n-203. DISEÑO DE SISTEMAS DE POTENCIApdf

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

PDVSA N°

TITULO

DISEÑO DE SISTEMAS DE POTENCIA

N–203

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ENE.11

REV.

FECHA

EMISIÓN ORIGINAL

APROB. Cesar Eizaga E

PDVSA, 2005

DESCRIPCION FECHA ENE.11 APROB. Luis Tovar

54

C.E.

L.T

L.T

PAG. REV. APROB. APROB. FECHA ENE.11 ESPECIALISTAS

ESPECIFICACIÓN DE INGENIERÍA PDVSA

PDVSA N–203 REVI REVISI SION ON FECH FECHA A


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ENE.11

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“La información contenida en este documento es propiedad de Petróleos de Venezuela, S.A. Esta prohibido su uso y reproducción total o parcial, así como su almacenamiento en algún sistema o transmisión por algún medio (electrónico, mecánico, gráfico, grabado, registrado o cualquier otra forma) sin la autorización por escrito de su propietario. Todos los derechos están reservados. Ante cualquier violación a esta disposición, el propietario se reserva las acciones civiles y penales a que haya lugar contra los infractores.” “Las Normas Técnicas son de obligatorio cumplimiento en todas las organizaciones técnicas como parte del Control Interno de PDVSA para salvaguardar sus recursos, verificar la exactitud y veracidad de la información, promover la eficiencia, economía y calidad en sus operaciones, estimular la observancia de las políticas prescritas y lograr el cumplimiento de su misión, objetivos y metas, es un deber la participación de todos en el ejercicio de la función contralora, apoyada por la Ley Orgánica de la Contraloría General de la República y Sistema Nacional de Control Fiscal, Artículos 35–39”. 35–39 ”.




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Índice 1 OBJETIVO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2 ALCANCE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3 REFERENCIAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.1 3.2 3.3 3.4 3.5 3.6 3.7

American National Standards Institute – ANSI . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Comisión Venezolana de Normas Industriales – COVENIN . . . . . . . . . . . Institute of Electrical and Electronics Engineers – IEEE . . . . . . . . . . . . . . International Electrotechnical Commission – IEC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . International Society of Automation – ISA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . National Electrical Manufacturers Association – NEMA . . . . . . . . . . . . . . . Petróleos de Venezuela – PDVSA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

4 ABREVIATURAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5 DEFINICIONES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.1 5.2 5.3 5.4 5.5 5.6 5.7 5.8 5.9 5.10 5.11 5.12 5.13 5.14 5.15 5.16 5.17

Prácticas Aceptables y Preferidas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Ajuste Máximo de la Demanda Basada en Datos de Carga Reales . . . . Ajuste Máximo de la Demanda Basada en Datos de Carga Estimados . Transformador Cautivo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Factor de Demanda . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Data de Carga Real . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Transformador de Alumbrado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Factor de Carga . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Capacidad de Sobrecarga Continua de un Motor / Factor de Servicio . . Subestaciones con Secundario Selectivo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Subestaciones Secundario Spot Network . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Sub–barra . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Máxima Demanda de Carga para 15 Minutos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Máxima Demanda de Carga para 8 Horas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . P rotección por Bajo Voltaje . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Pr Disparo por Bajo Voltaje . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Caída de Tensión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

6 DOCUMENTACIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6.4

Data . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

7 CARACTERÍSTICAS DEL SISTEMA ELÉCTRICO . . . . . . . . . . . . . 7.1 7.2 7.3 7.4

Ni N iveles de Tensión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Variaciones en la Tensión de Alimentación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Factor de Potencia del Sistema . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Capacidad de Alimentación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

5 5 5 5 5 5 6 6 6 6

6 7 7 7 7 7 7 7 8 8 8 8 8 9 9 9 9 9 9

9 11

17 17 18 19 19




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Rangos de Cortocircuito . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

8 DISPOSICIÓN Y PROTECCIÓN DE SISTEMAS DE POTENCIA . . 8.1 8.2 8.3 8.4 8.5 8.6 8.7 8.8 8.9

Alimentación de Motores y Reaceleración . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Puesta a Tierra del Neutro . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Alimentadores con Derivación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Protecci Protección ón de Tran Transfo sformad rmadore oress Trifá Trifásic sicos os con con Fusibl Fusibles es en el el Primar Primario io Contr Contraa Alimentación Monofásica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Interruptores Principales de Entrada y Salida . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Sistemas de Protección para Transformadores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Arreglo de Barras en Subestaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Interruptores Alimentadores de la Sub–barra . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Protección de los Alimentadores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

9 CAPACI CAPACIDAD DAD DE DE COMPO COMPONE NENTE NTES S Y SELE SELECCI CCIÓN ÓN DE IMPEDANCIAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9.1 9.2 9.3 9.4

19

20 20 22 23 25 25 26 27 28 29

33

Capacidad de Transformadores e Impedancias . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Capacidad del Tablero de Potencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Dimensionamiento de los Cables de Potencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Tensión en los Terminales y Caída de Tensión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

33 34 36 37

10 SELECCIÓN DEL TIPO DE COMPONENTE . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

38

10.1 10.2 10.3 10 .4 10.5 10.6

Transformadores de Potencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Transformadores de Iluminación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Tableros de Potencia Tipo “Metal–Clad” . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Ar Arrancadores de Motores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Arrancadores de Motores de Media Tensión (1001 V a 7200 V) . . . . . . . Arrancadores de Motores de Baja Tensión (1000 V y Menores) . . . . . . .

38 38 39 39 40 40

11 CIRCUITOS DE CONTROL . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

40

11.1 Sistema de Control para Tableros de Potencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11.2 Circuitos de Control de Motores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

40 42

12 CENTROS DE POTENCIA PARA PARA PARADAS PARADAS DE PLANTA PLANTA PROGRAMADAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

45

12.1 Centro de Potencia para Paradas de Planta . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

45

13 MEDICIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

46

13.5 Dispositivos Remotos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

47

14 ALARMAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

48

14.1 Al Alarmas en Subestaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14.2 Alarmas para Motores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14.3 Alarmas para Actuadores de Motores de Válvulas de Emergencia . . . . .

48 50 52




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15 SUMINISTRO PARA SOLDADURA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

52

15.1 Cajas Terminales para Soldadura . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15.2 Tomacorrientes para Soldadura . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

52 53

16 TOMACORRIENTES DE USO GENERAL . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

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PDVSA N–203 REVISION FECHA


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OBJETIVO Establecer los requisitos técnicos mínimos para el diseño de los sistemas distribución de potencia a ser utilizados en las diferentes instalaciones de la industria petrolera, a fin de garantizar una operación eficiente, segura y confiable para los procesos desarrollados en PDVSA.

2

ALCANCE Esta norma cubre los requerimientos de PDVSA para los siguientes aspectos del diseño de los sistemas de potencia: – Documentación. – Sistema de Potencia: definiciones, arreglos y protección. – Selección de la capacidad de los componentes y sus impedancias. – Selección del tipo de componente. – Circuitos de control. – Suministro de potencia en paradas programadas. – Medición. – Alarmas. – Suministro de potencia para máquinas de soldadura. – Tomacorrientes de uso general. Esta norma no aplica para suministro de potencia a instrumentación y otros servicios esenciales.

3

REFERENCIAS Esta sección lista las prácticas y normas que son generalmente referenciadas y asumidas como parte de este documento. A menos que se especifique lo contrario, usar la última edición. Las siguientes publicaciones y normas serán usadas conjuntamente con esta norma según lo especificado por el Ingeniero de PDVSA. Prácticas adicionales o equivalentes de diseño deben ser especificadas por el Ingeniero de PDVSA.

3.1

American National Standards Institute – ANSI C84.1 “Electric Power Systems and Equipment – Voltage Ratings (60 Hertz)”.

3.2

Comisión Venezolana de Normas Industriales – COVENIN 200 “Código Eléctrico Nacional”.

3.3

Institute of Electrical and Electronics Engineers – IEEE 141 “Recommended Practice for Electric Power Distribution for Industrial Plants”.




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242 “Recommended Practice for Protection and Coordination of Industrial and Commercial Power Systems”. 519 “Recommended Practices and Requirements for Harmonic Control in Electrical Power Systems”. IEEE 835 INTRO “Standard Power Cable Ampacity Tables”. IEEE C.37.010 “Application Guide for AC High–Voltage Circuit Breakers Rated on a Symmetrical Current Basis”. C37.2 “Electrical Power System Device Function Numbers, Acronyms, and Contact Designations”. 3.4

International Electrotechnical Commission – IEC 60034–1 “Rotating electrical machines – Part 1: Rating and Performance”.

3.5

International Society of Automation – ISA 18.1 “Annunciator Sequences and Specifications”.

3.6

National Electrical Manufacturers Association – NEMA C84.1 “Electric Power Systems and Equipment – Voltage Ratings (60 Hertz)”. NEMA MG 1 “Motors and Generators”.

3.7

Petróleos de Venezuela – PDVSA N–201 “Obras Eléctricas”. 90619.1.050 “Análisis de Cargas”. 90619.1.057 “Selección de Cables”. 90619.1.082 “Calibre de los Conductores para Potencia e Iluminación”. 90619.1.083 “Tablas de Caida de Tensión, Iluminación y Potencia”. 90619.1.084 “Ductos Subterráneos Efectos del Calentamiento sobre el Calibre de los Conductores”. PDVSA 90619.1.053 Subestaciones Unitarias”. "

4

ABREVIATURAS X’’d: Reactancia subtransitoria de eje directo. X’d: Reactancia transitoria de eje directo. Xd: Reactancia sincrónica de eje directo. X’’q: Reactancia subtransitoria de eje en cuadratura.




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X’q: Reactancia transitoria de eje en cuadratura. Xq: Reactancia sincrónica de eje en cuadratura. H: Constante de inercia. TAPC: Turnaround Power Center. CEN: Código Eléctrico Nacional.

5

DEFINICIONES Adicionalmente a las definiciones establecidas en la norma PDVSA N–201 se deben tomar en consideración las siguientes:

5.1

Prácticas Aceptables y Preferidas Cuando esta norma liste más de un tipo de equipo o un método como aceptable, el Contratista deberá realizar la selección en base al costo total de instalación. En caso de que un tipo particular de equipo o método aparezca como preferido, serán seleccionados siempre y cuando sea menor o equivalente en costo total de instalación de otros tipos o métodos aceptables. Costo – Beneficios óptimos deben ser logrados mediante la reducción de mantenimiento y gastos operativos a través de la inversión inicial adicional. Bases económicas para el cálculo óptimo de costos beneficios se incluirán en el pliego de condiciones de trabajo en general. El Ingeniero PDVSA aprobará las opciones alternativas.

5.2

Ajuste Máximo de la Demanda Basada en Datos de Carga Reales Igual a 1,0 por la demanda máxima.

5.3

Ajuste Máximo de la Demanda Basada en Datos de Carga Estimados Igual a 1,05 por la demanda máxima estimada.

5.4

Transformador Cautivo Un transformador que suple únicamente a un solo equipo, usualmente un motor grande.

5.5

Factor de Demanda La proporción de la demanda máxima de un sistema, o parte de un sistema, a la carga total conectada del sistema, o parte del sistema, bajo consideración.

5.6

Data de Carga Real Los datos de carga derivados de las características reales de funcionamiento del equipo y ciclos de trabajo para las instalaciones existentes.




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5.7

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Transformador de Alumbrado

Un transformador que abastece principalmente la iluminación, pero también puede proveer receptáculos de uso general y otras cargas de baja tensión que no son críticas. 5.8

Factor de Carga

La proporción de la carga promedio durante un período de tiempo a la carga máxima ocurrida en ese período. 5.9

Capacidad de Sobrecarga Continua de un Motor / Factor de Servicio

Un multiplicador que, cuando se aplica a la potencia nominal, indica la carga de potencia que puede llevar continuamente sin exceder en más de 10°C a una sobrecarga continua / factor de servicio de carga al aumento de temperatura nominal según las normas NEMA MG 1 ó IEC 60034–1, si la tensión nominal y la frecuencia se mantienen. Cuando el motor funciona a cualquier factor de servicio mayor que 1,0, puede tener un rendimiento, factor de potencia y velocidades diferentes a los de potencia nominal, pero el par de arranque, la corriente y el par de torsión se mantendrán sin cambios. 5.10

Subestaciones con Secundario Selectivo

Las subestaciones con secundario selectivo tiene dos barras, cada una alimentada por un interruptor automático de entrada normalmente cerrado y conectadas entre sí por un interruptor de enlace normalmente abierto. (Tal como se utiliza aquí, el término secundario selectivo se aplica a las Subestaciones doblemente alimentadas con o sin transformadores). Las fuentes duales normalmente dividen la carga en operación no–paralela. En caso de fallar una fuente, la Subestación es aislada de la fuente fallada y la sección de barra desenergizada es conectada a la fuente que queda en servicio. La transferencia de la carga puede ser manual o automática. 5.11

Subestaciones Secundario Spot Network

Las subestaciones secundarias Spot Network tienen dos o más barras, cada una alimentada por una línea de entrada con un interruptor normalmente cerrado a partir de fuentes sincronizadas y conectadas entre sí por interruptores de enlace normalmente cerrados. En caso de falla de una fuente, la Subestación es aislada de la fuente fallada por la operación automática de relés de protección, por ejemplo, Direccional de Sobrecorriente.




