) Protección respaldo (sobrecorrientes 50/51, 50N/51N, 50G) con disponibilidad para recibir señales de alarma y disparode las protecciones electromecánicas del transformador de potencia.. NOTA: TRF Mayores de 20 MVA requieren adicionalmente un analizador de variables internas del TRF. Protección de motores menores a 250 HP. Protección 51, 49, Protección motores mayores a 250 HP. Protección 50, 51, 46, 47, 49, 81, 87 (Diferencial), Con disponibilidad de manejo de RTDs (38) y estaciones de arranque y parada. Para plantas de recolección y tratamiento o de inyección de agua se podrá revisar el uso de la protección diferencial por inconvenientes de saturación de los Ct´s por las largas distancias entre unidad de protección y el motor. Cada relé tendrá auto diagnóstico y Medida Protocolo: IEC 61850 ó IEC 60870-5-104 y DNP3 TCP /IP. Para protecciones de transformadores y alimentadores de potencia Los relés de motores tendrán protocolo MODBUS RTU y DNP3 desde un centro distribuido de control de proceso. ECP-CNE-G-GEN-FT-001

TCP/IP, para facilitar monitoreo y accionamiento

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CÓDIGO GENOMA

VERSIÓN 1

Contactos auxiliares: capacidad mínimo 5 Amperios. 7.5.1.6. Variadores Media Tensión Tecnología PWM Multinivel. IGBTs en inversor. Cumplimiento IEEE519. Voltaje control 125VDC. Operación tipo pesado. Protocolos: Profibus, modbus y DNP3- TCP /IP Los variadores de media tensión no se instalarán dentro de compartimentos de SWITCHGEAR. Tendrán su montaje independiente. 7.5.1.7. Sistema de Puesta a tierra en servicios industriales Para de aterrizamiento de los devanados secundarios de los transformadores de las instalaciones industriales o plantas de en la que se involucra motores, se podrá revisar el uso de sistemas de aterrizamiento que se relaciona:

a) 600 voltios o menores- Sólidamente puesto a tierra b) 2.4 a 13.8 kv. – Puesta tierra por resistencia c) arriba de 13.8 kv. – Sólidamente puesto a tierra 7.5.1.8. Sistema de Alimentación Eléctrica Servicios Generales Transformadores para Servicios Auxiliares Tipo externo, aislados en aceite. Diseño según normas descritas en el capítulo de transformadores UPS VDC y VAC La UPS para el sistema de control para protecciones eléctricas será dedicada 125 VDC. La iluminación de la sala de control y la iluminación de emergencia se alimentara de una UPS independiente 120 VAC +- 1%. El sistema de UPS será en configuración en paralelo redundante, o el resultado de diseño de confiabilidad que se requiera para el sistema en ningún caso con autonomía menor a 60 minutos. Las UPS se conformarán en un solo equipo integral suministrado por el mismo fabricante que incluya el transformador de aislamiento a la salida del circuito de alimentación del sistema scada para garantizar aislamiento galvánico, cargador, inversor, switch estático interno, para transferencia a bypass, con operación manual - automático, equipo de medida y protección y sistema de auto diagnóstico, alarmas y comunicaciones. Baterías: Para uso exterior a sala de control. Plomo acido Gel, libres de mantenimiento ó plomo acido tipo abierta según el análisis de confiabilidad del sistema. Tableros de Distribución de UPS


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CÓDIGO GENOMA

VERSIÓN 1

El tablero será de lámina de acero de primera calidad, laminado en frío de los calibres establecidos en la ingeniería de detalle. El tablero será para instalación de uso interior y montaje autosoportado, con grado de protección NEMA 2 ó IP-22 y deberá disponer de orejas externas para izamiento. El tablero deberá ser de frente muerto completamente accesible por el frente. La puerta del tablero deberá ser del tipo abisagrada para abrir 120º con cerradura de llave y manija. El empaque de la puerta deberá ser de neopreno y su sistema de fijación deberá ser del tipo canal de retención. El material de las barras principales y de derivación, neutro y de conexión a tierra será en cobre electrolítico con una conductividad del 98%. Donde exista barraje de neutro, tendrá por lo menos una capacidad continua del 100% de la capacidad del barraje de fase correspondiente. El tablero deberá estar equipado con interruptor totalizador del tipo termo- magnético de caja moldeada. El tipo de interruptores de salida hacia la carga deberán estar conformados por interruptor termo-magnético. Los interruptores serán del tipo mini-interruptor de montaje en riel tipo “omega”. El número mínimo de salidas hacia la carga por tablero deberá ser 24 circuitos y no deberá exceder de 42 circuitos. El número de salidas estándar por tablero deberá ser considerado de 24 circuitos. Los interruptores de 125 A y mayores deberán ser suministrados con unidad de disparo (Shunt Trip). El diseño la fabricación y la instalación del tablero deberá estar acorde con las siguientes normas: • • • •

IEC 439-1, IEC 157, IEC 158, IEC 185, IEC 186 ANSI C37.20 NEMA ICS 2-322, NEMA ICS-2-321 Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas (RETIE)

Puesta a Tierra Se deberá garantizar continuidad del sistema de puesta a tierra en puertas y equipo extraíble (Inclusive durante todo el recorrido de la extracción del interruptor) La UPS será solidamente aterrizada a la puesta a tierra principal. 7.6. CENTROS DE CONTROL MOTOR

7.6.1. Criterios Generales Para el suministro de Centros de Control de Motores se debe considerar las especificaciones y hoja de datos estandarizadas por el comité de estandarización de la aérea eléctrica para las diferentes vicepresidencias de Ecopetrol S.A. (VIT, VEP, VRP), ECP-VST-P-ELE-ET-004, ECP-VST-P-ELE-HD-001 de los cuales se relacionen algunos apartes: El MCC se diseñará para operar en un sistema trifásico de tres hilos, con tensión nominal de 480 VAC, 60 Hz y aptas para variaciones de tensión de +10% y - 15 % de la tensión nominal y variaciones de frecuencia de 2%. ECP-CNE-G-GEN-FT-001

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CÓDIGO GENOMA

VERSIÓN 1

Los circuitos de control, señalización y alimentación de relés se alimentarán a 120 VAC, proveniente de los transformadores de control 480/120 V ubicados en cada gaveta. Para la calefacción de las columnas y alimentación de los space heaters de motores e iluminación del compartimento de cables se utilizará alimentación a 120 V AC proveniente del tablero de servicios generales. Para la alimentación de motores de interruptores motorizados y la alimentación de los relés de los Incoming, se podrá utilizar alimentación a 125 VDC si se tienen disponibles en la subestación. En caso de que la subestación no tenga una fuente de DC disponible se deberá utilizar una alimentación a 120 V AC proveniente de un tablero de cargas críticas. El tablero y sus componentes estarán de acuerdo con la última versión de las siguientes normas: •

NEMA ICS 18: Motor Control Centers.

•

NEMA ICS 2: General Standards for Industrial Control Systems.

•

NEMA ICS 3: Standards for Industrial Control Devices, Controllers and Assemblies.

•

ANSI C37.13: Low Voltage AC Power Circuit Breakers Used in Enclosures.

•

ANSI C37.20.1: Low Voltage Power Circuit Breaker Switchgear.

• •

ANSI C37.50: Low Voltage AC Power Circuit Breakers Used in Enclosures Test Procedures. ANSI C57.13: Instrument Transformers – Requirements.

•

ANSI C37.90: Relays and Relay Systems Associated with Electric Power Apparatus.

•

ANSI/NFPA 70: National Electrical Code.

•

UL 845: Motor Control Centers, antigua NEMA AB 1.

•

UL 489: Molded-Case Circuit Breaker, Molded Case Switchs and Circuit Breaker Enclosures.

•

UL 1066 : Low voltage AC and DC Power Circuit Breaker Used in Enclosures.

