n-203. diseÑo de sistemas de potenciapdf

PDVSA N° TITULO

REV. FECHA DESCRIPCION PAG. REV. APROB. APROB.

APROB. FECHAAPROB.FECHA

VOLUMEN 4–I

� PDVSA, 2005

N–203 DISEÑO DE SISTEMAS DE POTENCIA

EMISIÓN ORIGINAL

Cesar Eizaga Luis TovarENE.11 ENE.11

ESPECIFICACIÓN DE INGENIERIA

ENE.11 C.E.0 54 L.T L.T

MANUAL DE INGENIERIA DE DISEÑO

ESPECIALISTAS

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ESPECIFICACIÓN DE INGENIERÍA

DISEÑO DE SISTEMAS DE POTENCIA ENE.110

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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”.

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Índice1 OBJETIVO 5. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

2 ALCANCE 5. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

3 REFERENCIAS 5. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.1 American National Standards Institute – ANSI 5. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.2 Comisión Venezolana de Normas Industriales – COVENIN 5. . . . . . . . . . . 3.3 Institute of Electrical and Electronics Engineers – IEEE 5. . . . . . . . . . . . . . 3.4 International Electrotechnical Commission – IEC 6. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.5 International Society of Automation – ISA 6. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.6 National Electrical Manufacturers Association – NEMA 6. . . . . . . . . . . . . . . 3.7 Petróleos de Venezuela – PDVSA 6. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

4 ABREVIATURAS 6. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

5 DEFINICIONES 7. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.1 Prácticas Aceptables y Preferidas 7. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.2 Ajuste Máximo de la Demanda Basada en Datos de Carga Reales 7. . . . 5.3 Ajuste Máximo de la Demanda Basada en Datos de Carga Estimados 7. 5.4 Transformador Cautivo 7. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.5 Factor de Demanda 7. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.6 Data de Carga Real 7. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.7 Transformador de Alumbrado 8. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.8 Factor de Carga 8. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.9 Capacidad de Sobrecarga Continua de un Motor / Factor de Servicio 8. . 5.10 Subestaciones con Secundario Selectivo 8. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.11 Subestaciones Secundario Spot Network 8. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.12 Sub–barra 9. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.13 Máxima Demanda de Carga para 15 Minutos 9. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.14 Máxima Demanda de Carga para 8 Horas 9. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.15 Protección por Bajo Voltaje 9. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.16 Disparo por Bajo Voltaje 9. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.17 Caída de Tensión 9. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

6 DOCUMENTACIÓN 9. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6.4 Data 11. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

7 CARACTERÍSTICAS DEL SISTEMA ELÉCTRICO 17. . . . . . . . . . . . . 7.1 Niveles de Tensión 17. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7.2 Variaciones en la Tensión de Alimentación 18. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7.3 Factor de Potencia del Sistema 19. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7.4 Capacidad de Alimentación 19. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

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7.5 Rangos de Cortocircuito 19. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

8 DISPOSICIÓN Y PROTECCIÓN DE SISTEMAS DE POTENCIA 20. . 8.1 Alimentación de Motores y Reaceleración 20. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8.2 Puesta a Tierra del Neutro 22. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8.3 Alimentadores con Derivación 23. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8.4 Protección de Transformadores Trifásicos con Fusibles en el Primario Contra

Alimentación Monofásica 25. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8.5 Interruptores Principales de Entrada y Salida 25. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8.6 Sistemas de Protección para Transformadores 26. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8.7 Arreglo de Barras en Subestaciones 27. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8.8 Interruptores Alimentadores de la Sub–barra 28. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8.9 Protección de los Alimentadores 29. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

9 CAPACIDAD DE COMPONENTES Y SELECCIÓN DE IMPEDANCIAS 33. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9.1 Capacidad de Transformadores e Impedancias 33. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9.2 Capacidad del Tablero de Potencia 34. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9.3 Dimensionamiento de los Cables de Potencia 36. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9.4 Tensión en los Terminales y Caída de Tensión 37. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

10 SELECCIÓN DEL TIPO DE COMPONENTE 38. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10.1 Transformadores de Potencia 38. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10.2 Transformadores de Iluminación 38. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10.3 Tableros de Potencia Tipo “Metal–Clad” 39. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10.4 Arrancadores de Motores 39. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10.5 Arrancadores de Motores de Media Tensión (1001 V a 7200 V) 40. . . . . . . 10.6 Arrancadores de Motores de Baja Tensión (1000 V y Menores) 40. . . . . . .

11 CIRCUITOS DE CONTROL 40. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11.1 Sistema de Control para Tableros de Potencia 40. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11.2 Circuitos de Control de Motores 42. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

12 CENTROS DE POTENCIA PARA PARADAS DE PLANTAPROGRAMADAS 45. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12.1 Centro de Potencia para Paradas de Planta 45. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

13 MEDICIÓN 46. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13.5 Dispositivos Remotos 47. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

14 ALARMAS 48. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14.1 Alarmas en Subestaciones 48. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14.2 Alarmas para Motores 50. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14.3 Alarmas para Actuadores de Motores de Válvulas de Emergencia 52. . . . .

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15 SUMINISTRO PARA SOLDADURA 52. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15.1 Cajas Terminales para Soldadura 52. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15.2 Tomacorrientes para Soldadura 53. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

16 TOMACORRIENTES DE USO GENERAL 53. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

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1 OBJETIVOEstablecer los requisitos técnicos mínimos para el diseño de los sistemasdistribución de potencia a ser utilizados en las diferentes instalaciones de laindustria petrolera, a fin de garantizar una operación eficiente, segura y confiablepara los procesos desarrollados en PDVSA.

2 ALCANCEEsta norma cubre los requerimientos de PDVSA para los siguientes aspectos deldiseño 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 otrosservicios esenciales.

3 REFERENCIASEsta sección lista las prácticas y normas que son generalmente referenciadas yasumidas como parte de este documento. A menos que se especifique locontrario, usar la última edición.

Las siguientes publicaciones y normas serán usadas conjuntamente con estanorma según lo especificado por el Ingeniero de PDVSA. Prácticas adicionaleso equivalentes de diseño deben ser especificadas por el Ingeniero de PDVSA.

3.1 American National Standards Institute – ANSIC84.1 “Electric Power Systems and Equipment – Voltage Ratings (60 Hertz)”.

3.2 Comisión Venezolana de Normas Industriales – COVENIN200 “Código Eléctrico Nacional”.

3.3 Institute of Electrical and Electronics Engineers – IEEE141 “Recommended Practice for Electric Power Distribution for Industrial Plants”.

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242 “Recommended Practice for Protection and Coordination of Industrial andCommercial Power Systems”.

519 “Recommended Practices and Requirements for Harmonic Control inElectrical Power Systems”.

IEEE 835 INTRO “Standard Power Cable Ampacity Tables”.

IEEE C.37.010 “Application Guide for AC High–Voltage Circuit Breakers Rated ona Symmetrical Current Basis”.

C37.2 “Electrical Power System Device Function Numbers, Acronyms, andContact Designations”.

3.4 International Electrotechnical Commission – IEC60034–1 “Rotating electrical machines – Part 1: Rating and Performance”.

3.5 International Society of Automation – ISA18.1 “Annunciator Sequences and Specifications”.

3.6 National Electrical Manufacturers Association – NEMAC84.1 “Electric Power Systems and Equipment – Voltage Ratings (60 Hertz)”.

NEMA MG 1 “Motors and Generators”.

3.7 Petróleos de Venezuela – PDVSAN–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 Calibrede los Conductores”.

PDVSA 90619.1.053 "Subestaciones Unitarias”.

4 ABREVIATURASX’’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 DEFINICIONESAdicionalmente a las definiciones establecidas en la norma PDVSA N–201 sedeben tomar en consideración las siguientes:

5.1 Prácticas Aceptables y PreferidasCuando 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. Encaso de que un tipo particular de equipo o método aparezca como preferido, seránseleccionados siempre y cuando sea menor o equivalente en costo total deinstalación de otros tipos o métodos aceptables. Costo – Beneficios óptimosdeben ser logrados mediante la reducción de mantenimiento y gastos operativosa través de la inversión inicial adicional. Bases económicas para el cálculo óptimode costos beneficios se incluirán en el pliego de condiciones de trabajo engeneral. El Ingeniero PDVSA aprobará las opciones alternativas.

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

5.3 Ajuste Máximo de la Demanda Basada en Datos de CargaEstimados

Igual a 1,05 por la demanda máxima estimada.

5.4 Transformador CautivoUn transformador que suple únicamente a un solo equipo, usualmente un motorgrande.

5.5 Factor de DemandaLa proporción de la demanda máxima de un sistema, o parte de un sistema, a lacarga total conectada del sistema, o parte del sistema, bajo consideración.

5.6 Data de Carga RealLos datos de carga derivados de las características reales de funcionamiento delequipo y ciclos de trabajo para las instalaciones existentes.

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5.7 Transformador de AlumbradoUn transformador que abastece principalmente la iluminación, pero tambiénpuede proveer receptáculos de uso general y otras cargas de baja tensión queno son críticas.

5.8 Factor de CargaLa proporción de la carga promedio durante un período de tiempo a la cargamáxima ocurrida en ese período.

5.9 Capacidad de Sobrecarga Continua de un Motor / Factor deServicio

Un multiplicador que, cuando se aplica a la potencia nominal, indica la carga depotencia que puede llevar continuamente sin exceder en más de 10°C a unasobrecarga continua / factor de servicio de carga al aumento de temperaturanominal según las normas NEMA MG 1 ó IEC 60034–1, si la tensión nominal yla frecuencia se mantienen.

Cuando el motor funciona a cualquier factor de servicio mayor que 1,0, puedetener un rendimiento, factor de potencia y velocidades diferentes a los de potencianominal, pero el par de arranque, la corriente y el par de torsión se mantendránsin cambios.