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5.12

Sub–barra Es una barra de Subestación que es directamente alimentada (Sin la intervención de un transformador) desde la barra principal del tablero de potencia. Ejemplo de sub–barras son las barras de centro de control de motores y de los centros de potencia para paradas de planta.

5.13

Máxima Demanda de Carga para 15 Minutos Es el promedio de carga más alto que puede ocurrir para un período de 15 minutos.

5.14

Máxima Demanda de Carga para 8 Horas El mayor valor de la raíz cuadrada de la carga que se puede tomar durante un período de 8 horas. Es equivalente al envejecimiento térmico de la carga.

5.15

Protección por Bajo Voltaje Tal como se aplica al control del motor, ocasiona que el controlador del motor dispare ya sea instantáneamente o tras un intervalo de tiempo predeterminado después de una baja o pérdida de tensión de alimentación del motor. Tras la restauración de la tensión normal de alimentación, el controlador no cerrará o sólo cerrará si la tensión de alimentación se restablece dentro de un intervalo de tiempo predeterminado.

5.16

Disparo por Bajo Voltaje Tal como se aplica al control del motor, ocasiona que el controlador del motor dispare instantáneamente debido a una baja o pérdida del suministro de tensión y recierre instantáneamente después de la restauración del suministro normal de tensión, sin considerar la duración del tiempo de la baja o pérdida de tensión.

5.17

Caída de Tensión Es la diferencia de tensión entre los terminales de transmisión y recepción del alimentador. Para corrientes alternas, las tensiones no necesariamente están en fase y por lo tanto la caída de tensión no es necesariamente igual a la suma algebraica de las caídas de tensión a lo largo de varios conductores.

6

DOCUMENTACIÓN Los diagramas de una Subestación deberán incluir la siguiente información:

6.1

Un diagrama unifilar simplificado del sistema completo debe ser suministrado mostrando todas las Subestaciones y sus interconexiones.



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Los diagramas Unifilares cubrirán los circuitos de potencia y excitación incluyendo medición y protección. Todos los diagramas Unifilares deben conformar un conjunto separado de dibujos; ellos no deben estar localizados en otros tipos de dibujos. Un diagrama unifilar típico mostrando el estilo usado por el contratista debe ser sometido a PDVSA para su aprobación antes de iniciar los dibujos. Los diagramas de una Subestación deberán incluir la siguiente información:

6.2

a.

Capacidades de equipos mayores tal como se indica en la Tabla 1.

b.

Número y conexiones de transformadores de corriente y de potencial.

c.

Conexión de los devanados de los transformadores de potencia (tales como estrella o delta), tipo de puesta a tierra del neutro.

d.

Descripción de los relés incluyendo el número de identificación ANSI así como el número de dispositivos.

e.

Líneas punteadas asociadas a los relés de protección principales con los relés auxiliares o los dispositivos del circuito primario sobre los cuales actúan, usando flechas en los extremos de estas líneas indicando los dispositivos operados.

f.

Niveles de cortocircuito máximos y mínimos bajo los cuales se basa el diseño.

g.

Identificación y tamaño de las cargas individuales conectadas a cada tablero, centro de control de motores, centros de potencia de paradas de planta, y tableros de distribución.

h.

Número de pasos de Reaceleración para cada motor provisto con control automático de Reaceleración. Los diagramas deben ser suministrados como se indica a continuación. Los dibujos del fabricante deben ser usados con el mejor sentido práctico cuando suministren esta información; sin embargo, los esquemáticos típicos de Ingeniería y los diagramas de conexionado no deben ser usados sin la aprobación del Departamento de Ingeniería de PDVSA.

6.3

a.

Los diagramas de conexiones internas preparados por el Ingeniero de PDVSA deben ser provistos para cada pieza de equipo. Estos diagramas de conexiones muestran el alambrado dentro de cada pieza del equipo y no son un sustituto para los diagramas de interconexión.

b.

Los diagramas lógicos esquemáticos/elementales deben ser suministrados para los circuitos de control de motores y otros equipos. Cada motor o dispositivo a ser controlado debe tener todos los dispositivos de control asociado mostrados en un dibujo individual.

ESPECIFICACIÓN DE INGENIERÍA


PDVSA


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c.

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Diagramas de interconexión/punto a punto deben mostrar la misma designación para el número del terminal, dispositivo y conductor que aparecen en los diagramas de conexión. También deben indicar la ubicación de terminales si el equipo tiene terminales en más de una ubicación. El contratista debe preparar muestras de dibujos de alambrado de Inter–conexionado para revisión y aprobación del Ingeniero de PDVSA antes de proceder con el diseño básico. TABLA 1. CAPACIDADES EQUIPOS MAYORES

EQUIPO MAYOR Generadores Transformadores de potencia

Interruptores automáticos

Barras Descargadores de Sobretensión Dispositivos de puesta a tierra del neutro Transformadores de corriente Transformadores de potencial

DATOS NOMINALES A SER MOSTRADOS EN LOS DIAGRAMAS UNIFILARES V, kW, FP, X’’d, X’d, Xd, X’’q, X’q, Xq, H kVA (ONAN/ONAF), V, relación de transformación (RT), Rango de tomas, Impedancia, conexión (Y o Δ), grupo vectorial, BIL en caso de descargadores de sobretensión al mismo voltaje. Amperios continuos, MVA o kA de interrupción, kA momentáneo si es diferente al de interrupción, BIL si a los descargadores de sobretensión se les aplica mismo voltaje (Especificar si se usan valores simétricos o asimétricos para la capacidad de interrupción) Voltaje nominal del sistema, Amperios continuos, kA momentáneos (Especificar si se usan valores simétricos o asimétricos) kV de operación Amperaje (capacidad continua y por poco tiempo) Relación de Transformación, clase de precisión Relación de Transformación, grupo de conexión. Calibre, tipo, capacidad de conducción

Cable y líneas aéreas para alimentación de transformadores de potencia y barras de Subestaciones Variadores de frecuencia y arrancadores Voltaje nominal, kVA, número de pulsos, tipo de suaves modulación

6.4

Data

6.4.1

a. b. c. d.

El Ingeniero de PDVSA preparará la siguiente información y la usará como base para dimensionar los componentes del sistema, comprobar el funcionamiento del mismo y determinar el ajuste de los relés y dispositivos del sistema de protección: Data de carga del sistema. Data de niveles de cortocircuito. Data sobre perfiles de tensión. Data sobre calentamiento de los motores.




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e.

Bases para el dimensionamiento de cables.

f.

Data de los relés. En caso de proyectos contratados, el Consultor suministrará copias de la información (papel y electrónico) para obtener la aprobación del Ingeniero de PDVSA. Una vez aprobado, el Consultor suministrará las copias definitivas al Ingeniero de PDVSA. Se suministrará un resúmen de los resultados y la descripción de las condiciones del sistema usados como base para cada uno de los cálculos de la carga, nivel de cortocircuito, y perfil de tensión.

6.4.2

Lo siguiente puede ser obtenido utilizando programas de computación:

a.

Data de carga.

b.

Data sobre niveles de cortocircuito.

c. Data de perfiles de tensión. d. Data calentamiento de motores. e.

Estabilidad transitoria y dinámica del sistema (donde se requiera).

f. Estudio de arranque de motores. 6.4.3

Data de Carga El Consultor es responsable por la formulación de problemas, verificación de toda la data, su depuración, y confirmación que los resultados estén en concordancia con los requerimientos de diseño del proyecto. El Consultor utilizará sus propios programas con previa autorización del Ingeniero de PDVSA. Previo a la instalación de nuevos equipos en un sistema eléctrico debe realizarse un análisis de cargas en función del tiempo, indicando los consumos normales y los picos en kW y kVA. Para ésto se utilizará el documento PDVSA 90619.1.050. Los datos de carga serán acompañados por un diagrama unifilar (simplificado) con las barras, alimentadores de barras y transformadores identificados de manera que coincidan con los resultados obtenidos por los programas respectivos. Las demandas se expresarán en kVA con sus correspondientes kW y kVAR. Los ciclos reales de trabajo deben incluir las cargas continuas y no continuas con su factor de operación correspondiente. Para Subestaciones secundarias selectivas, las demandas se darán con el interruptor de enlace de barras cerrado y abierto. En Subestaciones de doble entrada sin interruptor de enlace, las demandas se darán para operación normal y operación con un solo alimentador en servicio.




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Indice manual

Indice volumen

Indice norma

6.4.4

Niveles de Cortocircuito La información de cortocircuito será acompañada por un diagrama de impedancias de secuencia positiva de la red. Cuando se especifique, se suministrarán también los diagramas de secuencia negativa y cero. El diagrama de impedancias se preparará en forma de diagrama unifilar (puede ser simplificado) y todas las impedancias y barras serán identificadas de manera que coincidan con los resultados obtenidos por computadora. El resúmen de resultados incluirá la siguiente información:

a.

Corrientes de cortocircuito en cada barra y línea para establecer las capacidades de interrupción y momentánea en los interruptores de circuitos, fusibles y otros dispositivos de maniobras en barras y líneas.

b.

Corrientes de cortocircuito máximas y mínimas, simétricas y asimétricas en cada barra y línea para establecer ajustes en los relés y dispositivos de protección.

6.4.5

La información de carga y cortocircuito será suministrada a PDVSA por el Consultor al menos en dos oportunidades:

a.

Previamente a la procura del equipo eléctrico mayor (tales como transformadores de potencia y tableros de potencia). NOTA: Las emisiones de información serán lo suficientemente precisas para verificar que se haya especificado apropiadamente la corriente de interrupción y momentánea de los interruptores de potencia y la capacidad de los transformadores enfriados por aire forzado o enfriados por circulación natural de aire.

b.

Cuando se presenta un diagrama unifilar para su aprobación definitiva y las cargas son definitivas. La aprobación final es APC (Aprobado para Construcción).

6.4.6

Perfiles de Tensión La información del perfil de tensión incluirá:

a.

Variaciones de tensión en barras y terminales de motores durante su operación normal.

b.

Variaciones de tensión en barras y terminales de motores durante el arranque o Reaceleración de los mismos, dependiendo de cual sea el de mayor variación, con máxima generación y con la mayor fuente fuera de servicio.

c.

Cargas en amperios de los alimentadores y de las barras durante la Reaceleración de los motores.

d.

Tabla de Reaceleración de los motores mostrando los motores asignados en cada etapa.

e.

Selección de tomas para todos los transformadores de potencia.




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Indice manual

Indice volumen

Indice norma

6.4.7

Calentamiento de Motores La información de calentamiento de los motores mostrará el aumento de temperatura del rotor en el momento del arranque de cada motor tipo jaula de ardilla mayor a 1500 hp (1100 kW), arrancando bajo condiciones de diseño y durante su operación a plena carga.

6.4.8

Cables Las bases para el dimensionamiento de los cables serán suministradas, incluyendo la implantación de los requerimientos de esta especificación en relación a:

a.

Capacidad de corriente, incluyendo factores tales como temperatura del conductor, factor de carga, resistividad térmica del suelo, temperatura ambiente del suelo y del aire.

b.

Disminución de la capacidad de corriente, incluyendo los factores de disminución por agrupamiento de cables, separación, proximidad a equipos con alta temperatura y el efecto de cubiertas protectoras contra incendio, corrientes en cubiertas (Sheath), y temperaturas de operación de las terminaciones de cables y en terminales de dispositivos.

c.

Bases de dimensionamiento para cumplir con las limitaciones de caída de tensión durante operación normal y durante el arranque o Reaceleración de motores.

d.

Bases de dimensionamiento para cumplir con la capacidad de cortocircuito.

e.

Dimensionamiento del neutro para incluir los efectos de armónicas.

f.

Adecuación del blindaje de los cables para conducir las corrientes de falla a tierra.

g.

Adecuación del blindaje de las terminaciones de los cables para conducir las corrientes circulantes, cuando se usan cables monofásicos y los blindajes están puestos a tierra en ambos extremos. Debe indicarse la máxima corriente esperada que pase por el blindaje. Nota: Ver normas PDVSA 90619.1.057, 90619.1.082, 90619.1.083 y 90619.1.084.

6.4.9

Relés Para cada relé ajustable o algún otro elemento de protección se debe suministrar la información que se indica a continuación:

a.

Código ANSI/IEEE C.37.2 del elemento, circuito al cual se aplica, relación y clase de precisión del transformador de instrumentos (si es utilizado).

b.

Identificación del dispositivo incluyendo el fabricante y el número del modelo, características de tiempo y rangos de corriente o voltajes.




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Indice manual

Indice volumen

Indice norma

c.

Ajustes del elemento, puntos de calibración y uno o más puntos de verificación.

d.

Diagramas lógicos cuando el relé contenga lógicas programables.

e.

Literatura del fabricante aplicable a cada relé suministrado. La data también debe incluir los ajustes para relés auxiliares y elementos, tales como temporizadores asociados con los dispositivos de protección. Esta información será presentada en un formato adecuado a cada tipo de relés y su aplicación en el sistema de potencia.

