n-252

PDVSA MANUAL DE INGENIERIA DE DISEÑO VOLUMEN 4–I ESPECIFICACIÓN DE INGENIERÍA

PDVSA N°

TÍTULO

ESPECIFICACIÓN GENERAL PARA EL DISEÑO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

N–252

1

JUN.08

REVISIÓN GENERAL

38

C.E

L.T.

L.C.

0

JUL.96

APROBADO

33

L.T.

E.J.

A.N.

REV.

FECHA

APROB. Luis Tovar E

PDVSA, 1983

DESCRIPCIÓN FECHA JUN.08

PAG. REV. APROB. APROB. APROB. Loumary Carrasco

FECHA JUN.08 ESPECIALISTAS

PDVSA

MANUAL DE INGENEIRÍA DE DISEÑO ESPECIFICACIÓN GENERAL PARA EL DISEÑO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

PDVSA N–252 REV REVISI ISION FECH FECHA A

1

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“La información contenida en este documento es propiedad de Petróleos de Venezuela, S.A. Esta prohibido su uso y reproducción total o parcial, así como su almacenamiento en algún sistema o transmisión por algún medio (electrónico, mecánico, gráfico, grabado, registrado o cualquier otra forma) sin la autorización por escrito de su propietario. Todos los derechos están reservados. Ante cualquier violación a esta disposición, el propietario se reserva las acciones civiles y penales a que haya lugar contra los infractores.”

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Índice 1 OBJETIVO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2 ALCANCE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3 REFERENCIAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3 .1 3.2 3 .3 3 .4

4 4 4

COVENIN – Comité Venezolano de Normas Industriales . . . . . . . . . . . . . Am A merican Standards . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . International Standards . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . PDVSA – Petróleos de Venezuela, S.A. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

4 5 6 6

4 DEFINICIONES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

7

4 .1 4 .2 4 .3 4 .4 4 .5 4 .6 4 .7 4 .8 4 .9 4 .1 0 4.11 4 .1 2 4 .1 3 4 .1 4 4 .1 5 4 .1 6 4.17 4 .1 8 4 .1 9 4 .2 0 4.21 4.22 4 .2 3 4 .2 4 4 .2 5

Alta Tensión (HV) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Áreas Peligrosas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Baja Tensión (LV) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Capacidad de Reserva . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Capacidad de Respaldo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Capacidad Firme . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Certificado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Contratista . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Controlgear . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Depresión Temporal de Voltaje (SAG) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Media Tensión (MV) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Propietario . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Servicio Esencial . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Servicio Vital . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Subestación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Subestación con Secundario Selectivo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Su S ubestación de Distribución . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Subestación de Planta . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Subestación de Planta de Generación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Subestación Mallada . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Su S ubestación para Exteriores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Su S ubestación para Interiores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Subestación Principal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Switchgear . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Tropicalizado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

7 7 7 7 7 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 9 9 9 9 9 9 9 9 9 10

5 SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6 SEGURIDAD, CONFIABILIDAD Y EFICIENCIA . . . . . . . . . . . . . . . . 7 DISEÑO DE SISTEMAS ELÉCTRICOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

10 10 11

7 .1

Información Básica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

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PDVSA N–252 REVISION FECHA

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7.2 7.3 7.4 7.5 7.6 7.7 7.8 7.9

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Niveles de Tensión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Variaciones en la Tensión de Alimentación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Factor de Potencia del Sistema . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Capacidad de Alimentación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Rangos de Corto Circuito . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Protección Eléctrica y Control . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Sistema de Puesta a Tierra . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Instalaciones de Suministro Eléctrico para Control de Procesos y Sistema de Seguridad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

8 REQUERIMIENTOS DE DISEÑO Y SELECCIÓN PARA EQUIPOS, CABLES E INSTALACIONES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8.1 8.2 8.3 8.4 8.5 8.6 8.7 8.8 8.9

Switchgear . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Transformadores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Motores Eléctricos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Cables . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Iluminación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Tomacorrientes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Equipos de Medición . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Puesta a tierra . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Subestaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

9 PROTECCIÓN CONTRA FUEGO EN SUBESTACIONES . . . . . . . . 9.1 9.2

General . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Requerimientos Obligatorios . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

10 UNIDADES DE SUMINISTRO DE POTENCIA . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11 EVALUACIÓN ECONÓMICA DE LAS PÉRDIDAS . . . . . . . . . . . . . . 12 DOCUMENTOS Y PLANOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13 ANEXOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ANEXO A VOLTAJE NOMINAL VOLTAJE DE SERVICIO . . . . . . . . . . ANEXO B SUBESTACIONES SECUNDARIAS SELECTIVAS CON TRANSFERENCIA AUTOMÁTICA AJUSTE Y COORDINACIÓNDE EQUIPOS DE PROTECCIÓN . . . . . .

11 11 12 13 13 13 18 19

20 20 23 25 27 29 30 30 31 32

33 33 33

34 34 35 35 36 37

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OBJETIVO Establecer los requerimientos técnicos mínimos para el diseño de ingeniería eléctrica, clasificación de áreas eléctricas, puesta a tierra y sistemas de iluminación.

2

ALCANCE Esta especificación es aplicable en todas las plantas e instalaciones de PDVSA, sus filiales y empresas mixtas.

3

REFERENCIAS El diseño e ingeniería de las instalaciones eléctricas será basado en códigos y normas Venezolanas. Donde sea necesario el uso de códigos, prácticas o estándares internacionales, es responsabilidad de la contratista asegurarse de que los Estatutos de las Normas Venezolanas sean aplicadas si las mismas resultasen más exigentes. En caso de contradicciones, regirán los requerimientos de ésta especificación. Los códigos y especificaciones listadas a continuación deben constituir los mínimos requerimientos.

3.1

COVENIN – Comité Venezolano de Normas Industriales 200 548–71 559 603 734 2249 541 529

Código Eléctrico Nacional (similar a NEC / ANSI / NFPA – 70). Recomendaciones para clasificar las áreas destinadas a instalaciones eléctricas en refinerías de petróleo. Recomendaciones para clasificar las áreas destinadas a instalaciones en los sistemas de tuberías para transportar petróleo y gas. Recomendaciones para clasificar las áreas destinadas a instalaciones eléctricas en instalaciones de producción petrolera. Código Nacional de Seguridad de Instalaciones de Suministro de Energía Eléctrica y de Comunicaciones, (Basado en National Electrical Safety Code ANSI C2). Iluminaciones en Tareas y Áreas de Trabajo Alambres y Cables Aislados para Distribución de Energía Eléctrica hasta 2.000 V y cables de control. Alambres y Conductores de Cobre Desnudos.

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3.2

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American Standards NEMA – National Electrical Manufacturers Association C 84.1 Electric Power Systems and Equipment – Voltage Ratings (60 Hz). MG–1 Motors and Generators. WC 70 Standard for Nonshielded Power Cables Rated 2.000 volts or less for the Distribution of Electrical Energy WC 74 5–46 kV Shielded Power Cable for use in the Transmission and Distribution of Electric Energy IEEE STD – Institute of Electrical and Electronics Engineers C2 National Electrical Safety Code. C37.2 Standard Electrical Power System Device Function Numbers. C57.12.00 Standard General Requirements for Liquid Immersed Distribution, Power, and Regulating Transformers. C57.12.10 Transformers – 230 kV and Below 833/958 through 8333/10417 kVA, Single–Phase, and 750/862 through 60000/80000/100000 kVA, three–phase without Load tap Changing; and 3750/4687 through 60000/80000/100000 kVA, with Load tap Changing – Safety Requirements. 979 Guide for Substation Fire Protection. Y32.9 Graphic Symbols for Electrical Wiring and Layout Diagrams. 519 Recommended Practices and Requirements for Harmonic Control in Electrical Power Systems. Std. 841 Standard for Petroleum and Chemical Industry – Severe Duty Totally Enclosed Fan Cooled (TEFC) Squirrel Cage Induction Motors – Up to and including 500 HP. C.37.20.2 Standard for Metal–Clad Switchgear. C.37.20.1 Standard for Metal–Enclosed Low–Voltage Power Circuit Breaker Switchgear. ICEA – Insulated Cable Engineers Association P–32–382 Short–Circuit Characteristics of Insulated Cable. P–45–482 Short–Circuit Performance of Metallic Shielding & Sheaths. API – American Petroleum Institute RP 500 Recommended Practice for Classification of Locations for Electrical Installations at Petroleum Facilities. Standard 541 Form – Wound Squirrel Cage Induction Motors – 250 Horse Power and Larger. NFPA National Fire Protection Association.

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70 National Electrical Code (National Fire Codes, vol.3). 72 National Fire Alarm Code. AEIC – Associations of Edison Illuminating Commission CS5 Specifications for Cross – Linked Polyethylene Insulated Shielded Power Cables Rated s Through 46 kV.

3.3

International Standards IEC 60076 60158 60255 60529 60549 60417 60947

3.4

International Electrotechnical Commission Power Tansformers. Low Voltage Controlgear. Single Input Energizing Quantity Measuring Relays with Dependent Specified Time. Degrees of Protection Provided by Enclosures (IP Codes). High – Voltage Fuses for the External Protection of Shunt Power Capacitors. Graphical Symbols for use on Equipment. Low–voltage switchgear and controlgear.

