N-206.Sub-estaciones Eléctricas (Hasta 34,5 Kv)

PDVSA N TÍTULO

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

APROB. FECHAAPROB.FECHA

VOLUMEN 4–I

� PDVSA, 2005

N–206 SUBESTACIONES ELÉCTRICAS (HASTA 34,5 kV)

Emisión Original

Mariana Toro Norma VivasAGO.13 AGO.13

ESPECIFICACIÓN DE INGENIERÍA

AGO.13 C.E.0 75 M.T. N.V.

MANUAL DE INGENIERÍA DE DISEÑO

ESPECIALISTAS

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SUBESTACIONES ELÉCTRICAS (HASTA 34,5 KV) AGO.130

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“La información contenida en este documento es propiedad de Petróleos de

Venezuela, S.A. Está 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 35–41”.

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Índice1 OBJETIVO 5. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2 ALCANCE 5. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3 REFERENCIAS 5. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

3.1 Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) 5. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.2 Comisión Venezolana de Normas Industriales (COVENIN) 6. . . . . . . . . . . . 3.3 Fondo para la Normalización y Certificación de la Calidad

(FONDONORMA) 7. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.4 International Electrotechnical Commission (IEC) 7. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.5 Institute of Electrical and Electronics Engineers (IEEE) 7. . . . . . . . . . . . . . . 3.6 National Fire Protection Association (NFPA) 7. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.7 National Electrical Manufacturers Association (NEMA) 7. . . . . . . . . . . . . . .

4 DEFINICIONES 7. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.1 Subestaciones con Secundario Selectivo 7. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.2 Protección del Transformador 8. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.3 Protección del Secundario del Transformador 8. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.4 Relé de Bloqueo Tipo Serie (86) 8. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.5 Relé de Bloqueo Tipo Paralelo (86) 8. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.6 Subestación Tipo Interior 8. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.7 Subestación Tipo Exterior 8. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.8 Subestación Principal 9. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.9 Instalación Crítica 9. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.10 Instalaciones Independientes 9. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.11 Subestación con Encerramiento Prefabricado 9. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.12 Tensión Asignada al Sistema 9. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.13 Tensión Máxima de Operación 9. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.14 Tensión de Diseño 9. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.15 Subestación Aislada en Gas (GIS) 9. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

5 INFORMACIÓN PARA EL DISEÑO 9. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6 DOCUMENTACIÓN MÍNIMA PARA EL DISEÑO

DE LA SUBESTACIÓN 10. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7 SELECCIÓN DEL SITIO DE IMPLANTACIÓN 10. . . . . . . . . . . . . . . . . 8 DISPOSICIÓN DE EQUIPOS EN LA SUBESTACIÓN 15. . . . . . . . . . . 9 SELECCIÓN DE ESQUEMA Y TIPO DE LA SUBESTACIÓN 15. . . .

9.1 Esquemas Típicos de Subestaciones Eléctricas 15. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

10 NIVEL DE TENSIÓN 16. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11 DIMENSIONAMIENTO DE EQUIPOS DE LA SUBESTACIÓN 17. . .

11.1 Estudios del Sistema 17. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

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12 ESPECIFICACIONES DE EQUIPOS DE LA SUBESTACIÓN 18. . . .

13 SISTEMA DE PUESTA A TIERRA 21. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

14 SISTEMA DE PROTECCIÓN CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS 21. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

15 SISTEMA DE PROTECCIÓN ELÉCTRICA 21. . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

16 SISTEMAS AUXILIARES 22. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16.4 Tensiones Normalizadas 22. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16.5 Fuentes de Alimentación 23. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

17 CONDUCTORES DE MEDIA Y BAJA TENSIÓN 23. . . . . . . . . . . . . . . 17.1 Media Tensión 23. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17.2 Baja Tensión 23. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17.3 Cables 23. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

18 SISTEMA DE AUTOMATIZACIÓN DE LA SUBESTACIÓN 24. . . . . .

19 CANALIZACIONES 26. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

20 ILUMINACIÓN 26. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20.2 Niveles de Iluminación 26. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

21 SISTEMA INTEGRADO DE PROTECCIÓN FÍSICA 26. . . . . . . . . . . . .

22 CONSIDERACIONES PARA EL DISEÑO DE SUBESTACIONES DE TIPO INTERIOR 26. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22.8 Elevación para Subestaciones Tipo Interior 27. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22.9 Climatización 28. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22.10 Sistema de Detección y Alarma de Incendio 28. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22.11 Puertas 29. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

23 CONSIDERACIONES DE DISEÑO PARA SUBESTACIONES TIPOEXTERIOR 29. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

24 RESERVA DE EQUIPOS 30. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

25 DISPOSITIVO DE IZAMIENTO 30. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

26 UBICACIÓN Y VENTILACIÓN DE BATERÍAS 31. . . . . . . . . . . . . . . . .

27 PATIO DE TRANSFORMADORES 32. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27.5 Trampas de Aceite 32. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27.6 Partes Energizadas Expuestas, Cercas y Portones 33. . . . . . . . . . . . . . . . . . 27.7 Partes Energizadas No Expuestas, Cercas, Portones y Barreras 33. . . . . . 27.8 Protección Contra Fuego 33. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

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28 SEPARACIONES MÍNIMAS 33. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

29 ZANJAS, BÓVEDAS Y SÓTANOS 35. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

30 GAS, VAPOR Y AGUA 35. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

31 TOMACORRIENTES 35. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

32 RESISTENCIA A EXPLOSIONES 36. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

33 INSTALACIONES CON TRANSFORMADORES CAUTIVOS 36. . . . .

34 SEGURIDAD Y MANTENIMIENTO 37. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

35 CONTROL DE SUB--ESTACIONES CON SECUNDARIOSELECTIVO Y CON TRANSFERENCIA AUTOMÁTICA 38. . . . . . . . .35.1 Consideraciones de Diseño 38. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

36 BIBLIOGRAFÍA 69. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

37 ANEXOS 69. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

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1 OBJETIVOEstablecer los requisitos técnicos mínimos para el diseño de subestacioneseléctricas que garanticen su operación segura, confiable y eficiente.

2 ALCANCE

2.1 Esta norma establece los requisitos mínimos para el diseño de todas lassubestaciones eléctricas hasta 34,5 kV requeridas para suplir la demanda deenergía eléctrica en las instalaciones de la industria petrolera.

2.2 Esta norma también aplica para subestaciones existentes que requieran sermodificadas.

2.3 El diseño de las subestaciones eléctricas debe estar orientado a prevenir dañosa las personas, el ambiente, las instalaciones y a terceros.

3 REFERENCIASLas siguientes normas y códigos contienen disposiciones que al ser citadas,constituyen requisitos de esta Norma PDVSA. Para aquellas normas referidas sinaño de publicación será utilizada la última versión publicada.

3.1 Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA)GE–211 Conjunto Generador Eléctrico de Respaldo con Motor Diesel.IR–I–01 Sistema de Detección y Alarma de Incendio.IR–I–02 Sistemas de Detección de Gases Inflamables / Tóxicos.IR–M–01 Separación de Equipos e InstalacionesIR–S–18 Proceso de Protección Contra Incendios y Explosiones.N–201 Obras Eléctricas.N–202 Requisitos Eléctricos para Clasificación de Áreas.N–204 Transformadores de Potencia.N–252 Especificación General Para el Diseño de Ingeniería Eléctrica.N–255 Design and Fabrication of Flooded–cell Lead–acid Batteries for

Electrical Station.N–258 Battery Chargers for Station Batteries.N–259 Cables de Potencia Apantallados (5 A 46 kV).N–260 Cables de Potencia No Apantallados (2001 V en Adelante).N–264 Design and Fabrication pf Electrical Power Center.N–266 Design and Fabrication of Medium–voltage Motor Control

Centers.

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N–267 Medium–voltage Metal–clad Switchwear from 2,4 kV To 34,5 kV.

N–270 Design and Fabrication of Outdoor Enclosures for MotorControllers and Switchgear.

N–272 Design and Fabrication of Low–voltage Metal–enclosed ACPower Circuit Breaker Switchgear.

N–273 Low–voltage Fused Switch Motor Control Centers.

N–274 Low–voltage Circuit Braker Motor Control Centers.

N–275 Pulse–width–modulated (PWM) Uninterruptible Power Supply(UPS) System.

N–280 Design and Manufacture of Metal Enclosed Gas–insulatedSwitchgear Up To 34.5 kV.

N–281 Design and Fabrication of Flooded–cell Lead–acid Batteries forUninterruptible Power Supplies (UPS).

O–201 Selección y Especificaciones de Aplicación de SistemasProtectivos de Pinturas.

PIC–01–03–05 Codificación de Proyectos y sus Documentos.

90619.1.052 Generadores de Emergencia.

90619.1.053 Subestaciones Unitarias.

90619.1.054 Control de Motores.

90619.1.056 Batería de la Estación y Equipos Asociados.

90619.1.057 Selección de Cables.

90619.1.082 Calibre de los Conductores para Potencia e Iluminación.

90619.1.091 Puesta a Tierra y Protección Contra Sobretensiones.

90622.1.002 Protección Física de los Activos Tangibles de PDVSA, Negociosy Filiales.

3.2 Comisión Venezolana de Normas Industriales (COVENIN)

2140 Transformadores de Corriente. Especificaciones Generales.

2249 Iluminancias en Tares y Áreas de Trabajo

2356 Transformadores Capacitivos de Tensión EspecificacionesParticulares.

3063 Ductos de Barras para Distribución Eléctrica Hasta 600 V C.A.Definiciones y Clasificación.

3072 Ductos de Barras para Distribución Eléctrica Hasta 600 V C.A.Métodos de Ensayo.

3087 Ductos de Barras para Distribución Eléctrica Hasta600 VCA.Requisitos (Solo En Los Puntos 4.1.5, 5.2.4, 5.2.5 Y 5.2.6).

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3.3 Fondo para la Normalización y Certificación de la Calidad(FONDONORMA)

200 Código Eléctrico Nacional

3.4 International Electrotechnical Commission (IEC)60038 IEC Standard Voltages62305 Protection Against Lightning

3.5 Institute of Electrical and Electronics Engineers (IEEE)C37.23 Metal–Enclosed Bus.C57.12.01 Standard General Requirements for Dry–Type Distribution and

Power Transformers, Including Those with Solid–Cast and/orResin Encapsulated Windings.

C62.22 Guide for the Application of Metal–Oxide Surge Arresters forAlternating–Current Systems.

C62.82.1 Standard for Insulation Coordination—Definitions, Principles,and Rules.

998 Guide for Direct Lightning Stroke Shielding of Substations1247 Standard for Interrupter Switches for Alternating Current, Rated

Above 1000 V.1410 Guide for Improving the Lightning Performance of Electric Power

Overhead Distribution Lines.

3.6 National Fire Protection Association (NFPA)780 Standard for the Installation of Lightning Protection Systems.

3.7 National Electrical Manufacturers Association (NEMA)C84.1 Electric Power Systems and Equipment – Voltage Ratings (60

Hertz).

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

4.1 Subestaciones con Secundario SelectivoSon aquellas que constan de dos barras, cada una de las cuales es alimentadapor un interruptor de entrada en posición normalmente cerrado y conectadasentre si con un interruptor de enlace normalmente abierto. Aunque el nombre sederiva de diseños que utilizan dos transformadores los requerimientos sonaplicables, con las modificaciones (eliminaciones) funcionales apropiadas, asubestaciones con alimentación doble pero sin transformadores.

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4.2 Protección del TransformadorEs aquella protección que consiste de cualquiera de los elementos siguientes,individuales o combinados:

a. Relés trifásicos de sobrecorriente conectados a transformadores decorriente en los pasatapas primarios del transformador o en los terminalesde cables.

b. Relés de presión súbita o relés Buchholtz.

c. Relés diferenciales.

d. Relés de temperatura del aceite.

e. Relés de imagen térmica.

4.3 Protección del Secundario del TransformadorEs aquella protección que consiste de un relé de falla a tierra en la conexión delneutro del transformador a la malla de tierra o de relés de falla a tierra restringida.

4.4 Relé de Bloqueo Tipo Serie (86)Es un relé auxiliar (usualmente con reposición manual), cuya bobina de operaciónestá en serie con la bobina de un dispositivo asociado. La operación de los relésde protección en el circuito provoca la operación simultánea del relé de bloqueoy su dispositivo asociado. Los contactos del relé de bloqueo pueden realizar otrasfunciones en el circuito, incluyendo el bloqueo de los circuitos de cierre de uno omás interruptores o contactores.

4.5 Relé de Bloqueo Tipo Paralelo (86)Es un relé auxiliar, usualmente de reposición manual, cuya bobina de operaciónestá conectada en paralelo con su fuente de alimentación de control y estáasociado con otro dispositivo cuya bobina está simultáneamente igualmenteconectada a la misma o a otra fuente de control de potencia separada. Laoperación de los relés de protección provocan la activación del relé de bloqueoen el circuito, cuyos contactos inician la operación de su dispositivo asociado.Otros contactos del relé de bloqueo pueden realizar otras funciones en el circuitoincluyendo el bloqueo de los circuitos de cierre de uno o más interruptores ocontactores.

4.6 Subestación Tipo InteriorEs aquella donde los equipos eléctricos se encuentran instalados dentro de unaedificación que los protege de la intemperie.

4.7 Subestación Tipo ExteriorEs aquella donde los equipos eléctricos se encuentran expuestos a la intemperie.

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4.8 Subestación PrincipalEs aquella subestación o patio de transferencia que alimenta todo o gran partede la potencia de la subestación individual, que a su vez suministra energíaeléctrica a las instalaciones internas y externas de una planta.

4.9 Instalación CríticaEs aquella instalación que contribuye, o es necesaria para la producción uoperación de un mínimo de 20% de las instalaciones de una planta o complejoindustrial. Estas instalaciones pueden ser unidades de procesos, muelles decarga y descarga, servicios y demás elementos principales de una planta. Enciertos casos, algunas instalaciones que no cumplan con el requerimientoanterior, pueden designarse como críticas por razones comerciales.

4.10 Instalaciones IndependientesEs aquella instalación en la cual la primera de ellas puede operar o funcionar sinla segunda.

4.11 Subestación con Encerramiento PrefabricadoEs una subestación tipo interior donde el cerramiento es un contenedorprefabricado que aloja equipos de la subestación.

4.12 Tensión Asignada al SistemaEs un valor adecuado de tensión asumido para designar o identificar un sistema.

4.13 Tensión Máxima de OperaciónEs la máxima tensión de operación que se puede presentar durante operaciónnormal en cualquier momento y en cualquier punto del sistema.

4.14 Tensión de DiseñoEs el valor eficaz (rms) más alto de la tensión fase–fase para la cual el equipo estádiseñado con respecto a su aislamiento, así como para otras características quese relacionan con esta tensión en las especificaciones de los equipos.

4.15 Subestación Aislada en Gas (GIS)Es un compacto, montaje multicomponente, encerrada en una carcasa metálicapuesta a tierra en que el principal medio aislante es un gas comprimido y quenormalmente consiste en barras, equipos de conmutación, y equipos asociados(submontajes).

5 INFORMACIÓN PARA EL DISEÑOEl diseño de la subestación parte del establecimiento de la necesidad de unanueva subestación o ampliación de una existente, para ello se requiere de lasiguiente información:

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– Objetivo del proyecto.– Localización general.– Tensión de diseño.– Número de circuitos iniciales.– Equipos de transformación y/o compensación requeridos.– Ampliaciones futuras.– Características de la carga.– Evaluaciones preliminares.

