DR-ENGP-II-P1-3 1-R 2 - REQUISITOS PARA PROJETO DE SISTEMA ELÉTRICO

GUIDELINES OF E&P PRODUCTION ENGINEERING

Nº:

DR-ENGP-II-P1-3.1 – R.2

E&P

CLIENT:

PAGE:

1

of

120

E&P Production Engineering Executive Management

OWNER:

AREA:

Offshore Production Installation

TITLE:

Electrical System Design Guidelines II – Basic Design Guidelines

VOLUME:

I – Topside

PART:

CHAPTER:

3 – Eletrical

SECTION 3.1

ELECTRICAL SYSTEM DESIGN GUIDELINES

APPROVAL VERIFICATION EXECUTION

ENGP IPP EISA

Gerência Executiva de Engenharia de Produção Gerência Geral de Instalações e Processos de Produção Gerência de Engenharia de Instalações de Superfície e Automação

CORPORATE INFORMATION

Approved 18/11/2010

Nº: DIRETRIZES DE ENGENHARIA DE INSTALAÇÕES DE PRODUÇÃO MARÍTIMA

Rev. 2

DR-ENGP-II-P1-3.1 – R.2

DIRETRIZES DE ENGENHARIA DE PRODUÇÃO E&P

VOLUME II – DIRETRIZES PARA PROJETO BÁSICO

E&P

CLIENTE:

PÁG.:

2

de

120

Parte I – Cap. 3 – Seção 3.1 – Requisitos para Projetos de Sistema Elétrico PAGINA: 2 de 120 TITULAR:

Gerência Executiva de Engenharia de Produção E&P Instalação de Produção Marítima

ÁREA:

TÍTULO:

Requisitos para Projeto de Sistema Elétrico

VOLUME:

I – Diretrizes para Projeto Básico

PARTE:

CAPÍTULO:

I – Instalações de Superfície 3 – Elétrica

SEÇÃO 3.1

REQUISITOS PARA PROJETO DE SISTEMA ELÉTRICO

APROVAÇÃO

ENGP

VERIFICAÇÃO

IPP

EXECUÇÃO

EISA

Gerência Executiva de Engenharia de Produção Gerência Geral de Instalações e Processos de Produção

Aprovado 18/11/2010

Gerência de Engenharia de Instalações de Superfície e Automação

PETROBRAS/EP-ENGP/IPP/EISA Aprovado 18/11/2010 INFORMAÇÃO

CORPORATIVA

INFORMAÇÃO CORPORATIVA

OFFSHORE PRODUCTION FACILITIES ENGINEERING GUIDELINES

REV. 2

VOLUME II – BASIC DESIGN GUIDELINES Part. I – Ch. 3 – Sec. 3.1 – Electrical System Design Guidelines PAGE: 3 of 120

INDEX 1. OBJECTIVE .................................................................................................................................. 9 2. REFERENCE CODES, STANDARDS AND DOCUMENTS........................................................... 9 3. ENVIRONMENTAL CONDITIONS ............................................................................................. 13 4. INCLINATIONS LIMITS .............................................................................................................. 15 5. ELETRICAL EQUIPAMENT ARRANGEMENT AND VENTILATION .......................................... 15 6. HARZADOUS AREA CLASSIFICATION ..................................................................................... 17 7. ELETRICAL SYSTEM CLASSIFICATION ................................................................................... 17 7.1. GENERATION AND DISTRIBUTION SYSTEM VOLTAGES .............................................................. 17 7.1.1. Alternate Current, 60Hz, 3-phase .................................................................................. 17 7.1.2. UPS ............................................................................................................................... 17 7.1.3. Direct Current ................................................................................................................ 19 7.1.4. Control Voltages ............................................................................................................ 19 7.2. VOLTAGE REGULATION ........................................................................................................... 19 7.3. VOLTAGE REGULATION ........................................................................................................... 21 7.3.1. Diesel Engines............................................................................................................... 21 7.3.2. Gas Turbines ................................................................................................................. 21 7.4. SHORT CIRCUIT LEVELS .......................................................................................................... 23 7.5. LOAD CLASSIFICATION ............................................................................................................ 23 7.6. ELETRIC POWER QUALITY ....................................................................................................... 25 7.7. SYSTEM EARTHING ................................................................................................................. 25 7.7.1. Control Circuits .............................................................................................................. 25 8. ELETRICAL GENERATION SYSTEM......................................................................................... 31 8.1 EMERGENCY GENERATION SYSTEM ............................................................. ........................... 31 8.1.1. Standardization.............................................................................................................. 33 8.1.2. Starting Means .............................................................................................................. 37 8.1.3. Control System .............................................................................................................. 37 8.1.4. Synchronism.................................................................................................................. 37 8.1.5. Power Management System (PMS)............................................................................... 39 8.1.6. Protection ...................................................................................................................... 41 8.2.EMERGENCY GENERATION SYSTEM ............................................................. ........................... 43 8.2.1. Synchronism.................................................................................................................. 45 8.2.2. Emergency Generator Control Panel (EGCP) Configuration ......................................... 45

PETROBRAS/EP-ENGP/IPP/EISA Approved 18/11/2010


DIRETRIZES DE ENGENHARIA DE INSTALAÇÕES DE PRODUÇÃO MARÍTIMA

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VOLUME II – DIRETRIZES PARA PROJETO BÁSICO Parte I – Cap. 3 – Seção 3.1 – Requisitos para Projetos de Sistema Elétrico PAGINA: 4 de 120

ÍNDICE 1. OBJETIVO .................................................................................................................................. 10 3. NORMAS, REGRAS E REGULAMENTOS.................................................................................. 10 3. CONDIÇÕES AMBIENTAIS ........................................................................................................ 14 4. LIMITES DE INCLINAÇÃO.......................................................................................................... 16 5. ARRANJO DOS EQUIPAMENTOS ELÉTRICOS E VENTILAÇÃO ............................................. 16 6. CLASSIFICAÇÃO DE ÁREAS..................................................................................................... 18 7. REQUISITOS DO SISTEMA ELÉTRICO..................................................................................... 18 7.1.TENSÕES DO SISTEMA DE GERAÇÃO E DISTRIBUIÇÃO ................................................................ 18 7.1.1. Corrente Alternada, 60 Hz, trifásico ............................................................................... 18 7.1.2. UPS ............................................................................................................................... 18 7.1.3. Corrente Contínua ......................................................................................................... 20 7.1.4. Tensões de Controle ..................................................................................................... 20 7.2. REGULAÇÃO DE TENSÃO ......................................................................................................... 20 7.3. REGULAÇÃO DE FREQÜÊNCIA .................................................................................................. 22 7.3.1. Motores Diesel............................................................................................................... 22 7.3.2. Turbinas a Gás .............................................................................................................. 22 7.4. NÍVEIS DE CURTO-CIRCUITO ................................................................................................... 24 7.5. CLASSIFICAÇÃO DE CARGAS ................................................................................................... 24 7.6. QUALIDADE DA ENERGIA ELÉTRICA .......................................................................................... 26 7.7. ATERRAMENTO DE SISTEMAS .................................................................................................. 26 7.7.1. Detecção E Alarme De Falta à Terra Em Sistemas ET.................................................. 26 8. SISTEMA DE GERAÇÃO............................................................................................................ 32 8.1. SISTEMA DE GERAÇÃO PRINCIPAL ........................................................................................... 32 8.1.1. Padronização................................................................................................................. 34 8.1.2. Meios de Partida............................................................................................................ 38 8.1.3. Sistema de Controle ...................................................................................................... 38 8.1.4. Sincronismo................................................................................................................... 38 8.1.5. Sistema de Gerenciamento de Potência (PMS)............................................................. 40 8.1.6. Proteção ........................................................................................................................ 42 8.2. SISTEMA DE GERAÇÃO DE EMERGÊNCIA .................................................................................. 44 8.2.1. Sincronismo................................................................................................................... 46 8.2.2. Configuração do Painel de Controle do Gerador de Emergência (EGCP) ..................... 46

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8.2.3. Essential Switchgear Configuration ............................................................................... 47 8.2.4. Backfeed Line................................................................................................................ 47 8.3. AUXILIARY GENERATION SYSTEM ............................................................................................ 49 9. UNINTERRUPTIBLE POWER SUPPLY (UPS) AC AND DC ...................................................... 49 9.1. 220VAC UPS SYSTEM – AUTOMATION/INSTRUMENTATION ....................................................... 51 9.2. 220 VDC UPS SYSTEM - EMERGENCY LIGHTING ...................................................................... 51 9.3. UPS BALLAST SYSTEM ........................................................................................................... 51 9.4. DEDICATED 24 VDC SYSTEMS ................................................................................................ 51 9.5. 48 VDC SYSTEMS - TELECOM ................................................................................................. 51 9.6. TG AND TC UPS / RECTIFERS ................................................................................................ 51 10. DISTRIBUITION SYSTEM ...................................................................................................... 543 10.1. POWER DISTRIBUTION ........................................................................................................ 543 10.1.1. Control Circuits .......................................................................................................... 543 10.2. ELETRIC SYSTEM W ORKSTATION ........................................................................................... 57 10.3. LIGHTING SYSTEM ................................................................................................................ 57 10.3.1. Essential Lightning....................................................................................................... 59 10.3.2. Emergency Lightning ................................................................................................... 59 10.3.3. Navigation Lightning .................................................................................................... 61 11. ELECTRICAL EQUIPMENT AND INSTALATION ..................................................................... 61 11.1. GENERAL REQUIREMENTS..................................................................................................... 61 11.1.1. Human Factors and Ergonomics Design Principles ..................................................... 63 11.1.2. Instruments.................................................................................................................. 65 11.1.3. Electromagnetic Compatibility Requirements............................................................... 65 11.1.4. Safety Earthing (enclosure and Metallic Parts) ............................................................ 67 11.1.5. Electrical Equipment Ingress Protection (IP)................................................................ 67 11.1.6. Equipamentos Elétricos em Áreas Classificadas ......................................................... 71 11.1.7. Water-air Heat Exchanger .......................................................................................... 75 11.2 GENERATORS........................................................................................................................ 77 11.3. DISTRIBUITION SWITCHBOARDS .............................................................................................. 79 11.3.1. MV Switchboards......................................................................................................... 79 11.3.2. LV Switchboards.......................................................................................................... 81 11.4. FREQUENCY CONVERTORS .................................................................................................... 83 11.5. POWER AND LIGHTING TRANSFORMES ................................................................................... 85 11.5.1.Dry-Type Transformes.................................................................................................. 85




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8.2.3. Configuração do CDC Essencial.................................................................................... 48 8.2.4. Linha de Back-feed........................................................................................................ 48 8.3. SISTEMA DE GERAÇÃO AUXILIAR ............................................................................................. 50 9. FONTES ININTERRUPTÍVEIS DE ENERGIA (UPS) CA E CC ................................................... 50 9.1. SISTEMA DE UPS DE 220 VCA – AUTOMAÇÃO/INSTRUMENTAÇÃO ............................................ 52 9.2. SISTEMA DE UPS DE 220 VCC – ILUMINAÇÃO DE EMERGÊNCIA ................................................. 52 9.3. UPS - SISTEMA DE LASTRO ..................................................................................................... 52 9.4. SISTEMAS DEDICADOS DE 24 VCC........................................................................................... 52 9.5. SISTEMAS DE 48VCC – TELECOM ........................................................................................... 52 9.6. UPS/RETIFICADORES PARA TGS E TCS ................................................................................... 52 10. SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO .................................................................................................. 54 10.1. DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ................................................................................................... 54 10.1.1. Circuitos de Controle ................................................................................................... 54 10.2. ESTAÇÃO DE TRABALHO DO SISTEMA ELÉTRICO ..................................................................... 58 10.3. SISTEMA DE ILUMINAÇÃO....................................................................................................... 58 10.3.1. Iluminação Essential.................................................................................................... 60 10.3.2. Iluminação de Emergência .......................................................................................... 60 10.3.3. Luzes de Navegação ................................................................................................... 62 11. EQUIPAMENTOS ELÉTRICOS E INSTALAÇÃO...................................................................... 62 11.1.REQUISITOS GERAIS .............................................................................................................. 62 11.1.1. Fatores Humanos e Princípios de Ergonomia em Projetos.......................................... 64 11.1.2. Instrumentos................................................................................................................ 65 11.1.3. Requisitos de Compatibilidade Eletromagnética .......................................................... 66 11.1.4. Aterramento de Segurança (Invólucros e partes metálicas)......................................... 68 11.1.5. Grau de Proteção para Equipamentos Elétricos (IP) ................................................... 68 11.1.6. Equipamentos Elétricos em Áreas Classificadas ......................................................... 72 11.1.7. Trocadores de Calor Ar-Água ...................................................................................... 76 11.2 GERADORES ......................................................................................................................... 78 11.3. PAINÉIS DE DISTRIBUIÇÃO ..................................................................................................... 80 11.3.1. Painéis de MT.............................................................................................................. 80 11.3.2. Painéis de BT .............................................................................................................. 82 11.4. CONVERSORES DE FREQÜÊNCIA............................................................................................ 84 11.5. TRANSFORMADORES DE FORÇA E ILUMINAÇÃO ....................................................................... 86 11.5.1. Transformadores a Seco ............................................................................................. 86




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11.6. UNINTERRUPTIBLE POWER SUPPLY (UPS) AC AND DC ............................................................ 87 11.7. BATERIES............................................................................................................................. 91 11.7.1. Type and Specification................................................................................................. 91 11.7.2. Battery Installation ....................................................................................................... 93 11.8. ELETRICAL CABLES .............................................................................................................. 95 11.8.1. Cable application and Installation ................................................................................ 95 11.8.2.Frequency Convertor-Driven Motor Cables................................................................... 99 11.9. INDUCTION MOTORS .......................................................................................................... 101 11.10. STATIC ELECTRICITY DISCHARGE ...................................................................................... 103 11.11. PROTECTION AGAINST LIGHTNING STRIKES ........................................................................ 105 11.12. SERVICE SOCKET-OUTLETS ............................................................................................... 105 11.12.1. Electrical socket outlets station ................................................................................ 105 12. CONTROL AND SAFETY SYSTEM (CSS) ............................................................................. 107 13. TECHNICAL DOCUMENTAION.............................................................................................. 107 13.1. BASIC DESIGN .................................................................................................................... 107 ANEXX A - ADDITIONAL REQUIREMENTS FOR PACKAGE UNITS........................................... 109




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11.6. FONTES ININTERRUPTÍVEIS DE ENERGIA (UPS) CA E CC........................................................ 88 11.7. BATERIAS............................................................................................................................. 92 11.7.1. Tipo e Especificação.................................................................................................... 92 11.7.2. Instalação das Baterias ............................................................................................... 94 11.8. CABOS ELÉTRICOS ............................................................................................................... 96 11.8.1. Aplicação e Instalação de Cabos................................................................................. 96 11.8.2. Cabos para Motores Acionados por Conversores de Freqüência .............................. 100 11.9. MOTORES DE INDUÇÃO ....................................................................................................... 102 11.10. DESCARGA DE ELETRICIDADE ESTÁTICA ............................................................................ 104 11.11. PROTEÇÃO CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS ............................................................... 106 11.12. TOMADAS DE SERVIÇO ...................................................................................................... 106 11.12.1. Estações de Tomadas Elétricas............................................................................... 106 12. SISTEMA DE CONTROLE E SEGURANÇA (CSS)................................................................. 108 13. DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA ................................................................................................. 108 13.1 PROJETO BÁSICO ................................................................................................................ 106 ANEXO A - REQUISITOS ADICIONAIS PARA UNIDADES PACOTES ........................................ 110




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1. OBJECTIVE This specification and the references thereof shall be used as guidelines for the design, specification of equipment and performance of the electrical installation of Offshore Production Units.

2. REFERENCE CODES, STANDARDS AND DOCUMENTS The latest edition of the standards below shall be used in the project development, equipment, and electrical installations specification. The Brazilian legislation, applicable statutory rules, as well as the Brazilian Maritime Authority (NORMAM) rules, and the Ministry of Labour NR shall all be complied with. For floating units, SOLAS, IMO MODU CODE, and applicable Classification Society rules shall be used on a complementary basis. • API-RP-14F Design Installation and Maintenance of Electrical Systems for Fixed and Floating Offshore Petroleum Facilities for Unclassified and Class 1, Division 1 and Division 2 Locations • API-RP-505 Recommended Practice for Classification of Locations for Electrical Installations at Petroleum Facilities Classified as Class I, Zone 0, Zone 1 and Zone 2 • API RP 2003 Protection Against Ignitions Arising out of Static, Lightning, and Stray Currents • ASTM F 1166-07 Standard Practice for Human Engineering Design for Marine Systems, Equipment, and Facilities • IEC 60034 Rotating electrical machines, parts 1, 12, 17, 25 • IEC 60073 Basic and Safety Principles for Man-Machine Interface, Marking and Identification - Coding Principles for Indicators and Actuators • IEC 60079 Electrical apparatus for explosive gas atmospheres • IEC 60092 Electrical installations in Ships, parts 325, 376, 401, 502 • IEC 60146 Transformers and reactors for semiconductor convertors • IEC 60331 Tests for Electric Cables under Fire Conditions - Circuit Integrity • IEC 60332-1 Tests on electric and optical fiber cables under fire conditions, parts 1, 2, 3 • IEC 60439-1 Low-voltage switchgear and controlgear assemblies • IEC 60533 Electrical and electronic installations in ships – Electromagnetic compatibility • IEC 60076-11 Dry-type power transformers • IEC 60754 Test on gases evolved during combustion of electric cables, parts 1, 2 • IEC 60896-22 Stationary lead-acid batteries - Valve regulated types requirements • IEC 60947 Low voltage switchgear and controlgear, parts 4-1, 7 PETROBRAS/EP-ENGP/IPP/EISA Approved 18/11/2010



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1. OBJETIVO Esta especificação e suas referências determinam as diretrizes que devem ser seguidas na especificação de equipamentos e execução dos projetos de instalações elétricas em Unidades Marítimas de Produção.

2. NORMAS, REGRAS E REGULAMENTOS A última edição dos documentos listados abaixo deve ser sempre utilizada no desenvolvimento do projeto e na especificação dos equipamentos e das instalações elétricas. Devem ser atendidas a Legislação Brasileira e regras estatutárias aplicáveis, bem como as normas do Departamento de Portos e Costas (NORMAM) e as normas regulamentadoras do Ministério do Trabalho. Para unidades flutuantes, SOLAS, IMO MODU CODE e regras aplicáveis da Sociedade Classificadora devem ser complementarmente observadas. • API-RP-14F Design Installation and Maintenance of Electrical Systems for Fixed and Floating Offshore Petroleum Facilities for Unclassified and Class 1, Division 1 and Division 2 Locations • API-RP-505 Recommended Practice for Classification of Locations for Electrical Installations at Petroleum Facilities Classified as Class I, Zone 0, Zone 1 and Zone 2 • API RP 2003 Protection Against Ignitions Arising out of Static, Lightning, and Stray Currents • ASTM F 1166-07 Standard Practice for Human Engineering Design for Marine Systems, Equipment, and Facilities • IEC 60034 Rotating electrical machines, parts 1, 12, 17, 25 • IEC 60073 Basic and Safety Principles for Man-Machine Interface, Marking and Identification - Coding Principles for Indicators and Actuators • IEC 60079 Electrical apparatus for explosive gas atmospheres • IEC 60092 Electrical installations in Ships, parts 325, 376, 401, 502 • IEC 60146 Transformers and reactors for semiconductor convertors • IEC 60331 Tests for Electric Cables under Fire Conditions - Circuit Integrity • IEC 60332-1 Tests on electric and optical fiber cables under fire conditions, parts 1, 2, 3 • IEC 60439-1 Low-voltage switchgear and controlgear assemblies • IEC 60533 Electrical and electronic installations in ships – Electromagnetic compatibility • IEC 60076-11 Dry-type power transformers • IEC 60754 Test on gases evolved during combustion of electric cables, parts 1, 2 • IEC 60896-22 Stationary lead-acid batteries - Valve regulated types requirements • IEC 60947 Low voltage switchgear and controlgear, parts 4-1, 7 PETROBRAS/EP-ENGP/IPP/EISA Aprovado 18/11/2010



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• IEC 61034-2 Measurement of smoke density of cables burning under defined conditions – Test procedure and requirements • IEC 61378-1 Convertor Transformers - Transformers for Industrial Applications • IEC 61892 Mobile and fixed offshore units – Electrical installations, parts 1, 2, 3, 4, 6, 7 • IEC 62040 Uninterruptible Power Systems (UPS), parts 1-2, 2, 3 • IEC 62271-200 High-voltage switchgear and controlgear - AC metal-enclosed switchgear and controlgear for rated voltages above 1 kV and up to and including 52 kV • IEEE 242 Recommended Practice for Protection and Coordination of Industrial and Commercial Power Systems • IEEE 519 Recommended Practices and Requirements for Harmonic Control in Electrical Power Systems • IEEE 1584 Guide for Performing Arc-Flash Hazard Calculations • IEEE C37.20.2 Standard for Metal-Clad Switchgear • IEEE C37.91 Guide for Protective Relay Applications to Power Transformers • IEEE C37.96 Guide for AC Motor Protection • IEEE C37.102 Guide for AC Generator Protection • IEEE C57.110 Recommended Practice for Establishing Transformer Capability When Supplying Nonsinusoidal Load Currents • IMO MODU CODE - Code for the Construction and Equipment of Mobile offshore Drilling Unit • ISA RP 12.2.02 Recommendations for the Preparation, Content, and Organization of Intrinsic Safety Control Drawings • ISO 8528-5 Reciprocating Internal Combustion Engine Driven Alternating Current Generating Sets - part 5 – Generating Sets • NEMA MG-1 Motors and Generators • NFPA 110 Standard for Emergency and Standby Power Systems • NFPA 780 Standard for the installation of lightning protection systems Brazilian Regulations • INMETRO Portaria 083/2006 – For certification of Ex-protected equipment • NORMAM, Brazilian Maritime Authority regulations • NR-10 Electric Safety Code – Brazilian Ministry of Labour • NR-17 Ergonomics




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• IEC 61034-2 Measurement of smoke density of cables burning under defined conditions – Test procedure and requirements • IEC 61378-1 Convertor Transformers - Transformers for Industrial Applications • IEC 61892 Mobile and fixed offshore units – Electrical installations, parts 1, 2, 3, 4, 6, 7 • IEC 62040 Uninterruptible Power Systems (UPS), parts 1-2, 2, 3 • IEC 62271-200 High-voltage switchgear and controlgear - AC metal-enclosed switchgear and controlgear for rated voltages above 1 kV and up to and including 52 kV • IEEE 242 Recommended Practice for Protection and Coordination of Industrial and Commercial Power Systems • IEEE 519 Recommended Practices and Requirements for Harmonic Control in Electrical Power Systems • IEEE 1584 Guide for Performing Arc-Flash Hazard Calculations • IEEE C37.20.2 Standard for Metal-Clad Switchgear • IEEE C37.91 Guide for Protective Relay Applications to Power Transformers • IEEE C37.96 Guide for AC Motor Protection • IEEE C37.102 Guide for AC Generator Protection • IEEE C57.110 Recommended Practice for Establishing Transformer Capability When Supplying Nonsinusoidal Load Currents • IMO MODU CODE - Code for the Construction and Equipment of Mobile offshore Drilling Unit • ISA RP 12.2.02 Recommendations for the Preparation, Content, and Organization of Intrinsic Safety Control Drawings • ISO 8528-5 Reciprocating Internal Combustion Engine Driven Alternating Current Generating Sets - part 5 – Generating Sets • NEMA MG-1 Motors and Generators • NFPA 110 Standard for Emergency and Standby Power Systems • NFPA 780 Standard for the installation of lightning protection systems

Regulamentos Brasileiros • Portaria INMETRO 083/2006 - Para certificação de equipamentos para uso em atmosferas explosivas • NORMAM – Normas da Autoridade Marítima Brasileira - DPC • NR-10 - Segurança em Instalações e Serviços em Eletricidade • NR-17 - Ergonomia PETROBRAS/EP-ENGP/IPP/EISA Aprovado 18/11/2010



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• NR-26 Safety Signaling

3. ENVIRONMENTAL CONDITIONS For sizing the electrical equipment, the reference temperatures below shall be considered:

Table 1 – Maximum Reference Temperature Air-cooled/natural, ambient air o temperature ( C) Utilities room, Open living quarters, Engine room deck and similar spaces Generators Motors

o

Water-cooled ( C)

Sea water

Fresh water

+ 5º C above the seawater temp.

50 (2)

45

45

27 to 32 (1)

(2)

45

45

27 to 32 (1)

50

Switchgears

45

45

45

Electrical Cables

45

45

40

Transformers

45

45

40

Static Convertors

45

45

UPS, rectifiers

45

45

40

Note 1: The maximum seawater temperature as referred to in the TS MeteOcean for location shall be observed. Note 2: For engine rooms without boilers, it may be adopted 45oC. Note 3: The above temperatures shall be specified for a continuous operation of equipment, even if the rooms where they are installed are provided with air conditioning.