5.10 Subestaciones con Secundario SelectivoLas subestaciones con secundario selectivo tiene dos barras, cada unaalimentada por un interruptor automático de entrada normalmente cerrado yconectadas entre sí por un interruptor de enlace normalmente abierto. (Tal comose utiliza aquí, el término secundario selectivo se aplica a las Subestacionesdoblemente alimentadas con o sin transformadores). Las fuentes dualesnormalmente dividen la carga en operación no–paralela. En caso de fallar unafuente, la Subestación es aislada de la fuente fallada y la sección de barradesenergizada es conectada a la fuente que queda en servicio. La transferenciade la carga puede ser manual o automática.

5.11 Subestaciones Secundario Spot NetworkLas subestaciones secundarias Spot Network tienen dos o más barras, cada unaalimentada por una línea de entrada con un interruptor normalmente cerrado apartir de fuentes sincronizadas y conectadas entre sí por interruptores de enlacenormalmente cerrados. En caso de falla de una fuente, la Subestación es aisladade la fuente fallada por la operación automática de relés de protección, porejemplo, Direccional de Sobrecorriente.

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

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

5.14 Máxima Demanda de Carga para 8 HorasEl mayor valor de la raíz cuadrada de la carga que se puede tomar durante unperíodo de 8 horas. Es equivalente al envejecimiento térmico de la carga.

5.15 Protección por Bajo VoltajeTal como se aplica al control del motor, ocasiona que el controlador del motordispare ya sea instantáneamente o tras un intervalo de tiempo predeterminadodespués de una baja o pérdida de tensión de alimentación del motor. Tras larestauración de la tensión normal de alimentación, el controlador no cerrará o sólocerrará si la tensión de alimentación se restablece dentro de un intervalo detiempo predeterminado.

5.16 Disparo por Bajo VoltajeTal como se aplica al control del motor, ocasiona que el controlador del motordispare instantáneamente debido a una baja o pérdida del suministro de tensióny recierre instantáneamente después de la restauración del suministro normal detensión, sin considerar la duración del tiempo de la baja o pérdida de tensión.

5.17 Caída de TensiónEs la diferencia de tensión entre los terminales de transmisión y recepción delalimentador. Para corrientes alternas, las tensiones no necesariamente están enfase y por lo tanto la caída de tensión no es necesariamente igual a la sumaalgebraica de las caídas de tensión a lo largo de varios conductores.

6 DOCUMENTACIÓNLos diagramas de una Subestación deberán incluir la siguiente información:

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

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6.2 Los diagramas Unifilares cubrirán los circuitos de potencia y excitaciónincluyendo medición y protección. Todos los diagramas Unifilares debenconformar un conjunto separado de dibujos; ellos no deben estar localizados enotros tipos de dibujos. Un diagrama unifilar típico mostrando el estilo usado porel contratista debe ser sometido a PDVSA para su aprobación antes de iniciar losdibujos. Los diagramas de una Subestación deberán incluir la siguienteinformación:

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 comoestrella o delta), tipo de puesta a tierra del neutro.

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

e. Líneas punteadas asociadas a los relés de protección principales con los relésauxiliares o los dispositivos del circuito primario sobre los cuales actúan, usandoflechas 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 tablerosde distribución.

h. Número de pasos de Reaceleración para cada motor provisto con controlautomático de Reaceleración.

6.3 Los diagramas deben ser suministrados como se indica a continuación. Losdibujos del fabricante deben ser usados con el mejor sentido práctico cuandosuministren esta información; sin embargo, los esquemáticos típicos deIngeniería y los diagramas de conexionado no deben ser usados sin la aprobacióndel Departamento de Ingeniería de PDVSA.

a. Los diagramas de conexiones internas preparados por el Ingeniero de PDVSAdeben ser provistos para cada pieza de equipo. Estos diagramas de conexionesmuestran el alambrado dentro de cada pieza del equipo y no son un sustituto paralos diagramas de interconexión.

b. Los diagramas lógicos esquemáticos/elementales deben ser suministrados paralos circuitos de control de motores y otros equipos. Cada motor o dispositivo a sercontrolado debe tener todos los dispositivos de control asociado mostrados en undibujo individual.

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c. Diagramas de interconexión/punto a punto deben mostrar la misma designaciónpara el número del terminal, dispositivo y conductor que aparecen en losdiagramas de conexión. También deben indicar la ubicación de terminales si elequipo tiene terminales en más de una ubicación. El contratista debe prepararmuestras de dibujos de alambrado de Inter–conexionado para revisión yaprobación del Ingeniero de PDVSA antes de proceder con el diseño básico.

TABLA 1. CAPACIDADES EQUIPOS MAYORES

EQUIPO MAYOR DATOS NOMINALES A SER MOSTRADOSEN LOS DIAGRAMAS UNIFILARES

Generadores V, kW, FP, X’’d, X’d, Xd, X’’q, X’q, Xq, HTransformadores de potencia kVA (ONAN/ONAF), V, relación de

transformación (RT), Rango de tomas,Impedancia, conexión (Y o Δ), grupo vectorial,BIL en caso de descargadores de sobretensiónal mismo voltaje.

Interruptores automáticos Amperios continuos, MVA o kA de interrupción,kA momentáneo si es diferente al deinterrupción, BIL si a los descargadores desobretensión se les aplica mismo voltaje(Especificar si se usan valores simétricos oasimétricos para la capacidad de interrupción)

Barras Voltaje nominal del sistema, Amperioscontinuos, kA momentáneos (Especificar si seusan valores simétricos o asimétricos)

Descargadores de Sobretensión kV de operaciónDispositivos de puesta a tierra del neutro Amperaje (capacidad continua y por poco

tiempo)Transformadores de corriente Relación de Transformación, clase de precisiónTransformadores de potencial Relación de Transformación, grupo de

conexión.Cable y líneas aéreas para alimentaciónde transformadores de potencia y barrasde Subestaciones

Calibre, tipo, capacidad de conducción

Variadores de frecuencia y arrancadoressuaves

Voltaje nominal, kVA, número de pulsos, tipo demodulación

6.4 Data

6.4.1 El Ingeniero de PDVSA preparará la siguiente información y la usará como basepara dimensionar los componentes del sistema, comprobar el funcionamiento delmismo y determinar el ajuste de los relés y dispositivos del sistema de protección:

a. Data de carga del sistema.

b. Data de niveles de cortocircuito.

c. Data sobre perfiles de tensión.

d. 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 lainformación (papel y electrónico) para obtener la aprobación del Ingeniero dePDVSA. Una vez aprobado, el Consultor suministrará las copias definitivas alIngeniero de PDVSA.

Se suministrará un resúmen de los resultados y la descripción de las condicionesdel sistema usados como base para cada uno de los cálculos de la carga, nivelde 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 todala data, su depuración, y confirmación que los resultados estén en concordanciacon los requerimientos de diseño del proyecto. El Consultor utilizará sus propiosprogramas con previa autorización del Ingeniero de PDVSA.

Previo a la instalación de nuevos equipos en un sistema eléctrico debe realizarseun análisis de cargas en función del tiempo, indicando los consumos normales ylos 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 demanera que coincidan con los resultados obtenidos por los programasrespectivos. Las demandas se expresarán en kVA con sus correspondientes kWy kVAR. Los ciclos reales de trabajo deben incluir las cargas continuas y nocontinuas con su factor de operación correspondiente.

Para Subestaciones secundarias selectivas, las demandas se darán con elinterruptor de enlace de barras cerrado y abierto. En Subestaciones de dobleentrada sin interruptor de enlace, las demandas se darán para operación normaly operación con un solo alimentador en servicio.

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6.4.4 Niveles de Cortocircuito

La información de cortocircuito será acompañada por un diagrama deimpedancias de secuencia positiva de la red. Cuando se especifique, sesuministrarán también los diagramas de secuencia negativa y cero. El diagramade impedancias se preparará en forma de diagrama unifilar (puede sersimplificado) y todas las impedancias y barras serán identificadas de manera quecoincidan 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 capacidadesde interrupción y momentánea en los interruptores de circuitos, fusibles y otrosdispositivos de maniobras en barras y líneas.

b. Corrientes de cortocircuito máximas y mínimas, simétricas y asimétricas en cadabarra 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 elConsultor al menos en dos oportunidades:

a. Previamente a la procura del equipo eléctrico mayor (tales como transformadoresde potencia y tableros de potencia).

NOTA: Las emisiones de información serán lo suficientemente precisas paraverificar que se haya especificado apropiadamente la corriente de interrupción ymomentánea de los interruptores de potencia y la capacidad de lostransformadores enfriados por aire forzado o enfriados por circulación natural deaire.

b. Cuando se presenta un diagrama unifilar para su aprobación definitiva y lascargas 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 operaciónnormal.

b. Variaciones de tensión en barras y terminales de motores durante el arranque oReaceleración 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 laReaceleración de los motores.

d. Tabla de Reaceleración de los motores mostrando los motores asignados en cadaetapa.

e. Selección de tomas para todos los transformadores de potencia.

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6.4.7 Calentamiento de Motores

La información de calentamiento de los motores mostrará el aumento detemperatura del rotor en el momento del arranque de cada motor tipo jaula deardilla mayor a 1500 hp (1100 kW), arrancando bajo condiciones de diseño ydurante 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 enrelación a:

a. Capacidad de corriente, incluyendo factores tales como temperatura delconductor, factor de carga, resistividad térmica del suelo, temperatura ambientedel suelo y del aire.

b. Disminución de la capacidad de corriente, incluyendo los factores de disminuciónpor agrupamiento de cables, separación, proximidad a equipos con altatemperatura y el efecto de cubiertas protectoras contra incendio, corrientes encubiertas (Sheath), y temperaturas de operación de las terminaciones de cablesy en terminales de dispositivos.

c. Bases de dimensionamiento para cumplir con las limitaciones de caída de tensióndurante 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 lascorrientes circulantes, cuando se usan cables monofásicos y los blindajes estánpuestos a tierra en ambos extremos. Debe indicarse la máxima corrienteesperada que pase por el blindaje.