6.4.10

Para los relés basados en microprocesadores se requiere una impresión completa de todos los parámetros y la lógica programable contenida dentro del relé. Cuando los ajustes contienen más de una página de texto, éstos deberán ser suministrados en un formato de archivo para computadoras. Cuando la lógica es programada dentro del relé, se debe suministrar una narrativa describiendo las funciones provistas.

6.4.11

Junto con la información del relé se incluirán las curvas de coordinación. Se suministrará un juego de curvas que se ajustarán a las prácticas con la filosofía de protección usada en la planta para cada nivel de tensión, mostrando las curvas tiempo vs. corriente (o tensión) para todos los relés de fase y otros elementos de protección de fase con los ajustes especificados. Se suministrará por separado un juego de curvas similar para los relés de protección de fallas a tierra y otros elementos de protección de fallas a tierra. En cada juego de curvas se mostrarán los niveles máximos y mínimos de cortocircuito simétrico. La coordinación de las protecciones incluirá lo siguiente:

a.

b.

Para niveles de tensión suministrados a través de transformadores: 1.

Curva del relé de sobrecorriente del primario del transformador vista desde el lado secundario.

2.

Para transformadores Delta–Estrella, tolerancia para una corriente mayor en una fase del primario (16% más que la corriente de fase secundaria equivalente) durante fallas fase a fase en el secundario.

3.

Punto de daño del transformador para la máxima falla trifásica alimentada desde el secundario. También puntos de daño para otros tipos de fallas en el secundario si son más limitantes que las fallas trifásicas.

Para Subestaciones tipo secundario selectivo con transferencia automática: Coordinación entre los relés de baja tensión iniciadores de la transferencia y los relés de sobrecorriente del interruptor de entrada. Ajustes de los relés de baja tensión y los instantáneos de sobrecorriente usados para bloquear la transferencia automática.




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c.

d. e. 6.4.12

Indice manual

Indice volumen

Indice norma

Curvas de coordinación de los relés de protección de cada motor con tensión mayor a 1000 voltios incluyendo los puntos de daño del rotor bloqueado. Se puede utilizar una hoja de curvas para varios motores si son de la misma tensión, tienen la misma curva de daño y la misma protección. En cables de alimentación para barras y transformadores de potencia, la curva de daño para el cable, ubicado en la misma hoja con las curvas de los dispositivos de protección del alimentador. Generador de emergencia y sistemas UPS. Las curvas de coordinación de relés se suministrarán en dos oportunidades:

a.

Previamente cuando se genera la especificación al fabricante con el contenido de la relación de transformación de los transformadores de corriente, las gamas y características de los relés. NOTA: Esta emisión de la coordinación será lo suficientemente precisa como para verificar la selección de relación de transformación, rango y características apropiadas.

b.

Cuando la información de relés es presentada para su aprobación final.

6.4.13

Generadores La información del generador será suministrada para unidades de polos salientes mayores a 500 kW. Esta información consistirá de:

a.

Reactancias sincrónica, transitoria y subtransitoria de eje directo y de cuadratura.

b.

Impedancias de secuencia negativa y cero.

c.

Curvas de disminución de tensión para fallas trifásicas y de fase a fase, con el generador operando a plena carga y con la excitatriz bajo control de un regulador automático de tensión. Si no es posible obtener éstas, suministrar las curvas de disminución de tensión para fallas trifásicas y de fase a fase con el generador a plena carga y con la tensión de excitación constante. Excitación a plena carga y con máxima tensión.

d. e. f.

Corriente de campo del generador sin carga y a plena carga. Constante de tiempo transitoria y subtransitoria de eje directo y de cuadratura para circuito abierto.

g. Reactancia de fuga del estator. h. Curvas de capacidad reactiva. i. Capacidad de corrientes no balanceadas. j.

Cualquier otro dato del generador necesario para el análisis de sistemas de potencia con programas computarizados.



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Indice manual

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Indice norma

6.4.14

El Consultor deberá proveer el contenido total de armónicos de tensión, por Subestación, resultado de usar electrónica de potencia tales como variadores de frecuencia, arrancadores suaves, UPS, entre otros. Si el total de distorsión de armónicos está enfocado en 5% por cada barra principal de cada Subestación, el Consultor deberá suministrar el equipo necesario de filtrado a fin de mantener los valores por debajo de este nivel o por debajo de los requerimientos de la planta de generación local, y confirmar el diseño final con un estudio detallado.

6.4.15

El Consultor deberá proveer toda la información técnica de diseño requerida por PDVSA para ser revisada en reuniones con la Compañía suplidora de Electricidad. El Consultor deberá participar en las reuniones técnicas de revisión para tratar lo especificado en la información técnica.

7 7.1

CARACTERÍSTICAS DEL SISTEMA ELÉCTRICO Niveles de Tensión

Los niveles de tensión deben especificarse de acuerdo a la norma ANSI C84.1. Ver la siguiente tabla. TABLA 2. NIVELES DE TENSIÓN SERVICIO Mayor que 7.000 hp 4.000 HP a 7.000 hp 400 HP a 4.000 hp 200 HP a 350 hp 3/4 hp a 150 HP y todos los motores fraccionados para proceso. Motores no proceso 1/2 hp y menor Iluminación fluorescente y sodio de alta presión

TENSIÓN NOMINAL DEL SISTEMA Especial (según requerimientos ) 6.900 V ó 4.160 V, 3 fases, 60 Hz. 4.160 V ó 2.400 V, 3 fases, 60 Hz. 2.400 V, 3 fases, 60 Hz. 480 V, 3 alambres, 3 fases, 60 Hz 120V, 1 fase, 2 alambres, 60 Hz 480/227 V, 3 fases, 4 hilos. 60 Hz. neutro a tierra o 240/120 V, 1 fase, 3 hilos 60 Hz. neutro a tierra o 208/120, 3 fases, 4 alambre, 60 Hz. neutro a tierra.

TENSIÓN DE UTILIZACIÓN Especial (según requerimientos) 6660 V ò 4.000 V 3 fases, 60 Hz. 4.000 V ò 2.300 V 3 fases, 60 Hz. 2.300 V 3 fases, 60 Hz. 460 V, 3 alambres, 3 fases, 60 Hz. 115 V, 1 fase, 60 Hz 265 V ó 115 V, 60 Hz.



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SERVICIO Iluminación Incandescente

Instrumentos

7.2

Indice manual

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TENSIÓN NOMINAL DEL SISTEMA 240/120 V, 1 fase, 3 hilos 60 Hz. neutro a tierra. 208/120 V, 3 fases, 4 hilos, 60 Hz. neutro a tierra. 240/120 V, 1 fase, 3 hilos 60 Hz. neutro a tierra ó. 208/120 V, 3 fases, 4 hilos, 60 Hz. neutro a tierra.

Indice norma

TENSIÓN DE UTILIZACIÓN 115 V, 1 fase, 60 Hz

115 V, 1 fase, 60 Hz

Variaciones en la Tensión de Alimentación

7.2.1

La tensión terminal y la caída de tensión debe ser tal como se indica en el el punto 9.4.

7.2.2

Las depresiones de tensión de corta duración, las cuales ocasionan la desconexión de cargas sensibles, generalmente afectan la continuidad del proceso. Por esta razón se debe realizar un estudio para determinar los métodos adecuados de eliminación de dicho inconveniente. Los métodos a utilizar pueden ser: reaceleración y/o rearranque de motores, alimentación de los contactores desde UPS o algún otro medio que permita desensibilizar las cargas críticas.

7.2.3

Las desviaciones y variaciones de los perfiles de tensión en equipos de planta, deben ser según lo indicado a continuación: – Condiciones de estado estable: 5% . – Arranque o rearranque de un motor o grupo de motores debe estar entre 20%. – Caídas de tensión instantáneas de máximo 20% no deben afectar las operaciones de planta. – Para caídas de tensión mayores a 20% con una duración máxima de 0,2 segundos, en la restauración de la tensión, el sistema debe reenergizar instantáneamente a los equipos de servicios esenciales. – Para caídas de tensión mayores a 20%, con una duración mayor a 0,2 segundos y menor o igual a cuatro (4) segundos, en la restauración de la tensión, el sistema debe reenergizarse secuencialmente seleccionando las cargas. 7.2.4 La distorsión armónica de tensión y corriente debe ser según lo indicado en IEEE STD 519.




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Los límites de distorsión armónica de tensión, en porcentaje son los siguientes: TABLA 3. LÍMITES DE DISTORSIÓN ARMÓNICA DE TENSIÓN (%) Máximo para Armónico Individual Armónico Total

< 69 kV 3,0 5,0

69 – 161 kV 1,5 2,5

> 161 kV 1,0 1,5

Equipos con requerimientos especiales con respecto a la variación de la magnitud y/o forma de la onda de tensión deben contar con un alimentador de potencia debidamente estabilizado. 7.3

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

7.4

Capacidad de Alimentación

7.4.1 La capacidad firme del sistema de alimentación y distribución debe ser capaz de suplir continuamente 120% de la carga pico, de acuerdo a los datos de carga aplicada sin exceder los límites de tensión establecidos y las especificaciones del equipo. 7.4.2

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

7.4.3

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

7.4.4

La alimentación de potencia eléctrica durante los procesos de construcción, instalación y puesta en marcha debe cumplir con el CEN.

7.5

Rangos de Cortocircuito

7.5.1

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

7.5.2

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




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7.5.3

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

7.5.4

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

8

DISPOSICIÓN Y PROTECCIÓN DE SISTEMAS DE POTENCIA

8.1

Alimentación de Motores y Reaceleración

8.1.1

El arranque a plena tensión será el método preferido para todos los motores. Para motores sometidos a una frecuencia de arranque mayor a una vez por hora, la tensión en la barra que alimenta los motores no caerá por debajo del 80% de la tensión nominal del sistema, cuando estos motores sean arrancados individualmente con las condiciones de plena carga en el sistema.

8.1.2

Alimentación a Motores de Reserva y de Servicio Múltiple En los motores diseñados para las condiciones “normal y reserva”, “2 ó 3 motores en operación normal” u otra equivalente o cuando dos o más motores, en el mismo servicio, que puedan funcionar independientemente para servicio parcial (Ejemplo: ventiladores de intercambiadores de calor enfriados por aire y bombas paralelas de circulación de agua de enfriamiento), se debe cumplir lo siguiente:

a.

Si tales motores son alimentados directamente desde barras secundarias selectivas o secundarias spot network, la alimentación a los motores de cada servicio se dividirá entre las barras. Si tales motores son alimentados desde barras radiales (las cuales pueden ser alimentadas radialmente desde barras secundarias selectivas o secundarias spot network), es preferible que la alimentación a los motores de cada servicio sea dividida entre ellas, independientemente de que las barras sean suministradas radialmente. Mantenibilidad de Barras Conectadas a Motores Críticos sin Respaldo Las barras podrán someterse a mantenimiento con la planta en servicio. Todos los motores sin respaldo, necesarios para la operación de la planta, dispondrán de alimentación alterna desde dos barras. Se aceptará un arreglo de un cubículo para cada barra, con un arrancador para cada motor más el arrancador de reserva por grupo de motores para la planta. Este requerimiento será especificado, normalmente, solo para Subestaciones que alimentan dos o más plantas con paradas desfasadas o que alimenten plantas susceptibles a experimentar paradas no planificadas.

b.

8.1.3




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8.1.4

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Extensibilidad de Barras Conectadas a Motores Críticos sin Respaldo Si se especifica que la barra sea extensible con una planta en servicio, y las barras alimentan motores sin respaldo necesarios para la operación de la planta, una de las siguientes condiciones deberá ser provista:

a.

Suministrar los motores críticos sin respaldo según el punto 8.1.3.

b.

Proveer medio de seccionamiento al final de cada barra para permitir la adición de equipos futuros con la barra en servicio. Se aceptan cubículos para interruptores de reserva. Este requerimiento normalmente será especificado solo para Subestaciones principales, bien sea para Subestaciones utilizadas para compra de energía o en barras con plantas generadoras.

8.1.5

Reaceleración de Motores Los motores diseñados con requerimientos de Reaceleración “Necesaria” (Condición A) o “Deseable” (Condición B), serán reacelerados automáticamente. Cuando se requiera Reaceleración por etapas, los motores de la condición “A” se reacelerarán primero que los motores de la condición “B”. La prioridad de las etapas de Reaceleración dentro de los grupos de motores, se basará en las prioridades especificadas del proceso. El Consultor someterá su programa o plan de Reaceleración al ingeniero de PDVSA, para su aprobación.

8.1.6

Actuadores de Válvulas Eléctricas Motorizadas La alimentación a las válvulas de bloqueo, designadas como EBV (“Emergency Block Valve”) Tipo C o Tipo D, usadas en cierres de emergencia, parada y extracción de líquidos o purga de gases, cumplirán con los siguientes requisitos:

a.

La alimentación se hará desde una fuente de potencia dual tal como una Subestación secundaria selectiva. Preferiblemente, la alimentación se tomará de la Subestación que alimente las instalaciones asociadas a las válvulas mencionadas. De otra forma, las válvulas se alimentarán desde el tablero de servicios esenciales de la fuente de potencia de instrumentos para las instalaciones asociadas a dichas válvulas.

b.

La alimentación para una válvula asociada a una bomba motorizada, un compresor u otro equipo, se tomará de una barra diferente a la que esté alimentando el motor correspondiente al equipo considerado.