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• NR-26 - Sinalização de segurança

3. CONDIÇÕES AMBIENTAIS Para dimensionamento dos equipamentos elétricos devem ser utilizadas as temperaturas de referência abaixo: Tabela 1 – Temperatura Máxima de Referência Refrigerado a ar/natural, temp. ambiente ( oC) Salas de utilidades, Convés Praça de acomodações e exposto Máquinas espaços similares Geradores Motores

50

(2)

50

(2)

Refrigerado a água (oC) Água do mar

45

27 a 32 (1)

45

45

(1)

45

Painéis

45

45

45

Cabos elétricos

45

45

45

Transformadores

45

45

40

Conversores estáticos

45

45

UPS, retificadores

45

45

27 a 32

Água doce

o

+ 5 C acima da temp. da água do mar

40

Nota 1: Deve ser observada a máxima temperatura da água do mar referenciado na ET MeteOcean para a locação. Nota 2: Em praça de máquinas sem caldeiras, pode ser adotado 45oC Nota 3: As temperaturas acima mencionadas devem ser especificadas para operação contínua dos equipamentos, mesmo que os compartimentos em que eles sejam instalados tenham ar condicionado.




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4. INCLINATION LIMITS Electrical equipments, switchgears, and components shall be specified to operate within static and dynamic inclination limits to the relevant type (normal or essential/emergency system), according to IMO MODU CODE and the Classification Society rules.

5. ELECTRICAL EQUIPMENT ARRANGEMENT AND VENTILATION Arrangement and installation shall comply with IEC 61892-6 and Classification Society requirements. Additional Arrangement requirements are stated in the DR-ENGP-II-P1-5.1 – General Criteria for Production Unit Arrangement. Additional VAC requirements are stated in the DR-ENGP-II-P1-7.1 – Requirements for HVAC Systems. The Main Generation control panels shall be installed inside LER (TGCP, PMS, TG auxiliary MCC and others). The Auxiliary Generation control, Auxiliary Switchboards including Marine system utilities MCC, distribution boards, etc., shall be installed in a separate compartment in the hull. The electrical switchgear and UPS rooms shall be air-conditioned, at 24oC temperature. The electrical switchgear, UPS, transformers, telecom, control rooms and similar spaces can not have any liquid-carrying piping, including fan coil with water.

When access to rear part of switchgear and controlgear assemblies is required for installation and/or maintenance, their backsides shall be least 600 mm away from the nearest obstacle; except that the width may be reduced to 500mm where there are stiffeners and frames. At least 1000 mm or a greater clearance shall be allowed on front sides for withdrawal and removal of circuit breakers/drawers; a minimum free space of 400mm shall be met when circuit breakers or drawers are in extracted position.




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4. LIMITES DE INCLINAÇÃO Os equipamentos elétricos, painéis e componentes devem ser especificados para operar dentro dos limites de inclinação estática e dinâmica especificados para cada tipo de sistema (sistema normal ou essencial/de emergência), segundo o IMO MODU CODE e as regras da Sociedade Classificadora.

5. ARRANJO DOS EQUIPAMENTOS ELÉTRICOS E VENTILAÇÃO O arranjo e a instalação devem ser feitos em conformidade com a IEC 61892-6 e as exigências da Sociedade Classificadora. Requisitos adicionais estão definidos na DR-ENGP-II-P1-5.1 – Critérios Gerais para Arranjo de Unidade de Produção. Exigências adicionais para VAC estão definidas DR-ENGP-II-P1-7.1 – Diretrizes Básicas de HVAC. Os painéis de controle da Geração Principal devem ser instalados dentro da LER (TGCP, PMS, CCM auxiliar do TG e outros). O painel de controle da Geração Auxiliar, os CDCs e os CCMs associados devem ser instalados em um compartimento separado no casco. As salas de painéis e UPSs devem ser providas de ar condicionado, mantendo uma temperatura de 24°C. As salas de painéis, UPSs, transformadores, telecomunicações, controle e espaços similares não devem ter nenhuma tubulação que transporte líquido, inclusive fan-coil com água.

Quando for requerido acesso traseiro para instalação e/ou manutenção de painéis, deve ser observada uma distância mínima de pelo menos 600 mm do obstáculo mais próximo, sendo admitida a redução para 500 mm nos pontos em que houver perfis/reforços estruturais. Nas partes frontais deve ser previsto um espaçamento mínimo de 1000 mm para a extração ou retirada de gavetas e disjuntores, devendo haver um espaço livre mínimo de 400 mm quando a gaveta ou disjuntor estiver na posição totalmente extraída.




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6. HAZARDOUS AREA CLASSIFICATION See DR-ENGP-I-1.3 – Safety Philosophy.

7. ELECTRICAL SYSTEM REQUIREMENTS 7.1. Generation and Distribution System Voltages 7.1.1. Alternate Current, 60Hz, 3-phase

Table 2 – Voltage Levels versus Maximum Demand Generation & Distribution Voltage (Volts) Note 1 220

Total Demand (MW)

Motors (kW)

480

<3

<150

4160

3 to 20

≥150

13800

> 20 MW

≥1200

Note 2

Notes: (1) The above values are recommended, not being rigid limits. (2) For normal and essential lighting, laundry, cold storage rooms motors, galley & laundry equipment; general use socket outlets, dehumidifier heating resistance. (3) Other generation/distribution voltages may be used for upgrading existing units, conversion with partial re-utilization, or special conditions. 7.1.2. UPS 220 VAC, three-phase output for Automation/Instrumentation, CSS, Safety Systems, etc.




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6. CLASSIFICAÇÃO DE ÁREAS Ver DR-ENGP-I-1.3 – Filosofia de Segurança.

7. REQUISITOS DO SISTEMA ELÉTRICO 7.1. Tensões do Sistema de Geração e Distribuição 7.1.1. Corrente Alternada, 60 Hz, trifásico

Tabela 2 – Níveis de Tensão versus Demanda Máxima Tensões de Geração e Distribuição (Volts)

Demanda Total (MW)

Motores (kW)

Nota 1 220

Nota 2

480

<3

<150

4160

3 to 20

≥150

13800

> 20 MW

≥1200

Notas: (1) Esses valores são recomendados, não se constituindo em limites rígidos. (2) Para iluminação normal e essencial, equipamentos de cozinha e lavanderia, motores de salas frigorificadas, tomadas em geral e resistores de aquecimento. (3) Outras tensões de geração/distribuição podem ser usadas para up-grade de unidades existentes, conversão com reaproveitamento parcial ou em condições especiais. 7.1.2. UPS 220 VAC, saída trifásica para Automação/Instrumentação, CSS, Sistemas de Segurança, etc.




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7.1.3. Direct Current Table 3 – Direct Current Voltage Levels Voltage (VDC)

Application

220

Emergency lighting, if centralized

48

Telecommunication systems Dedicated systems, such as: •

emergency generator , auxiliary generator, diesel-driven fire pumps control panel;

•

solenoids/other ballast control, with essential switchgear power supply, and UPS backup;

•

general instrumentation loads.

24

7.1.4. Control Voltages All MV and LV Switchgears and the MV MCC incomings and tie circuit-breakers control, protection and communication I/O devices shall be fed from redundant 220V UPS, with dual feed. Internal control voltage for all switchgear and MCC shall be 120VAC. For interface with ESD system, dry-contacts shall be applied.

7.2. Voltage Regulation The voltage regulation limits on a steady state and transitory condition shall comply with table below. Table 4 – Voltage regulation limits Parameter / Regulation Steady state

Transient

Main

Emergency

Overvoltage [%]

+2,5

+3,5

Undervoltage [%]

-2,5

-3,5

Overvoltage [%]

+20

+20

Undervoltage [%]

-15

-15

Recovered Voltage [%]

±3,0

±4,0

Recovery Time [s]

1,5

5

In case of a limitation of large motor starting current is required, soft-starter or VSD devices shall be used. The use of star-delta type starters or auto-transformers is not allowed.




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7.1.3

Corrente Contínua Tabela 3 – Níveis de Tensão em Corrente Contínua Tensão (Vcc)

Aplicação

220

Iluminação de emergência, se centralizada

48

Sistemas de telecomunicações Sistemas dedicados, como: •

Painéis de controle de gerador de emergência, gerador auxiliar, bombas de incêndio acionadas a motor diesel;

•

Painéis de controle de válvulas solenóides/demais controles de lastro, com alimentação do painel essencial e backup de UPS;

•

Cargas gerais de instrumentação.

24

7.1.4

Tensões de Controle

Todos os controles, proteção e dispositivos I/O de comunicação de todos os CDCs de MT e BT e dos disjuntores de entrada e tie do CCM de MT devem ser alimentados por uma UPS redundante de 220V, com dupla alimentação. A tensão de controle interna de todos os painéis CDC e CCM deve ser em 120VAC. Para interface com o sistema ESD devem ser aplicados contatos secos. 7.2. Regulação de Tensão Os limites de regulação de tensão em condições de regime permanente e transitório devem obedecer à tabela abaixo: Tabela 4 – Limites de regulação de tensão Regime / Regulação Permanente

Transitório

Principal

Emergência

Sobretensão [%]

+2,5

+3,5

Subtensão [%]

-2,5

-3,5

Sobretensão [%]

+20

+20

Subtensão [%]

-15

-15

Recuperação da tensão [%]

±3,0

±4,0

Tempo de recuperação [s]

1,5

5

Havendo a necessidade de limitação da corrente de partida de motores de grande porte, devem ser utilizados soft-starter ou conversores de freqüência. O uso de dispositivos de partida estrelatriângulo ou autotransformadores não é permitido. PETROBRAS/EP-ENGP/IPP/EISA Aprovado 18/11/2010



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For DC system: ± 10% deviation for steady state regime and +12/-15% for transient.

7.3. Frequency Regulation 7.3.1. Diesel Engines The frequency regulation limits in a steady state and transitory basis for diesel-driven engine generation shall follow the specification in ISO 8528-5 for Class G2, and the recovery time, according to the table below.

Table 5 - Frequency regulation limits – diesel generators Parameter Steady state Transient

Deviation

Overfrequency [%]

+5

Underfrequency [%]

-5

Overfrequency [%]

+12 (1)

Underfrequency [%]

-10

Max. Recovery Time [s]

5,0

Note 1: 100% load removal.

7.3.2. Gas Turbines The frequency regulation limits in a steady state and transient basis for the gas turbine-driven generation shall follow the specification in the table below.

Table 6 - Frequency regulation limits – turbo generators Parameter Steady state

Transient

Deviation

Overfrequency [%]

+5

Underfrequency [%]

-5

Overfrequency [%]

+10

Underfrequency [%]

-10

Max. Recovery Time (s)

5




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Para sistema de CC: desvio de ±10% em regime permanente e +12/-15% em regime transitório. 7.3. Regulação de Freqüência 7.3.1. Motores Diesel Os limites de regulação de freqüência em regime permanente e transitório dos diesel-geradores devem obedecer à especificação ISO 8528-5 para a classe G2, e o tempo de recuperação, conforme a tabela abaixo:

Tabela 5 - Limites de regulação de freqüência – diesel-geradores Parâmetro Permanente

Transitório

Desvio

Sobre-frequência [%]

+5

Sub-frequência [%]

-5


+12 (1)

Sub-frequência [%]

-10

Tempo máximo de recuperação [s]

5,0

Nota 1: retirada de 100 % de carga. 7.3.2. Turbinas a Gás Os limites de regulação de freqüência em regime permanente e transitório dos turbo-geradores devem obedecer ao especificado na tabela abaixo.

Tabela 6 - Limites de regulação de freqüência – turbo-geradores Parâmetro Permanente

Transitório

Desvio


+5

Sub-frequência [%]

-5


+10

Sub-frequência [%]

-10

Tempo máximo de recuperação (s)

5




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7.4. Short Circuit Levels The electrical system shall be dimensioned so as to limit the short circuit levels as below.

Table 7 – Voltage Levels versus Short Circuit Current Voltage Level

Calculated thermal equivalent short-circuit current (Ith) for 1 s (kA)

13,8 kV

≤ 50

4,16 kV

≤ 40

480 V Switchgear

≤ 65 (2)

480 V CCM Notes:

≤ 18

(1) Expected values with normal supply through main generation. (2) It shall be considered momentary synchronism for black-start and for periodical tests of the emergency or auxiliary generator with main generation. (3) A reasonable margin above the calculated value shall be considered for the specification of the switchboards. (4) When exceeding, means to limit and reduce short-circuit levels alternatives may be considered (e.g., Is-Limiter, reactors, etc). (5) The simultaneous operation of all main generators shall be considered, including parallelism to change an in-service to a standby generator. 7.5. Load Classification See DR-ENGP-I-1.3 – Safety Philosophy. • Normal Loads – fed from main generation; • Auxiliary Loads – fed from auxiliary generator; • Essential loads – fed from emergency generator; • Emergency Consumers – fed from UPS, battery backup.




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7.4. Níveis de Curto-Circuito O sistema elétrico deve ser concebido de forma que os níveis de curto-circuito fiquem limitados aos valores abaixo

Tabela 7 – Níveis de tensão versus correntes de curto-circuito Nível de Tensão

Corrente térmica equivalente de curto-circuito (Ith) por 1s, calculada (kA)

13,8 kV

≤ 50

4,16 kV

≤ 40

CDC de 480 V

≤ 65 (2)

480 V CCM Notas:

≤ 18

(1) Valores esperados com suprimento normal pela geração principal. (2) Deve ser considerado o sincronismo momentâneo após repartida da geração (Blackstart) e para testes periódicos do gerador de emergência ou auxiliar em paralelo com a geração principal. (3) Uma margem razoável acima do valor calculado deve ser considerada na especificação dos painéis de distribuição. (4) Quando o valor for excedido, meios alternativos para limitar e reduzir os níveis de curto-circuito podem ser considerados (p. Ex., limitador ls, reatores, etc.). (5) A operação simultânea de todos os geradores principais deve ser considerada, inclusive o paralelismo para a substituição de um gerador em serviço por gerador stand-by. 7.5. Classificação de Cargas Vide DR-ENGP-I-1.3 – Filosofia de Segurança. • Cargas normais – alimentadas pela geração principal; • Cargas auxiliares – alimentadas pelo gerador auxiliar; • Cargas essenciais – alimentadas pelo gerador de emergência; • Cargas de emergência – alimentadas por UPS, backup de baterias.




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7.6. Electric Power Quality The system THD shall comply with the limits shown in the IEEE Std. 519, not exceeding 5%, with individual components limited to 3%, at the worst operating condition, under the harmonic distortion viewpoint. Where passive filters are required to meet such levels on the generation busbar, filters shall be sized and split so that on a single failure of any filter or opening of main bus tie-breaker, the THD is limited to 8%, and each individual component is limited to 5%, in any bus.

7.7. System Earthing The earthing and detection methods shall comply with IEC 61892-2 requirements and the Classification Societies’ rules, as applicable. For MV generation and distribution systems, the high resistance earthing, with instantaneous selective tripping in the event of earth fault, shall be adopted. Note: For MV system, an earth fault shall be quickly and selectively isolated, to avoid severe damages to the winding and to the laminated iron core of generators and motors.

For LV generation and distribution systems, the high resistance earthing shall be adopted, except, for oil storage units (FPSO, FSO) where isolated neutral systems shall be adopted. The high resistance earthing system shall be sized so as to assure resistive current equal to or higher than the system capacitive current, in any operating configuration/number of generators running, to avoid system overvoltages/surge in the event of earth fault. Lighting transformers for Accommodation areas shall be solidly earthed. Lighting transformers for other areas shall be solidly earthed, except for oil storage units (FPSO, FSO) where isolated neutral system shall be adopted. UPS output shall be isolated from the earth.

7.7.1. LV System Earth Fault Detection and Alarm For isolated neutral or high-resistance earthed systems, all LV distribution Switchgear below shall be provided with an earth fault detector (Bender, Vigilohm, or similar), for each outgoing feeder, with common alarm at CSS.




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7.6

Qualidade da Energia Elétrica

A Distorção Harmônica Total do sistema deve obedecer aos limites estabelecidos na IEEE Std 519, não excedendo 5 %, com componentes individuais limitados a 3 % na pior condição operacional sob o ponto de visto de distorção harmônica. Onde forem requeridos filtros passivos para atingir esses limites na barra de geração, estes devem ser ajustados e divididos de forma que, em caso de uma falha singela de qualquer filtro ou na abertura do disjuntor TIE do barramento principal, o limite da THD seja inferior a 8 %, e cada componente individual fique limitado a 5 %, em qualquer barramento.

7.7

Aterramento de Sistemas

Os métodos de aterramento e detecção devem atender os requisitos da IEC 61892-2 e das regras da Sociedade Classificadora, quando aplicável. No sistema de geração e distribuição de MT deve ser adotado aterramento por alta resistência, com desligamento seletivo instantâneo em caso de falta à terra. Nota: No sistema de MT, uma falta a terra deve ser isolada rapidamente e de modo seletivo, para evitar danos severos ao enrolamento e ao núcleo de ferro laminado dos geradores e motores.

Para sistemas de geração e distribuição em BT, deve ser adotado aterramento por alta resistência, exceto para unidades com armazenamento de petróleo (FPSO, FSO), onde devem ser adotados sistemas com neutro isolado. O sistema de aterramento deve ser dimensionado de forma a assegurar que a corrente resistiva seja igual ou maior do que a corrente capacitiva do sistema, com qualquer configuração/número de geradores operando, para evitar sobretensões/surtos no sistema em caso de falta a terra. Transformadores de iluminação das áreas de acomodações devem ser solidamente aterrados. Transformadores de iluminação para outras áreas devem ser solidamente aterrados, exceto em unidades com armazenamento de petróleo (FPSO, FSO), onde devem ser adotados sistemas com neutro isolado. Saída de UPS deve ser isolada de terra.

7.7.1

Detecção e Alarme de Falta à Terra em Sistemas ET

Para sistemas com neutro isolado ou aterrados por alta resistência, todos os CDCs de BT abaixo devem ser providos com um detector de falta à terra (Bender, Vigilohm, ou similar) em cada saída, com alarme resumido no CSS.




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•

480V Switchgears (Aux. Switchgear, Essential Switchgear, Topsides Switchgear, Vessel/Utilities Switchgear);

•

Distribution Panels for UPS;

•

Direct current distribution panels.

The earth fault detector shall be installed on each semi-bus, if a tie circuit breaker is available. The earth detection systems shall be compatible and intercommunicate among them, so that a priority (master) is assigned to monitor all interconnected system when tiebreaker is closed. The fault finding at MCC and Distribution Panels may be through portable clamp meter. An earth fault signaling set with three lamps and test push button (NC), shall be installed at each: •

MCC (Topsides, auxiliary and essential);

•

Lighting transformer secondary power distribution switchboard (when IT secondary).




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•

CDCs de 480 V (CDC auxiliar, CDC essencial, CDCs normais de processo/utilidades);

•

Painéis de distribuição de UPS;

•

Painéis de distribuição de corrente contínua.

O detector de falta à terra deve ser instalado em cada semi-barra se houver disjuntor TIE. Os sistemas de detecção de falta à terra devem ser compatíveis e se comunicar entre si, de forma a selecionar o prioritário (mestre) para monitorar todo o sistema interligado quando o disjuntor TIE estiver fechado. A localização da falta nas saídas dos CCMs e painéis de distribuição pode ser feita com medidores portáteis. Um conjunto de sinalização de falta à terra com três lâmpadas e botão de teste (NF), deve ser instalado em cada: •

CCM (normal, auxiliar e essencial);

•

Painel primário de distribuição de luz (quando secundário IT).




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Table 8 - Earthing System Summary

MEDIUM VOLTAGE

System

Generator

IT, High-resistance earthed neutral FPSO; FSO or main bus earthing transformer IT, SemiHigh-resistance Submersible earthed neutral or Fixed or main bus Units earthing transformer Current Level

Earth fault Detection/ Protection

Alarm

MV/MV Secondary Transformer; Switchgear, MCC IT, Highresistance earthed neutral

LOW VOLTAGE

Generator

Isolated neutral

Switchgear MCC

IT, Highresistance earthed neutral


≤ 20 A

≤ 10 A

≤5A

≤5A

67N Directional Trip

50GS Trip

59G Alarm

Discriminative at CSS

Summary CSS

Discriminativ e at CSS


DC UPS

Isolated IT

Isolated IT

Earth Detector

Earth Detector

Summary Alarm at CSS

Summary Alarm at CSS

Isolated neutral


Earth detection, three lamps with test button

AC UPS

50GS, each feeder Alarm, Trip (only zone 1) Summary CSS

Switchgear, all semibuses

Trip, (only zone 1)

MCC Distribution Positive & bus Panel Negative



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Tabela 8 - Sumário dos Sistemas de Aterramento

MÉDIA TENSÃO

Sistema

Gerador

Transform ador MT/MT; CDC, CCM

BAIXA TENSÃO

Gerador

CDC

CCM

IT, IT, Aterramento de Aterrament neutro por alta Neutro Neutro FPSO; FSO o de neutro resistência ou Isolado Isolado transformador de por alta aterramento no resistência barramento principal IT, Aterramento de IT, IT, IT, Unidades neutro por alta Aterrament Aterrament Aterramento semiresistência ou o de neutro o de neutro de neutro submersíveis transformador de por alta por alta por alta ou fixas aterramento no resistência resistência resistência barramento principal Nível de corrente

≤ 20 A

≤ 10 A

≤5A

≤5A

Detecção de falta à terra/ Proteção

67N Direcional Trip

50GS Trip

59G Alarme

50GS Alarme de cada saída alimentador a Trip (somente zona 1)

Alarme

Discriminativo no CSS

Resumido no CSS

Discriminati vo no CSS

Resumido CSS

Detecção de falta p/ terra, três lâmpadas com botão de teste


Trip (soment e Zona 1)

UPS CA

UPS CC

Isolado IT

Isolado IT

Detector de falta p/ terra

Detector de falta p/ terra

Resumid Resumid o no CSS ono CSS

Painel de Semi-barras Barra do distribuiç dos CDCs CCM ão

Positivo e negativo



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8. ELECTRICAL GENERATION SYSTEMS The generator sets (drive and generator) shall be suitable for continuous operation at rated load, at ambient temperature as defined in the item “Environmental Conditions”. For gas-turbine the site ambient air temperature defined in the document MeteOcean for the Unit location, shall be considered. The generator sets shall be specified for base load power. De-rating factors for the drive (engine or turbine) output power shall be considered, as applicable: •

site ambient air temperature different from ISO’s condition;

•

fuel gas composition, gas-to-liquid fuel change, for dual-fuel turbines;

•

ageing and de-rating factor along major overhaul time intervals

8.1 Main Generation System The main generation capacity shall be evaluated in the Basic Design phase, by taking into account the “Load Analysis” and “Long Term Load Histogram", showing the load demand profile along with the production field lifespan. A comparative analysis map for the generation system, configuration selection and number of generators shall be issued in the Basis of Design/Basic Design phase, to fit/adjust driving machines to the electric power and process heating requirements, by taking into account the following factors: •

Investment Cost

•

Operating Cost

•

o

Maintenance Cost

o

Fuel Cost

Operational Continuity/System Flexibility o

Production Loss due to Non-availability

•

Total Weight

•

Required Space

•

Installed Capacity x Maximum Electrical & Heating Demand requirement

•

Electrical System Stability, Major Motor Starting studies

•

Short Circuit Level

•

System Safety, Load Rejection

•

Utilities Consumption (VAC, Cooling, etc.)

•

Heat Recovery Capacity at WHRU for Process




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8. SISTEMA DE GERAÇÃO Os grupos geradores (acionador e gerador) devem ser adequados para operação contínua com potência nominal na temperatura ambiente definida no item “Condições Ambientais”. Para a turbina a gás, a temperatura do ar ambiente definida no documento MeteOcean para a localização da unidade deve ser considerada. Fatores de redução para o acionador (motor ou turbina) devem ser considerados, conforme aplicável: •

Temperatura ambiente local diferente da condição ISO;

•

Composição do gás, mudança de combustível gás-para-líquido em turbinas bicombustível;

•

Fatores de redução (de-rating) por “envelhecimento” e entre períodos de revisão geral

(“overhauling”).

8.1. Sistema de Geração Principal A capacidade da geração principal deve ser avaliada na fase de Projeto Básico, considerando a ”Análise de Cargas” e o “Histograma Plurianual de Cargas", mostrando o perfil da demanda de carga pelo tempo de vida do campo de produção. Um mapa de análise comparativa para o sistema de geração, seleção da configuração e número de geradores deve ser emitido nas Bases de Projeto ou Projeto Básico, para dimensionar/ajustar os acionadores aos requisitos de potência elétrica e demanda térmica para aquecimento do processo, considerando os seguintes fatores: •

Custo de investimento

•

Custos operacionais

•

o

Custo de manutenção

o

Custo de combustível

Continuidade Operacional/ Flexibilidade do Sistema o

Perdas de produção devida à indisponibilidade

•

Peso total

•

Espaço requerido

•

Capacidade instalada x requisitos de máximas demandas elétrica e térmica

•

Estabilidade de sistema elétrico; estudos de partida dos maiores motores

•

Nível de curto circuito

•

Segurança do sistema; rejeição de carga

•

Consumo de utilidades (VAC, resfriamento, etc.)