6 DOCUMENTACIÓN MÍNIMA PARA EL DISEÑO DE LASUBESTACIÓN

La documentación para el proyecto de la subestación debe cumplir con la normaPDVSA PIC–01–03–05.

7 SELECCIÓN DEL SITIO DE IMPLANTACIÓN

7.1 La selección de la ubicación de la subestación deberá pasar por una evaluaciónpreliminar de la zona y un estudio mediante mesas de trabajo donde se discutancada una de las opciones posibles y con estas se elabore la matriz paraseleccionar la opción más conveniente (ver modelo referencial en el Anexo A).Las mesas de trabajo tendrán dentro de sus funciones la ponderación ycalificación de cada uno de los parámetros a ser evaluados para la elaboraciónde la matriz técnica.

7.2 Previo al inicio de las mesas de trabajo, para la selección del área deimplantación, se deberá tener, como mínimo, la siguiente información:

– Identificación de Instalaciones en el área.– Caracterización ambiental preliminar del área.– Sistema Eléctrico: Opciones preliminares de ubicación, Estudios de Análisis de

Carga, Fuentes de Energía (Fase Visualizar).– Identificación preliminar de fuentes de riesgo Industrial.– Caracterización preliminar de catastro.

7.3 Las mesas de trabajo deberán contar con la asistencia de por lo menos unarepresentación de cada una de las siguientes unidades de apoyo citadas:Seguridad Industrial (planta e ingeniería de riesgos), Prevención y Control dePérdidas, Ambiente e Higiene Ocupacional, Propiedades y Catastro, La GerenciaCustodia de la Instalación, Unidad de Mantenimiento, la Unidad de ServiciosTécnicos y responsables de proyecto

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7.4 La matriz deberá contemplar como mínimo los siguientes criterios para suelaboración tomando en cuenta que posiblemente no todos apliquen:

7.4.1 Opciones Objeto de la Evaluación

En este renglón se deberán declarar las posibles alternativas para la ubicaciónde la subestación, sin descalificar ninguna opción previa a la evaluación(tormenta de ideas).

7.4.2 Parámetros Técnicos

Incluyen todo lo relacionado con las opciones de configuración de la acometida.Puntos a favor y puntos en contra. Todas las opciones deberán ser evaluadas conlos mismos parámetros, donde se incluya como mínimo lo siguiente:

a. Clasificación de área: Se refiere a la identificación de las áreas No Clasificadaspara la ubicación más adecuada de la subestación.

b. Ubicación en el centro de carga: Se refiere a la cercanía a las cargas a suplir, paraque los alimentadores resulten de una longitud adecuada para su nivel de tensióny que tenga una caída de tensión moderada.

c. Facilidades de interconexión: Este aspecto considerará las facilidades pararealizar conexiones futuras a líneas eléctricas con el mínimo impacto posible enlas operaciones y con el menor número de cruces con las líneas existentes.

d. Facilidades de Expansión: Este factor considerará la facilidad de expansióndesde el punto de vista técnico y físico, previendo espacio para uso presente yfuturo.

e. Cruce de obstáculos en la zona: Se considerará el número de cruces necesariosobre carreteras, tuberías, líneas existentes, entre otros de las líneascorrespondientes a cada ubicación.

f. Grado de contaminación: Se refiere a la cantidad de agentes contaminantespresentes en el ambiente que puedan afectar el funcionamiento de lasubestación.

g. Facilidades de construcción: Este factor considera la constructibilidad de lasubestación. Se considerarán aspectos como las condiciones del terreno einterferencias que pudiesen encontrarse en la ubicación de la opciónseleccionada. Otros aspectos a considerar son la topografía, elacondicionamiento del terreno, detección de metales en la zona, vías de acceso,entre otros.

h. Condiciones físicas del sitio: Se deben considerar aspectos como lascaracterísticas geotécnicas del sitio, aspectos climatológicos, entre otros.

i. Condiciones de proceso, con este parámetro se evaluara el grado de afectacióna la instalación según las condiciones de proceso presentes en la zona.

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j. Dirección del viento, con este parámetro se evalúa la ubicación de la subestaciónmás favorable en función de la dirección predominante del viento.

k. Nivel freático, con este parámetro se evalúa la ubicación de la subestación masfavorable en función del nivel freático predominante en la zona.

7.4.3 Parámetros Ambientales

a. Cercanía a cuerpos de agua: Se refiere a la afectación a quebradas, ríos, lagosu otros cauces o cuerpos de agua que pudieran estar en la zona.

b. Presencia de drenajes naturales: Se refiere a la interferencia o afectación dedrenajes naturales de agua.

c. Presencia de áreas boscosas: Se refiere a la afectación de zonas de vegetaciónarbórea importante.

d. Relieve: Se refiere a las características del relieve del terreno donde se construirála subestación.

e. Cantidad de movimiento de tierra: Se refiere al volumen de tierra que es necesariomover (remover o adicionar) para el acondicionamiento del terreno.

f. Cercanía a centros poblados: Se refiere a la proximidad a caseríos, pueblos,comunidades, ciudades o centros poblados en general.

g. Áreas Bajo Régimen de Administración Especial (ABRAE): Se refiere a laafectación de áreas bajo régimen de administración especial. Las ABRAE poseenuna serie de características y potencialidades ecológicas importantes y han sidodecretadas por el Ejecutivo Nacional para llevar a cabo funciones productoras,protectoras y recreativas.

h. Impacto a la comunidad: Se refiere a la afectación o interferencia con lasactividades propias de centros poblados cercanos al terreno.

7.4.4 Parámetros de Propiedades y Catastro

a. Autorizaciones. Mediante este parámetro se evaluara el nivel de dificultadrequerido para obtener los permisos por parte de los organismos del estado parala construcción de la subestación.

b. Régimen de la propiedad o tenencia , se refiere a la condición jurídica de losderechos sobre la tierra y de quien la posea (terrenos en manos privadas,terrenos propiedad de la nación, ejidos municipales, derechos de ocupación,entre otros)

c. Nivel de conflictividad, mediante este parámetro se evalúa mediante datosestadísticos que tan fluidas o expeditas son las negociaciones en las zonas queserán afectadas.

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d. Impacto sobre unidades de producción, en el caso de que la construcción de lainstalación afecte alguna unidad de producción agrícola o cualquier otra índolese debe calificar el grado de afectación en cada uno de los casos.

e. Área a utilizar, con este parámetro se evalúan la cantidad de propietarios a serafectados, esto incide sobre el volumen de trámites administrativos para lahabilitación de los espacios.

7.4.5 Parámetros de Seguridad Industrial

a. Delimitación de la zona de seguridad, Se refiere a las distancias mínimas ainstalaciones existentes que por su naturaleza, pueda representar un riesgo paralas personas o equipos (por ejemplo, mechurrio, venteo).

b. Se deberá cumplir con los siguientes parámetros de seguridad:

1. Para subestaciones eléctricas las distancias mínimas de separación debencumplir con lo indicado en la norma técnica PDVSA IR–M–01.

NOTA: Distancias menores a las indicadas en la norma técnica PDVSAIR–M–01, deberán ser justificadas técnicamente (incluyendo las accionesde mitigación que permitan reducción de distancia) y debidamenteaprobadas por el representante de PDVSA).

2. Para subestaciones eléctricas localizadas a 600 mm (2 pies) por encima deun área división 2 y dentro de 15 a 30 m (50 a 100 pies) de una fuente deescape más pesada que el aire, se deben aplicar las siguientes acciones demitigación:

– El nivel del piso debe ser elevado 600 mm (2 pies) más del nivel de losalrededores.

– No podrá ser usada ventilación para desclasificar la subestación.– Cuando una subestación es elevada 600 mm (2 pies), el espacio debajo de

la subestación tipo interior o subestación exterior deberá ser cerrado por loscuatro lados y debe ser llenado sólidamente desde el nivel 0 hasta el niveldel piso.Nota: En todos los casos, se debe cumplir con lo establecido en la normatécnica PDVSA N–202.

3. Las subestaciones deben ser localizadas en áreas no clasificadas que esténlibres de torres de enfriamiento, otros gases y vapores que pudiesencontribuir a fallas de aislamiento o de los equipos. Éstas subestacionesdeben estar también suficientemente alejadas de fuentes de calor quepudiesen afectar la capacidad de los equipos.

c. Los requisitos de espacio para otro tipo de subestaciones diferentes a lasprincipales se dan en la Tabla 1. Esta Tabla señala los requisitos para cada tipode equipo según su ubicación a la fuente de escape inflamable y operación.

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NOTA: Únicamente se permitirá la instalación de subestaciones de tipointerior (edificio presurizado positivamente) o encapsulada en áreasclasificadas o lugares peligrosos, cuando éstas sean debidamentejustificadas técnicamente (incluyendo las acciones de mitigación) ydebidamente aprobadas por el representante de PDVSA.

TABLA 1. ESPACIO MÍNIMO DESDE TABLEROS DE POTENCIA Y CENTROS DECONTROL DE MOTORES A LAS FUENTES DE ESCAPE DE SUBESTACIONES

DIFERENTES A SUBESTACIONES PRINCIPALES

Tipo de Tableros depotencia o Control de

t

¿El equipo alimenta unainstalación crítica y es la

instalación críticaindependiente de la fuente

de escape?

Espacio mínimo desdeEquipo a la fuente de

escape (m)p

motores

Si NoPunto

inflamación< 38�C (1)

Puntoinflamación

38�C

Exterior Bus por barra abiertoX 45 15

Exterior, Bus por barra abiertoX 15 15

Exterior Bus cubiertoX 45 15

Exterior, Bus cubiertoX 15(2) 15(2)

Exterior, metal–clad tablerosde potencia y/o centros de

X 45 45de potencia y/o centros decontrol en cubículos X 15 15

Interior, metal–clad tablerosde potencia y/o centros decontrol en un edificaciónconvencional

X 45(3) 15

NOTAS

1. Donde líquidos son manejados a una temperatura dentro o encima de los 8C de su punto deinflamación.

2. Se podrá reducir hasta 4,5 m (7,5 m de hornos) para tableros de potencia radialmente alimentadoscon sólo los arrancadores de motor (sin transformador de potencia asociada o tablero dedistribución de energía). Se exigirá caja a prueba de explosión si el gas peligroso es más pesadoque el aire.

3. Puede ser reducido a 15 m si la subestación es resistente a la explosión.

7.4.6 Parámetros de Protección Física de las Instalaciones

a. Grado de seguridad en la zona. Con este parámetro se evaluara según la zonael grado de seguridad contra la posibilidad de daños a la instalación.

b. Posibilidad de hurto. Con este parámetro se evaluara según las experiencias deinstalaciones similares en la zona la posibilidad de hurto de las instalaciones.

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7.4.7 Parámetros Económicos

a. Estimado de costos clase V. con este parámetro se evaluara el costo estimadode procura, construcción y mantenimiento de cada una de las opciones.

7.4.8 Una vez jerarquizadas las opciones para la ubicación de la subestación, se lerealizará, a la primera opción, estudios complementarios tales como: estudiosgeotécnicos, estudios de resistividad y levantamiento topográfico. En caso deobtener resultados no favorables, se aplicarán estos estudios a la siguiente mejoropción y así sucesivamente, hasta obtener la opción más conveniente.

8 DISPOSICIÓN DE EQUIPOS EN LA SUBESTACIÓN

8.1 Se deben elaborar los planos de disposición de equipos de las subestacioneseléctricas interiores y/o exteriores. Estos planos deben mostrar la siguienteinformación: las puertas de las edificaciones, la ubicación y las dimensiones detodos los equipos. Se deberán considerar los espacios mínimos para seguridad,operación y mantenimiento.

8.2 Se deberán mostrar los espacios libres entre los equipos y los pasillos.

8.3 Se debe mostrar la posición de todos los componentes de mantenimiento de lasubestación (por ejemplo, carritos de interruptores).

8.4 La disposición de equipos principales y espacio entre ellos debe ser tal quepermita el acceso expedito para el mantenimiento, entrada y salida de equiposa la subestación (por ejemplo, grúas, “lowboy”, equipos pesados, entre otros).

9 SELECCIÓN DE ESQUEMA Y TIPO DE LA SUBESTACIÓN

9.1 Esquemas Típicos de Subestaciones EléctricasLos esquemas típicos para el diseño de subestaciones eléctricas son:

a. Configuración en H.

b. Subestaciones unitarias.

c. Barra principal con barra de transferencia.

d. Doble barra con interruptor de acople.

e. Anillo.

f. Interruptor y medio.

g. Barra seccionada con interruptor de acople o enlace.

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h. Doble transferencia.

Nota: Otros arreglos pueden ser aceptables dependiendo de la condiciónparticular del diseño previa aprobación del representante de PDVSA.

9.2 Antes de la selección del esquema y tipo de la subestación el ingeniero deproyecto, previa aprobación del representante de PDVSA, deberá tener el estudioy determinación de las fuentes de alimentación emitido por la organizacióncustodia (servicios eléctricos).

9.3 La selección del esquema y tipo de la subestación deberá pasar por la evaluaciónde una serie de parámetros (ver Anexo B). Como mínimo se deberán analizar lossiguientes:

9.3.1 Condiciones ambientales.

9.3.2 Confiabilidad.

9.3.3 Flexibilidad.

9.3.4 Mantenibilidad.

9.3.5 Costo.

9.3.6 Criticidad de la carga.

9.3.7 Facilidad de expansión.

9.3.8 Área disponible.

9.3.9 Fuentes de alimentación.

9.4 Una vez seleccionado el esquema de la subestación se aplicará la tecnología oesquema más idóneo (ver punto 8).

10 NIVEL DE TENSIÓNLos niveles de tensión para subestaciones eléctricas serán los indicados en laTabla 2, de acuerdo a la norma NEMA C84.1 e IEEE C62.82.1. Son aceptableslos niveles de tensión indicados en la norma IEC 60038.

TABLA 2. NIVELES DE TENSIÓN DE LA SUBESTACIÓN

TENSIÓN NIVELES DE TENSIÓNNominal 34,5 kV 24 kV 13,8 kV 4,16 kV 2,4 kV ** 480 VOperación � 5% de tensión nominalDiseño * 35 kV 27,25 kV 15 kV 5 kV 5 kV 600 V

NOTAS:

* Otras tensiones son aceptables según las particularidades y requerimientos de diseño.

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** No se recomienda diseño de nuevas subestaciones con este nivel de tensión. Se recomiendamigrar las subestaciones con este nivel de tensión al nivel inmediatamente superior.

11 DIMENSIONAMIENTO DE EQUIPOS DE LA SUBESTACIÓN

11.1 Estudios del Sistema

Según la naturaleza del proyecto, se deberán realizar los estudios eléctricos queapliquen (para referencia ver Tabla 3).