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c.

Las válvulas pueden ser alimentadas desde la Subestación mediante alimentadores individuales de un centro de control de motores o desde una barra remota de la Subestación, tal como un tablero de distribución local; el cual es alimentado por alimentadores duales desde barras separadas en la Subestación. Estas barras remotas tendrán un dispositivo local de desconexión para cada alimentador, tal como un interruptor no automático dispuesto para transferencia manual y con enclavamiento para prevenir la puesta en paralelo de los dos alimentadores. Interruptores con transferencia automática pueden utilizarse si los mismos son especificados.

d.

La tensión para cada barra remota que alimente válvulas de emergencia, estará supervisada por un relé normalmente energizado que tenga un contacto normalmente abierto conectado a una alarma “Pérdida de Tensión en la Barra”. Los relés serán adecuados para operación continua a la tensión de la barra, sin tendencia a pegarse en la posición energizada y tendrán un tiempo de retardo en condición de apertura. El retardo de tiempo será lo suficientemente largo para evitar la operación en condiciones de caídas transitorias de tensión.

e.

Los alimentadores individuales deben ir directamente desde el suministro hasta la válvula de bloqueo de emergencia EBV sin ninguna desconexión en el trayecto.

8.1.7

Alimentación a Transformadores Cautivos En caso de ser especificado, un motor grande puede ser alimentado desde un transformador cautivo; en este caso, el interruptor del transformador puede servir como arrancador del motor y se ubicará en la Subestación que alimente al transformador. El alimentador de llegada a un transformador cautivo no se usará para alimentar ninguna otra carga.

8.2

Puesta a Tierra del Neutro

8.2.1

Los neutros de los sistemas de potencia originados en la instalación, serán conectados a tierra de la manera siguiente:

a.

Puesta a Tierra Sólida – Sistemas de 1000 V hacia abajo.

b.

Puesta a Tierra de Baja Resistencia – Sistemas de 1000V hacia arriba.

c.

Cuando se especifica, puesta a tierra a través de alta resistencia – sistemas de 1000 V hacia abajo.

d.

Cuando se especifica, puesta a tierra a través de alta resistencia – sistemas de 1001 V hasta 4160V.

e.

Propuestas para sistemas con neutro sin puesta a tierra y neutros con puesta a tierra a través de reactancias o bobinas de extinción (o Bobinas Petersen) neutralizadores de falla a tierra deben ser aprobados por el Ingeniero de PDVSA.




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8.2.2

Los resistores usados para sistemas de baja resistencia de puesta a tierra del neutro deben limitar la corriente a un valor tan bajo como sea posible sin exceder lo siguiente:

a.

Quince (15) veces la corriente de operación confiable más pequeña del relé de protección a tierra menos sensible en ese alimentador. Cinco (5) veces la corriente de operación confiable más pequeña del relé de protección a tierra de la barra. Nota: Dependiendo del relé y las características del transformador de corriente, la corriente de operación confiable más pequeña puede ser más alta que el ajuste de disparo. La corriente de operación confiable más pequeña es 1,5 veces el ajuste de disparo por el tiempo de retardo de la mayoría de los relés de tipo inducción.

b.

8.3

Alimentadores con Derivación

8.3.1 Un interruptor puede alimentar dos o más transformadores a la vez, sin embargo el Consultor propondrá un esquema de protecciones en resguardo de la selectividad de la operación de las protecciones. No se usarán derivaciones sobre el mismo cable; en su lugar pueden hacerse conexiones adicionales tanto en los terminales del interruptor como en los del transformador. El máximo número de transformadores por circuito será especificado por el Ingeniero de PDVSA. 8.3.2

En caso de que un alimentador supla a dos o más transformadores, deberán colocarse dispositivos de desconexión en el primario en cada transformador. El tipo de dispositivo será como se indica a continuación:

a.

Si un alimentador sirve solo Subestaciones secundario selectivo o secundarias spot network o ambas, se aceptará el uso de enlaces extraíbles de aire o inmersos en aceite. b. Subestaciones radiales en alimentadores con derivación deben ser provistas con suiches de desconexión primaria. c. Si un alimentador sirve Subestaciones con secundario selectivo o secundarias spot network o ambas, y también alimenta Subestaciones radiales, entonces debe proveerse suiches de desconexión primaria para ambos transformadores de cada Subestación. Por ejemplo, si un alimentador sirve la mitad de dos Subestaciones con secundario selectivo, y un segundo alimentador sirve la otra mitad de esas Subestaciones mas una Subestación radial, todos los cinco transformadores requieren suiches de desconexión. 8.3.3

En caso de usarse enlaces o suiches sin capacidad de interrupción o con capacidad de conexión no adecuada, será necesario desenergizar totalmente el alimentador durante las operaciones de desconexión y reconexión. Se colocarán llaves o enclavamientos eléctricos para garantizar un procedimiento seguro.




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8.3.4 La protección en el primario de los transformadores conectados a alimentadores con derivaciones, estará coordinada con los dispositivos de protección secundarios y se ajustará para que no opere para condiciones de no–falla, tales como corriente de magnetización, Reaceleración de motores y corriente máxima de carga de todos los transformadores conectados al alimentador. 8.3.5 Protección del lado primario debe ser provista para cada transformador conectado a alimentadores con derivaciones cuando la capacidad del transformador es demasiado pequeña para ser protegido mediante los relés del alimentador. La protección mínima aceptable cumplirá con los siguientes requerimientos: a. Evitar daños al transformador causados por la corriente de una falla en el secundario. Por ejemplo, operar dentro de un periodo de tiempo seguro para corrientes de fallas a través del mismo, sin que se exceda la capacidad de soporte de cortocircuito del transformador. b. Proveer protección contra falla de fase de la barra secundaria. Por ejemplo, operar confiablemente en menos de 2 segundos al 50% de la mínima corriente de falla sostenida en el secundario. 8.3.6 Para transformadores menores a 500 kVA conectados a alimentadores con derivaciones, la protección en el primario podrá ser con fusibles limitadores de corriente. 8.3.7 Para transformadores de 500 kVA o mayores conectados a alimentadores con derivaciones, la protección en el primario debe ser como sigue: a. La forma preferida de protección primaria constará de relés de sobrecarga en las tres fases (no dos fases y tierra). Los relés deberán ser energizados desde transformadores de corriente ubicados sobre o en los aisladores del lado primario de los transformadores de potencia o en los terminales del cable; y se dispondrán para transferencia de apertura del interruptor del alimentador a través de un relé de bloqueo 86T. (Los contactos de disparo del relé de protección primaria deben estar en paralelo con los contactos de apertura de los relés 51G y 63.) Este sistema de relés se calibrará para dar protección contra falla de fase de la barra secundaria. b. Como alternativa, el Consultor podrá proponer a la aprobación del Ingeniero de PDVSA un sistema de protección en el primario con fusibles limitadores de corriente. Sin embargo, se considera que esta alternativa no provee protección adecuada contra falla de fase de la barra secundaria y por lo tanto debe ser complementada con protección en el secundario, la cual consistirá de lo siguiente: 1. Relés de sobrecarga trifásicos, energizados desde transformadores de corriente colocados en o sobre los aisladores del lado secundario del transformador de potencia, o




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8.4

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Los dispositivos de protección del interruptor principal del lado secundario.

Protección de Transformadores Trifásicos con Fusibles en el Primario Contra Alimentación Monofásica

8.4.1 Se proveerá protección contra alimentación monofásica, para los siguientes tipos de transformadores, en caso de que los fusibles contribuyan a su protección primaria: a.

Transformadores de cualquier tamaño en Subestaciones de primario o secundario selectivo y en Subestaciones tipo secundarias spot network.

b.

Transformadores de 500 kVA o mayores ubicados en Subestaciones radiales.

8.4.2

La protección contra alimentación monofásica cumplirá con los siguientes requisitos:

a.

Los sistemas de relés que operan por balance de tensión o corriente son inaceptables.

b.

Un relé de tensión de secuencia negativa tipo de filtro en red en el secundario es aceptable. Un relé auxiliar temporizado debe ser provisto para prevenir la operación innecesaria del esquema de protección contra alimentación monofásica durante perturbaciones transitorias en el sistema.

c.

Es aceptable la detección mecánica de fusibles quemados.

d.

La protección provocará la apertura del dispositivo primario trifásico de seccionamiento bajo carga (tal como el contactor) para el caso de transformadores con alimentación individual.

e.

Para el caso de transformadores conectados radialmente en alimentadores con derivaciones, la protección accionará una alarma en la sala de control más cercana o despacho de carga.

f.

Para los casos de Subestaciones secundarias selectivas y tipo spot network en alimentadores con derivaciones, la protección iniciará un proceso de transferencia automática. Si la transferencia automática no se activa, se activará una alarma visual y/o sonora.

8.5

Interruptores Principales de Entrada y Salida

8.5.1

Los interruptores de salidas principales de las Subestaciones radiales y primario selectivo, podrán omitirse solamente en caso de que las dos condiciones siguientes se garanticen:

a.

Desenergización de emergencia de la barra principal a través del uso de un interruptor como protección principal.




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b.

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Protección de falla de la barra principal.

8.5.2 La desenergización de emergencia de la barra principal podrá lograrse mediante los siguientes medios: a.

Interruptor principal ubicado en la misma subestación.

b.

Interruptor principal de desconexión del transformador.

c.

Accionamiento manual para disparo de emergencia.

8.5.3

La protección de falla de la barra principal puede lograrse en ausencia de un interruptor principal de salida, mediante alguno de los siguientes medios:

a.

Usando el sistema de protección del interruptor de entrada si el transformador está al 50% de la carga del interruptor, como mínimo.

b.

Usando el sistema de transferencia del primario del transformador para disparar el interruptor de entrada.

c.

Usando el sistema de transferencia del secundario para la apertura del interruptor de entrada.

8.5.4

Los interruptores de entradas principales para Subestaciones radiales alimentadas directamente a la tensión de la barra, pueden ser omitidos bajo cualquiera de las siguientes condiciones:

a.

Existe un Suiche de entrada bajo carga con una capacidad adecuada de cierre y apertura coordinado con los dispositivos de protección aguas arriba del suiche.

b.

Existe disparo del interruptor de entrada con la transferencia manual.

c.

El interruptor de entrada se encuentra en la misma sala.

8.5.5

Se requiere la instalación de relés de sobrecarga o dispositivos de apertura directa, para los interruptores de salida y los interruptores de entrada, para dar protección de falla a la barra principal. Para el caso de Subestaciones con puesta a tierra de baja resistencia o con neutros sólidamente conectados a tierra, se requerirá protección para sobrecarga por falla a tierra.

8.5.6

Para aquellas aplicaciones donde se requiera por razones de disponibilidad de espacio, mantener la selectividad de las protecciones, y/o implementar esquemas diferenciales de protección, se deben instalar interruptores en lugar de seccionadores.

8.6

8.6.1

Sistemas de Protección para Transformadores

Se suministrará un relé de presión súbita (63) en transformadores de 500 kVA o mayores, a fin de abrir el interruptor de entrada.




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Relé de Respaldo en el Neutro (51G)

8.6.2

Se suministrará un relé para fallas a tierra en Subestaciones de 500 kVA o mayores. El relé de falla a tierra operado desde el transformador de corriente en el neutro del transformador de potencia, disparará el interruptor principal de entrada en las subestaciones con neutro de baja resistencia o solidamente puesto a tierra y únicamente dará alarma en el caso de sistema con puesta a tierra de alta resistencia. 8.6.3

Para transformadores alimentados por líneas aéreas, se colocará protección donde sea necesario para prevenir la energización de la línea a través del secundario del transformador. Esta protección es requerida para Subestaciones secundarias spot network y para transformadores enlace con las plantas eléctricas (en plantas con generación propia); donde no existe disparo transferido entre el interruptor de alimentación y el interruptor del secundario del transformador. Esta protección consistirá de un relé direccional de potencia con suficiente sensibilidad para detectar las pérdidas en el núcleo del transformador cuando sea alimentado desde el secundario. Los equipos deben ser certificados por laboratorios reconocidos y adecuados para operar en las condiciones ambientales donde va a ser localizado.

8.6.4

Relés de Protección Diferencial Para transformadores de 10 MVA o mayores, se proveerá protección diferencial que abrirá el interruptor del alimentador y el interruptor del secundario, a través del relé de bloqueo 86T (los contactos de disparo del relé diferencial estarán en paralelo con los contactos de disparo de los relés 51G y 63). A criterio del Consultor y aprobado por el Ingeniero de PDVSA, se utilizará la protección diferencial para transformadores menores de 10 MVA. Los relés diferenciales serán de tipo digital y tendrán restricción armónica para evitar una operación indebida causada por la magnetización del transformador al energizarlo.

8.6.5

8.7

En general y especialmente para el caso de 13800 V o menos, el despeje de daños por arco mediante el uso de tecnologías para protección de subestaciones por falla con arco quedará a criterio del ingeniero de PDVSA.

Arreglo de Barras en Subestaciones

8.7.1

Las barras en Subestaciones deben estar dispuestas para minimizar el número de interruptores usados entre la barra principal y las sub–barras para permitir ajustes en los relés de protección que aseguren un despeje rápido de fallas en las barras. En general, y especialmente por debajo de 1000 V, es preferible minimizar los daños por arcos mediante el despeje rápido que proveer seguridad adicional a través de subdivisiones del sistema de distribución.