Nota: Ver normas PDVSA 90619.1.057, 90619.1.082, 90619.1.083 y90619.1.084.

6.4.9 Relés

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

a. Código ANSI/IEEE C.37.2 del elemento, circuito al cual se aplica, relación y clasede 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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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, talescomo temporizadores asociados con los dispositivos de protección.

Esta información será presentada en un formato adecuado a cada tipo de relésy su aplicación en el sistema de potencia.

6.4.10 Para los relés basados en microprocesadores se requiere una impresióncompleta de todos los parámetros y la lógica programable contenida dentro delrelé. Cuando los ajustes contienen más de una página de texto, éstos deberánser suministrados en un formato de archivo para computadoras. Cuando la lógicaes programada dentro del relé, se debe suministrar una narrativa describiendo lasfunciones provistas.

6.4.11 Junto con la información del relé se incluirán las curvas de coordinación. Sesuministrará un juego de curvas que se ajustarán a las prácticas con la filosofíade protección usada en la planta para cada nivel de tensión, mostrando las curvastiempo vs. corriente (o tensión) para todos los relés de fase y otros elementos deprotección de fase con los ajustes especificados. Se suministrará por separadoun juego de curvas similar para los relés de protección de fallas a tierra y otroselementos de protección de fallas a tierra. En cada juego de curvas se mostraránlos niveles máximos y mínimos de cortocircuito simétrico.

La coordinación de las protecciones incluirá lo siguiente:

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

1. Curva del relé de sobrecorriente del primario del transformador vista desdeel lado secundario.

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

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

b. Para Subestaciones tipo secundario selectivo con transferencia automática:

Coordinación entre los relés de baja tensión iniciadores de la transferencia y losrelés de sobrecorriente del interruptor de entrada.

Ajustes de los relés de baja tensión y los instantáneos de sobrecorriente usadospara bloquear la transferencia automática.

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c. Curvas de coordinación de los relés de protección de cada motor con tensiónmayor a 1000 voltios incluyendo los puntos de daño del rotor bloqueado. Sepuede utilizar una hoja de curvas para varios motores si son de la misma tensión,tienen la misma curva de daño y la misma protección.

d. En cables de alimentación para barras y transformadores de potencia, la curvade daño para el cable, ubicado en la misma hoja con las curvas de los dispositivosde protección del alimentador.

e. Generador de emergencia y sistemas UPS.

6.4.12 Las curvas de coordinación de relés se suministrarán en dos oportunidades:

a. Previamente cuando se genera la especificación al fabricante con el contenido dela relación de transformación de los transformadores de corriente, las gamas ycaracterísticas de los relés.

NOTA: Esta emisión de la coordinación será lo suficientemente precisa comopara verificar la selección de relación de transformación, rango y característicasapropiadas.

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 salientesmayores 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 elgenerador operando a plena carga y con la excitatriz bajo control de un reguladorautomático de tensión. Si no es posible obtener éstas, suministrar las curvas dedisminución de tensión para fallas trifásicas y de fase a fase con el generador aplena carga y con la tensión de excitación constante.

d. Excitación a plena carga y con máxima tensión.

e. Corriente de campo del generador sin carga y a plena carga.

f. Constante de tiempo transitoria y subtransitoria de eje directo y de cuadraturapara 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 depotencia con programas computarizados.

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6.4.14 El Consultor deberá proveer el contenido total de armónicos de tensión, porSubestación, resultado de usar electrónica de potencia tales como variadores defrecuencia, arrancadores suaves, UPS, entre otros. Si el total de distorsión dearmónicos está enfocado en 5% por cada barra principal de cada Subestación,el Consultor deberá suministrar el equipo necesario de filtrado a fin de mantenerlos valores por debajo de este nivel o por debajo de los requerimientos de la plantade 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 porPDVSA para ser revisada en reuniones con la Compañía suplidora deElectricidad. El Consultor deberá participar en las reuniones técnicas de revisiónpara tratar lo especificado en la información técnica.

7 CARACTERÍSTICAS DEL SISTEMA ELÉCTRICO

7.1 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 TENSIÓN NOMINAL DELSISTEMA TENSIÓN DE UTILIZACIÓN

Mayor que 7.000 hp Especial (segúnrequerimientos )

Especial

(según requerimientos)4.000 HP a 7.000 hp 6.900 V ó 4.160 V,

3 fases, 60 Hz.

6660 V ò 4.000 V

3 fases, 60 Hz.400 HP a 4.000 hp 4.160 V ó 2.400 V,

3 fases, 60 Hz.

4.000 V ò 2.300 V

3 fases, 60 Hz.200 HP a 350 hp 2.400 V,

3 fases, 60 Hz.

2.300 V

3 fases, 60 Hz.3/4 hp a 150 HP y todos losmotores fraccionados paraproceso.

480 V, 3 alambres,

3 fases, 60 Hz

460 V, 3 alambres,

3 fases, 60 Hz.

Motores no proceso 1/2 hp ymenor

120V, 1 fase, 2 alambres, 60Hz

115 V, 1 fase, 60 Hz

Iluminación fluorescente ysodio de alta presión

480/227 V, 3 fases, 4 hilos.60 Hz. neutro a tierra o240/120 V, 1 fase, 3 hilos 60Hz. neutro a tierra o208/120, 3 fases, 4 alambre,60 Hz. neutro a tierra.

265 V ó 115 V, 60 Hz.

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SERVICIO TENSIÓN DE UTILIZACIÓNTENSIÓN NOMINAL DELSISTEMA

Iluminación Incandescente 240/120 V, 1 fase, 3 hilos 60Hz. neutro a tierra.

208/120 V, 3 fases, 4 hilos,60 Hz. neutro a tierra.

115 V, 1 fase, 60 Hz

Instrumentos 240/120 V, 1 fase, 3 hilos 60Hz. neutro a tierra ó.

208/120 V, 3 fases, 4 hilos,60 Hz. neutro a tierra.

115 V, 1 fase, 60 Hz

7.2 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 punto9.4.

7.2.2 Las depresiones de tensión de corta duración, las cuales ocasionan ladesconexión de cargas sensibles, generalmente afectan la continuidad delproceso. Por esta razón se debe realizar un estudio para determinar los métodosadecuados de eliminación de dicho inconveniente. Los métodos a utilizar puedenser: reaceleración y/o rearranque de motores, alimentación de los contactoresdesde 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 reenergizarinstantáneamente a los equipos de servicios esenciales.

– Para caídas de tensión mayores a 20%, con una duración mayor a 0,2segundos y menor o igual a cuatro (4) segundos, en la restauración de latensión, el sistema debe reenergizarse secuencialmente seleccionando lascargas.

7.2.4 La distorsión armónica de tensión y corriente debe ser según lo indicado en IEEESTD 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 < 69 kV 69 – 161 kV > 161 kV

Armónico Individual 3,0 1,5 1,0

Armónico Total 5,0 2,5 1,5

Equipos con requerimientos especiales con respecto a la variación de la magnitudy/o forma de la onda de tensión deben contar con un alimentador de potenciadebidamente estabilizado.

7.3 Factor de Potencia del SistemaEl factor de potencia de la carga de todo el sistema no debe ser menor a 0,9 enatraso.

El factor de potencia de la subestación principal conectada a la red de potenciano 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 desuplir continuamente 120% de la carga pico, de acuerdo a los datos de cargaaplicada sin exceder los límites de tensión establecidos y las especificaciones delequipo.

7.4.2 En general, las subestaciones de planta serán de doble entrada, operando coninterruptores de enlace normalmente abiertos. Los transformadores deben serenfriados por ventilación natural (ONAN) a 65�C o forzada (ONAF) a 65�C. Cadatransformador se dimensionará de tal forma que alcance los 65�C con ventilaciónnatural al operar al 120% de la máxima demanda de carga.

7.4.3 Las especificaciones de los transformadores deben ser seleccionadas de talforma que la tensión nominal del sistema no debe caer por debajo del 80% almomento 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 decortocircuito que pasa a través del sistema.

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

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7.5.3 El rango de cortocircuito de los switchgears de BT se diseñará según la normaPDVSA 90619.1.053. Para subestación secundaria selectiva de Media y Bajatensión, los rangos de cortocircuito serán calculados con una línea de entrada alinterruptor cerrado y el interruptor de enlace.

7.5.4 Los cálculos de cortocircuito se realizarán conforme a la norma IEEE STDC37.010

8 DISPOSICIÓN Y PROTECCIÓN DE SISTEMAS DEPOTENCIA

8.1 Alimentación de Motores y Reaceleración

8.1.1 El arranque a plena tensión será el método preferido para todos los motores. Paramotores sometidos a una frecuencia de arranque mayor a una vez por hora, latensión en la barra que alimenta los motores no caerá por debajo del 80% de latensión nominal del sistema, cuando estos motores sean arrancadosindividualmente 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 motoresen operación normal” u otra equivalente o cuando dos o más motores, en elmismo servicio, que puedan funcionar independientemente para servicio parcial(Ejemplo: ventiladores de intercambiadores de calor enfriados por aire y bombasparalelas de circulación de agua de enfriamiento), se debe cumplir lo siguiente:

a. Si tales motores son alimentados directamente desde barras secundariasselectivas o secundarias spot network, la alimentación a los motores de cadaservicio se dividirá entre las barras.

b. Si tales motores son alimentados desde barras radiales (las cuales pueden seralimentadas radialmente desde barras secundarias selectivas o secundarias spotnetwork), es preferible que la alimentación a los motores de cada servicio seadividida entre ellas, independientemente de que las barras sean suministradasradialmente.

