NRF-181-PEMEX-2007SISTEMAS ELÉCTRICOS EN PLATAFORMAS

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Número de documento NR F -181-PEME X -200 7 SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DE PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN 05 de enero de 2008 PÁGINA 1 DE 56 COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS SISTEMAS ELÉCTRICOS EN PLATAFORMAS MARINAS

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SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DEPEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

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CONTENIDO

CAPÍTULO PÁGINA 0. INTRODUCCIÓN .................................................................................................................................. 6 1. OBJETIVO ............................................................................................................................................ 7 2. ALCANCE............................................................................................................................................. 7 3. CAMPO DE APLICACIÓN ................................................................................................................... 7 4. ACTUALIZACIÓN ................................................................................................................................ 7 5. REFERENCIAS .................................................................................................................................... 8 6. DEFINICIONES .................................................................................................................................... 10 7. SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS.......................................................................................................... 11 8. DESARROLLO ..................................................................................................................................... 12

8.1 Generalidades ............................................................................................................................ 12 8.2 Diseño......................................................................................................................................... 13

8.2.1 Planos de diseño eléctrico............................................................................................. 13 8.2.2 Información que deben contener los planos de diseño eléctrico .................................. 13

8.3 Suministro de energía eléctrica .................................................................................................. 14 8.3.1 Suministro de energía eléctrica principal....................................................................... 14 8.3.2 Suministro de energía eléctrica de emergencia ............................................................ 14 8.3.3 Generación de energía eléctrica principal ..................................................................... 15

8.4 Sistemas de distribución de energía eléctrica............................................................................ 16 8.4.1 Tensiones eléctricas normalizadas................................................................................ 16 8.4.2 Canalizaciones eléctricas .............................................................................................. 17 8.4.3 Conductores eléctricos .................................................................................................. 18 8.4.4 Protección de circuitos................................................................................................... 22

8.5 Sistemas de alumbrado.............................................................................................................. 23 8.5.1 Alumbrado para servicio normal .................................................................................... 23

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CAPÍTULO PÁGINA 8.5.2 Alumbrado de emergencia............................................................................................. 26

8.6 Sistemas de señalización para ayuda a la navegación y helipuertos ........................................ 27 8.6.1 Luces de ayuda a la navegación ................................................................................... 27 8.6.2 Señales de niebla .......................................................................................................... 28 8.6.3 Instalación del sistema de ayuda a la navegación ........................................................ 29 8.6.4 Pruebas del sistema de ayuda a la navegación ............................................................ 29 8.6.5 Señalización de helipuertos........................................................................................... 30

8.7 Sistema de puesta a tierra.......................................................................................................... .31 8.7.1 Conexión de puesta a tierra del sistema ....................................................................... 31 8.7.2 Conexión de puesta a tierra de equipos........................................................................ 32

8.8 Sistemas de corriente continúa .................................................................................................. 33

8.9 Requerimientos de equipo eléctrico ........................................................................................... 34 8.9.1 Generadores de suministro principal de energía eléctrica ............................................ 34 8.9.2 Moto-generadores.......................................................................................................... 34 8.9.3 Tableros de distribución de energía eléctrica................................................................ .35 8.9.4 Transformadores............................................................................................................ 40 8.9.5 Motores eléctricos.......................................................................................................... 44 8.9.6 Receptáculos ................................................................................................................. 44

8.10 Cuarto de control eléctrico.......................................................................................................... 44 8.10.1 Generalidades................................................................................................................ 44 8.10.2 Arreglo de equipo eléctrico ............................................................................................ 45 8.10.3 Cuarto de baterías ......................................................................................................... 46

8.11 Estudios de corto circuito y coordinación de protecciones, flujos de potencia, estabilidad del sistema eléctrico y estudio de armónicas................................................................................... 47 8.11.1 Estudios de corto circuito y coordinación de protecciones............................................ 47

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CAPÍTULO PÁGINA 8.11.2 Estudio de flujos de potencia......................................................................................... 49 8.11.3 Estudio de estabilidad del sistema eléctrico.................................................................. 50 8.11.4 Estudio de Armónicas.................................................................................................... 51

8.12 Verificación del cumplimiento con la NOM-001-SEDE-2005 ..................................................... 52

8.13 Validación del diseño.................................................................................................................. 53

9. RESPONSABILIDADES..................................................................................................................... 53 10. CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES .................................... 53 11. BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................................................... 53

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0. INTRODUCCIÓN De acuerdo al Plan Estratégico de Desarrollo de PEMEX-Exploración y Producción (PEP), para cada activo de explotación y con el fin de satisfacer la demanda y los compromisos de explotación de pozos para el aprovechamiento del aceite y gas, se hace necesaria la construcción de un mayor número de infraestructuras tipo como son las Plataformas marinas, a través del proceso de contratación de obra y/o servicios. En vista de esto, es necesaria la participación de las diversas disciplinas técnicas para el desarrollo de un proyecto de este tipo. Con el objeto de unificar criterios, aprovechar las experiencias dispersas, y conjuntar resultados de las investigaciones nacionales e internacionales, PEP en cumplimiento de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización (LFMN), y con la facultad que le confiere la Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público (LAASSP) y la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las mismas (LOPSRM) y Ley General de Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente y su Reglamento, expide la presente norma de referencia para el diseño, instalación y pruebas de sistemas eléctricos en plataformas marinas. Se requiere de un diseño de ingeniería que garantice la calidad de los materiales, equipos e instalaciones, a fin de que éstas operen de manera eficiente con un factor de potencia mínimo de 0,90 y segura, considerando primordialmente la preservación de vidas humanas, el medio ambiente y los bienes propios de terceros. En esta norma participaron:

PEMEX-Exploración y Producción. INSTITUTO MEXICANO DEL PETRÓLEO. ARTECHE, S.A. de C. V. BTICINO, S. A. de C. V. BURNDY, S.A. de C.V. CABLOFIL CANAME. CHAROFIL Mancilla Grupo, S.A. de C.V. COLEGIO DE INGENIEROS MECÁNICOS Y ELECTRICISTAS. COMMINSA, S. A. de C. V. CONDUMEX, S. A. de C. V. COOPER CROUSE HINDS, S. A. de C.V. CPI, S. A. de C. V. EATON ELECTRICAL, S.A. de C. V. ERICO MÉXICO, S. A. de C. V. FCI ELECTRICAL PRODUCST MÉXICO, S. A. de C. V. GENERAL CABLE S. A de C. V. GRUPO ESPECIALIZADO EN OBRAS MARINAS, S. A. de C. V. HOLOPHANE, S. A. de C. V. INDUSTRIAS SOLA BASIC, S. A. INELAP, S.A. de C. V. LEGRAND, S. A. de C. V. ORTO DE MÉXICO, S. A. de C. V. OSRAM, S. A. de C. V. ROCKWELL AUTOMATION, S.A. de C.V. SIEMENS, S. A. de C. V. SCHNEIDER ELECTRIC MÉXICO, S. A. de C. V. SWECOMEX, S. A. de C. V. VIAKON CONDUCTORES MONTERREY, S. A. de C. V.

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1. OBJETIVO Establecer los requisitos técnicos y documentales para el diseño, instalación y pruebas de sistemas eléctricos en plataformas marinas. 2. ALCANCE Establecer los lineamientos, criterios y requisitos para el diseño, instalación y pruebas de sistemas eléctricos en plataformas marinas nuevas, ampliaciones y remodelaciones de las existentes de PEP. 3. CAMPO DE APLICACIÓN Esta norma de referencia es de aplicación general y observancia obligatoria para el diseño, instalación y pruebas de sistemas eléctricos en plataformas marinas, que lleven a cabo los centros de trabajo de PEMEX-Exploración y Producción. Por lo que debe ser incluida en los procedimientos de contratación: licitación pública, invitación a cuando menos tres personas o adjudicación directa, como parte de los requisitos que debe cumplir el fabricante, proveedor, contratista o licitante. Con la declaratoria de vigencia de esta norma de referencia se deja sin efecto y cancela a la Especificación Técnica No. P.2.0227.04, edición de octubre de 2006 4. ACTUALIZACIÓN Esta norma se debe revisar y en su caso modificar al menos cada 5 años o antes si las sugerencias y recomendaciones de cambio lo ameritan. Las sugerencias para la revisión y actualización de esta norma, deben enviarse al Secretario del Subcomité Técnico de Normalización de PEP, quien debe programar y realizar la actualización de acuerdo a la procedencia de las mismas y en su caso, inscribirla dentro del Programa Anual de Normalización de Petróleos Mexicanos, a través del Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Las propuestas y sugerencias de cambio deben elaborarse en el formato CNPMOS-001-A01 de la Guía para la Emisión de Normas de Referencia CNPMOS-001-A0, Rev. 1 del 30 de septiembre de 2004 y dirigirse a: PEMEX-Exploración y Producción. Subdirección de Distribución y Comercialización. Coordinación de Normalización. Bahía de Ballenas 5, Edificio “D”, PB., entrada por Bahía del Espíritu Santo s/n. Col. Verónica Anzures, México D. F., C. P. 11 300 Teléfono directo: 1944-9286 Conmutador: 1944-2500 extensión 380-80, Fax: 3-26-54 Correo Electrónico: [email protected]

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5. REFERENCIAS 5.1 NOM-001-SEDE-2005 - Instalaciones eléctricas (utilización). 5.2 NOM-002-STPS-2000 - Condiciones de seguridad, prevención, protección y combate de incendios en los centros de trabajo. 5.3 NOM-008-SCFI-2002 - Sistema General de Unidades de Medida. 5.4 NOM-017-ENER-1997 – Eficiencia energética de lámparas fluorescentes compactas. Límites y métodos de prueba. 5.5 NOM-022-STPS-1999 - Electricidad estática en los centros de trabajo-condiciones de seguridad e higiene. 5.6 NOM-025-STPS-1999 - Condiciones de iluminación que deben de tener los centros de trabajo. 5.7 NOM-058-SCFI-1999 - Productos eléctricos-Balastros para lámparas de descarga eléctrica en gas-Especificaciones de seguridad. 5.8 NOM-064-SCFI-2000 - Productos eléctricos-Luminarios para uso en interiores y exteriores-Especificaciones de seguridad y métodos de prueba. 5.9 NMX-J-010-ANCE-2005 - Conductores-Conductores con aislamiento termoplástico para instalaciones hasta 600 V – Especificaciones. 5.10 NMX-J-118/1-ANCE-2000 - Productos eléctricos - tableros de alumbrado y distribución en baja tensión-especificaciones y métodos de prueba. 5.11 NMX-J-118/2-ANCE-2000 - Productos eléctricos - tableros de distribución de fuerza en baja tensión-especificaciones y métodos de prueba. 5.12 NMX-J-142-ANCE-2000 - Productos eléctricos. Conductores cables de energía con pantalla metálica, aislados con polietileno de cadena cruzada o a base de etileno-propileno para tensiones de 5 kV a 115 kV- especificaciones y métodos de prueba. 5.13 NMX-J-148-ANCE-2001 - Electroductos - Especificaciones y métodos de prueba. 5.14 NMX-J-235/1-ANCE-2000 - Envolventes - envolventes (gabinetes) para uso en equipo eléctrico-parte 1 requerimientos generales-especificaciones y métodos de prueba. 5.15 NMX-J-235/2-ANCE-2000 - Envolventes - envolventes (gabinetes) para uso en equipo eléctrico-parte 2 requerimientos específicos-especificaciones y métodos de prueba. 5.16 NMX-J-264-1977 - Coples flexibles a prueba de explosión. 5.17 NMX-J-266-ANCE-1999 - Productos eléctricos – Interruptores - Interruptores automáticos en caja moldeada - Especificaciones y métodos de prueba.

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5.18 NMX-J-290-ANCE-1999 - Productos eléctricos - Arrancadores manuales magnéticos y contactores - Especificaciones y métodos de prueba. 5.19 NMX-J-295-ANCE-1999 - Productos eléctricos – Iluminación - lámparas fluorescentes para alumbrado general - Especificaciones y métodos de prueba. 5.20 NMX-J-307-ANCE-2004 - Luminarios de uso general para interiores y exteriores. 5.21 NMX-J-351-ANCE-2005 - Transformadores de Distribución y Potencia Tipo Seco - Especificaciones. 5.22 NMX-J-359-ANCE-1997 - Luminarias para Áreas Clasificadas como Peligrosas. 5.23 NMX-J-438-ANCE-2003 - Conductores - cables con aislamiento de policloruro de vinilo, 75 °C y 90 °C para alambrado de tableros - especificaciones. 5.24 NMX-J-451-ANCE-2006 - Conductores - Cables de energía de baja tensión, con aislamiento de polietileno de cadena cruzada o a base de etileno propileno, para instalaciones hasta 600 V –Especificaciones. 5.25 NMX-J-510-ANCE-2003 – Balastros- Balastros de bajas perdidas para lámparas de descarga de alta intensidad, para utilización en alumbrado publico- Especificaciones. 5.26 NMX-J-511- ANCE-1999 - Sistema de soportes metálicos tipo charola para conductores. 5.27 NMX-J-513-ANCE-2006 – Iluminación- Balastros de alta frecuencia para lámparas fluorescentes- Especificaciones. 5.28 NMX-J-515-ANCE-2003 - Equipos de control y distribución-Requisitos generales de seguridad-Especificaciones y métodos de prueba. 5.29 NMX-J-529-ANCE-2006 – Grados de protección proporcionados por los envolventes (Código IP). 5.30 NMX-J-547-ANCE-2005. Iluminación- Lámparas de aditivos metálicos- Especificaciones. 5.31 IEC 60598-2-22: 2002 - Luminaires - Part 2-22: Particular requirements - Luminaires for emergency lighting. Luminaires. (Luminarias – Parte 2-22: Luminarias para luces de emergencia). 5.32 IEC 61537: 2001 – Cable tray systems and cable ladder systems for cable management. (Sistemas de soporte para cables y sistemas tipo escalera para soporte de cables). 5.33 IEC 62035: 2003 - Discharge lamps (excluding fluorescent lamps) - Safety specifications. (Lámparas de descarga (excluyendo las lámparas fluorescentes) – especificaciones de seguridad). 5.34 NRF-011-PEMEX-2002 - Sistemas automáticos de alarma por detección de fuego y/o por atmósferas riesgosas “SAAFAR”. 5.35 NRF-019-PEMEX-2001 - Protección contraincendio en cuartos de control que contienen equipo electrónico. 5.36 NRF-036-PEMEX-2003 - Clasificación de Áreas y selección de equipo eléctrico. 5.37 NRF-048-PEMEX-2007 - Diseño de Instalaciones Eléctricas.

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5.38 NRF-070-PEMEX-2004 - Sistemas de Protección a Tierra para instalaciones petroleras. 5.39 NRF-091-PEMEX-2007 - Sistemas Eléctricos de Emergencia. 5.40 NRF-095-PEMEX- 2004 - Motores Eléctricos. 5.41 NRF-146-PEMEX-2005 - Tablero de distribución en media tensión. 6. DEFINICIONES 6.1 Barras colectoras (Bus): Punto de recepción y distribución de energía eléctrica. 6.2 Barra colectora (Bus) tipo I: Es aquel donde se pueden conectar motores o cualquier otro tipo de carga. La potencia de salida del bus se define como una cantidad positiva, las variables dependientes son la magnitud y ángulo de tensión. 6.3 Barra colectora (Bus) tipo II: Es aquel donde se genera potencia real y se clasifica en dos: Bus de generación clase “A” en el cual la potencia real y reactiva es fija en magnitud. Bus de generación clase “B”, es un bus con solución de las condiciones de tensión en cada bus de carga. 6.4 Barra colectora (Bus) tipo III: Este debe suministrar la diferencia entre la suma de potencias reales y reactivas de los otros buses, más las pérdidas de la red. 6.5 Cable control: Son cables multiconductores, empleados para la operación e interconexión de dispositivos de protección y señalización, así como en aplicaciones generales de control. 6.6 Efecto estroboscópico: Se produce cuando existen múltiples imágenes asociadas con movimiento. Hay una pérdida de imágenes que produce una acción espasmódica y discontinua de la misma generando peligro ante la falta de percepción real de la escena, maquinaria o herramienta que se pueda estar manipulando en ese momento. 6.7 Enlace: Es la interconexión eléctrica entre un par de barras colectoras (buses). 6.8 Frente muerto: Sin partes vivas expuestas hacia una persona en el lado de accionamiento del equipo. 6.9 Luces omnidireccionales: Luces que pueden ser visibles desde cualquier dirección o ángulo visual. 6.10 Luminario: Equipo de iluminación que distribuye, filtra o controla la luz emitida por una lámpara o lámparas y el cual incluye todos los accesorios para fijar, proteger y operar estas lámparas y los necesarios para conectarlas al circuito de utilización eléctrica. 6.11 Reflector: Dispositivo que se usa para modificar la distribución especial del flujo luminoso de una fuente por medio del fenómeno de reflexión. También se emplea el término “reflector” para un luminario cuya función principal sea la de reflejar la luz a una lámpara. 6.12 Sistemas de alumbrado: Conjunto de componentes y accesorios instalados y distribuidos para aplicar iluminación a escenarios, objetos o sus alrededores para que puedan ser vistos. Los sistemas de alumbrado se pueden dividir, por su localización, en: Interior y Exterior, y por su propósito, en: General, Localizado, Obstrucción, Señalamiento y Emergencia.

