NRF-224-PEMEX-2009 SIST. AUTÓNOMOS DE GENERACION ELECTRICA PARA PLATAFORMAS MARINAS

Número de Documento NRF-224-PEMEX-2009

SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DEPEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

21 de diciembre de 2009

PÀGINA 1 DE 47

COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOSY ORGANISMOS SUBSIDIARIOS

SISTEMAS AUTÓNOMOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA PARA PLATAFORMAS MARINAS

DESHABITADAS

Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y

Organismos Subsidiarios

SISTEMAS AUTÓNOMOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA PARA

PLATAFORMAS MARINAS DESHABITADAS

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PÁGINA 3 DE 47 Rev.: 0

CONTENIDO

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

8.1 Designación y clasificación ..................................................................................................... 12 8.2 Requisitos generales .................................................................................................................. 13 8.3 Requisitos de diseño .................................................................................................................. 13 8.4 Plataformas marinas deshabitadas hasta 5 kW ......................................................................... 15 8.5 Plataformas marinas deshabitadas hasta 100 kW ..................................................................... 16 8.6 Especificaciones generales ........................................................................................................ 19 8.7 Instalaciones eléctricas ............................................................................................................... 20 8.8 Celdas fotovoltaicas .................................................................................................................... 22 8.9 Microturbinas .............................................................................................................................. 27 8.10 Inspección, pruebas y preparación para el embarque ............................................................... 33 8.11 Documentación ........................................................................................................................... 35 8.12 Servicios de postventa ................................................................................................................ 37 8.13 Garantía ...................................................................................................................................... 37 8.14 Servicios ..................................................................................................................................... 38





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CONTENIDO

CAPÍTULO PÁGINA

8.15 Documentos del proveedor ........................................................................................................ ....38 8.16 Capacitación ............................................................................................................................... ....38

9. RESPONSABILIDADES ..................................................................................................................... ....39 10. CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES .................................... ....39 11. BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................................................... ....40 12. ANEXOS ............................................................................................................................................... ....41

12.1 Clasificación de plataformas marinas deshabitadas conforme a la demanda de energía eléctrica 41

12.2 Hojas de datos de rendimiento y especificaciones técnicas ...................................................... ….42





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0. INTRODUCCIÓN. Dentro de las principales actividades que se llevan a cabo en Pemex Exploración y Producción (PEP), se encuentran el diseño, construcción, operación y mantenimiento de las instalaciones para extracción, recolección, procesamiento primario, almacenamiento, medición y transporte de hidrocarburos, así como la adquisición de materiales y equipos requeridos para cumplir con eficiencia y eficacia los objetivos de la empresa.

Los Sistemas Autónomos de Generación Eléctrica (SAGE) para plataformas marinas deshabitadas (periféricas o satélites), a base de celdas fotovoltaicas, microturbinas y moto-generadores son elementos importantes en el proceso de producción de hidrocarburos; por lo que deben cumplir con los estándares de confiabilidad y disponibilidad de suministro de energía, así como con requisitos específicos de seguridad y protección ambiental y tener las características para garantizar su abastecimiento con la capacidad, potencia y la calidad demandada por las cargas eléctricas de la plataforma. Las celdas fotovoltaicas tienen la ventaja de no tener partes móviles, ni proceso de desgaste, dimensionamiento y diseño de acuerdo a las necesidades y requerimientos del usuario, no teniendo obsolescencia por ser de tipo modular, adaptables a cualquier situación geográfica, fácil manejo, instalación y transportación, diseño con tiempo de autonomía en caso de nublados parciales o totales, alta confiabilidad y bajo mantenimiento, sin embargo su capacidad de generación eléctrica esta limitada al espacio disponible para las celdas y en forma practica esta limitada a 5 kW. Las microturbinas tienen un diseño sencillo, operan a bajas presiones y una alta velocidad, si se cuenta con una fuente de suministro de combustible es un apoyo sustancial para la generación de energía eléctrica y en la actualidad se cuentan con microturbinas comerciales hasta 200 kW. PEP en cumplimiento de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización, y con la facultad que le confiere la Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público y la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas, expide la presente Norma de Referencia para la adquisición de la integración, sustitución de sus componentes, instalación, pruebas, mantenimiento y capacitación de los Sistemas Autónomos de Generación Eléctrica. En esta norma participaron:

PEMEX-Exploración y Producción.

Participantes externos:

Instituto de Investigaciones Eléctricas IIE. Demag Delaval Industrial Turbomachinery, Inc. GE Internacional México, S. A. de C. V. Rolls-Royce Energy System Inc. (Grupo Sentry S. A. de C. V.). Capstone Bowman Alturdyne Elliott MPower





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1. OBJETIVO. Establecer los requerimientos técnicos y documentales para la adquisición e instalación de Sistemas Autónomos de Generación Eléctrica para Instalaciones Marinas Deshabitadas Costa Afuera de PEP que debe cumplir el proveedor, contratista o licitante.

2. ALCANCE. El documento cubre los sistemas autónomos de generación eléctrica para plataformas marinas deshabitadas costa afuera, integración o sustitución de sus componentes, instalación, pruebas, mantenimiento y capacidad hasta 100 Kw y debe cumplir con los requerimientos para operar en áreas peligrosas Clase 1 División 2, de acuerdo con el numeral 8.2 de la NRF-036-PEMEX-2003.

Este documento aplica únicamente para el uso de los siguientes sistemas de generación eléctrica:

a) Microturbinas

b) fotovoltaicos

c) Moto-generadores

d) Sistemas híbridos (fotovoltaico con Moto-generador)

Este documento no aplica a los sistemas de generación eléctrica por Turbogeneradores a vapor de ciclo cerrado

3. CAMPO DE APLICACIÓN. Esta Norma de Referencia es de aplicación general y observancia obligatoria en la adquisición, arrendamiento o contratación de SAGE para Instalaciones Marinas Deshabitadas Costa Afuera, que se lleven al cabo en los Centros de Trabajo de PEP, 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 proveedor, contratista o licitante.