Ecopetrol también aceptará equipos de fabricación europea que cumplan con las siguientes normas: •

IEC 61439: Low Voltage Switchgear and Control gear Assemblies.

•

IEC 61439-1: Low voltage Switchgear and Control gear Assemblies- Part 1, type-tested and partially typetested Assemblies.

•

IEC 60529: Degrees of Protection Provides By Enclosures (IP Code).

•

IEC 60947-1: Low voltage and Controlgear General Rules(Part I).

•

IEC 60947-2: Low voltage and Controlgear General Rules (Part II).

•

IEC 61641: Enclosed Low-Voltage Switchgear Control Assemblies-Guide for Testing Under Conditions of Arcing due to Internal Fault.


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•

CÓDIGO GENOMA

VERSIÓN 1

IEC 60044: Instruments transformer.

7.6.2. Celdas 7.6.2.1. Tipo Metal-enclosed, Para uso interior, frente muerto Autosoportado, modular (Columnas y módulos verticales) con facilidad para adicionar columnas. Las gavetas usadas para alojar los elementos de los arrancadores, que conformen cada columna deberán estar separadas entre sí por barreras metálicas que garanticen las siguientes propiedades: •

Prevenir la propagación de un arco producido en una gaveta hacia los otras y hacia la sección del barraje.

•

Permitir el manejo, conexión y desconexión de cables, en condiciones seguras, cuando el Tablero esté operando. El fabricante deberá garantizar, mínimo, una protección a personas e instalaciones con una compartimentación de los envolventes tipo “3B” de acuerdo a lo definido en la norma IEC61439-1. ó similar. 7.6.2.2. Estructura metálica:

Para la construcción de tableros bajo norma IEC, La estructura será capaz de soportar los esfuerzos mecánicos y eléctricos generados por un arco eléctrico, certificada bajo la norma IEC 61641 Construcción de tableros bajo norma ANSI, La estructura deberá cumplir lo especificado en IEEE std C37.20 7.6.2.3. Acabado estructura metálica: Se aplicará pintura electrostática en polvo epoxypoliester en una capa de 35 micrones al menos, utilizando pistola para aplicación electrostática y secado al horno. El tono de la pintura deberá ser el color gris normalizado RAL 7032 ó Gris ANSI 61. 7.6.2.4. Características de Gavetas y Cubículos Para el caso de tableros con fabricación bajo norma IEC, todas las gavetas hasta 150 hp, serán del tipo “extraíble (WWW)”. Para el caso de tableros con fabricación bajo norma ANSI, todas las gavetas hasta 150 hp (Tamaño NEMA 5) serán del tipo “extraíble” e intercambiables entre cubículos del mismo tamaño y potencia. Gavetas Tipo Fijo: Las gavetas con potencias de 150 hp y mayores podrán ser de tipo “fijo ó extraíble”. Operación de las gavetas: La operación de insertar o extraer la gaveta en el cubículo debe cumplir con el siguiente modo de operación: •

Conectado:


Entrada energizada. Salida energizada. Control energizado. 53/73


•

Prueba:

Entrada desenergizada. Salida desenergizada. Control energizado.

•

Desconectado:

Entrada desenergizada. Salida desenergizada. Control desenergizado.

CÓDIGO GENOMA

VERSIÓN 1

7.6.3. Barrajes Los barrajes principales y derivados serán instalados en ductos independientes. El material de las barras será cobre electrolítico endurecido de alta conductividad 98%, de sección transversal continua, aislados individualmente con fundas aislantes termoencogibles y/ó material aislante equivalente, a lo largo de toda la barra, incluyendo los puntos de derivación de barras. Bajo ningún caso la capacidad nominal del barraje superará los 4000 Amperios. 7.6.4. Gavetas para Variadores de frecuencia. Las gavetas con variadores y arrancadores suaves serán del tipo extraíble hasta 30 HP. Los variadores debe ser tecnología PWM, con IGBT en la etapa de inversión. Los variadores deben cumplir con las normas IEEE 519 sobre emisión de armónicos y la norma IEC 61000 sobre Compatibilidad Electromagnética (EMC). Por lo tanto las gavetas deberán disponer de filtro de armónicos en la entrada y filtros LC o RLC a la salida, en caso de que un estudio previo así lo determine. Tal estudio será parte del alcance a cargo del fabricante. 7.6.5. Transferencia Manual Cuando se requiera hacer transferencias entre alimentadores en forma manual, se deberá realizar este cambio evitando el corte momentáneo o cruce por cero, para que no se vean afectadas las cargas sensibles. 7.6.6. Transferencia Automática Cuando se requiera implementar una transferencia automática, este tipo de transferencia deberá tener las siguientes características: Si los Requerimientos Particulares no especifican algo diferente, la lógica, enclavamientos y el control de la transferencia mediante los interruptores de potencia, deberá realizarse utilizando relés GE multilin SR-760, los cuales normalmente efectúan las funciones de medición y protección de los circuitos de suministro y enlace de barras. Para casos excepcionales, de pequeños sistemas de potencia que requieran transferencia automática, la lógica, enclavamiento y control se podrá realizar utilizando PLC “Controlador Lógico Programable”. En caso de que la configuración de MCC requiera una barra para cargas de emergencias o esenciales, acoplada a un generador. La transferencia automática estará gobernada por el controlador del generador. 7.6.7. Interruptores de Entrada (Incomming) y Acople Los interruptores de entrada o “incoming”, los interruptores de enlace de barras “tie breaker” y los interruptores de alimentadores “feeder” con potencias superiores a 400kVA, serán del tipo “Air or vacuum Power Circuit Breaker” para el caso de oferta IEC y UL 489 en caso de equipos bajo construcción NEMA. Tipo o operado por resorte y motorizados (cargado con motor eléctrico) con facilidades para ser operado manualmente desde la parte frontal. El interruptor deberá permitir su operación mecánica ó manual, en caso de falla de la fuente de alimentación de los circuitos de control. ECP-CNE-G-GEN-FT-001

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CÓDIGO GENOMA

VERSIÓN 1

Relés para Protección: Para el caso dónde los requerimientos particulares de los incomming no especifiquen el uso de relés de protección externos, los interruptores de los alimentadores, deberán tener una unidad de control y protección electrónica incorporada al interruptor, con funciones de protección ANSI 50/51, y 51N. 7.6.8. Protección Motores 7.6.8.1. Interruptores de caja moldeada Los interruptores para arrancadores y cargas menores de 400 kVA, serán del tipo de caja moldeada y deberán cumplir con los requerimientos generales establecidos en la Norma UL 489 ó IEC 60947-2. los interruptores de los arrancadores, con potencias > o = a 30 hp, deben contar con bobina de disparo y relé de falla a tierra incorporado ó externo al interruptor Todos los interruptores para alimentadores diferentes a motores serán termomagnéticos con bobina de disparo y relé de falla a tierra incorporado 7.6.8.2. Arrancadores Los arrancadores deberán ser diseñados, fabricados y probados de acuerdo con la Norma NEMA ICS-2-321 o IEC 947-4. Los arrancadores deberán incluir dentro de un compartimento los siguientes elementos: •

Para motores <30 hp, un interruptor tripolar de caja moldeada con disparo magnético.

•

Para motores > o = 30 hp, un interruptor tripolar de caja moldeada con disparo magnético ajustable y manija de accionamiento externo, con bobina de disparo y relé de falla a tierra incorporado ó externo al interruptor.

•

Un contactor tripolar, que cuando se especifique expresamente estará provisto de contactos auxiliares para indicación de estado local (Abierto – Cerrado) a un DCS, cableados a la bornera de control.

•

Un Relé térmico electrónico ó inteligente (solo en caso de que sea indicado en los criterios particulares) en cada una de las casillas para implementación de protección (49) que opere sobre la bobina del contactor, reposición manual por pulsador externo.