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6.13 Sistema de fuerza ininterrumpible (SFI): La combinación de convertidores, interruptores y dispositivos de energía almacenada (baterías) que constituyen un sistema de energía para mantener la continuidad del suministro de energía eléctrica. 6.14 Valor K (para interruptores): Es la relación entre las corrientes simétrica y asimétrica de corto circuito, normalmente aparece tabulado en tablas. El valor K depende de la relación entre la reactancia y la resistencia del circuito en donde se va a instalar el interruptor. 7. SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS A Ampere c. a. Corriente alterna c. c. Corriente continua mm milímetro pulg pulgada V Volt kVA kilo volt ampere (potencia aparente) kW kilowatt (potencia activa) °C Grados Celsius (centígrados) API American Petroleum Institute (Instituto Americano del Petróleo) ASTM American Society for Testing and Materials (Sociedad Americana para Pruebas y Materiales) AWG American Wire Gauge. (Sistema americano de designación) CCM Centro de control de motores CP Caballos de potencia EP Etileno Propileno EPR Ethylene Propylene Rubber (Etileno Propileno Rubber) IEC International Electrotechnical Commissión (Comisión Electrotécnica Internacional) ICEA Insulated Cable Engineers Association (Asociación de fabricantes de cables aislados) IEEE Institute of Electrical and Electronics Engineers (Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos) LED Light emission diode (Diodo emisor de luz)

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lm Lúmen m.s.n.m Metros sobre el nivel del mar MVA Mega Volt Ampere NEMA National Electrical Manufactures Association (Asociación Nacional de Fabricantes Eléctricos) NMX Norma Mexicana NOM Norma Oficial Mexicana NRF Norma de Referencia PEP PEMEX –Exploración y Producción PLC Controlador lógico programable PVC Policloruro de vinilo UL Underwriters Laboratories Inc. (Laboratorio de certificación) USG Unidad de espesor de lámina UVIE Unidad Verificadora de Instalaciones Eléctricas XLP Polietileno de cadena cruzada XLPO Polietileno de cadena cruzada de poli-olefína Hz Hertz (Frecuencia, ciclos por segundo) r/min Revoluciones por minuto SFI Sistema de fuerza ininterrumpible Para las abreviaturas de unidades y medidas, se debe cumplir con la NOM-008-SCFI-2002. 8. DESARROLLO 8.1 Generalidades El diseño del sistema eléctrico debe cumplir con la normatividad técnica para asegurar la integridad de las personas, la continuidad de la producción de la plataforma marina y la integridad de los equipos. En el diseño de las instalaciones eléctricas, se debe ubicar la mayoría del equipo en áreas no peligrosas con objeto de reducir el requerimiento de equipo especial. Entre los aspectos a considerar en el diseño eléctrico están:

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a) Niveles de tensión del sistema de distribución. b) Magnitud y crecimiento previsto de la carga. c) Evaluación técnica y económica. d) Protección al medio ambiente (niveles de ruido, vibración, salida de gases, derrames, entre otros). e) Ubicación de las cargas. f) Características de las cargas mayores a conectarse. g) Identificación de las cargas críticas del proceso. h) Flexibilidad en la operación y facilidad de ampliación. i) Seguridad al personal en la instalación, operación y mantenimiento. j) Señalización de aeronaves y de ayuda a la navegación. k) Respaldo a sistemas de control, medición y alarmas. l) Aplicación de tecnología de punta y calidad de los componentes. m) Dimensionamiento de cuartos eléctricos, cuartos de baterías y área de transformadores. n) Grado de automatización requerido. o) Consideraciones de los componentes y materiales para un medio ambiente general salino y corrosivo.

8.2 Diseño Para la elaboración de la Ingeniería de diseño eléctrico en plataformas marinas se debe cumplir con lo indicado en 8.1.1 de la NRF-048-PEMEX-2007, así como con la especificación P.1.0000.06 y con lo siguiente: 8.2.1 Planos de diseño eléctrico Para la elaboración de los planos de diseño eléctrico en plataformas marinas se debe cumplir con 8.1.2 de la NRF-048-PEMEX-2007 y con la especificación P.2.0201.01. 8.2.2 Información que deben contener los planos de diseño eléctrico Para la información que deben contener los planos de diseño eléctrico en plataformas marinas se debe cumplir con lo indicado en 8.1.3 de la NRF-048-PEMEX-2007 y con lo siguiente: 8.2.2.1 Planos de arreglo de equipo eléctrico - Indicar dimensiones y arreglo de pasamuros o placas de penetración en muros y pisos para las acometidas de tuberías conduit y/o cable armado, así como indicar detalles de instalación de soportería. 8.2.2.2 Planos de distribución de fuerza - Se deben desarrollar planos en planta y elevación, así como detalles de instalación y construcción requeridos donde se muestren las trayectorias de charolas y tuberías conduit, hasta las cargas eléctricas por alimentar indicando su clave y descripción de acuerdo a los planos de diagramas unifilares y cédulas de conductores, en concordancia con la clave indicada en los diagramas de flujo de proceso, tuberías e instrumentación. En las trayectorias con charolas se deben identificar los tipos de elementos empleados, incluyendo tablas de elementos de charolas indicando clave de descripción, identificación, ancho y tipo de material. También se debe indicar la ubicación de los soportes, tipo y características de ellos, elevación del arreglo de charolas con cambios de nivel y dirección, y cortes estratégicamente seleccionados con la clave de los circuitos que alojan. En las trayectorias con tuberías conduit se deben representar las tuberías indicando su diámetro y número de circuito, mismo que estará de acuerdo con las cédulas de conductores y tuberías conduit. Se deben indicar arreglos en elevación para aclarar trayectorias complicadas, tipos de soportes y sus características y diseñar las trayectorias de tal manera que se evite el cruzamiento entre ellas.

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8.2.2.3 Planos de clasificación de áreas peligrosas - Deben cumplir con la NRF-036-PEMEX-2003 y el API-RP-500 (última edición). 8.2.2.4 Planos de alumbrado y receptáculos - Se deben desarrollar planos para los siguientes sistemas:

a) Sistema general de alumbrado y receptáculos (exteriores e interiores) b) Sistema de alumbrado de emergencia (exteriores e interiores)

Los receptáculos se deben ubicar mostrando número de circuito, cantidad y calibre de conductor y diámetro de canalización, así como su altura de montaje. Indicar si es para área clasificada, normal o intemperie. 8.2.2.5 Planos de sistemas de señalización para ayuda a la navegación y helipuertos - Con el objeto de prevenir choques de barcos con plataformas marinas, se deben desarrollar planos que muestren el arreglo y la interconexión del equipo de ayuda a la navegación, así como la iluminación de helipuertos destinados a usarse de noche y en condiciones de mala visibilidad y la señalización apropiada para el ascenso y descenso de helicópteros. 8.2.2.6 Planos del sistema de puesta a tierra - Indicar la referencia a los planos de puesta a tierra específicos de las diferentes áreas, los cuales deben mostrar las conexiones a equipos eléctricos, torres, estructuras, soportes de tuberías, barras de tierras y conexión a la referencia a tierra de la plataforma (columnas principales de la estructura de las plataformas marinas, nivel de mareas). 8.2.2.7 Planos del sistema de protección contra descargas atmosféricas - Se deben desarrollar planos para el sistema de protección contra descargas atmosféricas. En estos planos se debe mostrar el sistema de protección a utilizarse, así como los detalles de instalación y soportería de construcción requeridos, indicando calibre y tipos de conductor y conectores. Se deben indicar mediante simbología los elementos del sistema, mostrando clave y descripción de los elementos de la instalación. Asimismo debe indicarse la referencia de este sistema a tierra de la plataforma (columnas principales de la estructura de la plataforma marina, zona de mareas). 8.3 Suministro de energía eléctrica Para obtener la disponibilidad requerida de energía eléctrica, debe proveerse redundancia en el sistema de distribución para garantizar el suministro a las instalaciones, durante mantenimiento o interrupción del servicio. 8.3.1 Suministro de energía eléctrica principal Puede ser a través de generación local en la plataforma, de alimentadores provenientes de la generación de otros complejos; o cuando sea necesario, como en las plataformas periféricas, a través de generación eléctrica no convencional como sistema de celdas solares, microgeneración, celdas de combustible o sistema eólico, entre otros. 8.3.2 Suministro de energía eléctrica de emergencia El sistema de suministro de energía eléctrica de emergencia debe cumplir con la especificación NRF-091-PEMEX-2007. El sistema debe suministrar energía a las cargas eléctricas de emergencia.

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Los sistemas deben estar compuestos por moto-generadores diesel o de un sistema de fuerza ininterrumpible (SFI), y de ser necesario, de una combinación de ambos. El moto-generador diesel debe ser capaz de operar en paralelo con la red principal para la prueba y mantenimiento del conjunto. 8.3.2.1 Grupo generador - El sistema de generación de emergencia debe ser independiente del sistema de suministro principal. El moto-generador debe arrancar automáticamente y alimentar directamente a las cargas de emergencia en caso de falla del suministro principal. Un moto-generador localizado en la plataforma habitacional, debe tener la capacidad de alimentar la carga total de la propia plataforma. La utilización del moto-generador debe ser establecido por los requerimientos de cada tipo de instalación. 8.3.2.2 Sistema de fuerza ininterrumpible (SFI) - Estos sistemas deben suministrarse para servicios de emergencia que requieran energía permanente en c.a. o c.c. en caso de falla del suministro normal o por disturbios eléctricos. Equipo sensible a disturbios eléctricos tales como transitorios de tensión y distorsión de armónicas deben ser alimentados por SFI’s. Deben ser tipo industrial, tecnología modulación por ancho de pulso (PWM) para suministrar alimentación de c. a. regulada y con forma de onda senoidal, transferencia automática con cero tiempo de interrupción. En general, se requieren los sistemas de fuerza ininterrumpible independientes para cada uno los siguientes sistemas:

a) Proceso. b) Paro de emergencia. c) Fuego y gas. d) Alumbrado de emergencia. e) Telecomunicaciones.

Cada unidad debe tener un diagrama mímico al frente del equipo, que muestre modos operacionales. Las características particulares finales para cada proyecto deben ser definidas en las bases técnicas de licitación. El sistema de alarmas debe ser monitoreado por el sistema de control central de la plataforma. 8.3.3 Generación de energía eléctrica principal Se debe cumplir con 8.3 de la NRF-048-PEMEX-2007 y con lo siguiente: Los generadores de potencia principales, deben ser accionados por turbinas de gas combustible. En general se deben considerar dos (2) unidades operando cada una con el 50 por ciento de la demanda de la carga total. Cuando se solicite en las bases de licitación un tercer generador para operar como relevo, éste debe ser de las mismas características y capacidad de los anteriores. Un solo generador debe tener la capacidad de alimentar la carga total demandada. A estos equipos se les debe demandar un máximo del 80 por ciento de su capacidad nominal.

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Los generadores principales deben tener la función de sincronizarse manual y automáticamente. Si un generador sale de operación por alguna falla, el equipo de relevo debe tener arranque automático a través de un sistema de sincronización automática. Los tableros de control de los generadores y sistemas auxiliares de los mismos deben estar instalados en el cuarto de control eléctrico de la plataforma o complejo. El control a distancia desde el cuarto de control central, debe estar generalmente limitado a paros de emergencia. La capacidad de los generadores debe ser la adecuada para suministrar la potencia en operación y futura que demande la carga de la plataforma o complejo, donde estén instalados. 8.3.3.1 Sistema de control de generadores - Los requerimientos particulares de cada sistema de control de generadores se deben indicar en las bases técnicas de licitación y/o bases de diseño. En general, el sistema de control de los generadores debe operar con controladores lógicos programables (PLC). Los componentes electrónicos deben suministrarse con recubrimiento epóxico para ambiente marino altamente corrosivo. Los controladores lógicos programables de los generadores deben desempeñar la función de monitorear y controlar las diferentes variables de proceso (flujo, combustible, velocidad, vibración, temperatura, presión, entre otros) y variables eléctricas y condiciones de operación, tensión (V), corriente (A), velocidad (r/min), potencia aparente (kVA), potencia activa (kW), potencia reactiva (kVAR), frecuencia (Hz), factor de potencia (f.p.), referencia de arranque y paros, ajuste de tensión), sincronización del sistema, distribución de cargas y establecer la comunicación a través de una red de alta velocidad redundante. Todo el monitoreo y control se debe desarrollar mediante pantallas gráficas especialmente diseñadas para este propósito y localizadas en el cuarto de control eléctrico. Los aspectos antes mencionados de los parámetros eléctricos y el desempeño de los generadores deben ser visualizados en cada uno de los tableros de control de las plataformas marinas. 8.4 Sistemas de distribución de energía eléctrica Debido a la gran diversidad de operaciones en plataformas marinas, los requerimientos de energía eléctrica varían, por lo que el tipo de distribución eléctrica se debe indicar en las bases técnicas de licitación y/o bases de diseño en particular para cada proyecto de plataforma marina. 8.4.1 Tensiones eléctricas normalizadas Las tensiones eléctricas que se deben emplear en instalaciones marinas son las mostradas en la tabla 1 de este documento.

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Tensión eléctrica nominal del sistema de

distribución de energía eléctrica V

Tensión eléctrica de servicio

V

1 fase 3 hilos

3 fases 3 hilos

3 fases 4 hilos Máximo Mínimo

Tensión eléctrica de utilización

V

120 126 108 115

- 220Y/127 231/133,3 198/114,3 208Y/120

- 480Y/277 504/291 432/249,4 460Y/265

Baja tensión

480 504 432 460

4 160 4 368 3 744 4 000

13 800 14 490 12 420 13 200

Media

tensión

34 500 36 225 31 050

Notas: 1.- El valor máximo y mínimo de la tensión eléctrica de servicio se obtiene aplicando la tolerancia de +5 por

ciento y -10 por ciento al valor de la tensión eléctrica nominal del sistema. 2.- La tolerancia de +5 por ciento y -10 por ciento para obtener la tensión eléctrica de servicio, es recomendada,

ya que permite disminuir la diferencia entre las bandas de tensión eléctrica (por ejemplo 120 V contra 127 V). 3.- Los niveles aquí establecidos y sus tolerancias sólo aplican para niveles de tensión eléctrica sostenidos y no

para fallas momentáneas que puedan resultar de causas tales como operación de maniobra, corrientes de arranque de motores o cualquier otra condición transitoria.

Tabla 1 Tensiones eléctricas normalizadas

Las tensiones nominales para alimentar equipo en baja tensión, como motores, tableros de distribución y cargas de alumbrado pueden ser 480 V trifásicos, 220 V trifásicos y 127 V monofásicos. Las tensiones nominales para propósitos de distribución y para alimentación de motores mayores de 200 CP, son 4 160 V y 13 800 V, de acuerdo a 8.1.2.6 de la NRF-095-PEMEX-2004. 8.4.2 Canalizaciones eléctricas 8.4.2.1 Canalización eléctrica por tubería conduit - La tubería conduit a utilizar en distribución eléctrica visible debe ser: Para instalaciones en interiores que cuenten con aire acondicionado debe ser de aluminio tipo pesado, cédula 40 de acuerdo con ANSI C80.5, o equivalente. En instalaciones interiores que no cuenten con aire acondicionado y en áreas exteriores deben ser de aluminio tipo pesado, cédula 40 con recubrimiento exterior de PVC e interior de uretano, de acuerdo con ANSI C80.5, o equivalente y deben cumplir con las pruebas requeridas para este tipo de material, como son:

a) Dureza, adherencia y espesor del recubrimiento exterior de PVC. b) Dureza, adherencia y espesor del recubrimiento interior de uretano.

Lo anterior aplica también para todos los accesorios de canalización como curvas, coples, cajas registro, sellos, tuercas unión y abrazaderas con cubierta exterior de PVC e interior de uretano.