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8.7.2 a.

El arreglo de barras debe ser como sigue: Para el caso de Subestaciones con secundario selectivo o spot network se colocarán dos barras, cada una alimentando circuitos ramales; cuyos dispositivos de protección están en el primer paso de coordinación. b. Para Subestaciones radiales, una barra sencilla alimentando todos los circuitos ramales; los dispositivos de protección estarán en el primer paso de coordinación. c. Para la interconexión entre equipos diferentes ubicados en la misma sala, tales como tableros principales y centros de control de motores, se usarán preferiblemente cubículos de transición de barras o ductos de barras. En caso de utilizar otro tipo de interconexión deberá ser justificada por el Ingeniero Consultor y aprobado por el Ingeniero de proyecto de PDVSA. d. Para suplir a sub–barras localizadas en la misma sala o salas adyacentes, se pueden usar cables del calibre adecuado para soportar los esfuerzos producto de la corriente de cortocircuito, de interrupción y momentánea. Los cables deben ser provistos de un medio de desconexión del extremo de la fuente. El medio de desconexión será no–automático, tal como un interruptor sin los dispositivos de protección o un suiche bajo carga de una capacidad momentánea y de cierre adecuado.

8.8 Interruptores Alimentadores de la Sub–barra 8.8.1 Situaciones que requieren el uso de interruptores alimentadores de la sub–barra con dispositivos de protección que son selectivos con las protecciones de los alimentadores ramales de la sub–barra y la protección del tablero principal, son las siguientes: a. Alimentadores para Centros de Potencia para Paradas de Plantas (TAPC por sus siglas en inglés). b. Alimentadores para barras localizadas remotamente. c. Subestaciones sirviendo dos o más unidades de procesos, las cuales operan independientemente una de la otra, bajo las siguientes condiciones: 1. Cuando se especifique. 2. Cuando el Consultor someta a la aprobación del Ingeniero de PDVSA, una propuesta para separar las cargas correspondientes a cada unidad de proceso mediante sub–barras independientes. 8.8.2 Interruptores, suiches y contactores cuyos terminales del lado de la carga pueden estar energizados estando en la posición abierta desde la fuente externa al propio tablero de potencia o centro de control, deben estar dotados con una placa legible de identificación, montada en la parte frontal y trasera de sus compartimentos. Los interruptores en una Subestación tipo secundario selectivo supliendo un centro de potencia –TAPC– es un ejemplo de este requerimiento. La placa deberá tener grabado lo siguiente (en letras blancas con fondo rojo).




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PELIGRO (Nota) LADO DE LA CARGA PUEDE ESTAR ENERGIZADO EN POSICIÓN ABIERTA, ENERGIZACIÓN ALTERNA VIENE DESDE

Nota: Llenar la identificación en el interruptor, suiche, contactor según corresponda. 8.9

Protección de los Alimentadores

8.9.1 Los disparos de sobrecorriente de fase temporizados e instantáneos deberán ser provistos para interruptores de alimentadores que requieren protección con la excepción que el disparo instantáneo será omitido si existe protección aguas abajo sin que intervenga una impedancia significativa. Si la única protección aguas abajo con la cual la protección del alimentador debe coordinar son fusibles, los disparos de sobrecorriente de fase instantáneos deben ser suministrados si se puede lograr selectividad. Esto requiere que los ajustes de disparos instantáneos sean no menores que 70% del pico de corriente a través del fusible de mayor capacidad a utilizar, y ese fusible será limitador de corriente al nivel de falla del sistema donde está localizado. 8.9.2

Se recomienda protección de falla a tierra con energización residual o de transformadores de corriente de secuencia cero, tal como se menciona a continuación para interruptores de alimentadores que requieran protección:

a.

Requerido en Subestaciones con neutros a tierra con baja resistencia.

b.

Recomendado en todas las Subestaciones con neutros sólidamente puestos a tierra.

8.9.3

Los alimentadores de Subestaciones radiales con relé de presión súbita (63) o relé de respaldo de falla a tierra (51G) o ambos, deberán tener disparos transferidos a través del relé (86T) en la Subestación. Los relés 86 deberán estar provistos con un medio mecánico o eléctrico para la iniciación manual. Si no existen baterías para el control en la Subestación radial, los relés de bloqueo (86) con bobina de disparo, requerirán condensadores locales para asistir el disparo. En este caso la carga para los condensadores será dada por:

a.

Un rectificador local y también por un hilo piloto alimentado desde las baterías de control de la Subestación a través de un diodo de bloqueo.




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b.

Un capacitor para disparo con rectificador de carga mas una batería interna recargable y reemplazable y un circuito de carga de la batería. La batería deberá tener capacidad para mantener el capacitor a plena carga por un tiempo de 72 horas después de perder la Potencia AC para el rectificador de carga del capacitor. El banco de baterías deberá ser capaz de recargar el capacitor hasta un valor de disparo seguro en menos de 20 minutos durante el tiempo que se pierde la energía.

8.9.4

La sobrecarga vs. la protección de falla, tal como se usa en la discusión de selectividad, se refiere a la parte de la curva característica tiempo–corriente por encima o por debajo de dos segundos del relé, elemento de protección o fusible.

8.9.5

El tipo y el ajuste de los relés de protección, elementos de disparo directo de estado sólido, y fusibles se seleccionarán para tener selectividad y proveer protección de respaldo tal como se especifica a continuación: TABLA 4. SELECTIVIDAD Y PROTECCION DE RESPALDO

PROTECCIÓN MAS ALEJADA DE LA FUENTE SOBRECARGA FALLA DE FASE FALLA A TIERRA

Notas:

SELECTIVIDAD Y RESPALDO POR PROTECCIÓN MAS CERCA DE LA FUENTE SOBRECARGA FALLA DE FASE FALLA A TIERRA VÉASE NOTA 1 NO APLICA NO APLICA (INHERENTE) VEASE NOTA 2 VEASE NOTA 3 (INHERENTE) REQUERIDO REQUERIDO

1.

Se debe dar selectividad entre protecciones de sobrecarga, excepto en zonas de no–selectividad de hasta 1,5 en gama de corriente, donde son aceptables para obtener sensibilidad y despeje rápido de la falla. Ver Figura 1.

2.

La selectividad es requerida entre las protecciones de falla de fase aguas arriba y aguas abajo, excepto en zonas de no selectividad de hasta 1,5 en gama de corriente, donde son aceptables para obtener una sensibilidad y despeje rápido de la falla aguas arriba. Ver Figura 1.

3.

La selectividad entre la protección de falla a tierra aguas arriba y la protección de falla de fase aguas abajo es innecesaria si existe protección de falla a tierra aguas abajo. Si no hay protección, se requerirá la selectividad de hasta al menos 0,3 segundos y podrá ser excedida en 0,3 segundos. Solamente si es necesario para obtener sensibilidad razonable de la protección de falla a tierra aguas arriba. Ver Figura 2.




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Fig 1. FALLAS DE FASE Y SOBRECARGA SIN SELECTIVIDAD CON CARGAS UNITARIAS GRANDES

Tiempo vs Corriente NOTA: 1. Un caso típico sería un motor con potencia nominal del 50% o más de la capacidad nominal de suministro del transformador de la subestación




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Fig 2. FALLAS DE FASE A TIERRA SIN SELECTIVIDAD CON CARGAS UNITARIAS GRANDES EN SISTEMA DE BAJA TENSIÓN PUESTA A TIERRA SÓLIDAMENTE

Tiempo vs Corriente NOTAS: 1. Ajustar disparo por debajo de la mínima corriente de falla a tierra considerando la impedancia de arco y del circuito línea / tierra en la falla. Ajustar el disparo lo suficientemente alto para ser selectivo con los dispositivos de protección de fase en tantos alimentadores aguas abajo como sea posible que no tengan protección de falla a tierra. No ajustar el disparo por debajo del 15% de la máxima corriente de falla a tierra a menos que un ajuste más bajo pueda ser hecho sin riegos de disparos falsos (tales como los producidos por los transformadores de corriente debido a errores en las corrientes durante la falla). Permitir un retardo mínimo de 0,3 segundos para corrientes de máxima falla a tierra. 2. La gran mayoría de fusibles e interruptores en alimentadores aguas abajo sin protección de falla a tierra pueden ser seleccionados o ajustados para ser totalmente selectivos con el relé de falla a tierra mas cercano a la fuente.



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8.9.6

Como alternativa para disparo selectivo, se puede utilizar recierre selectivo en los interruptores limitadores de corriente, siempre y cuando sea aprobado por el Ingeniero de PDVSA.

8.9.7

Se requiere protección de respaldo contra falla a tierra y fase para todas las fallas excepto para fallas a tierra en el secundario de transformadores con puesta a tierra a través de impedancia. La protección de respaldo para fallas a tierra en el secundario, con éste sólidamente conectado a tierra, no necesita ser sensible a fallas con un alto componente de tensión de arco.

8.9.8 El respaldo requerido es inherente cuando el sistema de protección se diseña de acuerdo a esta especificación. Se considerará la protección de presión súbita del transformador como respaldo (ver punto 8.6). Adicionalmente, los relés de respaldo serán utilizados en otras situaciones, como por ejemplo en los interruptores de los generadores en las plantas eléctricas, en la protección diferencial de barras o en ambos casos. Alimentadores de Transformadores La protección de sobrecorriente para alimentadores principales de transformadores de potencia consistirá de un relé de sobrecorriente en cada fase. Una protección de falla a tierra deberá ser provista si el sistema de suministro está sólidamente conectado a tierra o a través de baja resistencia.

8.9.9

9

CAPACIDAD DE COMPONENTES Y SELECCIÓN DE IMPEDANCIAS El Consultor revisará la capacidad de aquellos componentes cuya dimensión haya sido especificada en la Ingeniería. Si de esta revisión resulta que hay cambios con respecto a lo originalmente especificado, el Consultor lo notificará al ingeniero de PDVSA.

9.1

Capacidad de Transformadores e Impedancias

9.1.1

La demanda máxima de 8 horas debe ser la base para estimar la capacidad de los transformadores.

9.1.2

El diseño de transformadores tomará en consideración las corrientes armónicas asociadas con las cargas y el derrateo apropiado u otros cambios que deban ser hechos en el diseño.

9.1.3

En Subestaciones radiales y con primario selectivo, la capacidad ONAN del transformador será igual o mayor que la demanda máxima ajustada. Los transformadores de 750 kVA y mayores tendrán previsiones para operación ONAF. La capacidad ONAN estará basada en un aumento de temperatura de 65°C.




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9.1.4

En Subestaciones con secundario selectivo y secundario spot network la capacidad de cada transformador será tal, que si cualquiera de los transformadores está fuera de servicio, el otro transformador suministrará la demanda máxima ajustada con su capacidad propia de enfriamiento (ONAN).

9.1.5

Si el uso de capacidad con ventilación forzada (ver punto 9.1.4) resulta en ahorros de inversión, el Constructor deberá asesorar al Ingeniero de PDVSA acerca de las capacidades de los dos transformadores y la diferencia en costos de instalación o precios de instalación entre las dos capacidades, considerando todos los componenentes afectados.

9.1.6

Impedancia de los Transformadores Se utilizarán transformadores que tengan impedancias estándar, excepto cuando se requieran otros valores, según los casos siguientes:

a.

Para cumplir con las limitaciones de caída de tensión.

b.

Por economía, utilizando el tablero de distribución con menor capacidad de interrupción.

c.

Cuando sea especificado, para limitar fallas a valores estándar para otros dispositivos de protección.

9.1.7

El análisis de carga será realizado de acuerdo a la Guía PDVSA “Análisis de Carga” 90619.1.050.

9.2

Capacidad del Tablero de Potencia

9.2.1

Una demanda máxima ajustada de 15 minutos será la base para el dimensionamiento del tablero de potencia, exceptuando lo especificado en esta Sección (9.2).

9.2.2

Los interruptores de generadores tendrán una capacidad al menos igual a 1,05 veces la capacidad máxima continua.

9.2.3

Los interruptores del primario y secundario de los transformadores tendrán una capacidad continua, al menos igual a la capacidad de ventilación forzada ONAF del transformador. Si un interruptor de entrada suple a un alimentador que está sirviendo más de un transformador, su capacidad será al menos igual a la suma de las capacidades ONAF de los transformadores de las Subestaciones con secundario selectivo o secundario spot network más la capacidad ONAN de los transformadores de las Subestaciones radiales por él alimentadas. La capacidad continua de los interruptores no será menor que la demanda ajustada de 15 minutos impuesta en el interruptor.




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9.2.4

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Los interruptores de salida o interruptores de entrada que alimenten barras tendrán una capacidad continua igual a la demanda máxima ajustada del total de la carga suplida por esa barra. Para Subestaciones con secundario selectivo, la demanda máxima ajustada debe ser determinada con el interruptor de enlace de barras cerrado. Los interruptores de enlace de barras en Subestaciones con secundario selectivo y secundarias spot network tendrán una capacidad continua igual a la demanda máxima ajustada de cualquiera de las barras.

