n-252

PDVSA N° TÍTULO

REV. FECHA DESCRIPCIÓN PAG. REV. APROB. APROB.

APROB. FECHAAPROB.FECHA

VOLUMEN 4–I

� PDVSA, 1983

N–252 ESPECIFICACIÓN GENERAL PARA EL DISEÑO DEINGENIERÍA ELÉCTRICA

APROBADO

Luis Tovar Loumary CarrascoJUN.08 JUN.08

ESPECIFICACIÓN DE INGENIERÍA

JUL.96

JUN.08 C.E

L.T.

1

0

REVISIÓN GENERAL 38

33

L.T.

E.J.

L.C.

A.N.

MANUAL DE INGENIERIA DE DISEÑO

ESPECIALISTAS

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REVISION FECHA

MANUAL DE INGENEIRÍA DE DISEÑO

ESPECIFICACIÓN GENERAL PARAEL DISEÑO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA JUN.081

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.Menú Principal Indice manual Indice volumen Indice norma

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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

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Índice1 OBJETIVO 4. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

2 ALCANCE 4. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

3 REFERENCIAS 4. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.1 COVENIN – Comité Venezolano de Normas Industriales 4. . . . . . . . . . . . . 3.2 American Standards 5. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.3 International Standards 6. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.4 PDVSA – Petróleos de Venezuela, S.A. 6. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

4 DEFINICIONES 7. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.1 Alta Tensión (HV) 7. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.2 Áreas Peligrosas 7. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.3 Baja Tensión (LV) 7. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.4 Capacidad de Reserva 7. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.5 Capacidad de Respaldo 7. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.6 Capacidad Firme 8. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.7 Certificado 8. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.8 Contratista 8. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.9 Controlgear 8. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.10 Depresión Temporal de Voltaje (SAG) 8. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.11 Media Tensión (MV) 8. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.12 Propietario 8. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.13 Servicio Esencial 8. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.14 Servicio Vital 8. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.15 Subestación 8. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.16 Subestación con Secundario Selectivo 9. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.17 Subestación de Distribución 9. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.18 Subestación de Planta 9. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.19 Subestación de Planta de Generación 9. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.20 Subestación Mallada 9. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.21 Subestación para Exteriores 9. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.22 Subestación para Interiores 9. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.23 Subestación Principal 9. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.24 Switchgear 9. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.25 Tropicalizado 10. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

5 SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS 10. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

6 SEGURIDAD, CONFIABILIDAD Y EFICIENCIA 10. . . . . . . . . . . . . . . .

7 DISEÑO DE SISTEMAS ELÉCTRICOS 11. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7.1 Información Básica 11. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

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7.2 Niveles de Tensión 11. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7.3 Variaciones en la Tensión de Alimentación 11. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7.4 Factor de Potencia del Sistema 12. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7.5 Capacidad de Alimentación 13. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7.6 Rangos de Corto Circuito 13. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7.7 Protección Eléctrica y Control 13. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7.8 Sistema de Puesta a Tierra 18. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7.9 Instalaciones de Suministro Eléctrico para Control de Procesos y Sistema de

Seguridad 19. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

8 REQUERIMIENTOS DE DISEÑO Y SELECCIÓN PARA EQUIPOS,CABLES E INSTALACIONES 20. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8.1 Switchgear 20. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8.2 Transformadores 23. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8.3 Motores Eléctricos 25. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8.4 Cables 27. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8.5 Iluminación 29. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8.6 Tomacorrientes 30. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8.7 Equipos de Medición 30. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8.8 Puesta a tierra 31. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8.9 Subestaciones 32. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

9 PROTECCIÓN CONTRA FUEGO EN SUBESTACIONES 33. . . . . . . . 9.1 General 33. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9.2 Requerimientos Obligatorios 33. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

10 UNIDADES DE SUMINISTRO DE POTENCIA 34. . . . . . . . . . . . . . . . . .

11 EVALUACIÓN ECONÓMICA DE LAS PÉRDIDAS 34. . . . . . . . . . . . . .

12 DOCUMENTOS Y PLANOS 35. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

13 ANEXOS 35. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

ANEXO A VOLTAJE NOMINAL VOLTAJE DE SERVICIO 36. . . . . . . . . .

ANEXO B SUBESTACIONES SECUNDARIAS SELECTIVAS CONTRANSFERENCIA AUTOMÁTICA AJUSTE Y COORDINACIÓNDE EQUIPOS DE PROTECCIÓN 37. . . . . .

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1 OBJETIVOEstablecer los requerimientos técnicos mínimos para el diseño de ingenieríaeléctrica, clasificación de áreas eléctricas, puesta a tierra y sistemas deiluminación.

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

3 REFERENCIASEl diseño e ingeniería de las instalaciones eléctricas será basado en códigos ynormas Venezolanas. Donde sea necesario el uso de códigos, prácticas oestándares internacionales, es responsabilidad de la contratista asegurarse deque los Estatutos de las Normas Venezolanas sean aplicadas si las mismasresultasen más exigentes.

En caso de contradicciones, regirán los requerimientos de ésta especificación.Los códigos y especificaciones listadas a continuación deben constituir losmínimos requerimientos.

3.1 COVENIN – Comité Venezolano de Normas Industriales200 Código Eléctrico Nacional (similar a NEC / ANSI / NFPA – 70).548–71 Recomendaciones para clasificar las áreas destinadas a

instalaciones eléctricas en refinerías de petróleo.559 Recomendaciones para clasificar las áreas destinadas a

instalaciones en los sistemas de tuberías para transportarpetróleo y gas.

603 Recomendaciones para clasificar las áreas destinadas ainstalaciones eléctricas en instalaciones de producciónpetrolera.

734 Código Nacional de Seguridad de Instalaciones de Suministro deEnergía Eléctrica y de Comunicaciones, (Basado en NationalElectrical Safety Code ANSI C2).

2249 Iluminaciones en Tareas y Áreas de Trabajo541 Alambres y Cables Aislados para Distribución de Energía

Eléctrica hasta 2.000 V y cables de control.529 Alambres y Conductores de Cobre Desnudos.

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3.2 American StandardsNEMA – National Electrical Manufacturers AssociationC 84.1 Electric Power Systems and Equipment – Voltage Ratings (60

Hz).MG–1 Motors and Generators.WC 70 Standard for Nonshielded Power Cables Rated 2.000 volts or

less for the Distribution of Electrical EnergyWC 74 5–46 kV Shielded Power Cable for use in the Transmission and

Distribution of Electric EnergyIEEE STD – Institute of Electrical and Electronics EngineersC2 National Electrical Safety Code.C37.2 Standard Electrical Power System Device Function Numbers.C57.12.00 Standard General Requirements for Liquid Immersed

Distribution, Power, and Regulating Transformers.C57.12.10 Transformers – 230 kV and Below 833/958 through 8333/10417

kVA, Single–Phase, and 750/862 through 60000/80000/100000kVA, three–phase without Load tap Changing; and 3750/4687through 60000/80000/100000 kVA, with Load tap Changing –Safety Requirements.

979 Guide for Substation Fire Protection.Y32.9 Graphic Symbols for Electrical Wiring and Layout Diagrams.519 Recommended Practices and Requirements for Harmonic

Control in Electrical Power Systems.Std. 841 Standard for Petroleum and Chemical Industry – Severe Duty

Totally Enclosed Fan Cooled (TEFC) Squirrel Cage InductionMotors – Up to and including 500 HP.