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Instalación La instalación de la tubería conduit y sus accesorios deben cumplir con lo indicado en 8.4.2 de la NRF-048-PEMEX-2007 y con los artículos 345 y 346 de la NOM-001-SEDE-2005, considerando exclusivamente tuberías de aluminio y con lo siguiente: Para equipos instalados en interiores con aire acondicionado, sometidos a vibración o movimiento, se deben considerar coples flexibles metálicos clase 1 división 2 sin recubrimiento. En el exterior o interior que no cuenten con aire acondicionado, éstos deben ser recubiertos de PVC y deben cumplir con la NMX-J-264-1977. 8.4.2.2 Canalización eléctrica por medio de soportes tipo charola para conductores - Debe cumplir con 8.4.3 de la NRF-048-PEMEX-2007, considerando los materiales para charolas tipo malla de acero inoxidable 316L decapado y pasivado, charolas en aluminio, charolas de fibra de vidrio. 8.4.2.3 Soportes tipo charola para conductores, de policloruro de vinilo (PVC) reforzado. Deben cumplir las siguientes especificaciones:

a) Deben ser construidas y aprobadas de acuerdo a la norma IEC 61537 y la sección 318-5 de la NOM-001-SEDE-2005.

b) Deben ser tipo escalera, o fondo sólido con perforaciones para facilitar la ventilación, no se admiten charolas con paredes huecas.

c) Deben cumplir con el articulo 318 de la NOM-001-SEDE-2005 y soportar la carga requerida de acuerdo a la IEC 61537, garantizando la colocación de la unión en cualquier punto entre los soportes, considerando 1,5 m de distancia entre soportes a una temperatura de ensayo de 40 °C, conforme al ensayo de carga tipo “I”.

d) Los tramos rectos de charolas deben ser de: 3,00 ó 3,66 m de longitud, con un peralte útil mínimo de 10,1 cm (4 pulg).

e) Para asegurar la protección mecánica de los conductores alojados en las charolas, debe tener tapas del mismo material del tipo plano o a dos aguas.

f) Las charolas no deben ser propagadoras de incendio de acuerdo con el numeral 13 de la IEC 61537.

g) Las charolas deben tener una resistencia al impacto de 20 Julios a -20 °C de acuerdo con lo establecido en el ensayo del numeral 10,9 de la IEC 61537, ensayo tipo 1.

h) Las charolas de PVC, por no ser conductoras de la electricidad, no requieren ser puestas a tierra.

i) i) Deben ser construidas y aprobadas de acuerdo a las normas mexicanas NMX-J-511- ANCE-1999, IEC 61537 y a la sección 318-5 de la NOM-001-SEDE-2005

8.4.3 Conductores eléctricos Los alimentadores de baja y media tensión para circuitos de fuerza y alumbrado deben dimensionarse por capacidad de corriente, caída de tensión y también por corto circuito. El calibre mínimo de conductores a utilizar es el siguiente:

a) Alumbrado: 3,31 mm² (12 AWG) b) Receptáculos: 5,26 mm² (10 AWG)

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c) Fuerza 600 V y menor: 5,26 mm² (10 AWG) d) Media tensión: 67,4 mm² (2/0 AWG)

8.4.3.1 Capacidad de corriente - Está basada en la máxima temperatura permitida por el conductor la cual está asociada directamente con las características del aislamiento. La capacidad permitida en conductores de cobre aislados hasta 2 000 V nominales y 60 °C a 90 °C, está dada en las tablas 310-16, 310-17, A-310-3 y la sección 110-14(c) de la NOM-001-SEDE-2005. Para cables instalados en soportes tipo charola de 2000 V o menores y de 2001 V en adelante, la capacidad de conducción de corriente debe cumplir con las secciones 318-11 y 318-13 de la NOM-001-SEDE-2005. Para cables de media tensión deben considerarse las tablas de capacidad de conducción de corriente números 310-67 a la 310-86, según aplique. 8.4.3.2 Caída de tensión - Debe determinarse en todos los casos en que se seleccione el calibre del conductor. En un circuito derivado que alimente cualquier tipo de carga (fuerza, alumbrado, entre otros.), la caída de tensión hasta la salida más lejana del circuito no debe exceder del 3 por ciento. Asimismo, la caída total en el conjunto de los circuitos alimentadores y derivados, no debe exceder del 5 por ciento (Para los circuitos derivados ver sección 210-19(a)(4) y, para los circuitos alimentadores, ver sección 215-2(b)(2) de la NOM-001-SEDE-2005). 8.4.3.3 Métodos de alambrado para áreas clasificadas - Para los métodos de alambrado de sistemas eléctricos en plataformas marinas para áreas clasificadas como clase I, división 1 y división 2 debe ser de acuerdo a la sección 6.4 “Wiring Methods for Classified Locations” (Métodos de alambrado para áreas clasificadas) del API RP-14F o equivalente y con la sección 501-4 de la NOM-001-SEDE-2005. 8.4.3.4 Alimentadores principales en media tensión - Deben ser con aislamientos clase 5 y 15 kV, dependiendo de su aplicación. El aislamiento del cable y la cubierta protectora deben ser marcados a lo largo de toda su longitud y de una forma clara y permanente con el nombre del fabricante, tipo de aislamiento, sección en mm² del conductor, tensión y temperatura de operación de acuerdo al sección 310-11 de la NOM-001-SEDE-2005, y con la NMX-J-142-ANCE-2000. Los conductores aislados en media tensión deben identificarse por algún medio de etiquetado, fijo e imborrable, en llegadas a cuartos eléctricos y a transformadores, así como al principio y final del conductor indicando el número de circuito y servicio del conductor. Los conductores para 5 y 15 kV deben ser de cobre, cableado concéntrico, pantalla semiconductora extruída sobre el conductor, aislamiento de Etileno-Propileno (EP) o XLP. El nivel de aislamiento en conductores de media tensión, debe seleccionarse de acuerdo a las definiciones al pie de la tabla 310-64 de la NOM-001-SEDE-2005. En las bases técnicas de licitación deben indicarse los casos en los que se requiera un nivel de aislamiento mayor al 100 por ciento. En cuanto a las disposiciones generales, usos y especificaciones de construcción, los cables con armadura metálica flexible tipo Metal Clad (MC) deben cumplir con el artículo 334 de la NOM-001-SEDE-2005. 8.4.3.5 Alimentadores en baja tensión - Los conductores de los alimentadores principales y derivados en baja tensión deben ser de cobre, cableado concéntrico, aislamiento THW-LS, termoplástico resistente a la humedad, al calor, a la propagación de incendios, y de emisión reducida de humos y gas ácido, 75 °C ambiente húmedo y 90 °C en ambientes secos. Se permite el uso de cables con aislamiento termofijo tipo RHW, polímero

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sintético o de cadena cruzada resistente al calor, a la humedad y a la flama, 75 °C y RHH, polímero sintético o de cadena cruzada resistente al calor y a la flama, 90 °C. Los conductores de los alimentadores principales aislados en baja tensión deben identificarse por algún medio de etiquetado, fijo e imborrable, en llegadas a cuartos eléctricos y a transformadores, así como al principio y final del conductor indicando el número de circuito y servicio del conductor. Los conductores de los circuitos derivados aislados en baja tensión deben identificarse por algún medio de etiquetado, fijo e imborrable, indicando el número de circuito y fase. Ningún conductor se debe usar de modo que su temperatura de operación supere la de su diseño para el tipo de conductor aislado al que pertenezca. Cuando se indique en bases técnicas de licitación y/o bases de diseño, los conductores de los alimentadores principales y derivados pueden ser del tipo cable armado. La cubierta exterior de estos cables debe ser retardante a la flama, resistente a la luz solar y a los aceites, para soportar el ambiente presente en las instalaciones petroleras marinas. El código de colores del aislamiento en cables monoconductores y multiconductores en baja tensión hasta 600 V, con sección transversal hasta 33,6 mm2 (2 AWG) debe ser consistente en todo el circuito, como sigue:

a) Fases (Fuerza y alumbrado): a1) A: Negro. a2) B: Rojo. a3) C: Azul.

b) Conductor puesto a tierra (Neutro): Blanco. c) Conductor de puesta a tierra: Verde. d) Para corriente continua:

d1) Conductor positivo: Rojo. d2) Conductor Negativo: Azul.

Los cables mencionados en esta sección no son los utilizados en el alambrado interno de equipo. Los conductores usados en sistemas de corriente continua mayor de 40 V en locales húmedos y para altas temperaturas, de acuerdo a NEMA Standards Publication No. HP 100.3:1991 (R2005), deben tener un aislamiento termofijo tal como EP, XLP, XLPO u otro aislamiento adecuado para esa aplicación. No se permite el uso de conductores con aislamiento termoplástico como el PVC. 8.4.3.6 Cables control - Los cables control de una instalación deben estar formados por conductores de cobre y aislamiento termoplástico a base de PVC tipo THW-LS 75 °C, 600 V tipo D, de acuerdo a NMX-J-300-ANCE-2004. Según se requiera en la instalación, pueden utilizarse otros tipos de cables control con aislamientos termoplásticos o termofijos permitidos en NMX-J-300-ANCE-2004 y NMX-J-486-ANCE-2005. Los conductores que integran los cables control deben tener una identificación por medio de un código de colores. Cuando se indique en las bases técnicas de licitación y/o bases de diseño, los cables control deben ser de tipo armado. Los cables mencionados en esta sección no son los utilizados en el alambrado interno de equipo. 8.4.3.7 Ductos con barras (electroductos) - El uso en plataformas marinas debe restringirse, pero cuando sean requeridos como en alimentadores de secundarios de transformadores de potencia a tableros de

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distribución en 480 V, deben estar aprobados para uso en lugares húmedos y/o a la intemperie, construidos con material resistente a la corrosión, y cubrir las siguientes condiciones: Deben cumplir con la sección 364-A de la NOM-001-SEDE-2005. El diseño debe contar con espacios suficientes entre las fases y tierra incluyendo los puntos de ensamble. Las disposiciones generales y requisitos para la tensión eléctrica mayor a 600 V deben cumplir con lo indicado en la sección 364-B de la NOM-001-SEDE-2005, y con la NMX-J-148-ANCE-2001 en cuanto a especificaciones y métodos de prueba. Las barras deben ser de cobre electrolítico, a menos que se indique lo contrario en las bases técnicas de licitación del proyecto particular. Las barras del electroducto deben estar totalmente aisladas. El diseño debe permitir que los puntos de conexión o placas estén aislados, al menos con el mismo valor de aislamiento que el sistema de las barras principales. Deben instalarse a intervalos de distancia, mínimo para cada tramo, dentro del sistema de ductos, resistencias calefactores controladas por termostato, para prevenir la condensación y acumulación de humedad. Debe estar marcado con los valores de corriente, tensión nominal, capacidad interruptiva y con el nombre y la marca del fabricante en forma permanente en la placa de datos. El uso debe ser especificado en las bases técnicas de licitación y/o bases de diseño. 8.4.3.8 Especificación, instalación y métodos de prueba - De acuerdo a su aplicación y tipo de aislamiento, la fabricación y métodos de prueba de los cables en baja tensión deben cumplir con NMX-J-010-ANCE-2005, NMX-J-300-ANCE-2004, NMX-J-451-ANCE-2006 y la NMX-J-486-ANCE-2005. Los cables en media tensión deben cumplir con la NMX-J-142-ANCE-2000. Los cables y cordones flexibles deben cumplir con el artículo 400 de la NOM-001-SEDE-2005, en cuanto a las disposiciones generales, usos y especificaciones de construcción. Los cables deben ser instalados y probados en sitio conforme a la sección 12 de IEEE141, o equivalente, y a IEEE 576, o equivalente. 8.4.3.9 Alimentadores submarinos - La energía eléctrica requerida por alguna plataforma periférica puede ser suministrada desde otra plataforma, para lo cual puede ser necesario el tendido de alimentadores en el lecho marino. Para lo anterior deben cumplirse los requerimientos indicados en la sección 923-3 ( j ) de la NOM-001-SEDE-2005, en 8.4.6 de la NRF-048-PEMEX-2007 y lo siguiente: Aislamiento El tipo de aislamiento debe ser EPR, de acuerdo a la sección 4 de la ICEA S-93-639/NEMA WC74, o equivalente.

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Instalación Los siguientes factores deben considerarse para evaluar la ruta potencial del tendido de cables submarinos, los cuales influyen en el costo, construcción, confiabilidad y mantenimiento del sistema propuesto y deben ponderarse en conjunto con los beneficios eléctricos del sistema:

a) Permisos federales y de instituciones ambientales para la selección de la ruta del tendido de cables. b) Información meteorológica del lugar, así como perfil del lecho marino para determinar la factibilidad de

excavación de la trinchera. c) Existencia de obstáculos en la ruta del cable (tuberías, otros cables, depósitos minerales). d) Número de cables o circuitos, incluyendo la posibilidad de cables de reserva. e) Protección del cable según la probabilidad de daño físico causado por actividades humanas. f) Actividad sísmica del lugar de la instalación. g) Profundidad de trinchera en el lecho marino. h) Falla hidráulica (para cables con fluido interno). i) Protección mecánica de cables en el mar. j) Probabilidad de daño o falla del cable. k) Tiempo para obtener partes de repuesto y disponibilidad en el mercado. l) Equipo y herramientas especiales para realizar actividades de mantenimiento y reparaciones. m) Capacitación de personal para la operación en condiciones normales y de contingencia, mantenimiento,

calibración y reemplazo de componentes, así como para la reparación de cables submarinos.

Cruzamientos submarinos a) La trayectoria del conductor submarino no debe atravesar zonas de anclaje de embarcaciones. b) Cuando la trayectoria del conductor submarino tenga que atravesar ductos instalados sobre el lecho

marino, se deben colocar colchacretos o sacos de arena cemento sobre los ductos existentes para evitar el contacto del conductor y los ductos.

Pruebas El proveedor debe entregar un protocolo de pruebas de aceptación e inspección. Debe estar sujeto a pruebas de aceptación por PEP. La aceptación final del cable debe ser al pasar satisfactoriamente las siguientes pruebas:

a) Pruebas de construcción (verificar que el cable cumpla con los requerimientos de la especificación particular, requerimientos de construcción y dimensionamiento).

b) Prueba de continuidad eléctrica y resistencia en los conductores de potencia y comunicaciones. c) Prueba de continuidad eléctrica y resistencia en las pantallas. d) Prueba de resistencia de aislamiento. e) Pruebas de potencial aplicado. f) Prueba de continuidad eléctrica en la armadura metálica. g) Prueba de continuidad y atenuación en la fibra óptica, cuando el conductor sea suministrado con ésta.

8.4.4 Protección de circuitos Los sistemas de distribución eléctrica deben protegerse contra sobrecorriente o cortocircuitos de acuerdo a las características propias del equipo, a fin de evitar daños al sistema.

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Los dispositivos de protección de circuitos deben coordinarse con los dispositivos localizados arriba y debajo de un punto de referencia del sistema eléctrico para proporcionar selectividad, de manera que cuando ocurra una falla de sobrecorriente o corto circuito sólo abra el dispositivo de protección inmediatamente arriba del punto de falla. 8.4.4.1 Protección contra sobrecorriente - Para conductores y equipo debe cumplir con el artículo 240 de la NOM-001-SEDE-2005. 8.5 Sistemas de alumbrado 8.5.1 Alumbrado para servicio normal La iluminación en instalaciones de plataformas marinas tiene como objetivo proporcionar seguridad al personal de operación, así como asegurar un trabajo efectivo y eficiente. En esta sección se tratan los niveles de iluminación, así como la selección de los luminarios. Los métodos de cálculo y criterios de diseño para determinar la iluminación en áreas interiores y exteriores de una plataforma, deben ser de acuerdo con 8.12.2 de la NRF-048-PEMEX-2007. 8.5.1.1 Niveles de iluminación - El sistema de alumbrado debe ser diseñado para proporcionar la cantidad y calidad de iluminación requerida en las diversas áreas que conforman las plataformas marinas. Se debe cumplir con un nivel de iluminación horizontal (o vertical según sea el caso) sobre el plano de trabajo en base al tipo de actividad a desarrollar en dicha área, así mismo el sistema de alumbrado debe tener la capacidad de evitar el deslumbramiento directo o reflejado con el fin de evitar la fatiga visual. En las plataformas marinas se debe asegurar una operación y mantenimiento eficiente de las instalaciones y no ser un factor de riesgo para la salud de los trabajadores al realizar sus actividades. Los valores deben ser los indicados en la tabla 2 de este documento. Las áreas no incluidas deben cumplir con los indicados en el numeral 7 de la NOM-025-STPS-1999.

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Área Intensidad de Iluminación (Luxes)

Oficinas generales 500 Oficinas Área de Escritorio 600 Cuartos de recreo 300 Dormitorios generales 200 Dormitorios Literas Individuales 300 Pasillos y Escaleras Interiores 100 Pasillos y Escaleras Exteriores 20 Baños 100 Espejo de Baño 300 Comedores 300 Cocinas, general 300 Fregaderos y mostradores en Cocinas 300 Cuarto de Control Eléctrico 300 Despensas y gabinetes de Servicio 50 Cuarto de congelación y refrigeración 50 Cuarto de Televisión 300 Área General de Trabajo/ Talleres en general 500 Talleres y áreas con tareas de precisión 700 Área general de edificios de compresores, bombas y generadores 300

Frente de tableros 300 Áreas del Cabezal (boca) de pozos 50 Áreas de Cubiertas a la Intemperie 50

Tabla 2 Niveles mínimos de iluminación para trabajos de eficiencia visual Para el alumbrado de emergencia los niveles de iluminación para seguridad del personal deben ser los indicados en la tabla 3 de este documento.