8.1.3 Mantenibilidad de Barras Conectadas a Motores Críticos sin Respaldo

Las barras podrán someterse a mantenimiento con la planta en servicio. Todoslos motores sin respaldo, necesarios para la operación de la planta, dispondránde alimentación alterna desde dos barras. Se aceptará un arreglo de un cubículopara cada barra, con un arrancador para cada motor más el arrancador de reservapor grupo de motores para la planta. Este requerimiento será especificado,normalmente, solo para Subestaciones que alimentan dos o más plantas conparadas desfasadas o que alimenten plantas susceptibles a experimentarparadas no planificadas.

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8.1.4 Extensibilidad de Barras Conectadas a Motores Críticos sin Respaldo

Si se especifica que la barra sea extensible con una planta en servicio, y las barrasalimentan motores sin respaldo necesarios para la operación de la planta, una delas 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 adiciónde equipos futuros con la barra en servicio. Se aceptan cubículos parainterruptores de reserva.

Este requerimiento normalmente será especificado solo para Subestacionesprincipales, bien sea para Subestaciones utilizadas para compra de energía o enbarras 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” sereacelerarán primero que los motores de la condición “B”. La prioridad de lasetapas de Reaceleración dentro de los grupos de motores, se basará en lasprioridades especificadas del proceso. El Consultor someterá su programa o plande 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 (“EmergencyBlock Valve”) Tipo C o Tipo D, usadas en cierres de emergencia, parada yextracción de líquidos o purga de gases, cumplirán con los siguientes requisitos:

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

b. La alimentación para una válvula asociada a una bomba motorizada, uncompresor u otro equipo, se tomará de una barra diferente a la que estéalimentando el motor correspondiente al equipo considerado.

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c. Las válvulas pueden ser alimentadas desde la Subestación mediantealimentadores individuales de un centro de control de motores o desde una barraremota de la Subestación, tal como un tablero de distribución local; el cual esalimentado por alimentadores duales desde barras separadas en la Subestación.Estas barras remotas tendrán un dispositivo local de desconexión para cadaalimentador, tal como un interruptor no automático dispuesto para transferenciamanual y con enclavamiento para prevenir la puesta en paralelo de los dosalimentadores. Interruptores con transferencia automática pueden utilizarse si losmismos son especificados.

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

e. Los alimentadores individuales deben ir directamente desde el suministro hastala 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 untransformador cautivo; en este caso, el interruptor del transformador puede servircomo arrancador del motor y se ubicará en la Subestación que alimente altransformador. El alimentador de llegada a un transformador cautivo no se usarápara 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, seránconectados 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 de1000 V hacia abajo.

d. Cuando se especifica, puesta a tierra a través de alta resistencia – sistemas de1001 V hasta 4160V.

e. Propuestas para sistemas con neutro sin puesta a tierra y neutros con puesta atierra 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 delneutro deben limitar la corriente a un valor tan bajo como sea posible sin excederlo siguiente:

a. Quince (15) veces la corriente de operación confiable más pequeña del relé deprotección a tierra menos sensible en ese alimentador.

b. Cinco (5) veces la corriente de operación confiable más pequeña del relé deprotección 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 ajustede disparo. La corriente de operación confiable más pequeña es 1,5 veces elajuste de disparo por el tiempo de retardo de la mayoría de los relés de tipoinducción.

8.3 Alimentadores con Derivación

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

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

a. Si un alimentador sirve solo Subestaciones secundario selectivo o secundariasspot network o ambas, se aceptará el uso de enlaces extraíbles de aire o inmersosen aceite.

b. Subestaciones radiales en alimentadores con derivación deben ser provistas consuiches de desconexión primaria.

c. Si un alimentador sirve Subestaciones con secundario selectivo o secundariasspot network o ambas, y también alimenta Subestaciones radiales, entoncesdebe proveerse suiches de desconexión primaria para ambos transformadoresde cada Subestación. Por ejemplo, si un alimentador sirve la mitad de dosSubestaciones con secundario selectivo, y un segundo alimentador sirve la otramitad de esas Subestaciones mas una Subestación radial, todos los cincotransformadores requieren suiches de desconexión.

8.3.3 En caso de usarse enlaces o suiches sin capacidad de interrupción o concapacidad de conexión no adecuada, será necesario desenergizar totalmente elalimentador durante las operaciones de desconexión y reconexión. Se colocaránllaves 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 alimentadorescon derivaciones, estará coordinada con los dispositivos de protecciónsecundarios y se ajustará para que no opere para condiciones de no–falla, talescomo corriente de magnetización, Reaceleración de motores y corriente máximade carga de todos los transformadores conectados al alimentador.

8.3.5 Protección del lado primario debe ser provista para cada transformadorconectado a alimentadores con derivaciones cuando la capacidad deltransformador es demasiado pequeña para ser protegido mediante los relés delalimentador. La protección mínima aceptable cumplirá con los siguientesrequerimientos:

a. Evitar daños al transformador causados por la corriente de una falla en elsecundario. Por ejemplo, operar dentro de un periodo de tiempo seguro paracorrientes de fallas a través del mismo, sin que se exceda la capacidad de soportede 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 corrientede falla sostenida en el secundario.

8.3.6 Para transformadores menores a 500 kVA conectados a alimentadores conderivaciones, la protección en el primario podrá ser con fusibles limitadores decorriente.

8.3.7 Para transformadores de 500 kVA o mayores conectados a alimentadores conderivaciones, la protección en el primario debe ser como sigue:

a. La forma preferida de protección primaria constará de relés de sobrecarga en lastres fases (no dos fases y tierra). Los relés deberán ser energizados desdetransformadores de corriente ubicados sobre o en los aisladores del lado primariode los transformadores de potencia o en los terminales del cable; y se dispondránpara transferencia de apertura del interruptor del alimentador a través de un reléde bloqueo 86T. (Los contactos de disparo del relé de protección primaria debenestar en paralelo con los contactos de apertura de los relés 51G y 63.) Estesistema de relés se calibrará para dar protección contra falla de fase de la barrasecundaria.

b. Como alternativa, el Consultor podrá proponer a la aprobación del Ingeniero dePDVSA un sistema de protección en el primario con fusibles limitadores decorriente. Sin embargo, se considera que esta alternativa no provee protecciónadecuada contra falla de fase de la barra secundaria y por lo tanto debe sercomplementada con protección en el secundario, la cual consistirá de losiguiente:

1. Relés de sobrecarga trifásicos, energizados desde transformadores decorriente colocados en o sobre los aisladores del lado secundario deltransformador de potencia, o

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2. Los dispositivos de protección del interruptor principal del lado secundario.

8.4 Protección de Transformadores Trifásicos con Fusibles en elPrimario Contra Alimentación Monofásica

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

a. Transformadores de cualquier tamaño en Subestaciones de primario osecundario 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 siguientesrequisitos:

a. Los sistemas de relés que operan por balance de tensión o corriente soninaceptables.

b. Un relé de tensión de secuencia negativa tipo de filtro en red en el secundario esaceptable. Un relé auxiliar temporizado debe ser provisto para prevenir laoperación innecesaria del esquema de protección contra alimentaciónmonofásica 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 deseccionamiento bajo carga (tal como el contactor) para el caso detransformadores con alimentación individual.

e. Para el caso de transformadores conectados radialmente en alimentadores conderivaciones, la protección accionará una alarma en la sala de control máscercana o despacho de carga.

f. Para los casos de Subestaciones secundarias selectivas y tipo spot network enalimentadores con derivaciones, la protección iniciará un proceso detransferencia automática. Si la transferencia automática no se activa, se activaráuna 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 primarioselectivo, podrán omitirse solamente en caso de que las dos condicionessiguientes se garanticen:

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

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b. Protección de falla de la barra principal.

8.5.2 La desenergización de emergencia de la barra principal podrá lograrse mediantelos 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 uninterruptor principal de salida, mediante alguno de los siguientes medios:

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

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

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

8.5.4 Los interruptores de entradas principales para Subestaciones radialesalimentadas directamente a la tensión de la barra, pueden ser omitidos bajocualquiera de las siguientes condiciones:

a. Existe un Suiche de entrada bajo carga con una capacidad adecuada de cierrey 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 aperturadirecta, para los interruptores de salida y los interruptores de entrada, para darprotección de falla a la barra principal. Para el caso de Subestaciones con puestaa tierra de baja resistencia o con neutros sólidamente conectados a tierra, serequerirá protección para sobrecarga por falla a tierra.

8.5.6 Para aquellas aplicaciones donde se requiera por razones de disponibilidad deespacio, mantener la selectividad de las protecciones, y/o implementaresquemas diferenciales de protección, se deben instalar interruptores en lugar deseccionadores.

8.6 Sistemas de Protección para Transformadores

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

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8.6.2 Relé de Respaldo en el Neutro (51G)

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

8.6.3 Para transformadores alimentados por líneas aéreas, se colocará proteccióndonde sea necesario para prevenir la energización de la línea a través delsecundario del transformador. Esta protección es requerida para Subestacionessecundarias spot network y para transformadores enlace con las plantaseléctricas (en plantas con generación propia); donde no existe disparo transferidoentre el interruptor de alimentación y el interruptor del secundario deltransformador. Esta protección consistirá de un relé direccional de potencia consuficiente sensibilidad para detectar las pérdidas en el núcleo del transformadorcuando sea alimentado desde el secundario. Los equipos deben ser certificadospor laboratorios reconocidos y adecuados para operar en las condicionesambientales donde va a ser localizado.

8.6.4 Relés de Protección Diferencial

Para transformadores de 10 MVA o mayores, se proveerá protección diferencialque abrirá el interruptor del alimentador y el interruptor del secundario, a travésdel relé de bloqueo 86T (los contactos de disparo del relé diferencial estarán enparalelo con los contactos de disparo de los relés 51G y 63). A criterio delConsultor y aprobado por el Ingeniero de PDVSA, se utilizará la proteccióndiferencial para transformadores menores de 10 MVA. Los relés diferencialesserán de tipo digital y tendrán restricción armónica para evitar una operaciónindebida causada por la magnetización del transformador al energizarlo.