C.37.20.2 Standard for Metal–Clad Switchgear.C.37.20.1 Standard for Metal–Enclosed Low–Voltage Power Circuit

Breaker Switchgear.ICEA – Insulated Cable Engineers AssociationP–32–382 Short–Circuit Characteristics of Insulated Cable.P–45–482 Short–Circuit Performance of Metallic Shielding & Sheaths.API – American Petroleum InstituteRP 500 Recommended Practice for Classification of Locations for

Electrical Installations at Petroleum Facilities.Standard 541 Form – Wound Squirrel Cage Induction Motors – 250 Horse

Power and Larger.NFPA National Fire Protection Association.

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70 National Electrical Code (National Fire Codes, vol.3).

72 National Fire Alarm Code.

AEIC – Associations of Edison Illuminating Commission

CS5 Specifications for Cross – Linked Polyethylene InsulatedShielded Power Cables Rated s Through 46 kV.

3.3 International Standards

IEC International Electrotechnical Commission

60076 Power Tansformers.

60158 Low Voltage Controlgear.

60255 Single Input Energizing Quantity Measuring Relays withDependent Specified Time.

60529 Degrees of Protection Provided by Enclosures (IP Codes).

60549 High – Voltage Fuses for the External Protection of Shunt PowerCapacitors.

60417 Graphical Symbols for use on Equipment.

60947 Low–voltage switchgear and controlgear.

3.4 PDVSA – Petróleos de Venezuela, S.A.

GE–211 Conjunto de Generador Eléctrico de Respaldo con Motor Diesel.

HA–201 Criterios de Diseño para Sistemas de Protección Catódica.

JA–221 Diseño Antisísmico de Instalaciones Industriales.

L–STE–017 Coordinación Mécánica (Requisitos para la Interrelación de laSección Eléctrica y Mecánica).

L–STE–018 Planos de Diseño Eléctrico (General).

L–STE–019 Procedimiento para la Revisión de Planos de Diseño Eléctrico.

L–STE–020 Procedimiento para la Estimación de Costos de ObrasEléctricas.

N–201 Obras Eléctricas.

N–241 Instalación de Conductores y cables en tuberías y Bandejas.

N–242 Instalaciones Eléctricas y Ensayos.

SD–251 Site Data.

IR–E–01 Clasificación de Áreas.

IR–M–01 Separación entre Equipos e Instalaciones.

IR–I–01 Sistema de Detección y Alarma de Incendio.

90619.1.050 a .064 Guías de Ingeniería Eéctrica.

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Los equipos y materiales eléctricos deben ser diseñados, producidos y probadossegún las especificaciones exigidas por PDVSA, en su defecto deben cumplir conlos estándares y regulaciones vigentes en el país del fabricante. En general, lasespecificaciones de la IEC deben regir sobre los equipos producidos fuera deEEUU, mientras que los códigos ANSI y NEMA deben regir sobre los productosfabricados en EEUU.

Los símbolos de equipos eléctricos deben ser según la norma IEC–60417. Laidentificación por códigos literales o por códigos numéricos debe ser bajo elcódigo IEEE STD C37.2.

El sistema de unidades SI debe ser utilizado en el diseño. Para motores lapotencia debe ser indicada en kW y HP.

Los equipos e instalaciones eléctricas deben ser tropicalizadas y adecuadas paralas condiciones atmosféricas especificadas:

– Altitud.– Humedad.– Temperatura ambiente.– Atmósfera.– Condiciones sísmicas, de acuerdo a la norma PDVSA JA–221.

4 DEFINICIONES

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

4.2 Áreas PeligrosasSon todas las áreas en las que existe, o en las que se espera que puedan estarpresentes atmósferas explosivas en proporciones suficientes como para requerirprecauciones especiales durante la construcción, instalación y el uso de aparatoseléctricos.

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

4.4 Capacidad de ReservaCapacidad provista con el propósito de reemplazar a aquella que pudiese serretirada de servicio debido a circunstancias planificadas o imprevistas.

4.5 Capacidad de RespaldoEs la diferencia entre la capacidad firme y la carga pico.

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4.6 Capacidad FirmeEs la diferencia entre capacidad instalada y la capacidad de reserva.

4.7 CertificadoDocumento emitido por una autoridad reconocida, en el que se certifica que dichaautoridad ha examinado un determinado producto y han realizado las pruebas yensayos necesarios, para cumplir con los estándares relevantes de calidad paraese tipo de producto.

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

4.9 ControlgearEquipo eléctrico de tracción en el cual los cambios de conexión se efectúan pormedio de un combinador.

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

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

4.12 PropietarioEs la Parte que inicia el proyecto y que en definitiva cubre los costos del diseñoy de la construcción. Se entenderá como: PDVSA, sus filiales, Empresa Mixta osu representante.

4.13 Servicio EsencialTodo servicio que, en caso de falla, afectará la continuidad, la calidad o la cantidaddel producto.

4.14 Servicio VitalTodo servicio que en caso de falla , puede provocar una condición insegura delproceso y/o las instalaciones eléctricas; poner en riesgo la vida del personal, ocausar daños mayores a las instalaciones.

4.15 SubestaciónConjunto de equipos instalados en determinado sitio, incluyendo lasedificaciones necesarias, cuyo objeto es convertir o transformar energía eléctricay permitir la conexión entre dos o más circuitos.

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4.16 Subestación con Secundario SelectivoEs aquella subestación que consta de dos barras, cada una de las cuales estáalimentada por un interruptor de entrada en posición normalmente cerrado y queestán conectadas entre sí por medio de un interruptor de enlace normalmenteabierto.

4.17 Subestación de DistribuciónUna subestación utilizada principalmente para alimentar varias estaciones deplantas.

4.18 Subestación de PlantaUna subestación utilizada principalmente para alimentar a una instalación deproceso.

4.19 Subestación de Planta de GeneraciónUna subestación que tiene conectados generadores y alimentadores.

4.20 Subestación MalladaEs aquella subestación alimentada por dos o más fuentes y en la quenormalmente se divide la carga de la misma en paralelo.

4.21 Subestación para ExterioresAquella subestación en la que los equipos están protegidos por un cerramientoa prueba de intemperie (construcción estándar para exteriores).

4.22 Subestación para InterioresAquella subestación conformada por equipos de uso interior, instalados dentrode una edificación construida en campo.

4.23 Subestación PrincipalUna estación destinada a la conexión entre un sistema de potencia o dedistribución de una unidad de proceso y un sistema de abastecimiento eléctricoexterno.

4.24 SwitchgearEs un término general para un dispositivo de interrupción y está asociado condispositivos de control, medición, protección y regulación. Dicho dispositivo estambién conocido como: Celda, Tablero de Potencia, Tablero de DistribuciónConmutador y Dispositivo de Distribución.

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4.25 TropicalizadoPreparación y adaptación de equipos o aparatos para evitar averías debido a laacción del clima tropical.