9.2.5 Los interruptores usados como arrancadores de motores tendrán una capacidad continua al menos igual a: a.

1,15 veces la corriente del motor, en motores que tengan un factor de servicio de 1,0.

b.

1,25 veces la corriente del motor, en motores que tengan un factor de servicio de 1,15.

9.2.6

En Subestaciones con secundario selectivo, las capacidades nominales de interrupción y momentáneas serán calculadas con un interruptor de entrada abierto y el interruptor de enlace cerrado. Para Subestaciones secundarias spot network, las capacidades nominales serán calculadas con el interruptor de enlace y los dos interruptores de entrada (todos cerrados).

9.2.7

La capacidad nominal de interrupción será adecuada para el máximo nivel de cortocircuito calculado con máxima generación. La capacidad nominal momentánea será adecuada para el nivel máximo de cortocircuito de la fuente más la carga normal de motores y debe ser igual a la capacidad ONAF del transformador.

9.2.8

Para el tablero principal no se considerará un factor de sobrecarga de emergencia mayor que su capacidad nominal.

9.2.9

Los interruptores de caja moldeada utilizados en la protección de circuitos ramales tendrán una capacidad de interrupción que sea al menos el 90% de la corriente de falla simétrica teóricamente obtenible considerando todas las fuentes. La contribución de los motores de baja tensión se debe calcular según la Norma IEEE 141. La contribución total de los motores tomará en cuenta los factores de reserva que puedan instalarse en el futuro hasta alcanzar la capacidad ONAF del transformador. No se acepta la instalación de interruptores en cascada.




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9.2.10

Capacidades menores que las especificadas en el punto 9.2.9 son aceptables si se cumple con las siguientes condiciones:

a.

En arrancadores de combinación que usan relés de sobrecarga, si el fabricante demuestra mediante pruebas de laboratorio (certificadas por un ente reconocido) que el interruptor puede interrumpir efectivamente una falla trifásica en el lado de carga del arrancador y de los relés de sobrecarga, con una corriente de cortocircuito en los terminales del interruptor igual o mayor que el valor disponible teóricamente descrito en el punto 9.2.9.

b.

Si el arrancador utiliza un transformador de control, no encapsulado, éste será protegido en el lado primario mediante fusibles limitadores de corriente.

9.3

Dimensionamiento de los Cables de Potencia

9.3.1

Una demanda máxima de 8 horas será la base para el cálculo de la capacidad del cable.

9.3.2

Capacidad No Menor que la Demanda Máxima Ajustada de la Barra. El alimentador de barra que suple a una barra radial desde una fuente (o tablero exterior de potencia) que no está en el mismo cuarto ni en cuarto adyacente, tendrá una capacidad no menor que la máxima demanda ajustada de la barra radial servida. La demanda máxima ajustada de la barra será igual a la suma de la demanda máxima de todas las cargas suplidas desde la barra (exceptuando los transformadores), más la capacidad ONAF de todos los transformadores incluyendo la capacidad de un solo transformador por Subestación tipo secundario selectivo y secundario spot network. Cables o ductos de barra usados como alimentadores para suplir una sub–barra de una Subestación desde una barra aguas arriba localizada en el mismo ambiente o en un ambiente adyacente (o en las afueras del Tablero) tendrá una capacidad al menos igual a la capacidad nominal de la barra aguas abajo. Un ejemplo sería alimentadores supliendo centros de control de motores (CCM) y centros de potencia para paradas de planta desde el tablero principal en el mismo ambiente.

9.3.3

Los alimentadores de transformadores tendrán una capacidad no menor que la capacidad ONAF del transformador. Cuando un alimentador abastece a más de un transformador, su capacidad nominal será al menos igual a la suma de las capacidades máximas ONAF de todas las Subestaciones con secundario selectivo y tipo anillada más la capacidad ONAN de los transformadores de Subestaciones alimentadas radialmente.

9.3.4

Los alimentadores de tableros de iluminación tendrán una capacidad no menor a la capacidad de panel de iluminación.




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Capacidad de Cortocircuito

9.3.5

Los alimentadores a barras desde los transformadores de potencia por encima de 1000 V tendrán una capacidad tal que soporten el calentamiento causado por el cortocircuito. El nivel máximo de cortocircuito disponible y el tiempo de despeje de la falla por la protección del alimentador se utilizará para determinar esta condición. Los cables de 1000 V y menores y los alimentadores a los motores mayores de 1000 V, no serán incrementados en capacidad por causa del cortocircuito. 9.3.6

9.4

La capacidad del cable se basará en las capacidades suministradas por el fabricante, y entonces deben ser reducidas de acuerdo al método de instalación y las condiciones del sitio. La reducción para instalaciones con multicircuitos deberá estar basada en los procedimientos Neher–McGrath (o equivalente) como está referenciado en la IEEE 835 y el CEN (Fondonorma 200). La base de calificación, criterios de diseño, memoria de cálculo y las capacidades propuestas para cables se presentarán al Ingeniero de PDVSA para su aprobación.

Tensión en los Terminales y Caída de Tensión

9.4.1

La variación de tensión en los terminales de motores trifásicos estará dentro de la tolerancia de la tensión nominal a plena carga. Cualquier propuesta para operar fuera del rango +/– 5%, cuando sea aceptable por la norma NEMA C84.1 ó IEC 60034–1, deberá ser aprobado por el Ingeniero de PDVSA.

9.4.2 La variación de tensión en los dispositivos de iluminación no excederá +/– 5% de la tensión de la lámpara o del balasto. 9.4.3

La caída de tensión en cables no excederá lo siguiente, en porcentaje de la tensión nominal línea–a–neutro:

a.

En alimentadores de motores 5% a corriente de plena carga, incluyendo la caída total del voltaje en sub–alimentadores si existe alguno.

b.

En alimentadores de motores que reacelerarán 10% a la corriente de rotor bloqueado, incluyendo la caída total del voltaje en sub–alimentadores si existe alguno.

c.

En los alimentadores de tableros de iluminación 1%.

d.

En circuitos ramales de iluminación 2%.

9.4.4

La tensión general del sistema durante la Reaceleración automática de motores no deberá caer por debajo de 80% de la tensión nominal sin la aprobación del Ingeniero de PDVSA. En todos los casos:




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a.

La caída de tensión en las barras no excederá los valores que causan que los contactores magnéticos ( y cualquier relé auxiliar que controle la operación del contactor) alimentados de ellas zapateen o se abran, y no excederá los valores que impidan a los contactores permanecer efectivamente cerrados mientras suministran la corriente del motor con rotor bloqueado durante la Reaceleración, y no excederá los valores que pudiera prevenir la activación del contactor con el paso más reciente. b. La caída de tensión en los terminales de todos los motores con Reaceleración no excederá los valores que impiden al motor reacelerar sus cargas a su velocidad máxima sin dañarlos. c. La caída de tensión en los terminales de los motores en funcionamiento no excederá los valores que ocasionen que el motor se detenga. 9.4.5 Los cálculos de caída de tensión se harán con el mínimo nivel de cortocircuito disponible de la fuente.

10 SELECCIÓN DEL TIPO DE COMPONENTE 10.1 Transformadores de Potencia 10.1.1 Los transformadores de potencia ubicados en áreas exteriores serán de tipo sumergidos en aceite. Otro tipo de transformadores deberán se aprobados por el Ingeniero de PDVSA. 10.1.2 Los transformadores de potencia ubicados en áreas interiores alimentando unidades de proceso deberán ser de tipo sumergido en líquido no–inflamable. Otros transformadores para interiores que alimentan cargas para servicios generales, tales como talleres o edificios de oficinas, deberán ser como se describe a continuación: a. Para ambientes limpios a nivel del piso: tipo seco ventilado. b. Para ambientes sucios o en sótanos: tipo seco herméticamente sellado. c. Cuando no se consigan transformadores tipo seco, los de líquido no inflamable son aceptables. 10.1.3 Los terminales y conexiones deben estar dentro de un encerramiento para todos los transformadores de potencia excepto en los siguientes casos: a. Transformadores alimentados por líneas aéreas. b. Transformadores en patios de distribución abiertos. 10.2 Transformadores de Iluminación 10.2.1 Los terminales primarios y secundarios de los transformadores de iluminación irán dentro de cajas de conexión o una cámara terminal común, con espacio adecuado para las conexiones. Todos los cables primarios y secundarios estarán completamente aislados en la parte externa del transformador.




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10.2.2 10.2.3

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Tomas de Transformadores de Iluminación Los transformadores de iluminación tendrán dos tomas por debajo de 2,5% cada una de la tensión nominal primaria. En instalaciones donde se espera tensión primaria alta en el transformador, las tomas serán ordenadas una por arriba y una por debajo de la tensión primaria (2,5% cada una).

10.3 Tableros de Potencia Tipo “Metal–Clad” 10.3.1 Cuando se especifiquen tableros de potencia para exteriores, será de tipo pasillo protegido (protected aisle). 10.3.2 Los interruptores de los tableros de media tensión deben ser interruptores de vacío o SF6. Otros tipos de interruptores requerirán aprobación del Ingeniero de PDVSA. 10.4 Arrancadores de Motores 10.4.1 Estos requerimientos para arrancadores son específicos para motores de inducción tipo jaula de ardilla; sin embargo, también se usarán al seleccionar arrancadores para otros tipos de motores. Se requiere usar arrancadores individuales. Lo contrario debe ser especificado y aprobado por el Ingeniero de PDVSA. 10.4.2 Los relés de protección térmica en arrancadores serán de tipo ambiente compensado, si es necesario prevenir disparos falsos en instalaciones donde el motor que ellos protegen está en un ambiente relativamente constante y el arrancador está sujeto a un ambiente variable. Relés electrónicos de sobrecarga pueden ser usados con la aprobación del Ingeniero de PDVSA. 10.4.3 Relés de sobrecarga para arrancadores de motores serán de tipo reposición manual. 10.4.4 Actuadores para Válvulas con Motor Eléctrico Los arrancadores para válvulas de bloqueo designadas como EBV tipo C o tipo D, usadas en cierres de emergencia, parada y extracción de líquido o purga de vapor, cumplirán con lo siguiente: a. La protección de sobrecarga del motor, si se suministra, será desconectada. b. La protección de sobrecorriente separada para el cableado de control, si se suministra, será desconectada. c. La protección de sobrecorriente separada para el transformador de control, si se suministra, será desconectada. 10.4.5 Agrupación Es preferible que los arrancadores para motores de una misma área sean agrupados, como por ejemplo en tableros y centros de control de motores.




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10.5

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Arrancadores de Motores de Media Tensión (1001 V a 7200 V)

10.5.1

Los contactores en vacío o SF6 de sujeción mecánica o magnética, son aceptables. Otro tipo de contactores requieren la aprobación del Ingeniero de PDVSA.

10.5.2

Los interruptores extraíbles operados eléctricamente ubicados en tableros de media tensión son aceptables.

10.6

Arrancadores de Motores de Baja Tensión (1000 V y Menores)

10.6.1 Los interruptores en aire, extraíbles, operados eléctricamente, son aceptables. Se requiere la aprobación del Ingeniero PDVSA para el uso de este tipo de interruptor en motores arrancados frecuentemente. 10.6.2

Se permiten arrancadores con dispositivos de desconexión operados magnéticamente.

10.6.3

Los dispositivos de desconexión de arrancadores de motores deben ser operados manualmente mediante interruptores (recomendado) o seccionadores con fusible de aire. Se debe demostrar que los seccionadores son capaces de cerrar en forma segura ante cualquier falla que pase a través de los fusibles.

10.6.4

Los dispositivos de desconexión deben ser capaces de interrumpir la corriente del rotor bloqueado del motor.

10.6.5

Siempre que no se reduzca la flexibilidad de mantenimiento u operación y con la aprobación del Ingeniero de PDVSA, un dispositivo individual común de desconexión puede utilizarse para suplir arrancadores para dos o más motores bajo las siguientes condiciones:

a.

En casos en que un número de motores operen varias partes de una sola máquina o aparato.

b.

Las cajas de terminaciones, cajas de conexión y puntos de distribución similar usados para suplir motores múltiples desde un dispositivo individual de desconexión debe ser montado en un lugar accesible y claramente etiquetado para identificar cada motor alimentado desde ese punto.

11 CIRCUITOS DE CONTROL 11.1

Sistema de Control para Tableros de Potencia

11.1.1 Se puede utilizar una fuente común de energía para dos o más tableros ubicados dentro de una Subestación, o para dos o más tableros adyacentes tipo intemperie. Fuentes de potencia adicionales o controles redundantes serán, provistos solo cuando se especifique.




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11.1.2 a. b. c.