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

8.7 Arreglo de Barras en Subestaciones

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

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8.7.2 El arreglo de barras debe ser como sigue:

a. Para el caso de Subestaciones con secundario selectivo o spot network secolocarán dos barras, cada una alimentando circuitos ramales; cuyos dispositivosde protección están en el primer paso de coordinación.

b. Para Subestaciones radiales, una barra sencilla alimentando todos los circuitosramales; los dispositivos de protección estarán en el primer paso de coordinación.

c. Para la interconexión entre equipos diferentes ubicados en la misma sala, talescomo tableros principales y centros de control de motores, se usaránpreferiblemente cubículos de transición de barras o ductos de barras. En caso deutilizar otro tipo de interconexión deberá ser justificada por el Ingeniero Consultory aprobado por el Ingeniero de proyecto de PDVSA.

d. Para suplir a sub–barras localizadas en la misma sala o salas adyacentes, sepueden usar cables del calibre adecuado para soportar los esfuerzos producto dela corriente de cortocircuito, de interrupción y momentánea. Los cables deben serprovistos de un medio de desconexión del extremo de la fuente. El medio dedesconexión será no–automático, tal como un interruptor sin los dispositivos deprotección o un suiche bajo carga de una capacidad momentánea y de cierreadecuado.

8.8 Interruptores Alimentadores de la Sub–barra8.8.1 Situaciones que requieren el uso de interruptores alimentadores de la sub–barra

con dispositivos de protección que son selectivos con las protecciones de losalimentadores ramales de la sub–barra y la protección del tablero principal, sonlas siguientes:

a. Alimentadores para Centros de Potencia para Paradas de Plantas (TAPC por sussiglas en inglés).

b. Alimentadores para barras localizadas remotamente.

c. Subestaciones sirviendo dos o más unidades de procesos, las cuales operanindependientemente una de la otra, bajo las siguientes condiciones:

1. Cuando se especifique.

2. Cuando el Consultor someta a la aprobación del Ingeniero de PDVSA, unapropuesta para separar las cargas correspondientes a cada unidad deproceso mediante sub–barras independientes.

8.8.2 Interruptores, suiches y contactores cuyos terminales del lado de la carga puedenestar energizados estando en la posición abierta desde la fuente externa al propiotablero de potencia o centro de control, deben estar dotados con una placa legiblede identificación, montada en la parte frontal y trasera de sus compartimentos.Los interruptores en una Subestación tipo secundario selectivo supliendo uncentro de potencia –TAPC– es un ejemplo de este requerimiento. La placa deberátener grabado lo siguiente (en letras blancas con fondo rojo).

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PELIGRO

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

Nota: Llenar la identificación en el interruptor, suiche, contactor segúncorresponda.

8.9 Protección de los Alimentadores

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

8.9.2 Se recomienda protección de falla a tierra con energización residual o detransformadores de corriente de secuencia cero, tal como se menciona acontinuación 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 atierra.

8.9.3 Los alimentadores de Subestaciones radiales con relé de presión súbita (63) orelé de respaldo de falla a tierra (51G) o ambos, deberán tener disparostransferidos a través del relé (86T) en la Subestación. Los relés 86 deberán estarprovistos con un medio mecánico o eléctrico para la iniciación manual. Si noexisten 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 decontrol 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 internarecargable y reemplazable y un circuito de carga de la batería. La batería deberátener capacidad para mantener el capacitor a plena carga por un tiempo de 72horas después de perder la Potencia AC para el rectificador de carga delcapacitor. El banco de baterías deberá ser capaz de recargar el capacitor hastaun valor de disparo seguro en menos de 20 minutos durante el tiempo que sepierde la energía.

8.9.4 La sobrecarga vs. la protección de falla, tal como se usa en la discusión deselectividad, se refiere a la parte de la curva característica tiempo–corriente porencima 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 deestado sólido, y fusibles se seleccionarán para tener selectividad y proveerprotección de respaldo tal como se especifica a continuación:

TABLA 4. SELECTIVIDAD Y PROTECCION DE RESPALDO

PROTECCIÓN MASALEJADA DE LA

SELECTIVIDAD Y RESPALDO POR PROTECCIÓN MASCERCA DE LA FUENTEALEJADA DE LA

FUENTE SOBRECARGA FALLA DE FASE FALLA A TIERRASOBRECARGA VÉASE NOTA 1 NO APLICA NO APLICA

FALLA DE FASE (INHERENTE) VEASE NOTA 2 VEASE NOTA 3

FALLA A TIERRA

( )

(INHERENTE) REQUERIDO REQUERIDONotas:

1. Se debe dar selectividad entre protecciones de sobrecarga, excepto enzonas de no–selectividad de hasta 1,5 en gama de corriente, donde sonaceptables para obtener sensibilidad y despeje rápido de la falla. Ver Figura1.

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

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

Tiempo vs Corriente

NOTA:

1. Un caso típico sería un motor con potencia nominal del 50% o más de lacapacidad nominal de suministro del transformador de la subestación

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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 losdispositivos de protección de fase en tantos alimentadores aguas abajo como sea posible que no tenganprotección de falla a tierra. No ajustar el disparo por debajo del 15% de la máxima corriente de falla atierra a menos que un ajuste más bajo pueda ser hecho sin riegos de disparos falsos (tales como losproducidos 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 tierrapueden ser seleccionados o ajustados para ser totalmente selectivos con el relé de falla a tierra mascercano a la fuente.

Tiempo vs Corriente

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

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8.9.6 Como alternativa para disparo selectivo, se puede utilizar recierre selectivo en losinterruptores limitadores de corriente, siempre y cuando sea aprobado por elIngeniero de PDVSA.

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

8.9.8 El respaldo requerido es inherente cuando el sistema de protección se diseña deacuerdo a esta especificación. Se considerará la protección de presión súbita deltransformador como respaldo (ver punto 8.6). Adicionalmente, los relés derespaldo serán utilizados en otras situaciones, como por ejemplo en losinterruptores de los generadores en las plantas eléctricas, en la proteccióndiferencial de barras o en ambos casos.

8.9.9 Alimentadores de Transformadores

La protección de sobrecorriente para alimentadores principales detransformadores 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 estásólidamente conectado a tierra o a través de baja resistencia.

9 CAPACIDAD DE COMPONENTES Y SELECCIÓN DEIMPEDANCIAS

El Consultor revisará la capacidad de aquellos componentes cuya dimensiónhaya sido especificada en la Ingeniería. Si de esta revisión resulta que haycambios con respecto a lo originalmente especificado, el Consultor lo notificaráal 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 delos transformadores.

9.1.2 El diseño de transformadores tomará en consideración las corrientes armónicasasociadas con las cargas y el derrateo apropiado u otros cambios que deban serhechos en el diseño.

9.1.3 En Subestaciones radiales y con primario selectivo, la capacidad ONAN deltransformador será igual o mayor que la demanda máxima ajustada. Lostransformadores de 750 kVA y mayores tendrán previsiones para operaciónONAF. La capacidad ONAN estará basada en un aumento de temperatura de65°C.

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9.1.4 En Subestaciones con secundario selectivo y secundario spot network lacapacidad de cada transformador será tal, que si cualquiera de lostransformadores está fuera de servicio, el otro transformador suministrará lademanda 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 ahorrosde inversión, el Constructor deberá asesorar al Ingeniero de PDVSA acerca delas capacidades de los dos transformadores y la diferencia en costos deinstalación o precios de instalación entre las dos capacidades, considerandotodos los componenentes afectados.

9.1.6 Impedancia de los Transformadores

Se utilizarán transformadores que tengan impedancias estándar, excepto cuandose 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 deinterrupción.

c. Cuando sea especificado, para limitar fallas a valores estándar para otrosdispositivos de protección.

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

9.2 Capacidad del Tablero de Potencia

9.2.1 Una demanda máxima ajustada de 15 minutos será la base para eldimensionamiento del tablero de potencia, exceptuando lo especificado en estaSección (9.2).

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

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

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9.2.4 Los interruptores de salida o interruptores de entrada que alimenten barrastendrán una capacidad continua igual a la demanda máxima ajustada del total dela carga suplida por esa barra. Para Subestaciones con secundario selectivo, lademanda máxima ajustada debe ser determinada con el interruptor de enlace debarras cerrado.

Los interruptores de enlace de barras en Subestaciones con secundario selectivoy secundarias spot network tendrán una capacidad continua igual a la demandamáxima ajustada de cualquiera de las barras.

9.2.5 Los interruptores usados como arrancadores de motores tendrán una capacidadcontinua al menos igual a:

a. 1,15 veces la corriente del motor, en motores que tengan un factor de servicio de1,0.

b. 1,25 veces la corriente del motor, en motores que tengan un factor de servicio de1,15.

9.2.6 En Subestaciones con secundario selectivo, las capacidades nominales deinterrupción y momentáneas serán calculadas con un interruptor de entradaabierto y el interruptor de enlace cerrado. Para Subestaciones secundarias spotnetwork, las capacidades nominales serán calculadas con el interruptor de enlacey los dos interruptores de entrada (todos cerrados).

9.2.7 La capacidad nominal de interrupción será adecuada para el máximo nivel decortocircuito calculado con máxima generación.

La capacidad nominal momentánea será adecuada para el nivel máximo decortocircuito de la fuente más la carga normal de motores y debe ser igual a lacapacidad ONAF del transformador.

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

9.2.9 Los interruptores de caja moldeada utilizados en la protección de circuitosramales tendrán una capacidad de interrupción que sea al menos el 90% de lacorriente de falla simétrica teóricamente obtenible considerando todas lasfuentes.

La contribución de los motores de baja tensión se debe calcular según la NormaIEEE 141.

La contribución total de los motores tomará en cuenta los factores de reserva quepuedan instalarse en el futuro hasta alcanzar la capacidad ONAF deltransformador.

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 sise cumple con las siguientes condiciones:

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

b. Si el arrancador utiliza un transformador de control, no encapsulado, éste seráprotegido 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 delcable.