5 SÍMBOLOS Y ABREVIATURASNO (Normaly Open)Normalmente Abierto.NC (Normaly Closed) Normalmente Cerrado.ONAN (Oil Natural Air Natural) Refrigeración con aceite y ventilación

natural para transformadores.ONAF (Oil Natural Air Forced) Refrigeración con aceite y ventilación

forzada para transformadores.SAG Depresión Temporal de Voltaje.TDRM (Time Delayed Restart Module) Relé de rearranque con retardo.ERM (External Relay Module) Módulo de relé externo.UPS (Uninterruptable Power Supply) Suministro de Potencia

Ininterrumpible.In Corriente Nominal.IDMT (Inverse Definite Minimum Time) Curva de Tiempo Mínimo

Inverso Definido.BIL (Basic Isolation Level) Nivel Básico de Aislamiento.

6 SEGURIDAD, CONFIABILIDAD Y EFICIENCIA6.1 Las instalaciones eléctricas deben ser diseñadas para garantizar la seguridad del

personal y de las operaciones bajo todas las condiciones de operación,inspección y mantenimiento, incluyendo aquellas asociadas con la puesta enmarcha y las paradas de las plantas y equipos.

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

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

6.4 Los aislantes y materiales dieléctricos utilizados en todos los equipos eléctricosdeben estar libres de sustancias tóxicas y contaminantes, tales como BifenilosPoliclorados (PCB).

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

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

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

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

6.9 Las salas de control deben estar situadas en áreas no peligrosas. En general elequipo eléctrico debe estar lo más alejado posible de las áreas peligrosas yclasificadas.

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

7 DISEÑO DE SISTEMAS ELÉCTRICOS

7.1 Información Básica

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

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

7.2 Niveles de TensiónLos niveles de tensión deben especificarse de acuerdo a la norma ANSI C84.1.

7.3 Variaciones en la Tensión de Alimentación

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

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

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proceso. 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.

7.3.3 Las desviaciones y variaciones de los perfiles de tensión en equipos de planta,deben ser según lo indicado a continuación:

– Condiciones de estado estable: � 5% .

– Arranque o rearranque de un motor o grupo de motores debe estar entre �20%.

– Caídas de tensión instantáneas de máximo 20% no deben afectar lasoperaciones de planta.

– Para caídas de tensión mayores a 20% con una duración máxima de 0,2segundos, 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.

7.3.4 La distorsión armónica de tensión y corriente debe ser según lo indicado en IEEESTD 519.

Los límites de distorsión armónica de tensión, en porcentaje son los siguientes:

TABLA 1. LIMITES 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 lamagnitud y/o forma de la onda de tensión deben contar con un alimentador depotencia debidamente estabilizado.

7.4 Factor de Potencia del Sistema

El factor de potencia de la carga de todo el sistema no debe ser menor a 0,9 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.

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7.5 Capacidad de Alimentación

7.5.1 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.

7.5.2 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.

7.5.3 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.

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

7.6 Rangos de Corto Circuito

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

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

7.6.3 El rango de cortocircuito de los switchgears de LV se diseñará según la normaPDVSA 90619.1.053 del manual Ingeniería de Diseño PDVSA. Para subestaciónsecundaria selectiva de Media y Baja tensión, los rangos de cortocircuito seráncalculados con una línea de entrada al interruptor cerrado y el interruptor deenlace.

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

7.7 Protección Eléctrica y Control

7.7.1 General

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

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b. El ajuste de parámetros de los relés de protección estarán basados en un estudiode las condiciones de falla para las cuales el sistema de protección ha sidoincorporado. El sistema de protección debe ser selectivo y los ajustescoordinados de tal forma, que se cuente con una protección de respaldo en casode falla del sistema o dispositivo primario de protección.

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

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

e. Los relés de protección deben tener dos contactos NO, un contacto serácableado directamente al circuito de la bobina de disparo y el otro a un relé debloqueo (lock–out 86). Un contacto NC del relé de bloqueo (86) será conectadoen serie con la bobina de cierre (permisivo); adicionalmente, un contacto NO delrelé de bloqueo (86) será usado para repetir la señal de disparo hacia elinterruptor automático o contactor.

El Relé de frecuencia (81) y relé de LV (27) no debe ser cableado al relé debloqueo (86).

7.7.2 Protecciones para Generadores

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

a. Dispositivos de Protección

El generador debe contar, por lo menos, con las siguientes protecciones:

– Contra Cortocircuito entre fases.– Contra Cortocircuito entre fase y tierra.– Contra cortocircuito entre espiras de la misma fase y fases abiertas.– Protección diferencial.– Contra sobrecalentamiento del estator.– Contra sobretensiones.– Contra cortocircuito a tierra del campo.– Contra sobrecalentamientos del rotor.– Contra pérdida de excitación.– Contra sobreexcitación.– Protección de respaldo–fallas externas al generador.– Protección contra efecto motorizante o potencia inversa.– Contra cargas desbalanceadas.

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– Contra polos deslizantes.– Contra sobrecorriente.– De control de voltaje.– De falla a tierra.– Contra baja frecuencia.– Protección temporizada de falla a tierra.– Protección y disparo por vibración de turbina.– Contra sobrevelocidad.– Temperatura en rodamientos.En caso de requerirse protección adicional es recomendable el uso del códigoIEEE STD C37.102.

b. Alarmas en equipos

Debe contar como mínimo con alarmas contra:

– Rotor con falla a tierra.– Sobretemperatura del estator (a través termopares integrados).– Sobretemperatura de rodamientos.– Vibración.– Temperatura y humedad de aire de enfriamiento.– Falla de sincronización.– Regulador de voltaje automático.– Alarmas para equipos de protección indicadas en la sección 7.7.2.a.

7.7.3 Protección de Switchgear

a. Las Subestaciones principales de 115/69 – 34,5 kV, deben estar protegidas porprotección diferencial de barra, en ambos niveles de tensión de acuerdo con lasexigencias de PDVSA.

b. Los dispositivos de protección de falla a tierra y cortocircuito, deben estarconectados al terminal remoto de los circuitos de alimentación del tablero deentrada, los mismos servirán como protección de las barras en caso de falla ycomo respaldo de protección del tablero de salida.

c. La capacidad de corriente de corta duración debe ser de tres (3) segundos paratableros de HV y MV, y de un (1) segundo para tableros de LV.

7.7.4 Protección para Transformadores de Potencia

a. Los transformadores de potencia (Δ Y) deben ser controlados y protegidos en elprimario por interruptores de línea en conjunto con relés de protección decortocircuito entre fases y falla a tierra. Las protecciones de cortocircuitos entrefases, deben estar formados por relés temporizados de sobrecorriente, en casode fallas en el secundario, y en caso de fallas en el primario que actúen de formainstantánea.

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La protección de falla a tierra del circuito primario debe ser por un relé de corrienteresidual, que deben ajustarse para lograr el despeje de la falla en el menor tiempoposible.

b. Los transformadores de potencia con 480 V en el devanado secundario debentener relés EIDM (Relé de Tiempo Extremadamente Inverso) tipo C, según lanorma IEC 60255.

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

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

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

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

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

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

7.7.5 Protección de Capacitores

Los bancos de capacitores HV deben comprender de unidades (capacitores)equipadas individualmente con fusibles. Los fusibles deben cumplir con loestablecido en IEC 60549 y deben ser de fácil acceso para su inspección yreemplazo. Los bancos de capacitores que excedan 1.000 kVAr deben estarconectados en doble estrella con protección desbalanceada monitoreando losvotajes de punto estrella, o con protección de corriente diferencial a través de lasdos mitades del banco. La falla de un capacitor debe interrumpir el banco y activaruna indicación de alarma. De ser recomendado por el fabricante, interruptores desobrepresión deben ser conectados a las unidades del capacitor HV parainterrumpir el banco de ser necesario.