PDVSA – Petróleos de Venezuela, S.A. GE–211 HA–201 JA–221 L–STE–017

Conjunto de Generador Eléctrico de Respaldo con Motor Diesel. Criterios de Diseño para Sistemas de Protección Catódica. Diseño Antisísmico de Instalaciones Industriales. Coordinación Mécánica (Requisitos para la Interrelación de la Sección Eléctrica y Mecánica). L–STE–018 Planos de Diseño Eléctrico (General). L–STE–019 Procedimiento para la Revisión de Planos de Diseño Eléctrico. L–STE–020 Procedimiento para la Estimación de Costos de Obras Eléctricas. N–201 Obras Eléctricas. N–241 Instalación de Conductores y cables en tuberías y Bandejas. N–242 Instalaciones Eléctricas y Ensayos. SD–251 Site Data. IR–E–01 Clasificación de Áreas. IR–M–01 Separación entre Equipos e Instalaciones. IR–I–01 Sistema de Detección y Alarma de Incendio. 90619.1.050 a .064 Guías de Ingeniería Eéctrica.

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Los equipos y materiales eléctricos deben ser diseñados, producidos y probados según las especificaciones exigidas por PDVSA, en su defecto deben cumplir con los estándares y regulaciones vigentes en el país del fabricante. En general, las especificaciones de la IEC deben regir sobre los equipos producidos fuera de EEUU, mientras que los códigos ANSI y NEMA deben regir sobre los productos fabricados en EEUU. Los símbolos de equipos eléctricos deben ser según la norma IEC–60417. La identificación por códigos literales o por códigos numéricos debe ser bajo el código IEEE STD C37.2. El sistema de unidades SI debe ser utilizado en el diseño. Para motores la potencia debe ser indicada en kW y HP. Los equipos e instalaciones eléctricas deben ser tropicalizadas y adecuadas para las condiciones atmosféricas especificadas: – Altitud. – Humedad. – Temperatura ambiente. – Atmósfera. – Condiciones sísmicas, de acuerdo a la norma PDVSA JA–221.

4

DEFINICIONES 4.1

Alta Tensión (HV) Tensiones iguales o superiores 100.000 V.

4.2

Áreas Peligrosas Son todas las áreas en las que existe, o en las que se espera que puedan estar presentes atmósferas explosivas en proporciones suficientes como para requerir precauciones especiales durante la construcción, instalación y el uso de aparatos eléctricos.

4.3

Baja Tensión (LV) Tensiones por debajo de 1.000 V.

4.4

Capacidad de Reserva Capacidad provista con el propósito de reemplazar a aquella que pudiese ser retirada de servicio debido a circunstancias planificadas o imprevistas.

4.5

Capacidad de Respaldo Es la diferencia entre la capacidad firme y la carga pico.

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4.6

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Capacidad Firme Es la diferencia entre capacidad instalada y la capacidad de reserva.

4.7

Certificado Documento emitido por una autoridad reconocida, en el que se certifica que dicha autoridad ha examinado un determinado producto y han realizado las pruebas y ensayos necesarios, para cumplir con los estándares relevantes de calidad para ese tipo de producto.

4.8

Contratista Es la Parte que ejecuta todo o una sección del diseño, ingeniería, procura, construcción y pruebas de aceptación del proyecto.

4.9

Controlgear Equipo eléctrico de tracción en el cual los cambios de conexión se efectúan por medio de un combinador.

4.10

Depresión Temporal de Voltaje (SAG) Caída de Tensión del 10% al 90% de la corriente o la tensión rms a la frecuencia de la red, para duraciones entre la mitad del ciclo y un minuto.

4.11

Media Tensión (MV) Tensiones entre 1.000 V y 100.000 V.

4.12

Propietario Es la Parte que inicia el proyecto y que en definitiva cubre los costos del diseño y de la construcción. Se entenderá como: PDVSA, sus filiales, Empresa Mixta o su representante.

4.13

Servicio Esencial Todo servicio que, en caso de falla, afectará la continuidad, la calidad o la cantidad del producto.

4.14

Servicio Vital Todo servicio que en caso de falla , puede provocar una condición insegura del proceso y/o las instalaciones eléctricas; poner en riesgo la vida del personal, o causar daños mayores a las instalaciones.

4.15

Subestación Conjunto de equipos instalados en determinado sitio, incluyendo las edificaciones necesarias, cuyo objeto es convertir o transformar energía eléctrica y permitir la conexión entre dos o más circuitos.

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4.16

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Subestación con Secundario Selectivo Es aquella subestación que consta de dos barras, cada una de las cuales está alimentada por un interruptor de entrada en posición normalmente cerrado y que están conectadas entre sí por medio de un interruptor de enlace normalmente abierto.

4.17

Subestación de Distribución Una subestación utilizada principalmente para alimentar varias estaciones de plantas.

4.18

Subestación de Planta Una subestación utilizada principalmente para alimentar a una instalación de proceso.

4.19

Subestación de Planta de Generación Una subestación que tiene conectados generadores y alimentadores.

4.20

Subestación Mallada Es aquella subestación alimentada por dos o más fuentes y en la que normalmente se divide la carga de la misma en paralelo.

4.21

Subestación para Exteriores Aquella subestación en la que los equipos están protegidos por un cerramiento a prueba de intemperie (construcción estándar para exteriores).

4.22

Subestación para Interiores Aquella subestación conformada por equipos de uso interior, instalados dentro de una edificación construida en campo.

4.23

Subestación Principal Una estación destinada a la conexión entre un sistema de potencia o de distribución de una unidad de proceso y un sistema de abastecimiento eléctrico externo.

4.24

Switchgear Es un término general para un dispositivo de interrupción y está asociado con dispositivos de control, medición, protección y regulación. Dicho dispositivo es también conocido como: Celda, Tablero de Potencia, Tablero de Distribución Conmutador y Dispositivo de Distribución.

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4.25

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Tropicalizado Preparación y adaptación de equipos o aparatos para evitar averías debido a la acción del clima tropical.

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SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS NO NC ONAN ONAF SAG TDRM ERM UPS In IDMT BIL

6

(Normaly Open)Normalmente Abierto. (Normaly Closed) Normalmente Cerrado. (Oil Natural Air Natural) Refrigeración con aceite y ventilación natural para transformadores. (Oil Natural Air Forced) Refrigeración con aceite y ventilación forzada para transformadores. Depresión Temporal de Voltaje. (Time Delayed Restart Module) Relé de rearranque con retardo. (External Relay Module) Módulo de relé externo. (Uninterruptable Power Supply) Suministro de Potencia Ininterrumpible. Corriente Nominal. (Inverse Definite Minimum Time) Curva de Tiempo Mínimo Inverso Definido. (Basic Isolation Level) Nivel Básico de Aislamiento.

SEGURIDAD, CONFIABILIDAD Y EFICIENCIA 6.1

Las instalaciones eléctricas deben ser diseñadas para garantizar la seguridad del personal y de las operaciones bajo todas las condiciones de operación, inspección y mantenimiento, incluyendo aquellas asociadas con la puesta en marcha y las paradas de las plantas y equipos.

6.2

El diseño de las instalaciones eléctricas debe orientarse a la eficiencia y ahorro de energía. Se recomienda que el diseño eléctrico sea discutido con personal de mantenimiento y operación.

6.3

El diseño eléctrico debe permitir períodos de funcionamiento continuo de al menos cuatro (4) años de operación.

6.4

Los aislantes y materiales dieléctricos utilizados en todos los equipos eléctricos deben estar libres de sustancias tóxicas y contaminantes, tales como Bifenilos Policlorados (PCB).

6.5

Se debe buscar la estandarización de materiales y equipos, y asegurar la compatibilidad entre los productos requeridos.

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6.6

Los planos de áreas clasificadas y la selección de equipos eléctricos deben hacerse bajo las normas PDVSA IR–E–01, API RP 500, COVENIN 200, 548–71, 559 y 603, IEC 60721 y 60079. Debe incluirse una tabla en el plano de clasificación de áreas donde se muestren las propiedades físicas relevantes de las sustancias peligrosas utilizadas en la misma.

6.7

Las alarmas contra incendio deben estar reguladas por la norma IR–I–01 “Sistema de Detección y Alarmas de Incencio” y NFPA 72 “National Fire Alarm Code”. La distancia mínima entre los detectores de incendio debe regirse por la norma PDVSA IR–M–01.

6.8

Los equipos a instalarse en áreas clasificadas deben ser aprobados y certificados por un ente certificador reconocido.

6.9

Las salas de control deben estar situadas en áreas no peligrosas. En general el equipo eléctrico debe estar lo más alejado posible de las áreas peligrosas y clasificadas.

6.10

Todos los equipos mayores (generadores, motores, transformadores, etc.) deben contar como mínimo con un reporte de ensayos de acuerdo a las especificaciones de PDVSA.

7

DISEÑO DE SISTEMAS ELÉCTRICOS 7.1

Información Básica

7.1.1

Las especificaciones y diagramas unifilares, deben ser aprobados “Para Construcción” por el Jefe de Proyectos de PDVSA, como se indica en PDVSA N–201.

7.1.2

Debe realizarse un análisis de cargas en función del tiempo, indicando los consumos normales y los picos en kW y kVA. Para ésto se utilizará el documento PDVSA 90619.1.050.

7.2

Niveles de Tensión Los niveles de tensión deben especificarse de acuerdo a la norma ANSI C84.1.

7.3

Variaciones en la Tensión de Alimentación

7.3.1

La tensión terminal y la caída de tensión debe ser tal como se indica en la norma PDVSA N–201.