•

Capacidade de recuperação de calor na WHRU para o processo




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•

Technical Assistance

•

Field-proven running time for the model/frame

•

Petrobras’ standardization

For the generation arrangement, it shall be considered one generator in standby mode (N-1). A 10% margin between maximum expected demand and the (N-1) generating capacity should be considered.

8.1.1. Standardization For standardization purposes, the following arrangement shall be considered. 8.1.1.1. Production Fields with High GOR (Gas-to-Oil Ratio) Gas/diesel fueled TG rated 25 MW net, at site condition (typically at 30°C) shall be considered. It shall be also considered, the generation capacity to start the biggest installed electric motor, as follows: (a) 4 x 25 MW configuration: Three 31,5 MVA (n-1) paralleled generators to direct start an induction motor up to 13 MW, or Two 31,5 MVA (n-2) paralleled generators to direct start an induction motor up to 11 MW. (b) 3 x 25 MW configuration: Two 37 MVA (n-1) paralleled generators to direct start an induction motor up to 13 MW, or Two 31,5 MVA (n-1) paralleled generators to direct start an induction motor up to 11 MW.

Where the gas compressor size is higher than values above, it shall be evaluated the splitting of compressor drive in more stages with smaller motors or, compressors to be directly driven by gas turbine, or driven by an electrical variable speed drive (VSD). In any of the above mentioned case, the heat rejection taken by the WHRUs, shall also be considered with one generator in standby (n-1), and generators running with 75% average electrical load.




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•

Assistência técnica

•

Tempo de operação comprovada, sem problemas do modelo/carcaça

•

Padronização na Petrobras

Para o arranjo da geração, deve ser considerado um gerador reserva em stand-by (N-1). Deve ser considerada uma margem de 10 % entre a demanda máxima esperada e a capacidade de geração (com N-1 unidades em serviço).

8.1.1. Padronização Com propósito de padronização, os seguintes arranjos devem ser considerados: 8.1.1.1 Campos de Produção com Alta RGO (relação gás-óleo) Devem ser considerados Turbo-Geradores a gás/diesel com potência nominal líquida de 25 MW na condição de instalação “site” (tipicamente a 30°C). Também deve ser considerada a capacidade de geração necessária para partir o maior motor elétrico instalado, como se segue: (a) Configuração 4 x 25 MW: Três geradores de 31,5MVA em paralelo (N-1) para a partida direta de um motor de indução de até 13 MW, ou Dois geradores de 31,5MVA em paralelo de (N-2) para a partida direta de um motor de indução de até 11 MW. (b) Configuração 3 x 25 MW: Dois geradores de 37MVA em paralelo (N-1) para a partida direta de um motor de indução de até 13 MW, ou Dois geradores de 31,5MVA em paralelo (N-2) para a partida direta de um motor de indução de até 11 MW. Onde o dimensionamento dos compressores indicar potências superiores aos valores acima, deve ser avaliada a divisão do compressor em mais estágios com motores menores ou a utilização de compressores diretamente acionados por turbinas à gás ou acionados por conversores de frequência (VSD). Em todos os casos acima, a rejeição de calor disponível na WHRU também deve ser considerada, com um gerador em stand-by (N-1) e os demais geradores em operação com carga elétrica média de 75%.




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Notes: (1) In any case above, it may be considered an AVR pre-booster to raise system voltage about 5% just prior to motor starting, in order to limit the voltage transient below 15% at the main bus. (2) Direct start induction motors, with a low starting current (Ist/In ≤ 3,8) shall be considered, with sufficient margin of accelerating torque. (3) It was assumed for studies a synchronous generator with X’d ranging from 0,22 to 0,29 p.u. (4) The generators ranging from 31,5 to 37 MVA are of the same frame.

Auxiliary TGs may be considered when a small and very sharp electrical demand peak for a short time would avoid the installation of additional generator.

8.1.1.2 Production Fields with Low GOR A steam driven turbine should be considered for electric power generation, in 3 x 50% arrangement [n-1], with following standardized generator sets: •

Steam TG rated 20MW, 31,5MVA generator shall be considered;

•

Steam TG rated 28MW, 37MVA generator shall be considered.

For induction motors direct starting, the 3 x 25MW arrangement for gas turbine generation, as above, remain valid (31,5 or 37MVA generators). The heat required by process for separation shall be extracted from boilers, which shall also feed both heating media as well as the steam turbine generators. For Units with steam turbine generators as auxiliary generation, the class vessel Main Generation shall be of diesel driven generator type, in a minimum of 2 x 100% capacity for shipservice, general plant utilities and life support loads. Diesel-generator set should be arranged, at medium voltage bus, as Main Generation. These main diesel-generator sets may be used to complement steam turbine generators capacity to attend all loads, including production peak phase.




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Notas: (1) Em todos os casos acima, pode ser considerado um pré-booster no AVR para elevar a tensão do sistema em aproximadamente 5%, imediatamente antes da partida do motor, para limitar o transitório de subtensão menor que 15% no barramento principal. (2) Motores de indução de partida direta, com baixa corrente de partida (Ist/in ≤ 3,8) devem ser considerados, com folga suficiente no torque de aceleração. (3) Foi assumido nos estudos um gerador síncrono com X´d entre 0,22 e 0,29 p.u. (4) Os geradores na faixa de 31,5 a 37 MVA são da mesma carcaça.

TGs auxiliares podem ser considerados quando ocorrer um curto pico de demanda elétrica por pouco tempo, podendo evitar a instalação de gerador adicional.

8.1.1.2 Campos de Produção com Baixa RGO Devem ser considerados Turbo-Geradores a vapor para a geração de energia elétrica, em arranjo 3 x 50% [N-1], com os seguintes conjuntos padronizados: •

TG a vapor com potência nominal de 20MW e gerador de 31,5 MVA;

•

TG a vapor com potência nominal de 28MW e gerador de 37 MVA.

Para a partida direta de motores de indução permanecem válidas as mesmas considerações acima da configuração 3 x 25MW para a geração com turbinas a gás (geradores de 31,5 ou 37MVA). O calor necessário para o processo de separação deve ser obtido a partir das caldeiras, que alimentarão tanto os fluidos de aquecimento como os geradores com turbinas à vapor. Para unidades com geradores com turbinas a vapor como geração auxiliar, a geração principal da embarcação deve ser por diesel-geradores, no mínimo na configuração 2 x 100% da capacidade necessária para suprir as cargas da embarcação (ship-service), utilidades da plataforma e cargas de suporte à vida. Os grupos diesel-geradores devem ser conectados no barramento de média tensão, como Geração Principal. Esses grupos diesel-geradores principais podem ser usados para complementar a capacidade dos turbo-geradores a vapor para atender a toda a demanda, inclusive no período de pico da produção.




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8.1.2. Starting Means Two (2) different and independent means for the starting of the main generator turbines shall be provided, assuming that all generators are shut down, at dead-ship condition. To meet such requirement, 2 (two) diesel-driven generators units shall be arranged (e.g., one emergency generator and one auxiliary generator). The auxiliary and peripheral systems, including control voltage, starting means, starting recharging system, etc., for those diesel generator units shall be fully independent, with no common failure mode, each one with its own cold starting means. Note: Dead ship condition is the condition under which the main generation plant, boilers and auxiliaries are not in operation due to the absence of power. Batteries and/or pressure vessels to accumulate energy for starting of the main and auxiliary engines are considered depleted.

8.1.3. Control System Each turbo-generator control panel (TGCP) shall allow operator to perform the following functions: • generator monitoring and control • generator start and stop, close/open circuit breaker • synchronization • voltage and frequency adjustment • turbine monitoring and control 8.1.4. Synchronism The synchronism of main generators shall be possible manually by operator, at TGCP. The parallelism shall be possible at each main generator circuit breaker and at the bus coupler (tie) circuit breaker. In all cases, the synchronism-check relay (25) shall interlock the circuit breaker closing. All instruments and controls to perform synchronism shall be assembled together on each generator TGCP.




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8.1.2. Meios de Partida Devem ser instalados dois (2) meios diferentes e independentes para partir as turbinas dos geradores principais, assumindo que todos os geradores estejam desligados na condição deadship. Para atender esse requisito, 2 (dois) grupos diesel-geradores devem ser instalados (p. ex., um gerador de emergência e um gerador auxiliar). Os sistemas auxiliares e periféricos, incluindo tensão de controle, meios de partida e seus meios de recarga, etc. desses diesel-geradores devem ser totalmente independentes, sem modo de falha comum, cada um com os seus próprios meios de partida a frio. Nota: A condição dead-ship é aquela na qual a planta de geração principal, as caldeiras e os sistemas auxiliares não estão em operação devido à ausência de energia. Baterias e/ou vasos acumuladores para partida dos motores principais e auxiliares são considerados descarregados.

8.1.3. Sistema de Controle Cada painel de controle de turbo-gerador (TGCP) deve permitir que o operador execute as seguintes funções: • Monitoramento e controle do gerador • Partida e parada do gerador, abertura e fechamento do disjuntor • Sincronização • Ajuste de tensão e frequência • Controle e monitoramento da turbina 8.1.4. Sincronismo O sincronismo dos geradores principais deve ser possível no modo manual pelo TGCP. O paralelismo deve ser possível em cada disjuntor dos geradores principais ou no disjuntor de interligação do barramento (tie). Em todos os casos o fechamento do disjuntor só deve ser possível com a permissão do relé de verificação de sincronismo (25). Todos os instrumentos e controles para executar o sincronismo devem ser montados reunidos no TGCP de cada gerador.




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8.1.5. Power Management System (PMS) A Power Management System shall control the electrical power system frequency and voltage. The purpose of the PMS is to give stability to the power distribution network by controlling the generators selected for parallel operation. The PMS shall be provided with at least the following functions: •

Mimic display of main generator status;

•

main parameters for each generator (kW, kVA, kVAr, Hz, etc);

•

the system total consumed power and total spinning power available;

•

manual synchronization of main bus tie breaker;

•

Load shedding;

•

Load sharing;

•

Interface with CSS at CCR for remote monitoring;

8.1.5.1. Load Shedding The Load Shedding shall command the tripping of pre-determined MV consumers, in the event of main generation overload. Each load or group of loads shall be arranged according to priority in the shedding sequence. The selection of loads and the priorities shall be defined during the Detailed Design. As general rule, the water injection pumps and gas reinjection system (if any), shall be tripped at first stage, as they represent heavy loads, non essential on a short term. The selection of shedding loads may be rescheduled at any time by operator. The Load Shedding System shall be hardwired, operating within the required actuating time, as defined by the system stability study. The signal acquisition and transmission shall not be through network; the actual demand of generators and main loads shall be acquired by transducers in the MV bus.




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8.1.5. Sistema de Gerenciamento de Potência (PMS) O Sistema de Gerenciamento de Potência deve controlar a freqüência e a tensão do sistema elétrico. O objetivo do sistema de gerenciamento de potência é dar estabilidade à rede de distribuição de energia, controlando os geradores selecionados para a operação em paralelo. O PMS deve ser fornecido com, pelo menos, as seguintes funções/indicações: •

Diagrama mímico com indicação do estado de cada gerador principal;

•

Principais parâmetros de cada gerador (kW, kVA, kVAr, Hz, etc.);

•

Potência total consumida pelo sistema e potência disponível na barra;

•

Sincronização manual do disjuntor de interligação do barramento principal (tie);

•

Descarte de carga;

•

Divisão de carga;

•

Interface com CSS no CCR para monitoramento remoto.

8.1.5.1 Descarte de Cargas O Descarte de Cargas deve comandar o desligamento de cargas pré-determinadas da Média Tensão, no caso da sobrecarga da geração principal. Cada carga ou o grupo de cargas deve ser arranjada segundo a prioridade na seqüência de descarte. A seleção de cargas e as prioridades serão definidas durante o Projeto Detalhado. Como regra geral, as bombas de injeção de água e compressores para reinjeção de gás (se houver), devem ser descartadas no primeiro estágio, já que representam cargas pesadas, não essenciais em um curto prazo. Deve ser possível reprogramar a seqüência de descarte a qualquer tempo, pelo operador. O Sistema de Descarte de Cargas deve ser conectado diretamente (hardwired), funcionando dentro do tempo de acionamento requerido pelo estudo de estabilidade do sistema. A aquisição de dados e a transmissão de sinais não serão pela rede. As demandas reais dos geradores e principais cargas serão adquiridas via transdutores no barramento de MT.




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The following functions for the Load Shedding System shall be provided, as minimum: • Trend of gradual overload alarm; • Gradual overload shedding; • Sudden overload shedding (generator malfunction/loss); • Underfrequency shedding; • Load inhibition (to avoid the connection of any incoming load which would exceed the available spinning generators capacity). Note: The turbine de-rating shall be considered on gas-to-liquid fuel change. 8.1.5.2 Load Sharing The load sharing (kW and kVAr) between generators shall be possible on: • Automatic basis, through the Power Management System (PMS), except when bus-tie breakers are open; • Base load selection; • Droop mode. 8.1.6. Protection The protection for main generators shall be as simple as possible, designed so that shutdown occur only when the equipment integrity may be impaired and comply with ANSI/IEEE C37.102. The protective actions shall be split in steps, as follows: •

Alarm

•

Generator Breaker trip

•

Generator Exciter trip

•

Turbine shutdown

For generation protection, all relays shall be microprocessed, multifunction, from MVLO. Notes: It shall be specified conformal coating for marine environment;

It shall be supplied the state of the art relays, subject to Petrobras’ approval. Protective relay should be installed in TGCP. For main generator with a capacity equal to or larger than 6 MVA, adopt a single 51 microprocessed relay from different manufacturer, as a minimum backup configuration, in the Main Switchboard. Note: The relays shall be coordinated, and may use the same CTs and PTs.




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Pelo menos as seguintes funções devem ser incluídas no Sistema de Descarte de Cargas: • Alarme por tendência de sobrecarga gradual; • Descarte por sobrecarga gradual; • Descarte por sobrecarga súbita (mau funcionamento/perda de gerador); • Descarte por sub-freqüência; • Inibição de carga (para evitar a entrada de qualquer carga que excederia a capacidade disponível dos geradores em operação). Nota: Deve ser considerada a redução da capacidade da turbina (de-rating) na mudança do combustível de gás para líquido. 8.5.1.2

Divisão de cargas

A divisão de carga (kW e kVAr) entre geradores deve ser possível em: • Base automática, pelo Sistema de Gerenciamento de Potência (PMS), exceto quando o disjuntor TIE do barramento estiver aberto; • Seleção de modo “base load”; • Modo “Droop”. 8.1.6. Proteção A proteção dos geradores principais deve ser tão simples quanto possível, projetada de forma que o desligamento só ocorra quando a integridade do equipamento possa ser comprometida e de acordo com a ANSI/IEEE Std C37.102. As proteções devem atuar em estágios, como segue: •

Alarme;

•

Trip do disjuntor do gerador;

•

Trip da excitatriz do gerador;

•

Parada da turbina.

Para a proteção dos geradores, todos os relés devem ser microprocessados, multifunção, do MVLO. Notas: Devem ser especificados relés com tratamento adequado para atmosfera marítima (conformal coating); Devem ser fornecidos relés no estado da arte, sujeitos à aprovação da Petrobras. O relé de proteção deve ser instalado no TGCP. Para gerador principal com capacidade igual ou superior a 6 MVA, deve ser previsto um relé de proteção de retaguarda função 51, de outro fabricante, instalado no CDC Principal. Nota: Os relés devem ser coordenados e podem usar os mesmos TCs e TPs. PETROBRAS/EP-ENGP/IPP/EISA Aprovado 18/11/2010



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8.2. Emergency Generation System The emergency generator shall be a self-contained unit [IMO MODU CODE], air-cooled type; preferably provided with radiator mounted on the engine skid and fan driven by diesel engine shaft. The generator set shall start automatically, and assume the load to its rated capacity, at a time shorter than 45 seconds upon failure of main generation. The automatic starting of generator unit shall take place upon failure of normal power on the “Essential Switchgear” bus, to which the generator shall be connected [IMO MODU CODE]. Should the automatic starting fails after 3 attempts, it shall alarm “starting failure”, to prevent the full discharge of the starting source, for intervention and manual attempt. The cycle shall comply with NFPA 110 (figure A.-5.6.4.2 Diagram of Cranking Cycles). The emergency generator, the accesses thereto, the ventilation air intakes, combustion air, essential switchgears, and further peripherals described in IMO MODU CODE shall be located above the worst damage water line, in a place not susceptible to collision by another vessel, and at a place with easy access [IMO MODU CODE].

The location shall not be susceptible to “green

water” landing on deck. The location of the emergency generation source, the transitional power source, and the essential service switchgear shall be such that a fire, flood, or another casualty in main or auxiliary generation causes no interference in the emergency power supply and distribution [IMO MODU CODE]. The emergency generator set,

the essential service switchgear and transitional power source

(UPS and batteries) shall not be located in hazardous areas or compartments contiguous to hazardous areas. Where that is not possible, the boundaries or decks between such compartments shall be A-60 Class [IMO MODU CODE]. The emergency generation shall be sized to supply essential and emergency consumers, such as defined in DR-ENGP-I-1.3 – Safety Philosophy. The generator set shall be specified for continuous base load power regime, also considering the de-rating factor for the drive engine output at ambient air temperature conditions. Two independent starting means shall be provided, the first one with capacity of at least 6 (six) attempts; the second means with capacity of at least 3 (three) attempts. The storage and charging means shall be independent for each starting system. One cold starting means shall be provided.




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8.2

Sistema de Geração de Emergência

O gerador de emergência deve ser uma unidade autônoma [IMO MODU CODE], refrigerado a ar; preferencialmente com radiador montado na base do motor e o ventilador acionado pelo eixo do motor diesel. O grupo gerador deve partir automaticamente, e assumir as cargas até a sua capacidade nominal, em um período inferior a 45 segundos na falha da geração principal. A partida automática do gerador deve ocorrer quando faltar alimentação normal no barramento do “CDC Essencial”, ao qual o gerador deve ser conectado [IMO MODU CODE]. Se a partida automática falhar após 3 tentativas, deve alarmar “falha de partida”, para prevenir a descarga da fonte de acionamento, para intervenção e tentativa manual. O ciclo deve estar em conformidade com NFPA 110 (figura A.-5.6.4.2 Diagram of Cranking Cycles). O gerador de emergência, seus acessos, as entradas de ventilação, ar de combustão, painéis essenciais, e os demais periféricos descritos no IMO MODU CODE devem ser localizados acima da pior linha de avaria, em um local não suscetível a colisão por outra embarcação, e em um lugar de fácil acesso [IMO MODU CODE]. A localização não pode estar sujeita a ondas embarcando no convés (Green water). A localização do gerador de emergência, da fonte transitória de energia, e dos painéis essenciais deve ser tal que um incêndio, inundação, ou qualquer outro acidente na geração principal ou auxiliar não interfiram com o fornecimento e a distribuição da geração de emergência [IMO MODU CODE]. O grupo gerador de emergência, os painéis essenciais e as fontes transitórias de energia (UPS e baterias) não devem ser localizados em áreas classificadas ou compartimentos adjacentes a áreas classificadas. Quando isto não for possível, as anteparas ou pisos entre estes compartimentos devem ser classe A-60 [IMO MODU CODE]. A geração de emergência deve ser dimensionada para suprir os consumidores essenciais e de emergência, como definido na DR-ENGP-I-1.3 – Filosofia de Segurança. O grupo gerador deve ser especificado para operação em regime contínuo (base load), e também deve ser considerada a perda de potência do motor acionador em função da temperatura ambiente. Devem ser providos dois meios de partida independentes, o primeiro com capacidade para pelo menos 6 (seis) tentativas; e o segundo com capacidade para pelo menos 3 (três) tentativas. Os meios de recarga e armazenamento devem ser independentes para cada sistema de partida. Deve ser fornecido um modo de partida a frio.




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The charging and storage means for starting (e.g., starting air vessel, dedicated diesel-driven air compressor or battery) shall be located on the emergency generator room; these devices shall not be used for any purpose other than for the operation of the emergency generator set [IMO MODU CODE]. The quick-closing fuel valve shall be a normally-open, “energize to close” coil. A manual action closing device shall be provided to close the fuel valve, outside the emergency generator room, in case of fire inside.

8.2.1. Synchronism Synchronism shall be possible with main generators or auxiliary generator (with one system only at a time). It shall be used only for momentary parallelism for the transfer of loads with no interruption, for the load tests of emergency generator or restoring the main generation, after a blackout. The synchronism shall be made only locally. Note: The reactance shall be assigned to fit maximum short-circuit level specified for essential switchboard bus during this synchronization. Alternatively, the tests may be conducted with tie-breaker referred in 8.2.3 temporarily open.

8.2.2. Emergency Generator Control Panel (EGCP) Configuration The generator control panel shall allow the operator to perform the following tasks manually: • generator starting and stopping • voltage and frequency setting • facilities to perform generator set functional and load tests – operation mode selection (manual x automatic x blocked), backfeed • synchronism, local, only for load transfer and periodical load test The engine starting & monitoring shall be fed by 24 VDC dedicated rectifier and starting battery bank, near to the generator set. The control panel shall be conceived with dedicated controllers, (e.g., Woodward® EGCP-3®, or accredited similar combination, marine duty certified and field proven), including the engine starting control circuit. PLC shall not be used. AVR shall be of microprocessed type.




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Os meios de recarga e armazenamento para acionar a partida (p. Ex., vaso de ar de partida, compressor à motor diesel dedicado ou bateria) devem ser localizados na sala do gerador de emergência; esses dispositivos não devem ser usados para nenhuma outra finalidade além da operação do grupo gerador de emergência [IMO MODU CODE]. A válvula de fechamento rápido de combustível deve ser normalmente aberta, sendo energizada para fechar. Deve ser previsto um dispositivo de acionamento manual externo à sala do gerador de emergência para cortar a alimentação de combustível em caso de incêndio nesta.

8.2.1. Sincronismo O sincronismo deve ser possível com os geradores principais ou com o gerador auxiliar (com um único sistema por vez). O sincronismo deve ser usado apenas para paralelismo momentâneo para a transferência de cargas sem interrupção, para os testes de carga do gerador de emergência ou para restaurar a geração principal, após um blackout. O sincronismo deve ser feito apenas localmente.

Nota: A reatância deve ser ajustada para atender ao nível máximo de curto-circuito para o CDC essencial durante esta sincronização.

Alternativamente, os testes podem ser

conduzidos com o disjuntor tie, citado no item 8.2.3, temporariamente aberto.

8.2.2. Configuração do Painel de Controle do Gerador de Emergência (EGCP) O painel de controle do gerador deve permitir que o operador execute as seguintes tarefas manualmente: • Partida e parada do gerador • Ajuste de tensão e freqüência • Recursos para executar testes funcionais e de carga com o grupo gerador – seleção de modo de operação (manual x automático x bloqueado), back-feed • O sincronismo local, só para a transferência de cargas e teste periódico com carga A partida e o monitoramento do motor devem ser em 24VCC, alimentados por um retificador e banco de baterias de partida próxima ao grupo gerador. O painel de controle deve ser concebido com controladores de uso dedicado, (p. Ex., Woodward® EGCP-3 ®, ou combinação similar confiável, certificada para uso naval e aplicação consagrada) que incluam o controle de partida do gerador. Não deve ser utilizado PLC. O AVR deve ser do tipo microprocessado.




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The control panel shall be provided with the analog instruments and synchronization facilities for periodical tests and restoring conditions after a blackout. The emergency generator protection shall be as simple as possible, designed so that shutdowns occur only when the equipment integrity may be impaired. Notes: •

Emergency generator shall be tripped only by overload/short-circuit, reverse power or loss of field;

•

The diesel engine shall be tripped only by “low lube oil pressure”, “engine overspeed” or “high-high temperature”.

•

Backfeed line shall be tripped when 90% of emergency generator capacity is reached;

8.2.3. Essential Switchgear Configuration The essential switchgear is fed from emergency generator. The circuit breaker control circuit and protective relays shall be fed from AC UPS. The control circuit shall have a back up source from a transformer derived from the generator armature voltage, upstream the generator circuit breaker, with a manual change-over switch. The essential loads for the vessel’s safety shall remain connected for prompt reconnection upon restoring and energizing of the essential switchgear. Such loads shall have neither automatic restarter nor contactor in series. The essential electrical system restoring shall be independent from the remote UPS status and loss of communication with the CSS. The essential loads feeders shall have neither an undervoltage trip (UVT) nor undervoltage relay (27). The essential switchgear shall be provided with a bus-tie circuit-breaker without tripping unit, to allow periodically starting and load tests of emergency generator. The emergency generator bus side shall be connected to motor driven loads.