TABLA 3. ESTUDIOS DEL SISTEMA

ESTUDIOS INFORMACIÓN OBTENIDA UTILIZACIÓN DE LAINFORMACIÓN

Estudios Fundamentalesa. Flujo de carga � Flujos máximos de potencia

� Corrientes máximas

� Tensiones máximas y mínimas

� Ajustes de protecciones

� Establecer necesidades decompensación

� Relaciones de TC’s y TT’sb. Cortocircuito � Corrientes de cortocircuito

simétricas

� Distribución de corrientes y aportes

� Relación X/R

� Sobretensiones producto de fallasasimétricas

� Corriente CC asimétrica

� Coordinación de protecciones

� Selección de pararrayos

� Selección de capacidad máxima decortocircuito de los equipos

– Dimensionamiento deconductores

– Dimensionamiento del sistema depuesta a tierra

c. Estabilidad � Tiempos máximos para despeje defallas

� Sobretensiones por rechazo decarga

� Variación de la frecuencia por(bote/rechazo) de carga

� Esquemas de Separación de Área(ESA)

� Selección de tiempos de recierre

� Límites de generación

d. Sobretensionestemporales

� Efecto Ferranti

� Rechazo de carga

� Por falla monofásica

� Corriente capacitiva de líneas

� Máxima tensión extremo abierto

� Sobretensiones de fases sanas

� Selección de pararrayos

� Selección de interruptores

� Selección de compensaciones

� Ajustes de relés de sobretensión

e. Estudio Z (w)–armónicos � Frecuencias de resonancia (polos yceros)

� Determinación de la necesidad defiltros (para el caso de sistemas decompensación)

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ESTUDIOS UTILIZACIÓN DE LAINFORMACIÓNINFORMACIÓN OBTENIDA

f. Análisis de Carga � Demanda en 8 h

� Demanda en 15 min

� Determinación de capacidad detransformadores

� Determinación de capacidad debarra

� Determinación de capacidad detableros

g. Arranque de motores � Corriente de arranque

� Perfiles de tensión

� Selección de arrancadores

� Dimensionamiento de conductores

� Selección de las proteccionesEstudios Transitorios

a. Sobretensiones demaniobra

� Energizaciones

� Aperturas

� Recierres

� Recierre monopolar

� Descarga de capacitares

� Despeje de fallas

� Sobretensiones máximas

� Corrientes de energización

� TTR en interruptores de alta tensión

� Corrientes máximas

� Bobinas limitadoras

� Energía de pararrayos

� Dimensionamiento de reactanciaslimitadoras

� Selección de descargador desobretensión

� Sintonización de reactores deneutro (verificación de tomas)

� Selección de interruptores

� Selección de dispositivos deprotección para bobinas de bloqueo

b. Sobretensionesatmosféricas

� Descargas directas eindirectas

� Efecto distancia

� Máximas sobretensiones

� Energía de pararrayos

� Distancias de pararrayos a equipos

� Selección de descargador desobretensión

� Coordinación de aislamiento

12 ESPECIFICACIONES DE EQUIPOS DE LA SUBESTACIÓN

12.1 Para la elaboración de las especificaciones técnicas de los equipos de lasubestación se deberá cumplir con las condiciones mínimas establecidas en lasnormas indicadas en la Tabla 4.

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TABLA 4. NORMAS TÉCNICAS APLICABLES PARA ESPECIFICAR EQUIPOS DE LASUBESTACIÓN

EQUIPO NORMARectificador–Cargador de Baterías PDVSA N–258UPS PDVSA N–275Transformador de Potencia PDVSA N–204Transformador seco IEEE C57.12.01Centro de distribución de potencia Baja tensión

N–272

Media TensiónPDVSA N–264

PDVSA N–267

PDVSA N–280Centro de control de motores Baja tensión

PDVSA N–273

PDVSA N–274


PDVSA N–266

Baja y MediaPDVSA 90619.1.054

Ducto de Barra Baja TensiónFondonorma 200

COVENIN 3063

COVENIN 3072

COVENIN 3087

Media TensiónFondonorma 200

IEEE C37.23Cables de potencia PDVSA N–259

PDVSA N–260

90619.1.057

90619.1.082Descargadores de sobretensión IEEE C62.22 sobre

1000VSeccionadores IEEE 1247 Sobre 1000V

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EQUIPO NORMATransformadores de corriente Baja tensión

PDVSA N–272


GeneralCOVENIN 2140

Transformadores de potencial Baja tensiónPDVSA N–272


GeneralCOVENIN 2356

Interruptor de potencia PDVSA N–272Generador de emergencia PDVSA 90619.1.052

PDVSA GE–211Baterías PDVSA N–281

PDVSA N–255

PDVSA 90619.1.056

12.2 Se permitirá el uso de otras normativas siempre y cuando estas hagan referenciaa condiciones iguales o mas exigentes que las anteriormente descritas.

12.3 El documento de especificaciones técnicas de los equipos de la subestacióndeberá tener, como mínimo, el siguiente contenido:

a. OBJETIVO

b. DEFINICIONES

c. ALCANCE

d. CONDICIONES DEL SISTEMA ELÉCTRICO

e. UBICACIÓN Y CONDICIONES DEL SITIO

1. Condiciones Ambientales y Meteorológicas del Sitio

2. Contaminación

3. Tensiones Auxiliares de Servicio

f. NORMAS, CÓDIGOS Y DOCUMENTOS DE REFERENCIA

1. Normas y Códigos Nacionales

2. Normas y Códigos Internacionales

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3. Documentos y/o Planos de Referencia

g. REQUERIMIENTOS GENERALES

1. Alcance

2. Características Constructivas

3. Pruebas

4. Transporte

5. Tiempo de entrega

h. INFORMACIÓN, DOCUMENTOS, GARANTÍAS Y ASISTENCIA TÉCNICA

i. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS GARANTIZADAS

13 SISTEMA DE PUESTA A TIERRA13.1 Previo al diseño de la malla de puesta a tierra, se deberán hacer los estudios de

resistividad correspondiente (perfil de resistividad) en el sitio seleccionado parala implantación de la subestación, el cual será el insumo para el diseño de la mallade puesta a tierra.

13.2 En caso de necesitarse material de préstamo para el acondicionamiento ylevantamiento de cota, la resistividad de este material no deberá ser mayor quela del terreno existente.

13.3 La puesta a tierra de subestaciones se regirá por lo indicado en la norma técnicaPDVSA 90619.1.091.

13.4 El valor de la resistencia de la malla de puesta a tierra deberá ser menor de 5 Ohm.

14 SISTEMA DE PROTECCIÓN CONTRA DESCARGASATMOSFÉRICAS

Para el diseño del sistema de protección contra descargas atmosféricas se debentomar en consideración las siguientes normas técnicas: FONDONORMA 200,PDVSA 90619.1.091, NFPA 780, IEEE 1410, IEEE 998 e IEC 62305.

15 SISTEMA DE PROTECCIÓN ELÉCTRICA15.1 Para el diseño de sistemas de protección y registros de falla se debe considerar

las características de los campos que formarán la subestación, así como lascaracterísticas de los equipos, longitud y calibre de las líneas (nuevas oexistentes), si tendrán equipo de compensación reactiva en cualquiera de losextremos y si requieren control de sobretensiones por disparo transferido.

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15.2 Los relés de protección deben ser de tipo numérico y tener funciones quepermitan el análisis de falla (oscilografía, registro de eventos). Adicionalmente sedeberá considerar incorporar equipos para sincronización de relés (reloj porGPS).

15.3 El ingeniero de PDVSA tomará la decisión de acuerdo a la importancia delproceso a la que vaya a alimentar la subestación de media tensión, colocarosciloperturbógrafo.

15.4 La selección de sistemas de protección y análisis de de falla requeridas en unasubestación deben tomar en consideración la condición de las líneasinvolucradas (nuevas o existentes), y su interacción con campos desubestaciones remotas, nuevas o existentes.

15.5 Las celdas utilizadas en subestaciones deberán ser de tipo a prueba de arco.

15.6 De acuerdo al tipo de subestación y el nivel de importancia de la carga se deberáconsiderar el uso de sistemas de detección de arco.

15.7 No se permiten conexiones tipo delta abierto en conexión de transformadores depotencial monofásicos.

16 SISTEMAS AUXILIARES16.1 La autonomía mínima de sistemas de los sistemas auxiliares deberá ser, de al

menos, 8 h.

16.2 Las baterías deben cumplir con lo establecido en la norma PDVSA 90619.1.056.

16.3 No se permite la conexión al sistema de servicios auxiliares de la subestación deotros sistemas o cargas que no estén vinculados a éste.

16.4 Tensiones NormalizadasLos valores de tensión deben cumplir con lo indicado en las Tablas 5 y 6.

TABLA 5. TENSIÓN CORRIENTE NORMALIZADA DE OPERACIÓN CONTINUA CCVoltios

2448

125

TABLA 6. TENSIÓN CORRIENTE NORMALIZADA DE OPERACIÓN ALTERNA CASistemas Trifásicos, 4

hilos (V)Sistemas Monofásicos,

3 hilos (V)Sistemas Monofásicos,

2 hilos (V)120/208 120/240 120277/480 – 277

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16.5 Fuentes de Alimentación

16.5.1 Los sistemas de servicios auxiliares deben tener, como mínimo, dos (02) fuentesde alimentación distintas, las cuales deben estar conectadas a la barra principalde la subestación y contar con un sistema de transferencia automática.

16.5.2 En subestaciones principales los sistemas auxiliares deben estar respaldadosmediante un sistema de generación local.

16.5.3 Sistema Auxiliar de Corriente Continua (SACC)

a. Este sistema dependerá del Sistema Auxiliar de Corriente Alterna (SACA).

b. Los rectificadores/cargadores deben cumplir con lo establecido en la normaPDVSA N–258.

16.5.4 Sistema Auxiliar de Corriente Alterna (SACA)

Los sistemas de suministro de potencia ininterrumpible (UPS por sus siglas eninglés) deben cumplir con lo establecido en la norma PDVSA N–275.

17 CONDUCTORES DE MEDIA Y BAJA TENSIÓNEn general, los conductores deben cumplir con lo indicado en la norma PDVSAN–201.

17.1 Media Tensión

a. Aislados: Los cables aislados deben cumplir con la norma PDVSA N–259 yN–260.

b. Desnudos: El conductor mínimo debe ser calibre N 2 AWG.

c. Se permitirá el uso de conductores desnudos de cobre, aluminio o de aluminio conrefuerzo acero, para las barras flexibles en subestaciones tipo exterior, el tipo deconductor seleccionado para una aplicación particular se basara en la longitud deltramo, la tensión y el hundimiento tolerable, y el costo. La selección del diámetrodeberá basarse en la capacidad de corriente, resistencia, peso y diámetro.

Nota: En todos los casos debe cumplir con lo establecido en la normaFONDONORMA 200.

17.2 Baja TensiónLos cables de baja tensión deben cumplir con la norma PDVSA 90619.1.082.

17.3 Cables

a. En general el cableado para subestaciones debe cumplir con lo indicado en lanorma PDVSA N–201.

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b. Para cables monopolares instalados en encerramientos metálicos o nometálicos, cada encerramiento contendrá todas las fases y el neutro, en caso deexistir, estará incluido en cada encerramiento si su corriente excede el 15% de lacorriente de fase.

18 SISTEMA DE AUTOMATIZACIÓN DE LA SUBESTACIÓN

18.1 Los protocolos de comunicación para automatización de subestaciones deberánser preferiblemente de tipo abierto. En los casos donde el proceso demandeprotocolos propietarios/cerrados, se deberá tener la aprobación delrepresentante de Automatización, Informática y Telecomunicaciones de PDVSA.

18.2 El diseño del sistema de automatización de las subestaciones deberá contemplarel equipamiento para la supervisión y control, tanto local como remoto.

18.3 Todo proyecto para automatización de subestaciones deberá ser avalado por elrepresentante de Automatización, Informática y Telecomunicaciones de PDVSA.

18.4 En la Figura 1 se presenta un esquema modelo para automatización desubestaciones.

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CT/PTCircuit Breaker

Disconnect SwitchPower Transformer

Master Protection Unit/Local

Dispatch Center

LANIEC 61850

Optical Fiber

Gateway

GPSAntenna

Switch Bus 1 Switch Bus 2

Master Protection Unit/RemoteWAN

Optical FiberIEC 61850

HMI

IEC 61850Star Topology

SNTP Server

Switch

Optical FiberDNP 3.0

DNP 3.0/IEC 61850Optical Fiber

DFR+PMUOptical FiberIEC 61850

Leyenda:SNTP Server: Sincronizador de redes con conexión para GPSDFR+PMU: registrador multitarea de sistemas de potencia

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Fig 1. SISTEMA AUTOMATIZADO DE SUBESTACIÓN

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19 CANALIZACIONES

19.1 En general las canalizaciones para subestaciones deben cumplir con lo indicadoen la norma PDVSA N–201.

19.2 Los conductores de 1000 V hasta 34,5 kV deberán estar dispuestos encanalizaciones independientes a los menores de 1000 V.

19.3 Las acometidas deberán estar dispuestas en canalizaciones independientes.

19.4 debe evitar en lo posible instalar canalizaciones subterráneas en zonas de altonivel freático.

20 ILUMINACIÓN

20.1 En general la iluminación para subestaciones debe cumplir con lo indicado en lanorma PDVSA N–201.

20.2 Niveles de IluminaciónPara los cálculos de iluminación se deben considerar los siguientes nivelesmínimos de iluminación en exteriores, según la norma PDVSA N–201 y la normaCOVENIN 2249.

20.3 La iluminación interior y exterior de subestaciones debe ser considerada comoservicio esencial. El diseño debe permitir las condiciones mínimas de iluminaciónpara realizar labores de operación/mantenimiento durante una pérdida total dela fuente de energía.

21 SISTEMA INTEGRADO DE PROTECCIÓN FÍSICAToda subestación deberá contar con sistema integrado de protección física, cuyodiseño debe se avalado por la Gerencia encargada de la función de Prevencióny Control de Pérdidas de PDVSA (Ver norma PDVSA 90622.1.002).

22 CONSIDERACIONES PARA EL DISEÑO DESUBESTACIONES DE TIPO INTERIOR

22.1 En el diseño de pasillo común se recomienda alinear los tableros de potenciacentros de control y Centros de Potencia para Paradas de Plantas.

22.2 Se recomienda el uso de pasillos internos si los tableros de potencia requierenacceso por detrás.

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22.3 Para el diseño de subestaciones tipo interior se debe tomar en cuenta los puntosde escape, espacios mínimos entre equipos y de seguridad para desplazamientodel personal, entrada y salida de equipos (ver punto 28).

22.4 Para el caso de subestaciones con encerramiento prefabricado, queda a criteriodel representante de PDVSA la selección de la distribución de equipos de lasubestación presentada por el fabricante.

22.5 Para subestaciones de tipo interior, se requiere que el piso tenga acabado liso.

22.6 Para subestaciones de tipo interior, aquellos equipos que tengan componentesremovibles que puedan extraerse rodando sobre el piso de la edificación, seinstalarán nivelados con respecto al piso acabado, a fin de que puedan extraerseo introducirse, mediante rodamiento dentro de sus compartimientos. Los pisoscon acabado de concreto se pintarán con pintura epoxica color gris claro, deacuerdo a la norma PDVSA O–201. El ingeniero de PDVSA aprobará el métodode sellado.

22.7 Se demarcará una línea claramente visible sobre el piso de la subestaciónalrededor de cada tablero de potencia y centro de control de motores o gruposde éstos, para indicar el perímetro límite de protección por arco eléctrico.

22.8 Elevación para Subestaciones Tipo Interior

22.8.1 La subestaciones deben ser diseñadas para ser construidas a nivel o por encimadel suelo. Esto dependerá de la clasificación de área y del sistema de cableadopara circuitos que entran y salen de la subestación.

22.8.2 Subestaciones a nivel 0 ó elevadas 600 mm (2 pies) del nivel del suelo paracumplir con los límites de la clasificación de área deben ser usadas cuando todoslos circuitos de potencia entren o salgan de la subestación mediante sistemas detuberías subterráneas o sistemas de cableado aéreo, o ambos.

22.8.3 Cuando se usan cables enterrados para los circuitos de potencia de entrada osalida se deben prever las instalaciones para facilitar la entrada de cablessubterráneos. Las subestaciones deberán estar diseñadas con un mínimo de treslados abiertos (entre el nivel del piso y el suelo).

a. En estas subestaciones, la elevación deberá proporcionar por lo menos 1,5 m (5pies) de espacio libre a la parte más baja de la parte inferior del piso del edificioo estructura de soporte.

b. El nivel deberá tener inclinación para evitar que cualquier derrame dehidrocarburo líquido fluya en la subestación.