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Los capacitores individuales deben estar controlados por contactores,interruptores de circuito o por aplicaciones LV mediante interruptores equipadoscon fusibles. Los interruptores deben ser aprobados para este uso por elfabricante. Ellos deben ser estimados para al menos 1,5 veces la corrientenominal, y deben ser capaces de soportar sobrecargas de hasta 100 veces lacorriente nominal.

Los bancos de capacitores controlados por contactores o interruptores debenestar protegidos mediante fusibles. En el caso de control por interrupción delcircuito, falla de fase y falla a tierra deben proveerse relés de protección. Enaquellos casos donde un capacitor esté conectado en paralelo con un motoreléctrico, debe porporcionarse un solo interruptor y relés asociados y/o fusiblesque controlen y protejan tanto el motor como el capacitor.

7.7.6 Protección para motores asíncronos de inducción

a. Los motores de inducción asíncronos deben ser conectados a través de uninterruptor directamente a la línea, otros métodos deben ser aprobados porPDVSA.

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

c. Los motores de media tensión deberán ser protegidos de la siguiente manera:

– Protección por bajo voltaje: Un relé instantáneo de bajo voltaje en cada barra(rango 70/100% del voltaje nominal). Cada arrancador deberá operarconjuntamente con un relé de bajo voltaje temporizado (rango de 0,1 a 5 s) óuno de tiempo inverso para cada motor. Esta protección debe estar sujeta ala regulación de voltaje del Centro de Control de Motores.

– Protección por corto circuito: Motores controlados por contactores deben serprotegidos por fusibles limitadores de corriente con detección de pérdida defase. Motores controlados por interruptores deben ser protegidos por relés desobre corriente.

– Protección instantánea por falla a tierra. (Adecuado para sistemas puestos atierra).

– Protección térmica por sobrecarga.– Protección por desbalance de cargas.– Detección y alarma de alta temperatura en rodamientos.– Protección de rotor bloqueado.– Detección y alarma de temperatura en bobinas del estator en motores

mayores de 1.500 kW (2.000 HP).

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Los motores de MV deberán ser protegidos con relés multifuncionales quecumplan con los requerimientos arriba indicados, usando electrónica.

Los motores de LV deben ser protegidos de la siguiente manera:

– Protección por cortocircuito usando interruptores de caja moldeada.– Protección térmica por sobrecarga con detección de pérdida de fase.– Protección por fugas de corriente a tierra para motores mayores de 30 kW (40

HP), y en aquellos de menor capacidad donde la protección por corto circuitode fase no coordina aguas arriba con la protección por fallas a tierra.

– Rearranque automatizado para motores con cargas esenciales.

7.7.7 Protección del Cable de Alimentación

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

b. Los alimentadores duales de 34,5 kV por canalizaciones subterráneas debenposeer protección diferencial.

7.7.8 Protección de líneas aéreas

a. Las líneas aéreas para la distribución primaria de alimentadores deben sercontroladas y protegidas por interruptores automáticos, relés de cortocircuito defase y relés de falla de tierra.

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

7.7.9 Protecciones para Tomacorrientes de Potencia y Servicio (uso general)

Cada tomacorriente de potencia y servicio operando a Baja Tensión, debe contarcon dispositivos de protección de cortocircuito entre fases y protección decorriente de fuga a tierra. La corriente residual debe ser menor de 30 mA paratomacorrientes monofásicos y 500 mA para tomacorrientes trifásicos depotencia.

7.8 Sistema de Puesta a Tierra

7.8.1 Sistemas con Neutro sólidamente puesto a tierra

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

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a. 120/240 V monofásicos, tres hilos

b. 208Y/120 V, trifásicos, cuatro hilos.

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

d. 480Y/277 V, trifásico, cuatro hilos usados para alimentar cargas de iluminaciónde 277 V. Cuando el sistema 480Y/277 V, trifásico, cuatro hilos, es usado paraalimentar cargas de iluminación, deben usarse transformadores separados paraeste servicio en lugar de combinar el servicio con las cargas de motores.

El uso de sistemas con neutros sólidamente puestos a tierra para circuitos demotores y otros circuitos de suministro de potencia, está generalmente limitadoa un nivel de tensión de 480 V y debe ser considerado cuando dichas cargas nosean partes de procesos continuos críticos.

7.8.2 Sistemas con neutro puestos a tierra de baja resistencia

Deben usarse sistemas con neutro puestos a tierra de baja resistencia en todadistribución de media tensión donde equipos rotativos mayores sean conectadosdirectamente al sistema.

Esto generalmente aplica a niveles de 4,16 kV; 13,8 kV y 34,5 kV.

El valor de resistencia del resistor es generalmente calculado para limitar lacorriente de falla a tierra a un valor de 400 A, sin embargo en algunos casospuede seleccionarse 600 A u 800 A.

7.8.3 Sistemas con neutro puestos a tierra de alta resistencia

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

7.8.4 Sistemas Eléctricos No Puestos a Tierra

No deben instalarse sistemas no puestos a tierra en las nuevas instalaciones. Elreemplazo adecuado es un sistema puesto a tierra de alta resistencia.

7.9 Instalaciones de Suministro Eléctrico para Control de Procesos ySistema de Seguridad

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

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7.9.2 La alimentación eléctrica para equipos de control de procesos deben estarprovistos de sistemas UPS. El sistema UPS debe ser completamenteredundante, es decir, contar con el doble de la capacidad requerida. Laalimentación eléctrica para sistemas de seguridad deberá ser tomada de unafuente de alimentación DC. Dos (2) unidades deben ser instaladas y conectadasen paralelo. La alimentación AC para la fuente DC deberá ser tomada desde launidad UPS. Si el sistema de seguridad es una parte integral del sistema decontrol de procesos, los requerimientos deben ser considerados por el sistemaUPS.

8 REQUERIMIENTOS DE DISEÑO Y SELECCIÓN PARAEQUIPOS, CABLES E INSTALACIONES

8.1 Switchgear

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

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

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

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

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

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8.1.6 Para subestaciones que hacen servicio a Unidades de Procesos sujetas aapagados y encendidos periódicos para mantenimiento y reparación, el servicioesencial requerido durante el apagado debe ser segregado del servicio durantela operación normal. (Ver PDVSA N–201). El Centro de potencia de retornodeberá tener un alimentador alterno desde cada barra principal con transferenciamanual y dispositivo de bloqueo en contra la puesta en paralelo de las barrasprincipales.

8.1.7 El revestimiento metálico de los switchgear de MV debe cumplir con IEEE STDC37.20.2 “Standard for Metal–Clad Switchgear”. Los switchgear de LV deben serde cerramiento metálico en concordancia con IEEE STD C37.20.1 “Standard forMetal–Enclosed Low–Voltage Power Circuit Breaker Switchgear”.

8.1.8 El Switchgear debe ser de compartimentos de lámina de acero tipo modular, conláminas de acero de calibre mínimo de 12 (2,75 mm) en un marco de aceroestructural, montaje en piso y auto–soporte con un grado de protección total, nomenor al establecido en NEMA 12 ó IEC 60529 sin usar el piso como parte delcerramiento. Centros de Control de Motores y switchgears del tipo back to backson aceptados con la aprobación de PDVSA. Las empacaduras de las puertasno deben ser engomadas ni absorbentes.