•

Botón Pulsador START y STOP para operar el arrancador desde el MCC en las posiciones de PRUEBA y CONECTADO.

•

Selector de tres posiciones “MCC-MOTOR-DCS” para operar el control en forma local desde la gaveta, la estación Arranque-Parada en el campo y desde el DCS respectivamente. 7.6.8.3. Contactores

Los contactores deberán ser de tres polos, con alta resistencia (mecánica y térmica) y con contactos diseñados para arranques sucesivos del motor. 7.6.8.4. Unidades de Protección Las características de las unidades de protección deberán estar de acuerdo con la Norma ANSI C37.90 ó IEC Equivalente. ECP-CNE-G-GEN-FT-001

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CÓDIGO GENOMA

VERSIÓN 1

Si los Requerimientos Particulares no especifican algo diferente, las unidades de protección a utilizar deberán ser del siguiente tipo: •

Relé térmico electrónico ó bimetálico convencional para protección por sobrecarga (49)

•

Relé de falla a tierra incorporado ó externo al interruptor para implementar la protección de falla a tierra (50GS)

Se podrá utilizar relés electrónicos del tipo multifunción, con puerto de comunicación que permitan monitoreo de RTD´s y envío de señales de estados de relés e interruptores. 7.6.9. Transformadores de Instrumentación 7.6.9.1. Transformadores de Corriente Los transformadores de corriente para los sistemas de 600V y menores deberán ser diseñados para uso interior. Los transformadores de corriente deberán cumplir con los requerimientos aplicables de la Norma ANSI C 57.13 o IEC 60044. 7.6.9.2. Transformadores de Potencial Los transformadores de potencial deberán ser monofásicos, tipo seco, para uso interior y deberán ser diseñados, fabricados y probados de acuerdo con las Normas ANSI C 57.13 o IEC 60044. Los transformadores de potencial deberán ser aptos para conexión en estrella ó delta abierta y se deberán suministrar con minibreakers, los cuales deben cumplir con la corriente de cortocircuito del tablero, de lo contrario, la protección del primario de los transformadores de potencial deberá hacerse con fusibles. Los circuitos secundarios de los transformadores de potencial se deberán proteger con minibreakers. 7.6.9.3. Relés de Interposición Los contactos secos para interface y aislamiento galvánico con sistemas DCS y/o ESD se deberán utilizar relés de interposición, con indicador de estado tipo LED. No se permitirá el uso de relés de interposición dentro del MCC, estos deberán ir montados en un tablero dedicado para este fin. 7.6.10. Elementos de Control e Indicación 7.6.10.1.

Transformadores de Control

La capacidad de los transformadores de control deberá ser definida teniendo en cuenta el 130% de la potencia al cierre que requiere la bobina del contactor, lámparas de indicación, relés auxiliares, fuentes y demás dispositivos de control incorporados. 7.6.10.2.

Señales para Monitoreo y Mando Remoto

Las señales requeridas para monitoreo y mando de motores deben quedar cableadas a borneras y dispuestas para recibir contactos libres de potencial provenientes del sistema de control: 7.6.10.3. •

Señales de Comando

Arranque ( START) del motor desde la posición “MCC”


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•

Arranque ( START) del motor desde la posición “MOTOR”

•

Arranque ( START) del motor desde la posición “DCS”

•

Paro ( STOP ) del motor desde la posición “MCC”

•

Paro ( STOP ) del motor desde la posición “MOTOR”

•

Paro ( STOP ) del motor desde la posición “DCS”

CÓDIGO GENOMA

VERSIÓN 1

La parada del motor se debe poder realizar desde cualquiera de los tres sitios definidos para la operación sin importar la posición del selector “MCC-MOTOR-DCS”. 7.6.10.4.

Señales de Estado

•

Indicación de Motor Operando.

•

Indicación de Motor en Falla o Disparado.

•

Indicación de Motor controlado por DCS.

En caso de tener relés multifunción con puertos de comunicación, estas señales de estados y medida, podrán ser cableadas a las entradas digitales del relé, para enviar esta información vía comunicaciones al PLC o DCS. 7.6.11. Puerto de Comunicaciones Todos los componentes con puertos de comunicación RS485, como equipos de medida y protección, deben ser interconectados conformando un lazo serie de comunicación en protocolo MODBUS RTU o DNP3 ó DNP3 TCI/IP, cuyo extremo se pueda conectar con un PLC o un sistema de control distribuido DCS. En casos dónde sean utilizados relés electrónicos para protección y control en cada gaveta, el fabricante deberá garantizar los mismos protocolos de comunicaciones MODBUS RTU ó DNP3 TCI/IP. Uno de los cubículos del tablero para alojar un PLC que se encargará de concentrar la información de los puertos para luego enviarla a un panel de alarmas o un DCS. 7.6.12. Sistema de Alimentación Electrica Servicios Generales 7.6.12.1.

Transformadores para Servicios Auxiliares

Tipo externo, aislados en aceite. Diseño según normas descritas en el capítulo de transformadores 7.6.12.2.

UPS 208/120 VAC

El sistema UPS será en configuración en paralelo redundante o según lo que se establezca en estudio de confiabilidad del sistema. El sistema UPS será redundante con autonomía según los requerimientos del proyecto en particular pero en ningún caso menor a 60 minutos. La tensión de salida del sistema será 120 VAC +- 1%. ECP-CNE-G-GEN-FT-001

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CÓDIGO GENOMA

VERSIÓN 1

Las UPS se conformarán en un solo equipo integral suministrado por el mismo fabricante que incluya el transformador de aislamiento, cargador, inversor, switch estático interno, para transferencia a bypass, con operación manual automático, equipo de medida y protección y sistema de auto diagnóstico, alarmas y comunicaciones. Para la selección de la UPS en sistemas de control de proceso (Delta V) cuya valoración del evento de falla asociado a la transferencia de la UPS, sea media (M) ó Alta(H), se debe considerar la utilización de UPS sin transferencia- Tipo UPS ON – LINE, para confiablidad del sistema y mitigar el riesgo de falla, adicionalemnte de acuerdo a las distancias de montaje o requerimientos del sistema de control de proceso se deberá aislar galvánicamentemente (transformador de aislamiento). La UPS para el sistema de control para protecciones eléctricas será dedicada. La iluminación de la sala de control y la iluminación de emergencia se alimentara de una UPS independiente. Para evitar el uso de UPS independientes el sistema de iluminación general y de emergencia puede ser conectada a través de transformador de potencia a la barra de generación de la estación de recolección y tratamiento. Para la alimentación del conjunto seccionador reconectador de los de los pórticos de maniobra de las estaciones de recolección se hará a través del transformador de potencia conectado a la barra de emergencia de la estaciones de recolección del sistema de iluminación tratado en el párrafo anterior, para evitar disminuciones en la vida útil de la UPS por la operación de los magnetos de enclavamiento de los seccionadores. Baterías: Para uso exterior a sala de control. Plomo acido Gel, libres de mantenimiento ó plomo acido tipo abierta según el análisis de confiabilidad del sistema. El diseño, la fabricación y la instalación de la UPS deberá estar acorde con normas. 7.6.12.3.

Ductos de Barra

La conexión de potencia entre el transformador y el CCM podrá ser a través de conductores, ducto de barras o barras de cobre no segregado trifásico (blindobarras), de tres hilos con conexión de puesta a tierra Los ductos no segregados serán de construcción metálica cerrada (METAL ENCLOSED), aislados, tipo no ventilado, con drenaje. Los tramos instalados en el exterior serán a prueba del medio ambiente. Para el ingreso a edificaciones se instalaran materiales aislantes a prueba de fuego, no conductores para separar el ducto de los muros. El ducto de barras tendrá accesorios de acople para las expansiones y contracciones que puedan ocurrir debido al medio ambiente. El diseño la fabricación y la instalación de los ductos deberá estar acorde con las siguientes normas: • • • • • •

NEMA BU 1 Bus ways– National Electrical Manufacturer Association ANSI C37.23 – American national Standards Institute NFPA 70 – National Electrical Code NESC – National Electrical Safety Code. CSA - C22.2 - Canadian Electrical Code, Part 1. UL 857 Bus ways.