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c. Cuando se especifique malla de ciclón, el tamaño de malla de 50 mm (2 pulg) seinstalará a través de cada lado abierto. Dos puertas de acceso o panelesdesmontables se facilitarán en los lados opuestos. Estos accesos tendránprevisiones para colocar candado u otro mecanismo de seguridad.

22.9 Climatización

22.9.1 El diseño de refrigeración por aire acondicionado debe cumplir con los siguientesrequerimientos:

a. El diseño incluirá aislamiento térmico y protección de humedad. Esto evita lacorrosión y los límites extremos de la temperatura interior. No se admiten mediosde ventilación, de tipo ventanillas o ventiladores de techo.

b. No se admite la colocación de unidades evaporadoras en la proyección verticalde equipos eléctricos.

c. Refrigeración mecánica debe ser proporcionada para limitar la temperaturainterior si la temperatura ambiente pudiese superar los 32C (90F). El control detemperatura automático encenderá la unidad de refrigeración cuando latemperatura alcance los 29C (85F), y apagará la unidad de refrigeración cuandola temperatura desciende a 27C (80F). La capacidad de enfriamiento limitarála temperatura interior a 27C (80F). En todo caso el diseño del sistema declimatización debe asegurar que no se produzca el fenómeno de condensacióndentro de la instalación.

d. En los espacios de la subestación, donde son instaladas las baterías, lacapacidad de diseño de refrigeración limitará la temperatura interior a un valorcoherente con la temperatura normal de diseño de vida de la batería suministradapor su fabricante, generalmente 25C (77F).

e. Las pérdidas de calor de todos los equipos eléctricos ubicados en el interior seconsiderarán en el cálculo de las cantidades necesarias de refrigeración artificial.

f. Filtros desechables o reutilizables se facilitarán en el sistema de aire de retornoa la unidad de refrigeración, cuando se especifique. Estos deberán ser capacesde eliminar contaminantes como el polvo, la suciedad, o H2S (donde aplique). Losniveles de contaminación admitidos serán especificados por el ingeniero dePDVSA.

22.9.2 Diseños alternativos de refrigeración para la subestación pueden serespecificados. En tales casos, se debe cumplir con los siguientes requerimientos:

a. El diseño incluirá la ventilación natural, protección de humedad, y aislamientotérmico para evitar la corrosión y que limiten su temperatura ambiente máxima enel interior a las especificaciones del fabricante del equipo, generalmente 32C(90F) para tableros y 25C (77F) para baterías.

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b. Las pérdidas de calor de todos los equipos eléctricos ubicados en el interior seconsiderará en el diseño de ventilación.

22.10 Sistema de Detección y Alarma de Incendio

– El sistema de detección de fuego y alarma contra incendio deberá cumplir conla norma PDVSA IR–I–01.

– El sistema de detección de gases inflamables y tóxicos deberá cumplir con lanorma PDVSA IR–I–02.

22.11 Puertas

22.11.1 Se colocará un mínimo de una (1) puerta sencilla y una (1) doble, que abran haciaafuera, en extremos opuestos de la subestación. Las puertas sencillas y doblesse utilizarán para la entrada y salida de personal, y estarán equipadas con unacerradura, la cual dará cabida a la llave maestra de la planta para subestaciones.Si el tamaño de la puerta doble es demasiado incómodo para ser utilizada comouna puerta de salida de emergencia, una segunda puerta sencilla deberá serproporcionada.

22.11.2 Las puertas serán de acero, de paneles superior e inferior sólidos. Las puertasdeberán tener un ancho mínimo de 900 mm (36 pulg) y deberán estar provistasde cerraduras horizontales anti–pánico de ancho completo. Tanto las puertascomo sus marcos se protegerán contra gases corrosivos como H2S, SO2 y NH3si están presentes en la atmósfera. Las puertas deben abrir hacia afuera a fin depermitir el acceso inmediato a los pasos de salida.

22.11.3 La puerta doble se dimensionará para permitir el paso de la unidad más grandede cualquiera de los equipos, tales como un cubículo del tablero de potencia. Afin de cumplir con este requisito, se acepta la colocación de una puerta de alturaestándar con un panel de acero desmontable encima de la misma

23 CONSIDERACIONES DE DISEÑO PARA SUBESTACIONESTIPO EXTERIOR

23.1 De manera general, la construcción de subestaciones tipo exterior se deberealizar en áreas no clasificadas.

23.2 Para los tableros de potencia que tenga elementos extraíbles por rodamiento seconstruirá una losa de concreto en su parte frontal. El ancho de la plataformadeberá sobresalir un mínimo de 1,8 m (72 pulg) del equipo, y su altura con relaciónal mismo, permitirá la extracción de sus elementos mediante el uso del carritosuministrado por el fabricante.

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23.3 A objeto de prevenir corrosión y limitar la temperatura ambiental interna, seincluirán instalaciones de ventilación, protección contra humedad y aislamientotérmico.

23.4 Se debe prever instalaciones de resguardo contra la intemperie para losoperadores y/o mantenedores.

23.5 Estas subestaciones tendrán dos (2) puertas que abran hacia afuera, localizadasen los extremos opuestos. Estarán equipadas con una cerradura, la cual darácabida a la llave maestra de la planta para subestaciones. Las puertas deberánequiparse con cerraduras horizontales antipánico de ancho completo.

24 RESERVA DE EQUIPOSComo mínimo, se preverán los siguientes espacios futuros de reserva para lostableros de potencia y centros de control de motores.

– En 34,5 kV, 13,8 kV y 6,9 kV un (1) espacio de reserva en piso a cada extremodel tablero.

– En 4,16 kV y 2,4 kV un espacio de reserva en piso a cada extremo del tablero.Si los motores se alimentan del tablero cuatro (4) espacios de reserva paraarrancadores de motores (Ej: dos (2) secciones verticales con dos (2)arrancadores por sección) ubicados uno (1) en cada extremo del tablero.

– En 480 V, una (1) reserva en piso y en cubículo para el tablero de potencia, 10%de espacio futuro para arrancadores y 10% de espacio futuro para cada centrode control de motores, una (1) sección de reserva en piso por cada centro depotencia alterno.

25 DISPOSITIVO DE IZAMIENTO25.1 En caso que los interruptores o arrancadores no estén diseñados para ser

extraídos por rodamiento a nivel de piso en un plano horizontal, se requierecolocar instalaciones permanentes de manejo en subestaciones para uso interiory exterior con pasillo para soportar y transportar:

– Interruptores en tableros de potencia en baja y media tensión.– A rrancadores en centro de control de motores de media tensión.– Transformadores de tensión extraíbles y controles de motor que tienen un peso

superior a la limitación especificada.

25.2 Se consideran aceptables las siguientes facilidades y dispositivos de izamiento:

25.2.1 Tipo Piso

Una unidad móvil con ruedas de caucho, la cual soportará los interruptores yarrancadores durante las operaciones de remoción y reinstalación en los tableros

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de potencia o centros de control, y que sea capaz de transportar los equipos hastalas puertas de acceso del edificio en tableros de potencia en baja y media tensión.

25.2.2 Grúa Monorriel

La disposición de esta instalación permitirá el transporte del equipo a lo largo delpasillo. La viga se extenderá desde el frente del tablero de potencia o centro decontrol, hasta la puerta doble de la subestación en centros de control de motoresde media tensión.

25.2.3 Facilidades Inherentes

Dispositivo de izamiento, suministrado por el proveedor del equipo, e instaladoencima del tablero o del centro de control y que puede moverse a lo largo delconjunto. Esta facilidad permitirá el izamiento de los dispositivos de control, desdeel piso o desde su posición extraída. Una carreta con ruedas de caucho serásuministrada para transportar los interruptores y arrancadores a la puerta deacceso de la subestación.

25.3 Se suministrarán los accesorios necesarios tales como: barras espaciadoras,cadenas y similares para el izamiento adecuado de los equipos.

25.4 Cuando se especifique, una grúa se instalará en los edificios que contienenequipos GIS (Gas Insulated Substation).

26 UBICACIÓN Y VENTILACIÓN DE BATERÍAS

26.1 Para las subestaciones de uso interior, las baterías en bastidores estaránsituadas en un cuarto separado y protegidas por un brocal de 150 mm (6 pulg).Esto reduce al mínimo la probabilidad de colisión cuando los equipos (porejemplo, elementos de interruptores de reserva) se mueven en el interior deledificio.

26.2 Para construcción normalizada de subestaciones tipo exterior, las baterías nodeben localizarse dentro del encerramiento del equipo. Se debe proveer unrecinto a prueba de intemperie adyacente.

26.3 Se tomarán medidas para la extracción y ventilación suficiente de los gases delas baterías. Esto evita la acumulación de una mezcla explosiva dentro deledificio, habitación o recinto de la batería.

26.4 Para las instalaciones de la batería tipo interior y de pasillo protegido(electrocenter), el sistema de ventilación de deberá proporcionar una tasa decambio de aire adecuado para evitar la acumulación de una mezcla explosiva.Encerramientos de baterías, si existen, deberán tener rejillas de ventilación.

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Nota: La determinación de las necesidades de intercambio de aire se basará enel método de carga y estimación de la formación de H2 del proveedor/fabricanteprevia aprobación del Ingeniero de PDVSA.

26.5 Cuando los sistemas de ventilación mecánica se utilizan para proporcionar elintercambio de aire adecuado para evitar la acumulación de una mezclaexplosiva, una alarma anunciadora independiente en la caseta de control (o sala)se facilitará para cada subestación tipo interior o tipo pasillo protegido con lasinstalaciones de la batería. Esta alarma se activará cuando el sistema deventilación de la subestación no esté funcionando. Además, a menos que seespecifique lo contrario, es preferible que una segunda alarma se instale de lamisma manera para cuando la ventilación de la subestación no funcione y elsistema de batería(s) de la subestación esté siendo recargado.

27 PATIO DE TRANSFORMADORES

27.1 Los transformadores de potencia sumergidos en aceite no deben ser localizadosen instalaciones interiores.

27.2 Las resistencias de neutro en sistemas de baja resistencia de puesta a tierradeben ser colocadas en el patio de transformadores.

27.3 Los transformadores y resistencias a nivel del suelo deben ser instalados sobreuna base de concreto. Las bases de concreto se extenderán horizontalmente porlo menos 75 mm (3 pulg) en todas las direcciones más allá de las dimensionesde la base de montaje de los equipos soportados. El tope de las bases será de,al menos, 160 mm (6 pulg), pero no más de 450 mm (18 pulg) sobre el nivelacabado de piedra picada, dentro o fuera del patio del transformador, cualquieraque sea mayor.

27.4 El área que rodea las bases del equipo debe ser cubierta con una capa de 100mm (4 pulg) de piedra picada de 18 a 25 mm de espesor. Un brocal de concretoretendrá la piedra. La parte superior del brocal será de 150 mm (6 pulg) sobre elnivel de acabado dentro o fuera del patio del transformador, cualquiera que seael mayor.

27.5 Trampas de AceiteUn sistema de retención para recoger cualquier fuga de aceite del transformadorse construirá como se indica en esta norma. Cuando se especifican fosas dedrenaje deberán tener una capacidad igual al volúmen de aceite en el mayor delos transformadores, y se aplicará lo siguiente:

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– Las fosas estarán situadas fuera de la subestación y deben ser cerramientosde hormigón con sumideros de piso para el uso de bombas portátiles.

– Los drenajes de cada posición de transformador se conectarán a la fosa portubería subterránea.

– Las áreas del transformador deben tener pendiente para drenar el aceite haciasumideros de fosas de drenaje.

– En caso de contar con sistema de drenaje local de aguas aceitosas, se deberealizar una conexión con válvulas en la fosa hasta la alcantarilla de procesode dicho drenaje

27.6 Partes Energizadas Expuestas, Cercas y PortonesSi los equipos dentro del patio de transformadores tienen partes energizadasexpuestas, una cerca (con malla de ciclón preferiblemente) de por lo menos 2,4m (8 pies) de altura se debe proporcionar alrededor del perímetro del patio.

– Cuando se especifica, las subestaciones principales deben tener cercado conalambre de púa en el tope.

– Dos puertas de acceso, que abren hacia el exterior, se instalarán en ladosopuestos del patio y se debe tener previsiones para colocar candado.

– Cercas y puertas deben estar conectadas y puestas a tierra.

27.7 Partes Energizadas No Expuestas, Cercas, Portones y BarrerasPara patios de transformadores que no tienen partes energizadas expuestas, almenos una de las siguientes facilidades deben ser especificadas:

– Una cerca de malla metálica (perimétrica) y portones de acceso, deconformidad con el punto 27.6.

– Postes de guarda alrededor del perímetro para proteger los transformadoresdel tráfico vehicular. Los postes serán instalados a intervalos menores oiguales a 1 metro (3 pies) y tendrán 1,5 m (5 pies) de altura.

– Barreras de seguridad “tipo carretera”.

27.8 Protección Contra Fuego

27.8.1 La protección contra fuego en Subestaciones debe cumplir con lo indicado en lanorma PDVSA N–252 y PDVSA IR–S–18.

27.8.2 Paredes Cortafuegos

Cuando se especifique, las paredes cortafuegos se proveerán entretransformadores. Estas paredes cortafuegos se extenderán en dirección verticalpor lo menos 305 mm (12 pulg) por encima de los transformadores y en direcciónhorizontal 610 mm (24 pulg) más allá de los transformadores. Las paredestendrán una resistencia al fuego de una hora.

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28 SEPARACIONES MÍNIMAS

28.1 Las separaciones del transformador serán medidas desde la parte protuberanteo más saliente del transformador tal como la caja de conexiones o radiadores. Lacerca del patio y la acera se consideran obstrucciones a los fines de la aplicaciónde las separaciones.

28.2 Las separaciones para los tableros de potencia y centros de control se medirándesde la parte protuberante más saliente, tal como las asas de manejo de puertaso estructuras adicionales.

28.3 Cuando se especifica, se proporcionara una marca de espacio disponible en elpiso. Esto permite la expansión de las celdas de media y baja tensión, y el centrode control de motores.

28.4 En subestaciones tipo interior se proporcionarán separaciones mínimas entreequipos de modo que se obtenga 1000 mm (39 pulg) de espacio libre disponible.Esto permitirá la salida segura del edificio, incluso con un equipo tipo extraíble,ya sea en posición de prueba, o completamente desconectado (interruptor enfrente de las celdas) con las puertas abiertas. Cuando el equipo se instala con unpasillo de funcionamiento común, se permitirá un espacio libre con todas laspuertas abiertas.

28.5 Algunos equipos requieren de acceso posterior o lateral para el mantenimientode rutina o para el reemplazo de los componentes principales. Estos equipos seinstalarán a distancias de las paredes y otros equipos prescritas por el fabricante,para facilitar estos trabajos.

28.6 La superposición de los espacios libres entre transformadores adyacentes, sonaceptables. Si se han especificado cortafuegos, los espacios mínimos que semuestran en la Tabla 7 serán desde el transformador hasta la pared cortafuego.

28.7 En ausencia de requisitos o reglamentos que especifiquen valores más elevados,los espacios libres mínimos requeridos serán como se muestra en la Tabla 7.