8.2.4. Backfeed Line A 480V backfeed line from essential bus to ship-service/Aux Gen bus shall be provided, to meet any contingencies. To avoid tripping of the emergency generator due to overload,

a demand monitoring shall be

provided, for alarm at 85% load (kW); when in backfeed operation.




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O painel de controle deve ter os instrumentos analógicos e os recursos de sincronização para testes periódicos e restauração após “blackout”. A proteção do gerador de emergência deve ser tão simples quanto possível, projetada para que as interrupções só ocorram quando a integridade do equipamento possa ser comprometida. Notas: •

O gerador de emergência deve ser desligado somente por sobrecarga/curto-circuito, potencia reversa ou perda de campo;

•

O motor diesel deve ser desligado somente por “baixa pressão de óleo lubrificante”, “sobrevelocidade” ou “alta temperatura (high-high)”;

•

A linha de back-feed deve ser desligada quando for atingida 90% da capacidade do gerador.

8.2.3. Configuração do CDC Essencial O CDC Essencial é alimentado pelo gerador de emergência. Os circuitos de controle dos disjuntores e os relés de proteção serão alimentados a partir da UPS CA. O circuito de controle deve ter uma alimentação de backup através de um transformador derivado da tensão de armadura do gerador, a montante do disjuntor, com chaveamento manual. As cargas essenciais para a segurança da embarcação devem permanecer conectadas, para religamento imediato com a restauração e energização do barramento do CDC essencial. Essas cargas não devem ter automatismo de repartida nem contatores em série. A restauração do sistema elétrico essencial deve ser independente do estado de carga das baterias de UPS remotas e da perda de comunicação com a CSS. Os alimentadores de cargas essenciais não devem ter bobinas de mínima tensão (UVT) nem relés de subtensão (27). O CDC essencial deve ser provido com um disjuntor TIE sem disparadores, para permitir a partida e testes de carga periódicos do gerador de emergência. A semi-barra do gerador deve ser conectada a cargas motóricas.

8.2.4. Linha de Back-feed Deve ser prevista uma linha de back-feed de 480V do barramento essencial para o barramento de ship-service/auxiliar, para atender eventuais contingências. Para evitar o desligamento do gerador de emergência por sobrecarga, deve haver supervisão de demanda do mesmo, de modo a alarmar com 85% de carga (kW); quando em operação de backfeed. PETROBRAS/EP-ENGP/IPP/EISA Aprovado 18/11/2010



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When in use, the backfeed circuit breaker shall be automatically disconnected, in case of an ESD-3 event to disconnect the non-essential loads.

8.3. Auxiliary Generation System Auxiliary generation shall be dimensioned to provide a second starting means for turbo generators, where main generation shuts down and emergency generation is unavailable. The auxiliary generator control panel (AGCP) shall be equal to emergency generator controls.

9. UNINTERRUPTIBLE POWER SUPPLY (UPS) AC AND DC The UPS serves as a secure (uninterruptible) alternating current source of power to emergency consumers and safeguarding systems. Should AC power supply fail, the UPS shall keep the emergency consumers energized, according to the specified autonomy time. For emergency consumers list and autonomy time, see DR-ENGP-I-1.3 – Safety Philosophy. The redundant UPSs shall be installed in separated rooms. The UPSs shall not have cross interconnections between the redundant batteries. The UPSs for different systems and consumers shall be independent between them, with no common mode failure. The Radio station, Telecom, navigation lights, TG and TC back-up UPS, emergency lighting loads can not have their operation stopped due to the loss of a 24 VDC or another UPS, or the occurrence of an ESD-4, except where it is provided in the ESD-4 logics with a time-delayed shutdown. UPS distribution panel with multiple-outgoing circuits, the distribution panel shall be provided with means and facilities for manual detection of earth fault with a portable clamp meter detector. The UPS distribution circuit shall be exclusive for feeding the emergency consumers, and it shall not be used for any other purpose. Each load shall be fed from exclusive branch, individually protected by a circuit breaker. The rectifier shall be provided with input for inhibition of deep charging (boost) in case of hydrogen detection inside battery room. See DR-ENGP-I-1.3 – Safety Philosophy.




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Quando em uso, o disjuntor de back-feed deve ser automaticamente desconectado no caso de um evento ESD-3 para desconectar as cargas não essenciais.

8.3

Sistema de Geração Auxiliar

A geração auxiliar deve ser dimensionada para prover um segundo meio de partida para turbogeradores, quando a geração principal está desligada e a geração de emergência está indisponível. O painel de controle do gerador auxiliar (AGCP) deve ser idêntico ao painel de controle do gerador de emergência.

9. FONTES ININTERRUPTÍVEIS DE ENERGIA (UPS) CA E CC A UPS CA serve como uma fonte segura (ininterruptível) de corrente alternada para consumidores de emergência e sistemas de segurança. Em caso de falha no fornecimento de energia CA, a UPS deve manter as cargas de emergência energizadas durante o tempo de autonomia especificado. Para listas de cargas de emergência e tempos de autonomia consultar DR-ENGP-I-1.3 – Filosofia de Segurança. As UPSs redundantes devem ser instaladas em salas separadas. As UPSs não devem ter interconexões cruzadas entre as baterias redundantes. As UPSs para diferentes sistemas e consumidores devem ser independentes entre si, sem modo comum de falha. As UPS da estação de rádio, das telecomunicações, das luzes de navegação, de backups de TGs e TCs e da iluminação de emergência não devem ter operação interrompida devido à perda de 24VCC ou outra UPS, ou pela ocorrência de um ESD-4, exceto quando provido na lógica ESD-4 com desligamento temporizado. O painel de distribuição de UPS com múltiplos circuitos de saída, deve ser previsto meios de deteção manual da falta à terra, com um detector portátil tipo amperímetro-alicate. Os circuitos de distribuição de UPS serão exclusivos para alimentar as cargas de emergência, e não devem ser usados para nenhum outro objetivo. Cada carga será alimentada por um ramal exclusivo, individualmente protegido por um disjuntor. O retificador deve ser provido de entrada para inibição de carga profunda (boost) no caso de deteção de hidrogênio na sala de baterias. Vide DR-ENGP-I-1.3 – Filosofia de Segurança.




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9.1. 220VAC UPS System – Automation/Instrumentation The UPS system configuration shall be of simple arrangement, comprising of two redundant units (2 x 100%), operating isolated. The UPS distribution shall be 220VAC, three-phase. The UPS output capacity shall be limited to 150 kVA. Each UPS feeds a distribution switchgear. The distribution switchgears shall have full capacity interconnecting circuit breakers for transfer of loads.

9.2. 220 VDC UPS System - Emergency Lighting It shall consist of two battery banks and two rectifiers; each set shall have 100% load capacity. Each rectifier supplies power to a distribution panel. The distribution panel shall be interconnected through normally open circuit breakers. See item 10.3.2.

9.3. UPS - Ballast System Such system shall provide 24VDC general control voltage on top of columns for semi-submersible unit, via a local rectifier and battery.

9.4. Dedicated 24VDC Systems For dedicated controls for fire-fighting pumps and emergency generator, navigation lights, fed from the essential bus, and a battery bank near to the driven equipment.

9.5. 48VDC Systems - Telecom This system shall be assigned to the telecommunication system. The Basis of Design for each specific Telecommunication System shall be followed.

9.6. TG and TC UPS/Rectifiers The batteries for turbo-generator and turbo-compressor emergency post-lube oil pumps shall be an independent system (preferable supplied by TG package vendor).The dedicated Control Panels for TG and TC shall be fed from central automation system UPS, with two redundant feeders. A static switch for automatic transfer shall be provided inside control panels.




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9.1. Sistema De UPS De 220 VCA – Automação/Instrumentação A configuração do sistema de UPS deve ser de arranjo simples, compreendendo duas unidades redundantes (2 x 100 %), funcionando isoladamente. A tensão de distribuição da UPS deve ser em 220VAC, trifásica. A capacidade da UPS deve ser limitada em 150 kVA. Cada UPS alimenta um painel de distribuição. Os painéis de distribuição devem ter disjuntores de interligação de mesma capacidade dos disjuntores gerais para transferência das cargas.

9.2. Sistema de UPS de 220 VCC – Iluminação de Emergência O sistema deve ser composto de dois bancos de bateria e dois retificadores; cada conjunto com capacidade para 100% da carga. Cada retificador fornece energia para um painel de distribuição. Os painéis de distribuição devem ser interligados por disjuntores normalmente abertos. Ver item 10.3.2.

9.3. UPS - Sistema de Lastro Este sistema deve prover tensão de controle em 24VCC no topo das colunas da unidade semisubmersível, via retificador local e bateria.

9.4. Sistemas Dedicados de 24 VCC Devem ser usados para controles dedicados de bombas de combate a incêndio e gerador de emergência, luzes de navegação, alimentados pelo barramento essencial e bancos de baterias junto aos equipamentos.

9.5. Sistemas de 48VCC – Telecom Este sistema será destinado para sistema de Telecom. Devem ser seguidas as Bases de Projeto específicas para os sistemas de Telecomunicações.

9.6. UPS/Retificadores para TGs e TCs As baterias para as bombas de pós-lubrificação de emergência dos turbo-compressores e turbogeradores deve ser sistema independente; preferencialmente fornecido pelo pacoteiro dos TGs e TCs. Os Painéis de Controle dedicados dos TGs e TCs devem ser alimentados pela UPS central da Automação, com dois alimentadores redundantes. Uma chave estática para transferência automática deve ser fornecida dentro dos painéis de controle.




REV. 2


10. DISTRIBUTION SYSTEM 10.1. Power Distribution For generation systems with a demand in excess of 3 MW, the main bus shall be split in two parts through a tie circuit breaker. Note: The use of removable links is admitted only in existing units to be converted. The power distribution system shall be of secondary-selective type. Each transformer up to 10 MVA shall be dimensioned to feed 100% of the switchboard load demand, with no forced ventilation, on a contingency condition (“L” configuration with redundant unit out of service). The redundant transformers shall not operate in parallel, except momentarily. The transformer secondary circuit breaker shall be interlocked with the primary circuit breaker; secondary shall open when primary circuit breaker is open. The distribution system shall be designed with required redundancy, so that a single failure in any circuit or bus section does not impair all the system. In general, the main and essential Switchgears and MCCs, shall have spare circuit breakers and/or drawers, fully assembled and interconnected to control/monitoring system, in a 10% pro-rata of total, including at least one equivalent to the larger typical feeder/drawer on each panel. For UPS and rectifiers distribution boards 20% spare shall be adopted, and for lighting distribution boards 10%. Switchgears shall be extendable at least at one end, preserving the escape route even with one future additional cubicle. The Distribution System shall comply with IEC 61892-2.

10.1.1. Control Circuits The control voltage sources for redundant or duplicated equipments, with a common control, shall be fed from independent circuits and segregated by physical barriers or placed in separate switchgears, to avoid those damages on one impairs all the duplicated equipment. The MV and LV Switchgear control circuit shall be fed by redundant feeders from redundant UPSs. The MV MCC control circuit shall be fed by redundant feeders from redundant UPSs.




Rev. 2


10. SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO 10.1. Distribuição de Energia Para sistemas de geração com demanda maior que 3 MW, o barramento principal deve ser dividido em duas partes por um disjuntor tie. Nota: O uso de conexões removíveis só é admitido em unidades existentes a serem convertidas. O sistema de distribuição de energia deve ser do tipo secundário seletivo. Cada transformador até 10 MVA deve ser dimensionado para alimentar 100 % da demanda de carga do CDC, sem ventilação forçada, em condição de contingência (configuração “L” com unidade redundante fora do serviço). Os transformadores redundantes não devem operar em paralelo, exceto momentaneamente. O disjuntor do secundário do transformador deve ser intertravado com o disjuntor do primário; o disjuntor secundário deve abrir quando o disjuntor primário for aberto. O sistema de distribuição deve ser projetado com a requerida redundância, de forma que uma falha singela em um circuito ou seção de barramento não comprometa todo o sistema. Em geral, os CDCs e CCMs normais e essenciais devem ter disjuntores e/ou gavetas reservas totalmente montadas e interligadas ao sistema de controle/monitoração, na proporção de 10% do total, incluindo pelo menos uma equivalente ao maior alimentador/gaveta típica de cada painel. Para UPSs e painéis de distribuição de retificadores deve ser adotado 20% de reservas, e para os painéis de distribuição de luz 10%. Os CDCs devem ser expansíveis em pelo menos uma das extremidades, preservando a rota de fuga após instalação de um cubículo adicional. O sistema de distribuição deve estar em conformidade com IEC 61892-2.

10.1.1. Circuitos de Controle As fontes de tensão de controle de equipamentos redundantes ou duplicados, com circuito de controle comum, devem ser alimentadas por circuitos independentes e segregados por barreiras físicas ou localizados em painéis separados, para evitar que danos em um comprometam todo o equipamento duplicado. Os circuitos de controle dos CDCs de MT e BT devem ter alimentadores redundantes a partir de UPSs redundantes. Os circuitos de controle dos CCMs de MT devem ter alimentadores redundantes a partir de UPSs redundantes.




REV. 2


Note:

Emergency consumers (e.g., switchgear control and protection, main, aux. and

emergency generator package control panel, etc.) shall be fed by two redundant feeders from different UPSs. A static switch shall be provided for automatic transfer.

The LV MCC control circuit shall be fed by common local redundant voltage transformers. The control voltage shall be obtained from 2 VTs in different drawers, each one dimensioned to feed 100% of the MCC load. The protection for the secondary of these transformers and the individual drawer shall have coordination and selectivity among them. Switchgear/MCC circuit breakers shall not have built-in undervoltage trip device (UVT). The motor directly started by a circuit breaker on the Switchgear shall be disconnected through bus undervoltage relay (27), to not reconnect automatically. The shutdown signals (ESD) shall be hardwired, through dry contacts (no voltage); they shall not transit through relays and IEDs. Switchgears and MCCs shall be provided with local hardwired “stop” latching type push-button at drawer. Field push-button station located near to the equipment, shall have following functions: • Stop, latching type, hardwired • Transfer to Remote (command from CSS or Package Unit control Panel, as applicable) • Start For ballast & bilge pumps, the MCC shall be provided with direct start/stop controls, hardwired, at starter drawers. These drawers shall be provided with kW-meter. When a submersible type pump/motor is specified, the local push-button station shall not be installed in the pump room. The starter drawers shall be located above the worst damage water line. Close/open operation of main switchgear circuit-breakers, may be performed manually at each switchgear (transformers and MCC feeders, tie-circuit breakers, etc.); Close/open operation of these circuit-breakers may also be performed remotely by Electrical System Workstation installed in LER and ECR (or Auxiliary Switchboard Room).




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Nota: Os consumidores de emergência (exemplo: painel de controle e proteção, painel de controle de gerador principal, auxiliar e emergência, etc.) devem ser alimentados por dois alimentadores redundantes de UPS diferentes. Uma chave estática deve ser fornecida para transferência automática. Os circuitos de controle dos CCMs de BT devem ser alimentados por transformadores de comando locais, redundantes, comuns a todas as gavetas. A tensão de controle será obtida a partir de 2 TPs em gavetas diferentes, cada um dimensionado para alimentar 100 % da carga do CCM. A proteção dos secundários desses transformadores e da gaveta individual devem ter coordenação e seletividade entre si. Os disjuntores dos CDCs e CCMS não devem ser equipados com bobina de mínima tensão (UVT). O motor diretamente acionado por um disjuntor do CDC deve ser desconectado pelo relé de subtensão do barramento (27), para não ser religado automaticamente. Os sinais de desligamento em emergência (ESD) devem ser físicos, por contatos secos (sem tensão); tais sinais não devem transitar por relés e IEDs. Os CDCs e CCMs devem ser providos com botoeiras de desligamento com retenção, hardwired nas gavetas. A botoeira de campo localizada próximo ao equipamento deve ter as seguintes funções: • “Desliga”, com retenção, conexão direta hardwired; • Transferência para “Remoto” (comando a partir do CSS ou do painel de controle da unidade pacote, conforme aplicável); • “Liga”. Para bombas de lastro e esgoto, o CCM deve conter controles diretos de liga/desliga nas gavetas. Essas gavetas devem ser equipadas com medidor de kW. Quando especificada uma bomba/motor de tipo submersível, a estação de botoeira local não deve ser instalada na sala de bombas. As gavetas de acionamento devem ser localizadas acima da pior linha d’água de avaria. A operação de ligar/desligar os principais disjuntores dos CDCs pode ser executada manualmente em cada CDC (alimentadores de transformadores e CCMs, disjuntores TIE, etc.); A operação de ligar/desligar esses disjuntores também pode ser executada remotamente pela estação de trabalho do sistema elétrico instalada na LER e ECR (ou Sala do CDC Auxiliar).




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10.2. Electric System Workstation ESW shall provide monitoring & control of electrical system, switchboard and MCCs (at LER), and a second station for engineering/maintenance (at Engine Control Room or Auxiliary Generation Switchboard Room). MV and LV Switchgear and MCC shall be provided with integrated intelligent electronic devices (IED), to monitor the distribution system and feeder/drawers loads. Gateways shall be used to transfer control and monitoring data between the electrical devices capable of communicate with the Process Controllers and Fire & Gas Controllers of CSS through network. The communication between the Electrical System Gateways and the Process Controllers and the Fire & Gas Controllers shall be through redundant peer-to-peer Modbus TCP over Ethernet networks. The Electrical System Gateways shall also establish the connection between the Electrical System HMIs and the electrical devices, and CSS, through an OPC Ethernet link. Each Electrical System Gateway shall be constituted of two redundant PLCs with

no common

mode failure and with facilities for hot-swap. Two Gateways shall be installed; one in the Vessel Auxiliary Switchboard Room and other in the Topsides electrical room (LER).

10.3. Lighting System The lighting levels shall be according to NR-17 and API RP 14F. The emergency lighting and essential lighting shall have a clear external identification label, with individual markings among them, visible on the floor level. Lighting panels shall be installed in appropriate areas with separated circuits per area, to prevent that a single problem in one circuit or room does not entail the loss of all system. The lighting distribution switchboards shall be provided with incoming circuit-breaker and subcircuits miniature type circuit-breaker, with selectivity, to feed different zones. All lighting fixtures installed outdoors shall be specified with Ex-protection, see Figure 1 - Ex Protection Philosophy.




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10.2. Estação de Trabalho do Sistema Elétrico O ESW deve prover monitoramento e controle do sistema elétrico, CDCs e CCMs (na LER), e uma segunda estação para engenharia/manutenção (na ECR ou Sala do CDC Auxiliar). Os CDCs e CCMs de MT e BT devem ser providos com dispositivos eletrônicos inteligentes integrados (IED), para monitoramento do sistema de distribuição e dos alimentadores/gavetas. Devem ser utilizados Gateways para transferir os dados de controle e monitoração entre os componentes elétricos capazes de se comunicar com os Controladores de Processo e de Fogo & Gás do CSS através de redes. A comunicação entre os Gateways do Sistema Elétrico e os Controladores de Processo e de Fogo & Gás deve ser através de redes Ethernet redundantes ponto-a-ponto com protocolo Modbus TCP. Os Gateways do Sistema Elétrico também devem estabelecer comunicação entre as IHMs do Sistema Elétrico e os componentes elétricos e o CSS, através de uma rede OPC Ethernet. Cada Gateway do Sistema Elétrico deve ser constituído por dois PLCs redundantes sem modo de falha comum e com facilidades para troca a quente (“hot-swap”). Devem ser instalados dois Gateways: um na sala de painéis auxiliares da área Vessel e outro na sala elétrica de Topsides (LER).

10.3. Sistema de Iluminação Os níveis de iluminamento devem estar de acordo com a NR-17 e a API RP 14F. As luminárias da iluminação de emergência e da iluminação essencial devem ter etiquetas uma clara identificação externa, com marcações individuais diferentes, visíveis ao nível do piso. Os painéis de iluminação devem ser instalados em áreas apropriadas com circuitos separados por área, para prevenir que um único problema em um circuito ou sala implique na perda de todo o sistema. Os painéis de distribuição de luz devem ter disjuntor de entrada e disjuntores miniatura para subcircuitos, com seletividade, para alimentar diferentes zonas. Todas as luminárias instaladas em áreas externas devem ser especificadas com proteção para atmosferas explosivas. Ver figura 1 - Filosofia de Proteção Ex.




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Fluorescent lamps lighting fixtures shall be made of non-metallic material or stainless-steel with quick-start, dual-pin, high power factor reactor. High pressure sodium vapor lamp, stainless steel floodlight shall be applied for outdoors area, Exprotected. Metal halide lamp can be applied for non hazardous indoors areas.

10.3.1. Essential Lighting Essential lighting is the one fed from emergency generator; the number of fixtures, including emergency lighting shall be around: •

Utilities areas – 20%

•

Process areas – 10%

•

Control Rooms – 50%

•

Muster Stations – 50%

•

Electrical switchgear rooms – 30%

•

Emergency & Auxiliary Generator rooms – 30%

•

Offices – 5%

The essential lighting fixtures connected to a lighting transformer fed from emergency generator, installed in non-hazardous outdoors areas, shall be suitable for Group IIA, T3, increased safety type (Ex-e), see Figure 1 - Ex Protection Philosophy.

10.3.2. Emergency Lighting Emergency lighting is fed from battery backed-up DC UPS and/or built-in battery lighting fixtures fed from essential lighting transformers, to attend escape routes, muster stations, CCR, control panels, etc., according to DR-ENGP-I-1.3 – Safety Philosophy. For centralized DC UPS system, the lighting fixture shall be of dual type (AC/DC) ballast. For built-in battery lighting fixtures: •

It shall be normally lit and be fed from emergency generation.

•

It shall have status indication LEDs and automatic periodical discharge test feature.

The lighting fixture type and quantity shall be sufficient to show the escape routes, with at least 3 lux on flat decks and 5 lux on unleveled surfaces, such as stairs or corridors with obstacles or change in direction, etc.




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As luminárias fluorescentes devem ser construídas de material não metálico ou aço inoxidável, com partida rápida, pinos duplos e reator de alto fator de potência. Em áreas externas devem ser aplicados projetores de aço inox com lâmpadas de vapor de sódio de alta pressão, com proteção Ex.. Lâmpadas de vapor metálico podem ser aplicadas em áreas internas não classificadas. 10.3.1. Iluminação Essencial A iluminação essencial é aquela alimentada pelo gerador de emergência. O número de luminárias, incluindo as luminárias de emergência deve ser em torno de: •

Áreas de Utilidades – 20%

•

Áreas de Processo – 10%

•

Salas de Controle – 50%

•

Pontos de Encontro em Emergência – 50%

•

Salas de Painéis Elétricos – 30%

•

Salas dos Geradores Auxiliar e de Emergência – 30%

•

Escritórios – 5%

As luminárias essenciais instaladas em áreas externas não classificadas devem ser de segurança aumentada (Ex-e), adequadas para o Grupo IIA, T3, ver a figura 1 - Filosofia de Proteção Ex.

10.3.2. Iluminação de Emergência A iluminação de emergência é alimentada a partir de UPS CC mantida por baterias e/ou luminárias com bateria incorporada, alimentadas pelos transformadores de iluminação essenciais, para atender as rotas de fuga, pontos de encontro, CCR, painéis de controle, etc., segundo a DRENGP-I-1.3 – Filosofia de Segurança. Para o sistema com UPS CC centralizada, os reatores das luminárias devem admitir alimentação CA e CC. Para luminárias com bateria incorporada: •

Luminárias devem ficar normalmente acesas e devem ser alimentadas pela geração de emergência.

•

Luminárias devem possuir leds indicadores de estado e recursos para teste periódico de descarga, automático.

O tipo e a quantidade de luminárias devem ser suficientes para indicar as rotas de fuga, com pelo menos 3 lux em conveses planos e 5 lux em locais com desníveis, tais como escadas ou corredores com obstáculos ou mudanças de direção, etc. PETROBRAS/EP-ENGP/IPP/EISA Aprovado 18/11/2010



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All emergency lighting shall be specified for Zone 1, Group IIA, T3, increased safety type (Ex-e), except indoors accommodation areas.

10.3.3. Navigation Aids Navigation aids and helideck lights & signaling shall comply with NORMAM-01, issued by brazilian Maritime authority. Navigation lights shall be ex-protected type. A dedicated rectifier and battery bank shall feed the 96-hour navigation lights.