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• • • • •

CÓDIGO GENOMA

VERSIÓN 1

IEC 60439-1 and 2. Low-voltage switchgear and control-gear assemblies - Part 1 and 2: Particular requirements for busbar trunking systems (busways) IEC 60529. Degrees of protection provided by enclosures (IP Code) ISO 835 ISO 9001 Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas (RETIE)

7.7. CRITERIOS ACOMETIDAS

7.7.1. Conductores Todos los conductores incluidos en los diseños serán aptos para trabajar expuestos a radiación solar intensa, ambiente húmedo y residuos de hidrocarburos. Ya sea para uso interior o exterior, sin que se vea afectado su comportamiento o vida útil. Los conductores serán para instalación en banco de ductos subterráneos, tubería metálica a la vista, cárcamos o bandejas abiertas, en sistemas eléctricos con neutro a tierra. Los cables y accesorios deberán cumplir las siguientes normas: • • • • • • • • • • • • • •

ANSI/ASTM B-8 ANSI/ASTM B-3 ANSI/ASTM B-33 ASTM B-193 ICEA S-58-679 ICEA T-29-520 ICEA S-95-658 ICEA S-73-532 UL 44 UL 83 UL 1685 UL 1277 UL 1581 RETIE

Specification for Concentric Lay - Stranded copper conductors, hard, medium-hard or soft. Specifications for soft or annealed copper wire. Specifications for tinned soft or annealed copperwire for electrical purposes. Resistivity of electrical conductor materials. Control cable conductor identification. Vertical cable tray flame test. Nonshielded 0 - 2 kV Cables (NEMA WC 70). Control cables (NEMA WC 57). Thermoset-Insulated Wires and Cables. Thermoplastic-Insulated Wires and Cables. UL flame exposure test. Electrical power and control tray cables. Electrical wires, cables and flexible cords. Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas.

Todos los cables deberán estar marcados según el artículo 310.11 del NEC. 7.7.1.1. Cables para Media Tensión Los cables de potencia de media tensión deben cumplir, como mínimo, con los siguientes parámetros básicos de construcción: Tabla 10. Parámetros Básicos de Construcción para Cables para Media Tensión Conductor

Cable de cobre suave compactado

Número de hilos

19 hilos para calibres 1 al 4/0 AWG. 37 hilos para calibres 250 al 500 kcmil. 61 hilos para calibres de 550 a 1000 kcmil. 91 hilos para calibres de 1100 a 1500 kcmil.

Bloqueo contra humedad

Resistente a fenómenos “Water Treeing”


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CÓDIGO GENOMA

VERSIÓN 1

Configuración

Según lo indicado en los Requerimientos Particulares. (monoconductor / multiconductor).

Blindaje del conductor


Aislamiento

Ethylene Propilene Rubber (EPR) MV90

Blindaje del aislamiento


Pantalla metálica

Cinta de cobre de forma helicoidal con traslape mínimo 12.5% .

Chaqueta

Policloruro de vinilo (PVC), retardante a la llama 90°C.

Temperatura de operación Voltaje máximo de operación Nivel de aislamiento

- Lugares secos o húmedos: 90° C - Sobrecarga: 130° C - Corto circuito: 250 ° C Según lo indicado en hoja de datos. 8, 15, 35, 46 ó 69 kV. 100, 133%

Se usará conductores tipo EPR, contempladas en las especificaciones y hojas de datos estandarizadas por Ecopetrol S.A., documentos ECP-VST-P-ELE-ET-002, ECP-VST-P-ELE-HD-003 Normas aplicables: ICEA S93-639, ICEA S97-682, AEIC CS8 y NTC 2186-2. No se aceptan empalmes. Para la instalación es necesario describir la importante de seguir en detalle las recomendaciones de montaje del cable del fabricante y requerimientos de la sección 326 de NTC2050 Se diseñara teniendo en cuenta radios de curvatura, tensiones de halado, presión lateral, tipos de terminales según IEEE 48, puestas a tierra de los cables, uso conjunta de descargadores de sobretensión. 7.7.1.2. Cables de Fuerza para Baja Tensión Por consideraciones de confiabilidad y para áreas inundables o que el conductor se encuentre en condiciones de trabajo a la intemperie ( bandejas) , húmedo o bajo agua (mojado), y para zonas abrasivas o contaminadas con aceite, gasolina y otras sustancias químicas se usará conductores tipo XHHW-2, contempladas en las especificaciones y hojas de datos estandarizadas por Ecopetrol S.A., documentos ECP-VST-P-ELE-ET-002, ECP-VST-P-ELE-HD-003 Nota: El THWN/THWN-2 será analizada cuando no se disponga XHHW-2 previa autorización de Ecopetrol S.A.. Se utilizarán para motores, tableros de distribución, transformadores, unidades ininterrumpidas de potencia (UPS), variadores, tomas, acometidas y en general para todos los equipos eléctricos diferentes a cables del sistema de iluminación que tengan un nivel de voltaje menor a 600Vca. Norma ICEA S95-658 Se deberán exigir pruebas DC y de FRECUENCIA acordes con IEEE400 e ICEA. Los cables para baja tensión serán adecuados para uso en instalaciones industriales expuestos a alta radiación solar, humedad, vapores o sustancias corrosivas y a la acción química de ácidos, álcalis, aceites, etc. Deberán ser tipo TC (tray cable) aptos para uso en tuberías conduit aéreas o subterráneas y bandejas portacables tipo escalera. ECP-CNE-G-GEN-FT-001

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CÓDIGO GENOMA

VERSIÓN 1

El aislamiento tipo termoplástico THWN/THWN-2, de conductor apto para trabajar con temperatura de conductor máxima de 90°C, apto para trabajar en ambiente húmedo o seco, 600 V. El material del conductor será cobre suave cableado concéntrico clase B. Los cables de fuerza para baja tensión tendrán una chaqueta de PVC color negro, retardante a la llama, resistente al sol, la abrasión, a la acción química de ácidos, álcalis, aceites, etc. y a prueba de humedad. Los cables se especificarán monopolares (conductor sencillo) para calibres superiores o iguales a 2 AWG y del tipo multiconductor para calibres inferiores, de acuerdo con NTC2050 Sección 318. El conjunto del cable multiconductor será cubierto con una chaqueta exterior de PVC retardante a la llama y resistente a la luz solar de color negro, la codificación para los colores de los cables será de acuerdo a lo indicado en Tabla 13. Código de Colores para Conductores, del RETIE. 7.7.1.3. Cables de Control Por consideraciones de confiabilidad y para áreas inundables o que el conductor se encuentre en condiciones de trabajo a la intemperie ( bandejas) , húmedo o bajo agua (mojado), y para zonas abrasivas o contaminadas con aceite, gasolina y otras sustancias químicas se usará conductores tipo XHHW-2, contempladas en las especificaciones y hojas de datos estandarizadas por Ecopetrol S.A., documentos ECP-VST-P-ELE-ET-002, ECP-VST-P-ELE-HD-003 Nota: El THWN/THWN-2 será analizada cuando no se disponga XHHW-2 previa autorización de Ecopetrol S.A.. Los cables para el control de motores, control de alumbrado, y control eléctrico en tableros de distribución y centros de control de motores serán del tipo multiconductor, 600 V THWN/THHN. El material del conductor será cobre suave cableado concéntrico clase B. El mínimo calibre aceptable para conductores de control será 14 AWG, como es indicado en la Tabla 310-13 de la NTC 2050 (ver calibres mínimos de conductores THWN/THHN). Los conductores individuales serán aislados con cloruro de polivinilo (PVC) y cubierta de nylon (THHN/THWN-2), temperatura normal de operación para 90°C, adecuado para condiciones secas y húmedas y para un voltaje nominal máximo de 600 V. El conjunto del cable multiconductor será cubierto con una chaqueta exterior de PVC retardante a la llama y resistente a la luz solar de color negro, la codificación para los colores de los cables será de acuerdo con ICEA método 1, Tabla E2. Las estaciones de control local para arranque / parada de motores (start – stop) serán cableadas con multiconductor de control de nueve conductores de cobre calibre 14 AWG. Las RTD´s de los motores de baja tensión serán cableadas con multiconductor de instrumentación de 1 a 4 tríadas calibre 16 AWG, compuesta por conductores de cobre suave con acabado estañado, cableado concéntrico cables B, aislamiento PVC, chaqueta exterior aprueba de intemperie color negra PVC – 105ºC, voltaje máximo de operación 600 V. Codificación de colores de cada tríada: negro, rojo, blanco, con identificación del número de tríada. 7.7.1.4. Cables de Instrumentación y Comunicaciones Cables de instrumentación, 300V, temperatura 105°C, aptos para locaciones húmedas o secas. Específicamente aprobados para bandejas portacables según Artículo 336 del NEC.