7.3.2

Las depresiones de tensión de corta duración, las cuales ocasionan la desconexión de cargas sensibles, generalmente afectan la continuidad del

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proceso. Por esta razón se debe realizar un estudio para determinar los métodos adecuados de eliminación de dicho inconveniente. Los métodos a utilizar pueden ser: reaceleración y/o rearranque de motores, alimentación de los contactores desde UPS o algún otro medio que permita desensibilizar las cargas críticas. 7.3.3

Las desviaciones y variaciones de los perfiles de tensión en equipos de planta, deben ser según lo indicado a continuación: – Condiciones de estado estable:  5% . – Arranque o rearranque de un motor o grupo de motores debe estar entre  20%. – Caídas de tensión instantáneas de máximo 20% no deben afectar las operaciones de planta. – Para caídas de tensión mayores a 20% con una duración máxima de 0,2 segundos, en la restauración de la tensión, el sistema debe reenergizar instantáneamente a los equipos de servicios esenciales. – Para caídas de tensión mayores a 20%, con una duración mayor a 0,2 segundos y menor o igual a cuatro (4) segundos, en la restauración de la tensión, el sistema debe reenergizarse secuencialmente seleccionando las cargas.

7.3.4 La distorsión armónica de tensión y corriente debe ser según lo indicado en IEEE STD 519. Los límites de distorsión armónica de tensión, en porcentaje son los siguientes: TABLA 1. LIMITES DE DISTORSIÓN ARMÓNICA DE TENSIÓN (%) Máximo para Armónico individual Armónico Total

< 69 kV 3,0 5,0

69 – 161 kV 1,5 2,5

> 161 kV 1,0 1,5

Equipos con requerimientos especiales con respecto a la variación de la magnitud y/o forma de la onda de tensión deben contar con un alimentador de potencia debidamente estabilizado.

7.4

Factor de Potencia del Sistema El factor de potencia de la carga de todo el sistema no debe ser menor a 0,9 en atraso. El factor de potencia de la subestación principal conectada a la red de potencia no debe ser menor a un promedio de 0,90 durante 15 minutos.

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7.5

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Capacidad de Alimentación

7.5.1 La capacidad firme del sistema de alimentación y distribución debe ser capaz de suplir continuamente 120% de la carga pico, de acuerdo a los datos de carga aplicada sin exceder los límites de tensión establecidos y las especificaciones del equipo. 7.5.2

En general, las subestaciones de planta serán de doble entrada, operando con interruptores de enlace normalmente abiertos. Los transformadores deben ser enfriados por ventilación natural (ONAN) a 65 °C o forzada (ONAF) a 65 °C. Cada transformador se dimensionará de tal forma que alcance los 65 °C con ventilación natural al operar al 120% de la máxima demanda de carga.

7.5.3

Las especificaciones de los transformadores deben ser seleccionadas de tal forma que la tensión nominal del sistema no debe caer por debajo del 80% al momento de arrancar el motor de mayor potencia.

7.5.4

La alimentación de potencia eléctrica durante los procesos de construcción, instalación y puesta en marcha debe cumplir con las normas NFPA 70 y la IEEE STD C2.

7.6

Rangos de Corto Circuito

7.6.1

Todos los equipos deben ser capaces de soportar los efectos de corriente de cortocircuito que pasa a través del sistema.

7.6.2

Los rangos de cortocircuito de MV de equipos y cables, excepto para la subestación secundaria selectiva, estarán basados en la operación paralela de todos los alimentadores disponibles.

7.6.3

El rango de cortocircuito de los switchgears de LV se diseñará según la norma PDVSA 90619.1.053 del manual Ingeniería de Diseño PDVSA. Para subestación secundaria selectiva de Media y Baja tensión, los rangos de cortocircuito serán calculados con una línea de entrada al interruptor cerrado y el interruptor de enlace.

7.6.4

Los cálculos de cortocircuito se realizarán conforme a la norma IEEE STD C37.010.

7.7

Protección Eléctrica y Control

7.7.1 a.

General Los componentes de los sistemas eléctricos deben estar coordinados en cuanto a la capacidad de cortocircuito, relés de protección, niveles de aislamiento, estabilidad de los transitorios, intercambiabilidad, durabilidad y confiabilidad. Todos los circuitos de baja y media tensión (MV y LV), serán provistos de protección de sobre corriente de fase y falla a tierra.

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b.

El ajuste de parámetros de los relés de protección estarán basados en un estudio de las condiciones de falla para las cuales el sistema de protección ha sido incorporado. El sistema de protección debe ser selectivo y los ajustes coordinados de tal forma, que se cuente con una protección de respaldo en caso de falla del sistema o dispositivo primario de protección.

c.

Un diagrama de protecciones se realizará según la Norma PDVSA N–201.

d.

El circuito supervisor de disparo será aplicado a todos los interruptores de MV y HV y se deberá proporcionar una alarma por disparo o interrupción del circuito.

e.

Los relés de protección deben tener dos contactos NO, un contacto será cableado directamente al circuito de la bobina de disparo y el otro a un relé de bloqueo (lock–out 86). Un contacto NC del relé de bloqueo (86) será conectado en serie con la bobina de cierre (permisivo); adicionalmente, un contacto NO del relé de bloqueo (86) será usado para repetir la señal de disparo hacia el interruptor automático o contactor. El Relé de frecuencia (81) y relé de LV (27) no debe ser cableado al relé de bloqueo (86).

7.7.2

Protecciones para Generadores La protección debe ser instalada para aislar al generador o generador y transformador (si existe) del sistema de potencia. Si el generador se conecta al sistema a través de un transformador, el generador será provisto de un equipo de alta impedancia a tierra y sus respectivas alarmas.

a. Dispositivos de Protección El generador debe contar, por lo menos, con las siguientes protecciones: – Contra Cortocircuito entre fases. – Contra Cortocircuito entre fase y tierra. – Contra cortocircuito entre espiras de la misma fase y fases abiertas. – Protección diferencial. – Contra sobrecalentamiento del estator. – Contra sobretensiones. – Contra cortocircuito a tierra del campo. – Contra sobrecalentamientos del rotor. – Contra pérdida de excitación. – Contra sobreexcitación. – Protección de respaldo–fallas externas al generador. – Protección contra efecto motorizante o potencia inversa. – Contra cargas desbalanceadas.

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b.

7.7.3 a. b.

c. 7.7.4 a.

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– Contra polos deslizantes. – Contra sobrecorriente. – De control de voltaje. – De falla a tierra. – Contra baja frecuencia. – Protección temporizada de falla a tierra. – Protección y disparo por vibración de turbina. – Contra sobrevelocidad. – Temperatura en rodamientos. En caso de requerirse protección adicional es recomendable el uso del código IEEE STD C37.102. Alarmas en equipos Debe contar como mínimo con alarmas contra: – Rotor con falla a tierra. – Sobretemperatura del estator (a través termopares integrados). – Sobretemperatura de rodamientos. – Vibración. – Temperatura y humedad de aire de enfriamiento. – Falla de sincronización. – Regulador de voltaje automático. – Alarmas para equipos de protección indicadas en la sección 7.7.2.a. Protección de Switchgear Las Subestaciones principales de 115/69 – 34,5 kV, deben estar protegidas por protección diferencial de barra, en ambos niveles de tensión de acuerdo con las exigencias de PDVSA. Los dispositivos de protección de falla a tierra y cortocircuito, deben estar conectados al terminal remoto de los circuitos de alimentación del tablero de entrada, los mismos servirán como protección de las barras en caso de falla y como respaldo de protección del tablero de salida. La capacidad de corriente de corta duración debe ser de tres (3) segundos para tableros de HV y MV, y de un (1) segundo para tableros de LV. Protección para Transformadores de Potencia Los transformadores de potencia (Δ Y) deben ser controlados y protegidos en el primario por interruptores de línea en conjunto con relés de protección de cortocircuito entre fases y falla a tierra. Las protecciones de cortocircuitos entre fases, deben estar formados por relés temporizados de sobrecorriente, en caso de fallas en el secundario, y en caso de fallas en el primario que actúen de forma instantánea.

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La protección de falla a tierra del circuito primario debe ser por un relé de corriente residual, que deben ajustarse para lograr el despeje de la falla en el menor tiempo posible. b.

Los transformadores de potencia con 480 V en el devanado secundario deben tener relés EIDM (Relé de Tiempo Extremadamente Inverso) tipo C, según la norma IEC 60255.

c. Los transformadores de potencia iguales o mayores a 10 MVA, deben estar provistos con relés de protección diferencial (87T). El cableado del primario y el secundario del transformador deben estar ubicados en la zona de protección. Todos los transformadores de potencia igual o mayor a 34,5 kV deben contar igualmente con protección diferencial. d.

Los circuitos secundarios de todos los transformadores de distribución y generación deben tener por separado la protección de falla a tierra con un relé de sobrecorriente (51G), que debe ser energizado por un transformador de corriente ubicado en la conexión de neutro–tierra en el devanado secundario.

e.

Los transformadores sellados deben contar con un dispositivo automático para alivio de presión. Los transformadores sellados mayores o iguales a 500 kVA, deben contar con un relé de alivio de presión instantánea, y un relé Buchholz (63).

f. Los transformadores deben poseer un indicador de temperatura de aceite, combinado con una alarma y un relé de disparo. g.

Los transformadores de potencia de HV y MV deben poseer un sistema de control de alarma y desconexión por temperatura en el devanado, en el aceite y nivel de aceite.

h.

Un contacto de las bobinas de disparo de los relés 26, 49, 87T, 50 y 51G, deben ser conectados a un relé de bloqueo (86T) y deben poseer alarmas individuales.

7.7.5

Protección de Capacitores Los bancos de capacitores HV deben comprender de unidades (capacitores) equipadas individualmente con fusibles. Los fusibles deben cumplir con lo establecido en IEC 60549 y deben ser de fácil acceso para su inspección y reemplazo. Los bancos de capacitores que excedan 1.000 kVAr deben estar conectados en doble estrella con protección desbalanceada monitoreando los votajes de punto estrella, o con protección de corriente diferencial a través de las dos mitades del banco. La falla de un capacitor debe interrumpir el banco y activar una indicación de alarma. De ser recomendado por el fabricante, interruptores de sobrepresión deben ser conectados a las unidades del capacitor HV para interrumpir el banco de ser necesario.