TABLA 7. SEPARACIONES MÍNIMAS

INSTALACIÓNSeparación

MínimaINSTALACIÓNpulg mm

Subestaciones Interiores

Vertical, desde el equipo al techo o a la parte inferior de la viga detecho

18 450

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INSTALACIÓNSeparación

MínimaINSTALACIÓNmmpulg

Tablero de potencia, frente al lado de operación, menor o igual a7200 V

60 1500

Tablero de potencia, frente al lado de operación, mayor 7200 V 75 1900

Tablero de potencia, desde cada extremo o lado de no operación 39 1000

Centros de control, frente al lado de operación 39 1000

Centros de control, parte posterior (si no está instalado contra lapared o contra otro equipo similar). Ver Nota 1.

39 1000

Centros de control, desde cada extremo (para equipos instaladosindividualmente). Ver Nota 1.

39 1000

Centros de control, desde un extremo (cuando dos equipos esténinstalados extremo con extremo). Ver Nota 1.

39 1000

Subestaciones Exteriores

Alrededor de los encerramientos, excepto lo indicado en los puntos23.1 y 28.6 de esta norma

39 1000

Patios de Transformadores

Transformador, desde el lado de A.T. 48 1200

Alrededor de otros lados del transformador, excepto lo indicado en elpunto 28.6 de esta norma

39 1000

Resistencias de Puesta a Tierra, por lo menos en un mínimo de 3lados.

39 1000

NOTA: (1) Los centros de control incluyen los centros de potencia para paradas de planta (TAPC).

29 ZANJAS, BÓVEDAS Y SÓTANOSLas zanjas bóvedas o sótanos para acometidas no se utilizarán debajo de losedificios de la subestación.

30 GAS, VAPOR Y AGUANo se permite el paso de tuberías de gas, vapor o agua no asociadas a losprocesos de la subestación donde se encuentren equipos activos o energizados.

31 TOMACORRIENTES31.1 La cantidad mínima de tomacorrientes a instalar, será la indicada a continuación:

– Dos (2) trifásicos, 4 polos, para ventiladores portátiles. Estos se instalaránadyacentes y entre cada par de transformadores. En caso de que lostransformadores sean de enfriamiento con aire forzado (ONAF), instaladospermanentemente, durante la instalación inicial del equipo no se requerirán lostomacorrientes.

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– Dos (2) trifásicos, 4 polos, ubicados adyacentes al transformador quealimenten a una subestación radial.

– Dos (2) monofásicos tres polos de uso general tipo intemperie a instalarse enel patio de transformadores.

– Tres (3) monofásicos, 3 polos de uso general dentro del edificio de lasubestación, uno en cada pared o dentro del encerramiento de subestacionesde uso exterior.

31.2 Ampliación de plantas existentes. Cuando se instalan nuevos tomacorrientesdentro de plantas existentes, estos aceptarán los tipos de enchufes en uso endicha planta. Los detalles de estos enchufes serán obtenidos por el ingeniero dePDVSA.

32 RESISTENCIA A EXPLOSIONESAdicionalmente a lo indicado en la norma técnica PDVSA IR–S–18 se debe tomaren consideración los siguientes aspectos:

32.1 En los casos en que usen edificaciones a prueba de explosión de uso interior perolos transformadores y los equipos asociados estén a la intemperie, se cumplirálo siguiente:

– Los efectos por explosiones y su duración deben ser especificados con el finde diseñar los soportes y fundaciones del transformador para prevenirdeslizamiento o volcamiento del mismo.

– Los ductos de barra, en caso de usarse, serán totalmente aislados.– El interruptor del primario y las cajas terminales se diseñarán para soportar

sobrepresiones y su duración especificada, en cualquier dirección horizontal.– Los patios de transformadores se ubicarán a un lado del edificio de la

subestación, opuesto a la fuente de explosión más cercana, siempre que ladisposición o arreglo de equipos permita proteger a los transformadores yequipos asociados contra daños causados por residuos o partes de laexplosión.

32.2 Las entradas de cables en subestaciones a prueba de explosión pueden requerirun diseño especial para mantener la integridad del edificio a prueba de explosión.El diseño de la entrada de los conductores debe ser aprobado por el ingeniero dePDVSA.

32.3 Las entradas de cables en el piso de edificios para subestaciones elevadas y aprueba de explosión, cumplirán con las condiciones siguientes:

– Se debe mantener en el mínimo la holgura alrededor de los cables. Losmateriales usados para el sello de los cables en el punto de penetración al piso,

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se reforzarán mediante un anillo colocado debajo del piso o se aseguraránmediante otros medios que eviten la entrada del material dentro del edificiocuando aumenta la presión causada por la explosión.

– Los orificios no utilizados, se taparán por debajo del piso, utilizando láminasremovibles de acero.

33 INSTALACIONES CON TRANSFORMADORES CAUTIVOS

33.1 Las instalaciones con transformadores cautivos localizadas cerca del motor u otracarga que ellas suplan, cumplirán con las condiciones siguientes:

– Deben estar localizadas en exteriores e instaladas a nivel 0.– Tener por lo menos una distancia de 7,5 m (25 pies) de todas las bombas,

compresores y máquinas similares, con excepción de la máquina accionadapor el transformador cautivo, y por lo menos 7,5 m (25 pies) de las torres,tambores, intercambiadores, enfriadores de aire de aleta y todos los equipossimilares.

– No deben estar ubicadas sobre o debajo de las plataformas de compresoreso plataformas similares.

– No deben haber partes energizadas descubiertas en el transformador. Cuandose especifique, el área alrededor del transformador debe estar de acuerdo apunto 27 de esta norma.

34 SEGURIDAD Y MANTENIMIENTO

34.1 A menos que se especifique lo contrario, los siguientes elementos deberán serinstalados en cada edificio de la subestación:

– Sistemas de detección y extinción de incendios de acuerdo a las normasPDVSA IR–I–01 y PDVSA IR–I–02.

– Instrucciones de primeros auxilios.– Guantes dieléctricos.– Mascara o una visera. Cuando se especifica o requerido por las normas

nacionales, esta mascara/visor deberá tener capacidad adecuada para lacantidad máxima de calor /arco eléctrico esperada del equipo para proteger alusuario.

– Lavado de ojos para las instalaciones de baterías (donde aplique).– Diagrama unifilar.– Teléfono.– Estantería montada en pared para contener las herramientas especiales y

equipos de operación.

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– Escritorio o mesa (donde aplique).– A menos que se especifique lo contrario, se colocará alfombra para aislamiento

eléctrico delante de todos los tableros de potencia y centros de control demotores. Se prefiere que estas alfombras no cubran las marcas de los límitesde la protección contra arco.

NOTA: Si se especifica o es requerido por las normas, se deberá tenerdebidamente en cuenta si o no cada uno de los elementos antes mencionados secoloca dentro de los límites de equipos de protección eléctrica contra arco.

35 CONTROL DE SUB–ESTACIONES CON SECUNDARIOSELECTIVO Y CON TRANSFERENCIA AUTOMÁTICA

35.1 Consideraciones de Diseño

35.1.1 Secuencia de Operación

a. El esquema de control proveerá transferencia automática de la alimentación acada barra, desde su entrada a la otra barra. La secuencia de operación de latransferencia automática será como se indica en el diagrama de bloques de laFigura 2.

b. El esquema de control permitirá la transferencia manual para sacar fuera deservicio una entrada o para colocar una entrada en servicio, después de unaoperación de transferencia. La secuencia de operación de transferencia manualserá como se indica en el diagrama de bloques aplicable de las Figuras 3 ó 4.

c. La secuencia de transferencia manual para subestaciones alimentadas desdefuentes no sincronizadas, es la indicada en la Figura 4. El esquema de control nopermitirá paralelismo de las entradas durante el cambio.

35.1.2 Fuentes Sincronizadas

La Figura 3 muestra la secuencia de transferencia manual para subestacionesalimentadas desde fuentes que están siempre en sincronismo o aquellas quepueden ser sincronizadas durante la operación de transferencia. Se colocará unselector de disparo que tenga las siguientes características:

a. El interruptor tendrá 3 posiciones únicamente. Una posición para el interruptor deenlace de barras y una posición para cada uno de los interruptores de entrada.

b. El interruptor se conectará de tal manera que el interruptor seleccionado sedispare posteriormente al cierre de los tres interruptores. Por lo tanto, las entradasestarán en paralelo momentáneamente durante el cambio, a fin de evitar lainterrupción del servicio.

c. Es de carácter obligatorio el uso un relé de verificación de sincronismo (25) deltipo estado sólido normalmente energizado.

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d. Los límites de los parámetros para el sincronismo de dos fuentes con capacidadde generación de hasta 10 MVA que vayan a interconectarse se muestran en laTabla 8.

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TABLA 8. LÍMITES DE PARÁMETROS PARA EL SINCRONISMO

Valor Global deUnidades DR (kVA)

Diferencia deFrecuencia (�f, Hz)

Diferencia deTensión (�V, %)

Diferencia Angularde Fase (�� )

0 – 500 0,3 10 20

> 500 – 1.500 0,2 5 15

> 1500 – 10.000 0,1 3 10

35.1.3 Transformadores para Instrumentos, Relés y Medidores

La disposición de los transformadores de instrumentación, relés y medidores sehará de acuerdo a lo aplicable de la Figura 5.

La Figura 5 presenta el diagrama unifilar de una subestación con secundarioselectivo con transferencia automática, que tiene el inicio de la operación detransferencia desde la subestación fuente y con protección en el secundario deltransformador.

35.1.4 Iniciación de la Transferencia de la Subestación Fuente

a. Un disparo transferido con la subestación fuente puede ser especificado parainiciar la transferencia automática de la subestación con secundario selectivo,cuando uno de los interruptores de alimentación en la subestación fuente sedispare. Este arreglo elimina el retardo de tiempo asociado con el inicio detransferencia por baja tensión. En caso de que una o más subestaciones seanalimentadas en paralelo con un par de alimentadores, se proveerán relésauxiliares (94) separados para cada subestación.

b. El disparo transferido debe combinarse con el circuito utilizado para disparar elinterruptor de la fuente primaria, para subestaciones que tengan protección detransformador o protección secundaria de transformador.

35.1.5 Protección en el Secundario del Transformador

a. Si se especifica protección en el secundario del transformador, los relés deprotección activarán un relé de bloqueo con reposición manual. La operación deeste relé bloqueará los circuitos de cierre del interruptor fuente y del interruptorde entrada, iniciará la transferencia automática y en caso de que el relé sea detipo paralelo, iniciará el disparo del interruptor fuente.

b. Si la protección del transformador utiliza relés de presión súbita se usarán relésde bloqueo tipo paralelo.

c. Si el transformador utiliza relés de tipo Buchholtz, pueden usarse relés de bloqueotipo serie o paralelo pero se prefieren los primeros.

35.1.6 Relés de Bloqueo

a. Los relés de bloqueo tipo serie (conexión en serie a la bobina del relé de disparo)tendrán las características siguientes:

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1. Reposición manual desde el exterior del panel frontal del tablero.

2. Indicación de disparo, tipo bandera mecánica.

3. Se prefiere que una luz piloto de “disparo sano” provea supervisiónsimultánea del circuito de inicio de disparo y de la bobina del relé de bloqueo,suponiendo que no hayan tantas subestaciones alimentadas por elinterruptor fuente, como para que la corriente total pudiera causar undisparo falso.

b. Con los relés de bloqueo tipo paralelo (conexión paralela a la bobina del relé dedisparo), se colocará supervisión de la bobina del relé, mediante una luz piloto de“disparo sano”. En caso de que una o más subestaciones con la misma ubicación,sean alimentadas en paralelo desde un par de alimentadores; se colocará un solorelé de bloqueo tipo paralelo por cada interruptor fuente (ver Figura 7). En casode que estas subestaciones operen a tensiones diferentes, los relés de bloqueose ubicarán en el tablero de potencia de mayor tensión.

c. Tanto para los relés de bloqueo tipo paralelo como para los tipo serie, se colocaráy marcará adecuadamente el medio eléctrico o mecánico para accionar el relémanualmente (consecuentemente disparando el interruptor de alimentación einiciando la transferencia); a menos que dicho interruptor esté localizado en elmismo cuarto.

35.1.7 Sistema de Control de Arreglo de Barras

a. El arreglo del sistema de control de barras de la subestación, se hará como seindica en las Figuras 8 ó 9, para el caso de subestaciones con relés de bloqueotipo paralelo.

b. Para subestaciones con relés de bloqueo tipo serie, el sistema de control serácomo se indica en la Figura 8 pero con sólo 3 ramales saliendo de la barra 3;excepto en caso de que exista verificación de sincronismo, para la cual serequerirá un cuarto ramal.

c. El nivel de tensión para los sistemas de control de barras se supervisará medianterelés auxiliares normalmente energizados, ubicados dentro del tablero depotencia. Los relés serán adecuados para operación continua a ese nivel detensión, sin tendencia a pegarse en la posición energizada y tendrán retardo detiempo en la apertura. El retardo de tiempo debe ser lo suficientemente largo paraprevenir el funcionamiento u operación del relé debido a caídas transitorias detensión.

d. Se colocará un relé, para cada sistema de control de barra y la bobina del relé seconectará en el punto más alejado de la alimentación. Para cada relé, seconectará en serie un contacto normalmente abierto el cual se usará paraaccionar una alarma de “Pérdida de Tensión de Control” en el panel de alarmasde la subestación.

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35.1.8 Circuitos de Control

Las Figuras 6 y 7 presentan circuitos de control que satisfacen los requerimientosde esta especificación. Los esquemas de control implementados en programas(software), utilizando dispositivos de control de programación almacenada queoperen como se describe en las Figuras 2 a la 4 son aceptables pero requierenla aprobación del ingeniero de PDVSA.

a. Los esquemas basados en microprocesadores deben incluir un interruptor dederivación (bypass), si tal interruptor se requiere para permitir la operación de losinterruptores secundarios en caso de falla del dispositivo. Puede requerirseredundancia para algunas aplicaciones. El nivel de redundancia requerido seráespecificado por el ingeniero de PDVSA.

b. Los esquemas basados en microprocesadores deben tener contactos deindicación de falla del dispositivo (watchdog), conectados al sistema de alarmaremota de la subestación para reportar una falla de autodiagnóstico o de error delmicroprocesador.

c. El circuito de control de la Figura 6 es adecuado para subestaciones alimentadasdesde fuentes que están siempre en sincronismo o desde fuentes que puedensincronizarse durante la operación de transferencia manual. Las modificacionesnecesarias para adaptar el circuito de la Figura 6 a subestaciones alimentadasdesde fuentes no sincronizadas, serán especificadas.

d. El circuito de control de la Figura 6 es apropiado para sistemas que disparen porfalla a tierra. Para sistemas con puesta a tierra con alta impedancia se requierebloqueo de la transferencia manual y automática cuando se presentan fallas atierra en ambas barras.