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CÓDIGO GENOMA

VERSIÓN 1

El cable debe ser aprobado para uso en áreas clasificadas Clase I, División 2, con certificación UL tipo TC (Tray Cable). Resistente o retardante de llama, resistente a la luz solar y a los hidrocarburos. Conductores Clase B de cobre estañado trenzado concéntrico por ASTM B-3 y ASTM B-8 con aislamiento en PVC, agrupados en pares, codificados blanco y negro, con identificación de grupo numérico impreso, con pantalla general y pantalla individual en cinta de Aluminio Mylar en contacto con alambre de drenaje en cobre estañado, chaqueta exterior en PVC, tamaños: •

1x(1par x16 AWG),

•

1x(4pares x16 AWG)

•

1x(8pares x16 AWG),

•

1x(12pares x16 AWG)

•

1x(24pares x16 AWG)ho

Cable de comunicaciones FTP Cat 6, 300V, conductores de cobre desnudo sólido, 4 pares, con aislamiento FEP (Fluorinated –Ethylene Propylene), chaqueta FEP, resistente a hidrocarburos y a gas. Tamaño 23AWG, similar o equivalente a Belden 7931A. Fibra óptica, a prueba de humedad. Su chaqueta exterior deberá ser construida de un material no higroscópico, completamente liso, sin perforaciones y que impida el crecimiento de hongos El código de colores estándar ANSI/TIA/EIA-598-B, Optical Fiber Cable Color Coding. La fibra óptica a implementar será del tipo Monomodo la cual debe cumplir con los requerimientos establecidos en los estándares ISO 11801, ITU-T G.652, TIA/EIA-492CAAB e IEC 60793-2-50. Para distancias cortas se podrá implementar fibra óptica Multimodo. 7.7.1.5. Cables para Sistema de Puesta a Tierra El conductor del sistema de malla a tierra principal será de cobre desnudo tipo semiduro o suave cableado concéntrico clase B. El conductor de tierra a la vista o derivaciones de la malla principal será cobre concéntrico clase B, aislamiento color verde THWN-75ºC, voltaje de operación 600 V. Los conductores a utilizar para la conexión de los equipos eléctricos y estructuras al Sistema de Puesta a Tierra tendrán los calibres indicados en la Ingeniería. En caso de no disponer de dicha información, se usarán los siguientes calibres: Calibre mínimo 2/0 AWG • Conductor principal de la Malla de tierra • Pozos de inspección • Transformadores • Pararrayos • Bancos de ductos principales • Tanques, vasijas, estructuras, tuberías Calibre 1/0 AWG ECP-CNE-G-GEN-FT-001

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CÓDIGO GENOMA

VERSIÓN 1

Tableros eléctricos tipo SW y CCM

Calibre 2 AWG • Motores • Patines de equipos • Estaciones de control • Cajas de halado • Cajas de distribución • Banco de ductos secundarios. • Malla de cerramiento • Paneles de control • Columnas metálicas • Pasamanos y escaleras • Bancos de ductos secundarios Calibres 4, 6, 8, 10, 12 AWG, aislado, de color verde, XHHW-2, 600 V • Equipo eléctrico de baja potencia • Conexionado interno de equipos • Sistemas de alumbrado • Instalaciones eléctricas de oficinas 7.7.2. Tuberías 7.7.2.1. Tubería Metálica La tubería a usar dentro de instalaciones industriales será conduit metálica galvanizada del tipo IMC. ver sección 345 de la norma NTC 2050. Para bancos de ductos se utilizará tubería IMC de acero galvanizada o el del tipo rigid (RMC) donde se requiera alta protección mecánica, ver sección 346 de la NORMA NTC 2050. Las tuberías para alimentadores deberán llevar normalmente un circuito trifásico por tubo y el máximo porcentaje de llenado de la tubería será de acuerdo con la Tabla 1, Capítulo 9 de la Norma NTC 2050. El diámetro mínimo de las tuberías conduit de distribución eléctrica en instalaciones a la vista, será de 3/4” La mínima separación entre superficies exteriores de los ductos eléctricos será de: 50 mm, para todos aquellos tubos (conduits) que manejan el mismo tipo de nivel de señal. Cuando existan cruces con otro tipo de instalaciones subterráneas, los bancos de ductos deberán estar a una distancia mínima de 30 cm de éstas. Las tuberías conduit instaladas a la vista, se sujetarán a perfiles estructurales utilizando abrazaderas galvanizadas tipo ajustable. Las distancias entre los soportes deberán estar de acuerdo con las Tablas 346-12 y 347-8 del Código Eléctrico Nacional. Entre dos puntos de sujeción por ejemplo entre conduletas o cajas, no debe haber más del equivalente a cuatro curvas de un cuadrante (360º en total), de acuerdo con la NTC 2050 Artículos 345-11 y 346-11. En áreas clasificadas Clase I, División 2, o en áreas no clasificadas, se acepta el uso de cajas en fundición de aluminio libre de cobre, con accesos pasantes y hubs; grado de protección NEMA 4X, siempre que su uso sea de cajas de empalme, derivación y/o distribución y que en su interior no se dispongan de elementos productores de arco.