Área Intensidad de Iluminación (Luxes)

Escaleras 20 Oficinas 20 Cuarto de Generadores o Compresores 50 Cuarto de Control Eléctrico 50 Cuarto de Instrumentos 60 Áreas Exteriores 5 Pasillos 20 Puerta de Entrada 10

Tabla 3 Niveles mínimos de iluminación para seguridad del personal (alumbrado de emergencia)

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8.5.1.2 Selección de luminarios - Para plataformas marinas se deben considerar los tipos de luminarios fluorescentes y de aditivos metálicos. De igual manera, considerar las condiciones del lugar donde se van a instalar, si son a prueba de explosión, a prueba de vapor o del tipo para usos generales y si son adecuados para soportar el medio ambiente húmedo y salino. Utilización de los luminarios:

a) Fluorescentes – Se deben seleccionar para sistemas de alumbrado de tipo interior, los siguientes: a1) Lámparas fluorescentes de doble base (lineales) con eficacia igual o mayor a 70 lm/W. a2) Lámparas fluorescentes de una sola terminal (compactas y tipo U) con eficacia igual o mayor a

60 lm/W. a3) Lámparas fluorescentes compactas autobalastradas con eficacia igual o mayor a lo establecido

en la NOM-017-ENER-1997. Los balastros de las lámparas fluorescentes deben ser electrónicos, de alto factor de potencia y deben

cumplir con la NOM-058-SCFI-1999 y la NMX-J-513-ANCE-2006. b) Para el alumbrado de talleres en interiores se deben utilizar lámparas fluorescentes o de aditivos

metálicos, con eficacia igual o mayor a 70 lm/W. c) Aditivos metálicos - Para alumbrado general en áreas exteriores se deben utilizar lámparas de aditivos

metálicos, con eficacia igual o mayor a 70 lm/W. Para lámparas de aditivos metálicos tipo reflector, la eficacia debe ser igual o mayor a 45 lm/W. Las lámparas de aditivos metálicos deben ser autobalastradas con balastro autorregulado de alto factor de potencia y bajo costo, y deben cumplir con NOM-058-SCFI-1999 y NMX-J-510-ANCE-2003.

Los luminarios para uso general para interiores y exteriores deben cumplir con los requisitos de seguridad, marcado, construcción, alambrado y pruebas indicados en la NOM-064-SCFI-2000, según su campo de aplicación. Los de uso general para interiores con la NMX-J-307-ANCE-2004. Para áreas clasificadas deben cumplir con la NMX-J-359-ANCE-1997 y en adición para aquellas localizadas en áreas Clase I, lo aplicable de la sección 501-9(a) (b) de la NOM-001-SEDE-2005. Las especificaciones de los luminarios fluorescentes para alumbrado general deben cumplir con la NMX-J-295-ANCE-1999; las especificaciones de seguridad de los luminarios de descarga (excepto las fluorescentes) con IEC 62035: 2003 y los requerimientos de diseño de los reflectores con NOM-064-SCFI-2000 y NMX-J-307-ANCE-2004. Si se requiere otro tipo de luminarios que sean adecuadas para uso en plataformas marinas para un proyecto o instalación particular, deben ser indicadas en las bases técnicas de licitación y/o bases de diseño. A fin de contar con una seguridad funcional en ambientes salinos, se deben considerar los siguientes factores en la selección de luminarios para plataformas marinas.

a) Materiales resistentes a la humedad y corrosión por ambiente salino. b) Los luminarios para uso exterior deben contar con recubrimiento exterior de PVC y recubrimiento

interior de uretano para protección contra la corrosión y estar certificadas para tal aplicación. c) Tornillos con tuerca o cualquier otro fijador deben ser de acero inoxidable.

La potencia de la lámpara en áreas clasificadas debe seleccionarse para no rebasar el 80 por ciento de la temperatura mínima de auto ignición de las sustancias presentes en el medio ambiente. 8.5.1.3 Instalación y métodos de prueba de luminarios - La instalación de sistemas de alumbrado debe cumplir con el artículo 410 y la sección 501-9 de la NOM-001-SEDE-2005.

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Los luminarios deben instalarse en áreas de fácil acceso al personal de mantenimiento. Todos los luminarios para áreas clasificadas deben tener en su placa marcado su “número de identificación” de acuerdo a la tabla 500-5(d) de la NOM-001-SEDE-2005. Para interconexiones de luminarios, el aislamiento de los conductores debe ser como mínimo 75 °C en ambiente húmedo. En áreas sujetas a vibración, para amortiguar ésta y aumentar la vida de la lámpara, en luminarios tipo colgante deben usarse soportes con colgadores flexibles tipo amortiguados. Para áreas exteriores y en talleres los luminarios instalados en techo, paredes, colgantes y en poste, se deben suministrar con globo para cualquier altura, y para alturas menores de 6 m deben instalarse con guarda. Se debe considerar el efecto estroboscópico propio de las lámparas fluorescentes y de alta intensidad de descarga antes de instalar estos dispositivos en áreas con equipo rotatorio. El efecto puede ser disminuido conectando los luminarios del mismo cuarto en dos o más fases. Las especificaciones y métodos de prueba de las lámparas fluorescentes para alumbrado general deben cumplir con la NMX-J-295-ANCE-1999. Los métodos de prueba de las lámparas de aditivos metálicos deben cumplir con NMX-J-547-ANCE-2005. 8.5.2 Alumbrado de emergencia El alumbrado de emergencia es una instalación diseñada para entrar en funcionamiento si ocurre una falla en el suministro normal de energía eléctrica. Este sistema debe servir para la evacuación del personal y para iluminar los controles del sistema de paro de la plataforma. Se debe alimentar de un sistema de fuerza ininterrumpible (SFI) o con equipo unitario de acuerdo con la sección 700-12(e) de la NOM-001-SEDE-2005, con un tiempo de respaldo mínimo de 1,5 h. Debe proporcionar una iluminación de acuerdo a la tabla 3 de este documento, que permita al personal la seguridad para transitar por las diversas áreas (principalmente en las cubiertas exteriores y en áreas con tableros de instrumentos), y para evitar que el personal sufra daños por el manejo de equipo al carecer de iluminación. El alumbrado de emergencia en interiores debe ser a través de luminarios fluorescentes y ser alimentado por un sistema de fuerza ininterrumpible o por paquetes de baterías en la propia luminaria. El alumbrado de emergencia exterior se debe aplicar en pasillos, escaleras, puentes de comunicación y todas aquellas áreas donde se tengan instalados equipos electromecánicos y/o de proceso. Este sistema debe estar formado por luminarios de aditivos metálicos y/o luminarios fluorescentes y ser alimentados por un sistema de fuerza ininterrumpible. En áreas Clase I División 1, se pueden utilizar luminarios con lámparas incandescentes. Las especificaciones de construcción y marcado de los luminarios para alumbrado de emergencia deben cumplir con las secciones 22.5 y 22.6 de IEC 60598-2-22: 2002 y UL-924 o equivalente. 8.5.2.1 Instalación y métodos de prueba de luminarios de emergencia - El alumbrado de emergencia debe cumplir con el artículo 700 de la NOM-001-SEDE-2005.

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El alambrado y métodos de prueba de los luminarios para alumbrado de emergencia deben cumplir con las secciones 22.10, 22.12 y 22.20 de IEC 60598-2-22: 2002 y/o lo aplicable de la NMX-J-307-ANCE-2004. 8.6 Sistemas de señalización para ayuda a la navegación y helipuertos Generalidades Con el objeto de prevenir choques entre embarcaciones y plataformas marinas; en las plataformas se debe contar con un sistema de ayuda a la navegación, señales de niebla (audibles), así como una señalización apropiada para el ascenso y descenso de helicópteros. 8.6.1 Luces de ayuda a la navegación Las plataformas marinas deben contar con un sistema de luces de ayuda a la navegación y cuando se requiera, previo análisis de riesgo, debe instalarse señales de niebla. El sistema de ayuda a la navegación debe cumplir las recomendaciones de IALA (International Association of Marine Aids to Navigation and Lighthouse Authorities) siguientes: E-108, E-109, O-114, IALA GUIDELINE No. 1039 y la referencia CFR 33 parte 67 del U. S. Coast Guard (USCG) o equivalente. Se definen tres clases de equipo, basadas en la distancia a la costa. El equipo clase C es requerido en plataformas ubicadas sobre la costa. El equipo clase B para estructuras a una distancia de 22 km (12 millas) de la costa y equipo clase A para estructuras con distancias mayores de 22 km (12 millas) de la costa. Las plataformas con equipo clase C deben tener únicamente luces de ayuda a la navegación, las de equipo clases A y B requieren luces de ayuda a la navegación y señales de niebla. Los equipos clases C, B y A deben ser visibles a aproximadamente 1,85 km (1 milla), 5,55 km (3 millas) y 9,25 km (5 millas), respectivamente. Las luces y señales de niebla del equipo de ayuda a la navegación deben ser de bajo mantenimiento y activadas por energía solar, adecuadas para la clasificación de áreas peligrosas en donde se localicen y resistentes al ambiente marino y salino, aprobadas por una entidad reconocida por la ema (entidad mexicana de acreditación). Las luces de ayuda a la navegación y las señales de niebla deben ser alimentadas por una fuente independiente, incluyendo fuentes auxiliares según sea necesario. A menos que en las bases técnicas de licitación se especifique lo contrario, dicha fuente debe estar compuesta por un banco de baterías de Ni- Cd de 12 ó 24 V c. c. activadas por energía solar. La autonomía del banco de baterías debe ser mínimo de 4 días (96 h) para una plataforma habitada, y de 5 días (120 h) para una plataforma periférica o plataforma deshabitada. Los circuitos del sistema de ayuda a la navegación deben cumplir con las siguientes consideraciones:

a) El calibre de los conductores debe ser calculado para una caída de tensión máxima del 2,5 por ciento en cualquier lámpara o bocina.

b) Se optará por un sistema en anillo o radial, a fin de minimizar la caída de tensión proporcionando mayor seguridad comparado con otros sistemas.

c) No se permiten empalmes. El número de luces de ayuda a la navegación requerido se basa primordialmente en las dimensiones de la plataforma o estructura, como se indica a continuación:

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a) Estructuras que tengan una dimensión horizontal máxima de 9 m o menores en cualquier lado o en diámetro, deben tener una luz de ayuda a la navegación visible a 360° (omnidireccional).

b) Estructuras que tengan una dimensión horizontal mayor de 9 m pero menor de 15 m en cualquier lado o en diámetro, deben tener dos luces de ayuda a la navegación localizadas en esquinas diagonalmente opuestas o separadas 180°; cada luz con lentes de 360° (omnidireccionales).

c) Las que tengan una dimensión horizontal mayor de 15 m en cualquier lado o en diámetro, deben tener una luz de ayuda a la navegación en cada esquina o separadas 90° en el caso de estructuras circulares; cada luz con lentes de 360° (omnidireccionales).

En la tabla 4 de este documento se indican los valores de alcance (rango), color de la señal e intermitencia requeridos para las diferentes clases de plataformas en el Golfo de México.

Clasificación Color de la señal Rango km (millas náuticas)

Destellos por minuto*

Clase A Blanco 9,25 (5) 60 Clase B Blanco 5,55 (3) 60 Clase C Rojo o blanco 1,850 (1) 60 Nota: * O carácter de destello Letra Morse “U” cada 15 s.

Tabla 4 Requerimientos para luces de ayuda a la navegación en plataformas marinas fijas.

Las luces de ayuda a la navegación deben operar todo el tiempo dentro de las horas de la puesta de sol y el amanecer, tiempo local (nublado), se debe instalar desde la etapa de construcción de la estructura. A menos que se indique lo contrario en las bases técnicas de licitación, el equipo de luces de ayuda a la navegación debe incluir lo siguiente:

a) Linterna de señal marina para operar en 12 ó 24 Vc.c., con lámpara y destellador cambia lámparas de seis posiciones, con base de fibra de vidrio y lente fresnel color claro.

b) Una placa de base y pedestal de 1,2 m de acero galvanizado, especificación ASTM A 153/A 153M o equivalente.

c) Un módulo solar fotovoltaico con base moldeada, resistente al ambiente marino, montada debajo de la linterna con un soporte de aluminio para aplicaciones marinas (ASTM B 210, o equivalente).

d) Caja de fibra de vidrio o material no metálico para alojar baterías, a prueba de intemperie y resistente al ambiente marino y altamente corrosivo y rayos ultravioleta, para una o dos baterías tipo Ni-Cd.

8.6.2 Señales de niebla Se debe instalar una señal audible a menos que la estructura esté cercana a otras plataformas y envuelta por el sonido de las señales en las mismas, de modo que no represente un peligro a la navegación. Deben tener un rango de alcance y operar a los valores indicados en la tabla 5 de este documento. Deben localizarse en la estructura de tal modo que el sonido producido se escuche a 360° en un plano horizontal en todos los rangos, incluidos en la tabla 5 de este documento. Deben estar disponibles continuamente, sin importar la visibilidad, operados por un dispositivo detector de niebla capaz de activar la señal cuando la visibilidad en cualquier dirección se reduzca al valor requerido en la tabla 5 de este documento.

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Clasificación Rango audiblekm (millas náuticas)

Operación con visibilidad menor a km (millas náuticas)

Clase A 3,7 (2) 9,25 (5) Clase B 0,925 (0,5) 5,55 (3)

Tabla 5 Requerimientos para señales de niebla audibles en plataformas marinas fijas

La señal audible debe cumplir con lo siguiente:

a) Tener su máxima intensidad a una frecuencia entre 100 y 1 100 Hz. b) Producir un sonido seleccionable de 2 s cada 20 s (sonido de 2 s, silencio de 18 s), o letra Morse “U”

cada 30 s, a menos que se especifique lo contrario. c) Tener una altura no mayor a 7,6 m d) No tener más de ocho fuentes de sonido. e) Estar marcada permanentemente con el nombre del fabricante, fecha de fabricación, el tipo o modelo

designado, el rango aprobado y la potencia necesaria para cumplir con el rango requerido en la tabla 5 de este documento.

8.6.3 Instalación del sistema de ayuda a la navegación Donde las dimensiones generales de una estructura requieran la instalación de dos o más luces de ayuda a la navegación, éstas deben estar montadas en el mismo plano horizontal. Las luces de ayuda a la navegación deben ser de la potencia luminosa suficiente para ser visibles a la distancia indicada en la tabla 4 de este documento y que permitan ser visibles al marinero, sin importar el ángulo, desde una distancia de 15 metros de la estructura, si lo permite la visibilidad atmosférica. El sistema de ayuda a la navegación se debe instalar en el primer nivel de la plataforma (15,850 ó 19,100 m.s.n.m). La señal audible se debe instalar en el mismo gabinete de soporte (rack) de una de las luces del sistema de ayuda a la navegación y en el mismo nivel de estas. Donde sea requerida la instalación de más de una luz de ayuda a la navegación o señal de niebla, éstas deben sincronizarse para destellar o sonar al unísono de acuerdo con el plano de referencia. 8.6.4 Pruebas del sistema de ayuda a la navegación El proveedor debe entregar un protocolo de pruebas, el cual debe estar sujeto a la aprobación por parte de PEP. 8.6.4.1 Pruebas en fábrica - Las siguientes pruebas deben aplicarse al equipo de ayuda a la navegación en las instalaciones del fabricante:

a) Resistencia de aislamiento al rectificador - cargador de baterías. b) Operacional del sistema de luces de ayuda a la navegación incluyendo protecciones y equipos auxiliares. c) Encendido y sincronización de la linterna de señal marina.

8.6.4.2 Pruebas en sitio - Las pruebas que se deben realizar en sitio para la aceptación del equipo de ayuda a la navegación, son las siguientes:

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a) Resistencia de aislamiento al rectificador cargador de baterías. b) Continuidad de alambrado de fuerza y control. c) Resistencia de aislamiento del alambrado de control. d) Descarga del banco hasta una tensión de 1,0 V/celda para verificar el comportamiento de parámetros

de acuerdo a curvas de fabricante. e) Encendido y sincronización de la linterna de señal marina. f) Configuración del equipo de monitoreo. g) Encendido y apagado de cada lámpara con el sistema de monitoreo.

8.6.5 Señalización de helipuertos Los requerimientos para la iluminación de helipuertos destinados a usarse de noche y en condiciones de mala visibilidad, deben proveer una señal luminosa de identificación que lo haga fácilmente distinguible de otras configuraciones luminosas que pueden producir confusión. El sistema de iluminación debe incluir la iluminación de la zona de toma de contacto, un indicador de dirección de viento iluminado (cono de viento), luces perimetrales de uso nocturno y un faro de identificación del helipuerto. 8.6.5.1 Luces perimetrales de uso nocturno - Se deben proveer ayudas luminosas, conforme a 5.3.3 (e) del Manual de Helipuertos de la OACI y 5.3.8 del Anexo 14 “Al Convenio sobre Aviación Civil Internacional” volumen II: Helipuertos, que lo hagan fácilmente distinguible de otras configuraciones luminosas que puedan producir confusión. Para uso nocturno, las luces del perímetro del helipuerto deben servir para delinear la cubierta de aterrizaje. Las obstrucciones que no son obvias se deben marcar con luces rojas omnidireccionales, los obstáculos indicadores de dirección de aterrizaje y de viento deben iluminarse también. Una fuente de alimentación de emergencia debe proporcionar la energía al alumbrado del perímetro de la cubierta de aterrizaje, a las luces de obstrucción, así como al alumbrado a lo largo de las rutas de acceso y de salida del helipuerto. Las luces de la cubierta de aterrizaje deben estar por fuera de la cubierta de aterrizaje y no extenderse más de 0,15 m sobre la superficie de la cubierta. Ser protegidas con guarda, no tener ningún cable expuesto y localizadas de tal modo que no constituyan una obstrucción. Cualquier luminaria instalada dentro de la cubierta de aterrizaje debe ser montada al ras del piso. 8.6.5.2 Luces de obstrucción rojas omnidireccionales - Se deben colocar unidades de alumbrado de obstrucción en las partes más elevadas de las plataformas, como en helipuertos, torre de telecomunicaciones, grúas y torre de perforación. Se deben instalar unidades dobles con foco incandescente de al menos 1 300 lúmenes, operadas por un relevador de transferencia, con el objeto de que en caso de falla de una unidad otra quede en operación. Las cubiertas de vidrio deben ser de color rojo y el circuito debe alimentarse de un tablero de emergencia y controladas por fotocelda. 8.6.5.3 Iluminación del Indicador de dirección de viento (Cono de viento) - El indicador, cono de viento en un helipuerto destinado al uso nocturno debe iluminarse. La iluminación no debe representar un peligro para el vuelo.