8.1.9 El sistema de barras MV y LV, debe estar aislado para la extensión más prácticay su arreglo de conexión debe ser libre de fallas. Los contactores e interruptoresautomáticos de MV y LV deben ser de tipo extraíble, con excepción de switchgearde gas aislado. Los contactores de media tensión deben ser de tipo enganchable.Los Centros de Control de Motores de baja tensión deben ser una combinacióndel Interruptor automático de protección del motor y el contactor al aire o al vacío.

8.1.10 El medio de extinción del arco en interruptores de 115 y 69 kV debe ser SF6, ypara interruptores para un nivel de tensión menor o igual a 34,5 kV, debe ser vacíoo SF6. Los interruptores automáticos de LV deben ser en aire. Los contactoresde LV deben ser en aire operado electromagnéticamente, de tipo retención. Losinterruptores de MV deben ser del tipo motor cargado por resorte.

8.1.11 Los contactores deben ser capaces de interrumpir la corriente de rotor bloqueadodel motor (NEC 430–82) de acuerdo con NEMA o la categoría AC4 según IEC60947. Los Arrancadores deben ser de 100% el voltaje nominal, no–reversible,velocidad única, tipo combinación. Arrancadores suaves o de voltaje reducidopueden ser usados con aprobación de PDVSA.

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

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8.1.13 Cada arrancador de LV debe estar provisto de una base completamentecableada para conectar un Módulo de Reinicio Electrónico enchufable tipo ERMo TDRM para un reinicio inmediato o con retardo de los motores después de SAGo interrupción de voltajes principales, de manera que concuerde con el párrafo7.3.2. Adicionalmente, todos los arrancadores de motores críticos deben estarprovistos con relés ERM.

8.1.14 Los dispositivos de conmutación de enganche deben estar provistos con lucespiloto de desconexión para supervisar la condición de circuito de interrupción(Tripping). Todos los interruptores y arrancadores deben estar provistos conluces piloto, verdes y rojas, para indicar operaciones de apertura y cierre, y debenestar provistos con controladores de calentamiento de espacio, en caso decondiciones ambientales desfavorables.

8.1.15 Las subestaciones de 500 kVA o mayores deben contar, por lo menos, conequipos de medición de consumo de corriente (A), energía activa (Wh) y potenciaaparente (VA).

8.1.16 Cada arrancador de motores de MV debe tener un horímetro y un contador dearranques. Todos los interruptores de MV deben tener incorporado un contadorde operación mecánico.

8.1.17 En las secciones verticales se debe instalar un máximo de un interruptor de MVo un contactor. Para instalar dos en una misma columna se necesita laaprobación de PDVSA. Un Arrancador de motor de respaldo (Equipado) debe sersuministrado en cada sección de la barra de 4.160 V. Por lo menos uncompartimento de respaldo y uno vacío, deben ser suministrados en cada barrade 480 V del centro de distribución de potencia.

Los siguientes arrancadores de motores 480V de respaldo y espacios deben serincluidos en cada centro de control de motor:

Tamaño NEMA Respaldo Espacio

1 – 2 5% 5%

3 y Mayor 1 Unidad 1 Unidad

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

8.1.19 Los componentes de los switchgear deben estar estandarizados.

8.1.20 La Alimentación de Control debe ser como se indica a continuación:

Interruptores de Media Tensión:

– 120 V ac para los motores cargados por resorte.

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– 125 V dc para cierre.– 125 V dc para interrupción.Una unidad de alimentación dc (para cierre e interrupción), conformada por unaunidad rectificadora y una unidad de batería, deberá ser instalada para cadasección del switchgear con medios de conmutación. El rectificador deberá seralimentado por 120 V ac tomados desde el transformador de voltaje de la secciónconcerniente a medios de conmutación.

Los contactores de enganche de media tensión: 120 V ac para cierres tomadosdesde su propio transformador de voltaje 125 V dc para interrupción tomadosdesde las unidades dc.

Los contactores de baja tensión: 120 V ac para cerrado desde el transformadorprovisto separadamente en cada arrancador.

Los Interruptores de baja tensión: (interruptores de entrada y conexión de barra).Como los Interruptores de media tensión mencionados arriba.

8.2 Transformadores

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

8.2.2 Los transformadores de potencia para subestaciones deben ser del tipointemperie, sumergido en aceite, 65 °C temperatura de operación (IEEE STDC57.12.00 y C57.12.10), el cambiador de tomas en el primario debe contar concuatro posiciones: dos de 2,5% por debajo y dos de 2,5% por arriba del voltajenominal y ser operado de forma externa, a menos que se especifique lo contrario,previa aprobación por parte de PDVSA. Los transformadores deben ser enfriadosnaturalmente por medio de radiadores montados integralmente.

Los transfomadores de capacidades iguales o mayores de 750 kVA deben tenerprovisiones para futuras instalaciones de ventiladores de enfriamientoautomático. Éstas no incluyen el suministro de los ventiladores y sus fuentes dealimentación.

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

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

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8.2.5 Para los transformadores inmersos en aceite, se deben usar aceites producidoslocalmente, aprobados por COVENIN, o equivalentes aprobados por el ingenierode PDVSA. No son aceptados aquellos aceites que contengan BifenilosPoliclorados (PCB).

8.2.6 Las clases y los (BIL) deben ser como se especifica en el código IEEE STDC57.12.00. La clase de aislamiento de los aisladores pasatapas debe ser mayoro igual que el del terminal de la bobina a la cual se conecta.

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

8.2.8 En las subestaciones principales, cuando se especifique, los transformadoresdeben estar equipados con cambiadores de tomas trifásicos, bajo carga quevaríen entre 10% del voltaje nominal. El cambiador de tomas bajo carga consistede un selector o conmutador y un interruptor de arco inmerso en aceite, unmecanismo motorizado y elementos de control automático. El tanque delinterruptor desviador debe ser presurizado y tener un dispositivo de protecciónpor sobrepresión que desconecte el transformador y libere completamente lapresión. Los contactos del interruptor de arcos deben estar diseñados paraasegurar una larga vida operacional.

8.2.9 Para voltajes hasta 34,5 kV, la conexión terminal de los cables debe estar en unacaja fijada al transformador y acondicionada con láminas no metálicas yremovibles apropiadas para la conexión. Debe tener internamente tornillos detamaño apropiado para las conexiones a tierra. La caja debe ser a prueba deagua con un grado mínimo IP 55 o NEMA 4 y tener un adecuado calentador deespacio, filtros absorbentes u otro dispositivo que prevenga la condensación. Elcableado LV debe estar segregado en barras metálicas. Cuando son requeridoslos ductos de barras, éstos se deben acoplar a la caja de conexiones sin afectarel grado mínimo de protección.

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

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

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

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8.2.13 Una placa metálica duradera y resistente a la corrosión, suministrada por elfabricante, debe estar fijada a cada transformador. La información contenidadebe ser la especificada en el código IEEE STD C57.12.00 y la siguienteinformación, cuando aplique:

– Número de la orden de compra– Indicación de equipamiento para enfriamiento forzado.– Presión máxima de operación del sistema de preservación de aceite.– Tanque diseñado para llenado al vacío.