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CÓDIGO GENOMA

VERSIÓN 1

Los bancos de ductos en tubería metálica deberán ir acompañados con un conductor de cobre desnudo en la parte superior del banco de ductos 7.7.2.2. Tubería PVC Se podrá usar tubería PVC en ductos embebido en concreto, fuera de áreas clasificadas de instalaciones industriales y con la valoración del riesgo de ampliaciones, para evitar que el ducto construido no esté ubicado en futuras instalaciones industriales. Los afloramientos deben hacerse en tubería metálica. 7.7.2.3. Ductos Enterrados Cuando se proyectan acometidas subterráneas con sus respectivos bancos de ductos a construir, tanto de fuerza y control como de instrumentación, la distribución eléctrica se realizará por medio de tubería conduit metálica galvanizada (IMC) agrupada en bancos de ductos, que lleguen a los equipos, a bandejas portacables o a cajas de halado convenientemente ubicadas para facilitar la introducción de conductores eléctricos en cambios de dirección. Los bancos de ductos serán dimensionados con reservas del 20% por cada tamaño de diámetro utilizado y en ningún caso será inferior a una unidad por diámetro utilizado. Las tuberías subterráneas para alimentadores de motores deben llevar normalmente un circuito por ducto. En las tuberías subterráneas con alimentadores para circuitos de alumbrado exterior, se permite que se alojen hasta tres circuitos por cada tubería conduit. La profundidad mínima de instalación de los bancos de ductos en zonas no transitadas debe ser de 60 cm, tomado desde su cara superior hasta el nivel de terreno. En cruces de vías la distancia mínima será de 90 cm. La ruta de los bancos de ductos subterráneos debe ser la más corta posible entre la fuente y la carga eléctrica, considerando las posibles interferencias con otros tipos de instalaciones subterráneas, como cimentaciones, tuberías de proceso, agua, drenajes, banco de ductos eléctricos existentes, entre otros. Se debe considerar el mínimo de desviaciones y cambios de nivel. Las cajas de halado subterráneas se localizarán en trayectorias rectas largas, a una distancia promedio de 40 metros y como máximo de 50 metros entre dos cajas, debiendo verificarse que la tensión de halado de los cables no supere el 80% de la máxima tensión que estos soportan. Las cajas de halado subterráneas deben localizarse fuera de áreas clasificadas, sin embargo cuando no se pueda evitar un área clasificada y se requiera de registros para facilidad de cableado o derivaciones, se deben utilizar cajas de paso aéreas, adecuadas para área clasificada. 7.7.2.4. Ductos Aéreos o a la Vista El diámetro mínimo de las tuberías conduit de distribución eléctrica en instalaciones a la vista, será de 3/4”. Las tuberías conduit instaladas a la vista, se sujetarán a perfiles estructurales utilizando abrazaderas galvanizadas tipo ajustable. Las distancias entre los soportes deberán estar de acuerdo con las Tablas 346-12 y 347-8 del Código Eléctrico Nacional. A menos que se indique lo contrario, todos los accesos a estaciones de control local, motores, cajas de derivación, paso, distribución, tableros serán por debajo o lateralmente, para todos aquellos equipos instalados en el exterior del cuarto eléctrico. La llegada de cables a los tableros será realizada por la parte inferior. Toda la soportaría a utilizar será en acero galvanizado en caliente. ECP-CNE-G-GEN-FT-001

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CÓDIGO GENOMA

VERSIÓN 1

Toda la tornillería a utilizar será en acero inoxidable. En áreas clasificadas Clase I División 2, el conduit metálico flexible será "a prueba de agua” (LIQUID TIGHT) con terminaciones aprobadas para uso en División 2. Para áreas Clase I División 1, se utilizará conduit metálico flexible a prueba de explosión (Explosion Proof) debidamente aprobado. Separación entre tubos que incluyan conductores de fuerza y conductores para transmisión de señales electrónicas de control Según API Recommended Practice 552 “Transmisión Systems”. Diámetro conduit Máxima distancia entre soportes • • • • •

½” - ¾” 10 Ft (3.05 m) 1” 12 Ft (3.66 m) 1 ¼” - 1 ½” 14 Ft (4.27 m) 2 - 2 ½” 16 Ft (4.88 m) 3” y mayores 20 Ft (6.10 m) 7.7.2.5. Cajas de Halado

El diseño y construcción de las cajas de halado debe estar de acuerdo con todas las partes aplicables de la última revisión de los siguientes Códigos, Normas y Especificaciones: • • • • • •

NTC 3229 Cajas de Salida y Accesorios que se utilizan en Sitios Clasificados Como de Alto Riesgo. NFPA 70 “National Electrical Code”, NEC UL-886 Outlet Box and Fittings for Use in Hazardous (Classified) Locations UL-50 Standard for Enclosures for electrical equipment. ASTM A-536 Ductile and Malleable iron. ASTM B-536 Electrodeposited Coating of Zinc of Iron and Steel

Caja de halado tipo NEMA 4X: Las cajas de halado se especificarán a prueba de chorro de agua, lluvia, entrada de polvo y contra la corrosión. Caja de halado tipo NEMA 7: Las cajas de halado se especificarán a prueba de explosión, es decir, diseñadas para confinar una explosión interna sin deformarse ni permitir la salida al exterior de llamas o gases calientes que pudieran iniciar una combustión externa. Todas las cajas que conforman un patio de cajas de halado aéreas (pull point) deberán ser instaladas a la misma altura desde el nivel de piso terminado hasta sus bases. Las cajas que conforman el conjunto de puntos de halado de instrumentación estarán separadas mediante barandas metálicas del conjunto de cajas de halado de fuerza y control eléctrico. Las cajas de instrumentación se pintarán de color azul. 7.7.2.6. Canaletas o Bandejas Portacable Se acepta el uso de bandejas portacables en el sótano del cuarto de tableros eléctricos. Las bandejas portacables serán en acero galvanizado en caliente del tipo escalera, altura útil 100 mm, separación entre peldaños 150 mm. Los tramos rectos deberán ser suministrados en longitudes estándar de 2.4 metros (NEMA 8C, según VE-1 Metal Cable Tray Systems). ECP-CNE-G-GEN-FT-001

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VERSIÓN 1

Se podrá usar sistema de bandeja portacables fuera de áreas clasificadas de instalaciones industriales, con la valoración del riesgo de ampliaciones, para evitar que el sistema de bandeja no esté ubicado en futuras instalaciones industriales. Para área clasificada Clase 1 división “ se podrá usar bandeja portacable, bajo las consideraciones estipuladas en NEC o NTC2050 numeral 501-4. Las bandejas portacables serán dimensionadas con un espacio de reserva para llenado futuro de al menos el 20%. El llenado de las bandejas portacables se hará según los artículos 392.8/9/10 del NEC. Cada sistema de bandejas portacables del sistema de fuerza deberá ser conectado al sistema de puesta a tierra, la bajante se hará cada 50 metros como mínimo. Las uniones flexibles deberán estar provistas de una conexión flexible (jumper) para mantener la continuidad eléctrica. Para montajes en bandejas portacable, la ruta se deberá acompañar por un conductor un conductor de cobre desnudo enterrado en la parte inferior que permita aterrizar las diferentes secciones de bandeja, además se podrá analizar el montaje de un conductor desnudo en cada una de las bandejas. La Ingeniería de detalle especificará donde se considere necesario bandejas del Tipo Escalera (“Ladder Type”), con tapa o cubierta sólida en todo el trazado de la bandeja (inclusive tramos rectos, curvas, cambios de nivel, divisores, etc.), fabricada en Acero tipo “Cold-Rolled” y galvanizado en caliente según norma ICONTEC 2076. Galvanizado por inmersión en caliente para elementos en hierro y acero. El sistema de bandejas deberá estar debidamente puesto a tierra mediante un conductor continuo a lo largo de todo el recorrido. Las bandejas portacables, elementos de cambios de dirección y sus accesorios semipesado, fabricadas de acuerdo con lo establecido en la norma NEMA VE-1.

de fijación deberán ser tipo

Las bandejas se diseñarán para soportar como mínimo el peso propio, una carga de 100 Kg. /m, una carga estática de 80 kilos, concentrada en el punto medio de un elemento transversal (peldaño) ó en el borde de la bandeja. Las bandejas portacable deberán poseer tapa metálica en la parte superior Se debe analizar el uso de bandejas metálicas cerradas para cableado de sistema de control de procesos y eléctrico, para disminuir los posibles efectos EMI que se puedan generar en los equipos de conmutación (variadores , arrancadores suaves, UPS etc). 7.8. CRITERIOS CARGAS

7.8.1. Motores Uso General Para el suministro de motores de baja y media tensión se debe considerar las especificaciones y hoja de datos estandarizadas por el comité de estandarización del aérea eléctrica para las diferentes vicepresidencias de Ecopetrol S.A. (VIT, VEP, VRP), de los cuales se relacionen algunos apartes: Los valores normalizados de motores, expresados en potencia y basados en 1 [HP] = 746 [W], son los siguientes: Motores es baja tensión: 1/2, 3/4, 1, 1 ½ , 2, 3, 5, 7 ½ , 10, 15, 20, 25, 30, 40, 50, 60, 75, 100, 125, 150, 200, 250. Motores en Media tensión: 300, 350, 400, 450, 500, 600, 750, 800, 900, 1000, 1250, 1500, 1750, 2000, 2500, 3000, 3500, 4000, 4500, 5000, 6000, 7500,10000. Nivel de voltaje estándar para motores de inducción


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Tabla 11. Voltaje de placa motores eléctricos de baja tensión

POTENCIA DEL MOTOR 0,1 – 1 HP 1/2 HP - ≤ 100 HP 1/2 HP - ≤ 250 HP

VOLTAJE DEL SISTEMA 120 VAC 208 -220 V VAC 480 VAC

VOLTAJE DEL MOTOR 115 V 200 VAC 460 VAC

OBSERVACIONES Ver Nota 1 Ver Nota 2 Ver Nota 3

Nota 1: Solo aplica para motores monofásicos de potencias fraccionarias Nota 2: Solo aplica para motores trifásicos en sistemas donde no exista voltaje de 480 VAC. Nota 3: Voltaje nominal estándar para motores de Baja Tensión en instalaciones nuevas. Nota 4: Para la instalación de motores eléctricos > 250 HP en sitios donde no se disponga de media tensión se debe evaluar técnica y económicamente la alternativa de instalación en baja tensión.