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Los sistemas aceptables se detallan a continuación: Cierre CC, apertura CC. Cierre CA, apertura CC. Cierre CA, apertura con capacitor (requiere la aprobación del Ingeniero de PDVSA para cada aplicación). d. Cierre CA, apertura CA (solo para interruptores de baja tensión con operación remota y dispositivo directo de disparo). 11.1.3 En Subestaciones tipo secundario selectivo o secundario spot network, si se usa CA para el cierre, se debe disponer de tensión de control en el interruptor de enlace, bajo todas las condiciones de operación. 11.1.4 La energía de control CC será suministrada por baterías y cargadores. 11.1.5 Bancos de baterías estacionarias de plomo ácido o níquel cadmio son aceptables. 11.1.6 La capacidad de la batería a la temperatura mínima de diseño (temperatura mínima del sitio), debe ser tal que suministre las siguientes cargas por un lapso de 8 horas con el cargador apagado: a. Cargas normales del tablero (relés, luces piloto). b. Cargas de alumbrado de emergencia (si hay alguna). Y luego debe permitir la más exigente de las operaciones mencionadas a continuación: 1. El cierre (o disparo, en el caso de baterías de disparo) de los interruptores en rápida sucesión con un intervalo mínimo de tiempo de 3 segundos entre cada operación de cierre. 2. Transferencia automática simultánea de las Subestaciones tipo secundario selectivo cuyos interruptores reciban energía de control de la batería. 11.1.7 Las baterías para control deben tener la tapa herméticamente sellada al recipiente. La tapa deberá ser herméticamente sellada también a los bornes terminales. Los puntos de ventilación deben ser a prueba de rociado y a la propagación del fuego. 11.1.8 A las baterías se les proveerá de cargadores automáticos. Los cargadores serán del tipo estado sólido, capaces de dar la salida nominal con una tolerancia de la tensión de alimentación de +/– 10% y una tolerancia de frecuencia de entrada de +/– 5%. Los cargadores tendrán filtros de salida capaces de reducir la tensión de rizado de salida por debajo de los requerimientos de los relés electrónicos, o un rizado de onda máxima de pico a pico de +/– 5% el que sea menor, ambos con la batería desconectada. Los cargadores serán capaces de recargar baterías completamente descargadas en 24 horas, mientras suministran los requerimientos normales de carga.




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11.1.9

Los cargadores para baterías de plomo ácido tendrán control de tensión ajustable para las operaciones de recarga, nivelación de tensión y flotación. La salida será igual a la carga continua de la batería (incluyendo luces de emergencia, si hay alguna, que haya quedado encendida más 30 – 35% del valor de descarga de 8 horas de la batería. El cargador tendrá voltímetro y amperímetro para CC con escalas de cero central. 11.1.10 Los cargadores para baterías de níquel cadmio tendrán las mismas características que los cargadores para baterías de plomo ácido excepto que ellos tendrán corriente constante ajustable para la recarga inicial, con cambio automático a voltaje controlado ajustable para el fin de carga, flotación, y nivelación. 11.1.11 Para las baterías se proveerá un tablero de distribución y un detector de falla a tierra. El tablero tendrá un interruptor principal y un interruptor para cada circuito de salida, incluyendo alimentadores supliendo el cargador, la estación de inspección y ensayo, y las barras de CC del tablero de potencia. Los interruptores de los alimentadores serán del tipo apernado, disparo magnético solamente, y capacidad para el máximo cortocircuito. 11.1.12 Los elementos de disparo del interruptor de alimentación o fusibles, provistos en el tablero de distribución de la batería serán coordinados con los dispositivos de protección de los circuitos ramales. El dispositivo principal de protección de la batería será coordinado con los dispositivos de alimentación del tablero y si hay algún interruptor puede ser no automático. 11.1.13 El detector de tierra debe tener una luz piloto o instrumento de medición para indicación de fallas a tierra en el sistema de control de potencia. 11.2

Circuitos de Control de Motores

11.2.1

a.

b.

Donde se usen arrancadores operados eléctricamente, el circuito de control incluirá una estación local de control que esté a la vista y cerca del motor en el lado opuesto a la entrada del cable de potencia. El circuito de control incluirá lo siguiente: Para motores controlados por un dispositivo automático (tal como un suiche de nivel), la estación de control local incluirá un suiche selector con tres posiciones sostenibles e identificadas: MANUAL–PARADA–AUTOMÁTICO, y un botón de arranque que puede operar solo cuando el suiche selector esté en posición manual. Deberá existir la previsión para colocar candado en la posición “Parada”. Otros arreglos para proporcionar control equivalente, deben ser revisados y aprobados por el Ingeniero de PDVSA. Para otros motores, la estación de control local será del tipo ARRANQUE–PARADA, y cuando sea especificada, la estación de control tendrá provisión de bloqueo en la posición de “PARADA”.



0


ENE.11


c.

11.2.2

a. b. c. d.

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Será provista protección de bajo voltaje para todos los motores que sean operados con contactores eléctricamente enclavados, excepto que la protección de bajo voltaje sea provista para aplicaciones donde exista un rearranque automático después de una depresión o pérdida de voltaje de cualquier duración que no revista peligro para el personal ni ocasione daños al equipo. Tales aplicaciones deberán ser revisadas y aprobadas por el Ingeniero de PDVSA. Los circuitos y estaciones de control para actuadores de válvulas con motor eléctrico designadas como EBV tipo C ó tipo D usados en servicio de despresurización, deben cumplir lo siguiente: El circuito de control apertura–cierre desde la sala de control (o caseta) deberá ser conectado directamente al actuador de la válvula. La estación de control local de apertura–cierre debe estar conectada en el actuador de la válvula, es decir, en paralelo con los circuitos de control de la sala de control (o caseta). No serán permitidos los selectores o suiches de control de desconexión en estos circuitos de control. Una placa de identificación será instalada en la estación de control local para cada válvula de emergencia. La placa tendrá la siguiente inscripción (letras blancas en fondo rojo):

PRECAUCIÓN MOTOR DE LA VÁLVULA DE EMERGENCIA NO TIENE PROTECCIÓN DE SOBRECARGA 11.2.3

Cuando el selector elimina dispositivos de seguridad en la posición MANUAL, previa aprobación del Ingeniero de PDVSA, se colocará una placa en el selector. La placa tendrá la siguiente inscripción (letras blancas en fondo rojo):

PRECAUCIÓN PROTECCION CONTRA (... describir las condiciones) Eliminada cuando se opera en la posición ”MANUAL” La posición MANUAL no eliminará las funciones de disparo tales como baja presión de aceite o bajo flujo de agua de enfriamiento.



0


ENE.11


11.2.4

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Donde se haya provisto de estaciones de control remoto de “arranque–parada” para controlar un motor, además de la estación local, se colocará una placa de identificación en la estación local. La placa llevará la siguiente inscripción (letras blancas en fondo rojo):

PRECAUCIÓN EL MOTOR PUEDE ARRANCARSE DESDE LA ESTACIÓN REMOTA. ASEGÚRESE QUE EL SUMINISTRO AL MOTOR ESTÉ DESCONECTADO Y ABIERTO ANTES DE TRABAJAR EN EL MOTOR O EQUIPO CONDUCIDO MECÁNICO 11.2.5

Cuando las señales remotas de “arranque–parada” hacia los contactores del motor se originan en un instrumento digital o un sistema de control programable, el contratista estandarizará un único tipo de contacto para el circuito de control del motor a través del sistema remoto. Las propuestas deben ser aprobadas por el Ingeniero de PDVSA.

11.2.6

Las estaciones de control de “arranque/parada” para todos los motores serán conectadas de tal manera que la operación momentánea del botón de parada detenga el motor.

11.2.7

Las estaciones de control deben ser operadas a través de botones o un eje / balancín rotatorio.

11.2.8

Resguardos Las estaciones de control se resguardarán contra operación accidental, bien sea en el diseño o por dispositivos de resguardo montados en campo. Si se oprime un botón hasta el nivel del anillo que lo rodea y no actúa; esto constituye un resguardo adecuado. Excepto en la sala de control, en la cual el resguardo permitirá la operación intencional aún utilizando guantes.

11.2.9

Motores en equipos elevados, tales como enfriadores de aire tipo aleta o ventiladores de torres de enfriamiento, deben ser controlados desde estaciones de control a nivel de piso, equipadas con luces pilotos. Las luces no son requeridas en locaciones donde la rotación de los ventiladores puede ser vista fácilmente desde la ubicación de la estación de control a nivel de piso.

11.2.10

Los botones de parada de emergencia en los tableros de las salas de control cumplirán los siguientes requisitos:

a.

Los resguardos cubrirán el botón o brazo de operación.

b.

El control será del tipo de contacto auto–mantenido (tipo hongo).




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c.

El cableado irá directamente desde el botón de control hasta el arrancador del motor. El cableado no debe ser canalizado a través de la locación del motor.

11.2.11

Cuando se suministre un calentador de espacio en el motor, éste debe ser controlado mediante un contacto auxiliar del contactor del motor. Los calentadores serán desenergizados automáticamente cuando el motor esté trabajando y energizados automáticamente cuando el motor se para. El contacto auxiliar puede permanecer cerrado o ser puenteado automáticamente cuando el arrancador del motor esté en posición de prueba o extraído. Un interruptor de desconexión manual debe ser provisto cerca del motor para desenergizar los calentadores de espacio.

11.2.12

Las luces pilotos deben ser celdas de LED a menos que se especifique lo contrario.

12 CENTROS DE POTENCIA PARA PARADAS DE PLANTA PROGRAMADAS 12.1

Centro de Potencia para Paradas de Planta

12.1.1

En Subestaciones que sirvan a unidades de proceso sujetas a interrupción periódica para mantenimiento y reparación, los servicios esenciales requeridos durante dicha parada serán segregados de los servicios requeridos en operación normal. Como ejemplos de cargas a ser servidas por estos centros de potencia y por centros de control de motores se mencionan los siguientes (ver Tabla 5): TABLA 5. EJEMPLOS DE CARGAS SERVIDAS CENTRO DE POTENCIA PARA PARADAS DE PLANTA (TAPC – Turnaround Power Center) Iluminación Soldadura Tomacorrientes de uso general Elevadores y montacargas Cargador de batería para tablero de potencia Calentadores de espacio del tablero de potencia Calentadores de espacio de motores Trazas Eléctricas

CENTRO DE CONTROL DE MOTORES Motores de equipos de procesos Calentadores de procesos Desaladores Precipitadores Motores de ventiladores en transformadores Suministro al cambiador de tomas en transformadores

Nota: Los sistemas de procesos y paradas no deben ser alimentados desde el TAPC.




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En el caso de las facilidades eléctricas para los servicios conexos a pozos, se debe proveer una instalación adicional de carácter exclusivo para el mismo, consistente en la instalación de un transformador monofásico adecuado para la carga necesaria con salida para 120/240 V para baja tensión y tableros asociados con los puntos de conexión correspondientes. 12.1.2

En Subestaciones radiales el suministro de los centros de potencia para paradas de planta será radial. En Subestaciones con secundario selectivo y secundario spot network, el centro de potencia de parada de planta tendrá un suministro alterno con alimentadores separados desde cada barra principal, con transferencia manual y enclavamiento para evitar el paralelo de las barras principales. Nota: El centro de control de motores tipo modular, será usado para los centros de potencia de parada de planta.

13 MEDICIÓN Los medidores serán del tipo tablero de control analógico y/o digital con una precisión del 1% y con las características siguientes:

13.1

a.

Los voltímetros serán del tipo de escala expandida (analógico).

b.

Los amperímetros y voltímetros de lectura rápida tendrán una longitud de escala de al menos 125 mm (5 pulg aproximadamente) (analógico). En caso de instalar un voltímetro analógico, será provisto con un suiche selector de 4 posiciones (1–2, 2–3, 3–1, apagado) en el tablero de potencia principal (o centro de control, si no se usa tablero) de cada Subestación con una tensión de 208 V o mayor. En caso de instalar voltímetros digitales, serán del tipo pulsador. En Subestaciones con neutro flotante o con neutro a tierra a través de una alta impedancia, el suiche selector permitirá también la indicación de tensión de cada fase a neutro. El voltímetro irá conectado en:

13.2

a.

El lado secundario de las Subestaciones con transformadores.

b.

El lado de la entrada de los interruptores principales o interruptores de entrada (si se han suministrado) en Subestaciones radiales para permitir la lectura de tensión de entrada y de la barra. Se proveerán voltímetros en Subestaciones radiales que no tengan interruptores principales o interruptores de entrada.

c.

En cada barra de las Subestaciones con secundario selectivo y secundarias spot network se colocará un voltímetro para indicar la tensión de línea o fase.




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13.3

En caso de instalar un amperímetro analógico, será provisto con un suiche selector de 4 posiciones (1, 2, 3 y apagado) en cada entrada al tablero principal (o del centro de control si no se utiliza tablero) para cada Subestación de 500 kVA o mayor, para indicar la carga de la Subestación. El rango de los amperímetros debe ser seleccionado en base a la máxima carga de diseño en vez de la capacidad nominal del tablero principal. Los amperímetros serán conectados en el lado secundario cuando la Subestación tiene transformadores. En caso de instalar amperímetros digitales, serán de tipo pulsador.

13.4

Se suministrará un medidor de demanda de kWh tipo digital en cada Subestación de 500 kVA o mayor. En Subestaciones con secundario selectivo y secundarias spot network, este medidor será una unidad de 4 estatores para totalizar las dos entradas. El intervalo de demanda será de 60 minutos si es posible, si no, usar 30 minutos. Con la aprobación del Ingeniero de PDVSA, pueden usarse la suma de los Transformadores de corriente para suplir la información al vatímetro estándar. Excepcionalmente se permitirá el uso de medidores de demanda tipo analógico previa consulta al Ingeniero de PDVSA.