8.2.14 La pintura de acabado debe ser gris claro según el código NFPA 70; sonaceptables estándares alternativos previa aprobación de PDVSA.

8.2.15 El método de puesta a tierra depende de la tensión nominal del transformadortrifásico y debe elegirse de acuerdo a lo siguiente:

115 y 69 kV Neutro sólidamente puesto a tierra.

34,5 kV Puesto a tierra a través de baja resistencia.

13,5 kV Puesta a tierra a través de baja resistencia.

4,16 kV Puesta a tierra a través de baja resistencia.

0,480 kV Neutro puesto a tierra sólidamente.

8.2.16 A menos que se especifique lo contrario, el ángulo de desfase, entre el voltajedel primario y secundario para una conexión Δ Y, debe ser según lo indicado enla norma IEC 60076, estándar Δ YN 11 (el voltaje del secundario está atrasado30 grados respecto al del primario).

8.2.17 Todos los devanados hasta 34,5 kV, deben estar totalmente aislados, como sedefine en IEEE STD C57.12, ó IEC 60076. Todos los neutros de las bobinasdeben conectarse a un aislador externo. El terminal del neutro debe tener unaclase de aislamiento igual al de la línea terminal. Para mayores de 69 kV, estodebe estar acorde con el código IEEE STD C57.12.00.

8.3 Motores Eléctricos8.3.1 Los motores eléctricos MV deben cumplir con el estándar de la norma API 541.

Los motores LV deben cumplir con la norma IEEE Std 841. Los motores eléctricosdeben ser de alta eficiencia. A menos que se especifique lo contrario, cuando lapalabra “should” aparezca en las normas API 541 y IEEE Std 841, dicha condicióndebe ser considerada obligatoria.

8.3.2 Los motores de inducción de MV, de potencia mayor a 150 kW (200 HP), seránde 4.000 V, 60 Hz, del tipo de la jaula de la ardilla, adecuado para soportar elvoltaje completo a través de la línea de arranque. Los motores LV de 0,56 a 149kW deben ser de 460 V. Para motores de 150 kW el nivel de tensión será elegidopor un estudio económico aprobado por PDVSA.

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8.3.3 El sistema de enfriamiento debe ser de aire enfriado por aire. No se aceptaránsistemas de enfriamiento de aire por agua para motores por encima de 7.000 HP(4.000 V).

8.3.4 El grado mínimo de protección de los motores industriales debe ser IP 54, (IEC60529) o TEFC–Guarded (NEMA MG–1) para la carcasa del motor e IP 55 paralas cajas terminales y las cubiertas de cojinete del motor.

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

8.3.6 Los motores para la clase I división 1 deben ser a prueba de explosión. Para ladivisión 2 , además de cumplir con el punto 8.3.4, en servicio normal, no debenforman arcos, chispas o producir la ignición debido a superficies calientes. Salvose especifique lo contrario en la orden de compra, los motores clase I división 2deben ser diseñados para temperaturas clase T3 (200 °C).

8.3.7 En sitios altamente corrosivos los motores deben ser robustos, y adecuados paracondiciones ambientales extremas. Para los motores LV la carcasa será de hierrofundido. Para los motores MV, la carcasa será de hierro fundido o láminas deacero al carbono con un espesor mínimo de 3 mm (1/8 pulgada).

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

8.3.9 Los motores deben estar adecuados para soportar, por lo menos, dos arranquesconsecutivos después de funcionamiento continuo, una vez que se le permitallegar al reposo.

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

8.3.11 Todos los motores deben tener conectadas sus bobinas en configuración estrellay tendrán niveles idénticos de aislamiento. Las bobinas del estator de motores deMV deben ser preformadas y ser fabricadas de conductores de cobrerectangulares. Los rotores del MV serán de cobre. No se aceptan motores conmarcos de aluminio.

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

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8.3.13 Las cajas terminales deben ser de construcción robusta, la misma debe contarcon un espacio amplio para conectar los cables, puede solicitarse al fabricanteun espacio igual al doble de lo normalmente ofrecido por el mismo. Las cajasterminales deben ser herméticas. El uso de cajas de transición entre el cable yla caja del motor no es aceptado. Para todos los motores de MV las cajasterminales deben ser de acero. No se aceptan cajas terminales de fundición. Losterminales de las fases aislada y fase segregada, no deben estar rellenos decompuestos.

8.3.14 Los motores de MV deben tener contactores al vacío. Los motores de 1.500 KW(2.000 HP) y mayores deben tener supresores de picos.

8.3.15 Dentro de los límites de aplicación, cerca de los 285 kW a 3.600 rpm y 2.240 kWa 1.800 rpm, los motores deben estar equipados con cojinetes de bola y de rodillocon las entrerroscas de grasa y dispositivos de alivio. Los intervalos mínimos delubricación deben ser de 4.000 horas para motores horizontales y 2.000 horaspara motores verticales.

8.3.16 Los motores de 75 HP y superiores, deben contar con calentadores de espacioalimentados con 120 V AC.

8.3.17 Mntener en lo posible la estandarización; con el fin de optimizar laintercambialidad de los motores y sus respuestos.

8.4 Cables8.4.1 Los cables y conductores deben estar conforme a la norma PDVSA N–201, y la

Guía del diseño de ingeniería PDVSA 90619.1.057. Los cables deben serdiseñados, manufacturados y probados de acuerdo a las provisiones adicionalesde COVENIN 541 y COVENIN 529.

8.4.2 Los alimentadores de distribución y los distribuidores alternos para motoresdeben ser hechos, en la medida de lo posible, por sistemas de distribucionesenterrados, para protecciones inherentes contra el fuego, y daños mecánicos.

8.4.3 Los alimentadores de 13,8 y 34,5 kV deben ser enterrados, usando cablesarmados. Se sugiere que los cables de alimentación de los Motores de 4,16 y0,480 kV sean enterrados. Las bancadas deben evitarse en áreas peligrosasdebido al incremento del riesgo.

8.4.4 Los cables enterrados deben ser identificados con etiquetas guías,aproximadamente de 20 mm de ancho, en cada terminal, cada 5 m, en todos lospuntos donde ellos entren y abandonen los ductos (bancada), así como en loscambios de dirección.

8.4.5 En áreas de suelos contaminados, los cables deben estar provistos de una fundaprotectora de plomo, y una cobertura externa apropiada para prevenir lacorrosión por electrólisis.

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8.4.6 Los cables superficiales son permitidos en unidades de proceso que tienenequipos instalados en estructuras muy altas y en terrenos con alta probabilidadde contaminación donde el uso de la funda de la guía del cable no sea posible,todo de acuerdo con el dueño o custodio de ingeniería. Los cables deben estarapoyados sobre estructuras y bandejas en toda su longitud. Todos los materialesusados deben ser protegidos apropiadamente contra corrosión, como materialesgalvanizados por inmersión en caliente, acero inoxidable, fibra de vidrioreforzada, poliéster resistente al fuego, dependiendo de las severidades de lascondiciones del medio ambiente. Las bandejas de los cables y conductos debenestar conforme a la norma PDVSA N–201.

8.4.7 El tendido de cables superficiales está permitido si el enterramiento de losmismos, lleva soluciones poco prácticas o poco rentables debido a los grandesrequerimientos de espacios de tierra, o alto nivel freático.