35.1.9 Medición

a. Cada línea de entrada deberá tener un voltímetro para la medición de la tensiónfase–a–fase de una fase.

b. Cada barra tendrá un voltímetro con selector para la medición de la tensiónfase–a–fase de cada fase.

c. Para los casos de subestaciones con el neutro no conectado a tierra o conconexión a tierra de alta impedancia, los voltímetros de la barra tendrán unselector para la medición de la tensión fase–a–tierra de cada fase, para detectarla existencia de fallas a tierra en el sistema.

d. Si se aprueba la sumatoria de los transformadores de corriente para la mediciónde la demanda vatio–hora, el transformador de corriente principal debe tener unaplaca de identificación de advertencia grabada en letras blancas con fondo rojocomo se muestra a continuación:

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ADVERTENCIAALIMENTACIÓN DE RETORNOPRESENTE CUANDO LA OTRA

ENTRADA ESTÉ CERRADA

35.1.10 Dispositivos de Supervisión

a. Adicionalmente a los dispositivos normales, tales como: luces indicadoras ybanderas; cada tablero constará de los dispositivos supervisorios descritos en lospuntos 36.1.6.a, 36.1.6.b y 36.1.10.b al 36.1.10.e.

b. Para cada entrada se colocará una luz blanca indicadora de la condición de“transferencia lista”. Esta luz se conectará a través de los contactos del dispositivoo dispositivos que inicien la transferencia automática. Cuando esté encendidaindicará que el circuito, que inicia la transferencia, está listo para operar. Cuandolos circuitos de autosupervisión indiquen que el dispositivo de control ha fallado,los esquemas que utilicen control por microprocesador apagarán la (s) luz (ces)de transferencia lista y abrirán un contacto de alarma.

c. Para cada interruptor de entrada y el de enlace, se colocará un interruptor deverificación de enganche, en caso de que este esté disponible. El interruptorindicará que el mecanismo de operación del interruptor ha sido reposicionadoadecuadamente luego del disparo y quedará enganchado cuando el interruptorse cierre.

d. Los interruptores de verificación de enganche colocados en los interruptores deentrada, desenergizarán la luz indicadora de posición “abierto” del interruptor, encaso de que el mecanismo del interruptor no haya sido reposicionadoadecuadamente. El interruptor de verificación de enganche del interruptor deenlace de barras apagará cada una de las luces “Transferencia Lista” cuando elmecanismo del interruptor no ha sido adecuadamente reposicionado.

e. Interruptores de verificación de enganche en interruptores intercambiables.Cuando los interruptores para los alimentadores de salida sean intercambiablescon los de entrada o con los interruptores de enlace de barra, se colocaráninterruptores de verificación de enganche. Cuando el mecanismo del interruptorno haya sido reposicionado adecuadamente y si el mismo está ubicado en lasalida, el interruptor apagará la luz indicadora de posición “abierto” del interruptor.

f. La fuente de alimentación corriente continua (CC) para circuitos de disparotransferido debe ser monitorizada por una luz blanca o por relés de baja tensiónsi las pérdidas de tensión no han sido monitorizadas por otras luces o relés en elesquema.

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35.1.11 Disposición de Elementos en el Tablero

La disposición de relés, dispositivos de control y placas de identificación en laparte frontal del tablero de potencia, para interruptores de entrada y de enlace debarra son los indicados en las Figuras 11 y 12. Estos arreglos se usarán de laforma más fidedigna posible dependiendo del espacio disponible en el tablero.Todos los dispositivos mostrados se localizarán en la mitad superior del frente deltablero. Los interruptores y dispositivos similares se ubicarán a una alturaconveniente para facilitar la operación por personas.

35.1.12 Placas de Identificación

a. Se colocará una placa que contenga las instrucciones de operación manual paraponer fuera de servicio una entrada y para colocarla en servicio normal, despuésde una operación de transferencia automática o manual. La Figura 10 presentaun ejemplo de una placa de identificación para subestaciones alimentadas desdefuentes sincronizadas.

b. Placas adicionales, se colocarán en la parte frontal de los tableros.

c. Todas las placas se colocarán en la parte frontal de los tableros.

d. Adicionalmente a las placas especificadas arriba, se colocarán pequeñas placasen el frente de los tableros, adyacentes a cada relé, indicando el número de lafunción del dispositivo, tal como 51–1, 27 R–2, entre otros.

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LOS INTERRUPTORES DE ENTRADA Y DE

ENLACE EN POSICION DE OPERACION

(NO ESTAN A PRUEBA NI EXTRAIDOS). (3)

LOS DOS INTERRUPTORES DE ENTRADAESTÁN CERRADOS

EL INTERRUPTOR DE ENTRADA 1 NO ESTA

SOPORTANDO CORRIENTE DE FALLA

(5)

FALLAS ANTERIORES EN EL LADO DE LA

CARGA DEL INTERRUPTOR 1 NO FUERON

DESPEJADAS POR PROTECCIONES EN

EL LADO DEL SUMINISTRO (6)

LA TENSIÓN EN LA ENTRADA 2 ES ADECUADA

Y HA PERMANECIDO ASI POR LO MENOS

DURANTE 3 SEG (7)

INTERRUPTOR 1 ESTÁ ABIERTO

FALLAS EN EL SEGUNDARIO DEL TRANS–

FORMADOR 1 Ó CONEXIONES HACIA LA

BARRA 1 INDICADA POR LA OPERACIÓN

DEL RELÉ DE FALLA A TIERRA.

DISPARO DEL INTERRUPTOR 1 INICIADO

POR EL ENCLAVAMIENTO CON LA SUB–

ESTACION FUENTE

FALLA EN EL TRANSFORMADOR 1 INDICADO

POR LA OPERACION DE LOS RELÉS DE

PRESIÓN SÚBITA, BUCHOLZ O DIFERENCIAL

BAJA TENSION DE ENTRADA EN LA BARRA

1 INDICADO POR EL RELÉ DE BAJA

TENSIÓN

(2)

INTERRUPTOR 1 ABRE

INTERRUPTOR DE ENLACE CIERRA

CONDICIONES INICIALES (1) CONDICIONES VERIFICADAS OPERACIÓN

LA TENSIÓN RESID. DE LA BARRA 1 ESTÁ

EN UN VALOR SEGURO (8)

SE INICIA EL DISPARO DELINTERRUPTOR POR OPERACION DELENCLAVAMIENTO EN LASUBESTACION FUENTE

(4)

NOTA:

La secuencia mostrada corresponde a una transferencia de alimentación de la barra 1 a labarra 2. Para hacer una transferencia de la barra 2 a la barra 1, reemplazar los subíndices1 por 2 y 2 por 1 en el procedimiento referido.

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Fig 2. SECUENCIA DE OPERACIÓN DE LA TRANSFERENCIA AUTOMÁTICA

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SECUENCIA DE OPERACION DE LA TRANSFERENCIA AUTOMATICA

1. Siempre se proveerá un mecanismo de inicio de la transferencia por bajatensión en la entrada. Pueden usarse una o más de las otras condicionesde iniciación de la transferencia, según se especifique.

2. Baja tensión es el 70% por ciento o menos de la tensión nominal. El tiempodel relé a cero tensión es usualmente de 0,1 a 1,5 seg.

3. La transferencia automática se bloqueará cuando alguno de los tresinterruptores esté en la posición de “prueba” o extraído, a fin de prevenirlos siguientes eventos:

a. Una transferencia incompleta, como podría ocurrir si el interruptor deenlace estuviese en las posiciones de “prueba” o extraído.

b. Una operación inútil de transferencia de una barra a otra, cuyointerruptor de entrada esté en posición de “prueba” o extraído.

c. Una transferencia peligrosa que podría energizar una barra que hayasido expresamente desenergizada y cuyo interruptor de entrada estéen posición de “prueba” o extraído.

d. Operación automática de un interruptor que esté en posición de“prueba”, lo cual podría poner en peligro al personal de mantenimiento.

4. La transferencia automática se bloqueará cuando cualquiera de losinterruptores de entrada esté abierto, a fin de prevenir los siguienteseventos:

a. Transferencia automática posterior al disparo por sobrecorriente delinterruptor de entrada, para evitar la conexión de un alimentador obarra en falla a la otra barra.

b. Una transferencia peligrosa que podría energizar a una barra que hayasido expresamente desenergizada mediante la apertura de suinterruptor de entrada.

c. Una operación inútil de transferencia de una barra a la otra, cuyointerruptor de entrada esté abierto.

En caso de que los relés de baja tensión usados para iniciar la operaciónde transferencia, sean alimentados desde los transformadores depotencial de la barra, en lugar de los de entrada; asegurará que cuandose energize nuevamente la barra, la transferencia permanezca bloqueadapor un lapso de tiempo suficiente para permitir el reposicionamiento delrelé de baja tensión.

5. La transferencia automática se bloqueará siempre que un interruptor deentrada conduzca la corriente de cortocircuito. La baja tensión ocasionadapor la falla podría iniciar la transferencia, lo cual conectará la barra oalimentador en falla a la otra barra.

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6. El dispositivo 50 se calibrará por encima de la contribución del motor a lafalla en la entrada, permitiendo una disminución de las componentes CAy CD, usualmente de 12,5 a 18 A. El dispositivo 50N se calibrará por debajode la corriente de falla a tierra; usualmente de 0,5 a 2 A, pero por encimadel nivel real de corriente del neutro a menos que se usen 4 TC.

7. La transferencia automática se bloqueará siempre que existandispositivos en el lado de alimentación de un interruptor de entrada, queelimina corrientes causadas por fallas ocurridas en el lado de carga de eseinterruptor. A fin de prevenir la transferencia, ésta se bloqueará hasta quese haya reestablecido un 90% o más del nivel de tensión, luego determinado el flujo de corriente de falla a través del interruptor de entrada.

8. La transferencia automática se bloqueará cuando la tensión dealimentación en la otra entrada y al momento de la transferencia, no seaigual o mayor al 90% del nivel normal de tensión. Las perturbaciones delsistema pueden causar caídas de tensión en ambas entradas. Dado queel nivel de tensión puede ser restituido a una entrada antes que en la otra,después de una caída simultánea de tensión, la transferencia sebloqueará por 3 segundos a fin de esperar por la restitución de la tensiónen la otra entrada. Este hecho evita transferencias innecesarias, cuandola restitución de la tensión en ambas entradas ocurre dentro de 3segundos.

9. El interruptor de enlace no se cerrará hasta tanto la tensión residual en labarra 1, no haya caído por debajo del valor especificado. Usualmente de25% ó 40% si todos los motores están previstos para arranqueEstrella–Delta.

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CERRAR SU INTERRUPTORDE CONTROL (ENTRADAS 1,2O EN LA– CE)

EL INTERRUPTORSELECCIONADO POR ELINTERRUPTOR DE CONTROLABRE

EL INTERRUPTOR CIERRA AL

GIRE EL SELECTOR DELINTERRUPTOR A SER

SELECCIONADO

CIERRE EL INTERRUPTOR DECONTROL DEL INTERRUPTOR

DE ENTRADA 1 Ó 2

(2)

CIERRE EL INTERRUPTORDE CONTROL DEL

INTERRUPTOR DE ENLACE(2)

RELE DE BLOQUEO DEL TRANS–FORMADOR REPOSICIONADO

(1)

LAS FUENTES DE SUMINISTRODE LAS ENTRADAS 1 Y 2 ESTANEN SINCRONISMO

(3)

TODOS LOS INTERRUPTORES ENPOSICION DE OPERACION (NOEN PRUEBA O ABIERTO)

TODOS LOS INTERRUPTORESCERRADOS

CONDICIONES INICIALES CONDICIONES VERIFICADAS OPERACIÓN

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Fig 3. SECUENCIA DE OPERACION MANUAL PARA SUBESTACIONESCONECTADAS A FUENTES SINCRONIZADAS O QUE PUEDEN SER

SINCRONIZADAS DURANTE LA OPERACION

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EL INTERRUPTOR CIERRA ALCERRAR SU INTERRUPTORDE CONTROL (ENTRADAS 1,2 Ó ENLACE)

ABRIR INTERRUPTOR DEENTRADA 1,2 Ó INTERRUPTORDE ENLACE

CERRAR EL INTERRUPTOR DEENTRADA 1

CERRAR INTERRUPTOR DE

ENLACE

RELE DE BLOQUEO DEL TRANS–FORMADOR REPOSICIONADO

(1)

CONDICIONES INICIALES CONDICIONES VERIFICADAS OPERACIÓN

CERRAR EL INTERRUPTOR DEENTRADA 2

EL INTERRUPTOR ABRE

AL ACCIONAR SU SUICHE DE

CONTROL (ENTRADAS 1, 2 Ó

ENLACE)

ABRIR INTERRUPTOR DE UNODE LOS OTROS DOSINTERRUPTORES ESTÁNABIERTOS O POSICIÓN DEPRUEBA O EXTRAIDOS

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Fig 4. SECUENCIA DE OPERACIÓN MANUAL PARA SUBESTACIONESCONECTADAS A FUENTES NO SINCRONIZADAS

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NOTAS PARA LAS FIGURAS 3 Y 4

1. Proveer un relé de bloqueo de reposición manual para cada interruptor deentrada que tenga disparo por falla en el transformador (presión, Buchholzo diferencial) y por relés de tierra conectados en el secundario. Ademásde disparar el alimentador de la subestación y de iniciar la transferenciatambién bloqueará el circuito de cierre del interruptor de entrada. En laposición de prueba o extraído, el relé de bloqueo se eliminará para permitirel cierre del interruptor.

2. Cerrar el interruptor del interruptor que está abierto.

3. Instalar un relé verificador de sincronismo o similar, para evitar elparalelismo entre las líneas 1 y 2 cuando sus fuentes de potencia no estánsincronizadas (este relé no es requerido si las fuentes están siempre ensincronismo).

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TRANSFERENCIA AUTOMÁTICA

INTERRUPTOR DE ENTRADA 1

INTERRUPTOR DE ENTRADA 2

MEDICIÓN MEDICIÓN

BLOQUEBLOQUE

BARRA 2BARRA 1

SUB – ESTACIÓN DE ALIMENTACIÓN

LINEA 1 LINEA 2

INTERRUPTOR DEALIMENTADOR No.1

INTERRUPTOR DEALIMENTADOR No. 2

MEDICIÓN MEDICIÓN

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Fig 5. DIAGRAMA UNIFILAR

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NOTAS PARA LA FIGURA 5

1. Proveer relé de chequeo de sincronización, sólo si las fuentes normalmente sincronizadas, ofuentes que pueden estar sincronizadas, pudieran salir de sincronización eventualmente.

2. Relés 27, 27L y 27R (si 1–0) deberán estar conectados línea a línea en las mismas fases.3. En operación normal, los interruptores 52–1 y 52–2 están normalmente cerrados y el interruptor 24

abierto.4. Para subestación de media tensión se colocará resistencia de puesta a tierra en el punto neutro.5. Para subestaciones sin puesta a tierra o de alta resistencia de puesta a tierra, se proveerá de 3

transformadores de potencial estrella–estrella con los neutros puestos a tierra.6. En caso de utilizar relés multifuncional, se permite modificaciones del esquema previa justificación

y aprobación del representante de PDVSA.

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ALIMENTADOR CC N 3

ALIMENTADOR CC N 3HACIA LAFIGURA 6 (B)

HACIA LAFIGURA 6 (B)

LV LR

LB

2 (3)

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Fig 6. INTERRUPTORES DE ENTRADA Y ENLACE

Fig. 6. (A) CIRCUITO DE CONTROL DEL INTERRUPTOR DE ENTRADA

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Fig. 6. (C) CIRCUITO DE ALARMAPARA “CONDICIÓN ANORMAL

DE ENLACE DE BARRAS”

Fig. 6. (D) CIRCUITO DE ALARMA DE “PÉRDIDA DE TENSIÓN DE

CONTROL”

HACIA LAFIGURA 6 (A) HACIA LA

FIGURA 6 (E)

HACIA LAFIGURA 6 (A)

HACIA LAFIGURA 6 (E)

AL PANEL DE ALARMADE LA SUBESTACIÓN

AL PANEL DE ALARMADE LA SUBESTACIÓN

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Fig. 6. (B) CIRCUITO DE CONTROL DEL INTERRUPTOR DE ENLACE

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HACIA LAFIGURA 5 (F) O 6

HACIA LAFIGURA 6 (F) Ó 7

LB

LRLR

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Fig. 6. (E) CIRCUITO DE CONTROL DEL INTERRUPTOR DE ENTRADA

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HACIA LAFIGURA 7

HACIA LAFIGURA 7

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Fig. 6. (F) CIRCUITO DE CONTROL DE VERIFICACION DE SINCRONISMO (2)

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NOTAS PARA LA FIGURA 6

1. Los fusibles de los circuitos de cierre y disparo se muestran como un ejemplo. Referirse al tablerode potencia, centro de control de motores y ducto de barras, para otros esquemas aceptables. Encaso de que el circuito de disparo no esté protegido, alimentar la luz piloto verde del 52–1 y 52–2,a través de los fusibles del circuito de cierre.