4. ACTUALIZACIÓN. Esta Norma de Referencia 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 Pemex-Exploración y Producción, 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-A01, Rev. 1 del 30 de septiembre de 2004 y dirigirse a:





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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., CP 11 300

Teléfono directo: 1944-9286

Conmutador: 1944-2500 extensión 380-80, Fax: 326-54

Correo Electrónico: [email protected]

5. REFERENCIAS. 5.1 NOM-001-SEDE-2005 Instalaciones Eléctricas (Utilización). 5.2 NOM-008-SCFI-2002 Sistema General de Unidades de Medida. 5.3 NOM-011-STPS-2001 Condiciones de Seguridad e Higiene en los Centros de trabajo donde se

genere ruido. 5.4 NMX-CC-9001-IMNC-2002 Sistema de Gestión de Calidad. 5.5 NRF-011-PEMEX-2001 Sistemas automáticos de alarma por detección de fuego y/o atmósferas

riesgosas SAAFAR. 5.6 NRF-019–PEMEX 2007 Protección contra incendio en cuartos de control que contienen equipo

electrónico. 5.7 NRF-022-PEMEX-2004 Redes de cableado estructurado de telecomunicaciones para edificios

administrativos y áreas industriales. 5.8 NRF-036-PEMEX-2003 Clasificación de áreas peligrosas y selección de equipo eléctrico. 5.9 NRF-046-PEMEX-2003 Protocolos de comunicación en sistemas digitales de monitoreo y control. 5.10 NRF-048-PEMEX-2007 Diseño de instalaciones eléctricas. 5.11 NRF-049-PEMEX-2006 Inspección de bienes y servicios. 5.12 NRF-053- PEMEX-2006 Sistemas de protección anticorrosiva a base de recubrimientos para

instalaciones superficiales. 5.13 NRF-105-PEMEX-2005 Sistemas digitales de monitoreo y control. 5.14 NRF-181-PEMEX-2007 Sistemas eléctricos en plataformas marinas. 5.15 NRF-091-PEMEX-2007 Sistemas Eléctricos de Emergencia.





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5.16 NRF-196-PEMEX- 2008 Cargador y Banco de Baterías.

6. DEFINICIONES.

6.1 Batería.- Dispositivo constituido por celdas electroquímicas que almacena y proporciona energía eléctrica de corriente continúa.

6.2 Capacidad de conducción de corriente.- Corriente eléctrica expresada en amperes (A), que un conductor eléctrico puede conducir continuamente, bajo condiciones de uso, sin exceder su temperatura nominal.

6.3 Conductor de puesta a tierra de los equipos.- Conductor utilizado para conectar las partes metálicas no conductoras de corriente eléctrica de los equipos, canalizaciones y otras envolventes al conductor del sistema puesto a tierra, al conductor del electrodo de puesta a tierra o ambos, en los equipos de acometida o en el punto de origen de un sistema derivado separado.

6.4 Controlador.- Dispositivo o grupo de dispositivos para gobernar de un modo predeterminado, la energía eléctrica y mecánica suministrada por el Grupo Generador al cual está conectado.

6.5 Dispositivo.- Unidad en un sistema eléctrico diseñada para conducir, pero no para consumir energía eléctrica.

6.6 Generador.- Máquina que transforma energía mecánica en energía eléctrica.

6.7 Grupo Generador (Motogenerador).- Conjunto constituido por un motor de combustión interna accionando a un generador de energía eléctrica, para proporcionar, la tensión (volts), frecuencia (Hertz) y potencia (Kilowatts), requerida para alimentar las cargas críticas y cargas que defina Pemex, durante una falla del suministro normal de energía eléctrica.

6.8 Interruptor.- Dispositivo diseñado para abrir y/o cerrar un circuito eléctrico por medios no automáticos y para abrir el circuito automáticamente a una sobre corriente en condiciones predeterminadas, sin dañarse a sí mismo, cuando se aplica apropiadamente dentro de su valor nominal.

6.9 Interruptor de Transferencia.- Equipo o dispositivo para conmutar entre dos fuentes de energía eléctrica.

6.10 Inversor.- Aparato destinado a cambiar instantáneamente corriente continúa en corriente alterna, que cumpla con los valores especificados de tensión y frecuencia.

6.11 Motor de combustión interna.- Máquina en la cual la energía suministrada por un material combustible se transforma directamente en energía mecánica.

6.12 Puesto a tierra.- Conectado al terreno natural o a algún conductor que pueda actuar como tal.

6.13 Rectificador.- Dispositivo destinado a cambiar instantáneamente corriente alterna en continua.

6.14 Servicio continuo.- Funcionamiento con una carga prácticamente constante durante un periodo largo indefinido.





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6.15 Sistema Eléctrico de Emergencia.- Es una fuente independiente de respaldo de energía eléctrica, que actúa cuando hay una falla en la alimentación normal, proporcionando automáticamente energía eléctrica confiable, durante un tiempo especificado a equipos y aparatos críticos.

6.16 Sobrecarga.- Funcionamiento de un equipo excediendo su capacidad nominal, de plena carga o de un conductor que excede su capacidad de conducción de corriente nominal.

6.17 Sobre corriente.- Cualquier corriente eléctrica en exceso del valor nominal de los equipos o de la capacidad de conducción de corriente de un conductor.

6.18 Tensión eléctrica (de un circuito).- Es una diferencia de potencial entre dos puntos cualesquiera de un circuito eléctrico.

6.19 Batería. Dispositivo constituido por celdas electroquímicas que almacena y proporciona energía eléctrica de corriente continúa.

6.20 Carga de flotación. Es la carga permanente a baja corriente, aproximadamente igual a las pérdidas internas y suficiente para mantener la batería en condiciones de carga completa.

6.21 Carga de igualación (Carga rápida para baterías selladas). Es la carga prolongada hasta un punto tal que se asegure la completa recuperación de la capacidad de la batería.

6.22 Cargador de Baterías. Equipo electrónico con alimentación de corriente alterna, que entrega corriente directa a una demanda continua o intermitente y además suministra corriente para cargar las baterías.

6.23 Distorsión armónica. Es el grado de deformación de una onda sinusoidal, causada por frecuencias armónicas. Generalmente se expresan en tanto por ciento.

6.24 Electrolito. Es la solución acuosa en la cual la corriente circula en virtud del movimiento de los iones, producto de la reacción química.

6.25 Equivalente. Es la norma, especificación, método, estándar o código que cubre los requisitos y/o características físicas, químicas, fisicoquímicas, mecánicas o de cualquier naturaleza establecida en el documento normativo extranjero citado en esta Norma de Referencia, para la aplicación de un documento normativo equivalente se debe cumplir con lo establecido en el anexo 12.1 de este documento.

6.26 Límite de corriente. Es el valor especificado de corriente de salida de la fuente de alimentación, que no es sobrepasado gracias al empleo de un limitador de corriente fijo o ajustable.

6.27 Pruebas de fabrica “FAT”. Son las pruebas de funcionamiento del equipo que se realizan en fábrica.

6.28 Pruebas en sitio “OSAT”. Son las pruebas de operación cuando el equipo está instalado interconectado y que se realizan en el sitio donde se debe localizar definitivamente dicho equipo.

6.29 Arreglo Fotovoltaico. Circuito conformado por varias ramas o series de módulos fotovoltaicos conectadas en paralelo o en serie-paralelo.