8.4.8 Un análisis técnico y económico deberá ser llevado a cabo para seleccionar si elsistema de cableado deberá ser superficial, enterrado o una combinación deambos. El resultado debería ser aprobado por PDVSA.

8.4.9 Todos los conductores para potencia, iluminación y tierra deben ser de cobre. Eltipo y tamaño del cable deben estar acordes con el ingeniero custodio porrazones de estandarización. Los tamaños mínimos deben ser como lo indican enPDVSA 90619.1.057.

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

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

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

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para sistemas con neutro aterrado sólidamente, y para calcular la corrientenominal y el tiempo en sistemas con neutros aterrados a través de bajasresistencias, referirse a la norma ICEA P–45–482.

8.4.13 Los cables hasta 600 V y alimentadores de motores por encima de 600 V, nodeben incrementar su tamaño debido a los efectos del cortocircuito.

8.4.14 Cuando se instalen cables apantallados, el apantallamiento metálico debe sersólidamente aterrado en ambos extremos y en cada empalme. Para longitudescortas, se debe considerar con el ingeniero de PDVSA la puesta a tierra en un soloextremo.

8.4.15 Los cables de puesta a tierra entre equipos y mallas de tierra deben ser revestidoscon PVC color verde, como protección contra la corrosión electrolítica. Losconductores de malla de tierra deben ser de cobre desnudo.

8.4.16 Los cables de instrumentos y telecomunicaciones deben ser colocados enbancadas o bandejas separados de los MV y LV.

8.4.17 Conductores No 14 AWG y mayores deben ser trenzados. Los conductores máspequeños que el No 12 AWG no deben ser usados en sistemas de potencia ni deiluminación.

8.5 Iluminación8.5.1 Los sistemas de iluminación deben seguir las especificaciones de la norma

PDVSA N–201, los niveles de iluminación serán según la norma COVENIN 2249“Iluminanciones recomendadas en tareas y Ambientes de Trabajo”.

8.5.2 Siempre que sea práctico, se utilizarán luminarias fluorescentes de color blanco,en general, para la iluminación utilizada en planta.

8.5.3 Las lámparas de descarga de alta presión (accesorios del tipo vapor de sodio)pueden ser utilizadas donde se requiera iluminación con reflectores (floodlight)o iluminación de calles.

8.5.4 No deben utilizarse lámparas de descarga de baja presión ya que constituyen unriesgo de fuego en un evento de avería.

8.5.5 Por razones de estandarización el mismo tipo de terminales debe ser usado entodas las áreas de planta.

8.5.6 Para el control de grupos de lámparas en salas individuales de un edificio deprocesos, o donde sea necesario, deben instalarse interruptores de iluminaciónlocales.

8.5.7 La iluminación para áreas de operación en exteriores y calles debe ser controladaautomáticamente por fotocelda. Un conmutador selector Auto–On–Off debeubicarse en el controlador para permitir el control manual de la iluminación(PDVSA N–201).

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

8.5.9 Los transformadores de iluminación y paneles de iluminación deben sercolocados dentro de una caseta de distribución.

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

8.6 Tomacorrientes

8.6.1 Para propósitos de mantenimiento un número adecuado de tomacorrientestrifásicos para equipos móviles y tomacorrientes monofásicos para laalimentación de herramientas portátiles y lámparas de mano deben instalarse enubicaciones convenientes.

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

8.6.3 Deben colocarse linternas de mano en todas las ubicaciones donde el personalde operaciones esté presente. El equipamiento debe consistir, como mínimo, enunidades de carga fija con base y linternas de mano de tipo conexión apropiadapara áreas clasificadas.

8.7 Equipos de Medición

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

8.7.2 Debe incorporarse la medición del consumo de energía, para permitir elgravamen del consumo de cada unidad de proceso individual. Deben instalarseinstrumentos de medición de exactitud Clase 0,5 para: medición de energíaactiva (kWh) y medición de demanda máxima de potencia aparente (kVAd).Deben ser proporcionados sumadores para totalizar los kWh y kVA para todoslos circuitos.

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

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

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

8.8 Puesta a tierra

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

8.8.2 Para la puesta a tierra de sistemas eléctricos, equipos y estructuras, cadainstalación debe tener una malla de puesta a tierra común conectada al menoscon dos grupos de electrodos de puesta a tierra.

8.8.3 La malla de puesta a tierra para sub–estaciones y estaciones de generación debeser de cable trenzado desnudo de dureza media. La malla de puesta a tierra seráextendida a través de la instalación en forma de anillo principal con conductoresaislados, cubierto con PVC verde, para prevenir corrosión electrolítica de losequipos de planta.

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

8.8.5 La resistencia eléctrica entre la malla de puesta a tierra y la masa de tierra nodebe exceder los 2 Ω.

8.8.6 Las conexiones entre los electrodos principales y los conductores debenrealizarse de tal manera que sea posible una fácil inspección y prueba deresistencia a tierra individual de los electrodos.

8.8.7 Las tuberías y otros objetos metálicos subterráneos no deben usarse parapropósitos de puesta a tierra.

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

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

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

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

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8.9 Subestaciones

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

8.9.2 Las instalaciones de distribución eléctrica deben localizarse en el interior de unaedificación de mampostería elevada. La distribución en exteriores es aceptablecon la aprobación del propietario (norma PDVSA N–201). El piso inferior debeutilizarse para el arreglo de entrada y salida de cables. Las bandejas seránproporcionadas en esta área.

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

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

8.9.5 Las subestaciones ubicadas en edificaciones deben ser provistas de unidadesde aire acondicionado para garantizar los valores adecuados de temperatura yhumedad.

8.9.6 Durante operación normal la máxima temperatura interior no debe ser mayor alos 35 °C de bulbo seco. En el caso de avería o mantenimiento de una de lasunidades de aire acondicionado, la máxima temperatura interior no debesobrepasar los 40 °C de bulbo seco. El rango de temperatura interna debe estarcomprendido entre 29 °C y 32 °C. Debe evitarse la condensación.

8.9.7 Los orificios de entrada de cables al recinto de equipos eléctricos deben sersellados.

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

8.9.9 Todos los transformadores de 2.000 kVA y superiores deben instalarse sobre unafosa de recolección de aceite vacía, de fondo inclinado, dimensionada paracontener el volumen del aceite del transformador. El mismo debe contar conprotección contra incendio.

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

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8.9.11 Debe incluirse en el diseño, el espacio suficiente para ampliaciones futuras de losequipos de distribución switchgear, por lo menos dos paneles en cada extremosin modificaciones a la edificación.

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

9 PROTECCIÓN CONTRA FUEGO EN SUBESTACIONES

9.1 General

9.1.1 Se debe realizar un análisis de riesgo en las primeras etapas de diseño, el mismodebe ser revisado en la etapa de ingeniería de detalle.

En general, el sistema contra incendio de las subestaciones deberá ser diseñado,construido y protegido siguiendo las recomendaciones declaradas en el códigoIEEE STD 979 “Guide for Substation Fire Protection”.

9.2 Requerimientos Obligatorios

9.2.1 Las tapas removibles para tanquillas deben ser de metal o material retardante delfuego.

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

9.2.3 Los edificios deben tener como mínimo dos salidas opuestas localizadas al final.Las puertas deben abrir hacia afuera y estarán equipadas con dispositivos depánico y señales de salida.