Tabla 12. Voltaje de placa motores eléctricos de Media tensión

POTENCIA DEL MOTOR

300 HP - ≤ 5000 HP

VOLTAJE DEL SISTEMA 2400 VAC

VOLTAJE DEL MOTOR 2300 VAC

4160 VAC

4000 VAC

6300 VAC

6000 VAC

OBSERVACIONES Ver Nota 1

Ver Nota 2 6900 VAC

> 5000 HP

13800 VAC

6600 VAC

13200 VAC

Ver Nota 3

Nota 1: Solo aplica para reposición de equipos existentes. Nota 2: Voltajea nominales estándar para motores de Media Tensión menores o iguales a 5000 HP. Nota 3: Voltaje nominal estándar para motores de Media Tensión mayores a 5000 HP. Nota 4: Para la instalación de motores donde no se tenga disponibilidad de las tensiones arriba mencionadas se determinará el voltaje de alimentación del motor de acuerdo con el voltaje nominal disponible con la aprobación de un ingeniero de ECOPETROL. Los motores para clase I División 1 serán a prueba de explosión (XP). Motores para clase I División 2 serán totalmente encerrados enfriado por aire (TEFC), para áreas no clasificadas se definirá el tipo de cerramiento motor de acuerdo a las necesidades de montaje y de costos del suministro. ECP-CNE-G-GEN-FT-001

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Los motores con potencia nominal igual o mayor a 75 HP, deberán estar equipados con calentador de espacio (space heaters). Preferiblemente los calentadores de espacio deberán operar a 120 VAC, 1 fase. Cuando la potencia requerida por el calentador (Space heater) supere los 2000 W, se podrán conectar a 208/220 VAC. La temperatura de la superficie de los calentadores de espacio en áreas clasificadas estará limitada al 80% de la temperatura de ignición del gas o vapor combustible presente tal como se indica en los Requerimientos Particulares. Detectores de Temperatura (RTD)- Motores Baja tensión Los detectores de temperatura serán del tipo resistencia detectora de temperatura RTD del tipo PT100, tres hilos, 100 ohmios a 32ºF (0ºC). Los hilos de los detectores deberán ser protegidos con armadura metálica y cableada a una caja de conexiones localizada en la parte externa de la carcasa del motor. Los criterios para aplicación de RTD en motores de baja tensión son los siguientes: a. Los motores cuya potencia nominal sea mayor o igual a 125 HP y con velocidad sincrónica de 3600 RPM deberán tener dos RTD en rodamientos. b. Los motores con potencia nominal menor a 125 HP no requieren RTD. c. Los motores con potencia nominal hasta 250 HP y RPM ≤ 1800 no requieren RTD’s. d. Los Motores certificados para Clase 1 División 1 (Explosion Proof), no deben tener RTD’s en ningún caso. Detectores de Temperatura (RTD) - Motores de Media tension Los detectores de temperatura serán del tipo resistencia detectora de temperatura RTD del tipo PT100, tres hilos, 100 ohmios a 32ºF (0ºC). Todos los hilos de los detectores deberán tener una protección tipo armadura metálica y cableada a una caja de conexiones localizada en la parte externa de la carcasa del motor. Los criterios para aplicación de RTD en motores de media tensión son los siguientes: e. Los Motores certificados para Clase 1 División 1 (Explosion Proof), no deben tener RTD’s en ningún caso. f. El motor debe tener RTD de Platino en rodamientos y en devanados. g. Todos los motores deberán llevar cuatro RTD´s en rodamientos (dos RTD´s en cada cojinete o chumacera) y seis RTD´s en devanados.


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7.8.2. Motores Especiales para Sistemas de Bombeo •

Motores Para Sistemas BES

7.8.3. Variadores de Velocidad 7.8.3.1. Variador de Velocidad Media Tensión Tecnología PWM Multinivel, 18 a 36 pulsos . IGBTs en inversor. Cumplimiento armónicos IEEE519, e IEC 60001 EMC. Voltaje control 125 VDC ó 120 VAC. Operación tipo pesado. 7.8.3.2. Variador de Velocidad de Baja Montajes BES: Tecnología PWM, 12 pulsos . IGBTs en inversor. Cumplimiento armónicos IEEE519 e IEC 60001 EMC: Filtro LC o senoidal a la salida ó Tecnología PWM, 6 pulsos . IGBTs en inversor. Cumplimiento armónicos IEEE519, e IEC 60001 EMC. Filtro de armónicos a la entrada y filtro LC o senoidal a la salida. Montajes PCP, BM; Rotaflex: Tecnología PWM, 6 pulsos . IGBTs en inversor. Cumplimiento armónicos IEEE519. e IEC 60001 EMC, filtro LC o senoidal dependiendo de la distancia de montaje del motor con respecto al variador. Montajes CCM: Tecnología PWM, 6 pulsos . IGBTs en inversor. Cumplimiento armónicos IEEE519, e IEC 60001 EMC. Filtro de armónicos a la entrada y filtro LC o senoidal a la salida. Los variadores de media tensión no se instalarán dentro de compartimentos de SWITCHGEAR. Tendrán su montaje independiente Variadores de mas de 250 HP se montarán externos a los CCM , en las estaciones de tratamiento. 7.8.3.3. Protecciones Mecánicas del Variador • • • • •

Sobre torque por rotor bloqueado. Sobre torque en la bomba. Control del torque de la bomba. Límites de velocidad de la bomba (máxima y mínima). Limites de Presión en cabeza de pozo y bomba 7.8.3.4. Protecciones eléctricas del variador

• • • • • • • • • • • • •

Sobre Corriente o Sobrecarga. Sobre Voltaje o Bajo Voltaje. Pérdida de fase del motor. Perdida de fase de entrada Desbalance de fases en la entrada y en la salida Cortocircuito entre fases al motor. Falla fase a tierra en la entrada y salida del VFD, de las fuentes internas y en las salidas y entradas digitales y análogas. Sobre temperatura del VFD. Fusibles de acción rápida a la entrada. Rearme automático por falla de Bajo Voltaje. Protección térmica del motor. Protección contra el bloqueo del motor. Bloqueo de parámetros