11. ELECTRICAL EQUIPMENT AND INSTALLATION 11.1. General Requirements The electrical equipment shall comply with the requirements provided in IEC 61892-3 and IEC 61892-7, and applicable Classification Society. All electrical equipment shall be dimensioned for the rated capacity for continuous operation (S1), when fed from a system with the voltage and frequency regulations within the tolerances shown in 7.2 and 7.3, and with the harmonic content shown in 7.6, except when otherwise indicated, for intermittent regime equipment (e.g., cranes, etc.). The electrical equipment shall be made from durable materials, at least a flame retardant, nonhygroscopic material, not affected by humidity/moisture, marine environment, and oil vapors, etc., to which it is exposed. The “Ex” protection type indicated in the item “Ex” Protection Philosophy – shall be followed for application and specification of electrical equipment, according to location. The use of aluminum enclosure/electrical equipment and accessories is not allowed in outdoors location. The installation shall comply with IEC 61892-6 and applicable Classification Society’s rules. Contractor shall submit the equipment/accessory specification and assembly/installation methods for the electrical equipment, cables, and accessories (Electrical outfitting practices - typical details).




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Todas as luminárias de emergência devem ser especificadas para Zona 1, Grupo IIA, T3, do tipo segurança aumentada (Ex-e), exceto nas áreas internas das acomodações.

10.3.3. Luzes de Navegação As luzes de navegação e sinalização e do heliponto devem obedecer aos requisitos da NORMAM01 emitida pela DPC. As luzes de navegação devem ser próprias para áreas classificadas. Um retificador dedicado e seu banco de baterias devem ser capazes de manter as luzes de navegação por 96 horas.

11. EQUIPAMENTOS ELÉTRICOS E INSTALAÇÃO 11.1. Requisitos Gerais Os equipamentos elétricos devem atender às exigências da IEC 61892-3, da IEC 61892-7, e aos requisitos aplicáveis da Sociedade Classificadora. Todos os equipamentos elétricos devem ser dimensionados para operação contínua (S1) com potencia nominal, quando alimentados pelo sistema dentro das tolerâncias de tensão e freqüência indicadas em 7.2 e 7.3 e com o conteúdo harmônico indicado em 7.6, exceto quando indicado em contrário, para equipamentos de regime intermitente (p. Ex., guindastes, etc.). Os equipamentos elétricos devem ser fabricados com materiais duráveis, não-higroscópicos e pelo menos retardantes à chama, que não sejam afetados pela umidade, ambiente marinho e vapores de óleo, etc., a que são expostos. O tipo de proteção “Ex” indicada no item Filosofia de Proteção Ex deve ser seguido na aplicação e especificação dos equipamentos elétricos, segundo a localização. Não é permitido o uso de invólucros, equipamentos elétricos e acessórios em alumínio, nas áreas externas. A instalação deve atender à IEC 61892-6 e regras aplicáveis da Sociedade Classificadora. A Contratante deve submeter as especificações dos equipamentos/acessórios e métodos de montagem/instalação dos equipamentos elétricos, cabos e acessórios (detalhes típicos para instalação de equipamentos elétricos) à Petrobras.




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11.1.1. Human Factors and Ergonomic Design Principles Both NR-10 and NR-17 provisions shall be complied with. The ergonomic aspects shall be observed during the Detailed Design in order to facilitate the operation and maintenance, and reduce the risk of errors/mistakes in the operation, inspection, and maintenance of electrical systems and equipment along all life cycle of the unit, by considering IEC 60073, IEC 60447 provisions. The location, assembly of controls and scale of instruments shall comply with the ergonomic principles, according to ASTM F 1166-07, adequate to brazilian average stature. Following height range should be considered (including panel base height + welded foundation on deck): •

Controls requiring accurate or frequent operation: 1,0 to 1,6 m

•

Instrument for accurate or frequent operation and emergency controls: 1,4 to 1,7 m

•

Maximum height for digital relays top and instruments provided with a menu button: 2,0 m

All labels, instructions, and safety warnings shall be in PORTUGUESE language or bilingual (Portuguese + English). Signal color standards shall be observed, according to NR-26. Control movement direction, and corresponding expected operation and movement shall be according to IEC 60073, IEC 60447. All switchgears, MCC, UPS, control panels, field push-buttons, etc., shall have NAME identification, with equipment FUNCTION, and TAG on each outgoing feeder/drawer, and on local push-buttons. The rear part of all cubicles shall be identified with TAG and/or NAME in the front part, for all switchgear and MCC. For standardization purposes, the color coding usage shall be according to Table 9.




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11.1.1. Fatores Humanos e Princípios de Ergonomia em Projetos Devem estar de acordo com os requisitos da NR-10 e da NR-17. Os aspectos ergonômicos devem ser observados durante o projeto de detalhamento para facilitar a operação e a manutenção, e para reduzir o risco de erros/enganos na operação, inspeção e manutenção de sistemas elétricos e equipamentos, ao longo de todo o ciclo de vida da unidade, considerando os requisitos das normas IEC 60073 e IEC 60447. A posição, montagem dos controles e escala dos instrumentos devem respeitar os princípios ergonômicos, segundo a ASTM F 1166-07, adequados à estatura média Brasileira. As seguintes faixas são recomendadas para montagem (incluindo a altura da base do painel + jazente soldado no convés): •

Controles que necessitam operação precisa ou freqüente: 1,0 a 1,6 m

•

Instrumentos para operação precisa ou freqüente e, controles de emergência: 1,4 a 1,7 m

•

Altura máxima do topo de relés digitais e instrumentos providos de botão de menu: 2,0 m

Todas as etiquetas, instruções e avisos de segurança devem ser escritos na língua portuguesa ou serem bilíngues (Português + Inglês). Os padrões de cor da sinalização devem ser observados, segundo a NR-26. O sentido de movimento dos controles e os correspondentes movimentos e operações esperados, devem ser de acordo com IEC 60073 e IEC 60447. A parte traseira de todos os cubículos devem ser identificados com o mesmo TAG e/ou NOME da face parte frontal, para todos os CDC e CCM. Todos os CDCs, CCMs, UPSs, painéis de controle, botoeiras de campo, etc., devem ter identificação com NOME, FUNÇÃO do equipamento, e TAG em cada saída alimentadora/gaveta, e nas botoeiras locais. Para efeitos de padronização, deve ser empregada a codificação de cores da Table 9.




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Table 9 - Colour Coding for Human-Machine Interfaces for electrical switchboards and control gears Indicator Colour

Function

Blinking Red

Alarm

Red

Acknowledged Alarm Turned on Energized [Stop push-button]

White

Blocked Removed Earthed

Yellow/Amber

Protection Actuated Tripped Overloaded

Green Blue

Recommendations for use • • • •

any corrective action shall be taken; system or equipment is inoperative; any emergency condition exist; potential damage to equipment or persons.

• a fault condition has occurred, but already has been acknowledged by the operator; • system or equipment is operating. • equipment blocked for maintenance; • circuit-breaker, drawer withdrawn or test position; • outgoing cables terminals earthed for maintenance personnel’s safety.

Ready to Start Switched-off [Start push-button] ESD Actuated Other Functions

11.1.2. Instruments The instruments shall comply with IEC 61892-3. The critical distribution and control panels shall be provided with instruments with accuracy class 1.5% or better. The Main (TGCP), Auxiliary (AGCP) and Emergency (EGCP) generators control panel shall be provided with analogue instruments.

11.1.3. Electromagnetic Compatibility Requirements IEC 60533 provisions shall be complied with. The switchgear and control panels shall be specified and tested for immunity from portable UHF transceiver frequencies emissions.




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Tabela 9 - Codificação de cores para Interface Homem-Máquina Cor do indicador

Função

Recomendações de uso • • • •

Alguma ação corretiva deve ser empreendida; Sistema ou equipamento inoperante; Existe alguma condição de emergência; Dano potencial ao equipamento ou a pessoas.

Vermelho Piscante

Alarme

Vermelho

Alarme reconhecido Ligado Energizado [Botão de parada]

• Uma condição de falha ocorreu, mas já foi reconhecida pelo operador; • O sistema ou o equipamento está funcionando.

Branco

Bloqueado Removido Aterrado

• Equipamento bloqueado para manutenção; • Disjuntor, gaveta extraída ou posição de teste; • Cabos de saída aterrados para segurança do pessoal de manutenção.

Amarelo/âmbar

Proteção atuada Desarmado (pela proteção) Sobrecarga

Verde

Pronto para partir Desligado [Botão de partida]

Azul

Desligado por ESD Outras funções

11.1.2. Instrumentos Os instrumentos devem atender à IEC 61892-3. Os painéis críticos de distribuição e controle devem ter instrumentos com classe de precisão 1,5 % ou melhor. Os painéis de controle dos geradores principais (TGCP), auxiliar (AGCP) e de emergência (EGCP), devem ser providos com instrumentos analógicos.

11.1.3. Requisitos de Compatibilidade Eletromagnética Devem ser atendidos os requisitos da IEC 60533. Os painéis de distribuição e controle devem ser especificados e testados para imunidade contra interferências de freqüências emitidas por transceptores portáteis de UHF.




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11.1.4. Safety Earthing (Enclosures and Metallic Parts) The IEC 61892-6 and applicable Classification Society’s rules shall be complied with for equipment, cable, and accessory earthing. For FPSO and FSO units, IEC 60092-502 and applicable Classification Society’s rules shall be complied with on a complementary basis. For the earthing in hazardous area IEC 61892-7 shall be complied with.

11.1.5. Electrical Equipment Ingress Protection (IP) The electrical equipment shall have an IP suitable for the installation location, according to Table 10.




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11.1.4. Aterramento de Segurança (Invólucros e partes metálicas) Devem ser atendidos os requisitos da IEC 61892-6 e as regras aplicáveis da Sociedade Classificadora, para aterramento de equipamentos, cabos e acessórios. Para unidades do tipo FPSO e FSO, complementarmente devem ser atendidas os requisitos da IEC 60092-502. Para aterramento em áreas classificadas, devem ser atendidos os requisitos da IEC 61892-7.

11.1.5. Grau de Proteção para Equipamentos Elétricos (IP) Os equipamentos elétricos devem ter um IP adequado da local de instalação, conforme a Tabela 10.




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Transformer

Switchgear

UPS, Rectifiers

Lighting Fixtures

Accessories, Junction Boxes

-

Ex

-

IP55 Ex

IP55 Ex

IP55

IP-44

IP-44

IP55

IP55

IP-44

IP55

IP-44

IP-44

IP55

IP55

IP-44

IP-22

IP-22

IP-34

IP-44

IP-44

Generator

Motor

Equipment ⇒

IP55 Ex

Engine room

IP23

Utilities room

IP23

Location ⇓ Process areas

Electrical room

IP-21

Open deck, Topsides modules

IP55

IP-55

Pontoons, pump rooms (SS)

IP55

IP-44

Battery room, paint locker Living Quarters, dry area Living Quarters, wet spaces, water closets, locker rooms Galley, laundry

IP-55

IP-55

IP55

IP-44

IP55 Ex

IP55 Ex

IP-44

IP-21

IP-21

IP-21

IP-21

IP-22

IP-20

IP44

IP44

IP44 IP-22

IP-22

IP-22

IP44

IP44

IP-44

IP22

IP22

IP-22

Refrigerated provisions areas

IP55

IP55

IP55

Spaces protected by a fire deluge system

IP55

IP55

IP55

IP56

FPSO, FSO main deck, above cargo tanks

FPSO, FSO Main deck or production deck, (where subject to green waters)

IP-56

Hazardous Area

IP-55

Control room

Semi-Submersible spider deck subject to green waters

Switches & Socket outlets

Table 10 – Minimum Electrical Equipment Ingress Protection (IP)

IP55 Ex IPW56

IP-56 Ex

Ex

Ex

IP55 Ex

IP56 Ex

IP55 Ex

IP56 Ex

Ex

Ex

Ex

Notes: Shall not be installed in these spaces. Equipment installed inside rooms protected by water mist shall be minimum IP44




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UPSs, Retificadores

Luminárias

Acessórios, Caixas de Junção

Ex

-

IP55 Ex

IP55 Ex

IP55

IP-44

IP-44

IP55

IP55

IP-44

IP55

IP-44

IP-44

IP55

IP55

IP-44

IP-22

IP-22

IP-34

IP-44

IP-44

IP55

IP55

IP55

Motor

IP55 Ex

Praça de máquinas

IP23

Sala de utilidades

IP23

Localização ⇓

Áreas de processo

Salas elétricas

IP-21

Convés exposto, módulos Topsides

IP55

IP55

Pontoons, salas de bombas (SS)

IP55

IP44

Sala de baterias, paiol de tintas,

IP55 Ex

IP55 Ex

IP-44

IP-21

IP-21

IP-21

IP-21

IP-22

IP-20

IP44

IP44

IP44

Acomodações, espaços molhados, sanitários, vestiários Cozinha, lavanderia

IP-44

Acomodações, área seca

IP55

Sala de controle

IP-22

IP-22

IP-22

IP44

IP44

IP-44

IP22

IP22

IP-22

Áreas de câmaras frigoríficas

IP55

IP55

IP55

Espaços protegidos por sistema de dilúvio

IP55

IP55

IP55

Spider deck de SS sujeita a vagalhões

IP56

IP55 Ex

IPW56

IP55 Ex

IP56 Ex

IP55 Ex

IP56 Ex

Ex

Ex

Convés principal de navio, em FPSO, FSO, sobre tanques de carga Convés de produção de FPSO, FSO quando sujeito a vagalhões (green water) Área Classificada

Interruptores e Tomadas

Painéis

-

Gerador

Equipamento ⇒

Transformador

Tabela 10 – Grau de Proteção mínimo para equipamentos elétricos (IP)

IP56

IP56

Ex

Ex

Ex

Ex

Notas: Não deve ser instalado nesses espaços. Equipamentos instalados dentro de salas protegidas por névoa de água (water mist) devem ser no mínimo IP44




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11.1.6. Electrical Equipment in Hazardous Areas See Figure 1 – Ex Protection Philosophy. The installation of electrical equipment and cables in hazardous areas shall be limited to those items essential to the operation. Notes: The installation of switchgears and other equipment in hazardous areas shall be avoided, due to the hazards from the installation itself and equipment degradation, which can loose the original “Ex” protection characteristics, arising from maintenance interventions, exposure to weather, natural wearing, etc., along the installation life cycle. The switchgears and distribution panels feeding multiple equipment/branches shall, whenever possible, be installed out of the hazardous area, aimed at avoiding the need of issuing a Permit to Work for opening equipment in a hazardous area, allowing for energizing with the switchboard still open, for testing, troubleshooting, and protective function settings.

All electrical and electronic equipment installed in hazardous area shall be certified by an international recognized laboratory. The equipment/accessories made in Brazil or imported for trading in Brazil shall comply with Portaria INMETRO 083/2006 or subsequent rule in force. A data-book with certificates of compliance and annexes shall be delivered to Petrobras. These certificates shall be recorded in electronic database. All electrical equipment installed inside paint lockers shall be certified for zone 1, group IIB, T3, type Ex-e. Note: For battery room see item “Battery Installation”.

For installation in hazardous areas, IEC 61892-7 and relevant parts of IEC 60079 according Exprotection type shall be complied with.




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11.1.6. Equipamentos Elétricos em Áreas Classificadas Vide Figura 1 – Filosofia de Proteção Ex. A instalação de equipamentos e cabos elétricos em áreas classificadas deve ser limitada àqueles tens essenciais à operação. Notas: A instalação de painéis e outros equipamentos em áreas classificadas deve ser evitada, devido aos riscos da própria instalação em si e à degradação dos equipamentos, que podem perder as características originais da proteção “Ex” como resultado de intervenções de manutenção, exposição à intempéries, desgaste natural, etc., ao longo do ciclo de vida da instalação. Os painéis de distribuição que alimentam múltiplos equipamentos/circuitos devem, sempre que possível, ser instalados fora da área classificada, para evitar a necessidade de emissão de “Permissão de Trabalho” para abertura de equipamento em área classificada, permitindo a energização do painel aberto para pesquisa de defeitos, testes e ajustes de funções de proteção.

Todos os equipamentos elétricos e eletrônicos instalados em áreas classificadas devem ser certificados por um laboratório reconhecido internacionalmente. Os equipamentos/acessórios fabricados no Brasil ou importados para comercialização no Brasil devem atender à Portaria INMETRO 083/2006 ou subseqüente em vigor. Um databook com a coletânea dos certificados de conformidade e seus anexos deve ser entregue à Petrobras. Esses certificados também devem ser cadastrados em banco de dados eletrônico. Todos os equipamentos elétricos instalados dentro do paiol de tintas devem ser do tipo Ex-e, certificados para Zona 1, Grupo IIB, T3. Nota: Para a sala de baterias ver o item 11.7.2 - Instalação de Baterias.

Para instalações em áreas classificadas devem ser observados os requisitos da IEC 61892-7 e partes relevantes de IEC 60079, segundo o tipo de proteção “Ex”.




ZONE 1

Hazardous Areas

ZONE 2

Hazardous Areas

NonHazardous OUTDOOR AREAS

SAFE CLOSED AREA Or NonHazardous Closed area kept SAFE through positive pressurizing Ventilating fans

~

Normal

M

M

M

V ≥ 11 kV Ex-p

6kV ≤ V < 11 kV Ex-p

V < 6 kV Ex-e Ex-p Ex-n

Normal

M Normal

Normal

M Normal

~

Normal

MV MAIN SWITCHBOARD

~

Normal

Normal

[Ex-de]

[Ex-n] Ex-e Ex-d

[Ex-de]

M Ex-d Ex-e

M

Normal

M Normal

PNL

Normal

M Normal

~

Normal

JB

JB

FL

[Ex-e]

FL

[Ex-n] Ex-d

[Ex-e] Ex-d

[Ex-de]

[Ex-de]

[Ex-de]

[Ex-de]

[Ex-n] Ex-d

[Ex-e] Ex-d

[Ex-de]

[Ex-e] Ex-n

FL

JB [Ex-e] Ex-n

Normal

Normal

FL Normal

JB Normal

PN Distrib

Normal

LV MAIN SWITCHBOARD (
M Normal

Normal

PNL

M Normal

Normal

PNL

Tripped by ESD-3T

Tripped by ESD-3T

Back-feed

Normal

M

[Ex-e] Ex-n Ex-p

[Ex-de]

Ex-d Ex-e

[Ex-de]

M [Ex-n] Ex-e Ex-d

[Ex-e] Ex-n Ex-p

[Ex-de]

[Ex-n] Ex-e Ex-d

PNL

M

PNL

[Ex-de]

[Ex-n] Ex-e Ex-d

Normal

M Normal

M

PNL (Em’gy gen room) (Essential swbd room)

PN Distrib Normal

~

[Ex-n] Ex-e Ex-d

M

Ex-d Ex-e

M [Ex-n] Ex-e Ex-d

M [Ex-n] Ex-e Ex-d

M

( Hull )

M Normal

~

[Ex-e] Ex-n Ex-p

JB

JB

JB

FL

[Ex-e]

FL

[Ex-e] Ex-n

FL

[Ex-e] Ex-n

FL

JB [Ex-e] Ex-n

PN Distrib

JB Normal

[Ex-de]

Ex-d

[Ex-e] Ex-d

[Ex-de]

[Ex-n] Ex-d

[Ex-e] Ex-d

[Ex-de]

[Ex-n] Ex-d

[Ex-n] Ex-d

[Ex-e] Ex-d

[Ex-de]

[Ex-n] Ex-d

[Ex-e] Ex-d

Normal

Normal PN Distrib

ESSENTIAL SWITCHBOARD 480VAC (Emergency Generator)

[Ex-p]

PNL

(Battery rooms, Zone 2 or Zone 1)

FL

[Ex-e] Ex-d

[Ex-p]

PNL

-~

~

FL

[Ex-e] Ex-n

FL

[Ex-e] Ex-n

FL

Ex-d

[Ex-e]

[Ex-e] Ex-d

[Ex-e] Ex-d

Ex-d

[Ex-e] Ex-d

[Ex-e] Ex-d

[Ex-e] Ex-n FL [Ex-e] Ex-de

[Ex-e] Ex-n

(living quarter indoor areas) FL Normal

(UPS room)

JB [Ex-e]

JB

JB

JB

PN Distrib

PN Distrib

UPS Distribution board (AC or DC)

OFFSHORE PRODUCTION FACILITIES ENGINEERING GUIDELINES REV. 2

VOLUME II – BASIC DESIGN GUIDELINES

Part. I – Ch. 3 – Sec. 3.1 – Electrical System Design Guidelines PAGE: 73 of 120

Figure 1 – Ex-protection Philosophy



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Figura 1 – Filosofia de Proteção Ex




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LEGEND:

The recommended protection type is given in brackets.

11.1.7. Water-air Heat Exchanger The use of a water-air heat exchanger shall be limited to MV machines, and on special conditions to large LV motors. The cooler shall be so designed as to avoid wetting machine windings, whether by leakage or condensation in the heat-exchanger. The generator and motor heat exchangers shall be provided with double-pipe made from suitable material, such as copper-nickel, or similar material, having its inner piping suitable for direct operation with seawater, even for equipment to be fresh water cooled. The assembly shall be provided with leakage detector. A collecting tray shall be provided under the exchanger/inner flanges for drainage of any leakage, which shall be piped to leakage detector and to a visible drain. The heat exchangers shall be provided with direct local reading of inlet/outlet temperatures and differential pressure monitoring to be alarmed at CCR. Special care shall be taken for sizing and specification of generators, when variable frequency drives constitute significant load for the generation system, typically > 20%.




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LEGENDA:

OBS.: A proteção indicada entre colchetes é a recomendada

11.1.7. Trocadores de Calor Ar-Água O uso de trocadores de calor ar-água deve ser limitado a máquinas MT e, em condições especiais, a grandes motores BT. O trocador de calor deve ser projetado para evitar que os enrolamentos da máquina sejam molhados, no caso de vazamento ou condensação. Os trocadores de calor para geradores e motores devem ser do tipo duplo tubo, com tubos de material nobre apropriado para operação direta com água salgada, como cupro-níquel ou equivalente, no tubo interno, mesmo que previstos para trabalhar com água doce. O conjuntodeve ser provido de detector de vazamento. Deve ser fornecida uma bandeja coletora sob a colméia e sob os flanges de conexão internos, para drenagem de eventuais vazamentos que devem ser conduzidos ao detector de vazamento e a um dreno visível externamente. Os trocadores de calor devem ser providos com indicação local das temperaturas de entrada e saída, e com monitoração de pressão diferencial gerando alarme no CCR. Devem ser tomados cuidados especiais no dimensionamento e especificação dos geradores, quando conversores de freqüência constituírem uma parte significativa da carga do sistema de geração, tipicamente > 20 %.




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11.2.

Generators

The generator specification shall comply with IEC 61892-3 and 60034-1 and applicable Classification Society's rules. The synchronous generators shall meet the THD and individual harmonic limits, according to IEC 61892-3. When forced lubrication system applies to generator, it shall be assured lubrication during run-down time, up to final stopping/cooling down of driving turbine, in the event of shutdown or ESD, preferably through a gravity system. The generator shall be suitable for marine use and continuous, maintenance-free operation for at least 10,000 hours. All generator units shall be suitable to operate in parallel, being equipped with damping winding or similar construction. The MV generator stator winding shall be vacuum impregnated (VPI). For generators rated 6.0kV or above it shall be specified spray test according to NEMA MG-1. In this case, the stator windings, including the lead connections, shall have a sealed insulation system to be capable of withstanding a spray test for sealed winding conformance test in accordance with NEMA MG-1 Part 20; for MV generators water spray test shall be performed at least for one sampling machine. For MV generator all coils shall have anti-corona protection, achieved using a semi-conduction tape, in the slot part of the coil. Where the rated voltage is in excess of 6 kV, all coils shall, in addition to anti-corona protection, have stress grading. All MV generator rated in excess of 6 kV and larger than 5 MVA shall be provided with partial discharge couplers (Iris or compatible) for each phase. All exciting system, including the exciter, AVR, etc., shall be sized at 110% of rated capacity, at rated power factor, for continuous operation. When a system with “field-forcing” is specified for starting large motors, the exciter and AVR shall be over-sized, accordingly. Inspection hatches shall be specified for all generators, allowing a visual inspection of the bearings, exciter and replacement of the rotating diodes. The generators shall be provided with a dehumidifier heating resistance fed from the normal lighting transformer, automatically disconnected during its operation.




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11.2 Geradores A especificação dos geradores deve atender às normas IEC 61892-3 e 60034-1 e às regras aplicáveis da Sociedade Classificadora.