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El cono de viento iluminado debe suministrarse con una luz de obstrucción omnidireccional y cuatro reflectores para iluminar la manga. El cono de viento debe montarse sobre un poste abatible (embisagrado) que permita a la manga y los luminarios bajarlos para mantenimiento. 8.6.5.4 Faro de identificación del helipuerto - Debe cumplir con 5.3.3 (a) del Manual de Helipuertos de la OACI. 8.7 Sistema de puesta a tierra Todas las instalaciones en plataformas marinas de PEP deben contar con un sistema de tierras para protección del personal, equipo e instalaciones contra choques eléctricos, descargas atmosféricas y corrientes de falla. El sistema general de tierras debe incluir la conexión a tierra del neutro del sistema eléctrico, la conexión a tierra de los neutros de los generadores, la conexión a tierra de gabinetes de equipo eléctrico, así como la conexión a tierra de estructuras y partes metálicas no portadoras de corriente eléctrica. La puesta a tierra de sistemas, de circuitos, equipos, canalizaciones y cubiertas metálicas de cables, debe ser permanente y continúa; los elementos que la constituyan deben ser de una capacidad suficiente para conducir las corrientes de falla, y con la impedancia suficientemente baja tanto para limitar el potencial a tierra, como para facilitar la operación de los dispositivos de protección. Debido a la baja impedancia que ofrece el acero de las piernas de la plataforma, éstas se consideran como electrodos de puesta a tierra. El puente de unión principal de cada sistema debe estar conectado a 3 m sobre el nivel del mar, en cada pierna que se esté considerando como electrodo principal. El diseño del sistema de tierras debe cumplir con lo indicado en la NOM-022-STPS-1999 y con el artículo 250 de la NOM-001-SEDE-2005. Los materiales para los sistemas de conexión a tierra deben cumplir con la NRF-070-PEMEX-2004. 8.7.1 Conexión de puesta a tierra del sistema Todos los generadores, transformadores y otros sistemas derivados separados que alimenten directamente cargas monofásicas que utilicen un neutro, deben tener sus neutros sólidamente puestos a tierra. Esto aplica a sistemas monofásicos en 120 V, o trifásicos en 220/127 y 480/277 V. Los Sistemas trifásicos que alimenten solamente cargas trifásicas o cargas monofásicas que no usen neutro, pueden operar sólidamente puestos a tierra, o si la tensión de línea a neutro es mayor de 150 V, pueden operar no- puestos a tierra, puestos a tierra con alta impedancia o puestos a tierra con baja impedancia. Para el caso de conexión de neutros a tierra, esta conexión se debe realizar con conductores de cobre aislados que tengan el mismo nivel de aislamiento que la tensión de fase del sistema a aterrizar. Los circuitos secundarios de transformadores de corriente y potencial deben ser puestos a tierra, donde los devanados del primario estén conectados a 300 V o más con respecto a tierra. La puesta a tierra de sistemas y circuitos de 600 V y mayores debe estar de acuerdo a las secciones 250-151 a 250-153 de la NOM-001-SEDE-2005.

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Los sistemas de corriente continua de dos y tres conductores que suministren energía a instalaciones de utilización deben conectarse a tierra y cumplir con la sección 250-3 de la NOM-001-SEDE-2005. 8.7.2 Conexión de puesta a tierra de equipos La puesta a tierra de equipo en plataformas marinas es de particular importancia, debido a que el personal que se encuentra en contacto con la estructura metálica presenta una trayectoria de baja impedancia a tierra. Además, la humedad y el ambiente salino contribuyen a que se degraden los aislamientos de equipo eléctrico, con la posibilidad de corrientes de fuga en la superficie de los aisladores y dispositivos similares. Todos los equipos metálicos, tales como cuartos de control eléctrico, de instrumentación, plataformas habitacionales, patines y recipientes deben ser puestos a tierra a la red general de tierras. Deben ser puestas a tierra las partes metálicas expuestas, no conductoras de corriente de equipo fijo, que puedan energizarse por cualquier condición. Para asegurar una buena conexión a tierra, debe tomarse la precaución de tener completamente libre de capas de pintura y anticorrosivo las partes de contacto de los miembros estructurales y/o equipo. El proveedor debe aplicar métodos para prevenir la corrosión galvánica entre materiales en los puntos de conexión. Entre las secciones de charolas metálicas para cables se debe mantener continuidad eléctrica mediante el uso de placas de unión o un cable de cobre desnudo. Las partes metálicas expuestas, no conductoras de corriente de equipo eléctrico portátil deben ser puestas a tierra a través de un conductor en el cable de puesta a tierra del equipo. El valor de la resistencia de la red general de tierras no debe ser mayor de 10 Ohms en plataformas y áreas de proceso. Para los sistemas electrónicos se debe diseñar una red de tierras independiente, interconectando la barra aislada de cobre localizada en el cuarto de control de instrumentos, con cable aislado calibre 67,43 mm² (2/0 AWG), con aislamiento color verde, directamente al electrodo de tierra de forma independiente al sistema general de tierras, del sistema de protección contra descargas atmosféricas y del sistema de tierras de neutros. Al completar la instalación, se deben realizar pruebas para verificar que todos los envolventes de los equipos, motores, tableros, estaciones de botones y receptáculos estén conectados a la red general de tierras, con cable de cobre desnudo o con aislamiento color verde, calibre 33,62 mm² (2 AWG). 8.7.2.1 Electrodos de puesta a tierra - Es muy importante que de acuerdo a la sección 250-26(c) de la NOM-001-SEDE-2005, los electrodos de puesta a tierra de los sistemas eléctricos deben estar accesibles y preferentemente en la misma zona del puente de unión principal del sistema. De acuerdo a la sección 250-81 de la NOM-001-SEDE-2005, el sistema de electrodos de puesta a tierra se forma interconectando todos los sistemas de puesta a tierra, que en plataformas marinas son los siguientes:

a) Red del sistema general de puesta a tierra - La malla consiste de un circuito cerrado formado con cable de cobre desnudo o con aislamiento color verde, calibre 67,43 mm² (2/0 AWG), que rodea cada uno de los niveles de la plataforma. Esta malla debe conectarse directamente a las columnas principales de la estructura de la plataforma marina. Todas las mallas de los diferentes niveles de la plataforma deben estar conectadas a las columnas principales de la estructura de la plataforma marina.

b) Red de protección contra descargas atmosféricas - El sistema de protección contra descargas atmosféricas, debe diseñarse con terminales aéreas interconectadas entre si con cable de cobre

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desnudo, toroidal, calibre 67,43 mm² (2/0 AWG), como mínimo, y dos bajadas opuestas a las piernas de la plataforma, que funcionan como electrodos de puesta a tierra.

c) Red de tierras aisladas para instrumentación - Este sistema interconecta una barra de cobre aislada de la pared del cuarto de instrumentación, donde se conectan todas las tierras de los diferentes equipos de instrumentación, con un cable con aislamiento color verde, calibre 67,43 mm² (2/0 AWG), se conecta directamente a una pierna de la plataforma que funciona como electrodo. Esta tierra aísla todos los ruidos de campos magnéticos que perturban la precisión de la instrumentación.

d) Red de tierras de neutros de generadores y/o transformadores principales - Cuando existe un desbalanceo de fases, la corriente circula por el conductor del neutro, por lo que debe aterrizarse por separado hasta una pierna de la plataforma que sirve como electrodo de puesta a tierra.

8.7.2.2 Conductores de la red de tierras - El conductor de tierra que se conecta al electrodo de puesta a tierra (pierna de acero de la plataforma) debe ser de cobre, trenzado desnudo o aislado calibre mínimo 67,43 mm² (2/0 AWG). Los conductores de puesta a tierra deben protegerse si están expuestos a daños mecánicos y ser eléctricamente continuos, desde el punto de unión a las cubiertas o equipos hasta el electrodo de puesta a tierra. La conexión entre el conductor de puesta a tierra, los puentes de unión y los tubos, gabinetes o equipos que requieran ser puestos a tierra, debe ser por medio de conectores del tipo compresión o mecánicos de cobre. Para la sujeción del conductor de puesta a tierra se deben usar abrazaderas u otros accesorios semejantes. 8.7.2.3 Conexión del electrodo a tierra - La puesta a tierra de los elementos del sistema y equipos que deben ser conectados al electrodo de puesta a tierra, debe hacerse a través de un solo conductor. La conexión eléctrica del conductor de puesta a tierra al electrodo debe ser del tipo mecánico a compresión, en casos que tenga que removerse el equipo por maniobras de mantenimiento, se deben especificar conectores mecánicos con zapatas. 8.7.2.4 Conductores de puesta a tierra de equipo - Debe cumplir con la sección 250-95 de la NOM-001-SEDE-2005. El calibre de los conductores para la puesta a tierra de equipos no debe ser menor a los indicados en la tabla 250-95 de la NOM-001-SEDE-2005. 8.8 Sistemas de corriente continua Los sistemas de corriente continua de 125 V se emplean para la alimentación a los mecanismos de cierre y disparo de interruptores de media y baja tensión, tableros de alarmas y la protección por relevadores del sistema eléctrico. Los sistemas de corriente continua de 24 V se emplean en los sistemas de control e instrumentación de las plataformas. Los sistemas de corriente continua de 125 V y/o de 24 V son constituidos por transformador, rectificador-cargador (100 por ciento redundante), banco de baterías, e interruptor de transferencia. El cargador de baterías se debe alimentar en 220 ó 480 V c. a. desde un tablero de cargas de emergencia, un segundo alimentador se debe alimentar en 220 ó 480 V c. a. desde un tablero de servicio normal. El cargador de baterías, después de transformar y rectificar la tensión, debe alimentar al banco de baterías de 125 y/o de 24 Vc.c.

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8.9 Requerimientos de equipo eléctrico 8.9.1 Generadores de suministro principal de energía eléctrica La selección y características de construcción, operación, instalación, protección, instrumentación y control del generador deben cumplir con 8.3 de la NRF-048-PEMEX-2007. El tipo de generador debe ser de campo giratorio, sin escobillas para eliminar todos los arqueos en los contactos y reducir los requerimientos de mantenimiento. El incremento de temperatura de diseño debe ser de 80 °C, por resistencia, (NEMA clase B, o equivalente), pero construidos con una clase F de aislamiento mínima, o equivalente. El tipo de primo motor debe ser indicado en las bases técnicas de licitación. El aislamiento eléctrico (dieléctrico) en las bobinas, tanto del rotor como del estator, debe ser diseñado para resistir el ambiente húmedo salino. El generador debe ser capaz de soportar durante 1 minuto una sobrecarga, con la excitación ajustada para carga nominal. Deben considerarse calentadores de espacio para ayudar a mantener secos los devanados cuando el generador no esté en operación. En estaciones generadoras con dos o más unidades destinadas a operar en paralelo, los interruptores de cada generador deben tener bloqueos mecánicos y/o eléctricos para prevenir accidentes por conexiones en paralelo fuera de fase. Asimismo, cada unidad debe suministrarse con un relevador de inversión de potencia para detectar cuando el signo de la potencia sea inverso del normal y que los interruptores desconecten al generador en el caso de un flujo de potencia inverso. Si se van a operar en paralelo generadores no similares, se debe realizar una evaluación especial de la geometría de los devanados, además de consultar con el fabricante para efectos de compatibilidad de los equipos. 8.9.2 Moto-generadores El moto-generador debe cumplir con 8.1 de la NRF-091-PEMEX-2007 y con lo siguiente: El motor debe ser diesel turbo-cargado, enfriado por circuito cerrado a base de refrigerante-aire, intercambiador de calor tipo panel automotriz, resistencias calefactores para arranque rápido en frío, silenciador con arrestador de flama, tablero de control local en envolvente tipo 4X, en acero inoxidable y sistemas auxiliares tales como: transmisión, lubricación, enfriamiento, filtros de aire en la succión, sistema de escape con junta flexible, y sistema de control de arranque automático de mínimo tres intentos por baterías y seis intentos de arranque neumático. Se debe considerar en el diseño del generador eléctrico, el motor de combustión interna para diesel y el banco de baterías para su instalación sobre una base con patín común construido con perfiles de acero estructural. Cuando el moto-generador este encabinado, la cabina debe tener alumbrado normal y alumbrado de emergencia con unidades a prueba de explosión. Las unidades de alumbrado deben ser recubiertas de PVC.

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8.9.2.1 Pruebas del moto-generador - Deben cumplir con 8.1.6 de la NRF-091-PEMEX-2007. 8.9.3 Tableros de distribución de energía eléctrica 8.9.3.1 Tableros de media tensión - Los requisitos que deben cumplir los tableros eléctricos de media tensión ensamblados en fábrica, de frente muerto, para uso interior que se utilizan en los sistemas de generación y distribución en las instalaciones de PEP, son los que se indican a continuación. Las características particulares para cada proyecto deben ser indicadas en las bases técnicas de licitación. Diseño, construcción y pruebas El diseño, construcción y pruebas de los tableros de media tensión deben cumplir con la NRF-146-PEMEX-2005. Los interruptores de potencia para 34, 5 kV, deben ser en hexafluoruro de azufre (SF6). La especificación y métodos de prueba para los cables que se utilicen en el cableado interno de los tableros de media tensión deben cumplir con la NMX-J-438-ANCE-2003. Accesorios y Partes de Repuesto El proveedor debe proporcionar con los tableros, todos los accesorios para su instalación y operación, así como una relación de las partes de repuesto recomendadas. Documentación El prestador de servicios debe entregar a PEP, juegos de planos certificados de los tableros, manuales de operación y mantenimiento en idioma español, así como una relación de las partes de repuesto. La cantidad de juegos requerida de dicha información debe definirse en las bases técnicas de licitación de cada proyecto. 8.9.3.2 Centros de control de motores en baja tensión

a) Centros de control de motores en baja tensión para áreas no peligrosas a1) Centros de control de motores, 480 V.

El diseño y construcción del tablero debe cumplir con lo indicado a continuación, así como lo requerido en la especificación particular del equipo correspondiente. Debe cumplir con 8.9.3 de la NRF-048-PEMEX-2007 y con lo siguiente:

1) Deben cumplir con NEMA ICS-18, o equivalente y con los requisitos de construcción que para estos equipos establece la NFPA 70E.

2) Las disposiciones generales de control y protección de motores para los centros de control de

motores deben cumplir con la sección 430-H de la NOM-001-SEDE-2005. 3) El tratamiento metálico del gabinete debe ser igual al utilizado para los tableros de media tensión

en la NRF-146-PEMEX-2005.

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4) El material de la estructura de las secciones debe ser de lámina de acero de 2,78 mm (calibre 12 USG), rolada en frío, el material de las tapas, cubiertas, divisiones o puertas debe ser de lámina de 1,98 mm (calibre 14 USG) de acuerdo con la rigidez mecánica requerida. Las bases de las secciones deben llevar un canal de fierro estructural (por secciones de embarque) que las una a todo lo largo del tablero en la parte frontal y posterior y deben tener previsiones (barrenos) para asegurarlas por medio de pernos de anclaje.

5) Cada sección vertical, está provista en la parte inferior, de un calentador de espacio y cada grupo

de máximo tres secciones verticales es controlado por termostato, de manera tal, que se mantenga dentro de la sección una temperatura arriba del punto de rocío. Los calentadores de espacio deben estar diseñadas para 220 V, y cada circuito debe estar conectado a través de un dispositivo de protección adecuado. Además, todos deben estar interconectados con un circuito de energía auxiliar en 220 V, 3 fases, 3 ó 4 hilos.

6) Cada compartimiento de la sección vertical, conteniendo ya sea unidades combinadas (interruptor

termomagnético y arrancador removible), interruptores termomagnéticos, accesorios de control, entre otros, debe tener una puerta frontal embisagrada con enlaces mecánicos, que eviten la apertura de la misma cuando los medios de desconexión estén energizados.

7) El tablero debe suministrarse con barras verticales y horizontales, y una barra común de tierras

para todos los compartimientos o secciones instaladas a lo largo de toda la parte inferior del tablero excepto para arreglos de doble alimentador y enlace en cuyo caso se debe suministrar barra de tierras seccionada por cada bus.