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Los capacitores individuales deben estar controlados por contactores, interruptores de circuito o por aplicaciones LV mediante interruptores equipados con fusibles. Los interruptores deben ser aprobados para este uso por el fabricante. Ellos deben ser estimados para al menos 1,5 veces la corriente nominal, y deben ser capaces de soportar sobrecargas de hasta 100 veces la corriente nominal. Los bancos de capacitores controlados por contactores o interruptores deben estar protegidos mediante fusibles. En el caso de control por interrupción del circuito, falla de fase y falla a tierra deben proveerse relés de protección. En aquellos casos donde un capacitor esté conectado en paralelo con un motor eléctrico, debe porporcionarse un solo interruptor y relés asociados y/o fusibles que controlen y protejan tanto el motor como el capacitor. 7.7.6

Protección para motores asíncronos de inducción

a.

Los motores de inducción asíncronos deben ser conectados a través de un interruptor directamente a la línea, otros métodos deben ser aprobados por PDVSA.

b.

Los motores de media tensión deben ser controlados por contactores de vacío con fusibles, del tipo de mecanismo retenido. Motores con potencias por encima de 1,5 MW (2.000 HP) a 4.000 V deben estar controlados por interruptores de acción automática con supresores de picos de corriente, tensión o potencia (surge supresor).

c. Los motores de media tensión deberán ser protegidos de la siguiente manera: – Protección por bajo voltaje: Un relé instantáneo de bajo voltaje en cada barra (rango 70/100% del voltaje nominal). Cada arrancador deberá operar conjuntamente con un relé de bajo voltaje temporizado (rango de 0,1 a 5 s) ó uno de tiempo inverso para cada motor. Esta protección debe estar sujeta a la regulación de voltaje del Centro de Control de Motores. – Protección por corto circuito: Motores controlados por contactores deben ser protegidos por fusibles limitadores de corriente con detección de pérdida de fase. Motores controlados por interruptores deben ser protegidos por relés de sobre corriente. – Protección instantánea por falla a tierra. (Adecuado para sistemas puestos a tierra). – Protección térmica por sobrecarga. – Protección por desbalance de cargas. – Detección y alarma de alta temperatura en rodamientos. – Protección de rotor bloqueado. – Detección y alarma de temperatura en bobinas del estator en motores mayores de 1.500 kW (2.000 HP).

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Los motores de MV deberán ser protegidos con relés multifuncionales que cumplan con los requerimientos arriba indicados, usando electrónica. Los motores de LV deben ser protegidos de la siguiente manera: – Protección por cortocircuito usando interruptores de caja moldeada. – Protección térmica por sobrecarga con detección de pérdida de fase. – Protección por fugas de corriente a tierra para motores mayores de 30 kW (40 HP), y en aquellos de menor capacidad donde la protección por corto circuito de fase no coordina aguas arriba con la protección por fallas a tierra. – Rearranque automatizado para motores con cargas esenciales. 7.7.7 Protección del Cable de Alimentación a.

Los cables de alimentadores de MV para distribución, excluyendo los alimentadores de los transformadores, deben ser controlados y protegidos por interruptores automáticos, relés de sobrecorriente de fase (50/51) y relés de fallas de tierra (50N/51N). A menos que se especifique lo contrario, los relés de sobrecorriente deben ser IDMT tipo A, de acuerdo a la norma IEC 60255.

b.

Los alimentadores duales de 34,5 kV por canalizaciones subterráneas deben poseer protección diferencial.

7.7.8

Protección de líneas aéreas

a.

Las líneas aéreas para la distribución primaria de alimentadores deben ser controladas y protegidas por interruptores automáticos, relés de cortocircuito de fase y relés de falla de tierra.

b.

Cuando se utilice protección a distancia ésta debe incorporar protección contra sobrecorriente y contra falla de tierra, funcionando este último como protección de respaldo.

7.7.9

Protecciones para Tomacorrientes de Potencia y Servicio (uso general) Cada tomacorriente de potencia y servicio operando a Baja Tensión, debe contar con dispositivos de protección de cortocircuito entre fases y protección de corriente de fuga a tierra. La corriente residual debe ser menor de 30 mA para tomacorrientes monofásicos y 500 mA para tomacorrientes trifásicos de potencia.

7.8

Sistema de Puesta a Tierra

7.8.1

Sistemas con Neutro sólidamente puesto a tierra Deben usarse sistemas con neutros sólidamente puestos a tierra para todos los sistemas de baja tensión que alimenten cargas de iluminación, control, instrumentación, calentamiento y motores a caballos de fuerza fraccionales. Estos sistemas incluyen:

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a. 120/240 V monofásicos, tres hilos b. 208Y/120 V, trifásicos, cuatro hilos. c.

480Y, trifásico, tres hilos usado para alimentar cargas de motores (no críticas).

d.

480Y/277 V, trifásico, cuatro hilos usados para alimentar cargas de iluminación de 277 V. Cuando el sistema 480Y/277 V, trifásico, cuatro hilos, es usado para alimentar cargas de iluminación, deben usarse transformadores separados para este servicio en lugar de combinar el servicio con las cargas de motores. El uso de sistemas con neutros sólidamente puestos a tierra para circuitos de motores y otros circuitos de suministro de potencia, está generalmente limitado a un nivel de tensión de 480 V y debe ser considerado cuando dichas cargas no sean partes de procesos continuos críticos.

7.8.2

Sistemas con neutro puestos a tierra de baja resistencia Deben usarse sistemas con neutro puestos a tierra de baja resistencia en toda distribución de media tensión donde equipos rotativos mayores sean conectados directamente al sistema. Esto generalmente aplica a niveles de 4,16 kV; 13,8 kV y 34,5 kV. El valor de resistencia del resistor es generalmente calculado para limitar la corriente de falla a tierra a un valor de 400 A, sin embargo en algunos casos puede seleccionarse 600 A u 800 A.

7.8.3

Sistemas con neutro puestos a tierra de alta resistencia Deben usarse sistemas con neutro puestos a tierra de alta resistencia en sistemas de baja tensión que alimenten servicios de motores (480 V) para procesos continuos críticos, tales como plantas petroquímicas y refinerías. Debe instalarse un sistema de detección y alarma para hacer seguimiento a las fallas a tierra en todo el sistema.

7.8.4

Sistemas Eléctricos No Puestos a Tierra No deben instalarse sistemas no puestos a tierra en las nuevas instalaciones. El reemplazo adecuado es un sistema puesto a tierra de alta resistencia.

7.9

Instalaciones de Suministro Eléctrico para Control de Procesos y Sistema de Seguridad

7.9.1 La capacidad de autonomía de la batería de los sistemas DC para el Control de Procesos y sistema de seguridad deberá ser de media (1/2) hora para unidades de proceso normales, y una (1) hora para unidades de servicio en su máxima carga.

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7.9.2

8

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La alimentación eléctrica para equipos de control de procesos deben estar provistos de sistemas UPS. El sistema UPS debe ser completamente redundante, es decir, contar con el doble de la capacidad requerida. La alimentación eléctrica para sistemas de seguridad deberá ser tomada de una fuente de alimentación DC. Dos (2) unidades deben ser instaladas y conectadas en paralelo. La alimentación AC para la fuente DC deberá ser tomada desde la unidad UPS. Si el sistema de seguridad es una parte integral del sistema de control de procesos, los requerimientos deben ser considerados por el sistema UPS.

REQUERIMIENTOS DE DISEÑO Y SELECCIÓN PARA EQUIPOS, CABLES E INSTALACIONES 8.1

Switchgear

8.1.1

Los switchgear y controlgear deben cumplir con lo establecido en la norma PDVSA N–201, las guías de diseño en ingeniería PDVSA 90619.053 – 90619.054 y las especificaciones técnicas para switchgears de media y baja tensión.

8.1.2

Los switchgears y las instalaciones controlgears para áreas de proceso deben ser colocadas en áreas interiores, en una estructura cerrada con aire acondicionado en un área no peligrosa y cerca del centro de la carga.

8.1.3

Las subestaciones LV y MV tensión hasta los 36 kV deben ser de diseño secundario selectivo de doble terminación. Los esquemas de conmutadores de menos de 4.160 V que alimentan cargas críticas, deben ser de tipo secundario selectivo con transferencia automática. Los switchgear y cada alimentador de entrada debe ser diseñados para soportar 120% de la máxima carga esperada.

8.1.4 Los switchgear secundarios selectivos deben estar provistos de un interruptor selector del disparo para conmutaciones manuales (según norma PDVSA N–201). El selector tendrá sólo tres (3) posiciones: una posición para el enlace de la barra y las restantes para cada línea entrante. Los switchgear de MV y LV deben estar provistos, para efectos de operación y mantenimiento, de un relé para el chequeo de sincronismo (25). 8.1.5

Los diagramas esquemáticos de control y protección deben estar diseñados acorde con lo estipulado en la norma PDVSA N–201. El criterio de coordinación de protección para las subestaciones secundarias selectivas está presente en una tabla resumen en el Anexo B. Cuando dos (2) o más subestaciones secundarias selectivas estén interconectadas en cascada, la transferencia automática aguas abajo de la subestación debe ser retrasada, para permitirle a las subestaciones aguas arriba completar su operación de transferencia.