Os geradores síncronos devem obedecer aos limites de distorção harmônica total (THD) e individual estabelecidos na IEC 61892-3. Quando um sistema de lubrificação forçada se aplicar ao gerador, a lubrificação deve ser assegurada durante o tempo de desligamento, até a parada final/resfriamento da turbina acionadora, em caso da parada por falha ou ESD, preferencialmente através de um sistema por gravidade. O gerador deve ser adequado para uso marítimo e operação contínua, isento de manutenção durante pelo menos 10.000 horas. Todos os geradores devem ser adequados para operação em paralelo, sendo equipados com enrolamento amortecedor ou construção semelhante. O enrolamento do estator do gerador de MT deve ser impregnado a vácuo (VPI). Para geradores com tensão nominal igual ou superior a 6 kV deve ser especificado teste de spray de água, de acordo com a NEMA MG-1. Neste caso, os enrolamentos do estator, inclusive os cabos lides, devem ter um sistema de selagem capaz de resistir a um teste de spray de água, para verificação de conformidade dos enrolamentos de acordo com a NEMA MG-1, parte 20; para geradores MT o teste de spray de água deve ser executado em pelo menos uma máquina do mesmo lote. Para geradores MT todas as bobinas devem ter proteção anti-corona, obtida utilizando uma fita semi-condutora no trecho da ranhura. Quando a tensão nominal for maior que 6 kV, todas as bobinas, além da proteção anti-corona, devem ter alivio do gradiente de tensão. Todos os geradores com tensão superior a 6kV e maiores do que 5 MVA devem ser equipados ®

com sensores de descargas parciais (Iris ou compatível), em cada fase. Todo o sistema de excitação, inclusive a excitatriz, AVR, etc., deve ser dimensionado para 110 % da capacidade nominal, com fator de potência nominal, para operação contínua. Quando especificado sistema com field-forcing para partida de grandes motores, a excitatriz e AVR devem ser devidamente sobre-dimensionados. Devem ser especificadas tampas de inspeção para todos os geradores, permitindo a inspeção visual dos mancais, excitatriz e substituição dos diodos rotativos. Os geradores devem ser providos com resistências de aquecimento alimentadas a partir dos transformadores de iluminação normal, automaticamente desconectadas durante a sua operação.




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11.3.

Distribution Switchboards

The switchboard specification shall comply with NR-10 requirements. All switchboard shall be provided with the physical means to block an unexpected restart, such as padlock latches on circuit breakers, switches, and other starting devices, immune also to remote commands from monitoring/control systems. The electric Switchgear/MCCs shall have the arc-flash hazard level/warnings indicated at front door; calculation shall be based on IEEE 1584. Where there is no restriction to switchgear design and “arc-proof” certification, all equipment shall allow thermographic inspection of their live and current carrying parts. For all switchboards with rear access, rear doors should be of hinged type and when open, it shall have barrier against accidental touch with live parts. The heating resistor shall be fed from the lighting transformer, independent from the control voltage. Means shall be included to lock the drawers (circuit breaker and contactors) in the “test” and “extracted position” to assure that it will not move with ship motions/inclinations. Means shall be provided to synchronize the CSS clock with all clocks of the electrical system (PLCs, PMS and micro processed relays, etc.) installed in switchboards etc. Switchgear protection shall be as simple as possible, in compliance with the coordination and selectivity requirements provided in the IEEE Std 242.

11.3.1. MV Switchboards The circuit breaker compartments shall have a service continuity loss category classification LSC2B-PM. The contactor compartments shall have an LSC2A classification. The switchboard shall have a minimum internal arc classification IAC AF (front, side, and back sides with a restricted accessibility category) All MV switchboards (Switchgears and MCCs) shall be certified for internal arc fault testing (“arcproof”), according to IEC 62271-200. The switchboard made according to ANSI/IEEE standards shall comply with IEEE C37.20.2 with respect to arc protection. Arc faults pressure relief provisions shall be provided. The MV Switchgear and MCC shall be provided with optical arc-detectors at all columns, associated with incoming overcurrent sensors, for instantaneous trip of all power sources. Circuit breakers shall be of Vacuum or SF6 type.




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11.3. Painéis de Distribuição A especificação dos painéis deve estar de acordo com as exigências da NR-10. Todos os painéis devem ser providos de meios físicos para bloquear um religamento inesperado, tal como travamento através de cadeado de disjuntores, chaves, e outros dispositivos de acionamento, imunes também aos comandos remotos de sistemas de monitoração/controle. Os CDCs e CCMs devem ter etiquetas de advertência nas portas frontais indicando a potência do arco elétrico calculado com base na IEEE 1584. Onde não houver restrição de projeto ou para a certificação de "a prova de arco", todo equipamento deve permitir a inspeção termográfica das suas conexões e partes vivas. Para todos os painéis com acesso traseiro, as portas traseiras devem ter dobradiças e quando abertas devem existir barreiras contra contato acidental em partes energizadas. Os resistores de aquecimento devem ser alimentados a partir dos transformadores de iluminação, alimentação independente da tensão do controle. Devem ser providos meios para travar as gavetas (disjuntores e contatores) nas posições “de teste” e “extraída”, para assegurar que não se moverão com os movimentos/inclinações da embarcação. Devem ser previstos recursos para sincronizar o relógio do CSS com todos os relógios do sistema elétrico (PLCs, PMS e relés micro-processados, etc.) instalados nos painéis. A proteção dos painéis deve ser tão simples quanto possível, em conformidade com os requisitos de coordenação e seletividade da IEEE Std 242.

11.3.1. Painéis de MT Os compartimentos dos disjuntores terão uma classificação de categoria de perda de continuidade de serviço LSC2B-PM. Os compartimentos com contatores devem ter classificação LSC2A. O CDC deve ter uma classificação de arco interno mínima IAC AF (frente, lados, e traseira com categoria de acessibilidade restrita). Todos os painéis de MT (CDCs e CCMs) devem ter certificação para teste de falta com arco interno ("à prova de arco"), segundo a IEC 62271-200. O CDC feito segundo os padrões da ANSI/IEEE deve atender à IEEE C37.20.2 com respeito à proteção contra arco. Devem ser previstos dispositivos de alívio de pressão para arcos de faltas. Os CDCs e os CCMs de MT devem ser providos com detectores óticos de arco em todas as colunas, associadas a sensores de sobrecorrente nas entradas, para desligamento instantâneo de todas as fontes de energia. Os disjuntores devem ser dos tipos a Vácuo ou SF6.




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The starters for Medium Voltage motors shall be withdrawable drawers, provided typically with current limiting fuses and vacuum contactors. For operator’s protection against internal arc fault, the circuit breaker assembly shall be provided with means to engage/disengage moving power contacts with frontal door fully closed. The relays shall be of multifunction, microprocessed type, with an interface for communication with the ESW network. Note: relays shall be specified with conformal coating for marine environment, manufacturer’s state-of-the-art type, subject to Petrobras’ approval.

11.3.2. LV Switchboards All Low Voltage switchboards shall comply with IEC 60439-1. The LV Switchgear shall be provided with optical arc-detectors at all columns associated with incoming overcurrent sensors, for instantaneous trip of all power sources. The internal segregation between the independent devices or MCC drawer units shall be made with barriers/partitions, Form 3b at least, according to IEC 60439-1. For package unit see annex A. Switchgear and MCC shall be specified Partially at least type-tested Assembly (PTTA), according to IEC 60439-1. The protective relays for motors fed from Distribution Switchgear should be of electronic overload relay type (IED). For other loads from Distribution Switchgear the circuit breaker built-in tripping (IED) device may be used for protection. In any case, communication link to be provided. For any case, the short circuit protection shall be provided by the circuit breaker built-in instantaneous tripping unit.




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Os demarradores para motores de MT devem ficar em gavetas extraíveis, providas tipicamente com fusíveis limitadores de corrente e contatores a vácuo. Para proteção do operador contra arco interno, o compartimento do disjuntor deve ser provido de recursos para conectar/desconectar os contatos móveis de potência com a porta frontal totalmente fechada. Os relés devem ser do tipo multifunção, microprocessados, com uma interface de comunicação com a rede de ESW.

Nota: os relés devem ser especificados com tratamento adequado para

atmosfera marítima (conformal coating) e representar o "estado da arte" dos fabricantes, sujeito à aprovação de Petrobras.

11.3.2. Painéis de BT Todos os painéis de baixa tensão devem estar em conformidade com a IEC 60439-1. Os CDCs de BT devem ser providos com detectores óticos de arco em todas as colunas, associadas a sensores de sobrecorrente nas entradas, para desligamento instantâneo de todas as fontes de energia. A segregação interna entre os dispositivos independentes ou gavetas de CCMs deve ser feita com barreiras/partições, de Forma 3b pelo menos, segundo a IEC 60439-1. Para unidade pacote vide o Anexo A. Devem ser empregados painéis que sejam pelo menos parcialmente testados, tipo “PTTA”, para os CDCs e CCMs, conforme a IEC 60439-1. Os relés de proteção para os motores alimentados a partir dos CDCs devem ser preferencialmente relés eletrônicos de sobrecarga (IEDs). Para as cargas não motóricas dos CDCs os relés de proteção (IEDs) incorporados aos disjuntores podem ser usados para a função de proteção. Em qualquer caso deve ser provido um link de comunicação e a proteção de curto circuito deve ser feita pela unidade instantânea do disparador incorporado ao disjuntor.




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11.3.2.1. LV Load Distribution Centers (Switchgears) All Switchgears shall be provided with withdrawable air-type power circuit breakers. Motors rated equal or above 75kW should be directly started from the Switchgear or through a Mixed Arrangement Switchboard (combined Switchgear and MCC line-up assembly). The direct start motor feeder circuit breakers shall be equipped with an air type circuit breaker plus multifunction Relay (49, 50, 51, 46 “37 only for pumps and BCS”). Contactors shall be used for motors frequently started (more than twice a day). Note: The protection 37 (undercurrent or underload) is mandatory for centrifugal submersed pumps, against loss of motor cooling media. Function 37 may be used for protection against low flow/cavitation in other centrifugal pumps in general.

The LV circuit breakers tripping devices shall not be used for motor protection. They may be used for protection of non-motoric loads.

11.3.2.2. LV Motor Control Centers (MCCs) The MCCs’ bus maximum rated current shall be limited to 800A. The MCCs’ drawers for motor starters shall be equipped with a molded case circuit breaker + contactor + overload relay (IED type), with external reset button at front side. The assembly shall be tested by an internationally recognized laboratory, in order to verify the compliance with the type “1” Coordination, according to IEC-60947-4-1. The starters shall comply with category AC3 for direct start, according to the IEC 60947-4-1. The drawers shall be withdrawable and provided with a test position. For operator’s protection against internal arc fault, the MCC drawer assembly shall be provided with means to engage/disengage moving power contacts with frontal door fully closed.

11.4.

Frequency Convertors

Semiconductor convertors shall comply with the relevant requirements of IEC 60146 and 61892-3. The convertors shall be specified for a high power factor and low level of input harmonic distortion.




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11.3.2.1. Centros de Distribuição de Cargas (CDCs) de BT Todos os CDCs devem ser providos com disjuntores a ar extraíveis do tipo Power. Motores de potência igual ou maior que 75kW devem ser preferencialmente comandados diretamente dos CDCs ou através de um painel de arranjo misto, combinando colunas alinhadas de CDCs e CCMs. Os disjuntores para a partida direta de motores devem ser do tipo a ar, associados a Relés multifunção (49, 50, 51, 46, “37 só para bombas e BCS”). Devem ser utilizados contatores para motores de partida freqüente (mais do que duas vezes por dia). Nota:

A proteção 37 (subcorrente ou sub-carga) é obrigatória para bombas

centrífugas submersas, contra a perda do meio de resfriamento dos motores. A função 37 pode ser usada para a proteção contra fluxo baixo/cavitação em outras bombas centrífugas em geral.

Os disparadores dos disjuntores não devem ser usados para a proteção de motores. Eles podem ser usados para a proteção de cargas não motóricas.

11.3.2.2.

Centros de Controle de Motores (CCMs) de BT

A corrente nominal máxima do barramento do CCM deve ser limitada a 800A. As gavetas demarradoras de motores dos CCMs devem ser equipadas com disjuntor de caixa moldada + contator + relé de sobrecarga (tipo IED), com botão de rearme externo na porta frontal. O conjunto montado deve ser testado por um laboratório internacionalmente reconhecido, para verificar a conformidade com a Coordenação do tipo “1”, segundo a IEC-60947-4-1. Os demarradores devem atender à categoria AC3 para partida direta, segundo a IEC 609474-1. As gavetas devem ser extraíveis e providas de uma posição de teste. Para proteção do operador contra falta interna com arco, a montagem da gaveta do CCM deve ser providas com meios para conectar/desconectar os contatos móveis de força com a porta frontal totalmente fechada. 11.4.

Conversores de Freqüência

Os conversores estáticos devem atender às exigências relevantes das IEC 60146 e 61892-3. Os conversores devem ser especificados para um alto fator de potência e baixo nível de distorção harmônica na entrada.




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The maximum disturbance levels, according IEEE 519, at the point of common coupling (PCC) shall be: • Total Harmonic Distortion (THD) for voltage and current ≤ 5%; • Distortion for individual voltage harmonics and current ≤ 3%. Where the short circuit level available at connection point is higher than short-circuit level specified for frequency convertor (VSD) incoming, a coordinated current limiting device shall be provided.

11.5.

Power and Lighting Transformers

The transformers shall be installed as separate units, with individual enclosures. The secondary winding neutral shall be accessible. Transformers shall be provided with +/- 2 x 2,5% taps at primary side. The transformer protection shall be as simple as possible and comply with ANSI/IEEE C37.91.

11.5.1. Dry-type transformers The dry-type transformers specification shall meet IEC 60076-11. MV power transformers shall be of epoxy cast-resin under vacuum type or epoxy resin impregnated reinforced with fiberglass. LV lighting transformers may be epoxy-molded or resin-impregnated Transformers with MV primary winding shall be provided with an earthed electrostatic shielding between the primary and secondary windings. Transformers with MV primary winding shall be supplied prepared for future installation of optional forced ventilation kit.

11.5.1.1. Transformers for non-linear loads Transformers for non-linear loads shall meet the following requirements: • Non-dedicated transformer feeding non-linear loads (current distortion greater than 5%) shall be dimensioned according to IEEE C57.110; • Transformer dedicated for rectifier and frequency convertor shall meet IEC 61378-1 or IEC 60146-1-3.




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Os níveis máximos de distorção, segundo a IEEE 519, no ponto comum de conexão (PCC) devem ser: • Distorção harmônica total (THD) para tensão e corrente ≤ 5 %; • Distorção harmônica individual de tensão e corrente ≤ 3 %. Quando o nível de curto-circuito da instalação no ponto de conexão for maior do que o nível de curto-circuito suportado pela entrada do conversor de freqüência (VSD), um dispositivo coordenado de limitação de corrente deve ser provido.

11.5.

Transformadores de Força e Iluminação

Os transformadores devem ser instalados como unidades separadas, com invólucros individuais. O neutro do secundário deve ser acessível. Os transformadores devem ser providos com derivações de +/- 2 x 2,5%, no lado primário. A proteção dos transformadores deve ser tão simples quanto possível, atendendo a ANSI/IEEE C37.91.

11.5.1. Transformadores a Seco A especificação de transformadores do tipo seco deve atender à IEC 60076-11. Os transformadores de potência de MT devem ser do tipo moldado em epóxi sob vácuo ou impregnado com resina epóxi reforçado com fibra de vidro. Transformadores de BT para iluminação podem ser do tipo moldado em epóxi ou impregnado com resina. Transformadores com primário em MT devem ser providos com blindagem eletrostática aterrada entre as bobinas primária e secundária. Transformadores com primário de MT devem ser fornecidos preparados para a futura instalação de kit opcional para ventilação forçada.

11.5.1.1.

Transformadores para Cargas Não-lineares

Os transformadores para cargas não lineares devem atender às seguintes exigências: • Transformadores não-dedicados que alimentam cargas não lineares (distorção de corrente maior do que 5 %) devem ser dimensionados segundo a IEEE C57.110; • Transformador dedicado para retificador e conversor de freqüência deve atender à IEC 61378-1 ou IEC 60146-1-3.




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11.5.1.2. Liquid-immersed power transformers This type may be applied, when space/VAC conditions is very critical, subject to previous approval from Petrobras; it shall be installed in outdoor areas, considering IEC 61892-6 and following items for the specification and installation: • Transformers shall be preferably of hermetically sealed type; conservator, if used, the breathing shall have seal-bag type diaphragm, not using silica-gel desiccator; • Any type of transformer shall be able to operate with inclination, according to C.S. requirement; • The terminals and cable terminations shall be protected inside box IP54 or better; • Containment and drainage of oil leakage shall be installed; • It shall be avoided the installation of transformer within fire risk area; it shall be evaluated the risks generated by the transformer to the surrounding equipment/installation; • It shall be installed accessories and additional protections according the type and rating (oil level and temperature, gas pressure, differential protection, internal short-circuit, etc.).

11.6.

Uninterruptible Power Supply (UPS) AC and DC

The UPS unit shall comply with IEC 60146-1-1, IEC 62040-1-2, IEC 62040-2, IEC 62040-3. The AC UPS shall operate on an acceptable basis, within ±10% voltage deviation and ±5% frequency deviation in the power supply, at steady state conditions. An isolation transformer shall provide galvanic isolation between the inverter output and consumers. The inverter shall be capable of delivering 150 % of its rated output for one minute. For fault clearing and excessive overloads the unit may switch to bypass without interruption to the emergency consumers. A by-pass branch shall be provided for each AC UPS unit, with galvanically isolated transformer. Each AC UPS shall be provided with static switch to automatic transfer to by-pass transformer.




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11.5.1.2. Transformadores de Força Imersos em Líquido Este tipo pode ser aplicado, quando as condições de espaço/VAC são muito críticas e mediante aprovação da Petrobras; deve ser instalado em áreas abertas, considerando a IEC 61892-6 e os seguintes itens para a especificação e instalação: • Os transformadores devem ser preferencialmente do tipo hermeticamente selado. Se for usado conservador (tanque de expansão), o respiro deve ter selagem por diafragma, não usando desumidificador de sílica-gel; • Qualquer tipo de transformador deve ser capaz de funcionar com inclinação, segundo as exigências da Sociedade Classificadora; • Os terminais e as terminações dos cabos devem ser protegidos dentro de caixa de terminais IP54 ou melhor; • Devem ser instaladas contenção e drenagem para vazamento de óleo; • Deve ser evitada a instalação do transformador dentro de área com risco de incêndio; devendo ser avaliados os riscos gerados pelo transformador aos equipamentos e instalações vizinhas; • Devem ser instalados acessórios e proteções adicionais conforme o tipo e a potência (nível de óleo e temperatura, pressão de gás, proteção diferencial, curto-circuito interno, etc).

11.6. Fontes Ininterruptíveis de Energia (UPS) CA e CC A unidade de UPS deve atender IEC 60146-1-1, IEC 62040-1-2, IEC 62040-2 e IEC 62040-3. A UPS deve funcionar em uma base aceitável, com variação de tensão de ±10% e variação de freqüência de ±5 % no fornecimento de energia, em condições de regime permanente. Um transformador deve prover isolamento galvânico entre a saída do inversor e consumidores. O inversor deve ser capaz de fornecer 150 % da sua potência nominal durante um minuto. Para interrupção de faltas e sobrecargas excessivas, a unidade poderá chavear para o by-pass sem interrupção do fornecimento para as cargas de emergência. Um ramo de by-pass deve ser provido para cada UPS CA, com transformador para isolamento galvânico. Cada UPS AC deve ser provida com chave estática para transferência automática para o transformador de by-pass.




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The bypass load transfer switching device shall comprise continuously rated elements in the inverter output and bypass circuits. The static bypass circuit shall have a continuous current rating equivalent to the rated output of the UPS and shall be short time rated to meet the following requirements: • 1000 % of UPS rating for 50 ms; • 150 % of UPS rating for 1 min. Each AC UPS shall be provided with a make-before-break maintenance bypass switch to allow the load to be transferred manually to this maintenance bypass supply whilst the UPS unit, including the static switch, is voltage-free to allow maintenance to be carried out safely without personnel being exposed to live components (assuming the battery isolation switch is also open). It shall be minimized the number of circuit breakers and switching elements, reducing the possibility of switching errors or manual intervention by operator in a critical condition; motor-actuated circuit breakers, contactors, and relays shall not be used. Where the maneuvering levers and handles are assembled internally, it shall be installed a safety barrier IP-20 as a minimum, with front door open. The UPS shall be self-ventilated, with n+1 redundant fans. In case of fan failure, an alarm shall be given to CSS. The UPSs shall be provided with an audible and visual alarm, for failure of the input voltage, discharging battery, 2-level battery undervoltage (low voltage/end of discharge), battery overvoltage, output earth failure, internal failure (rectifier/inverter), high temperature, and others. A resumed common alarm shall be sent to CSS. The output of AC UPS shall be isolated from the earth, with an earth fault detection and alarm on each bus, to be signaled at the CSS. The UPSs shall have a 30-60 seconds delay before release of the input voltage failure alarm, until the emergency generator starting or reconnection of main generation, to reduce the quantity of alarm signals sent to CSS. The UPSs shall be provided with facilities to perform discharge tests and verification of the battery autonomy time/capacity. The UPS shall be provided with a mimic diagram with status indication LEDs on the front-side panel;




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O dispositivo de chaveamento para transferência de carga para by-pass deve conter elementos dimensionados para operação contínua na saída do inversor e circuitos de by-pass. O circuito de by-pass estático deve ter uma capacidade contínua de corrente equivalente à nominal da UPS e capacidades de curto tempo para atender às seguintes exigências: • 1000 % da capacidade da UPS por 50 ms; • 150 % da capacidade da UPS por 1 minuto. Cada UPS AC deve ser fornecida com uma chave make-before-break para manutenção para permitir que a carga seja transferida manualmente para a fonte de by-pass enquanto a UPS, inclusive a chave estática, permanece livre de tensão para permitir que a manutenção seja feita de forma segura, sem que haja a exposição de pessoas a componentes energizados (assumindo que a chave de isolamento da bateria também está aberta). Deve ser minimizado o número de disjuntores e elementos de chaveamento, reduzindo a possibilidade de erros de manobra ou intervenção manual pelo operador em uma condição crítica; disjuntores motorizados, contatores, e relés não devem ser usados. Quando manoplas e alavancas de manobra forem instaladas internamente, deve ser prevista uma barreira de segurança no mínimo IP-20, com a porta frontal aberta. A UPS deve ser auto-ventilada e com N+1 ventiladores redundantes. Em caso de falha de um ventilador, um alarme deve ser enviado ao CSS. A UPS deve ser provida com um alarme audível e visual para falha da tensão de alimentação, bateria em descarga, subtensão da bateria em 2 níveis (tensão baixa/fim da descarga), sobretensão na bateria, falta à terra na saída, falha interna (retificador/inversor), alta temperatura, e outros. Um alarme resumido deve ser enviado ao CSS. A saída do UPS AC deve ser isolada de terra, com detecção de falta à terra e alarme em cada barramento, a ser sinalizada no CSS. A UPS deve ter um retardo de 30 a 60 segundos antes da liberação de alarme de falha da tensão na entrada, até a partida do gerador de emergência ou reconexão da geração principal, para reduzir a quantidade de sinais de alarme enviados ao CSS. A UPS deve ser provida com recursos para execução de testes de descarga e verificação do tempo de autonomia e da capacidade da bateria. A UPS deve ter um diagrama mímico com LEDs indicativos de estado no painel frontal.




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Each UPS shall have the capacity to feed its consumers load and recharge the corresponding battery bank. The UPS shall be dimensioned to recharge a fully discharged battery, to 80% capacity, within a 10-hour period. Rectifier for DC UPS shall consist of (n+1) live removable/replaceable modules assembly with highfrequency switching. The UPSs shall be tested under IEC 62040-3. The test requirements, including the voltage and power supply frequency deviation tests, shall be specified in the UPSs and rectifier purchase order, as above.

11.7. Batteries Battery casing shall be made of flame-retardant material. Additionally, for vented type, casing shall be transparent.

11.7.1. Type and Specification It shall be specified Lead Acid batteries. The battery shall be specified for the discharge cycle and autonomy time for the specific application.

11.7.1.1. Ventilated lead-acid batteries Only lead-acid batteries with a service life of 10 years or above shall be specified, according to the design conditions.

11.7.1.2. Valve-regulated lead-acid batteries (VRLA) Only high integrity, valve-regulated lead-acid batteries with a service life of 10 years or above shall be specified, according to the design conditions, complying with IEC 60896-22. VRLA-type batteries shall not be used in engine starting systems (emergency generator, fire pumps, etc.) [NFPA 110]. Rectifier for a VRLA battery shall be specified with temperature compensation floating charging, and with no provisions to boost-charging mode and low ripple content. The UPS electronic printed boards shall be specified with conformal coating for marine environment.




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Cada UPS deve ter a capacidade de alimentar seus consumidores e recarregar o banco de baterias correspondente. A UPS deve ser dimensionada para recarregar uma bateria totalmente descarregada, para 80 % da sua capacidade, dentro de um período de 10 horas. O retificador da UPS CC deve ser composto de (N+1) módulos removíveis/substituíveis com chaveamento de alta freqüência. As UPSs devem ser testadas de acordo com a IEC 62040-3. As exigências de teste, inclusive as variações de tensão e freqüência da fonte de energia, devem ser especificadas na ordem de compra das UPSs e retificadores.

11.7. Baterias O invólucro das baterias deve ser feito de material retardante à chama. Adicionalmente, para baterias do tipo ventilada, o invólucro deve ser transparente.