6.30 Cargas críticas. Equipo o dispositivos eléctricos de una instalación cuya operación es fundamental para proveer las condiciones de seguridad demandadas por el proceso de producción de hidrocarburos, o para el funcionamiento del SAGE.





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6.31 Cargas no críticas. Equipo o dispositivos eléctricos de una instalación cuya operación es secundaria y no incide de manera directa en las condiciones de operación y seguridad demandadas por el proceso de producción de hidrocarburos en la plataforma, o para el funcionamiento del SAGE.

6.32 Generación primaria. Potencia eléctrica que aporta la unidad de generación principal en el SAGE.

6.33 Generación secundaria. Potencia eléctrica que aporta la unidad de generación de respaldo en el SAGE.

6.34 Potencia neta. Potencia eléctrica requerida en las terminales de salida del SAGE.

6.35 Capacidad de Potencia máxima. La capacidad de potencia esperada y garantizada cuando la turbina de gas es operada a la máxima temperatura de flama permisible, velocidad nominal o bajo otras condiciones limitativas definidas por el fabricante y entre el rango de valores del sitio especificados con el empleo del combustible definido en las hojas de datos.

6.36 Centro de Proceso.

6.37 Condiciones de operación en sitio. Los valores especificados en este documento o en las hojas de datos, de las condiciones ambientales para el diseño y el comportamiento termodinámico y mecánico de la turbina de gas. Incluye también la clasificación del área eléctrica del sitio.

6.38 Gabinete de control. Gabinete donde está montado el sistema de control de la turbina de gas y del equipo accionado. Su construcción debe ser de acuerdo con la clasificación eléctrica de áreas peligrosas de instalación y para resistir el ambiente marino.

6.39 Hojas de datos de rendimiento y especificaciones técnicas. Documento que forma parte de esta Norma de Referencia, en donde se deben especificar en forma detallada: las características y condiciones de operación, termodinámicas, y mecánicas ambientales, peso y dimensiones de los equipos y sistemas auxiliares de la turbina de gas para un proyecto.

6.40 Paro por emergencia. Paro seguro e inmediato activado de forma automática o manual, para proteger la turbina debido a una situación de riesgo detectada por la señal de un instrumento o por el operador, con la finalidad de proteger al personal, equipo e instalación.

6.41 Paro normal. Paro automático o remoto activado por el operador.

6.42 Potencia neta. Potencia eléctrica requerida en las terminales de salida del sistema autónomo de generación eléctrica.

6.43 Potencia nominal. La potencia eléctrica neta más la requerida por el sistema para su operación considerando la eficiencia de la misma.

6.44 SAGE: Sistema Autónomo de Generación Eléctrica.

6.45 Servicio de relevo. Se refiere al estado de una turbina o una parte de ella que normalmente esta inactiva y que es capaz de arrancar inmediatamente en forma manual o automática para reemplazar a otra y operar continuamente.





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7. SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS.

7.1 ANCE Asociación de normalización y certificación A.C.

7.2 API American Petroleum Institute (Instituto Americano del Petróleo).

7.3 ASTM American Society for Testing and Materials (Asociación Americana para Pruebas y Materiales).

7.4 AWG American wire gauge (Calibre de cable americano).

7.5 c.a. Corriente alterna

7.6 c.c. Corriente continua

7.7 CSA Canadian Standard Association (Asociación de estándares canadiense)

7.8 f.p. Factor de potencia.

7.9 IEC International electrotecnic code (Código internacional de electrotecnia)

7.10 IEEE Institute of Electrical and Electronics Engineers Instituto (de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos).

7.11 IHM Interfaz hombre máquina, es equivalente a la abreviatura inglesa HMI.

7.12 ISO International Organization for Standardization (Organización Internacional para Normalización).

7.13 LDV Desconexión por baja tensión

7.14 MTBF Mean Time Between Failure (Tiempo promedio entre fallas).

7.15 NACE National Association of Corrosion Engineers (Asociación Nacional de Ingenieros en Corrosión).

7.16 NEMA National Electrical Manufacturers Association (Asociación Nacional de Fabricantes Eléctricos).

7.17 mA Mili ampere

7.18 PEP Pemex-Exploración y Producción.

7.19 PLC Control lógico programable.

7.20 rpm Revoluciones por minuto.

7.21 s Segundo.

7.22 SFV Sistema fotovoltaico

7.23 SFI Sistema de Energía Ininterrumpible

7.24 UL Underwriters Laboratories (Laboratorios para empresas aseguradoras)

7.25 V Voltios

7.26 W Unidad de potencia activa en Watts.





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7.27 Wp Unidad de potencia Watt utilizada en el área fotovoltaica, significa potencia pico bajo condiciones estándar de medida (STC) Múltiplos utilizados: kWp y MWp.

7.28 , Símbolo utilizado en lugar del punto decimal, de acuerdo a la NOM-008-SCFI-2002.

8. DESARROLLO. 8.1 Designación y clasificación. 8.1.1 Designación del producto. Un Sistema Autónomo de Generación Eléctrica (SAGE) para plataformas deshabitadas es el conjunto de elementos mecánicos y componentes eléctricos, configurados habilitados de manera tal, que garanticen en la plataforma un suministro ininterrumpible de energía eléctrica de acuerdo al inciso 8.4.1 de la NRF-181-PEMEX-2007 para corriente alterna en baja tensión y la tabla 1 de la presente norma cumpliendo con una operación autónoma desatendida de al menos 2,400 horas, en el mantenimiento preventivo asimismo 30 000 horas para el mantenimiento mayor e integral. 8.1.1.1 Área de operación - El equipo utilizado para conformar las fuentes de generación eléctrica (primaria y secundaria) en el SAGE debe ser para aplicaciones “costa afuera” y para operar en áreas peligrosas clasificadas como Clase 1 División 2 con base en el numeral 8.2 de la NRF-036-PEMEX-2003. 8.1.1.2 Restricción tecnológica - No se deben utilizar prototipos para integrar las fuentes de generación eléctrica (primaria y secundaria) en el SAGE. 8.1.1.3 Restricción de seguridad - No se permite el uso de sistemas autónomos de generación eléctrica que en su operación involucren el uso de dispositivos con flama expuesta. 8.1.1.4 Restricción comercial - El proveedor o fabricante del equipo de generación eléctrica debe garantizar el correcto funcionamiento de sus unidades y demostrar que operan bajo las condiciones citadas en el numeral 8.1.1, de esta Norma de Referencia y a las demandas que se requieren en la plataforma marina deshabitada. No se aceptan modelos obsoletos, ni prototipos que estén en etapa de desarrollo o prueba, ni de más de una generación de atraso con respecto a la última generación del modelo del fabricante que se encuentre en servicio en campo. 8.1.2 Clasificación de plataformas marinas deshabitadas conforme a la demanda de energía eléctrica. Las plataformas deshabitadas se clasifican en función de la demanda eléctrica de la carga instalada y los parámetros eléctricos requeridos en el suministro de electricidad de acuerdo con la tabla 12.1, presentada en el numeral 12 de esta Norma de Referencia.