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 tableroexterior 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 barraradial servida. La demanda máxima ajustada de la barra será igual a la suma dela demanda máxima de todas las cargas suplidas desde la barra (exceptuandolos transformadores), más la capacidad ONAF de todos los transformadoresincluyendo la capacidad de un solo transformador por Subestación tiposecundario selectivo y secundario spot network.

Cables o ductos de barra usados como alimentadores para suplir una sub–barrade una Subestación desde una barra aguas arriba localizada en el mismoambiente o en un ambiente adyacente (o en las afueras del Tablero) tendrá unacapacidad al menos igual a la capacidad nominal de la barra aguas abajo. Unejemplo sería alimentadores supliendo centros de control de motores (CCM) ycentros de potencia para paradas de planta desde el tablero principal en el mismoambiente.

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

9.3.4 Los alimentadores de tableros de iluminación tendrán una capacidad no menora la capacidad de panel de iluminación.

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9.3.5 Capacidad de Cortocircuito

Los alimentadores a barras desde los transformadores de potencia por encimade 1000 V tendrán una capacidad tal que soporten el calentamiento causado porel cortocircuito. El nivel máximo de cortocircuito disponible y el tiempo de despejede la falla por la protección del alimentador se utilizará para determinar estacondición. Los cables de 1000 V y menores y los alimentadores a los motoresmayores de 1000 V, no serán incrementados en capacidad por causa delcortocircuito.

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

9.4 Tensión en los Terminales y Caída de Tensión

9.4.1 La variación de tensión en los terminales de motores trifásicos estará dentro dela tolerancia de la tensión nominal a plena carga. Cualquier propuesta para operarfuera del rango +/– 5%, cuando sea aceptable por la norma NEMA C84.1 ó IEC60034–1, deberá ser aprobado por el Ingeniero de PDVSA.

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

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

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

b. En alimentadores de motores que reacelerarán 10% a la corriente de rotorbloqueado, incluyendo la caída total del voltaje en sub–alimentadores si existealguno.

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 motoresno deberá caer por debajo de 80% de la tensión nominal sin la aprobación delIngeniero 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 loscontactores magnéticos ( y cualquier relé auxiliar que controle la operación delcontactor) alimentados de ellas zapateen o se abran, y no excederá los valoresque impidan a los contactores permanecer efectivamente cerrados mientrassuministran la corriente del motor con rotor bloqueado durante la Reaceleración,y no excederá los valores que pudiera prevenir la activación del contactor con elpaso más reciente.

b. La caída de tensión en los terminales de todos los motores con Reaceleración noexcederá los valores que impiden al motor reacelerar sus cargas a su velocidadmáxima sin dañarlos.

c. La caída de tensión en los terminales de los motores en funcionamiento noexcederá 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 cortocircuitodisponible de la fuente.

10 SELECCIÓN DEL TIPO DE COMPONENTE10.1 Transformadores de Potencia

10.1.1 Los transformadores de potencia ubicados en áreas exteriores serán de tiposumergidos en aceite. Otro tipo de transformadores deberán se aprobados porel Ingeniero de PDVSA.

10.1.2 Los transformadores de potencia ubicados en áreas interiores alimentandounidades de proceso deberán ser de tipo sumergido en líquido no–inflamable.Otros transformadores para interiores que alimentan cargas para serviciosgenerales, tales como talleres o edificios de oficinas, deberán ser como sedescribe 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 inflamableson aceptables.

10.1.3 Los terminales y conexiones deben estar dentro de un encerramiento para todoslos 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 Iluminación10.2.1 Los terminales primarios y secundarios de los transformadores de iluminación

irán dentro de cajas de conexión o una cámara terminal común, con espacioadecuado para las conexiones. Todos los cables primarios y secundarios estaráncompletamente aislados en la parte externa del transformador.

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10.2.2 Tomas de Transformadores de Iluminación

10.2.3 Los transformadores de iluminación tendrán dos tomas por debajo de 2,5% cadauna de la tensión nominal primaria. En instalaciones donde se espera tensiónprimaria alta en el transformador, las tomas serán ordenadas una por arriba y unapor 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 devacío o SF6. Otros tipos de interruptores requerirán aprobación del Ingeniero dePDVSA.

10.4 Arrancadores de Motores10.4.1 Estos requerimientos para arrancadores son específicos para motores de

inducción tipo jaula de ardilla; sin embargo, también se usarán al seleccionararrancadores para otros tipos de motores.

Se requiere usar arrancadores individuales. Lo contrario debe ser especificadoy aprobado por el Ingeniero de PDVSA.

10.4.2 Los relés de protección térmica en arrancadores serán de tipo ambientecompensado, si es necesario prevenir disparos falsos en instalaciones donde elmotor que ellos protegen está en un ambiente relativamente constante y elarrancador está sujeto a un ambiente variable. Relés electrónicos de sobrecargapueden ser usados con la aprobación del Ingeniero de PDVSA.

10.4.3 Relés de sobrecarga para arrancadores de motores serán de tipo reposiciónmanual.

10.4.4 Actuadores para Válvulas con Motor Eléctrico

Los arrancadores para válvulas de bloqueo designadas como EBV tipo C o tipoD, usadas en cierres de emergencia, parada y extracción de líquido o purga devapor, 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 sesuministra, será desconectada.

c. La protección de sobrecorriente separada para el transformador de control, si sesuministra, será desconectada.

10.4.5 Agrupación

Es preferible que los arrancadores para motores de una misma área seanagrupados, como por ejemplo en tableros y centros de control de motores.

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10.5 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, sonaceptables. Otro tipo de contactores requieren la aprobación del Ingeniero dePDVSA.

10.5.2 Los interruptores extraíbles operados eléctricamente ubicados en tableros demedia 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 deinterruptor en motores arrancados frecuentemente.

10.6.2 Se permiten arrancadores con dispositivos de desconexión operadosmagnéticamente.

10.6.3 Los dispositivos de desconexión de arrancadores de motores deben seroperados manualmente mediante interruptores (recomendado) o seccionadorescon fusible de aire. Se debe demostrar que los seccionadores son capaces decerrar 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 delrotor bloqueado del motor.

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

a. En casos en que un número de motores operen varias partes de una sola máquinao aparato.

b. Las cajas de terminaciones, cajas de conexión y puntos de distribución similarusados para suplir motores múltiples desde un dispositivo individual dedesconexión debe ser montado en un lugar accesible y claramente etiquetadopara 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 ubicadosdentro de una Subestación, o para dos o más tableros adyacentes tipointemperie. Fuentes de potencia adicionales o controles redundantes serán,provistos solo cuando se especifique.

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11.1.2 Los sistemas aceptables se detallan a continuación:

a. Cierre CC, apertura CC.

b. Cierre CA, apertura CC.

c. Cierre CA, apertura con capacitor (requiere la aprobación del Ingeniero dePDVSA para cada aplicación).

d. Cierre CA, apertura CA (solo para interruptores de baja tensión con operaciónremota y dispositivo directo de disparo).

11.1.3 En Subestaciones tipo secundario selectivo o secundario spot network, si se usaCA para el cierre, se debe disponer de tensión de control en el interruptor deenlace, 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 sonaceptables.

11.1.6 La capacidad de la batería a la temperatura mínima de diseño (temperaturamínima del sitio), debe ser tal que suministre las siguientes cargas por un lapsode 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 másexigente de las operaciones mencionadas a continuación:

1. El cierre (o disparo, en el caso de baterías de disparo) de los interruptoresen rápida sucesión con un intervalo mínimo de tiempo de 3 segundos entrecada operación de cierre.

2. Transferencia automática simultánea de las Subestaciones tipo secundarioselectivo cuyos interruptores reciban energía de control de la batería.

11.1.7 Las baterías para control deben tener la tapa herméticamente sellada alrecipiente. La tapa deberá ser herméticamente sellada también a los bornesterminales. Los puntos de ventilación deben ser a prueba de rociado y a lapropagación del fuego.

11.1.8 A las baterías se les proveerá de cargadores automáticos. Los cargadores serándel tipo estado sólido, capaces de dar la salida nominal con una tolerancia de latensión de alimentación de +/– 10% y una tolerancia de frecuencia de entrada de+/– 5%. Los cargadores tendrán filtros de salida capaces de reducir la tensión derizado de salida por debajo de los requerimientos de los relés electrónicos, o unrizado de onda máxima de pico a pico de +/– 5% el que sea menor, ambos conla batería desconectada. Los cargadores serán capaces de recargar bateríascompletamente descargadas en 24 horas, mientras suministran losrequerimientos normales de carga.

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11.1.9 Los cargadores para baterías de plomo ácido tendrán control de tensión ajustablepara las operaciones de recarga, nivelación de tensión y flotación. La salida seráigual a la carga continua de la batería (incluyendo luces de emergencia, si hayalguna, que haya quedado encendida más 30 – 35% del valor de descarga de 8horas de la batería. El cargador tendrá voltímetro y amperímetro para CC conescalas de cero central.

11.1.10 Los cargadores para baterías de níquel cadmio tendrán las mismascaracterísticas que los cargadores para baterías de plomo ácido excepto queellos tendrán corriente constante ajustable para la recarga inicial, con cambioautomático a voltaje controlado ajustable para el fin de carga, flotación, ynivelación.

11.1.11 Para las baterías se proveerá un tablero de distribución y un detector de falla atierra. El tablero tendrá un interruptor principal y un interruptor para cada circuitode salida, incluyendo alimentadores supliendo el cargador, la estación deinspección y ensayo, y las barras de CC del tablero de potencia. Los interruptoresde los alimentadores serán del tipo apernado, disparo magnético solamente, ycapacidad para el máximo cortocircuito.

11.1.12 Los elementos de disparo del interruptor de alimentación o fusibles, provistos enel tablero de distribución de la batería serán coordinados con los dispositivos deprotección de los circuitos ramales. El dispositivo principal de protección de labatería será coordinado con los dispositivos de alimentación del tablero y si hayalgún interruptor puede ser no automático.