11.7.1. Tipo e Especificação Devem ser especificadas baterias chumbo-ácidas. A bateria deve ser especificada para o ciclo de descarga e o tempo de autonomia para a aplicação específica.

11.7.1.1 Baterias Chumbo-ácidas Ventiladas Somente baterias chumbo-ácidas com vida útil de 10 anos ou mais devem ser especificadas, segundo as condições de projeto.

11.7.1.2 Baterias Chumbo-ácidas Reguladas a Válvula (VRLA) Somente baterias chumbo-ácidas reguladas à válvula, de alta integridade, com uma vida útil de 10 anos ou mais devem ser especificadas, segundo as condições de projeto, e de acordo com a IEC 60896-22. As baterias de tipo VRLA não devem ser usadas em sistemas de partida de motores (gerador de emergência, bombas de combate a incêndio, etc.) [NFPA 110]. O retificador para uma bateria VRLA deve ser especificado com compensação de temperatura para a carga de flutuação, com baixo ripple, e sem modo de carga profunda. As placas eletrônicas das UPSs devem ser especificadas com tratamento adequado para atmosfera marítima (conformal coatin”).




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11.7.2. Battery Installation The battery location shall comply with the IEC 61892-7 standard. Rooms with stagnated areas on the ceiling/false ceiling, with structural reinforcements, shall be avoided. The battery boxes shall be located outdoors and shall be provided with good natural ventilation. The battery rooms shall not have any opening to living quarters nor shared VAC ducts with living quarters area. The battery installation shall comply with the IEC 61892-6. See safety requirements in the DR-ENGP-I-1.3 – Safety Philosophy, for hydrogen detection (exhaust fan failure alarm, boost-charging inhibition and standby exhaust fan starting, upon hydrogen detection, etc.). The batteries can not be installed in the same UPS or rectifier cabinet or room, due to hazardous area classification in view of the presence of hydrogen and corrosive vapors. No electrical apparatus/equipment, other than those strictly essential, shall be installed inside the battery room. The sparking devices, such as socket-outlets and switches, shall be installed outside of the room. The lighting fixtures installed inside battery room shall be certified for Zone 1, group IIC, T1. The battery rooms may be considered as Zone 2, for the purpose of segregation from adjacent rooms, according IEC 61892-7 (negative pressure). VRLA-type batteries shall be installed in air-conditioned rooms at 25º C and the minimum air changes shall be assured.

11.7.2.1.

Battery Supply Terms

For large battery banks, it is recommended to specify “pro-rata” warranty of lifetime. The specification shall request that the delivery of battery sets, including batteries assembled in Modules and Package Units, and initial electrolyte filling, etc., shall be carried out very near to tow-out, so as to preserve the service life time. Capacity, conductance/resistance tests, and further acceptance tests, shall be performed at the time of delivery. Note: Batteries, even if dry-stored, have their service life depleted. The service life can be strongly impaired, depending on handling, storage conditions, temperature, charging/floating voltage, etc., if they are improper.




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11.7.2. Instalação das Baterias A localização das baterias deve atender aos requisitos da IEC 61892-7. Salas com áreas estagnadas no teto/teto falso, com reforços estruturais, devem ser evitadas. As caixas de bateria devem ser instaladas ao ar livre e devem ser providas de ventilação natural adequada. As salas de bateria não devem ter nenhuma abertura para as acomodações nem dutos de VAC compartilhados com as áreas de acomodações. A instalação das baterias deve atender a IEC 61892-6. Ver exigências de segurança na DR-ENGP-I-1.3 – Filosofia de Segurança, para a detecção de hidrogênio (alarme de falha de exaustor, inibição de carga profunda e partida de exaustor reserva quando de detecção de hidrogênio, etc.). As baterias não devem ser instaladas na mesma sala ou gabinete que a UPS ou retificador, devido à classificação de área em vista da presença de hidrogênio e, vapores corrosivos. Nenhum aparelho/equipamento elétrico, além do estritamente necessário, deve ser instalado dentro da sala de baterias. Os dispositivos capazes de causar centelhamento, como tomadas e interruptores, devem ser instalados fora da sala. As luminárias instaladas dentro da sala de baterias devem ser certificadas para Zona 1, Grupo IIC, T1. As sala’s de baterias podem ser consideradas como Zona 2, para propósitos de segregação de salas adjacentes, segundo a IEC 61892-7 (pressão negativa). As baterias do tipo VRLA devem ser instaladas em salas com ar condicionado a 25 ºC; e um número mínimo de trocas de ar deve ser assegurado.

11.7.2.1 Condições para Fornecimento de Baterias Para bancos de bateria de grande porte, é recomendável especificar garantia "pro-rata" da vida útil. A especificação deve requerer que a entrega de conjuntos de baterias, inclusive baterias montadas em Módulos e Unidades Pacotes, e enchimento inicial com eletrólito, etc., sejam feitos muito próximo da saída da Unidade para a locação, para preservar a vida útil. Testes de capacidade, testes de condutância/resistência e demais testes de aceitação, serão executados no momento da entrega. Nota: As baterias, mesmo quando estocadas seco-carregadas, têm a sua vida útil reduzida. A vida útil pode ser fortemente prejudicada, dependendo do manejo, condições de armazenagem, temperatura, tensão de recarga/flutuação, etc., se eles forem impróprios.




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11.8.

Electrical Cables

Cables shall be type-approved by Classification Society. All cables shall have at least a flame-retardant insulation/jacket, according to IEC 60332-1.

11.8.1. Cable Application and Installation The specification, sizing and installation of cables shall comply with IEC 61892-4 and the Classification Society's requirements, as applicable, for current carrying capacity, voltage drop, short circuit thermal limit, bunching factor, etc. Cables for services, required to be operable under fire conditions are to be of fire resistant type complying with the requirements of IEC 60331, where they pass through machinery spaces of category A (SOLAS) and other high fire risk areas other than those which they serve, according to DR-ENGP-I-1.3 – Safety Philosophy. The electrical cables exposed to sun radiation shall have a dark-colored protective jacket or be properly protected against weather exposure, to avoid degradation caused by the UV rays. All power and control cables installed inside the Living Quarter module and control rooms shall be of halogen-free type, low smoke emission, according to IEC 60332, parts -2 and -3, smoke ratio according to IEC 61034-2, and low emission of toxic smoke, according to IEC 60754-1 and IEC 60754-2. The low voltage cables shall be insulated for 0.6/1.0 kV, with full insulation from phase to earth, so as to operate in an isolated neutral system or earthed through high impedance, with a continuous earth fault. For systems having short-time selective earth fault trip (t < 1 s, category A, IEC 60092-352, item 3.2), 3.6/6.0 kV class cables can be used for Vn 4.16kV and 8.7/15 kV class for Vn 13.8kV. For LV systems, cables with phase-earth insulation equal to or higher than the system phase-phase voltage shall be adopted. Control cables insulation shall be 250V, according to IEC 60092-376, except when connected to low impedance power sources, e.g., control voltage transformers primary, when it shall be insulated for 0,6/1.0kV. The

control

cables

carrying

analog

signals,

as

well

as

control

cables

with

PLC

interface/interconnection, shall meet the instrument cable specification, with a braided pair and each pair individually shielded, with general shielding under the outer jacket.




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11.8. Cabos Elétricos Os cabos devem ser de tipo aprovado pela Sociedade Classificadora. Todos os cabos devem ter isolação/capa pelo menos retardante à chama, conforme IEC 60332-1.

11.8.1. Aplicação e Instalação de Cabos A especificação, dimensionamento e instalação dos cabos deve atender à IEC 61892-4 e às exigências de Sociedade Classificadora, quando aplicável, para capacidade de condução de corrente, queda de tensão, queda de tensão, limite térmico para curto-circuito, fator de agrupamento, etc. Cabos para serviços que requeiram operação em condições de incêndio devem ser do tipo resistente a fogo, atendendo IEC 60331, onde eles passam por espaços de máquinas de categoria A (SOLAS) e outras áreas de alto risco de incêndio, além das que eles atendem, segundo a DRENGP-I-1.3 – Filosofia de Segurança. Os cabos elétricos expostos à incidência solar devem ter capa protetora de cor escura ou serem adequadamente protegidos contra a exposição à intempérie, para evitar a degradação causada por raios UV. Todos os cabos de força e controle instalados no interior do módulo de alojamento e salas de controle devem ser do tipo não halogenado, com baixa emissão de fumaça, conforme a IEC 600332 partes –2 e –3, índice de fumaça conforme IEC 61034-2, e baixa emissão de fumaça tóxica conforme IEC 60754-1 e IEC 60764-2. Os cabos de força em baixa tensão devem ser isolados para 0,6/1,0 kV; devem ter isolação plena de fase para terra, de modo a operar em sistema isolado ou aterrado através de alta impedância, com falta contínua à terra. Para sistemas que tenham circuitos de proteção para desligamento seletivo de curto tempo (t < 1 s, categoria “A” conforme IEC 60092-352 (item 3.2)), podem ser utilizados cabos de 3,6/6,0 kV para Vn 4,16kV, e de 8,7/15 kV para Vn 13,8kV. Para sistemas de BT devem ser adotados cabos com isolação fase-terra igual ou superior à tensão fase-fase do sistema. Cabos de controle devem ter isolação para 250V, conforme IEC 60092-376, exceto quando conectados a fontes de baixa impedância. p. Ex., primário de transformadores de controle, quando devem ter isolação para 0,6/1.0kV. Os cabos de controle onde trafegam sinais analógicos bem como cabos de controle com interface/interligação com PLC devem atender à especificação de cabos para instrumentos, com par trançado, com blindagem individual para cada par e blindagem geral sob a capa externa.




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For three-phase cables, adopt maximum sections 120 mm² for MV and 150 mm² for LV. For single-core cables, adopt maximum sections 300 mm² for MV and LV.

11.8.1.1 Hazardous Area Installation For cable installed in hazardous area comply with the IEC 61892-7, on a complementary basis. All electrical cables installed in hazardous areas, Zone 1, shall have a metallic braided armor and outer protection jacket or be protected by metallic conduit/pipe. The transit of electrical cables in hazardous areas shall be avoided. Splicing is not allowed in the cable, except when inside appropriate junction boxes and documented in the drawings. Cable entry on equipment shall comply with IEC 60079-14. Alternatively, for package units made under NEC standards, the installation and interconnection of electrical equipment and accessories shall comply with API-RP-14F (with sealing units on equipment penetration).

11.8.1.2 Cable Segregation and Route Medium voltage cables shall be installed in separate and exclusive cable trays, ducts or pipes, and separated from LV, control, communication and instrumentation cables. Essential and emergency service cables shall be installed in routes away from galley, engine rooms with internal combustion engines, and other fire risk areas, except cables to feed loads installed in such spaces. All cables shall be installed away from heat sources and hot pipes. The cables for duplicated and redundant equipment, such as generators, transformers, UPS, CDC and others should be installed in separate cable trays, wherever possible. Cables shall be routed far away from areas subject to mechanical damages, maintenance works and heavy material handling areas. The instrumentation, communication, and analog signal control cables shall follow in separate cable trays and sufficiently separated from power cables, according to table below:




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Para cabos trifásicos a seção máxima deve ser de 120 mm2 em MT e 150 mm2 em BT. Para cabos singelos a seção máxima deve ser de 300 mm ² em MT e BT.

11.8.1.1 Instalações em Áreas Classificadas Para cabos instalados em áreas classificadas devem ser atendidos os requisitos da IEC 61892-7, complementarmente. Todos os cabos elétricos instalados em área classificada, Zona 1, devem ter armadura com trança metálica e capa externa de proteção ou serem protegidos por conduítes ou tubos metálicos . Deve ser evitado o trânsito de cabos elétricos em áreas classificadas. Emendas não são permitidas, exceto quando feitas dentro de caixas de junção apropriadas e documentadas nos desenhos. A penetração de cabos nos equipamentos deve ser feita de acordo com a IEC 60079-14. Alternativamente, para unidades pacote fabricadas sob a normalização NEC, a instalação e interconexão de equipamentos elétricos e acessórios deve atender a API-RP-14F (com a instalação de unidades seladoras na penetração de equipamentos).

11.8.1.2 Segregação e Rotas de Cabos Cabos de MT devem ser instalados em bandejas, dutos ou eletrodutos exclusivos e separados dos cabos de BT, controle e instrumentação. Cabos para serviços essenciais e de emergência devem ser instalados em rotas afastadas de cozinhas, praças de máquinas com motor de combustão interna e outras áreas de risco de incêndio, exceto quanto alimentam cargas instaladas nesses locais. Todos os cabos devem ser instalados afastados de fontes de calor e tubulações aquecidas. Cabos para equipamentos duplicados e redundantes como geradores, transformadores, UPSs, CDCs e outros, devem ser instalados em bandejamentos separados até onde for possível. Os cabos devem seguir rotas afastadas de áreas onde estariam sujeitos a danos mecânicos, áreas de manutenção e áreas de manuseio de materiais pesados. Cabos de instrumentação, comunicações e cabos de controle com sinais analógicos, devem seguir em leitos separados e suficientemente afastados dos cabos de potência, conforme a tabela abaixo:




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Voltage (V)

Distance (mm)

Up to 480

300

4.160

600

11.000/13.800

750

11.8.1.3 Parallel Connected Cables When parallel cables are required, only three-core cables shall be used. As an alternative to the installation of cables, bus ducts may be used for short runs, for circuits with currents above 2500 Amperes. The bus duct shall have the same ratings of the switchgear to which is connected (ingress protection and short circuit). The use of single-core cables in parallel shall be submitted to Petrobras’ approval.

11.8.2. Frequency Convertor-Driven Motor Cables Special care shall be taken for cables feeding motors driven by frequency convertors with high output harmonic content. Cable installation and shielding/armour earthing shall comply with item Motor Power Cables in the IEC 60034-25. To avoid interferences over neighbour circuits, some alternatives below should be considered: Cables installed inside metallic conduits or closed type metallic cable trays. Specifying three-phase, perfectly symmetrical and concentrically, earthed shielding or metallic armor cables. The PE earthing conductor shall have concentric outer screen, or whether it is an inner conductor, it shall be split into three sections, symmetrically distributed about conductors. The output filter, when required, shall be tuned for the selected type and cable length and shall be agreed with VSD manufacturer.




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Tensão (V)

Distância (mm)

Até 480

300

4.160

600

11.000/13.800

750

11.8.1.3 Cabos Conectados em Paralelo Quando for necessário utilizar cabos em paralelo, somente devem ser especificados cabos tripolares. Como uma alternativa à instalação de cabos, dutos de barras podem ser usados em trechos curtos, para circuitos com correntes superiores a 2500 Amperes. Os dutos de barras devem ter as mesmas características dos barramentos dos CDCs que forem alimentar (grau de proteção e curto circuito). A aplicação de cabos singelos em paralelo deve ser submetida à aprovação da Petrobras.

11.8.2. Cabos para Motores Acionados por Conversores de Freqüência Devem ser tomados cuidados especiais com cabos que alimentam motores acionados por conversores de freqüência com alto conteúdo de harmônicos na saída. A instalação dos cabos e o aterramento da blindagem/armação devem estar de acordo com o item Motor Power Cables da IEC 60034-25. Devem ser consideradas algumas das alternativas abaixo para evitar interferências em circuitos vizinhos, tais como: Cabos instalados dentro de conduítes metálicos ou de bandejas metálicas do tipo fechado. Especificar cabos trifásicos, perfeitamente simétricos e concêntricos, com blindagem ou armadura metálica aterrada. O condutor de aterramento PE deve ser uma trança externa concêntrica, ou se for um condutor interno, deve ser dividido em três seções, simetricamente distribuídas entre os condutores.

O filtro de saída, quando requerido, deve ser sintonizado para o tipo e comprimento do cabo selecionado, devendo ser acordado com o fabricante do VSD.




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11.9. Induction Motor It shall comply with applicable IEC 60034 standards and IEC 61892-3. Insulation of motors shall be class F (or higher), with a maximum temperature rise at full load corresponding to class B. The number of starts and intervals, according to IEC60034-12, shall be: (a) Three (3) consecutive startings, with the motor initially at maximum ambient temperature (cold start); (b) Two (2) consecutive startings with the motor initially at full load operating temperature (hot start). For machines with a rated output in excess of 1600 kW deviations from this requirement may be acceptable, subject to Petrobras’ approval. The MV motor stator winding shall be vacuum impregnated (VPI). For all motors rated 6 kV or above, the spray test according to NEMA MG-1 shall be specified. In this case, the stator windings, including the lead connections, shall have a sealed insulation system to be capable of withstanding a spray test for sealed winding conformance test in accordance with NEMA MG-1 Part 20; the water spray test shall be performed in all motors. For MV motors all coils shall have anti-corona protection, achieved using a semi-conduction tape, in the slot part of the coil. Where the rated voltage is equal or above 6 kV, all coils shall have stress grading in addition to anti-corona protection. All MV motors rated 6 kV or above and larger than 5 MVA shall be provided with partial discharge couplers (Iris or compatible) for each phase. Motors shall be specified for direct starting. When voltage drop is exceeding the limits for direct start, then soft-starter or VSD shall be applied. For motors above 100 kW, unless otherwise specified in data sheet, the locked rotor current (Ilr), at rated voltage shall not exceed 6 (six) times the rated current (In). The motors installed on wet locations, e.g., pontoon pump rooms and open decks, or rated 22kW and larger shall be provided with a heating resistor. An independent 220VAC circuit shall be provided for heating, interlocked with power source. The motor protection shall be as simple as possible and comply with ANSI/IEEE C37.96. For Ex-protection, see Figure 1 – Ex Protection Philosophy.




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11.9. Motores de Indução Os motores de indução devem atender aos requisitos aplicáveis da IEC 60034 e da IEC 61892-3. O isolamento dos motores deve ser classe F (ou maior), com uma elevação da temperatura com carga nominal correspondente à classe B. O número de partidas e intervalos, segundo a IEC60034-12, deve ser: (a) Três (3) partidas consecutivas, com o motor inicialmente na máxima temperatura ambiente (partida a frio); (b) Duas (2) partidas consecutivas, com o motor inicialmente na temperatura de operação com plena carga (partida a quente). Para máquinas com uma potência nominal superior a 1600 kW, desvios a este requisito ficam sujeitos à aprovação da Petrobras. Os enrolamentos do estator do motor de MT devem ser impregnadas a vácuo (VPI). Para motores com tensão igual ou superior a 6 kV, deve especificado teste de spray de água, de acordo com a NEMA MG-1. Neste caso, os enrolamentos do estator, inclusive as conexões, devem ter um sistema de selagem capaz de resistir a um teste de spray de água para verificação de conformidade dos enrolamentos de acordo com a NEMA MG-1, parte 20; o teste de spray de água deve ser executado em todos os motores. Para motores MT todas as bobinas devem ter proteção anti-corona, obtida utilizando uma fita semicondutora no trecho da ranhura. Quando a tensão nominal for igual ou maior que 6 kV, todas as bobinas, além da proteção anticorona, devem ter alívio do gradiente de tensão. Todos os motores com tensão igual ou superior a 6kV e maiores do que 5 MVA devem ser equipados com sensores de descarga parciais (Iris® ou compatível), em cada fase. Os motores devem ser especificados para partida direta. Quando a queda de tensão exceder os limites para partida direta, então deve ser aplicado soft-starter ou conversor de freqüência (VFD). Para motores acima de 100kW, a menos que especificado em contrário na folha de dados, a corrente de rotor travado (ILR) na tensão nominal não deve exceder a 6 (seis) vezes a corrente nominal (In). Os motores instalados em locais úmidos, p. ex., salas de bombas do pontoon ou conveses expostos, ou de potência superior a 22 kW devem ser equipados com resistores de aquecimento. Deve ser previsto um circuito independente de 220 VAC para o resistor de aquecimento, intertravado com a alimentação do motor. A proteção do motor deve ser tão simples quanto possível, atendendo ANSI/IEEE C37.96. Para utilização em áreas classificadas, ver a Figura 1 – Filosofia de Proteção Ex PETROBRAS/EP-ENGP/IPP/EISA Aprovado 18/11/2010



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For MV water-cooled motors see item “Water-air heat exchanger”. A motor driven by a frequency convertor shall comply with the following requirements: •

The motor shall comply with the IEC 60034-17, especially as to the protection against the circulation of currents on the motor bearings, due to the harmonics;

• Special attention to de-rating factor, due to harmonics, by considering the driven machine torque-speed characteristics and expected speed ranges; • The maximum and minimum speed limits shall be observed. The lowest operation speed for a direct axis fan-cooled motor shall be defined/set on the convertor; • Motors shall have RTD-type sensors on the windings or thermistors for protection; • The motor shall be adequately insulated to withstand the additional stress from the inverter switching surges (PWM) with dv/dt in excess (see NEMA MG-1); • Motor for hazardous area shall be checked with respect to temperature rise limit. • For Zone 1 application the set convertor + motor shall be certified by independent recognized laboratory.

11.10.

Static Electricity Discharge

Both IEC 61892-6 and applicable Classification Society’s rules shall be complied with. IEC 60092-502 shall be complied with on a complementary basis for FPSO and FSO UNITS. Metallic structures, vessels, tanks, and non-electrical equipment skids, not directly welded on the vessel’s metallic structure or hull, shall be earthed through a conductor with at least 25mm² cross section. The metallic piping and accessories for gas or other low-conductivity flammable fluid shall have a means to assure galvanic contact through screwed flanges, and a direct connection to vessels or tanks directly earthed, for discharge of static electricity, according to API RP 2003. In this case, piping and accessories that do not have an electrical continuity shall be provided with a flexible copper wire connecting the spools. For FRP (non metallic) piping bonding, see IMO Resolution A.753 (18).




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Para motores de MT refrigerados a água, ver o item “Trocadores de calor ar-água”. Motor acionado por conversor de freqüência deve atender aos seguintes requisitos: • O motor deve atender a IEC 60034-17, sobretudo quanto à proteção contra circulação de correntes nos mancais, devido aos harmônicos; • Deve ser dada atenção especial ao fator de redução da capacidade, devido aos harmônicos, considerando a curva torque-velocidade de carga acionada e a faixa de velocidade de operação prevista; • Os limites de velocidade máxima e mínima devem ser observados. A menor velocidade de operação para motores com ventilador acoplado diretamente ao eixo deve ser definida/ajustada no conversor; • Os motores devem ter sensores do tipo RTD ou termistores nos enrolamentos, para proteção; • O motor deve ser adequadamente isolado para suportar ao stress adicional dos surtos de chaveamento do inversor (PWM) com excessivo dv/dt (ver NEMA MG-1); • Devem ser observados os limites de elevação de temperatura de motores em áreas classificadas. • Para aplicação em Zona 1, o conjunto conversor + motor deve ser certificado por um laboratório independente reconhecido.

11.10.

Descarga de Eletricidade Estática

Devem ser atendidas a IEC 61892-6 bem como as regras aplicáveis da Sociedade Classificadora. Em unidades tipo FPSO e FSO, complementarmente, deve ser atendida a IEC 60092-502. As estruturas metálicas, vasos, tanques, skids de equipamentos não-elétricos, não diretamente soldados na estrutura metálica do navio ou no casco, devem ser aterrados por um condutor com pelo menos 25 mm ² de seção. A tubulação metálica e os acessórios que contenham gases ou outro fluido inflamável de baixa condutividade devem ter meios para garantir o contato galvânico por flanges aparafusados e conexão direta a vasos ou tanques diretamente aterrados, para descarga da eletricidade estática, segundo a API RP 2003. Neste caso, a tubulação e os acessórios que não tenham uma continuidade elétrica devem ter cabos de cobre flexível “bonding” conectando os “spools”. Para aterramento de tubulação em FRP, vide Resolução A.753(18) da IMO.




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11.11.

Protection Against Lightning Strikes

For protection of the Unit and prevention of secondary damages to the electrical system, IEC 61892-6 provisions shall be complied with. For FPSO and FSO units, IEC 60092-401 provisions shall be complementary applied. Protective measures shall be adopted for taller exposed elements, such as antennas, according to NFPA 780 rolling sphere criteria, with a 30m radius.

11.12.

Service Socket-Outlets

All 220V socket outlets at indoors areas shall be compatible among them. Socket outlet pin shall be of Brazilian standardized type. For hazardous or any outdoor area, it shall be specified Ex-de (increased safety) socket outlet, with built-in Ex-d disconnector switch, interlocked with plug to prevent the plugging and unplugging to live sockets. A standardized model/type of Ex-de socket outlet, for each voltage/current rating, shall be installed in all platform modules and outdoor areas. The socket outlets station for underwater inspection or diving equipment shall be fed from dedicated individual circuit, connected to emergency generator. Adequate protective measures against electrical shock are required, especially for handheld tool and portable lighting fixture sockets, with a residual differential-type circuit breaker (DR). All three-phase socket outlets on the Unit shall have the same phase sequence rotation, to prevent an unexpected motor reversal. The R>S>T phase sequence shall be clockwise. The control rooms, essential switchgear rooms, workshops shall have 10% of the total sockets installed fed from emergency generator circuit.