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8.1.6

Para subestaciones que hacen servicio a Unidades de Procesos sujetas a apagados y encendidos periódicos para mantenimiento y reparación, el servicio esencial requerido durante el apagado debe ser segregado del servicio durante la operación normal. (Ver PDVSA N–201). El Centro de potencia de retorno deberá tener un alimentador alterno desde cada barra principal con transferencia manual y dispositivo de bloqueo en contra la puesta en paralelo de las barras principales.

8.1.7

El revestimiento metálico de los switchgear de MV debe cumplir con IEEE STD C37.20.2 “Standard for Metal–Clad Switchgear”. Los switchgear de LV deben ser de cerramiento metálico en concordancia con IEEE STD C37.20.1 “Standard for Metal–Enclosed Low–Voltage Power Circuit Breaker Switchgear”.

8.1.8 El Switchgear debe ser de compartimentos de lámina de acero tipo modular, con láminas de acero de calibre mínimo de 12 (2,75 mm) en un marco de acero estructural, montaje en piso y auto–soporte con un grado de protección total, no menor al establecido en NEMA 12 ó IEC 60529 sin usar el piso como parte del cerramiento. Centros de Control de Motores y switchgears del tipo back to back son aceptados con la aprobación de PDVSA. Las empacaduras de las puertas no deben ser engomadas ni absorbentes. 8.1.9 El sistema de barras MV y LV, debe estar aislado para la extensión más práctica y su arreglo de conexión debe ser libre de fallas. Los contactores e interruptores automáticos de MV y LV deben ser de tipo extraíble, con excepción de switchgear de gas aislado. Los contactores de media tensión deben ser de tipo enganchable. Los Centros de Control de Motores de baja tensión deben ser una combinación del Interruptor automático de protección del motor y el contactor al aire o al vacío. 8.1.10 El medio de extinción del arco en interruptores de 115 y 69 kV debe ser SF6, y para interruptores para un nivel de tensión menor o igual a 34,5 kV, debe ser vacío o SF6. Los interruptores automáticos de LV deben ser en aire. Los contactores de LV deben ser en aire operado electromagnéticamente, de tipo retención. Los interruptores de MV deben ser del tipo motor cargado por resorte. 8.1.11

Los contactores deben ser capaces de interrumpir la corriente de rotor bloqueado del motor (NEC 430–82) de acuerdo con NEMA o la categoría AC4 según IEC 60947. Los Arrancadores deben ser de 100% el voltaje nominal, no–reversible, velocidad única, tipo combinación. Arrancadores suaves o de voltaje reducido pueden ser usados con aprobación de PDVSA.

8.1.12 Los Switchgear de MV deben contar con un relé de frecuencia (81) en cada sección de barra para liberar los motores no–esenciales en MV, en caso de fallas en la generación. El sistema de liberación de las cargas debe prevenir la mala operación del relé causada por voltajes residuales del motor durante la transferencia automática de la barra.

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8.1.13 Cada arrancador de LV debe estar provisto de una base completamente cableada para conectar un Módulo de Reinicio Electrónico enchufable tipo ERM o TDRM para un reinicio inmediato o con retardo de los motores después de SAG o interrupción de voltajes principales, de manera que concuerde con el párrafo 7.3.2. Adicionalmente, todos los arrancadores de motores críticos deben estar provistos con relés ERM. 8.1.14 Los dispositivos de conmutación de enganche deben estar provistos con luces piloto de desconexión para supervisar la condición de circuito de interrupción (Tripping). Todos los interruptores y arrancadores deben estar provistos con luces piloto, verdes y rojas, para indicar operaciones de apertura y cierre, y deben estar provistos con controladores de calentamiento de espacio, en caso de condiciones ambientales desfavorables. 8.1.15 Las subestaciones de 500 kVA o mayores deben contar, por lo menos, con equipos de medición de consumo de corriente (A), energía activa (Wh) y potencia aparente (VA). 8.1.16 Cada arrancador de motores de MV debe tener un horímetro y un contador de arranques. Todos los interruptores de MV deben tener incorporado un contador de operación mecánico. 8.1.17

En las secciones verticales se debe instalar un máximo de un interruptor de MV o un contactor. Para instalar dos en una misma columna se necesita la aprobación de PDVSA. Un Arrancador de motor de respaldo (Equipado) debe ser suministrado en cada sección de la barra de 4.160 V. Por lo menos un compartimento de respaldo y uno vacío, deben ser suministrados en cada barra de 480 V del centro de distribución de potencia. Los siguientes arrancadores de motores 480V de respaldo y espacios deben ser incluidos en cada centro de control de motor: Tamaño NEMA 1–2 3 y Mayor

8.1.18

Respaldo 5% 1 Unidad

Espacio 5% 1 Unidad

Los Contactores de vacío y en SF6 deben tener una corriente de interrupción del arco (chopping) menor a 0,75 A. Los interruptores de vacío y SF6 deben tener una corriente de interrupción del arco menor a 5 A.

8.1.19 Los componentes de los switchgear deben estar estandarizados. 8.1.20 La Alimentación de Control debe ser como se indica a continuación: Interruptores de Media Tensión: – 120 V ac para los motores cargados por resorte.

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– 125 V dc para cierre. – 125 V dc para interrupción. Una unidad de alimentación dc (para cierre e interrupción), conformada por una unidad rectificadora y una unidad de batería, deberá ser instalada para cada sección del switchgear con medios de conmutación. El rectificador deberá ser alimentado por 120 V ac tomados desde el transformador de voltaje de la sección concerniente a medios de conmutación. Los contactores de enganche de media tensión: 120 V ac para cierres tomados desde su propio transformador de voltaje 125 V dc para interrupción tomados desde las unidades dc. Los contactores de baja tensión: 120 V ac para cerrado desde el transformador provisto separadamente en cada arrancador. Los Interruptores de baja tensión: (interruptores de entrada y conexión de barra). Como los Interruptores de media tensión mencionados arriba.

8.2

Transformadores

8.2.1

Los transformadores de potencia y distribución se deben regir por la norma PDVSA N–201, y por la Guía de Diseño de Ingeniería PDVSA 90619.1.051.

8.2.2

Los transformadores de potencia para subestaciones deben ser del tipo intemperie, sumergido en aceite, 65 °C temperatura de operación (IEEE STD C57.12.00 y C57.12.10), el cambiador de tomas en el primario debe contar con cuatro posiciones: dos de 2,5% por debajo y dos de 2,5% por arriba del voltaje nominal y ser operado de forma externa, a menos que se especifique lo contrario, previa aprobación por parte de PDVSA. Los transformadores deben ser enfriados naturalmente por medio de radiadores montados integralmente. Los transfomadores de capacidades iguales o mayores de 750 kVA deben tener provisiones para futuras instalaciones de ventiladores de enfriamiento automático. Éstas no incluyen el suministro de los ventiladores y sus fuentes de alimentación.

8.2.3

La capacidad del transformador se debe basar en los 65 °C de temperatura de operación enfriado naturalmente (ONAN), y debe ser igual o mayor que la demanda máxima de la carga multiplicada por un factor de 1,2. Las capacidades de los alimentadores y barras principales deben ser iguales o mayores que la máxima capacidad del transformador usando la ventilación forzada.

8.2.4

La capacidad para soportar los efectos térmicos y dinámicos de los cortocircuitos, debe ser de 2 segundos (IEC 60076–5) para el caso de transformadores de Subestaciones de planta y de 3 segundos para Subestaciones principales y de potencia.

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8.2.5

Para los transformadores inmersos en aceite, se deben usar aceites producidos localmente, aprobados por COVENIN, o equivalentes aprobados por el ingeniero de PDVSA. No son aceptados aquellos aceites que contengan Bifenilos Policlorados (PCB).

8.2.6

Las clases y los (BIL) deben ser como se especifica en el código IEEE STD C57.12.00. La clase de aislamiento de los aisladores pasatapas debe ser mayor o igual que el del terminal de la bobina a la cual se conecta.

8.2.7

Los transformadores del tipo no sellados, deben tener un tanque conservador montado sobre el punto más alto del sistema de circulación de aceite. Éste debe tener internamente una membrana para la separación aire/aceite. Cada tanque conservador debe tener un indicador de nivel de aceite visible.

8.2.8 En las subestaciones principales, cuando se especifique, los transformadores deben estar equipados con cambiadores de tomas trifásicos, bajo carga que varíen entre 10% del voltaje nominal. El cambiador de tomas bajo carga consiste de un selector o conmutador y un interruptor de arco inmerso en aceite, un mecanismo motorizado y elementos de control automático. El tanque del interruptor desviador debe ser presurizado y tener un dispositivo de protección por sobrepresión que desconecte el transformador y libere completamente la presión. Los contactos del interruptor de arcos deben estar diseñados para asegurar una larga vida operacional. 8.2.9 Para voltajes hasta 34,5 kV, la conexión terminal de los cables debe estar en una caja fijada al transformador y acondicionada con láminas no metálicas y removibles apropiadas para la conexión. Debe tener internamente tornillos de tamaño apropiado para las conexiones a tierra. La caja debe ser a prueba de agua con un grado mínimo IP 55 o NEMA 4 y tener un adecuado calentador de espacio, filtros absorbentes u otro dispositivo que prevenga la condensación. El cableado LV debe estar segregado en barras metálicas. Cuando son requeridos los ductos de barras, éstos se deben acoplar a la caja de conexiones sin afectar el grado mínimo de protección. 8.2.10

Los tableros de transformadores MV y LV mayores de 2,5 MVA, deben contener un interruptor como mecanismo para el aislamiento del cable del transformador para propósitos de pruebas. Las canalizaciones del primario o secundario, deben acoplarse por debajo de la caja de conexiones del transformador, deben ser de tipo metálico y deben proteger mecánicamente a los cables.