13.5

Dispositivos Remotos Donde los transformadores de corriente alimenten dispositivos remotos, tales como amperímetros y vatímetros montados en tableros de salas de control, es preferible que un transductor sea provisto en la ubicación del transformador de corriente para suplir una señal de bajo nivel para operar el dispositivo remoto. Dispositivos remotos pueden ser alimentados directamente desde los transformadores de corriente solo con la aprobación del Ingeniero de PDVSA, y cuando sea así, las terminaciones secundarias de los transformadores de corriente deben ser identificadas mediante una placa legible de precaución. Una placa debe ser colocada en todos los puntos terminales del circuito en el tablero, y en la parte trasera del instrumento con la siguiente inscripción (letras blancas en fondo rojo):

PRECAUCIÓN POSIBILIDAD DE ALTA TENSIÓN EN LAS PUNTAS TERMINALES DEL TRANSFORMADOR DE CORRIENTE SI ES DESCONECTADO

13.6

Los medidores remotos no se alimentarán de los devanados de los transformadores de corriente para protección.




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13.7

Los conductores secundarios de transformadores de potencial que alimenten medidores remotos deben ser protegidos individualmente con fusibles localizados donde esté ubicado el transformador.

13.8

Cuando sea especificado, un registrador de perturbaciones del sistema de potencia será provisto para monitorear y registrar las condiciones del sistema antes y después de la falla o perturbación del sistema. Los puntos y los parámetros a ser monitoreados deben ser especificados y/o aprobados por el Ingeniero de PDVSA.

14 ALARMAS La ubicación de las alarmas, diferentes a las alarmas de la Subestación detalladas en esta especificación, serán las siguientes:

14.1

a.

Las alarmas estarán colocadas en la caseta o sala de control de la planta en la que el equipo está ubicado u operando.

b.

Las alarmas que supervisan equipos que sirven a dos o más plantas, estarán ubicadas en la sala de control. Una alarma de pérdida de presión se proveerá para cada edificación o ambiente con ventilación a presión positiva, de la forma siguiente:

a.

La alarma se accionará mediante un instrumento sensitivo a la diferencia de presión y deberá operar para pérdidas de presión dentro de la edificación o ambiente.

b.

El instrumento será instalado dentro del edificio o ambiente en paredes exteriores aproximadamente a 2 m (7 pies) sobre el nivel de piso. Se protegerá la abertura hacia el exterior a fin de minimizar el efecto del viento y prevenir la entrada de agua.

c.

La alarma tendrá retardo suficiente para evitar la indicación durante pérdidas momentáneas de la presión de aire, tal como ocurre cuando la puerta del edificio se abre para permitir la entrada o salida del personal.

Alarmas en Subestaciones

14.1.1

Se proveerán alarmas en los interruptores de enlace como se detalla a continuación:

a.

En cada Subestación con secundario selectivo, para que indique anormalidad cuando el interruptor esté cerrado, o no está en posición de operación.

b.

En cada Subestación secundaria spot network, para que indique anormalidad cuando el dispositivo de seccionamiento de la barra esté abierto, o no está en posición de operación.




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14.1.2

Para los dos interruptores de entrada de cada Subestación secundaria spot network, se proveerá una alarma que indique anormalidad cuando cualquiera de ellos esté abierto, o no estén en posición de operación.

14.1.3

Los transformadores de 500 kVA y mayores, estarán provistos de alarmas, como se detalla a continuación:

a.

La alarma será accionada mediante contactos en el termómetro del líquido e indicará anormalidad cuando el transformador alcance su máxima temperatura de operación ONAN, tal como lo indica el termómetro.

b.

Proveer una alarma para cada transformador equipado con relé Buchholz, el cual será accionado por la acumulación lenta de gas.

14.1.4

Se proveerán alarmas de control para el tablero de potencia, como se detalla a continuación:

a.

Las alarmas para el cargador de baterías para cada Subestación como se lista a continuación: 1.

Pérdida de C.A. en el Cargador de Batería El dispositivo detector será conectado al lado de la carga del dispositivo protector o suiche (incluidos los dispositivos internos para el cargador) más cercano al cargador en el circuito de alimentación.

2.

Bajo Voltaje C.C en la salida del cargador de baterías.

3.

Alto Voltaje C.C en la salida del cargador de baterías.

4.

Bajo voltaje en la batería.

b.

Alarma de falla a tierra accionada mediante contactos en el detector de falla a tierra del sistema de control.

c.

Alarma de pérdida de la tensión de control accionada por contactos de relés de supervisión, energizados normalmente desde las barras principales de control y montados dentro del tablero. Cuando sea especificado, un relé separado será provisto para cada celda en el tablero para monitorear separadamente el disparo y cierre de los circuitos de control de potencia e iniciar una alarma individual por pérdida de potencia. Los relés serán instalados en el lado secundario de los fusibles de control de potencia.

d.

Una alarma común para relés de protección basados en microprocesadores y equipos similares, con contactos de alarma a prueba de falla segura controlados por temporizadores de vigilancia u otro tipo de autodiagnóstico.

e.

Cada circuito alimentador de energía a los relés electrónicos debe tener su alarma.




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14.1.5

Se ubicará un anunciador o un grupo de alarmas en la Subestación, para supervisar cada una de las condiciones de alarmas mencionadas de las Subestaciones. El módulo de señalización o de alarma deberá ser de un tamaño tal que todas las alarmas se puedan indicar de forma continua.

14.1.6

Todas las alarmas cumplirán con lo siguiente:

a.

Las unidades intermitentes y relés utilizados en el gabinete del anunciador serán tipo enchufable.

b.

Los sistemas de alarma serán del tipo falla–segura utilizando contactos diseñados “a abrir” para iniciar la alarma.

c.

Los anunciadores deberán ser del tipo estado sólido, de construcción modular.

d.

Los suiches de reconocimiento y lámparas de prueba serán provistas para cada gabinete anunciador.

e.

Se debe proveer una alarma audible.

f.

La secuencia de alarma del anunciador deberá cumplir lo establecido en la norma ISA 18.1 y deberá estar equipado con las últimas características del mercado.

14.1.7

Ubicar una alarma en la caseta o sala de control para indicar las condiciones de las alarmas de la Subestación, descritas en los puntos 14.1, 14.1.1 hasta 14.1.4 y 14.2, si son aplicables. Después que una alarma ha sido iniciada y la alarma individual común en la sala de control ha sido reconocida, una alarma posterior en la Subestación, aun cuando la primera no haya sido reconocida, reiniciará la alarma en la sala de control.

14.1.8

Alarmas por detección de humo deben ser provistas para cada ambiente dentro de la edificación interna de una Subestación y dentro de Subestaciones al aire libre del tipo pasillo protegido. Alarmas individuales para cada cuarto, separadas de la alarma en el punto 14.1.7 de esta sección serán localizadas en la sala de control para supervisar los detectores de humo.

14.2

Alarmas para Motores

14.2.1 Alarmas para motores, cuando se requieran, serán provistas como se muestra en la Tabla 5. Estas alarmas serán localizadas en la sala de control a menos que se especifique lo contrario.



PDVSA


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TABLA 6. REQUERIMIENTOS DE ALARMAS PARA MOTORES Función de Alarma Alta temperatura de los cojinetes Alta temperatura devanado

Alarma Requerida para Motores Teniendo: Relés temperatura cojinetes

del

Detectores de temperatura de la resistencia

Baja presión de aire (o gas)

Encerramiento presurizado del motor, o conmutador presurizado o encerramiento en anillos deslizantes Encerramiento del motor con ventilación forzada, conmutador con ventilación forzada o encerramiento de los anillos deslizantes Filtros de aire Encerramiento TEWAC con enfriador de dos tubos dentro del encerramiento del motor

Baja presión de aire

Alta presión de aire Fuga de agua

Flujo alto o bajo de agua

Encerramiento TEWAC

Motor–apagado

(Cuando se especifique).

Motor en funcionamiento

(Cuando se especifique).

14.2.2

Alarma Accionada por: Contactos del relé temperatura cojinetes. Una alarma individual deberá ser provista para actuar si opera uno o ambos relés Contactos en devanados que indican temperatura al controlador Dispositivo sensor de flujo localizado en el ducto del suministro de aire Dispositivo sensor de flujo localizado en el ducto del suministro de aire Suiche de presión diferencial Suiche flotador en bandeja colectora externa al motor para sensar el agua drenada desde el tubo anular Dispositivo sensor de flujo localizado en la línea de suministro de agua de enfriamiento del motor Contacto auxiliar del contactor del motor. Un segundo contacto del botón de parada del motor prevendrá la operación de la alarma cuando el motor sea parado desde su estación de control Contacto auxiliar del contactor del motor

La secuencia de activación de alarmas con el motor apagado será:

a.

Motor en funcionamiento: luz apagada y bocina silenciosa.

b.

Motor apagado manualmente desde la estación de control: luz encendida y bocina silenciosa.

c.

Motor apagado por otros medios: luz encendida intermitente y bocina sonora.



PDVSA


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14.3

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Alarmas para Actuadores de Motores de Válvulas de Emergencia Una alarma será provista para cada barra remota que alimente a los actuadores de motores para válvulas designadas como EBV tipo C o tipo D usadas para aislamiento de emergencia, parada o liberar presión de servicios. La alarma supervisará la tensión en barras y será activada por contactos del relé supervisorio normalmente energizado en la barra de la válvula y operará por pérdida de tensión. Las alarmas serán ubicadas en la sala de control.

15 SUMINISTRO PARA SOLDADURA Los alimentadores para máquinas de soldar se dimensionarán para un factor de demanda de 0,4. 15.1

Cajas Terminales para Soldadura

15.1.1

Las cajas terminales para soldadura serán proporcionadas de la manera siguiente:

a.

Dentro de las unidades de procesos: el número mínimo requerido de cajas montadas a nivel de piso estará basado en las dimensiones del terreno como se muestra en la Tabla 6.

TABLA 7. CAJAS TERMINALES REQUERIDAS PARA MAQUINAS DE SOLDADURA Terreno ft2 x 103 Hasta 20 Por encima de 20 hasta 60 Por encima de 60 hasta 150 Por encima de 150

m2 Hasta 1900 Por encima de 1900 hasta 5600 Por encima de 5600 hasta 14000 Por encima de 14000

Número mínimo de cajas (1) Por Unidad de Area 1 1 por cada 20000 ft2 (1900 m2) 3 más 1 por cada 30.000 ft2 (2800 m2) por encima de 60.000 ft2 6 más 1 por cada 40.000 ft2 (3700 m2) por encima de 150.000 ft2

Nota (1) 1. Fracciones inferiores a 0,5 se eliminarán y fracciones de 0,5 y mayores serán incrementadas a uno. b. Fuera de las unidades de procesos, los requerimientos serán especificados. 15.1.2 La ubicación de cajas terminales para máquinas de soldar será como sigue: a.

Las cajas a nivel de piso serán localizadas en los límites de la unidad de procesos. La ubicación será tal que el agrupamiento de máquinas no congestionará las vías de acceso. El tendido anticipado de cables para máquinas de soldar CD no excederá 60 m.




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b.

Las cajas terminales para soldadura serán ubicadas en plataformas en las estructuras de las unidades de proceso si la altura de las estructuras hace impráctico el suministro a máquinas de soldar desde las cajas montadas a nivel de piso.

c.

El centro de línea de elevación de las cajas por encima del nivel de piso o plataforma será de 1 m.

d.

El número final, la ubicación de las cajas terminales para soldadura y los puntos de conexión será revisado por el Ingeniero de PDVSA.

15.1.3

Las cajas terminales para soldadura proveerán suministro de C.A. trifásica para alimentar los tableros portátiles de las máquinas de soldar vía cables temporales. Las cajas serán resistentes a la intemperie y provistas con terminales para permitir conexiones de tipo zapata. El tamaño de la caja y el diseño de terminales dejará amplio espacio para hacer una conexión segura y confiable.

15.2

Tomacorrientes para Soldadura

15.2.1

Los tomacorrientes para soldadura no se proporcionarán a menos que sea especificado. Cuando sean requeridos para trabajos nuevos en plantas existentes, los tomacorrientes serán provistos de acuerdo a los estándares de PDVSA (tales como tipo y número de catálogo, número de enchufes). Detalles serán proporcionados por el Ingeniero de PDVSA.

15.2.2

La ubicación de tomacorrientes para soldadura dentro del área de las unidades de procesos seguirá los requerimientos de esta norma en cuanto a las cajas terminales para soldadura. Dos (02) tomacorrientes serán instalados en cada ubicación. El numero final y su ubicación será revisado por el Ingeniero de PDVSA.

16 TOMACORRIENTES DE USO GENERAL Se proveerán tomacorrientes de uso general para luces portátiles y herramientas para mantenimiento de instalaciones y equipos exteriores, como se detalla a continuación:

16.1

a.

Dentro de áreas en unidades de proceso, los tomacorrientes estarán ubicados a un máximo de 9 m del equipo al que va a servir (bocas de visita en torres, aberturas para inspección, entre otros) y aproximadamente a 1 m sobre el nivel del suelo o plataforma.

b.

Fuera de las áreas de proceso donde el equipo o instalación es servido con iluminación permanente.

c.

La cantidad final y la ubicación de los tomacorrientes será revisado y aprobado por el Ingeniero de PDVSA.

n-203. DISEÑO DE SISTEMAS DE POTENCIApdf

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