11.12.1. Electrical Socket Outlets Station The service socket outlets stations shall be connect to normal power supply (automatically tripped by ESD-3 shutdown). A number of sufficient socket outlets stations shall be installed to connect temporary containers, handheld tools, and others, with the following voltages:




Rev. 2


11.11.

Proteção Contra Descargas Atmosféricas

Para a proteção da unidade e a prevenção de danos secundários ao sistema elétrico, devem ser atendidas as recomendações da IEC 61892-6. Para unidades tipo FPSO e FSO, complementarmente, devem ser atendidas as recomendações da IEC 60092-401. Devem ser adotadas medidas protetoras para os elementos expostos mais altos, como antenas, segundo os critérios da NFPA 780, considerando uma esfera rolante com 30m de raio.

11.12.

Tomadas de Serviço

Todas as tomadas de 220V em áreas internas devem ser compatíveis entre si. A pinagem das tomadas deve ser do tipo padronizado no Brasil. Para áreas classificadas e qualquer área exposta devem ser especificadas tomadas Ex-de (segurança aumentada + à prova de explosão), com chave seccionadora Ex-d incorporada, intertravada com o plug para prevenir a inserção ou extração com a tomada energizada. Um único tipo e modelo padronizado de tomada Ex-de, para cada tensão/corrente deve ser instalado em todos os módulos e áreas externas da plataforma. A estação de tomadas para inspeção submarina e equipamentos de mergulho deve ser alimentada por circuito individual dedicado, conectado ao gerador de emergência. Medidas protetoras adequadas contra choques elétricos são necessárias, especialmente nas tomadas para ferramentas e luminárias portáteis, com a utilização de um disjuntor do tipo diferencial residual (DR). Todas as tomadas trifásicas da unidade devem ter a mesma rotação na seqüência de fases, para prevenir uma reversão inesperada de motor. A seqüência de fases R>S>T deve ter o sentido horário. As salas de controle, salas de painéis essenciais e oficinas devem ter 10% do total das tomadas instaladas alimentadas pelos circuitos do gerador de emergência.

11.12.1. Estações de Tomadas Elétricas As estações de tomadas de serviço devem ser alimentadas pela fonte de energia normal (desligamento automático em ESD-3).

Deve ser instalado um número suficiente de estações de tomadas para permitir a conexão de containeres temporários, ferramentas portáteis, e outros, com as seguintes tensões:




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(a)

480 Volts, three-phase, 32 Amperes, 4-pole (3P+E);

(b)

220 Volts, two-phase, 16 Amperes, 3-pole (2P+E).

Outdoor or indoor service areas shall be provided with a set of fixed socket outlets to meet any temporary service station, with a 25m long cable, with no need to run through watertight doors or stairs between decks. The deck areas for the temporary containers (e.g., compressor and turbo generator maintenance) shall be provided with at least one socket outlets station. The temporary unloading area shall have at least one socket station, impact-protected, in the vicinities.

12. CONTROL AND SAFETY SYSTEM (CSS) The TGCP, PMS, AGCP and EGCP shall have the capacity to communicate with the software installed at the CSS (Process) and VESSEL (Marine system), for monitoring. Switchgear and MCC shall be specified with IED (Intelligent Electronic Device). The quantity of remote I/O devices for installation shall be defined during Detailed Design. The communication interfaces between the CSS and the intelligent electrical system devices (multifunction type relays, intelligent circuit breakers, etc.) shall be used only for reading of the variables and remote manual controls from the CSS, for starting/stopping Process Plant equipments. Automatic start and stop commands resulting from process control shall be always performed by means of interconnections between the electrical subsystem I/O cards (belonging to the CSS) and corresponding Switchgears/MCCs. ESD signal shall be hardwired to each drawer/feeder cubicle, through “NO” dry-type contacts. It should be foreseen means to synchronize the CSS clock with all clocks of the electrical system (PLCs, CSS, PMS and microprocessed relays, etc.) installed in Package Units and others.

13. TECHNICAL DOCUMENTATION 13.1.1 Basic Design The minimum documentation shall comply with the Technical Documentation Requirements, Chapter 8, Section 8.1. For electrical system study requirements, see “System Study and Calculations” item in IEC 61892-2.




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(a)

480 Volts, trifásica, 32 Amperes, 4 pólos (3P+E);

(b)

220 volts, monofásica, 16 Amperes, 3 pólos (2P+E).

As áreas de serviço internas ou externas devem ser dotadas com estação de tomadas, fixa, que permita alcançar áreas de serviço temporários, com um cabo de 25 m de comprimento, sem a necessidade de atravessar portas estanques ou escadas entre conveses. As áreas de convés para containeres temporários (p. ex., manutenção de compressor e de turbogerador) devem ser providas com pelo menos uma estação de tomadas. A área de descarga temporária deve ter pelo menos uma estação de tomadas na vizinhança, protegida contra impactos.

12. SISTEMA DE CONTROLE E SEGURANÇA (CSS) O TGCP, PMS, AGCP e EGCP devem ter a capacidade de se comunicar com os softwares instalados no CSS (Processo) e Vessel (sistemas navais), para monitoração. Os CDCs e CCMs devem ser especificadas com IED (Dispositivo Eletrônico Inteligente). A quantidade de dispositivos remotos de I/O para a instalação deve ser definida durante o Projeto de Detalhamento. As interfaces de comunicação entre o CSS e os dispositivos inteligentes do sistema elétrico (relés tipo multifunção, disjuntores inteligentes, etc) devem ser utilizadas apenas para a leitura das variáveis e controles remotos manuais do CSS, para partida/parada de equipamentos da Planta de Processo. Os comandos automáticos de partida e parada resultantes do controle de processo devem ser sempre realizados por meio de interligações entre os cartões de I/O do subsistema elétrico (pertencentes ao CSS) e os correspondentes CDCs / CCMs. O sinal ESD deve ser físico hardwired conectado diretamente em cada cubículo alimentador /gaveta, através de contatos secos normalmente abertos “NA”. Devem ser previstos meios para sincronizar o relógio do CSS com todos os relógios do sistema elétrico (PLCs, PMS e relés microprocessados, etc) instalado em Unidades Pacote e outros.

13. DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA 13.1.1. Projeto Básico A documentação mínima deve atender o capítulo 8, Seção 8.1, Requisitos de Documentação Técnica para o Projeto Básico. Para requisitos dos estudos do sistema elétrico, vide item System Study and Calculations na IEC 61892-2.




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ANNEX A – Additional Requirements for Package Units 1. General The scope of supply shall cover engineering, design, procurement, fabrication, tests and delivery of the package unit electrical and instrumentation installation, including, but not limited to: • The electric motor or generator bearing lubrication system, if forced, shall be independent for each redundant Package Unit.; • Field instrumentation; • On skid cabling; • On skid cable trays, with all required supports, with all required supports and mechanical protection, earthing and bonding; • Earthing and bonding; • Junction boxes; • Motor local control station supports; • Multi cable transits (MCT’s); • Cable glands; • All required hardware for installation; • Heat tracing design/installation, if required; • Lighting design/installation, if required; Note: Contractor shall inform if Control Panel shall be supplied loose to be installed at remote location/control room.

When package unit is specified as a “stand alone unit”, Supplier’s scope shall also include: • Local on skid control & protection Panel; • Sub-distribution system for package unit small power consumers (motors, heaters, auxiliaries and controls) when controlled from a control panel located at the package unit; • Motor starters and feeders shall be integrated in the package unit control panel, including heating resistance circuits to be fed from Platform lighting circuit; • Motor local push-button control station and supports; • Field instrumentation; • On skid cabling installed on skid cable trays;




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ANEXO A – Requisitos Adicionais para Unidades Pacote 1. Geral O escopo de fornecimento deve cobrir engenharia, projeto, aquisição, fabricação, testes e fornecimento da instalação elétrica e de instrumentação da unidade pacote, incluindo, mas não limitado a: • O sistema de lubrificação dos mancais do motor elétrico ou do gerador, se forçado, deve ser independente para cada Unidade Pacote redundante; • Instrumentação de Campo; • Cabeamento do skid; • Bandejamento de cabos no skid, com todos os suportes necessários, proteção mecânica, aterramento e interligação; • Aterramento e interligação para equipotencialização; • Caixas de junção; • Suportes para a estação de controle local do motor; • Multi cable transits (MCTs); • Prensa-cabos; • Todos os acessórios necessários para a instalação; • Projeto /Instalação de aquecimento para tubulação (heat-tracing), se requerido; • Projeto / Instalação de Iluminação, se requerido. Nota: A Contratante deve informar se o Painel de controle deve ser fornecido em avulso para ser instalado em local remoto / sala de controle.

Quando a unidade pacote for especificada como uma “unidade autônoma”, o escopo do fornecedor também deve incluir: • Painel de proteção e controle local no skid; • Sistema de sub-distribuição de energia para pequenos consumidores da unidade pacote (motores, aquecedores, auxiliares e controles), quando controlados por um painel de controle localizado na unidade pacote; • Demarradores de motores e alimentadores devem ser integrados no painel de controle da unidade pacote, inclusive os circuitos das resistências de aquecimento a serem alimentadas pelos circuitos de iluminação da Plataforma; • Botoeiras locais de controle dos motores e suportes; • Instrumentação de campo; • Cabeamento do skid instalado em bandejas; PETROBRAS/EP-ENGP/IPP/EISA Aprovado 18/11/2010



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• Lighting design/installation, for hood assembled; • Safety stop switches, if applicable. 2. Control Panels and MCC When specified that Package Unit control panel will be fed from the platform central UPS, it shall be fed by two redundant feeders from redundant UPSs. In this case, a static switch shall be provided for automatic transfer, inside control panel. All Control Panels installed outdoors, which control/monitoring circuit is directly fed from the platform central UPS or battery backed-up source, shall be of Ex-protected type. Multiple redundant equipment with automatic and progressive control, e.g., air compressors or freezing units, shall have separate panels and control, so that any internal failure or short circuit, do not affect the redundant equipment. A separate control panel to perform the master-slave function shall be installed. Machinery protection systems shall be integrated in the package control system. The control and protection system shall be of the latest proven design applying microprocessed controls. If applied, PLC shall be chosen from the Petrobras MVLO. The Package Unit incoming power circuit breaker shall be a current-limiting type. The Package Unit Control Panels and starters shall have individual enclosures. For control panel or starters, the incoming circuit breaker handles shall allow padlocking in “off” position. The opening of door giving access to live parts shall be interlocked with main power disconnection. The partitioning of control panels of Package Unit shall use insulating barriers, at least in the 2a form of IEC 60439-1, separating the live power entry terminals and the circuit-breaker from the remainder de-energized parts after disconnection of circuit-breaker. No fuses are allowed to be used in switchgears or boxes which covers are tightened by screws (Exd equipment).




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• Projeto/Instalação de Iluminação para pacotes montado em hood; • Botoeiras de parada de emergência, se aplicável. 2. Painéis de controle e CCM Quando especificado que o painel de controle de unidade pacote será alimentado pela UPS central da plataforma, então deve ser alimentado por dois alimentadores redundantes de UPS redundantes. Neste caso, uma chave estática deve ser fornecida para transferência automática dentro do painel de controle. Todos os painéis de controle instalados em área externa, cujo circuito de controle/monitoração é alimentado diretamente pela UPS central da plataforma ou com fonte mantida por bateria, devem ter proteção “Ex”. Equipamentos múltiplos, com redundância, com controle automático e progressivo, p. ex., compressores de ar ou unidades de refrigeração, devem ter controle e painéis separados, para que qualquer falha interna ou curto-circuito não afete o equipamento redundante. Deve ser previsto um painel de controle separado para executar a função mestre-escravo. Os sistemas de proteção das máquinas devem ser integrados ao sistema de controle do pacote. O sistema de proteção e controle deve ser do último modelo consagrado utilizando controlador microprocessado. Se aplicado, o PLC deve ser selecionado do MVLO. O disjuntor geral de entrada da Unidade Pacote deve ser do tipo limitador. Os painéis de controle e os demarradores da Unidade Pacote devem ficar em compartimentos individuais. As manoplas dos disjuntores de entrada dos painéis de controle e demarradores devem ter recursos para o travamento com cadeado na posição “aberto”. A abertura da porta que dá acesso às partes vivas deve ser intertravada com a desconexão da alimentação principal. O particionamento dos painéis de controle da Unidade Pacote deve usar barreiras isolantes, pelo menos na forma 2A da IEC 60439-1, separando os terminais energizados da entrada de força e do disjuntor das demais partes que são desenergizadas após a abertura do disjuntor. Não é permitida a utilização de fusíveis em caixas ou painéis de distribuição cujas tampas são aparafusadas (equipamento Ex-d).




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The overload relays shall be of electronic type. The control panel shall comply with the following minimum configuration, except if otherwise stated in the datasheet: •

“Stop” push-button (red), with a retainer;

•

“Start” push-button;

•

“Running” signaling (red);

•

“auto x manual”, “local x remote” change-over switch, as applicable;

•

Tripped/Alarm signaling;

•

Instruments;

•

Power Available signaling;

•

UPS Power Available signaling, if applicable;

•

HMI, if applicable.

Push-button colors (start & stop) and indicator lamp colors (running, stopped, heater and common alarm) shall be as stated in the item Ergonomics (according to NR10).

3. Interface with Platform Control and Safety Systems Contractor shall inform Supplier the type of package regarding control and interface with Platform Automation system: • stand-alone; • stand-alone with built-in automation, hardwired interface to switchgear, MCC; • remote controlled by Platform, network communication. Supplier shall provide the relevant Cause and Effect Matrix indicating interface with the Platform Control and Safety systems, including: • Package Unit internal protective alarms and shutdown; • Signaling and alarms on local panel; • Alarm & trip set-points list; • Shutdown controls originating from CSS/VESSEL; • Remote signaling/monitoring to CSS/VESSEL. ESD signal from Platform shall be hardwired, “normally open”, dry-type contact.




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Os relés de sobrecarga devem ser do tipo eletrônico. O painel de controle deve ser fornecido no mínimo com os seguintes recursos, exceto se especificado em contrário na folha de dados: •

Botoeira de “Desliga” (vermelha), com retenção;

•

Botoeira de "Liga";

•

Sinalização de "Funcionando" (vermelha);

•

Chaves seletoras “automático x manual” e “local x remoto”, se aplicável;

•

Sinalização de Parada por falha / Alarme;

•

Instrumentos;

•

Sinalização de Fonte Disponível;

•

Sinalização de Fonte da UPS Disponível, se aplicável;

•

Interface Homem-Máquina, se aplicável.

As cores das botoeiras (liga & desliga) e as cores dos sinaleiros (funcionando, parado, aquecimento e alarme comum) devem ser conforme o item Ergonomia (de acordo com a NR10).

3. Interface com os Sistemas de Controle e Segurança da Plataforma A Contratante deve informar ao fornecedor, o tipo de pacote, com relação ao controle e interfaces com o sistema de Automação de Plataforma: • Autônomo; • Autônomo

com

automação

incorporada,

interfaces

físicas

“hardwired”

para

os

CDCs/CCMS; • Controlado remotamente pela Plataforma, comunicação via rede. O fornecedor deve prover a Matriz de Causa e Efeito relevante, indicando as interfaces com o CSS, Sistema de Controle e Segurança da Plataforma, incluindo: •

Funções de proteção internas com alarme e shutdown da Unidade Pacote;

• Sinalização e alarmes em painel local; • Lista de alarmes e ajustes (set-points) das proteções; • Comandos de shutdown que se originam no CSS/VESSEL; • Sinalização/monitoramento remotos pelo CSS/VESSEL. O sinal de ESD da plataforma deve ser “hardwired” por contato seco “normalmente aberto”. PETROBRAS/EP-ENGP/IPP/EISA Aprovado 18/11/2010



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The interface with safety systems, shutdown, pressure relief, etc. shall be provided by Supplier. Contractor shall inform such interfaces. For hood assembled package unit, Fire & Gas Detection and other safety system shall be provided by Supplier, unless otherwise stated in the specification/datasheet. When required to communicate with CSS/VESSEL, TCP-IP protocol shall be used. No fiber optic cables shall be used, unless approved by Petrobras. It should be foreseen means to synchronize the CSS/VESSEL clock with all clocks in Package Unit controls processors and IED, if any.

4. Hazardous Area The electrical equipment installed in non-hazardous outdoor areas and operating during an emergency situation (ESD-3) shall be suitable for use in hazardous areas classified at least as Group IIA, Zone 2, T3, unless it is automatically shut down on the presence of gas in the equipment area. Contractor shall inform which Package Unit systems or subsystems shall remain in operation after an emergency shutdown (ESD-3). If the Package Unit contains or is intended to handle flammable fluids, Supplier shall deliver the hazardous classification area plan for the skid. Contractor shall inform area classification for the location.

5. Package Unit Arrangement and Location The Package Unit arrangement and positioning shall be suitable to the reserved installation site, considering: • Easy access for operation and maintenance, required space for maintenance and/or removal of components; • Controls, displays/signaling shall be ergonomically assembled and visible from main access area; • Agreed position for Platform cables entry position in the skid and corresponding cable trays route.

Control panels and starters shall be mounted protected from vibration, high temperature, water jet washing, maintenance works with heavy loads handling.




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O Fornecedor deve prover as interfaces com os sistemas de segurança, shutdown, alívio de pressão, etc. A Contratante informará tais interfaces. O Fornecedor deve prover Detecção de Fogo & Gás e outros sistemas de segurança para a Unidade Pacote montada em hood, a menos que seja especificado de outra forma na folha de dados. Quando for requerida comunicação com o CSS / VESSEL, deve ser utilizado protocolo TCP-IP. Não devem ser usados cabos de fibra ótica, a menos que seja aprovado pela Petrobras. Devem ser previstos meios para sincronizar o relógio do CSS/VESSEL com todos os relógios dos processadores de controle e IED da unidade pacote.

4. Áreas Classificadas Os equipamentos elétricos instalados em áreas externas não classificadas e que permanecem operando durante uma situação de emergência (ESD-3) devem ser adequados para utilização em áreas classificadas, pelo menos Zona 2, Grupo IIA, T3, a menos que sejam automaticamente desconectados se houver presença de gás na área do equipamento. A Contratante deve informar quais sistemas ou sub-sistemas da Unidade Pacote devem permanecer em operação após um shutdown de emergência (ESD-3) Se a Unidade Pacote contiver ou for destinada a utilizar fluidos inflamáveis, o Fornecedor deve entregar o plano de classificação de áreas para o skid. A Contratante deve informar a classificação de área do local do skid.

5. Localização e Arranjo da Unidade Pacote O arranjo e o posicionamento da Unidade Pacote devem ser adequados para o local reservado para a instalação, considerando: • Acesso fácil para operação e manutenção, espaço necessário para manutenção e/ou remoção de componentes; • Controles, indicadores/sinalização devem ser montados ergonomicamente e serem visíveis da área de acesso principal; • Posição acordada para os pontos de entrada de cabos no skid e posição do bandejamento de cabos correspondente.

Os painéis de controle e demarradores devem ser montados protegidos contra vibração, alta temperatura, lavagem com jato d’água e trabalhos de manutenção com o manuseio de cargas pesadas.




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6. Power Supply The short circuit level shall be considered for dimensioning and proper protection of switchgear and drawers components. Contractor shall inform the type and characteristics of the electrical system feeders, the system earthing system, short-circuit level for supply feeder at package incoming, quantity type and cables cross section, incl. outer diameter, etc. Available Power: System Frequency: 60Hz MV – 13.800 Volts AC, 3-phase, neutral point earthed through high resistance MV – 4.160 Volts AC, 3-phase, neutral point earthed through high resistance LV – 480 Volts AC, 3-phase, isolated neutral (FPSO) UPS – 220 Volts AC, 3 or 2-phase, 60Hz, isolated neutral DC – 24 Volts DC, isolated from earth

7. Documentation The following documentation shall be presented by Supplier at bid stage: • General Arrangement, including required space for operation & maintenance, space for removal main equipment/component; • Cause & Effect Matrix, indicating the interfaces to plant safety system (CSS) and Hull systems (VESSEL), and Package Unit internal protections; • Load List including

power consumptions for each supply voltage and power supplies

ranked as normal, essential or emergency (UPS); • Load List consumers shall indicate the power consumption according to the following conditions: o

normal operation condition

o

idling warm-up/cool-down

o

standby

o

shut-down stopping & running time required to complete safe stopping

• List of proposed equipment & parts, maker/models; • Inform Contractor when Package Unit equipment will contain hazardous sources and required ventilation; • Motors datasheets; • Control & safety architecture block diagrams;




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6. Fontes de Energia O nível de curto circuito deve ser considerado para o dimensionamento e proteção adequada dos componentes de gavetas e painéis de distribuição. A Contratante deve informar o tipo e as características dos alimentadores do sistema elétrico, o sistema de aterramento, o nível de curto-circuito da alimentação na entrada do pacote, quantidade, tipo e bitolas cabos, inclusive diâmetro externo, etc. Fontes disponíveis: Freqüência do Sistema: 60 Hz MT – 13.800 Volts CA, 3 fases, neutro aterrado por alta resistência MT – 4.160 Volts CA, 3 fases, neutro aterrado por alta resistência BT – 480 Volts CA, 3 fases, neutro isolado (FPSO) UPS – 220 Volts CA, 3 ou 2 fases, 60 Hz, neutro isolado CC – 24 Volts CC, isolado de terra

7. Documentação A seguinte documentação deve ser apresentada pelo Fornecedor na etapa de proposta: • Arranjo Geral, inclusive espaço necessário para operação e manutenção, espaço para remoção dos principais equipamentos/componentes; • Matriz de Causa & Efeito, indicando as interfaces com o sistema de segurança da planta (CSS) e sistemas da embarcação (VESSEL), e proteções internas da Unidade Pacote; • Lista de Cargas incluindo os consumos de energia em cada nível de tensão, classificadas como fonte normal, essencial e de emergência (UPS); • A Lista de Cargas deve indicar o consumo de energia de acordo com as seguintes condições: o

Condição de operação normal

o

Marcha lenta para aquecimento ou para resfriamento

o

Stand-by

o

Parada após Shutdown - tempo necessário para o ciclo de parada total segura

• Lista de equipamentos e partes propostos, fabricantes/modelos; • Informar à Contratante quando o equipamento da Unidade Pacote contiver fontes de risco e ventilação requerida; • Folhas de dados dos motores; • Diagrama de blocos com a arquitetura de controle e segurança;




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• Power and Control diagram, and interfaces cable block diagrams; • General one-line diagram; • Switchgear, rectifier, inverter, and battery data sheet and dimensional drawing; • Heat loss of the unit, auxiliaries, cooling requirements; • Power distribution arrangement drawing, control, switchgear, and earthing plan; • Lighting arrangement drawing, if applicable; • Hazardous Area classification plan, if applicable. 7.1. As-Built Documentation • Certified documentation & certified drawings presented at bid stage (see above). • List of all electric and electronic hazardous area equipment and accessories, complete with model, type, brand, protection class, apparatus group, certifying authority, certificate number. • A copy of Ex-certificate shall be delivered for each component. • Ladder logic diagram • Control & Protective functions narrative, including actions, setpoints, etc. • Protection and selectivity coordination study, including relay parameters settings. • Installation, Operation & Maintenance Manual, including predictable periodical replacement component list (components with an MTBF shorter than 7 years, shorter than 20 years).




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• Diagramas de Força e Controle com interfaces/interligações; • Diagrama Unifilar Geral; • Folhas de dados e desenhos dimensionais dos painéis de distribuição, retificadores, inversores e baterias; • Dissipação térmica da unidade e auxiliares e, requisitos de ventilação/ar-condicionado; • Desenho do arranjo de distribuição de energia, controle, painéis de distribuição, e planta de aterramento; • Desenho do arranjo de iluminação, se aplicável; • Plano de Classificação de Áreas, se aplicável. 7.1. Documentação As-built • Documentação certificada e desenhos apresentados na etapa de proposta, certificados (ver acima). • Lista de todos os equipamentos e acessórios eletro-eletrônicos em áreas classificadas, completa, com modelo, tipo, marca, classe de proteção, grupo do aparelho, autoridade certificadora, número do certificado. • Deve ser entregue uma cópia de certificado “Ex” para cada componente. • Diagrama de lógica ladder. • Descrição das funções de controle e proteção, incluindo atuações, set-points, etc, de forma narrativa. • Estudo da coordenação e seletividade da proteção, incluindo os parâmetros de ajuste dos relés. • Manual de Instalação, Operação e Manutenção, incluindo lista de componentes previstos para substituição periódica durante o ciclo de vida do equipamento (componentes com um MTBF menor que 7 anos, menor que 20 anos).



DR-ENGP-II-P1-3 1-R 2 - REQUISITOS PARA PROJETO DE SISTEMA ELÉTRICO

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