8.2.11

Los radiadores para transformadores mayores de 2,5 MVA, deben ser desmontables y deben estar acoplados al tanque por medio de bridas apernadas y válvulas para el bloqueo del refrigerante.

8.2.12

Todas las cajas de conexiones deben tener un techo metálico a 50 mm de la parte superior de la caja.

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8.2.13 Una placa metálica duradera y resistente a la corrosión, suministrada por el fabricante, debe estar fijada a cada transformador. La información contenida debe ser la especificada en el código IEEE STD C57.12.00 y la siguiente información, cuando aplique: – Número de la orden de compra – Indicación de equipamiento para enfriamiento forzado. – Presión máxima de operación del sistema de preservación de aceite. – Tanque diseñado para llenado al vacío. 8.2.14 La pintura de acabado debe ser gris claro según el código NFPA 70; son aceptables estándares alternativos previa aprobación de PDVSA. 8.2.15 El método de puesta a tierra depende de la tensión nominal del transformador trifásico y debe elegirse de acuerdo a lo siguiente: 115 y 69 34,5 13,5 4,16 0,480

kV kV kV kV kV

Neutro sólidamente puesto a tierra. Puesto a tierra a través de baja resistencia. Puesta a tierra a través de baja resistencia. Puesta a tierra a través de baja resistencia. Neutro puesto a tierra sólidamente.

8.2.16 A menos que se especifique lo contrario, el ángulo de desfase, entre el voltaje del primario y secundario para una conexión Δ Y, debe ser según lo indicado en la norma IEC 60076, estándar Δ YN 11 (el voltaje del secundario está atrasado 30 grados respecto al del primario). 8.2.17 Todos los devanados hasta 34,5 kV, deben estar totalmente aislados, como se define en IEEE STD C57.12, ó IEC 60076. Todos los neutros de las bobinas deben conectarse a un aislador externo. El terminal del neutro debe tener una clase de aislamiento igual al de la línea terminal. Para mayores de 69 kV, esto debe estar acorde con el código IEEE STD C57.12.00.

8.3

Motores Eléctricos

8.3.1

8.3.2

Los motores eléctricos MV deben cumplir con el estándar de la norma API 541. Los motores LV deben cumplir con la norma IEEE Std 841. Los motores eléctricos deben ser de alta eficiencia. A menos que se especifique lo contrario, cuando la palabra “should” aparezca en las normas API 541 y IEEE Std 841, dicha condición debe ser considerada obligatoria. Los motores de inducción de MV, de potencia mayor a 150 kW (200 HP), serán de 4.000 V, 60 Hz, del tipo de la jaula de la ardilla, adecuado para soportar el voltaje completo a través de la línea de arranque. Los motores LV de 0,56 a 149 kW deben ser de 460 V. Para motores de 150 kW el nivel de tensión será elegido por un estudio económico aprobado por PDVSA.

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8.3.3 El sistema de enfriamiento debe ser de aire enfriado por aire. No se aceptarán sistemas de enfriamiento de aire por agua para motores por encima de 7.000 HP (4.000 V). 8.3.4 El grado mínimo de protección de los motores industriales debe ser IP 54, (IEC 60529) o TEFC–Guarded (NEMA MG–1) para la carcasa del motor e IP 55 para las cajas terminales y las cubiertas de cojinete del motor. 8.3.5

No se aceptan motores a la intemperie construidos según NEMA II.

8.3.6 Los motores para la clase I división 1 deben ser a prueba de explosión. Para la división 2 , además de cumplir con el punto 8.3.4, en servicio normal, no deben forman arcos, chispas o producir la ignición debido a superficies calientes. Salvo se especifique lo contrario en la orden de compra, los motores clase I división 2 deben ser diseñados para temperaturas clase T3 (200 °C). 8.3.7 En sitios altamente corrosivos los motores deben ser robustos, y adecuados para condiciones ambientales extremas. Para los motores LV la carcasa será de hierro fundido. Para los motores MV, la carcasa será de hierro fundido o láminas de acero al carbono con un espesor mínimo de 3 mm (1/8 pulgada). 8.3.8

Las características del torque de arranque debe ser mínimo NEMA Diseño B, suficientes para accionar la carga de operación mas severa con el 80% del voltaje y frecuencia de red aplicados en los terminales del motor. Bajo estas condiciones y a cualquier velocidad entre cero y la velocidad de operación, el torque de aceleración no será menor del 10% del torque nominal a carga completa.

8.3.9

Los motores deben estar adecuados para soportar, por lo menos, dos arranques consecutivos después de funcionamiento continuo, una vez que se le permita llegar al reposo.

8.3.10

Los motores deben ser operados dentro de su capacidad basado en un factor de servicio de 1,0. En las aplicaciones que requieran una capacidad de sobrecarga prolongada, el uso de un grado más alto de caballaje es requerido para evitar la reducción de la vida útil del aislamiento y del cojinete, asociados a la operación sobre el factor de servicio por encima de 1,0.

8.3.11

Todos los motores deben tener conectadas sus bobinas en configuración estrella y tendrán niveles idénticos de aislamiento. Las bobinas del estator de motores de MV deben ser preformadas y ser fabricadas de conductores de cobre rectangulares. Los rotores del MV serán de cobre. No se aceptan motores con marcos de aluminio.

8.3.12

Todos los motores deben tener aislamiento clase F y temperatura clase B, estos datos deben ser indicados en la placa de indentificación.

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8.3.13 Las cajas terminales deben ser de construcción robusta, la misma debe contar con un espacio amplio para conectar los cables, puede solicitarse al fabricante un espacio igual al doble de lo normalmente ofrecido por el mismo. Las cajas terminales deben ser herméticas. El uso de cajas de transición entre el cable y la caja del motor no es aceptado. Para todos los motores de MV las cajas terminales deben ser de acero. No se aceptan cajas terminales de fundición. Los terminales de las fases aislada y fase segregada, no deben estar rellenos de compuestos. 8.3.14 Los motores de MV deben tener contactores al vacío. Los motores de 1.500 KW (2.000 HP) y mayores deben tener supresores de picos. 8.3.15 Dentro de los límites de aplicación, cerca de los 285 kW a 3.600 rpm y 2.240 kW a 1.800 rpm, los motores deben estar equipados con cojinetes de bola y de rodillo con las entrerroscas de grasa y dispositivos de alivio. Los intervalos mínimos de lubricación deben ser de 4.000 horas para motores horizontales y 2.000 horas para motores verticales. 8.3.16 Los motores de 75 HP y superiores, deben contar con calentadores de espacio alimentados con 120 V AC. 8.3.17 Mntener en lo posible la estandarización; con el fin de optimizar la intercambialidad de los motores y sus respuestos.

8.4

Cables

8.4.1

Los cables y conductores deben estar conforme a la norma PDVSA N–201, y la Guía del diseño de ingeniería PDVSA 90619.1.057. Los cables deben ser diseñados, manufacturados y probados de acuerdo a las provisiones adicionales de COVENIN 541 y COVENIN 529. 8.4.2 Los alimentadores de distribución y los distribuidores alternos para motores deben ser hechos, en la medida de lo posible, por sistemas de distribuciones enterrados, para protecciones inherentes contra el fuego, y daños mecánicos. 8.4.3 Los alimentadores de 13,8 y 34,5 kV deben ser enterrados, usando cables armados. Se sugiere que los cables de alimentación de los Motores de 4,16 y 0,480 kV sean enterrados. Las bancadas deben evitarse en áreas peligrosas debido al incremento del riesgo. 8.4.4 Los cables enterrados deben ser identificados con etiquetas guías, aproximadamente de 20 mm de ancho, en cada terminal, cada 5 m, en todos los puntos donde ellos entren y abandonen los ductos (bancada), así como en los cambios de dirección. 8.4.5 En áreas de suelos contaminados, los cables deben estar provistos de una funda protectora de plomo, y una cobertura externa apropiada para prevenir la corrosión por electrólisis.

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8.4.6

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Los cables superficiales son permitidos en unidades de proceso que tienen equipos instalados en estructuras muy altas y en terrenos con alta probabilidad de contaminación donde el uso de la funda de la guía del cable no sea posible, todo de acuerdo con el dueño o custodio de ingeniería. Los cables deben estar apoyados sobre estructuras y bandejas en toda su longitud. Todos los materiales usados deben ser protegidos apropiadamente contra corrosión, como materiales galvanizados por inmersión en caliente, acero inoxidable, fibra de vidrio reforzada, poliéster resistente al fuego, dependiendo de las severidades de las condiciones del medio ambiente. Las bandejas de los cables y conductos deben estar conforme a la norma PDVSA N–201.

8.4.7 El tendido de cables superficiales está permitido si el enterramiento de los mismos, lleva soluciones poco prácticas o poco rentables debido a los grandes requerimientos de espacios de tierra, o alto nivel freático. 8.4.8 Un análisis técnico y económico deberá ser llevado a cabo para seleccionar si el sistema de cableado deberá ser superficial, enterrado o una combinación de ambos. El resultado debería ser aprobado por PDVSA. 8.4.9

Todos los conductores para potencia, iluminación y tierra deben ser de cobre. El tipo y tamaño del cable deben estar acordes con el ingeniero custodio por razones de estandarización. Los tamaños mínimos deben ser como lo indican en PDVSA 90619.1.057.