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Criterios a complementar en 2011 7.8.4. Iluminación Para los niveles de iluminación se tomará como base la tabla 4 de la sección 7 de la API RP 540 Instalaciones eléctricas en plantas procesadoras de petróleo. 7.8.4.1. General Iluminación exterior serán de vapor de sodio de alta presión, con balastos de alto factor de potencia, que tengan lámparas de reencendido caliente y color corregido. Metal Halide para casetas , plataformas, escaleras. Las luminarias para áreas internas no peligrosas, como oficinas, cuartos de control y subestaciones eléctricas, deben utilizar lámparas fluorescentes de luz de color blanco. En áreas interiores para sistemas de procesos, mantenimiento y almacenaje se debe utilizar luminarias con bombillas de haluro metálico, teniendo en cuenta la clasificación del área. Todas las luminarias deben ser apropiadas para áreas en las cuales serán instaladas: peligrosas o seguras. La iluminación deberá cumplir con los niveles típicos de iluminación aceptados para diferentes áreas según la tabla 25 artículo 16º del RETIE y RETILAP, se usarán software apropiados Todo proyecto debe aplicar conceptos de uso racional y eficiente de energía y estar acompañado de un análisis de riesgo que en materia de iluminación se puede minimizar o eliminar. 7.8.4.2. Áreas Interiores Los sistemas de iluminación interior que utilicen luminarias fluorescentes deben funcionar a 120 V. Los balastos deben ser de alto factor de potencia y potencia constante, Clase P. Los circuitos normalmente deben ser operados desde interruptores en cada oficina, cuartos de control y cuartos. Interruptores de tres o cuatro vías se deben utilizar donde existan múltiples entradas. 7.8.4.3. Áreas Exteriores El diseño de la iluminación para las facilidades exteriores debe estar basado en la localización de equipos y en el uso de proyectores. Los proyectores de alumbrado y luminarias de vías deben ser: • • • • •

Luminarias de sodio de alta presión. Proyectores deben ser operados a 480 V. Iluminación de vía debe ser operada a 277 V. Control por contactos con celdas fotoeléctricas y selectores M-O-A o Interruptor Horario con Control Temporizado. Montaje con facilidad para mantenimiento.


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7.8.4.4. Iluminación de Emergencia El alumbrado de emergencia deberá ser alimentado desde una UPS o transformador de potencia conectado a barra de generación. EN donde se cuente con un generador de emergencia, se dejarán únicamente las señalizaciones de salida como alumbrado de emergencia. No se contempla alumbrado de emergencia en pozos, zonas de proceso, o zonas exteriores. 7.8.4.5. Circuitos de Iluminación El calibre mínimo para los cables de iluminación es 12 AWG. La máxima caída de voltaje entre el tablero de iluminación y el centro de carga del circuito ramal no debe exceder del 3%. La distribución de todas las cargas monofásicas debe ser hecha de tal manera que se logre lo más cerca posible un balance entre fases. En general, los circuitos deben ser operados desde tableros de iluminación o por contactores, excepto en las entradas a edificios y oficinas donde se debe proveer de interruptor local. Los circuitos ramales usando un conductor neutro común deben ser arreglados para mínima corriente en el conductor neutro. Las características del transformador requerido ya fueron descritas en el criterio subestaciones como transformador servicios auxiliares. 7.8.5. Tomacorrientes 7.8.5.1. Tomas para Servicios Generales Exteriores Estas tomas se usarán para alimentar lámparas portátiles, y/o herramientas eléctricas manuales para mantenimiento o cualquier otra aplicación que requieran; sus características serán: 20 A, voltaje de operación 120 VAC, 3 hilos, 1 polo, aprobadas para uso en Clase 1 División 2, XP en áreas clasificadas. 7.8.5.2. Tomas Para Servicios Generales Interiores Las tomas serán monofásicas dobles de 15 A, voltaje de operación 120 V, 60 Hz, 1 polo, 3 hilos, color “beige” para las tomas normales y color “naranja” para la tapa de las tomas del sistema UPS. 7.8.5.3. Tomas Para Soldadura (Tomas Especiales) En lo posible no se instalará tomas de soldadura en áreas clasificadas. Las tomas de soldadura que se instalen en área no clasificada serán para 60 A, voltaje de operación 480V, 3 polos, 4 hilos y vendrán con breaker de desconexión. Para áreas clasificadas las características serán: 60 A, voltaje de operación 480 V, 3 polos, 4 hilos, XP). Los tomacorrientes exteriores deberán ser distribuidos de tal manera que por medio extensiones cubran un área con radio de 30 m.


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7.9. CRITERIOS PROTECCIONES ELÉCTRICAS

Ver subestaciones de potencia para dentros de transformaciónde potencia para centros de trasnformación, distribución y maniobra, centros de control de motores y swichgear Criterio a complementar en 2011 7.10. CRITERIO PROTECCIÓN DESCARGAS ATMOSFÉRICAS

El sistema de protección contra descargas eléctricas atmosféricas deberá estructurar una protección con base en un diagnóstico de evaluación de riesgos según las normas NFPA 780, NTC 4551-4552-4553 (RETIE 18,2) e implementar el Sistema integral de protección contra rayo (SIPRA) que tenga lugar. El sistema de puesta a tierra contra descargas atmosféricas estará conectado al sistema de puesta a tierra de potencia (equipotencializado). Se dispondrá de sistema de protección interna contra sobretensiones transitorias inducidas por descargas eléctricas atmosféricas que protegerán los equipos electrónicos y de control principales en la Estaciones, el sistema estará de acuerdo a lo indicado en el numeral 17. 6 del RETIE. Para nuevos proyectos dentro de estaciones industriales, ampliaciones de Centros de Control de Motores, construcción de infraestructura física administrativa y demás obras que intervengan estas áreas, se debe realizar un diagnóstico de evaluación de riesgos por descargas eléctricas atmosféricas del area de influencia operativa a intervenir por el proyecto y consolidarla en el estudio integral del apantallamiento de la Estación; para garantizar la actualización, integración y cobertura de los sistemas (apantallamiento y puesta a tierra) nuevos y existentes. Para tanques de área de proceso y de almacenamiento de combustible en los montajes de las facilidades de superficie, se implementará una protección contra descargas atmosféricas con punta franklin o con cable de guarda contemplada en el numeral 7 de la NFPA 780, con el montaje de los apoyos o postes externos a los diques, para disminuir los riesgos asociados a descargas atmosféricas en el proceso de construcción y de mantenimiento de los tanques.

7.11. CLASIFICACIÓN DE ÁREAS

Las áreas y unidades de proceso serán clasificadas de acuerdo a su tipo y grado de peligrosidad durante el desarrollo de la ingeniería básica, teniendo en cuenta las siguientes normas: •

NTC2050 Código Eléctrico Colombiano - ICONTEC, Ambientes Especiales. Sección 500, lugares peligrosos (clasificados).

•

NFPA 70 – NEC. Artículos 500, 501.

•

API-RP-500 Recommended Practice for Classification of Locations for Electrical Installations at Petroleum Facilities.

•

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

Se seguirá el procedimiento contemplado en el numeral 5.8 “Procedure for Classifying Locations” de la NFPA-497 y se deben elaborar planos indicando los límites de las áreas clasificadas. Se indicarán los productos que originan la ECP-CNE-G-GEN-FT-001

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clasificación con su temperatura de ignición y temperatura de inflamación, e información relevante de acuerdo la procedimiento para clasificación de áreas Todos los equipos y dispositivos eléctricos a ser instalados dentro del área clasificada deberán estar de acuerdo con la clasificación y ser certificados por un instituto de ensayos tal como UL. En áreas no clasificadas, las cubiertas de equipos tendrán cerramiento NEMA 4X de acuerdo a la ubicación, servicio y condiciones ambientales del lugar de instalación. Para efectos de estandarización de partes de suministro y repuestos, se considera que las botoneras de control de motores en campo estarán compuestas por “push buttons” (Arranque-Parada). Cerramiento NEMA 7 + 4X para todas las áreas de la estación. Deberán ser certificadas UL. 8. REGISTROS No aplica 9. CONTINGENCIAS No aplica 10. BIBLIOGRAFÍA No aplica

11. ANEXOS No aplica Para mayor información sobre este documento dirigirse a quien lo elaboró, en nombre de la dependencia responsable: Elaboró: Edgar Luna Sandoval Teléfono: 2344000 Ext. 43198 Bogotá. Dependencia: GTD – SPI


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Bases y Criterios de Diseno Electrico ECP

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