2. Eliminar en caso de que las fuentes estén siempre en sincronismo.3. Eliminar los contactos 52LS–2 y 24LS (señalados como nota 3), en caso de que los contactos

52–2/a, 24/a y 24/b (señalados como nota 3) estén instalados en una parte movible de interruptory son desconectados cuando los interruptores 52–2 y 24 estén en posición de “prueba” o extraídos.

4. Eliminar los contactos 52LS–1 y 52LS–2 (señalado como nota 4), en caso de que los contactos52–1/a y 52–2/ (señalados como nota 4) estén instalados en una parte movible del interruptor y sondesconectados, cuando los interruptores 52–1 y 52–2 estén en posición de “prueba” o extraídos.

5. Eliminar los contactos 52LS–1 y 24LS (señalados como nota 5), en caso de que los contactos52–1/a, 24/a y 24/b (señalados como nota 5) estén instalados en una parte movible del interruptory son desconectados cuando los interruptores 52–1 y 24 estén en posición de “prueba” o extraídos.

6. Eliminar el contacto 24LS (señalados como nota 6), en caso de que el contacto 24/b (señaladoscomo nota 6) esté instalado en una parte movible del un interruptor y esté desconectado cuandoel interruptor 24 esté en posición de “prueba” o extraído.

7. Los Contactos “a” de los “interruptores estacionarios”, indicados en las notas 3, 4, 5 y 6, no seconsideran desconectados cuando el interruptor esté en posición de “prueba”; dado que existe opuede proveerse un puente para operar el interruptor con el interruptor en posición de “prueba”. Loscontactos LS no se eliminarán en este caso.

8. Bobina de tensión reducida (83). Dimensionar la resistencia para que limite la corriente a través dela bobina del relé, dentro de los límites de la capacidad nominal continua de la bobina.

9. Los contactos 52–1/a, 52–2/a y 24/a (señalados como nota 8) serán contactos auxiliares delinterruptor operados mecánicamente (no son contactos de relés auxiliares usados para multiplicarlos contactos auxiliares).

10. La resistencia de la bobina del relé 25 y deberá ser lo suficientemente baja para permitir el arranquede la bobina de la bandera y sello del relé 25.

11. El circuito es para subestaciones alimentadas desde fuentes que están siempre en sincronismo ofuentes que puedan sincronizarse durante una transferencia.

12. Contacto de relé auxiliar normalmente energizado. Colocar un relé por cada sistema de control depotencia.

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LEYENDA

S Í M B O L O S

DIAGRAMAS UNIFILARES DIAGRAMAS ESQUEMATICOS

TRANSFORMADOR DE POTENCIA

TRANSFORMADOR DE POTENCIAL

TRANSFORMADOR DE CORRIENTE

INTERRUPTOR

FUSIBLE

ENCHUFE

BOBINA

SELECTOR

SECCIONADOR O INTERRUPTOR

FUSIBLE

RESISTENCIA

LÁMPARA INDICADORA:LV = VERDELR = ROJALB = BLANCA

CONTACTO ABIERTO CUANDO EL DISPOSITIVO ESTAABIERTO, DESENERGIZADO O EN POSICIÓN NORMAL

CONTACTO CERRADO CUANDO EL DISPOSITIVO ESTÁABIERTO, DESENERGIZADO O EN POSICIÓN NORMAL

BOBINA DE RELÉ O SOLENOIDE

CONDUCTOR CRUZADO, NO HAY CONEXIÓN

CONDUCTORES CONECTADOS

EL SUBÍNDICE NUMERAL ESEL NÚMERO DEL DISPOSITIVO

NOTAS:

Las capacidades nominales de los relés están basadas en transformadores de potencial consecundarios a 120 voltios y transformadores de corriente con secundarios de 5 amperios.

8 Interruptor de desconexión de control de 2 polos.10 Interruptor de 3 posiciones; retorno sin resorte; posiciones

marcadas como DISPARO 1 – DISPARO DE ENLACE –DISPARO 2; con contactos cerrados como se indica por lossuscritos 1, T y 2.

24 Interruptor de enlace de barra, intercambiable con otrosinterruptores de la misma capacidad nominal.

24/a, 24/b, Ver 52/a, 52/CC, 52CS, 52LC, 52LS, 52TC.24/CC, 24CS,24/LC, 24LS24TC.25 Relé verificador de sincronismo.25X, 25Y Relé auxiliar, con reposición automática, armadura tipo bisagra.27–1, 27–2 Relé de inducción de baja tensión. El contacto normalmente

cerrado se abrirá cuando se retire el relé.

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27I–1, 27I–2 Relé instantáneo de baja tensión, gama de tensión de 70–100 ó60–140 voltios, la gama mínima de caída/arranque es de 90%,calibrado para caída, caja semi–superficial extraíble, contactosnormalmente cerrados que abrirán cuando se retire el relé,consta de dos contactos eléctricamente independientesnormalmente cerrados. Luego de la calibración, verificar que latensión de accionamiento para la calibración de caída de tensiónseleccionada, no exceda del menor valor sostenido esperado dela tensión normal, considerando la regulación de tensión deltransformador y de la fuente de alimentación.

27R–1, 27R–2 Relé de tensión residual, trifásico, apertura ajustable desde 30 o45 voltios, adecuado para operación continua a 120 voltios sintendencia a pegarse en la posición de energización. Paracualquier calibración de tensión de apertura se cumplirán lossiguientes aspectos:

a. La apertura no variará por más de 2 voltios para frecuenciasentre 25 y 60 ciclos.

b. El arranque no excederá de 95 voltios.

c. La caída en caliente (después de operación continua a 120voltios) estará a menos de 4 voltios de la caída en frío(después de un tiempo prolongado de no energización y luegode aplicación momentánea de 120 voltios).

d. La tensión de apertura será independiente de la tensiónaplicada anteriormente o al relé se le pondrá una nota quediga “Elevar la tensión a 115 V antes de calibrar la apertura”.

e. El relé será completo con una caja de montajesemisuperficial. El circuito normalmente cerradopermanecerá cerrado cuando se extraiga el relé.

f. No se utilizarán condensadores electrolíticos.

g. Equivalente a I–T–E Tipo JMS–2.

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50–1/51–1 Relé de inducción de sobrecorriente temporizado de 1,5–12,10–80 ó 4–12 amperios, 50–2/51–2 de 10–80 ó 10–40 amperiosinstantáneo caída (Dropout) del elemento instantáneo a 5,5 amp.min. La característica del relé 51 se escogerá para asegurar elmejor compromiso de coordinación de las protecciones. En casode que el circuito de salida predominante sea un alimentador demotores con relés de protección o un interruptor de cajamoldeada, probablemente la mejor selección podría ser un reléde característica “inversa”. Si el circuito de salida predominanteestá protegido con fusibles, la mejor, selección es probablementeun relé de característica “extremadamente inversa”. En caso deno existir una sola carga que imponga la coordinación, la mejorselección podría ser de característica “muy inversa”.

50N–1/51N–1 Relé de inducción de sobrecorriente temporizado concaracterística “inverso”, de 0,5–4 ó 0,5–2,5.

50N–2/51N–2 Amperios, 0,5–4 ó 1–4 amperios, instantáneo; o temporizado de2–16 ó 2–6 amperios, 2–16 ó 2–8 amperios, instantáneo.

La toma del elemento de inducción se seleccionará para obtenercoordinación entre el relé 51 G y lo siguiente:

a. Para sistemas de baja tensión solidamente conectados atierra, para permitir el arranque del relé a 15% del nivelmáximo de falla trifásica.

b. Para sistemas de media tensión conectados a tierra a travésde resistencia, para permitir el arranque del relé entre10–20% del nivel máximo de falla a tierra.

51G–1/51G–2 Relé de inducción de sobrecorriente temporizado concaracterística “inverso”, de 0,5–4 ó 0,5–2,5 amperios otemporizado de 2–16 ó 2–6 amperios (no instantáneo).

52–1, 52–2 Interruptor de entrada intercambiable con otros interruptores dela misma capacidad nominal.

52/a, 52/b Contactos auxiliares en los interruptores 52 y 24, el contacto

24/a, 24/b “a”esta abierto cuando el interruptor está abierto y el “b” estácerrado cuando el interruptor está abierto. En caso de usarserelés auxiliares para multiplicar los contactos, estos deberánenergizarse mediante contactos “a”. Los relés serán del tipo dereposición automática, armadura tipo bisagra.

52/CC, 24/CC Circuito de cierre anti–bombeo de los interruptores 52 y 24, consello para energización momentánea.

52CS–1, 52CS–2 Interruptor de control para los interruptores 52–1, 52–2 y 24.

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24CS Posición de cierre y disparo con retorno por resorte a neutro, concontactos cerrados como se indica por los sufijos C y T.

52LC, 24LC Interruptor de verificación de enganche en el interruptor, loscontactos cerrados indican que el mecanismo de operación delinterruptor se ha reposicionado adecuadamente luego de laoperación de disparo y se enganchará en una operación decerrado.

52LS, 24LS Contacto cerrado o abierto, como se indica, solamente cuandoel interruptor indicado (por el sufijo 1: 52–1, sufijo 2: por 24LS:24)está en posición de operación. Cuando el interruptor está enposición de “prueba” o “extraído”, los contactos abren si semuestran cerrados; o se cierran si se muestran abiertos. Espreferible que los contactos 52LS y 24LS consistan enconexiones adecuadas a terminales apropiados del dispositivode desconexión secundaria; en caso de que esto no sea posible,es aceptable el uso de interruptores límites sensibles a laposición del interruptor. En caso de usarse relés para multiplicarcontactos, estos indicarán “interruptor caído” cuando esténdesenergizados, y se energizarán mediante interruptores “8” delos interruptores controlados.

52/TC, 24TC Bobina de disparo de los interruptores 52 y 24.

63 Relé de presión súbita del transformador, tipo de aumento.

63X Relé auxiliar, Buchholz.

83 Relé auxiliar, bobina de tensión reducida para permitir elarranque del relé 27, con reposición automática.

86 T Relé de bloqueo de reposición manual.

94 Relé auxiliar, con reposición automática.

96, 97 Relé auxiliar, arranque instantáneo, apertura con retardo detiempo ajustable. Calibrar el relé 96 para 3 segundos de retardoy el 97 para 1 segundo.

Las siglas usadas tienen el siguiente significado: TDDO: apertura(dropout) con retardo de tiempo; TDC: cierre con retardo detiempo; TDO, apertura con retardo de tiempo.

GL, RL, WL Luces indicadoras verde, roja o blanca.

PB Botón contacto momentáneo, contacto normalmente cerrado onormalmente abierto según se indique.

V Voltímetro.

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VS Selector de voltímetro. Para sistemas con neutro conectado atierra, con dos transformadores de potencial conectados en deltaabierto, el selector tendrá cuatro (4) posiciones marcadas 1–2,2–3, 3–1, APAGADO. Para sistemas no conectados a tierra oconexión a tierra de alta–resistencia con tres transformadores depotencial de barra conectados en Y–Y, el selector tendrá siete (7),u ocho (8), posiciones marcadas 1, 2, 3, 1–2, 2–3, 3–1,APAGADO o dos posiciones APAGADO, respectivamente.

271 Los relés 271 evitan la transferencia automática luego de lapérdida simultánea de ambas fuentes, ó la pérdida de una fuentey baja tensión en la otra. Los relés 271 funcionan a través de losrelés 96. Dado que los relés 96 son del tipo de retardo de tiempo,la transferencia automática también puede prevenirse medianteel restablecimiento simultáneo de ambas fuentes luego de unadoble interrupción, suponiendo que ambas fuentes alcancen elnivel normal de tensión en un período máximo de 3 segundosentre ellas. Los relés 271 también sellan (seal iti) los relés 97 paraprevenir la transferencia en caso que el interruptor dealimentación se dispare primero debido a fallas de sobrecorrienteen la subestación con secundario selectivo.

EXPLICACIÓN DE LAS FUNCIONES DE LOS RELÉS27R Los relés 27R protegen aquellos motores conectados a la

transferencia automática, contra el disparo instantáneo y lasobretensión debido al cierre fuera de fase con tensión residual.La protección se alcanza mediante el retardo de la transferenciahasta que la tensión residual caiga a un nivel seguro. El término“Conectados a la Transferencia” es usado para aquellos motorescon arrancadores dispuestos, ya sea para mantener los motoresconectados a la barra durante la operación de transferencia opara reconectarlos inmediatamente después de la aplicación detensión a través del enlace de barras. Los motores conarrancadores dispuestos para recierre escalonado,posteriormente a la transferencia, usualmente tendrán nivelesinsignificantes de tensión residual al momento del recierre. Losmotores generarán un nivel de tensión residual decadente si lafuente de potencia es interrumpida bajo carga sin falla paradisipar la energía magnética almacenada en los motores. Lacalibración normal de los relés 27R es el 25% de la caída detensión normal línea a línea. En caso de que ésta calibracióncause una transferencia excesivamente larga, la misma podráaumentarse hasta el 40% dependiendo de la impedancia delsistema y del grado de protección deseado para el motor.

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M r

l–T–RW

CALIBRACIÓN DEL RELE 27 R

LOS RELES 27 R SE CALIBRARAN PARA CAÍDA DE TENSIÓN PREFERIBLEMENTE CON UNAFUENTE TRIFÁSICA VARIABLE UTILIZANDO TRANSFORMADORES DE POTENCIA Y DOSPOTENCIÓMETROS (VARIAC) EN DELTA ABIERTA, SE PUEDE HACER LA CALIBRACIÓN DEUNA FUENTE MONOFASICA ALIMENTANDO DOS DE LOS TRES TERMINALES DEL RELÉ,PARA UN AJUSTE DADO LA TENSION DE OPERACION MONOFASICA SERA MAYOR QUE LATRIFÁSICA EN EL FACTOR “K” SIGUIENTE:

TIPODE

RELE

JMS–2SVF

CAÍDA DE TENSIÓN MONOFÁSICA

CAÍDA DE TENSIÓN TRIFÁSICAK =

RECOMENDACION DEL FABRICANTE K = 1,6

50–1, 50–2 Los relés 50 y 50N, operando a través de los relés 97, son usados50N–1,50N–2 para bloquear la transferencia durante fallas de sobrecorriente

hasta que la falla sea despejada por el interruptor del alimentadoro de la entrada. Cuando estos relés están adecuadamentecalibrados permiten al relé 27 operar más rápido bajocondiciones de falla que los relés 51–1 ó 51–2 sin causar unatransferencia. Este hecho permite calibraciones tanto de tiemposbajos así como de tensión para los relés 27. Los relés 50 secalibrarán por encima de la máxima corriente de no fallaesperada antes de la transferencia, tal como la que ocurredurante un período de tensión reducida, y también sobre lacontribución del motor a la falla.En caso de que los relés 50 no puedan calibrarse por encima dela contribución del motor, añadir el relé auxiliar TDPU,calibradoa 0,3–0,5 segundos para superar la contribución. Operar el reléauxiliar con un contacto del relé 50. Reemplazar los contactos delrelé 50 en el circuito de la bobina del relé 97 de la Figura 6A conlos contactos TDC del relé auxiliar de la entrada o deltransformador.