9.2.4 Los extintores de incendio portátiles deben estar ubicados a lado de las puertas.

9.2.5 Los detectores de humo deben ser instalados de tal forma que activen lasalarmas remotas y locales.

9.2.6 Los edificios y estructuras deben ser construidos con materiales no combustiblesresistentes al fuego.

9.2.7 Las aberturas para cables deben ser selladas para prevenir la transferencia dehumo y fuego de un área a otra.

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9.2.8 No se debe instalar dentro de los edificios equipos que operen con aceitesaislantes.

9.2.9 Los transformadores de potencia que contengan 8.000 litros o más de aceiteaislante deben ubicarse a un mínimo de 6 metros de cualquier edificio. Unaseparación menor puede ser aceptada si es instalado un sistema contraincendios adecuado.

9.2.10 Los transformadores que contengan menos de 8.000 litros de aceite aislantedeben estar alejados de los edificios a una distancia no menor a la especificadaa continuación:

75 kVA o menos 3 m

76 kVA a 333 kVA 3 m

Más de 333 kVA 9 m

Los transformadores pueden ser instalados cerca del edificio si se construye unmuro corta fuego.

9.2.11 Los transformadores deben ser separados mediante una barrera corta fuegoteniendo un rango mínimo de resistencia al fuego de una hora. La barrera cortafuego deberá extenderse como mínimo 300 mm en dirección vertical y 600 mmen dirección horizontal más allá de la línea de perspectiva entre todos los puntosadyacentes al transformador.

9.2.12 Los cuartos de baterías deben tener un sistema de ventilación. La puerta deentrada del cuarto de batería deberá tener una señal de peligro “PELIGRO–GASHIDRÓGENO–PROHIBIDO FUMAR”. Un interruptor de flujo debe ser instaladoen cada ventilador para dar una señal de alarma cuando el sistema de ventilaciónesté apagado.

9.2.13 Interruptores para luminarias y tomacorrientes de propósito general deben serubicados fuera de la sala de baterías.

9.2.14 Debe instalarse una estación de lava ojos. Las paredes y pisos deben tener unacapa de material resistente al ácido.

10 UNIDADES DE SUMINISTRO DE POTENCIA10.1 Las unidades de suministro de potencia, tales como el generador principal,

generadores de emergencias, controladores, baterías, rectificadores, switchgeary controlgear, no deben ser instaladas en áreas clasificadas o peligrosas.

11 EVALUACIÓN ECONÓMICA DE LAS PÉRDIDASLos transformadores y motores deben ser evaluados sobre la base de garantíasde pérdida totales, requerimientos de potencia auxiliar de equipos deenfriamientos y el costo de instalación.

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Las pérdidas del transformador serán evaluadas con los siguientes valores:

PÉRDIDA USA$/kW

Pérdidas sin cargas al 100 % del voltajenominal.

3.500

Pérdidas con cargas con rango de autoenfriamiento.

2.900

Equipo de potencia con una etapa deenfriamiento.

1.800

Las pérdidas del motor serán evaluadas con los siguientes valores:

PÉRDIDA USA$/kW

Pérdidas al 100 % con voltaje nominal. 3.500

Equipo de potencia con enfriamiento ylubricación.

1.800

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

12 DOCUMENTOS Y PLANOSTodos los planos requeridos para instalación e interconexión de equipos, cablesy conductores deben formar parte del diseño. Tal información debe seractualizada cuando se realicen revisiones del diseño y debe incluir informaciónadicional que sea requerida durante la construcción o pueda ser requerida parafuturo mantenimiento, localización de fallas y operación. Los planos “ComoConstruído”, deben estar disponibles a un mes de aceptada la instalación,incluyendo todas las partes de la instalación eléctrica y lo relacionado a lostrabajos de ingeniería civil, mecánica e instrumentación.

13 ANEXOS

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ANEXO A VOLTAJE NOMINAL VOLTAJE DE SERVICIO

VOLTAJENONIMAL

VOLTAJEDE

SERVICIO

Estación Principal 3.500 3.500

Subestación de Planta de Generación

Subestación de Distribución

Subestación de Planta

Motores por encima de 7.000 HP Consideración Especial

Motores, 150 kW (200 HP) hasta

Consideración Especial7.000 HP Consideración Especial

4.000 HP

Motores, 0,56 kW (0,75 HP)

480 460hasta 149 kW (199 HP) 480 460

Motores 0,55 kW (0,74 HP) y

208/120 208/120menos (no aplica a motores de proceso) 208/120 208/120

El punto de ruptura del Kilovatio puede variar porrazones económicas previa aprobación del ingenierode PDVSA

Control del Motor 120 V ac fase simple

Interruptores y contactores de enganche

(Circuitos de desconexión)

125 V dc

Sodio, mezlado e iluminación fluorescente 208 V ac, 3 fases

Instrumentación 120 V ac

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ANEXO B SUBESTACIONES SECUNDARIAS SELECTIVAS CONTRANSFERENCIA AUTOMÁTICA AJUSTE Y COORDINACIÓNDE EQUIPOS DE PROTECCIÓN

FUNCIÓN CRITERIO DE AJUSTE27–1, 27–2 Caída 70 to 80 % del voltaje nominal (<menor voltaje sostenido

esperado)Tiempo Corto inverso. A ser coordinado con relé 51

Tiempo a 0 V = 0,8 – 1,5 s50–1, 50–2 Arranque 90 % del voltaje nominal

Arranque > Corriente máxima esperada durante operación normal, ytambién > La contribución de Motores a fallas en el circuitode entrada (12,5–18 A)

Tiempo Instantáneo50N–1, 50N–2 Arranque < Corriente de falla de arco a tierra (0,5 – 2 A), y también >

La máxima corriente neutral esperada durante operaciónnormal.

Tiempo Instantáneo27R–1, 27R–2 Arranque < 25 % del voltaje nominal

Tiempo Instantáneo271–1, 271L–2 Arranque 70 a 80 % del voltaje nominal

Tiempo Instantáneo51–1, 51–2 Arranque > Corriente normal de ambas barras + mayor corriente de

arranque del motor (MV)>125% de la capacidad del transformador ONAN nominalpara curvas de tiempo prolongadas(LV)Aprox. 4 veces XFMR capacidad OA nominal para un ajustecorto de tiempo (LV)

Tiempo Inverso. A ser coordinado con la fase aguas abajo de relésOC.Tiempo Corto: A ser coordinado con relés aguas abajoinstantáneos

51N–1, 51N–2 Arranque > 10 % de la sobrecorriente de arranque del relé de laaguas arriba para sistemas LV, yInverso. A ser coordinado con relés aguas abajo de falla atierra10 a 20 % de la máxima corriente de falla a tierra parasistemas MV

Tiempo Inverso. A ser coordinado con relés aguas abajo de falla atierra

51G–1, 51G–2 Arranque De acuerdo a 51N–1 y 51N–2 para ajuste relés de respaldo.Tiempo Inverso. A ser coordinado con relés 51N–1 y 51N–2.Tiempo Inverso. A ser coordinado con relés 51N–1 y 51N–2.

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FUNCIÓN CRITERIO DE AJUSTE96–1, 96–2 Tiempo 3s97–1, 97–2 Tiempo 1s

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