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8.2 Requisitos generales. 8.2.1 Área de operación. Los SAGE para plataformas marinas deshabitadas requieren, que su diseño y configuración se realice considerando el sistema de tipo compacto y debe operar en una aplicación desatendida “costa afuera”, y cumplir con lo establecido en el numeral 8.1.1, de la presente norma. El SAGE debe cumplir con el numeral 8.1, inciso d), de la NRF-181-PEMEX-2007, referente a temperatura, emisión de ruido y emisiones contaminantes al medio ambiente. 8.2.2 Combustible. Las características del combustible de trabajo para la operación de las unidades de generación eléctrica deben ser proporcionadas por el área usuaria de PEP. 8.3 Requisitos de diseño. Para plataformas marinas deshabitadas, se requiere una operación continua; por lo que todos los elementos que conforman el SAGE deben configurarse para minimizar las posibilidades de falla con un MTBF de 99,99. Con base en lo anterior, la configuración básica de los SAGE en las plataformas deshabitadas, independientemente de la tecnología empleada para la fuente primaria de generación eléctrica, debe diseñarse de acuerdo con la figura 1 y cumplir con lo establecido en el numeral 8.4.3.5 de la NRF-181-PEMEX-2007. La figura 1 muestra la configuración básica para una fuente c.a. y de c.c. de generación primaria.

Figura 1 Configuración típica básica (c.a o c.c.). La configuración básica de la c.a. ó c.c., debe ser diseñada considerando las necesidades del usuario y tomando en cuenta las características técnicas y operativas de la instalación, que se trate proporcionando con ello una infraestructura adecuada para la supervisión local o remota. Debe considerar la facilidad de ser monitoreado y controlado de manera remota, a través de un programa de cómputo y/o de manera local a través de un teclado de control. 8.3.1 Cargas críticas.

Generación Primaria

Generación Secundaria

CARGASCRÍTICAS

Vca

No.1 BATERÍASBANCO DE

ALIMENTADOR PRINCIPAL VCC

Vca

No.2

Generación Secundaria

Generación Primaria

NO CRÍTICAS

No.1

ALIMENTADOR PRINCIPAL VCA

Vca

CARGAS

No.2

CARGASCRÍTICAS

Vca

Rectificador Cargador

Fuente ca de generación primaria. Fuente cc de generación primaria.





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Se consideran como cargas críticas las siguientes:

a) Sistema Digital de Monitoreo y Control (SDMC) b) Sistema de detección y supresión de Gas y Fuego (SGF) c) Sistema de Paro por Emergencia (SPE)

8.3.2 Cargas no críticas. Se considera como cargas no críticas las siguientes:

a) Alumbrado exterior b) Otras cargas eléctricas no asociadas a la operación c) Servicios propios de la plataforma (alumbrado general, telecomunicaciones, aire acondicionado y

motores, entre otros). 8.3.3 Filosofía de operación. La redundancia en las unidades de generación eléctrica y la incorporación de un sistema de respaldo de energía a base de cargador rectificador en el SAGE, otorgan a éste un nivel máximo de confianza y disponibilidad de suministro eléctrico para las cargas críticas a bordo de las plataformas marinas deshabitadas. El SAGE debe estar integrado por dos unidades de generación eléctrica que cumplan con lo establecido en el subinciso 8.1.1 de la presente norma, del mismo modelo y potencia nominal; las cuales constituyen las fuentes primaria y secundaria de generación eléctrica en el sistema. Cualquiera de las dos fuentes de generación eléctrica debe tener la capacidad suficiente para manejar el total de la potencia eléctrica demandada por las cargas.

a) En caso de falla de un equipo que esté operando, debe entrar de manera automática el equipo de relevo.

b) Debe programarse el equipo, para que cada determinado tiempo entre y quede operando con la carga

y la otra maquina salga de operación a menos de que los equipos se encuentren operando en paralelo en servicio N+1.

La figura 2 muestra de manera esquemática de filosofía de operación del SAGE Las unidades de generación eléctrica pueden operar en cualquiera de los dos escenarios siguientes: 1. Una de las unidades (fuente primaria) se mantiene siempre en operación y maneja el total de la demanda eléctrica en las plataformas marinas deshabitadas, mientras la segunda unidad de generación (fuente secundaria) se mantiene como reserva. A través de un interruptor de transferencia manual-automático (IT-1 en la figura 2) sólo se permite la conexión eléctrica de una de ellas a la vez en el sistema. En un escenario de fallo o mantenimiento de la unidad de generación en operación, o para alternar el tiempo de operación de las dos unidades de generación eléctrica en el sistema, la segunda unidad de generación eléctrica sustituye la primera y suministra el total de la energía demandada. 2. Las dos unidades de generación eléctrica operan en paralelo (todo el tiempo) en condiciones normales de operación del SAGE; cada una de ellas maneja la mitad de la potencia eléctrica demandada por las cargas en las plataformas periféricas o satélites (deshabitadas). En un escenario de fallo o mantenimiento de una de las unidades de generación, la otra unidad de generación eléctrica suministra de manera automática el total de





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la energía demandada (en este caso no se requiere del interruptor de transferencia manual-automático IT-1 como se muestra en la figura 2).

Figura 2 Configuración típica básica del SAGE

8.3.4 Elementos constitutivos principales. El SAGE debe estar integrado por:

a) Un subsistema de generación. b) Un subsistema de control, protección y acondicionamiento de potencia. c) Un subsistema de almacenamiento de energía.

El equipamiento y las características listadas a continuación tienen el propósito de proveer información general sobre los elementos principales que se requieren para integrar el SAGE, 8.4 Plataformas marinas deshabitadas hasta 5 kW. 8.4.1 Capacidad del Sistema Autónomo de Generación Eléctrica.

RESISTENCIAS CALEFACTORAS

VENTILADORES DE PURGA

ACONDICIONAMIENTO DE AIRE

INTERFACE DE USUARIO

BATERIAS BANCO DE

G2 TRANSFORMADORES REDUCTORES

PROPIOSSERVICIOS

FILTRO SERIE LC

CALENTADOR DE GAS

ALUMBRADO EXTERIOR ALUMBRADO INTERIOR

ALMACENAMIENTODE ENERGÍA

BUS PAL 480 VCA, 3F, 4H, 60 Hz

GENERACIÓN ELÉCTRICA

G1

CONTROL Y

DE POTENCIAACONDICIONAMIENTO

Y MEDICIÓN DEL SISTEMACONTROL, PROTECCIÓN,

ALIMENTACIÓN A CARGAS CRÍTICAS

DE POTENCIA

EQUIPO DE CONTROL

ACONDICIONAMIENTO

MEDICIÓN Y PROTECCIONES ELÉCTRICAS

4H, 60 Hz220/127V, 3F

4H, 60 Hz480V, 3F

4H, 60 Hz220/127V, 3F

FUENTES DE PODER Y OTRAS CARGAS

CARGAS ELÉCT.