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ALIMENTADOR C–C EN LA SUBESTACIÓN DE ALIMENTACIÓN

FIGURA 7 (A)CONTROL DE LA SUBESTACIÓN

DE ALIMENTACIÓN (SIMPLIFICADA)

A LA SUBESTACIÓN DE ALIMENTACIÓN

A LAS SUBESTACIONES LOCALIZADAS EN OTROS PUNTOS

FIGURA 7 (B)CONTROL MEDIANTE RELÉ DE BLOQUEO TIPO PARALELO 86T

SUBESTACIÓNCON SECUNDARIO

SELECTIVO

CONTACTO B DELINTERRUPTOR DELALIMENTADOR N 1

CONTACTO B DELINTERRUPTOR DELALIMENTADOR N 2

DISPARO CIERRE DISPAROCIERRE

FIGURA 7, NOTAS:

1– EL VALOR DE LA RESISTENCIA ES ELREQUERIDO PARA PROTEGER LOSCONTACTOS DE LOS RELES 63 Y 63X ENCASO QUE OCURRA SOBRETENSION ENEL RELÉ 63.

2– OMITIR EL BOTÓN DE DISPARO SI

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Fig 7. PROTECCIÓN DEL TRANSFORMADOR Y DEL SECUNDARIO

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BOTÓN DE DISPAROMANUAL (NOTA 2)

FIGURA 7 (C)

CONTROL MEDIANTE RELÉ DE BLOQUEO TIPO SERIE 86TPARA SUBESTACIONES CON RELÉ BUCHHOLZ 63

ARRANQUE DEL 86T EN 50% DE LA CORRIENTE DE OPERACIÓN DEL 94A

A LAS SUBESTACIONES LOCALIZADAS EN EL MISMO O EN OTROS PUNTOS

WL WL

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��

Fig. 7. PROTECCIÓN DEL TRANSFORMADOR Y DEL SECUNDARIO (CONT.)

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indice_vol04-1.htm

LB

LB

ALI

ME

NTA

DO

R C

C N

3H

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BO

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(2)

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3

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indice_vol04-1.htm

ALI

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C N

4

FIG

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CU

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86T

PA

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RE

LÉS

63

DE

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SÚ

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ALI

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NTA

DO

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C N

4

LBLB

LBLB

NO

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NO

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1)N

OTA

(1)

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CU

ITO

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RO

L P

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DO

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ELÉ

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(2)

BO

TO

N D

ED

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AR

OM

AN

UA

LN

OTA

(2)

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Fig 9. DISPOSICIÓN DE LOS ALIMENTADORES DE CONTROL PARASUBESTACIÓN EN AREA COMÚN CON RELÉS DE BLOQUEO TIPO

PARALELO

ALIMENTADOR CC N 1 ALIMENTADOR CC N 3 ALIMENTADOR CC N 2

CIRCUITOS DE CONTROLDE LOS INTERRUPTORES

DE SALIDA EN LABARRA1


DE ENTRADA Y DE ENLACEY RELES 86T (FIGS. 5 Y 6)


DE SALIDA EN LABARRA 2



TABLERO DE POTENCIA DE MAYOR TENSIÓN


ALIMENTADOR CC N 4

ALIMENTADOR CC N 4

CIRCUITOS DE CONTROLRELÉS 86T (Fig. 6)

UBICADOS ENTABLEROS DE POTENCIADE MAYOR TENSIÓN


ALIMENTADOR CC N 6ALIMENTADOR CC N 7ALIMENTADOR CC N 5

TABLERO DE POTENCIA DE MENOR TENSIÓN

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Fig 8. DISPOSICIÓN DE LOS ALIMENTADORES DE CONTROL PARA UNASUBESTACIÓN CON RELÉS DE BLOQUEO TIPO PARALELO

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indice_vol04-1.htm

INSTRUCCIONES PARA TRANSFERENCIA MANUAL

13. PARA SACAR LA ENTRADA 1: COLOQUE EL SELECTOR DEDISPARO EN LÍNEA 1 Y CIERRE EL INTERRUPTOR DEENLACE, LA ENTRADA 1 SE ABRIRA.

14. PARA SACAR LA ENTRADA 2: COLOQUE EL SELECTOR DEDISPARO EN LÍNEA 2 Y CIERRE EL INTERRUPTOR DEENLACE.

15. PARA NORMALIZAR DESPUES DE TRANSFERENCIAMANUAL O AUTOMÁTICA: COLOQUE EL SELECTOR DEDISPARO EN INTERRUPTOR DE ENLACE Y CIERRE ELINTERRUPTOR DE ENTRADA.

BLOQUEO POR FALLA DEL TRANSFORMADORNO LO RECOLOQUE SI LA LUZ ESTÁENCENDIDA

PRESIONE EL BOTÓN PARA RECOLOCAR

5

BLOQUEO POR FALLA DEL TRANSFORMADOR

7

CUIDADOAL ABRIR LA GAVETA O PUERTA SE EFECTUA LA TRANSFERENCIA

LETRAS BLANCAS EN FONDO ROJOCOLOQUELA EN LA PUERTA DEL TABLERO.

6

TRANSFERENCIAAUTOMÁTICA LISTA

SELECTOR DE DISPARO

6

KVA

2

3 4

DISPARE ALIMENTADORY CIERRE EL ENLACE

8

Fig 11. TABLERO TÍPICO PARAENTRADAS INTERRUPTOR CON RELÉ

DE BLOQUEO TIPO PARALELO

Fig 12. TABLERO TÍPICO PARAEL INTERRUPTOR DE ENLACE

ALTERNATIVA PARA RELÉDE BLOQUEO TIPO SERIE

ALTERNATIVA PARATRANSFORMADORES EN PARALELO

EN CASO DE UTILIZAR RELÉSMULTIFUNCIONAL, SE PERMITEMODIFICACIONES DEL ESQUEMAPREVIA JUSTIFICACIÓN YAPROBACIÓN DELREPRESENTANTE DE PDVSA.

SUBESTACIONES ENCAPSULADAS

LAS SUBESTACIONES ENCAPSULADAS DEBEN CUMPLIRCON LA NORMA PDVSA 90619.1.053.

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Fig 10. PLACAS GRABADAS REQUERIDAS LETRAS 4MM (MÍNIMO)

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36 BIBLIOGRAFÍAIEEE C37.122.2 Guide for the Application of Gas– Insulated Substations 1 kV to52 kV

IEEE C37.123 Guide to Specifications for Gas–Insulated, Electric PowerSubstation Equipment.

IEEE C37.122.3 Guide for Sulphur Hexaflouride (SF6) Gas Handling forHigh–Voltage (over 1000 Vac) Equipment.

IEC 62271–202 High–voltage switchgear and controlgear – Part 202:High–voltage/low–voltage prefabricated substation.

37 ANEXOS

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ANEXO A MODELO DE MATRIZ DE SELECCIÓN DE SITIO DEIMPLANTACIÓN DE LA SUBESTACIÓN

ATRIBUTOSPONDERACIÓN CALIFICACIÓN DE OPCIONES

ATRIBUTOSPuntos Peso Porcentual 1 2 3 4 5

UBICACIÓN EN EL CENTRO DE CARGA

FACILIDADES DE INTERCONEXIÓN

FACILIDADES DE EXPANSIÓN

CRUCE DE OBSTÁCULOS EN LA ZONA

CO

S CRUCE SOBRE TUBERIAS O LÍNEAS

CN

ICO

GRADO DE CONTAMINACIÓN

TÉ

CN

FACILIDADES DE CONSTRUCCIÓN

T

CONDICIONES FÍSICAS DEL SITIO

CONDICIONES DE PROCESO

DIRECCIÓN DEL VIENTO

NIVEL FREÁTICO

CERCANIAS A CUERPOS DE AGUA

PRESENCIA DE DRENAJES NATURALES

TE PRESENCIA DE ÁREAS BOSCOSAS

IEN

TE

RELIEVE

AM

BIE

CANTIDAD DE MOVIMIENTO DE TIERRA

AM

CERCANIA A CENTROS POBLADOS

ÁREAS BAJO REGIMEN DE ADMINISTRACIÓN ESPECIAL

IMPACTO A LA COMUNIDAD

AUTORIZACIONES

TR

O REGIMEN DE PROPIEDAD/TENENCIA

TAS

TR

NIVEL DE CONFLICTIVIDAD

CA

TA

IMPACTO SOBRE LA UNIDAD DE PRODUCCIÓNC

AREA A UTILIZAR

SE

GU

RID

AD

IND

US

TR

IAL

DELIMITACIÓN DE LA ZONA DE SEGURIDAD

EC

CIÓ

NS

ICA

GRADO DE SEGURIDAD EN LA ZONA

PR

OT

EC

FÍS

IC

POSIBILIDAD DE HURTO

PA

RÁ

ME

TR

OS

EC

ON

ÓM

ICO

S

ESTIMADO DE COSTOS

Puntaje Totalpor Parámetro

Peso Total porParámetro

Parámetros Técnicos

Parámetros Ambiente

Parámetros Catastro

Parámetro seguridad

Parámetro protección física

Parámetro económicos

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ANEXO B MODELO DE MATRIZ DE EVALUACIÓN PARA SELECCIÓN DEESQUEMA DE LA SUBESTACIÓN

PONDERACIÓN CALIFICACIÓN DE OPCIONES

PARÁMETROS CALIFICACIÓN Puntos Peso Porcentual 1 2 3PARÁMETROS CALIFICACIÓN

Calificación Puntaje Calificación Puntaje Calificación Puntaje

AD

MUY BAJA 1

LID

AD

BAJA 2

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ICO

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CIO

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MUY BAJA 1

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MUY ALTA 5

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MUY BAJA 1

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AD

BAJA 2

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I

MEDIA 3

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UL

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MUY ALTA 5

E

MUY BAJA 1

D D

EC

IÓN BAJA 2

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AD

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MEDIA 3

AC

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OP

MUY ALTA 5

E

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N BAJA 2

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D

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MEDIA 3

AC

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N

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FAC

EX

MUY ALTA 5

E ÓN

MUY BAJA 1

D D

EC

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N

BAJA 2

IDA

D

TR

UC

C

MEDIA 3

AC

ILID

NS

TR

ALTA 4

FAC

CO

N

MUY ALTA 5

D

MUY BAJA 1

IDA

D

BAJA 2

IBIL

ID

MEDIA 3

LE

XIB

ALTA 4

FL

MUY ALTA 5

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a) Tasa de falla de una subestación de distribución en función de la tasa de falla de los interruptores

Leyenda:

A = Barra sencilla seccionada

B = Anillo

C = Doble barra

D = Interruptor y medio

Tasa

de

falla

de

la S

.E.

(por

100

año

s)

Tasa de falla del CB

(por 100 años)

0,5

0,4

0,3

0,2

0,1

00 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

A

B

C

D

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B.1 Confiabilidad

Se debe tomar en consideración la probabilidad de que una subestación puedasuministrar energía durante un período de tiempo dado, bajo la condición de queal menos un componente esté fuera de servicio. La tasa de fallas de unasubestación de distribución en función de la tasa de falla de interruptores y enfunción del tiempo de mantenimiento de los mismos, se muestran en las FiguraB.1 y B.2 respectivamente.

Para efectos de cálculo de confiabilidad se debe tomar en consideración el valoresperado de interrupción en horas por año bajo las siguientes condicionesoperativas (ver Figura 4):

� Mantenimiento de un componente de la subestación (interruptor o tramo debarra).

� Falla de un circuito, interruptor o tramo de barra.� Falla de un circuito, interruptor o sección de barra, durante el mantenimiento

de un interruptor.FIG. B.1. TASA DE FALLAS DE UNA SUBESTACIÓN DE DISTRIBUCIÓN EN FUNCIÓN

DE LA TASA DE FALLA DE INTERRUPTORES

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FIG. B.2. TASA DE FALLAS DE UNA SUBESTACIÓN DE DISTRIBUCIÓN EN FUNCIÓNDEL TIEMPO DE MANTENIMIENTO DE INTERRUPTORES

b) Tasa de falla de una subestación de distribución teniendo en cuenta el tiempo de mantenimiento de los interruptores.

1,5

1,2

0,9

0,6

0,3

0

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Tasa

de

falla

de

la S

.E.

(por

100

año

s)

Mantenimiento del CB

(por 100 años)

Tasa de fallaCB Línea Tranf

por 100 años3,5 2,0 10,0

A

B

C

D

FIG. B.3. NO DISPONIBILIDAD DE LA SUBESTACIÓN EN FUNCIÓN DEL TIEMPO DEMANTENIMIENTO DE INTERRUPTORES

c) No disponibilidad de una subestación de transmisión en función del tiempo de mantenimiento de los interruptores.

0 10 20 30 40 50 60 70 80 901000

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

Sub

esta

ción

no

dipo

nibl

e

(hor

as/a

ños)

Mantenimiento del CB

(horas/años)

A: Barra sencilla seccionadaB: AnilloC: Doble barraD: Interruptor y medioCB: InterruptorSW: SeccionadorTasa de falla: Nímero de fallas por año

Tasa de fallaCB SW Barra

por 100 años3,5 0,5 0,5

horas11,010,090,0Tiempo de reparación

A

B

C

D

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Cos

to

Costo total

Costo original

Costo marginal

Confiabilidad(MTBF)(MTBF)RORX

RO: Punto de costo más económico para la confiabilidad del sistema

RX: Franja del costo usualmente causado por la tendencia de minimizar el costo

MTBF: Tiempo medio entre fallas, el cual es función en cierto modo del tiempo medio entre fallas(Mean Time Between Failures)

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B.2 Facilidad de Mantenimiento

Se debe tomar en consideración la posibilidad de poder hacer mantenimiento aun equipo o componente de la subestación, con la menor pérdida de energía, conseguridad y en el menor tiempo.

B.3 Espacio Físico

Se deben tomar en consideración las áreas necesarias para los diferentesarreglos de barra utilizando una determinada disposición física.

Nota: El espacio físico disponible en la zona es un parámetro condicionante delesquema por lo que se debe tomar en cuenta en la selección del sitio como enla selección del esquema, incluso puede determinar la tecnología dependiendodel caso.

B.4 Costos

Se debe tomar en consideración el costo inicial de inversión de capital para laconstrucción de la S/E, así como la totalidad de los costos de cada una de lasopciones analizadas, es decir, se incluyen los costos del terreno, de los materialesy equipos, ingeniería, obras civiles, montaje electromecánico y pruebas (verFigura B.4).

FIG. B.4. CURVA DE COSTOS EN FUNCIÓN DE LA CONFIABILIDAD

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B.5 Modularidad

Se debe tomar en consideración el desarrollo modular de dos tipos básicos deconfiguración, de tal modo que permita cambios mínimos en una configuraciónsencilla inicial para migrar a una configuración final más compleja.

B.6 Facilidad de Operación

Se debe tomar en consideración la complejidad y seguridad de las operacionespara despejar una falla o aislar un elemento

B.7 Facilidad de Expansión

Se debe tomar en consideración la previsión para expansión sin que el esquemafinal implique interrupción de la instalación existente. Depende del tipo deesquema y de la disposición de los equipos en la subestación.

B.8 Facilidad de Construcción

Se debe tomar en consideración el nivel relativo de ventajas al ejecutar lasactividades relacionadas con la construcción de la S/E.

B.9 Flexibilidad

Se debe tomar en consideración la propiedad que tiene la subestación paraacomodarse a diferentes condiciones que se puedan presentar sin perdida de susfunciones primarias, especialmente por cambios operativos, contingencias omantenimiento.

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N-206.Sub-estaciones Eléctricas (Hasta 34,5 Kv)

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