8) Las barras principales de cada CCM pueden ir alojadas en la parte superior o al centro, y a lo largo

del CCM. 9) La corriente de cortocircuito en 480 V no debe ser menor a los máximos esperados en el sistema.

Los cables de fuerza alimentadores y derivados de estos tableros deben cumplir con los valores de corto circuito, máximos esperados en el sistema.

10) La barra de tierra debe incluir dos conectores mecánicos (uno en cada extremo) del calibre

indicado en el proyecto. 11) El arreglo de las fases de las barras debe ser 1, 2 y 3 desde el frente hacia atrás, de arriba hacia

abajo y de izquierda a derecha, visto desde el frente del tablero. 12) En las alimentaciones a los CCM se deben colocar barreras que aíslen las barras de servicio y sus

terminales de los demás elementos del CCM. Las barras principales y los conductores eléctricos deben cumplir con la sección 430-97 de la NOM-001-SEDE-2005.

13) Cada unidad arrancadora combinada hasta 75 kW o unidad de interruptor termomagnético dentro

del CCM debe ser removible, y para mejor aprovechamiento de espacio, deben suministrarse en espacios de 152,4 mm (6 pulg) de altura cada uno, como mínimo; no más de 8 interruptores por sección.

14) Las secciones principales y de enlace de centros de control de motores con interruptores

electromagnéticos en 480 y 220/127 V deben contar con un sistema de monitoreo de puntos calientes mediante tecnología infrarroja, con medición digital en el frente del tablero, con puerto de comunicación RS-485 con protocolo de comunicación modbus y ethernet con modbus TCP/IP, sus señales se deben integrar al sistema digital de monitoreo y control de la plataforma. El monitoreo a

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cada interruptor debe estar por lo menos en cada una de las fases de entrada y salida (6 puntos de medición). El sistema debe ser capaz de desplegar digitalmente el punto más caliente en grados Celsius, la diferencial mayor, compensación de temperatura, y alarma. El sistema debe efectuar un monitoreo continuo (“barrido” o “escanner”) a todos los puntos. La pantalla del sistema debe ubicarse al frente para monitorear las secciones del tablero. Con este sistema no se requieren ventanas corredizas en estas secciones.

15) Los transformadores de corriente para medición deben ser independientes de los de protección de

los tableros y deben ser construidos para soportar los esfuerzos térmicos, magnéticos y mecánicos resultantes de las corrientes de falla.

16) Los transformadores de corriente para protección en tableros deben tener una potencia de

precisión mínima que garantice la operación adecuada de los dispositivos de protección en condiciones de corto circuito sin llegar a la saturación.

17) Los instrumentos de medición deben ser del tipo digital multifunción de estado sólido a base de

microprocesador y contar con puertos de comunicación RS-232 y RS-485, pantalla digital “display” de cristal líquido, con memoria de 800 kB RAM programable; con medición de los siguientes parámetros eléctricos: a) Corriente de línea y de fase. b) Tensión de línea y entre fases. c) Potencia activa. d) Factor de potencia. e) Lecturas de demandas mínimas y máximas. f) Funciones de alarma. g) Almacenamiento de datos/eventos. h) Captura y análisis de forma de onda. Las señales de medición indicadas deben conjuntarse a través de tablillas terminales centralizadas en el módulo o sección de medición del tablero. Los dispositivos de medición deben tener una precisión con margen de error de 1 por ciento o menor.

18) La especificación y métodos de prueba para los cables que se utilicen en el cableado interno de los centros de control de motores en baja tensión deben cumplir con la NMX-J-438-ANCE-2003.

a2) Centro de control de motores, 220 V.

Debe cumplir con 8.9.4 de la NRF-048-PEMEX-2007 y con lo siguiente: Los tableros para alumbrado y receptáculos integrados al CCM en 220 V, deben tener interruptores termomagnéticos de al menos 10 kA de Corto Circuito.

a3) Accesorios y Partes de Repuesto El proveedor debe proporcionar con los tableros, todos los accesorios para su instalación y operación, así como una lista de las partes de repuesto recomendadas.

a4) Documentación

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El prestador de servicios debe solicitar al fabricante de los equipos juegos de planos certificados de los mismos, manuales de operación y mantenimiento, así como una relación de las partes de repuesto, en idioma español. Debe entregarse dos juegos en archivo electrónico (CD) y 3 en copia dura o lo indicado en las bases técnicas de licitación de cada proyecto.

b) Soportes (Racks) combinados de interruptor termomagnético-arrancador magnético, para áreas peligrosas.

b1) Diseño y construcción.

Los interruptores, arrancadores, estaciones de botones y equipo de control instalados en soportes (racks) como centros de control de motores en áreas peligrosas (clasificadas), deben cumplir con UL 698, o equivalente. Las cajas de conexión y accesorios deben cumplir con UL 886, o equivalente.

Los arrancadores combinados deben cumplir con la NMX-J-290-ANCE-1999. Los interruptores termomagnéticos deben cumplir con la NMX-J-266-ANCE-1999. El gabinete que aloja el equipo de control y protección (arrancadores) de motores en baja tensión 220/127 V debe cumplir con la clasificación de áreas (NRF-036-PEMEX-2003) de acuerdo al lugar donde vaya a ser instalado. El tamaño mínimo de los arrancadores debe ser NEMA 1, o equivalente y su montaje debe ser tipo sobreponer. Los arrancadores de los motores deben ser tipo combinado (interruptor termomagnético-contactor magnético) y elemento de sobrecarga (3), trifásico, de estado sólido con rangos de ajuste y contener dispositivos para comunicación con un sistema de control local o remoto (de acuerdo a las bases técnicas de licitación). Se aceptan arrancadores de estado sólido con variadores de velocidad cuando sea solicitado en las bases técnicas de licitación.

Los arrancadores deben suministrarse con los siguientes dispositivos:

a) Interruptor automático (del tipo termomagnético o magnético). b) Contactor magnético. c) Protección térmica por sobrecarga del motor en cada una de sus fases de estado sólido de rango

ajustable y con dispositivos de comunicación. d) Manija de operación del interruptor termomagnético. e) Lámparas piloto (verde–rojo), del tipo diodo emisor de luz (LED) de alta luminosidad. La lámpara roja

equivale a equipo operando, la verde a equipo fuera de operación. f) Botón de arranque - paro. g) Selector manual -fuera-automático. h) Transformador de control. i) Contactos auxiliares. j) Dren y respiradero.

Los transformadores de control de 480/220-120 V deben ser proporcionados de la capacidad adecuada en VA, para cada combinación de interruptor-arrancador o arrancador.

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Cada transformador de control debe tener tanto en el primario como en el secundario, fusibles de protección, con una terminal del secundario a tierra. La corriente de cortocircuito en 480 V no debe ser menor a los máximos esperados en el sistema. Los cables de fuerza alimentadores y derivados de estos tableros deben cumplir con los valores de corto circuito, máximos esperados en el sistema. Se debe incluir una placa de datos en la puerta frontal del gabinete con la clave del motor y su servicio. El proveedor debe proporcionar el equipo con todos los accesorios para su instalación y operación, así como una relación de las partes de repuesto recomendadas. El diseño y construcción del tablero debe cumplir con lo indicado en este capítulo así como lo requerido en la especificación particular del equipo correspondiente.

b2) Pruebas.

El proveedor debe entregar protocolos de pruebas. Las siguientes pruebas deben ser solicitadas desde la etapa de ingeniería para la recepción del equipo: a) Inspección visual de embarque. b) Prueba de operación. c) Prueba de relevadores. d) Medición de resistencia de aislamiento. e) Tensión aplicada. f) Todas las pruebas de campo requeridas por PEP (ver anexo "D" de la NRF-048-PEMEX-2007).

8.9.3.3 Tableros de distribución y alumbrado Las disposiciones generales de diseño para los tableros de distribución de fuerza, alumbrado y control deben cumplir con el artículo 384 de la NOM-001-SEDE-2005. Las características eléctricas y mecánicas, así como las pruebas deben cumplir con la NMX-J-118/1-ANCE-2000 y la NMX-J-118/2-ANCE-2000. La fabricación y los métodos de prueba de las envolventes (gabinetes) para uso interior y exterior en áreas no peligrosas, deben cumplir con la NMX-J-235/1-ANCE-2000 y la NMX-J-235/2-ANCE-2000 o NMX-J-529-ANCE-2006. La fabricación y métodos de prueba de las envolventes (gabinetes) para áreas peligrosas, deben cumplir con la norma NMX-J-529-ANCE-2000 o con NEMA 250 o equivalente. Las especificaciones de seguridad, valores nominales, métodos de prueba y marcado para los interruptores en caja moldeada deben cumplir con la NMX-J-266-ANCE-1999. La especificación y métodos de prueba para los cables que se utilicen en el cableado interno deben cumplir con la NMX-J-438-ANCE-2003.

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Los requisitos de seguridad y métodos de prueba de los equipos eléctricos de control y distribución, deben cumplir con la NMX-J-515-ANCE-2003. La fabricación e instalación de gabinetes y cajas de interrupción deben cumplir con la especificación P.3.0255.01. Los tableros de alumbrado deben ser adecuados para emplearse en circuitos eléctricos de baja tensión, con envolventes (gabinetes) de frente muerto, localizados en el cuarto de control eléctrico, a menos que se indique lo contrario en las bases técnicas de licitación. Los tableros de alumbrado deben ser para montaje en pared del tipo sobreponer y empotrados. Para áreas no clasificadas en interiores la envolvente (gabinete) debe ser tipo 1. Para áreas clasificadas el envolvente (gabinete) debe ser NEMA tipo 7 de acuerdo a lo indicado en el Suplemento A, de la NEMA 250, o equivalente, y ser a prueba de polvo, lluvia y de intemperie para ambiente marino. El sistema de alimentación para los tableros de distribución de alumbrado debe ser de 3 fases, 4 hilos 220/127 V, 60 Hz, con barra para el neutro y barra para tierra física. Se debe indicar capacidad interruptiva, capacidad del interruptor principal y la de los interruptores termomagnéticos derivados. 8.9.4 Transformadores Los transformadores hasta 150 kVA deben ser aislados en barniz impregnado o en resina epoxy al vacío, y mayores de 150 kVA deben ser aislados en resina epoxy al vacío con bobinas moldeadas al vacío en ambos devanados. Los transformadores aislados en barniz impregnado así como los transformadores aislados en resina epoxy al vacío deben ser diseñados y construidos de acuerdo a la NMX-J-351-ANCE-2005. Los transformadores y sus componentes utilizados en plataformas marinas deben considerar en su diseño, que sus características sean para operar en ambiente marino corrosivo. Los devanados deben ser de cobre y/o aluminio. Para la eficiencia energética deben cumplir con NOM-002-SEDE-1999. Los transformadores de distribución son los que tienen una capacidad hasta 500 kVA y los transformadores de potencia tienen una capacidad mayor de 500 kVA.

Los transformadores pueden contar con un sistema de monitoreo de puntos calientes mediante RTD´S o termopares con medición digital en el frente del gabinete del transformador, con puerto de comunicación RS-485 con protocolo de comunicación modbus y ethernet, sus señales se deben integrar al sistema digital de monitoreo y control de la plataforma; el monitoreo a cada transformador debe estar por lo menos en cada una de las bobinas, el sistema debe ser capaz de desplegar digitalmente el punto mas caliente en grados Celsius (°C), la diferencial mayor, compensación de temperatura, y alarma, el sistema debe efectuar un monitoreo continuo (“Barrido” o “Escaner”) a todos los puntos de monitoreo, la pantalla del sistema debe ubicarse al frente del gabinete del transformador. 8.9.4.1 Selección de transformadores - Los transformadores deben seleccionarse de acuerdo con los siguientes parámetros:

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a) Capacidad nominal. b) Relación de transformación. c) Número de fases. d) Número de devanados. e) Clase de enfriamiento. f) Frecuencia. g) Impedancia (Z en por ciento). h) Sobre - elevación de temperatura. i) Altura de operación sobre el nivel del mar. j) Clase de aislamiento. k) Nivel básico de aislamiento al impulso del rayo. l) Conexión. m) Cambiador de derivaciones. n) Ubicación interior o intemperie. o) Ubicación de boquillas o terminales de conexión.

Capacidad nominal La capacidad nominal de transformadores utilizados en plataformas marinas para distribución primaria, así como alimentación a cargas eléctricas de fuerza y alumbrado es la siguiente:

a) Transformadores monofásicos: 5, 10, 15, 25 kVA. b) Transformadores trifásicos: 15, 30, 45, 75, 112.5, 150, 225, 300, 500, 750, 1 000, 1 500, 2 000, 2 500, 3

000, 3 750, 5 000, 7 500, 10 000 y 12 000 kVA. c) Capacidades mayores pueden requerirse de acuerdo a los proyectos.

Tensiones nominales Las tensiones normales utilizadas en plataformas marinas son 34 500, 13 800, 4 160, 480, 220, 127 V. Relación de transformación Las relaciones de tensión y conexiones normalizadas de los transformadores en PEP son:

a) 34,5/4,16 kV Delta-estrella con neutro aterrizado a través de resistencia (de 4 a 8 Ohms). b) 13,8/4,16 kV Delta-estrella con neutro aterrizado a través de resistencia (de 4 a 8 Ohms). c) 4,16/0,480 kV Delta-estrella con neutro sólidamente aterrizado. d) 0,480/0,220-0,127 kV Delta-estrella con neutro sólidamente aterrizado.

8.9.4.2 Criterios para el cálculo de la capacidad de cada transformador - Se debe considerar lo siguiente:

a) Motores en operación continúa: 100 por ciento b) Alumbrado: 100 por ciento c) Sistemas de fuerza Ininterrumpible: 100 por ciento d) Motores de operación intermitente: 50 por ciento e) Salidas trifásicas a soldadoras: 20 por ciento f) 20 por ciento de la carga para ampliaciones futuras.

De acuerdo con lo indicado por PEP, se permite el aumento de capacidad del transformador por enfriamiento forzado del aire (FA), así como por la elevación de la temperatura máxima permitida de 80/115/150 °C, operando a plena carga del valor nominal sobre una temperatura ambiente promedio de 30 °C y una máxima de

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40 °C. En el caso de los transformadores secos encapsulados en resina epoxy la elevación de temperatura máxima permitida debe ser 80/115°C. 8.9.4.3 Consideraciones especiales para transformadores en plataformas marinas Para lograr una alta confiabilidad y minimizar el mantenimiento de los transformadores estos deben ser tipo seco, expuestos al ambiente marino; con las siguientes características:

a) Transformadores tipo seco en barniz impregnado Deben cumplir con 8.8.6 de la NRF-048-PEMEX-2007 y con lo siguiente: 1) Todas las partes de acero, excepto las galvanizadas deben recibir un tratamiento anticorrosivo de

acuerdo a lo siguiente:

a) Limpieza a metal blanco. b) Dos capas de primario epóxico poliamida de dos componentes (RP-6 modificado) de 100- 150 micras de espesor cada capa. c) Una capa de acabado poliuretano acrílico alifático de dos componentes (RA-28 modificado) de 75-100 micras de espesor, color verde PEMEX 628 (Pantone Matching System PM- 577). d) Las pruebas de resistencia al rocío de sal se efectuarán de acuerdo con ASTM B-117, o equivalente, con tiempo de exposición de 1 500 h en cámara de niebla salina.

2) Deben tener aislamiento clase 220 °C, capacidad nominal con elevación de temperatura de 80 °C y

temperatura máxima de 115 °C (capacidad adicional sin dañar los aislamientos de 15 porciento); o capacidad nominal con elevación de temperatura de 115 °C y temperatura máxima de 150 °C (sin capacidad adicional respecto a la nominal). Lo anterior sobre una temperatura ambiente promedio de 30 °C y una máxima de 40 °C.

3) Se deben instalar en interiores, con gabinete para servicio interior, tipo 1 construido con lámina de

acero estructural de calibre mínimo de 2,78 mm (12 USG).

b) Características de transformadores tipo seco aislados en resina epoxy Deben cumplir con 8.8.7 de la NRF-048-PEMEX-2007 y con lo siguiente: 1) Se deben instalar en exteriores, en patio de transformadores, con gabinete para servicio

intemperie, tipo 3R construido con lámina de acero estructural de calibre mínimo de 2,78 mm (12 USG).

2) De acuerdo con la sección 450-9 de la NOM-001-SEDE-2005 y NEMA 20 sección 3, los transformadores con aberturas de ventilación deben instalarse de manera que no sean bloqueados por paredes u otras obstrucciones. Las separaciones necesarias deben estar marcadas claramente en el transformador.

3) En el gabinete se debe incluir un conector mecánico para conexión a tierra para cable de cobre

desnudo calibre 33,62 mm² (2 AWG) a 67,43 mm² (2/0 AWG). 4) El nivel de ruido debe ser garantizado por el fabricante y no debe exceder los valores indicados en

las tablas 6 y 7 de este documento.

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5) Todas las partes de acero, excepto las galvanizadas deben recibir un tratamiento anticorrosivo de acuerdo a lo señalado en 8.9.4.3 a) 1) de este documento.