11.1.13 El detector de tierra debe tener una luz piloto o instrumento de medición paraindicación de fallas a tierra en el sistema de control de potencia.

11.2 Circuitos de Control de Motores

11.2.1 Donde se usen arrancadores operados eléctricamente, el circuito de controlincluirá una estación local de control que esté a la vista y cerca del motor en ellado opuesto a la entrada del cable de potencia. El circuito de control incluirá losiguiente:

a. Para motores controlados por un dispositivo automático (tal como un suiche denivel), la estación de control local incluirá un suiche selector con tres posicionessostenibles e identificadas: MANUAL–PARADA–AUTOMÁTICO, y un botón dearranque que puede operar solo cuando el suiche selector esté en posiciónmanual. Deberá existir la previsión para colocar candado en la posición “Parada”.Otros arreglos para proporcionar control equivalente, deben ser revisados yaprobados por el Ingeniero de PDVSA.

b. Para otros motores, la estación de control local será del tipoARRANQUE–PARADA, y cuando sea especificada, la estación de control tendráprovisión de bloqueo en la posición de “PARADA”.

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c. Será provista protección de bajo voltaje para todos los motores que seanoperados con contactores eléctricamente enclavados, excepto que la protecciónde bajo voltaje sea provista para aplicaciones donde exista un rearranqueautomático después de una depresión o pérdida de voltaje de cualquier duraciónque no revista peligro para el personal ni ocasione daños al equipo. Talesaplicaciones deberán ser revisadas y aprobadas por el Ingeniero de PDVSA.

11.2.2 Los circuitos y estaciones de control para actuadores de válvulas con motoreléctrico designadas como EBV tipo C ó tipo D usados en servicio dedespresurización, deben cumplir lo siguiente:

a. El circuito de control apertura–cierre desde la sala de control (o caseta) deberáser conectado directamente al actuador de la válvula.

b. La estación de control local de apertura–cierre debe estar conectada en elactuador de la válvula, es decir, en paralelo con los circuitos de control de la salade control (o caseta).

c. No serán permitidos los selectores o suiches de control de desconexión en estoscircuitos de control.

d. Una placa de identificación será instalada en la estación de control local para cadaválvula de emergencia. La placa tendrá la siguiente inscripción (letras blancas enfondo rojo):

PRECAUCIÓNMOTOR 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):

PRECAUCIÓNPROTECCION CONTRA (... describir las condiciones) Eliminada cuando se opera en la posición ”MANUAL”

La posición MANUAL no eliminará las funciones de disparo tales como bajapresión de aceite o bajo flujo de agua de enfriamiento.

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11.2.4 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 deidentificación en la estación local. La placa llevará la siguiente inscripción (letrasblancas en fondo rojo):

PRECAUCIÓN EL MOTOR PUEDE ARRANCARSE DESDE LA ESTACIÓN

REMOTA. ASEGÚRESE QUE EL SUMINISTRO AL MOTOR ESTÉDESCONECTADO 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 delmotor se originan en un instrumento digital o un sistema de control programable,el contratista estandarizará un único tipo de contacto para el circuito de controldel motor a través del sistema remoto. Las propuestas deben ser aprobadas porel Ingeniero de PDVSA.

11.2.6 Las estaciones de control de “arranque/parada” para todos los motores seránconectadas de tal manera que la operación momentánea del botón de paradadetenga 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 seaen el diseño o por dispositivos de resguardo montados en campo. Si se oprimeun botón hasta el nivel del anillo que lo rodea y no actúa; esto constituye unresguardo adecuado. Excepto en la sala de control, en la cual el resguardopermitirá la operación intencional aún utilizando guantes.

11.2.9 Motores en equipos elevados, tales como enfriadores de aire tipo aleta oventiladores de torres de enfriamiento, deben ser controlados desde estacionesde control a nivel de piso, equipadas con luces pilotos. Las luces no sonrequeridas en locaciones donde la rotación de los ventiladores puede ser vistafácilmente 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 controlcumplirán 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 delmotor. 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 sercontrolado mediante un contacto auxiliar del contactor del motor. Loscalentadores serán desenergizados automáticamente cuando el motor estétrabajando y energizados automáticamente cuando el motor se para. El contactoauxiliar puede permanecer cerrado o ser puenteado automáticamente cuando elarrancador del motor esté en posición de prueba o extraído. Un interruptor dedesconexión manual debe ser provisto cerca del motor para desenergizar loscalentadores de espacio.

11.2.12 Las luces pilotos deben ser celdas de LED a menos que se especifique locontrario.

12 CENTROS DE POTENCIA PARA PARADAS DE PLANTAPROGRAMADAS

12.1 Centro de Potencia para Paradas de Planta

12.1.1 En Subestaciones que sirvan a unidades de proceso sujetas a interrupciónperiódica para mantenimiento y reparación, los servicios esenciales requeridosdurante dicha parada serán segregados de los servicios requeridos en operaciónnormal. Como ejemplos de cargas a ser servidas por estos centros de potenciay por centros de control de motores se mencionan los siguientes (ver Tabla 5):

TABLA 5. EJEMPLOS DE CARGAS SERVIDAS

CENTRO DE POTENCIA PARA PARADASDE PLANTA (TAPC – Turnaround Power

Center)

CENTRO DE CONTROL DEMOTORES

Iluminación Motores de equipos de procesosSoldadura Calentadores de procesosTomacorrientes de uso general DesaladoresElevadores y montacargas PrecipitadoresCargador de batería para tablero de potencia Motores de ventiladores en

transformadoresCalentadores de espacio del tablero depotencia

Suministro al cambiador de tomas entransformadores

Calentadores de espacio de motoresTrazas Eléctricas

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

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

12.1.2 En Subestaciones radiales el suministro de los centros de potencia para paradasde planta será radial. En Subestaciones con secundario selectivo y secundariospot network, el centro de potencia de parada de planta tendrá un suministroalterno con alimentadores separados desde cada barra principal, contransferencia manual y enclavamiento para evitar el paralelo de las barrasprincipales.

Nota: El centro de control de motores tipo modular, será usado para los centrosde potencia de parada de planta.

13 MEDICIÓN

13.1 Los medidores serán del tipo tablero de control analógico y/o digital con unaprecisión del 1% y con las características siguientes:

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

b. Los amperímetros y voltímetros de lectura rápida tendrán una longitud de escalade al menos 125 mm (5 pulg aproximadamente) (analógico).

13.2 En caso de instalar un voltímetro analógico, será provisto con un suiche selectorde 4 posiciones (1–2, 2–3, 3–1, apagado) en el tablero de potencia principal (ocentro de control, si no se usa tablero) de cada Subestación con una tensión de208 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 altaimpedancia, el suiche selector permitirá también la indicación de tensión de cadafase a neutro. El voltímetro irá conectado en:

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 detensión de entrada y de la barra. Se proveerán voltímetros en Subestacionesradiales que no tengan interruptores principales o interruptores de entrada.

c. En cada barra de las Subestaciones con secundario selectivo y secundarias spotnetwork 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 suicheselector 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 kVAo mayor, para indicar la carga de la Subestación. El rango de los amperímetrosdebe ser seleccionado en base a la máxima carga de diseño en vez de lacapacidad nominal del tablero principal. Los amperímetros serán conectados enel lado secundario cuando la Subestación tiene transformadores. En caso deinstalar amperímetros digitales, serán de tipo pulsador.

13.4 Se suministrará un medidor de demanda de kWh tipo digital en cada Subestaciónde 500 kVA o mayor. En Subestaciones con secundario selectivo y secundariasspot network, este medidor será una unidad de 4 estatores para totalizar las dosentradas. El intervalo de demanda será de 60 minutos si es posible, si no, usar30 minutos. Con la aprobación del Ingeniero de PDVSA, pueden usarse la sumade los Transformadores de corriente para suplir la información al vatímetroestándar. Excepcionalmente se permitirá el uso de medidores de demanda tipoanalógico previa consulta al Ingeniero de PDVSA.

13.5 Dispositivos RemotosDonde los transformadores de corriente alimenten dispositivos remotos, talescomo amperímetros y vatímetros montados en tableros de salas de control, espreferible que un transductor sea provisto en la ubicación del transformador decorriente para suplir una señal de bajo nivel para operar el dispositivo remoto.Dispositivos remotos pueden ser alimentados directamente desde lostransformadores de corriente solo con la aprobación del Ingeniero de PDVSA, ycuando sea así, las terminaciones secundarias de los transformadores decorriente deben ser identificadas mediante una placa legible de precaución. Unaplaca 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 blancasen fondo rojo):

PRECAUCIÓN POSIBILIDAD DE ALTA TENSIÓN EN LAS PUNTAS

TERMINALES DEL TRANSFORMADOR DE CORRIENTE SIES DESCONECTADO

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

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13.7 Los conductores secundarios de transformadores de potencial que alimentenmedidores remotos deben ser protegidos individualmente con fusibleslocalizados donde esté ubicado el transformador.

13.8 Cuando sea especificado, un registrador de perturbaciones del sistema depotencia será provisto para monitorear y registrar las condiciones del sistemaantes y después de la falla o perturbación del sistema. Los puntos y losparámetros a ser monitoreados deben ser especificados y/o aprobados por elIngeniero de PDVSA.

14 ALARMASLa ubicación de las alarmas, diferentes a las alarmas de la Subestacióndetalladas en esta especificación, serán las siguientes:

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

b. Las alarmas que supervisan equipos que sirven a dos o más plantas, estaránubicadas en la sala de control.

Una alarma de pérdida de presión se proveerá para cada edificación o ambientecon ventilación a presión positiva, de la forma siguiente:

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

b. El instrumento será instalado dentro del edificio o ambiente en paredes exterioresaproximadamente a 2 m (7 pies) sobre el nivel de piso. Se protegerá la aberturahacia el exterior a fin de minimizar el efecto del viento y prevenir la entrada deagua.

c. La alarma tendrá retardo suficiente para evitar la indicación durante pérdidasmomentáneas de la presión de aire, tal como ocurre cuando la puerta del edificiose abre para permitir la entrada o salida del personal.