8.4.10 Los cables de MV deberán ser de cobre trenzados y unidos con polietileno reticular XLPE o etileno propileno de caucho EPR aislados (90°C) y con chaquetas PVC, de tipo apantallados. Los cables LV deberán ser PVC, PVC (75 °C). Los cables de distribución (13,8 y 34,5 kV) deberán ser de un solo núcleo de construcción. Los alimentadores y ramales de motores contenidos en ducto (4,16 y 0,480) deben ser de 3 núcleos hasta el tamaño AWG Nº. 1/0. Tamaño AWG Nº. 2/0 y por encima deberá ser de 1 núcleo. 8.4.11

Para determinar la capacidad de los cables, deben ser tomados en consideración la capacidad térmica de cortocircuito, la caída de voltaje y la corriente nominal. Además de esto se deben tomar en cuenta las desviaciones por temperatura de tierra y ambiente, la desviación por resistividad de la temperatura del suelo, agrupamiento de cables en tanquillas y bancadas, y por la pérdida de apantallamiento. Una evaluación de temperatura promedio del suelo conducirá principalmente al desempeño de los cálculos de la capacidad de corriente.

8.4.12 La capacidad del cortocircuito del conductor debe ser calculada con la máxima corriente de cortocircuito trifásico para un tiempo igual al ajuste del relé de respaldo, según la norma ICEA P–32–382. La capacidad del cortocircuito de la armadura y la pantalla debe ser calculada con la máxima corriente de cortocircuito entre fase y tierra para un tiempo igual al ajuste del relé de protección

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para sistemas con neutro aterrado sólidamente, y para calcular la corriente nominal y el tiempo en sistemas con neutros aterrados a través de bajas resistencias, referirse a la norma ICEA P–45–482. 8.4.13 Los cables hasta 600 V y alimentadores de motores por encima de 600 V, no deben incrementar su tamaño debido a los efectos del cortocircuito. 8.4.14 Cuando se instalen cables apantallados, el apantallamiento metálico debe ser sólidamente aterrado en ambos extremos y en cada empalme. Para longitudes cortas, se debe considerar con el ingeniero de PDVSA la puesta a tierra en un solo extremo. 8.4.15 Los cables de puesta a tierra entre equipos y mallas de tierra deben ser revestidos con PVC color verde, como protección contra la corrosión electrolítica. Los conductores de malla de tierra deben ser de cobre desnudo. 8.4.16 Los cables de instrumentos y telecomunicaciones deben ser colocados en bancadas o bandejas separados de los MV y LV. 8.4.17 Conductores No 14 AWG y mayores deben ser trenzados. Los conductores más pequeños que el No 12 AWG no deben ser usados en sistemas de potencia ni de iluminación.

8.5 8.5.1

Iluminación

Los sistemas de iluminación deben seguir las especificaciones de la norma PDVSA N–201, los niveles de iluminación serán según la norma COVENIN 2249 “Iluminanciones recomendadas en tareas y Ambientes de Trabajo”. 8.5.2 Siempre que sea práctico, se utilizarán luminarias fluorescentes de color blanco, en general, para la iluminación utilizada en planta. 8.5.3 Las lámparas de descarga de alta presión (accesorios del tipo vapor de sodio) pueden ser utilizadas donde se requiera iluminación con reflectores (floodlight) o iluminación de calles. 8.5.4 No deben utilizarse lámparas de descarga de baja presión ya que constituyen un riesgo de fuego en un evento de avería. 8.5.5 Por razones de estandarización el mismo tipo de terminales debe ser usado en todas las áreas de planta. 8.5.6 Para el control de grupos de lámparas en salas individuales de un edificio de procesos, o donde sea necesario, deben instalarse interruptores de iluminación locales. 8.5.7 La iluminación para áreas de operación en exteriores y calles debe ser controlada automáticamente por fotocelda. Un conmutador selector Auto–On–Off debe ubicarse en el controlador para permitir el control manual de la iluminación (PDVSA N–201).

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8.5.8 Todas las tensiones de iluminación para plantas de procesos deben ser de 208 V, trifásico. 8.5.9

Los transformadores de iluminación y paneles de iluminación deben ser colocados dentro de una caseta de distribución.

8.5.10 Las luces de emergencia fijas deben instalarse en salas de control, salas de interruptores, estaciones de sistemas contra incendio, salas de primeros auxilios, oficinas de vigilancia, las entradas principales y todos los otros edificios y áreas donde sean requeridas por razones de seguridad.

8.6

Tomacorrientes

8.6.1

Para propósitos de mantenimiento un número adecuado de tomacorrientes trifásicos para equipos móviles y tomacorrientes monofásicos para la alimentación de herramientas portátiles y lámparas de mano deben instalarse en ubicaciones convenientes.

8.6.2

Los tomacorrientes para servicio deben tener una tensión de alimentación estándar igual al voltaje seleccionado para iluminación normal (208 y/o 120 V) de acuerdo con el ingeniero de PDVSA.

8.6.3

Deben colocarse linternas de mano en todas las ubicaciones donde el personal de operaciones esté presente. El equipamiento debe consistir, como mínimo, en unidades de carga fija con base y linternas de mano de tipo conexión apropiada para áreas clasificadas.

8.7

Equipos de Medición

8.7.1

Los circuitos de entrada deben contar con amperímetro, voltímetro y medidor de potencia activa.

8.7.2

Debe incorporarse la medición del consumo de energía, para permitir el gravamen del consumo de cada unidad de proceso individual. Deben instalarse instrumentos de medición de exactitud Clase 0,5 para: medición de energía activa (kWh) y medición de demanda máxima de potencia aparente (kVAd). Deben ser proporcionados sumadores para totalizar los kWh y kVA para todos los circuitos.

8.7.3

Excepto en talleres, cada circuito de motor LV de 23 kW (30 HP) y superior debe contar con un amperímetro cercano al motor (local). Los motores MV deben contar con amperímetros locales y remotos.

8.7.4 Un transductor de corriente debe ser provisto en los CCM para convertir la señal de los transformadores de corriente de los motores de 5 A a señales de 4–20 mA DC. Esta señal debe conectarse al amperímetro cercano al motor.

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8.7.5

8.8

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En los paneles de distribución de los motores MV deben instalarse contadores de interrupción y medidores de hora de operación.

Puesta a tierra

8.8.1 El sistema de puesta a tierra debe estar de acuerdo con la norma PDVSA N–201. 8.8.2

Para la puesta a tierra de sistemas eléctricos, equipos y estructuras, cada instalación debe tener una malla de puesta a tierra común conectada al menos con dos grupos de electrodos de puesta a tierra.

8.8.3

La malla de puesta a tierra para sub–estaciones y estaciones de generación debe ser de cable trenzado desnudo de dureza media. La malla de puesta a tierra será extendida a través de la instalación en forma de anillo principal con conductores aislados, cubierto con PVC verde, para prevenir corrosión electrolítica de los equipos de planta.

8.8.4

Los conductores principales del anillo y los conductores de los ramales a los recintos metálicos de equipos eléctricos de HV/MV/LV deben ser mínimo de 2/0 AWG (67 mm2). El tamaño mínimo de los conductores de los ramales de puesta a tierra debe ser Nº 2 AWG (33,6 mm2) para conductores subterráneos y 6 AWG (13,3 mm2) para conductores a la vista.

8.8.5 La resistencia eléctrica entre la malla de puesta a tierra y la masa de tierra no debe exceder los 2 Ω. 8.8.6

Las conexiones entre los electrodos principales y los conductores deben realizarse de tal manera que sea posible una fácil inspección y prueba de resistencia a tierra individual de los electrodos.

8.8.7

Las tuberías y otros objetos metálicos subterráneos no deben usarse para propósitos de puesta a tierra.

8.8.8 Para relámpagos y propósitos de electricidad estática, electrodos de puesta a tierra deben localizarse cerca a la estructura a ser protegida. La resistencia entre los electrodos y la masa de tierra no debe exceder los 7 Ω. 8.8.9

La puesta a tierra de sistemas electrónicos (computadoras, instrumentos y comunicaciones) debe regirse por la norma PDVSA N–201.

8.8.10

En general deben instalarse sistemas de puesta a tierra separados y ningún otro equipo debe conectarse al mismo. El cable de puesta a tierra debe ser trenzado, de cobre recocido y con un aislamiento completo de PVC verde.

8.8.11

Los sistemas de puesta a tierra de computadores e instrumentos deben tener un camino directo a tierra, el cual debe ser conectado a la malla de puesta a tierra de la planta.

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8.9

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Subestaciones

8.9.1

Las edificaciones de subestaciones deben regirse por la norma PDVSA N–201.

8.9.2 Las instalaciones de distribución eléctrica deben localizarse en el interior de una edificación de mampostería elevada. La distribución en exteriores es aceptable con la aprobación del propietario (norma PDVSA N–201). El piso inferior debe utilizarse para el arreglo de entrada y salida de cables. Las bandejas serán proporcionadas en esta área. 8.9.3

Las casetas de subestaciones/conmutadores deben localizarse en áreas seguras y completamente diseñadas como una estructura cerrada, con puertas metálicas de construcción a prueba de polvo y pasa cables a prueba de polvo, que corresponda con la entrada de un cambio de aire por hora como máximo.

8.9.4

Las subestaciones sólo deben contener los equipos para la segura distribución de electricidad tales como conmutadores (dispositivos de distribución), transformadores e instalaciones auxiliares.

8.9.5

Las subestaciones ubicadas en edificaciones deben ser provistas de unidades de aire acondicionado para garantizar los valores adecuados de temperatura y humedad.

8.9.6

Durante operación normal la máxima temperatura interior no debe ser mayor a los 35 °C de bulbo seco. En el caso de avería o mantenimiento de una de las unidades de aire acondicionado, la máxima temperatura interior no debe sobrepasar los 40 °C de bulbo seco. El rango de temperatura interna debe estar comprendido entre 29 °C y 32 °C. Debe evitarse la condensación.

8.9.7

Los orificios de entrada de cables al recinto de equipos eléctricos deben ser sellados.