6) Deben tener aislamiento clase 185 °C, capacidad nominal con elevación de temperatura de 80 °C y

temperatura máxima de 115 °C (capacidad adicional sin dañar los aislamientos de 15 por ciento), Lo anterior sobre una temperatura ambiente promedio de 30 °C y una máxima de 40 °C.

Equivalente dos devanados (kVA)

Auto-enfriado ventilado (clase AA)

0-9 40 10-50 45 51-150 50

151-300 55 301-500 60 501-700 62

701-1000 64 1001-1500 65 1501-2000 66 2001-3000 68

Tabla 6 Nivel de ruido promedio en decibeles (dB) para transformadores con tensión primaria trifásica de 601 a 1 200 V

Autoenfriado Enfriamiento con

ventilación de aire forzadoⁿ Equivalente dos

devanados (kVA) Ventilado

(clase AA) Sellado

(clase AA) kVA Clase FA y AFA

0-9 40 45 0-1167 67 10-50 45 50 1168-1667 68 51-150 50 55 1668-2000 69

151-300 55 57 2001-3333 71 301-500 60 59 501-700 62 61

701-1000 64 63 1001-1500 65 64 1501-2000 66 65

Nota:ⁿ No aplica a transformadores secos sellados

Tabla 7 Nivel de ruido promedio en decibeles (dB) para transformadores con tensión primaria trifásica mayor a 1,2 kV

8.9.4.4 Instalación de transformadores Todos los transformadores deben instalarse en áreas no peligrosas, fuera de las áreas de proceso.

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Debe cumplir con la sección 450-21 y 450-22 de la NOM-001-SEDE-2005. 8.9.4.5 Protección de transformadores Protección contra sobrecorriente Deben estar provistos de protección contra sobrecorriente de acuerdo con la sección 450-3 de la NOM-001-SEDE-2005. Cuando el sistema eléctrico esté puesto a tierra a través de una alta resistencia, se debe instalar una alarma de falla a tierra, que se debe conectar al PLC ubicado en el cuarto de control de instrumentos. Cuando el sistema eléctrico esté conectado a tierra a través de una baja resistencia, se debe proveer protección de falla a tierra para abrir el interruptor del secundario de transformador. Cuando el sistema eléctrico esté sólidamente aterrizado y el dispositivo de protección del secundario del transformador sea de 1 000 A o mayor, se deben suministrar dispositivos de protección contra falla a tierra para abrir el interruptor secundario del transformador. 8.9.4.6 Pruebas

a) Para transformadores tipo seco aislados en resina epoxy deben cumplir con 8.8.8 de la NRF-048-PEMEX-2007.

b) Para los transformadores tipo seco aislados en barniz impregnado deben cumplir con la NMX-J-351-ANCE-2005.

8.9.5 Motores eléctricos Deben cumplir con la NRF-095-PEMEX-2004. Cada motor de relevo debe estar conectado al bus de un transformador diferente de donde está conectado el motor para servicio normal. 8.9.5.1 Especificación, inspección, pruebas y embarque De acuerdo a la NRF-095-PEMEX-2004. 8.9.6 Receptáculos Los receptáculos deben cumplir con lo indicado en 8.12.5 de la NRF-048-PEMEX-2007. 8.10 Cuarto de control eléctrico 8.10.1 Generalidades De preferencia se debe localizar en un área no peligrosa, orientada a favor de los vientos dominantes. La construcción del edificio debe ser con materiales retardantes al fuego.

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Se requiere un arreglo con charolas para los conductores que salen de los tableros de distribución (TD) y centros de control de motores (CCM) para alimentar las diferentes cargas del sistema, así como para canalizar los alimentadores de dichos tableros de distribución de energía eléctrica y CCM, cuando aplique. Debe tener puertas abatibles hacia fuera y con mecanismo de cierre tipo barra de pánico accionada por presión, y cumplir con 9.1.3 de la NOM-002-STPS-2000. El cuarto de control eléctrico no debe tener ventanas. Las puertas deben tener fijo en la parte exterior y completamente visible la leyenda “PELIGRO ALTA TENSIÓN ELÉCTRICA”. En el diseño se debe considerar una puerta que permita las maniobras de entrada y salida del equipo eléctrico y por lo menos una para el personal. Para el sistema contraincendio en el cuarto de control eléctrico se debe aplicar la NRF-019-PEMEX-2001. Los sistemas automáticos de detección y alarma deben ser diseñados y construidos conforme a la NRF-011-PEMEX-2002. Debe tener aire acondicionado con presión positiva. 8.10.2 Arreglo de equipo eléctrico La distribución de equipo debe realizarse de tal forma que los espacios para el acceso permitan realizar los trabajos de operación y mantenimiento con seguridad. Los espacios mínimos permitidos deben cumplir con las secciones 110-16 y 110-34 de la NOM-001-SEDE-2005. Sobre el piso al frente de los tableros, se debe instalar un tapete aislante tipo antiderrapante con una resistencia dieléctrica de 25 kV como mínimo. Las dimensiones del tapete deben ser de un metro de ancho y el largo mínimo el del tablero de distribución o centro de control de motores (CCM). Las baterías se deben instalar en un cuarto independiente (cuarto de baterías), anexo al cuarto de control eléctrico y con acceso propio. Los locales para baterías deben cumplir con lo indicado en la sección 924-22 así como cumplir con equipos y avisos preventivos indicados en la sección 480-10 de la NOM-001-SEDE-2005. Las baterías deben instalase en bastidores metálicos. En el cuarto de baterías se debe instalar un extractor tipo industrial con señal de falla, de acuerdo con la sección 480-8 de la NOM-001-SEDE-2005. Los sistemas de fuerza ininterrumpible (SFI’s) y cargadores de baterías deben instalarse dentro del cuarto de control eléctrico. Los transformadores de potencia tipo seco en resina epoxy se deben instalar en un área adyacente al cuarto eléctrico. El montaje de transformadores debe ser atornillado en una base metálica con perfiles de acero estructural tipo I. No se acepta la fijación de transformadores con soldadura, ni montados directamente en el piso.

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El área de transformadores debe ser rodeada por una malla tipo ciclón con cubierta de PVC. El acceso debe tener una puerta por el exterior, y contener un letrero que diga: “PELIGRO ALTA TENSIÓN ELÉCTRICA”. Alrededor de los transformadores se debe dejar un espacio perimetral mínimo de 90 cm para su inspección y mantenimiento. El área debe diseñarse de manera que permita instalar, operar y mantener al equipo sin que estorbe a los adyacentes y proveerse de las protecciones y accesorios necesarios para la seguridad del personal y del propio equipo. El área de transformadores debe tener la altura que permita realizar las maniobras de montaje y mantenimiento. Para el diseño del arreglo de equipo eléctrico en plataformas marinas se deben considerar los factores siguientes:

a) Nivel de contaminación y agresividad del ambiente. b) Condiciones de seguridad para el personal. c) Acceso controlado a personal. d) Simplicidad en las maniobras de operación. e) Espacio para mantenimiento. f) Protección contra incendio. g) Localización del equipo. h) Niveles de tensión. i) Tipo de instalación. j) Crecimiento futuro. k) Maniobras para el montaje de los equipos y extracción de interruptores y equipos de tableros.

8.10.3 Cuarto de baterías Las baterías se deben instalar en un cuarto independiente, anexo al cuarto de control eléctrico y con acceso propio. El cuarto de baterías debe cumplir con las secciones 480-8-9-10 y 924-22 de la NOM-001-SEDE-2005. Las baterías deben instalarse en bastidores metálicos. En el cuarto de baterías se debe instalar un extractor tipo industrial con señal de falla, de acuerdo con la sección 480-8 de la NOM-001-SEDE-2005. Los dispositivos eléctricos instalados en el cuarto de baterías deben seleccionarse de acuerdo a la clasificación de áreas del proyecto. La operación del sistema de ventilación debe ser monitoreada a los sistemas de control de la plataforma. La distribución de los bancos de baterías debe realizarse permitiendo espacios de acceso para un funcionamiento y mantenimiento seguro. Los pasillos deben contar con tapete dieléctrico antiderrapante.

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Las puertas deben incluir cerradura del tipo barra de pánico. 8.11 Estudios de corto circuito, coordinación de protecciones, flujos de potencia, estabilidad del sistema eléctrico y estudio de armónicas El proveedor o contratista, debe incluir en su oferta la adquisición y suministro de una licencia de software en español, con la que elabore los cálculos de corto circuito, coordinación de protecciones, flujos de carga, estabilidad, caídas de tensión al arranque de motores y factor de potencia. Lo anterior con objeto de que el centro de trabajo en etapa de operación pueda efectuar actualizaciones. Se debe suministrar la base de datos, y las consideraciones realizadas con la que se efectúen los cálculos. Debe suministrarse las características del hardware compatible con el software empleado. Incluir curso de capacitación referente al manejo y entendimiento del software. Los datos a incluir y los resultados esperados de estos estudios son los siguientes: 8.11.1 Estudios de corto circuito y coordinación de protecciones El estudio debe presentarse a PEP de acuerdo a la siguiente estructura: 8.11.1.1 General

a) Objetivo. b) Cálculo de cortocircuito. c) Diagramas unifilares. d) Límites de protección de los equipos.

Según NOM-001-SEDE-2005, IEEE 141, 142 y 242, o equivalentes, para motores, transformadores, cables, reactores, buses, tomando en cuenta lo siguiente: d1) Condiciones de operación (artículo 430 de la NOM-001-SEDE-2005). d2) Requisitos mínimos de protección (artículos 240, 430 y 450 de la NOM-001-SEDE-2005). d3) Niveles de resistencia de los equipos (Corrientes de magnetización de transformadores y de rotor

bloqueado de motores). e) Criterios para el ajuste de los dispositivos de protección. f) Márgenes entre dispositivos de protección para la coordinación de protecciones, de acuerdo a

recomendaciones de IEEE 242, o equivalente. 8.11.1.2 Consideraciones particulares El estudio de cortocircuito y coordinación de protecciones debe tomar en cuenta las siguientes condiciones de operación en cada nivel de tensión del sistema eléctrico:

a) Operando como sistema radial. Con todos los interruptores de enlace abiertos en tableros de distribución y CCM’s, en los diferentes niveles de tensión considerando todas las fuentes de contribución a la falla, para el cálculo de la capacidad interruptiva y momentánea.

b) Operando como sistema secundario selectivo. En los tableros de distribución y CCM’s una sola fuente de alimentación con el interruptor de enlace cerrado en los diferentes niveles de tensión.

c) Para proyectos en los que se incluyan generadores, se deben analizar las diferentes condiciones de operación para determinar la de mayor aportación de corriente de corto circuito.

d) Para efectos de la calibración de los relevadores de sobrecorriente con retardo de tiempo, se debe considerar la condición de mayor aportación en corriente de corto circuito.

e) Se debe considerar la corriente de rotor bloqueado de los motores y la corriente de magnetización de

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los transformadores, para la determinación de las corrientes máximas momentáneas normales. f) El tiempo de ajuste de disparo de los dispositivos de protección, debe ajustarse con un defasamiento no

menor a 0,3 s en “cascada” desde el punto de falla al suministro. 8.11.1.3 Información requerida Se deben realizar el estudio de corto-circuito considerando las tres redes (regímenes de operación) de acuerdo a IEEE 242, o equivalente.

1) Redes

a) Primera red: Momentánea (Subtransitoria, ½ ciclo). b) Segunda red: Interruptiva (Transitoria, 1 ¼ - 4 ciclos) c) Tercera red: Con retardo de tiempo (Estado estable, 30 ciclos).

2) Base de datos físicos para realizar el estudio a) Diagramas unifilares. b) Aportación de generadores. c) Características de alimentadores (calibres, conductores por fase, material del conductor, longitud,

arreglo y tipo de canalización). d) Características de buses, relevadores, entre otros. e) Datos de placa de los equipos:

e1) Transformadores: Capacidad, relación de transformación, impedancia, relación X/R y tipo de enfriamiento.

e2) Motores: Capacidad, tensión nominal, eficiencia, factor de potencia, velocidad, corriente a rotor bloqueado o letra de código.

e3) Interruptores: capacidad interruptiva, para media tensión el valor K, tensión máxima y mínima y ciclos de apertura.

f) Diagrama de reactancias de las tres redes. g) Reactancia por unidad, en base de 10 MVA (potencia base).

8.11.1.4 Resultados obtenidos Los resultados que se deben reportar son:

a) Corrientes de falla simétricas, asimétricas y corrientes de falla para ajuste de relevadores con retardo de tiempo, para cada uno de los buses considerados.

b) Corrientes de falla a tierra. c) Diagramas unifilares de coordinación mostrando el ramal completo, desde el suministro hasta el último

punto de coordinación, incluyendo relación de transformadores de corriente y ajustes de relevadores. d) Curvas de coordinación tiempo-corriente referidas a un solo nivel de tensión. e) Se debe coordinar en tiempo la protección de falla a tierra en los niveles de media tensión. f) Ajuste de coordinación de los relevadores de sobrecorriente, sobrecarga, baja tensión y protección

diferencial. g) Diagrama unifilar con la nomenclatura IEEE 141-1993 anexo A “Power System Devices Function

Number” de los relevadores o equivalente. h) Reporte de no saturación de transformadores de corriente en caso de falla.

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8.11.2 Estudio de flujos de potencia Generalidades Con el estudio de flujos de potencia el personal de operación y mantenimiento, puede prever diversos escenarios operativos del sistema eléctrico, de acuerdo a distintas configuraciones de la red eléctrica. El estudio debe basarse en diagramas unifilares presentados en pantalla susceptibles de ser modificados, para variar las condiciones reales del sistema eléctrico, de manera que por cada modificación de la topología de la red, se tenga la capacidad suficiente para recalcular los distintos parámetros eléctricos y que el operador, tenga referencia de las condiciones de la red, derivadas de las modificaciones realizadas. El estudio debe presentarse a PEP de acuerdo a la siguiente estructura: 8.11.2.1 Consideraciones particulares

a) Condición normal de operación. b) Condición mínima de generación. c) Condición máxima de generación. d) Variaciones a la topología de la red para determinar si existe algún arreglo óptimo, considerando:

d1) Variación de los enlaces. d2) Variación de cambiador de derivaciones (tap’s) en transferencia de enlace.

e) Caídas de tensión durante arranque de los motores mayores del sistema. f) Simular efecto de bancos de capacitores. g) Simular efecto de cambios de posición al cambiador de derivaciones en transformadores.

8.11.2.2 Información requerida Para realizar este estudio, además del diagrama unifilar, se deben tomar en cuenta todos los elementos activos y pasivos que forman el sistema eléctrico, como son: generadores, motores de inducción, cargas estáticas, enlaces y motores síncronos.

a) Generadores: Datos de placa, potencia real y reactiva de generación, límites de potencia reactiva, tensión y frecuencia nominales.

b) Transformadores: Relación de transformación, reactancia de secuencia positiva, tipo de enfriamiento, número de devanados, tensión nominal, frecuencia nominal y potencia nominal.

c) Motores de inducción: Letra de código o corriente de rotor bloqueado, número de polos o r/min, factor de potencia, eficiencia, potencia nominal, tensión y frecuencia nominales.

d) Cables: cantidad, calibre, arreglo, longitud y tensión nominal. e) Cargas estáticas: Potencia real y factor de potencia. f) Barras colectoras (buses) tipo I, II y III. g) Enlace. h) Convención de signos y direcciones de los flujos de potencia.

El diagrama unifilar debe mostrar la dirección en que fluye la potencia en los diferentes puntos del sistema, indicados por medio de flechas. 8.11.2.3 Resultados obtenidos Los resultados que se deben reportar son:

a) Arreglo óptimo del sistema para cada condición de operación (normal, mínima y máxima generación).

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b) Determinación de buses con caída de tensión mayor a 10 por ciento. c) Buses con tensión arriba de la nominal. d) Buses donde se requiera compensación de reactivos. e) Enlaces con problemas de sobre carga. f) Caídas de tensión en alimentadores, fuera de lo permitido por NOM-001-SEDE-2005. g) Pérdidas en los transformadores y alimentadores.

8.11.3 Estudio de estabilidad del sistema eléctrico Generalidades Este estudio se debe realizar, cuando se indique en las Bases Técnicas de Licitación, en proyectos donde se tenga como alcance generación de energía eléctrica. El objetivo es obtener tiempos críticos de libramiento de falla y condiciones de pérdida de estabilidad. El estudio de estabilidad del sistema eléctrico debe presentarse a PEP de acuerdo a la siguiente estructura: 8.11.3.1 Consideraciones particulares Analizar la estabilidad del sistema sólo para las condiciones factibles de operación desde el punto de vista de cortocircuito y flujo de cargas. Dentro de estas condiciones se deben analizar las siguientes alternativas:

a) Operación normal. b) Generación mínima. c) Generación máxima.