TAB. DE DISTRIBUCIÓN TAB. DE ALUMBRADO

PLATAFORMA

CARGAS ELÉCT.EN LA

IT-1

IT-2





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La tabla 1 muestra los parámetros eléctricos de salida y número de circuitos del SAGE.

Suministro eléctrico

Tensión nominal Numero de fases Número de

hilos Frecuencia

nominal Circuito 1 24 Vc.c. No aplica 2 No aplica

Circuito 2 127 Vc.a. 1 2 60 hz

Tabla 1 Parámetros eléctricos de salida del SAGE. 8.4.2 Capacidad de la fuente primaria de generación eléctrica. La fuente primaria de generación eléctrica en el SAGE debe tener una potencia eléctrica nominal hasta 5 kW en c.c. 8.5 Plataformas marinas deshabitadas hasta 100 Kw. 8.5.1 Capacidad del Sistema Autónomo de Generación Eléctrica. Deben tener una potencia eléctrica nominal hasta 100 kW. La tabla 2 presenta los parámetros eléctricos de salida y número de circuitos del SAGE.

Suministro eléctrico Tensión nominal Numero de fases

Número de hilos Frecuencia nominal

Circuito 1 480 V c.a. 3 4 60 hz

Circuito 2 220/127 V c.a. 3 4 60 hz

Tabla 2 Parámetros eléctricos de salida del SAGE. 8.5.2 Capacidad de la fuente primaria y secundaria de generación eléctrica. La fuente primaria como la secundaria de generación eléctrica (respaldo) en el SAGE deben tener la misma potencia eléctrica nominal. Una parte de los servicios propios del sistema de generación eléctrica: como las cargas eléctricas habilitadas en las unidades de generación para su operación, y otras cargas clasificadas como no críticas en el sistema; deben estar conectadas a un tablero de distribución 220/127 V, 3Φ, 4H, 60 Hz.; alimentado éste desde el bus principal de 480 Vc.a. a través de un transformador trifásico. El suministro de electricidad a las cargas críticas: En las unidades de generación para su correcta y segura operación, como las resistencias calefactoras para el acondicionamiento del gas combustible, y el controlador (PLC) del SAGE, entre otras; debe realizarse desde un segundo tablero de distribución 220/127 V, 3Φ, 4H, 60 Hz, alimentado por un transformador trifásico independiente 480-220/127 V, 3Φ, 4H, 60 Hz, mediante un interruptor de transferencia manual-automática ver figura 2. Por lo tanto, para la alimentación del conjunto de cargas a 220/127 V; las correspondientes a los servicios propios del sistema, y las instaladas en la plataforma marina deshabitada; el SAGE debe contar con dos transformadores eléctricos, de conformidad con los numerales 8.9.4.1 ó 8.9.4.2 de la NRF-181-PEMEX-2007.





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a) Un transformador con conexión delta-estrella, tipo seco, de 480-220/127 V, 3 Φ, 4H, 60 Hz, con capacidad nominal de 45 kVA para plataformas “Tipo A” y de 20 kVA para plataformas “Tipo B”; para alimentar un tablero de distribución y alumbrado para las cargas no críticas en el SAGE y en las plataformas marinas deshabitadas.

b) El SAGE debe estar habilitado con un sistema de respaldo de energía a base de rectificador cargador

con capacidad nominal no menor a la capacidad instalada. En caso de existir un alto contenido armónico originado por el sistema de respaldo de energía a base de rectificador cargador, la alimentación a ésta desde el bus principal de 480 V, 3 Φ, 3H, 60 Hz, debe realizarse a través de un filtro automático para paso de armónicas, con la capacidad para reducir este contenido armónico conforme al IEEE-519 o equivalente. El sistema debe proporcionar información para que sea monitoreado para su supervisión local y remota de las instalaciones de PEP y proporcionar un completo panorama del área monitoreada. Las señales de información y control se envían por el medio de transmisión hacia el Centro de Proceso del sistema para su visualización, almacenamiento y análisis. La información del sistema en tiempo real se debe almacenar en forma analógica, la cual mediante algoritmos de compresión, logra guardar grandes cantidades de información. El sistema debe ser capaz de interactuar con otros sistemas implementados en las instalaciones de PEP, tal es el caso de los sistemas de control de acceso, sistemas de detección y supresión de fuego, paro por emergencia, entre otros. 8.5.3 Subsistema de generación eléctrica. Debe contar con un gabinete que tenga que resista el ambiente marino y corrosivo, habilitado con un dispositivo para arranque y paro remoto, para operar en áreas peligrosas clasificadas como Clase 1 División 2, de acuerdo con el numeral 8.2 de la NRF-036-PEMEX-2003, bajo las siguientes características:

a) La fuente primaria de generación eléctrica en el SAGE debe tener una potencia eléctrica nominal hasta 5 kW en c.c. b) Elementos para el acondicionamiento del gas natural a la entrada de las unidades de generación eléctrica (presión, filtrado, temperatura, entre otros). Considerar las características del combustible disponible en las plataformas. c) Alumbrado interior normal y de emergencia en el cuarto. d) Un cobertizo o gabinete cerrado, autosoportado, para intemperie, construido de acero estructural pintado con recubrimiento anticorrosivo para protección en ambiente marino y corrosivo, con las dimensiones suficientes para albergar las dos unidades de generación eléctrica y el equipamiento para el suministro local del gas natural, así como para facilitar las maniobras de mantenimiento.

8.5.4 Subsistema de control, protección y acondicionamiento de potencia. Debe contar con:

a) Un sistema integral para monitoreo y visualización de las principales variables de operación del sistema (local y remota), y para el control y protección del SAGE en su conjunto en idioma español.