14.1 Alarmas en Subestaciones

14.1.1 Se proveerán alarmas en los interruptores de enlace como se detalla acontinuación:

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

b. En cada Subestación secundaria spot network, para que indique anormalidadcuando el dispositivo de seccionamiento de la barra esté abierto, o no está enposición de operación.

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

14.1.3 Los transformadores de 500 kVA y mayores, estarán provistos de alarmas, comose detalla a continuación:

a. La alarma será accionada mediante contactos en el termómetro del líquido eindicará anormalidad cuando el transformador alcance su máxima temperaturade operación ONAN, tal como lo indica el termómetro.

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

14.1.4 Se proveerán alarmas de control para el tablero de potencia, como se detalla acontinuación:

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

1. Pérdida de C.A. en el Cargador de Batería

El dispositivo detector será conectado al lado de la carga del dispositivoprotector o suiche (incluidos los dispositivos internos para el cargador) máscercano 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 atierra del sistema de control.

c. Alarma de pérdida de la tensión de control accionada por contactos de relés desupervisión, energizados normalmente desde las barras principales de control ymontados dentro del tablero. Cuando sea especificado, un relé separado seráprovisto para cada celda en el tablero para monitorear separadamente el disparoy cierre de los circuitos de control de potencia e iniciar una alarma individual porpérdida de potencia. Los relés serán instalados en el lado secundario de losfusibles de control de potencia.

d. Una alarma común para relés de protección basados en microprocesadores yequipos similares, con contactos de alarma a prueba de falla segura controladospor temporizadores de vigilancia u otro tipo de autodiagnóstico.

e. Cada circuito alimentador de energía a los relés electrónicos debe tener sualarma.

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14.1.5 Se ubicará un anunciador o un grupo de alarmas en la Subestación, parasupervisar cada una de las condiciones de alarmas mencionadas de lasSubestaciones. El módulo de señalización o de alarma deberá ser de un tamañotal 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 serántipo enchufable.

b. Los sistemas de alarma serán del tipo falla–segura utilizando contactosdiseñados “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 cadagabinete anunciador.

e. Se debe proveer una alarma audible.

f. La secuencia de alarma del anunciador deberá cumplir lo establecido en la normaISA 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 delas alarmas de la Subestación, descritas en los puntos 14.1, 14.1.1 hasta 14.1.4y 14.2, si son aplicables. Después que una alarma ha sido iniciada y la alarmaindividual común en la sala de control ha sido reconocida, una alarma posterioren la Subestación, aun cuando la primera no haya sido reconocida, reiniciará laalarma en la sala de control.

14.1.8 Alarmas por detección de humo deben ser provistas para cada ambiente dentrode la edificación interna de una Subestación y dentro de Subestaciones al airelibre del tipo pasillo protegido. Alarmas individuales para cada cuarto, separadasde la alarma en el punto 14.1.7 de esta sección serán localizadas en la sala decontrol 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 enla Tabla 5. Estas alarmas serán localizadas en la sala de control a menos que seespecifique lo contrario.

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TABLA 6. REQUERIMIENTOS DE ALARMAS PARA MOTORES

Función de Alarma Alarma Requerida paraMotores Teniendo: Alarma Accionada por:

Alta temperatura de loscojinetes

Relés temperatura cojinetes Contactos del relé temperaturacojinetes. Una alarma individualdeberá ser provista para actuarsi opera uno o ambos relés

Alta temperatura deldevanado

Detectores de temperatura de laresistencia

Contactos en devanados queindican temperatura alcontrolador

Baja presión de aire (ogas)

Encerramiento presurizado delmotor, o conmutador presurizadoo encerramiento en anillosdeslizantes

Dispositivo sensor de flujolocalizado en el ducto delsuministro de aire

Baja presión de aire Encerramiento del motor conventilación forzada, conmutadorcon ventilación forzada oencerramiento de los anillosdeslizantes

Dispositivo sensor de flujolocalizado en el ducto delsuministro de aire

Alta presión de aire Filtros de aire Suiche de presión diferencial

Fuga de agua Encerramiento TEWAC conenfriador de dos tubos dentro delencerramiento del motor

Suiche flotador en bandejacolectora externa al motor parasensar el agua drenada desde eltubo anular

Flujo alto o bajo de agua Encerramiento TEWAC Dispositivo sensor de flujolocalizado en la línea desuministro de agua deenfriamiento del motor

Motor–apagado (Cuando se especifique). Contacto auxiliar del contactordel motor. Un segundo contactodel botón de parada del motorprevendrá la operación de laalarma cuando el motor seaparado desde su estación decontrol

Motor en funcionamiento (Cuando se especifique). Contacto auxiliar del contactordel motor

14.2.2 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 ybocina silenciosa.

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

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14.3 Alarmas para Actuadores de Motores de Válvulas de EmergenciaUna alarma será provista para cada barra remota que alimente a los actuadoresde motores para válvulas designadas como EBV tipo C o tipo D usadas paraaislamiento de emergencia, parada o liberar presión de servicios. La alarmasupervisará la tensión en barras y será activada por contactos del relésupervisorio normalmente energizado en la barra de la válvula y operará porpérdida de tensión. Las alarmas serán ubicadas en la sala de control.

15 SUMINISTRO PARA SOLDADURALos alimentadores para máquinas de soldar se dimensionarán para un factor dedemanda de 0,4.

15.1 Cajas Terminales para Soldadura

15.1.1 Las cajas terminales para soldadura serán proporcionadas de la manerasiguiente:

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

TABLA 7. CAJAS TERMINALES REQUERIDAS PARA MAQUINAS DE SOLDADURA

Terreno Número mínimo de cajas (1)

ft2 x 103 m2 Por Unidad de Area

Hasta 20 Hasta 1900 1

Por encima de 20hasta 60


1 por cada 20000 ft2 (1900 m2)



3 más 1 por cada 30.000 ft2 (2800 m2)por encima de 60.000 ft2

Por encima de 150 Por encima de 14000 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 mayoresserán 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 víasde acceso. El tendido anticipado de cables para máquinas de soldar CD noexcederá 60 m.

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b. Las cajas terminales para soldadura serán ubicadas en plataformas en lasestructuras de las unidades de proceso si la altura de las estructuras haceimpráctico el suministro a máquinas de soldar desde las cajas montadas a nivelde piso.

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

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

15.1.3 Las cajas terminales para soldadura proveerán suministro de C.A. trifásica paraalimentar los tableros portátiles de las máquinas de soldar vía cables temporales.Las cajas serán resistentes a la intemperie y provistas con terminales parapermitir conexiones de tipo zapata. El tamaño de la caja y el diseño de terminalesdejará 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 seaespecificado. Cuando sean requeridos para trabajos nuevos en plantasexistentes, los tomacorrientes serán provistos de acuerdo a los estándares dePDVSA (tales como tipo y número de catálogo, número de enchufes). Detallesserán proporcionados por el Ingeniero de PDVSA.

15.2.2 La ubicación de tomacorrientes para soldadura dentro del área de las unidadesde procesos seguirá los requerimientos de esta norma en cuanto a las cajasterminales para soldadura. Dos (02) tomacorrientes serán instalados en cadaubicación. El numero final y su ubicación será revisado por el Ingeniero dePDVSA.

16 TOMACORRIENTES DE USO GENERAL

16.1 Se proveerán tomacorrientes de uso general para luces portátiles y herramientaspara mantenimiento de instalaciones y equipos exteriores, como se detalla acontinuación:

a. Dentro de áreas en unidades de proceso, los tomacorrientes estarán ubicados aun 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 niveldel suelo o plataforma.

b. Fuera de las áreas de proceso donde el equipo o instalación es servido coniluminación permanente.

c. La cantidad final y la ubicación de los tomacorrientes será revisado y aprobadopor el Ingeniero de PDVSA.

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16.1.1 Los tomacorrientes de uso general serán monofásicos de C.A. y tendrán uncontacto separado para el polo de tierra en el enchufe. Los contactos de tierra enenchufes y tomacorrientes serán hechos de manera que este circuito conecte deprimero y abra de último.

La tensión de los tomacorrientes de uso general es de 120 V.

16.2 Los tomacorrientes de uso general en edificios serán provistos, según lorequerido, para alimentar el equipo eléctrico no servido directamente por elcableado permanente y para equipos eléctricos portátiles.

16.3 La selección del tipo de tomacorrientes se basará en lo siguiente:

a. El tipo será apropiado a la clasificación del área y la exposición almedio ambiente.

b. Instalación en Áreas Exteriores

Permitirá el uso de un tipo de enchufe para todos los tomacorrientes dependiendode la clasificación del área.

c. Para trabajos nuevos en plantas existentes, los tomacorrientes deben aceptar losenchufes existentes enPDVSA. Los detalles serán suministrados por el Ingenierode PDVSA.

16.4 Los tomacorrientes en áreas exteriores cumplirán con lo siguiente:

a. Los enchufes tendrán contactos cubiertos de manera que éstos permanezcanencerrados hasta que el circuito esté desconectado.

b. Los enchufes se mantendrán en posición conectada mediante anillos de cierre,girándolos sobre sí mismos o su equivalente.

c. Los arcos que resulten de la interrupción de cargas se contendrán mediantealguna de las formas siguientes. Se suministrará un interruptor de enclavamientocon o como parte del receptáculo, de manera que el enchufe pueda ser insertadoo sacado sólo con la carga desconectada. Alternativamente, el enchufe y elreceptáculo pueden incorporar en los contactos principales un diseño para laextinción del arco, que no permitirá que el enchufe salga hasta que el arcodesaparezca completamente.

n-203. diseÑo de sistemas de potenciapdf

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