8.9.8

Cada subestación con conmutadores HV/MV debe contar con un panel anunciador para centralizar las alarmas individuales y funciones de interrupción de los equipos de estación. Desde el panel anunciador, las alarmas mayores y menores comunes serán entregadas a la sala de control.

8.9.9

Todos los transformadores de 2.000 kVA y superiores deben instalarse sobre una fosa de recolección de aceite vacía, de fondo inclinado, dimensionada para contener el volumen del aceite del transformador. El mismo debe contar con protección contra incendio.

8.9.10 Los transformadores deben ser instalados al aire libre en áreas adyacentes a las edificaciones. El piso de las edificaciones debe ser extendido, de ser posible, a fin de cubrir el área del transformador sin afectar su movilidad. Los transformadores de 2.000 kVA o superiores deben contar con muros contra fuego y ráfagas.

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8.9.11

Debe incluirse en el diseño, el espacio suficiente para ampliaciones futuras de los equipos de distribución switchgear, por lo menos dos paneles en cada extremo sin modificaciones a la edificación.

8.9.12

Cuando sea necesario el uso de canales de acero cubiertos de concreto para la alineación y soporte de los switchgear, el diseño de la edificación debe asegurar la integridad de los switchgear, evitando distorsiones en su estructura; así mismo debe asegurar la alineación para falicilitar la inserción y extracción de equipos. El piso de la estación deberá estar diseñado para soportar los impactos causados por apertura de los disyuntores bajo condiciones de corto circuito.

PROTECCIÓN CONTRA FUEGO EN SUBESTACIONES 9.1

General

9.1.1

9.2

Se debe realizar un análisis de riesgo en las primeras etapas de diseño, el mismo debe ser revisado en la etapa de ingeniería de detalle. En general, el sistema contra incendio de las subestaciones deberá ser diseñado, construido y protegido siguiendo las recomendaciones declaradas en el código IEEE STD 979 “Guide for Substation Fire Protection”.

Requerimientos Obligatorios

9.2.1

Las tapas removibles para tanquillas deben ser de metal o material retardante del fuego.

9.2.2

Los cables deben estar provistos de chaquetas externas de material resistente al fuego. El cableado crítico deberá ser ubicado alejado, al menos por 7,5 m medidos horizontalmente, de las áreas que presenten riesgo de incendio. El cableado crítico ubicado entre 3 y 7,5 m del área de incendio potencial deberá ser protegido mediante aislamiento térmico.

9.2.3 Los edificios deben tener como mínimo dos salidas opuestas localizadas al final. Las puertas deben abrir hacia afuera y estarán equipadas con dispositivos de pánico y señales de salida. 9.2.4 Los extintores de incendio portátiles deben estar ubicados a lado de las puertas. 9.2.5

Los detectores de humo deben ser instalados de tal forma que activen las alarmas remotas y locales.

9.2.6 Los edificios y estructuras deben ser construidos con materiales no combustibles resistentes al fuego. 9.2.7 Las aberturas para cables deben ser selladas para prevenir la transferencia de humo y fuego de un área a otra.

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9.2.8

No se debe instalar dentro de los edificios equipos que operen con aceites aislantes. 9.2.9 Los transformadores de potencia que contengan 8.000 litros o más de aceite aislante deben ubicarse a un mínimo de 6 metros de cualquier edificio. Una separación menor puede ser aceptada si es instalado un sistema contra incendios adecuado. 9.2.10 Los transformadores que contengan menos de 8.000 litros de aceite aislante deben estar alejados de los edificios a una distancia no menor a la especificada a continuación: 75 kVA o menos

76 kVA a 333 kVA Más de 333 kVA

3m 3m

9m

Los transformadores pueden ser instalados cerca del edificio si se construye un muro corta fuego. 9.2.11 Los transformadores deben ser separados mediante una barrera corta fuego teniendo un rango mínimo de resistencia al fuego de una hora. La barrera corta fuego deberá extenderse como mínimo 300 mm en dirección vertical y 600 mm en dirección horizontal más allá de la línea de perspectiva entre todos los puntos adyacentes al transformador. 9.2.12 Los cuartos de baterías deben tener un sistema de ventilación. La puerta de entrada del cuarto de batería deberá tener una señal de peligro “PELIGRO–GAS HIDRÓGENO–PROHIBIDO FUMAR”. Un interruptor de flujo debe ser instalado en cada ventilador para dar una señal de alarma cuando el sistema de ventilación esté apagado. 9.2.13 Interruptores para luminarias y tomacorrientes de propósito general deben ser ubicados fuera de la sala de baterías. 9.2.14 Debe instalarse una estación de lava ojos. Las paredes y pisos deben tener una capa de material resistente al ácido.

10 UNIDADES DE SUMINISTRO DE POTENCIA 10.1

Las unidades de suministro de potencia, tales como el generador principal, generadores de emergencias, controladores, baterías, rectificadores, switchgear y controlgear, no deben ser instaladas en áreas clasificadas o peligrosas.

11 EVALUACIÓN ECONÓMICA DE LAS PÉRDIDAS Los transformadores y motores deben ser evaluados sobre la base de garantías de pérdida totales, requerimientos de potencia auxiliar de equipos de enfriamientos y el costo de instalación.

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Las pérdidas del transformador serán evaluadas con los siguientes valores: PÉRDIDA Pérdidas sin cargas al 100 % del voltaje nominal. Pérdidas con cargas con rango de auto enfriamiento. Equipo de potencia con una etapa de enfriamiento.

USA$/kW 3.500 2.900 1.800

Las pérdidas del motor serán evaluadas con los siguientes valores: PÉRDIDA

Pérdidas al 100 % con voltaje nominal. Equipo de potencia con enfriamiento y lubricación.

USA$/kW 3.500 1.800

En el proceso de evaluación de la oferta, cada cantidad descrita en los ítems anteriores deberá ser multiplicada por el respectivo valor de la pérdida en kW de la garantía respectiva, y el resultado de las cifras será añadido al precio de la oferta para dar un total del precio evaluado para la comparación de la oferta. La evaluación de los resultados deberá ser presentada a PDVSA para su aprobación.

12 DOCUMENTOS Y PLANOS Todos los planos requeridos para instalación e interconexión de equipos, cables y conductores deben formar parte del diseño. Tal información debe ser actualizada cuando se realicen revisiones del diseño y debe incluir información adicional que sea requerida durante la construcción o pueda ser requerida para futuro mantenimiento, localización de fallas y operación. Los planos “Como Construído”, deben estar disponibles a un mes de aceptada la instalación, incluyendo todas las partes de la instalación eléctrica y lo relacionado a los trabajos de ingeniería civil, mecánica e instrumentación.

13 ANEXOS

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ANEXO A VOLTAJE NOMINAL VOLTAJE DE SERVICIO VOLTAJE NONIMAL Estación Principal Subestación de Planta de Generación Subestación de Distribución Subestación de Planta Motores por encima de 7.000 HP Motores, 150 kW (200 HP) hasta 7.000 HP 4.000 HP Motores, 0,56 kW (0,75 HP) hasta 149 kW (199 HP) Motores 0,55 kW (0,74 HP) y menos (no aplica a motores de proceso) El punto de ruptura del Kilovatio puede variar por razones económicas previa aprobación del ingeniero de PDVSA Control del Motor Interruptores y contactores de enganche (Circuitos de desconexión) Sodio, mezlado e iluminación fluorescente Instrumentación

3.500

VOLTAJE DE SERVICIO 3.500

Consideración Especial Consideración Especial

480

460

208/120

208/120

120 V ac fase simple 125 V dc 208 V ac, 3 fases 120 V ac

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ANEXO B SUBESTACIONES SECUNDARIAS SELECTIVAS CON TRANSFERENCIA AUTOMÁTICA AJUSTE Y COORDINACIÓN DE EQUIPOS DE PROTECCIÓN FUNCIÓN 27–1, 27–2

Caída Tiempo

50–1, 50–2

50N–1, 50N–2

27R–1, 27R–2 271–1, 271L–2 51–1, 51–2

Arranque Arranque Tiempo Arranque Tiempo Arranque Tiempo Arranque Tiempo Arranque

Tiempo

51N–1, 51N–2

Arranque

Tiempo 51G–1, 51G–2

Arranque Tiempo Tiempo

CRITERIO DE AJUSTE 70 to 80 % del voltaje nominal ( Corriente máxima esperada durante operación normal, y también > La contribución de Motores a fallas en el circuito de entrada (12,5–18 A) Instantáneo < Corriente de falla de arco a tierra (0,5 – 2 A), y también > La máxima corriente neutral esperada durante operación normal. Instantáneo

< 25 % del voltaje nominal Instantáneo

70 a 80 % del voltaje nominal Instantáneo > Corriente normal de ambas barras + mayor corriente de arranque del motor (MV) >125% de la capacidad del transformador ONAN nominal para curvas de tiempo prolongadas(LV) Aprox. 4 veces XFMR capacidad OA nominal para un ajuste corto de tiempo (LV) Inverso. A ser coordinado con la fase aguas abajo de relés OC. Tiempo Corto: A ser coordinado con relés aguas abajo instantáneos > 10 % de la sobrecorriente de arranque del relé de la aguas arriba para sistemas LV, y Inverso. A ser coordinado con relés aguas abajo de falla a tierra 10 a 20 % de la máxima corriente de falla a tierra para sistemas MV Inverso. A ser coordinado con relés aguas abajo de falla a tierra De acuerdo a 51N–1 y 51N–2 para ajuste relés de respaldo. Inverso. A ser coordinado con relés 51N–1 y 51N–2. Inverso. A ser coordinado con relés 51N–1 y 51N–2.

n-252

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