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b) Un sistema de respaldo de energía a base de rectificador cargador con capacidad nominal no menor a la capacidad instalada para la alimentación de las cargas “críticas” de las plataformas marinas deshabitadas y del propio SAGE. c) En caso de existir un alto contenido armónico originado por el sistema de respaldo de energía a base de rectificador cargador, un filtro automático para paso de armónicas con la capacidad para reducir el contenido armónico, IEEE-519 o su equivalente. En caso de ser requerido el diseño de este filtro debe contemplar la compensación del factor de potencia a un valor de 0,9 en atraso. d) Un transformador eléctrico delta-estrella, tipo seco, de 45 kVA para plataformas “Tipo A” y de 20 kVA para plataformas “Tipo B”, 480-220/127 V, 3Φ, 4H, 60 Hz, para la alimentación de los tableros de distribución, alumbrado en las plataformas periféricas o satélites (deshabitadas) y las cargas “no críticas” en el SAGE e) Uno o dos interruptores de transferencia manual-automática f) Interruptores termomagnéticos para la conexión/desconexión y protección del equipamiento que conforma el SAGE, y para los circuitos de salida requeridos en el sistema para alimentar las cargas eléctricas a bordo de la plataforma marina deshabitada (tableros de distribución y alumbrado). Su número y características específicas (marco, amperes de disparo, tensión, número de polos, entre otros) dependen de la filosofía de operación y el diseño particular del SAGE. Para uso en áreas no peligrosas (interior de los cuartos) deben cumplir con lo establecido en los numerales 8.9.3.2 incisos 18.a2) y 18.b1), y el 8.9.3.3 de la NRF-181-PEMEX-2007; y adicionalmente con el numeral 8.2.15.2 de la NRF-036-PEMEX-2003 en el caso de áreas peligrosas (exterior de los cuartos). g) Un gabinete cerrado, autosoportado, habilitado con una puerta abatible de sellado hermético, construido de acero estructural y tableros de lámina de acero con aislamiento térmico en paredes y techo, pintada con esmalte anticorrosivo para protección en ambiente marino, con las dimensiones suficientes para albergar el equipo de control y protección, equipo de acondicionamiento de potencia y demás auxiliares que conformen el subsistema de control y protección, así como para facilitar las maniobras de mantenimiento. Además, se debe cumplir con lo establecido en la NRF-019-PEMEX-2008.

8.5.5 Subsistema de almacenamiento de energía. Debe contar con:

a) Un banco de baterías de descarga profunda, que otorgue al sistema de respaldo de energía a base de rectificador cargador una capacidad nominal igual a la capacidad instalada, dentro de un gabinete, auto soportado, habilitado con una puerta abatible de sellado hermético, construido conforme a su clasificación de áreas o equivalente de acero estructural y tableros de lámina de acero con aislamiento térmico en paredes y techo, pintada con esmalte anticorrosivo para protección en ambiente marino. b) Un gabinete cerrado, autosoportado, habilitado con una puerta abatible de sellado hermético, construido de acero estructural y tableros de lámina de acero con aislamiento térmico en paredes y techo, pintada con esmalte anticorrosivo para protección en ambiente marino, con las dimensiones suficientes y habilitado en su interior con una estructura metálica para albergar el banco de baterías y otros auxiliares que conforman el “subsistema de almacenamiento de energía” en el Sistema Autónomo de Generación Eléctrica, así como para facilitar las maniobras de mantenimiento, de acuerdo al numeral 8.7.1.2 de la presente norma.





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8.6 Especificaciones generales. 8.6.1 Plataformas. El SAGE debe estar integrado por un gabinete metálico hermético, dividido en dos compartimientos independientes. Habilitados con un para generar una presión positiva en su interior y proveer en los cuartos las condiciones de operación y de seguridad establecidas en el subinciso 8.7.1 de la presente norma. El espacio y peso para la instalación del SAGE debe ser definido por el área usuaria, en base a la disponibilidad del área y al análisis estructural correspondiente. La figura 3 muestra el típico de la disponibilidad de superficie para plataformas, con propósitos únicamente descriptivos, la disponibilidad de superficie en las plataformas marinas deshabitadas para la instalación del SAGE, así como la distribución de esta superficie para cada uno de los tres subsistemas que integran el conjunto.

Figura 3 Típico con base a disponibilidad de espacio. 8.6.3 Peso. La capacidad de carga disponible para instalar el SAGE en plataformas, debe ser definida por el área usuaria. 8.6.4 Protección del medio ambiente. 8.6.4.1 Cobertizo. El cobertizo para el equipo de generación en el SAGE, debe ser para intemperie, construido de acero estructural pintado con recubrimiento anticorrosivo para protección en ambiente marino altamente corrosivo, que cumpla con lo establecido en los numerales 8.2 y 8.6 de la NRF-053-PEMEX-2006, con las dimensiones para albergar las unidades de generación eléctrica y el equipamiento para el acondicionamiento y suministro local de los combustibles usados así como para facilitar las maniobras de mantenimiento. El ruido debe cumplir con el inciso d), numeral 8.1 de la NRF-181-PEMEX-2007. El cobertizo debe estar habilitado con un sistema de izaje en la parte superior que permita y facilite el manejo del subsistema de generación eléctrica durante las operaciones de transporte, instalación y desmontaje; y debe cumplir con los numerales 8.1.2, 8.1.3, 8.1.9 y 8.2.1 de la Especificación Técnica P.1.0000.09: 2005, Embalaje y Marcado para Embarque de Equipo y Materiales.

GENERACIÓNÁREA DE ACONDICIONAMIENTO

DE POTENCIA

CONTROL Y CUARTO DE

CUARTO DE

BATERÍAS





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8.6.4.2 Cuarto de control eléctrico. El cuarto para el equipo de control y acondicionamiento de potencia, almacenamiento de energía, y de generación eléctrica en el SAGE (en caso que el área usuaria de PEP lo solicite), debe ser un cuarto cerrado, autosoportado, habilitado con una puerta abatible de sellado hermético, construido de acero estructural y tableros de lámina de acero con aislamiento térmico en paredes y techo, pintado con recubrimiento anticorrosivo para protección en ambiente marino altamente corrosivo, con las dimensiones de diseño de acuerdo al área disponible en la plataforma para albergar el equipamiento eléctrico, electromecánico y/o mecánico requerido, así como para facilitar las maniobras de mantenimiento. Asimismo se debe cumplir con lo establecido en el numeral 8 de la NRF-019-PEMEX-2008. El ruido debe cumplir con el inciso d), numeral 8.1 de la NRF-181-PEMEX-2007. El cuarto debe estar habilitado con un sistema de izaje en la parte superior que permita y facilite el manejo del subsistema de generación eléctrica durante las operaciones de transporte, instalación y desmontaje; y cumplir con los numerales 8.1.2, 8.1.3, 8.1.9 y.8.2.1 de la Especificación Técnica P.1.0000.09: 2005. Debe contar con un sistema de seguridad para detección de gas combustible, gas toxico y fuego; alarmas visibles y audibles; un sistema de supresión de fuego; y un sistema de presión positiva y/o extracción de aire para proveer en el cuarto las condiciones de seguridad para que el subsistema de generación eléctrica cumpla para operar en áreas peligrosas clasificadas como Clase 1 División 2, conforme al numeral 8.1.3 de la NRF-036-PEMEX-2003. Si la ventilación en el cuarto no es suficiente para eliminar la carga térmica generada o inducida al interior del mismo, éste debe habilitarse con un sistema de acondicionamiento de aire para mantener en su interior una temperatura ambiente. Para el cuarto de control y baterías se debe cumplir con el numeral 8.10 de la NRF-181-PEMEX-2007. 8.6.5 Sistema de detección y supresión de gas y fuego. La selección de los detectores de gas y fuego y sus accesorios debe cumplir con lo establecido en el numeral 8.4 de la NRF-011-PEMEX-2002. Las áreas en las que se debe localizar el equipo de detección de gas y fuego son:

a) Detector de gas tóxico: afuera del cuarto o cobertizo. b) Detector de fuego: en el interior del cuarto o cobertizo. c) Detectores de humo: en el interior del cuarto.

8.7. Instalaciones eléctricas. Las instalaciones y el equipo eléctrico y electrónico en las plataformas deshabitadas deben cumplir con los requisitos establecidos en los numerales 8, 8.2 y 8.4.2.1 de las NRF-181-PEMEX-2007, NRF-036-PEMEX-2003 y NRF-048-PEMEX-2007, respectivamente. La tubería conduit y accesorios empleados en la instalación eléctrica (interior y exterior) de los cuartos debe ser rígida, de aluminio libre de cobre, cédula 40, con recubrimiento exterior 1,016 mm (0,040 pulg) de PVC e interior de 0,0508 mm (0,002 pulg) de uretano; de conformidad con el numeral 8.4.2.1 de la NRF-181-PEMEX-2007. La tubería debe estar firmemente sujeta mediante abrazaderas de acero galvanizado, recubiertas de PVC.





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8.7.1 Sistema de tierras. Cada uno de los tres subsistemas debe estar habilitado con dos barras de tierra independientes, una para la conexión a tierra del equipo, y otra para la conexión a tierra del sistema eléctrico. De conformidad con el numeral 8.7 y 8.11 de las NRF-181-PEMEX-2007 y NRF-048-PEMEX-2007, respectivamente. 8.7.2 Controlador del SAGE. De acuerdo con la clasificación señalada en el numeral 8.4.1 de la NRF-046-PEMEX-2003, el controlador del SAGE pertenece al Nivel Supervisorio y corresponde a la categoría de instalaciones remotas. El SAGE debe estar habilitado con un controlador lógico programable integral, con capacidad de comunicación en cualquiera de los protocolos indicados en la NRF-046-PEMEX-2003, para monitoreo y control remoto desde el centro de proceso correspondiente. A través de este protocolo el SAGE debe comunicarse e integrarse al Sistema digital de monitoreo y control (SDCM) y al Sistema de paro por emergencia (SPE) de las plataformas deshabitadas. El controlador debe estar localizado preferentemente en el cuarto del subsistema de control, protección y acondicionamiento de potencia en un gabinete separado, y debe ser modular en su diseño para facilitar su expansión en caso de ser requerida. Asimismo, se debe cumplir con lo establecido en el numeral 8 de la NRF-019-PEMEX-2008. El controlador del SAGE, además de controlar la generación eléctrica en el sistema debe monitorear sus principales parámetros eléctricos y de operación (tensiones, corrientes, velocidad, factor de potencia, frecuencia, temperatura y presión, arranque y paro del las unidades de generación, entre otros); y debe estar habilitado para recabar y almacenar información operacional para su análisis (descripción de fallas y registro de condiciones de operación anómalas, entre otros). El sistema supervisorio debe contar con monitoreo local y remoto, con capacidad de usar una interfaz gráfica y un programa informático por medio de los protocolos establecidos a Nivel Supervisión, en los numerales 8.2.3 y 8.4 de la NRF-046-PEMEX-2003. Éste debe contar con una pantalla digital de visualización (en el cuarto de control) que despliegue, de conformidad con el numeral 8.3.5 de la NRF-048-PEMEX-2007, parámetros operacionales del SAGE como:

a) Estado de las unidades de generación (operando, disponible). b) Parámetros operacionales de las unidades de generación. c) Factor de potencia (cuando aplique). d) Potencia de salida. e) Corriente. f) Tensión. g) Arranque local y remoto. h) Estado de carga de baterías. i) Frecuencia. j) Presión del gas combustible. k) Temperatura del gas combustible. l) Historial de resolución de fallas. m) Contador de arranque. n) Temperatura. o) Controlo de tiempos fuera de servicio.





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p) Tendencias. Para el caso de un SAGE con tensión de salida de 24 V c.c., el controlador del sistema debe controlar las funciones de carga de las baterías del sistema (igualación y flotación). 8.8 Celdas Fotovoltaicas. Los sistemas fotovoltaicos de generación de energía eléctrica están integrados en una estructura metálica por una o varias celdas fotovoltaicas, un controlador de carga y descarga, los elementos de respaldo de corriente, el regulador de tensión, los equipos inversores y los centros de distribución de carga tanto de c.c. como de c.a. deben cumplir con lo estipulado en la NRF-036-PEMEX-2003, NRF-048-PEMEX-2007 y la NOM-001-SEDE-2005. Las celdas fotovoltaicas deben contar con protecciones considerando: Las áreas clasificadas como peligrosas, ambientes marino corrosivos; así mismo se deben considerar los soportes que permitan una sujeción firme a las estructuras, de acuerdo al tipo de estructura a la cual se contemplan fijar. En caso de áreas clasificadas como peligrosas se debe dar protección física y eléctrica a celdas, y accesorios, de acuerdo a lo establecido en el numeral 8.2 de la NRF-036-PEMEX-2003. Todos los equipos y accesorios, considerados para las instalaciones de PEP, costa afuera, deben estar acondicionados para ambientes húmedos y salino-corrosivos, a través de tropicalizado, encapsulado o ambiente controlado. 8.8.1 Memoria de cálculo. El prestador de servicios debe fundamentar la ingeniería de diseño que desarrolle, presentando a PEP la memoria de cálculo correspondiente, la cual debe contener los siguientes puntos:

a) Justificación de la cantidad, tipo, materiales y localización de: paneles solares, estructura para soportar dichos paneles, controladores del sistema, capacidad de los inversores, capacidad de las baterías de trabajo.

b) Explicación del uso en su diseño de controladores, inversores o cualquier otro equipo requerido, señalando principalmente el porqué de la elección del equipo y el número de entradas y salidas de c.a. o c.c.; así mismo justificar la ubicación, el número y tamaño de paneles considerados en el diseño.

c) Asegurar que el sistema de alimentación eléctrica, sea capaz de soportar todas las cargas de los equipos requeridos por la plataforma, entregando el cálculo de cargas de todos y cada uno de los equipos del sistema.

d) Si el diseño está integrado con otro sistema como el control de acceso, gas y fuego, paro por emergencia, el sistema de seguridad física, entre otros, debe justificar y validar la carga requerida para que se integre al sistema.