8.11.3.2 Información requerida Existen dos métodos básicos: En el primero se utilizan ciclos alternos de solución de las ecuaciones diferenciales de cada una de las máquinas y de las ecuaciones de la red. En el segundo método se efectúa la integración numérica directa de las ecuaciones de oscilación. Solución de estado estable e integración numérica mediante el primero de los métodos anteriores. Se parte de la consideración de que la falla ocurre en el punto seleccionado en el tiempo t = 0.

a) El modelo en estado estable de la red eléctrica proporciona la solución inicial de tensiones y corrientes de cada una de las máquinas en el instante inmediato anterior a la ocurrencia de la falla, a partir de estos valores, se determina la potencia eléctrica suministrada por los generadores en el instante t = 0.

b) Con los valores de potencia eléctrica para cada una de las máquinas y las ecuaciones diferenciales correspondientes que describen los ángulos de los rotores y la frecuencia, se determinan estas variables para el tiempo t = delta t, (la potencia mecánica P permanece constante).

c) Con los nuevos valores de frecuencia y ángulo de rotores en t = delta t, se soluciona nuevamente el modelo de estado estable de la red eléctrica y se obtiene así nuevos valores de tensión de corriente y en consecuencia la correspondiente potencia eléctrica para los generadores en ese instante de tiempo.

d) El proceso alterno descrito en b y c, se repite hasta t = t1, que es el tiempo de liberación de la falla. e) La liberación de la falla modifica la topología de la red. f) Una vez modificada la topología de la red, los incisos a, b y c se repiten hasta el tiempo máximo del

estudio, el cual oscila entre 0,5 y 1,0 s. g) La variación de los ángulos de los rotores como una función del tiempo constituyen las curvas de

oscilación. La naturaleza de las curvas de oscilación permite inferir el grado de estabilidad de cada una

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de las máquinas. h) El estudio debe repetirse para varios tiempos de liberación de la falla. El valor máximo de liberación de

falla para el cual se conserva estabilidad en todas las máquinas, se conoce como tiempo crítico de liberación de la falla.

En general los factores que influyen en la estabilidad transitoria son:

a) Carga del generador. b) Localización de la falla o del evento. c) Tiempo de liberación de la falla. d) Topología del sistema en condiciones de posfalla. e) Reactancia del generador. Una reactancia más baja incrementa la potencia pico y reduce el ángulo

inicial del rotor. f) Inercia del generador. Cuanto más elevado el valor de la inercia, más lento el rango de cambio del

ángulo. Esto reduce la energía cinética ganada durante la falla. g) Tensión propia del generador. Esto depende de la excitación del campo.

8.11.3.3 Resultados obtenidos Los resultados que se deben reportar son:

a) Gráficos de “ángulo del rotor -tiempo” para fallas en los buses principales del sistema indicando tiempos críticos de liberación de falla.

b) Condiciones en las cuales es inestable el sistema. c) Recomendaciones de tiempos críticos de liberación de falla de los buses principales.

8.11.4 Estudio de Armónicas Generalidades Se debe realizar un estudio de distorsión de armónicas cuando se operen cargas no lineales que representan los variadores de velocidad y cuando se requiera suministrar energía eléctrica de una plataforma a otra con cable submarino. El estudio debe presentarse a PEP de acuerdo a la siguiente estructura: 8.11.4.1 Consideraciones particulares

a) Condición normal de operación. b) Condición mínima de generación. c) Condición máxima de generación. d) Simulaciones del efecto de la operación, a diferentes niveles de carga, de los variadores de velocidad.

8.11.4.2 Información requerida

a) Diagrama unifilar, con todos los elementos activos y pasivos que forman el sistema eléctrico, como son: generadores, motores de inducción, cargas estáticas, enlaces y motores síncronos.

b) Datos de los variadores de velocidad, como son: número de pulsos del puente rectificador, rango de frecuencia, datos del transformador de aislamiento y tensión de salida del variador.

c) Datos del cable submarino, como son: calibre, longitud, reactancia, resistencia, nivel de tensión y tipo de aislamiento.

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d) Límites de distorsión armónica establecidos en el IEEE 519. 8.11.4.3 Resultados obtenidos Los resultados que se deben reportar son:

a) Distorsión armónica de tensión, por fase. b) Distorsión armónica de corriente, por fase. c) Análisis de resultados y recomendaciones para instalación de filtros de supresión de armónicas. En

caso de que los niveles de distorsión armónica superen los límites establecidos por el IEEE-519 o equivalente, se debe especificar el filtro de armónicas requerido para cumplir con dichos límites.

8.12 Verificación del cumplimiento con la NOM-001-SEDE-2005

a) La verificación del cumplimiento con la NOM-001-SEDE-2005 se lleva a cabo aplicando el procedimiento para evaluación de la conformidad (PEC) de la Norma Oficial Mexicana NOM-001-SEDE-2005 “Instalaciones Eléctricas (Utilización)”, y debe ser realizado por una Unidad Verificadora de Instalaciones Eléctricas (UVIE) con acreditación vigente.

b) El PEC debe aplicarse para evaluar la conformidad de las instalaciones listadas en el “Acuerdo que determina los lugares de concentración pública para la verificación de instalaciones eléctricas”, ya sea que estén o no suministradas por el servicio público de energía eléctrica de acuerdo con el campo de aplicación de la NOM y sin perjuicio de que pueda aplicarse a petición de parte para las demás instalaciones contempladas en ésta. El Acuerdo determina que se consideran lugares de concentración pública, entre otros: 1) Independientemente de la carga conectada, los siguientes:

- “Las áreas clasificadas como peligrosas” - “Los lugares con suministros de 1 000, o mas V entre conductores, o de 600 V o más con

respecto a tierra” 2) Cuando la carga instalada es mayor a 20 kW:

- “Industrias de cualquier tipo“

c) Para los proyectos de PEP las UVIE´s deben tener experiencia comprobable en instalaciones petroleras.

d) Cuando un proyecto solo consista del diseño no se requiere la participación de la UVIE, y en este caso, su participación debe ser a requerimiento de PEMEX-Exploración y Producción.

e) A petición de PEMEX-Exploración y Producción, puede llevar a cabo la verificación para aquellas instalaciones que están fuera del Acuerdo que determina los lugares de concentración pública para la verificación de instalaciones eléctricas”.

f) El contratista de acuerdo a bases de licitación debe incluir los servicios de la UVIE, y entregarle la información requerida para el desarrollo de sus actividades, como son diagramas unifilares, planos físicos del proyecto eléctrico, memorias de cálculo, y otros documentos relacionados con el proyecto.

g) PEP revisará el currículum del profesionista propuesto y en caso de cumplir los requerimientos dará la aceptación de la UVIE propuesta por el contratista.

h) La UVIE debe realizar el proceso de verificación del proyecto, de acuerdo a los requerimientos del Procedimiento para evaluación de la conformidad de la Norma Oficial Mexicana NOM-001-SEDE-2005 publicado en el Diario Oficial de la Federación el 24 de Octubre de 2006, documentando todas sus actividades, e informando a PEP de ellas. Se requiere en forma general lo siguiente: • Elaboración del plan de trabajo.

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• Revisión del proyecto, dibujos y memorias de cálculo. • Realizar visitas de verificación. • Elaboración de actas circunstanciadas. • Elaboración de informes técnicos. • Atención a reportes de correcciones. • Expedición de Dictamen de Verificación.

8.13 Validación del diseño

a) El diseño eléctrico debe cumplir con la NOM-001-SEDE-2005, con esta NRF-181-PEMEX-2007 y los requerimientos específicos del proyecto.

b) La validación del diseño debe ser efectuada por un ingeniero electricista o de áreas afines con cédula profesional y con experiencia comprobable en el diseño de instalaciones petroleras.

c) PEMEX-Exploración y Producción revisará el currículum del profesionista propuesto y en caso de cumplir los requerimientos dará la aceptación del profesionista encargado de la validación del diseño.

9. RESPONSABILIDADES 9.1 PEMEX-Exploración y Producción 9.2 Empresas constructoras, firmas de ingeniería y fabricantes de materiales y equipo Cumplir con los requisitos especificados en esta NRF. 10. CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES No tiene concordancia. 11. BIBLIOGRAFÍA Esta NRF se fundamenta y complementa con las leyes, normas o estándares técnicos que se indican a continuación, todas ellas en su última edición. 11.1 Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica y su Reglamento. 11.2 Ley Federal sobre Metrología y Normalización y su Reglamento. 11.3 P.1.0000.06-2000. Estructuración de Planos y Documentos técnicos de Ingeniería. 11.4 P.2.0201.01-2003. Símbolos Eléctricos. 11.5 P.2.231.01-1999. Alumbrado para instalaciones industriales. 11.6 P.2.0245.01-2001. Control y Protección de motores hasta 600 volts.

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11.7 P.2.0253.03-2000. Centro de control de motores en baja tensión. 11.8 P.3.0255.01-2001. Gabinetes y cajas de interrupción. 11.9 Anexo 14 del OACI. Anexo 14 al convenio sobre aviación civil – Aeródromos, Volumen II Helipuertos, de la OACI, Segunda Edición, julio de 1995. 11.10 ANSI – C84.1-1995. Electric Power Systems and Equipment – Voltage Ratings (60 Hertz). (Sistemas Eléctricos de Potencia y Equipo – Rangos de Voltaje (60 Hz)). 11.11 ANSI C80.5-2005. For Electrical Rigid Aluminium conduit (ERAC). (Tubo conduit rígido de aluminio (TCRA)). 11.12 ANSI/IEEE C57.12.01-2005. IEEE Standard General Requirements for Dry-Type Distribution And Power Transformers Including Those with Solid-Cast and/or Resin Encapsulated Windings. (Estándar IEEE de Requerimientos generales para transformadores de distribución y potencia tipo seco incluyendo los no ventilados en molde sólido y/o encapsulado en resina). 11.13 API-RP-14F-1999. Recommended Practice for Design and Installation of Electrical Systems for Fixed and Floating Offshore Petroleum Facilities for Unclassified and Class I, División 1 and División 2 Locations. (Práctica recomendada para diseño e instalación de sistemas eléctricos para plataformas petroleras costa afuera fijas y flotantes para lugares no clasificados y clase 1 , división 1 y división 2). 11.14 API 14 FZ-2001. Recommended Practice for Design and Installation of Electrical Systems for Fixed and Floating Offshore Petroleum Facilities for Unclassified and Class I, Zone 0, Zone 1, and Zone 2 Locations (Practica recomendada para el diseño de instalación de sistemas eléctricos para plataformas marinas, fijas o flotantes para locaciones clasificadas Clase 1 zona 0, zona 1 y zona 2). 11.15 API-RP-500-1997 R. 2002. Recommended Practice for Classification of Locations for Electrical Installations at Petroleum Facilities Classified as Class I, Division 1, and Division 2. (Practicas Recomendadas para Instalaciones Eléctricas en Áreas Clasificadas como Clase I, División 1 y División 2, en Instalaciones de Proceso del Petróleo). 11.16 ASTM Designation: A 153/A 153M-05. Standard Specification for Zinc Coating (Hot-Dip) on Iron and Steel Hardware. (Especificación estándar para recubrimientos de zinc (por inmersión en caliente) de accesorios de hierro y acero)”. 11.17 ASTM Designation: B-117-03. Standard Practice for Operating Salt Spray (Fog) Apparatus. (Practica estándar para la operación de equipos que producen niebla salina). 11.18 ASTM Designation: B 210-04. Standard Specification for Aluminum and Aluminum-Alloy Drawn Seamless Tubes. (Especificación estándar para tubos sin costura rolada en frió de aluminio y aleación de aluminio). 11.19 IALA Recommendation O-114, May 1998. Recommendation on the marking of offshore structures. (Recomendaciones de señalización en estructuras costa afuera). 11.20 ICEA S-93-639/NEMA WC74-2001. 5-46 kV Shielded Power Cable for Use in the Transmissión and Distribution of Electric Energy (Cable de potencia con malla para 5-46 kV para uso en transmisión y distribución de energía eléctrica).

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11.21 IEEE 1580-2001. Recommended Practice for Marine Cable for Use on Shipboard and Fixed or Floating Marine Platform (Prácticas recomendadas para cable de uso marino en plataformas marinas fijas o flotantes). 11.22 IEC 60092-350-2001. Electrical installations in ships – Part 350: Shipboard power cables -General construction and test requirements (Instalaciones eléctricas en embarcaciones – Parte 350: Cables de potencia para barcos – Construcción general y requerimientos de prueba). 11.23 IEC 60092-353-1995. Electrical installations in ships – Part 353: Single and multicore non-radial field power cables with extruded solid insulation for rated voltages 1 kV and 3 kV (Instalaciones eléctricas en embarcaciones – Parte 353: Cable de energía no radial monopolar o multiconductor con aislamiento sólido extruido para rangos de voltaje de 1 kV y 3 kV). 11.24 IEC 60092-354-2003. Electrical installations in ships – Part 354: Single and three-core power cables with extruded solid insulation for rated voltages 6 kV (Um=7,2 kV); up to 30 kV (Um=36 kV) () 11.25 IEC 61892-4-2007. Mobile and Fixed Offshore Units – Electrical Installations – Part 4: Cables (Unidades costafuera fijas y moviles – Instalaciones eléctricas – Parte 4: Cables). 11.26 IEE Std. 45-2002. Recommended Practice for Electrical Installations on Shipboard (Prácticas recomendadas de instalaciones eléctricas en embarcaciones). 11.27 IEEE Std. 141-1993, R. 1997. IEEE. Recommended practice for electric power distribution for industrial plants - Red book. (Práctica recomendada para la distribución de fuerza eléctrica para plantas industriales- Libro rojo). 11.28 IEEE Std. 142-1991. IEEE Recommended Practice for Grounding of Industrial and Commercial Power Systems. (Practica recomendada para tierras de sistemas de potencia industrial y commercial). 11.29 IEEE Std. 242-2001. Recommended Practice for Protection and Coordination of Industrial and Commercial Power Systems - IEEE Buff Book. (Practica recomendada para coordinación de protecciones de sistemas de potencia industrial y comercial). 11.30 IEEE Std. 519-1992. IEEE Recommended Practice and Requirements for Protection for Harmonic Control in Electrical Power Systems. (Práctica recomendada y requerimientos para la protección y el control de armónicas de sistemas eléctricos de potencia). 11.31 IEEE Std. 576- 2000. IEEE Recommended practice for installation, termination, and testing of insulated power cable as used in industrial and commercial applications. (Práctica recomendada para la instalación, terminación y prueba de cables de fuerza aislados, tal como se utilizan en aplicaciones comerciales e industriales). 11.32 IEEE Std. 1120-2004. Planning, design, installation and repair of submarine power cable systems. (Planeación, diseño instalación y reparación de sistemas de cables submarinos de potencia). 11.33 NEMA ICS-1-2000. Industrial Control and Systems: General Requirements. (Sistemas y control industrial: Requerimientos generales). 11.34 NEMA ICS-2-2000. Industrial Control and Systems: Controllers, Contactors, and Overload Relays Rated 600 Volts. (Sistemas y control industrial: Controladores, contactores y relevadores de sobrecarga).

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11.35 NEMA ICS-18. Industrial Control and Systems: Motor Control Centers. (Sistemas y control industrial: Centros de control de motores). 11.36 NEMA Std. Publication No. HP 100.3:1991 (R2005). High Temperature Instrumentation and Control Cables Insulated and Jacketed With Cross-Linked (Thermoset) Polyolefin (XLPO) (Cables de instrumentación y control de alta temperature con aislamiento de poliolefina de cadena cruzada con chaqueta). 11.37 NEMA FG-1-1998. Fiberglass Cable Tray Systems. (Sistemas de charolas de fibra de vidrio para cables). 11.38 NEMA-MG-1- 2003. Motors and generators. (Motores y generadores). 11.39 NEMA 250-2003. Enclosures for Electrical Equipment (1 000 Volts Maximum). (Envolventes para equipo eléctrico (1 000 Volts máximos)). 11.40 NFPA 70E-2000.-Standard for Electrical Safety Requeriments for Employee Workplaces. (Requerimientos estándar para seguridad eléctrica para lugares de trabajo). 11.41 NMX-J-549-ANCE-2005. Sistemas de protección contra tormentas eléctricas- Especificaciones, materiales y métodos de medición.

11.42 NRF-049-PEMEX-2006 – Inspección de Bienes y Servicios. 11.43 OACI Doc 9261-AN/903. Manual de Helipuertos Doc 9261-AN/903 de la OACI, Tercera Edición, 1995. 11.44 UL 698-1995. Standard for Industrial Control Equipment For Use In Hazardous (Classified) Locations. (Estándar para equipo de control industrial que se utilizan en lugares peligrosos (clasificados)). 11.45 UL 886-1994. Standard for Outlet Boxes and Fittings for Use In Hazardous (Classified) Locations. (Estándar para las cajas de salida y accesorios que se utilizan en lugares peligrosos (clasificados)). 11.46 UL-924-2001. Emergency lighting and Power Equipment (Alumbrado de emergencia y equipo). 11.47 U.S. Coast Guard (USCG), reference CFR 33, Part 67. Navigation and Navigable Waters. PART 67-Aids to navigation on artificial islands and fixed structures (Navegación Parte 67- Ayudas a la navegación sobre islas artificiales y estructuras fijas).