8.8.2 Información que debe entregar PEMEX. Para el desarrollo de la ingeniería de diseño, PEMEX debe entregar, la siguiente información:

a) Bases de usuario b) Planos de localización general, en caso de que PEP no suministre este plano, el contratista, proveedor

o prestador de servicios, debe elaborar este documento, previa autorización por escrito del área responsable de PEMEX.





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8.8.3 Información que debe entregar el prestador de servicios.

a) Bases de diseño, donde aplique. b) Especificaciones generales. c) Especificaciones particulares. d) Catálogo de conceptos (volumen de obra) e) Cédula de cable y tubo conduit eléctricos. f) Memória de cálculo. g) Planos, manual de operación y mantenimiento del equipo en idioma español. h) Como quedó al final (Asbuilt), i) Listado de numero de partes mantenibles j) Cédula de ductos y aislamientos térmicos de toma de aire exterior y descarga de gases de escape. k) Incisos del “a” al “i” en idioma español.

Los documentos deben estar integrados en el libro de proyectos elaborado por el contratista o proveedor. 8.8.4 Integración a la red de datos. Deben integrarse a la red de datos mediante un puerto Ethernet 10/100 base T o superior, usando el protocolo de comunicaciones TCP/IP, compatibles con protocolos de comunicación de los sistemas de la institución. 8.8.5 Cableado y canalización. La elección del cableado depende del tipo de sistema, considerando para ello la distancia, ubicación de los equipos y el tipo de instalación. En instalaciones costa afuera debe considerarse cable para las condiciones de humedad marítima. Se deben utilizar conductores 100 por ciento de cobre. No se permite cable de acero enchapado en cobre, ni cables que usan protección de lámina de aluminio o material de envoltura de papel metálico. El tendido de los cables debe ser en configuración punto a punto, sin tener uniones ni empalmes intermedios, desde los elementos centrales hasta los elementos terminales. Las canalizaciones para interiores y exteriores deben ser de acuerdo con las especificaciones establecidas en el numeral 8.4.2 de la NRF-048-PEMEX-2007. La canalización, cajas de conexiones, de paso, uniones y drenes del SFV, deben estar de acuerdo a las especificaciones establecidas en los puntos 8.2.6, 8.2.7, 8.2.9 y 8.2.12 de la NRF-036-PEMEX-2003. Para ambientes marino en áreas clasificadas como peligrosas, se debe utilizar tubería, (conduit) de aluminio libre de cobre cédula 40, con rosca tipo NPT en sus extremos, con recubrimiento exterior de PVC de 1,016 mm (40 milésimas de pulgada) de espesor y recubrimiento interior de uretano de 0,0508 mm (2 milésimas de pulgada) de espesor. El roscado en la unión de tramos de tubería, debe estar cubierto con uretano; según lo establecido en el numeral 8.4.2 de la NRF-048-PEMEX-2007. 8.8.6 Alimentación eléctrica. Se debe alimentar a los equipos, a través de un interruptor termomagnético el cual se debe alojar en un centro de carga o tablero de distribución eléctrica para proporcionar corriente a los equipos.





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El contratista, proveedor o prestador de servicios debe tomar en cuenta la trayectoria del cableado para la alimentación eléctrica requerida, de tal forma que no se entregue un valor por debajo de la tensión de operación especificado por el fabricante. Para proporcionar tierra física a los equipos y accesorios del SFV, se debe emplear cable monopolar de cobre, de calibre 3,26 mm (8 AWG) y deben cumplir lo establecido en el numeral 8.2.13 de la NRF-036-PEMEX-2003. 8.8.7 Diseño. El diseño requiere de los siguientes cálculos de: Cargas, de corriente del arreglo fotovoltaico y del ángulo de inclinación (dependiendo del nivel de radiación solar recibida en el lugar de la instalación, durante el año), El diseño requiere también: cálculo del tamaño del banco de baterías, c.a., y determinar si es necesario usar un arreglo híbrido. Lo anterior se debe corroborar con un programa informático especializado en sistemas fotovoltaicos. 8.8.8 Instalación. 8.8.8.1 Sistema fotovoltaico.

a) Debe instalarse permanentemente lo más cerca posible del banco de baterías; no deben existir obstáculos (otras estructuras permanentes) que proyecten sombra sobre los módulos a lo largo del día, especialmente entre las 10: 00 y las 15: 00 horas.

El sistema debe tener la capacidad de respaldo requerida por el usuario de la instalación y/o la indicada en bases de usuario y considerar en su diseño una incidencia solar de 5 horas diarias.

b) El arreglo debe tener una potencia pico promedio a la a requerida por la carga. Cada módulo debe contar con celdas solares conectadas en serie. El proveedor debe proporcionar todos los parámetros de especificaciones técnicas del módulo, curvas I-V (condiciones de prueba), coeficientes de temperatura, dimensiones y cualquier otra información pertinente de la operación del módulo.

c) Los módulos deben ser un producto probado y certificado de acuerdo con la normatividad de seguridad Aprobado y listado por UL N°1703 o equivalente. Cada módulo debe tener una placa de datos del fabricante que indique:

- Polaridad de los terminales o bornes de salida. - Poder de corte del dispositivo de sobre intensidad para la protección del módulo. - Tensión a circuito abierto. - Tensión de funcionamiento. - Corriente de funcionamiento. - Corriente de cortocircuito. - Potencia máxima - Tensión máxima permitida en el sistema, ver el Art. 690-51 de la NOM-001-SEDE-2005. - (Aprobado y listado por en lugar de certificado) Certificación de UL.

d) Si se usa más de un módulo, deben usarse módulos nuevos con tecnología actual y compatible. e) Los módulos deben garantizarse por un mínimo de quince (15) años con una degradación máxima

permisible de 25 por ciento en todo este periodo. f) Debe tener marco de aluminio anodizado. g) Debe tener caja de conexión para intemperie que acepte instalación hermética de cables individuales

o conduit. h) Debe incluir diodos de paso para reducir el efecto de sombras parciales. i) Se debe proporcionar un interruptor seccionador entre el arreglo y el controlador, el cual debe

interrumpir el conductor positivo del arreglo. Además de estar especificado para uso en corriente





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continua (c.c.) a una tensión mayor o igual a la tensión de circuito abierto del arreglo, y debe ser capaz de interrumpir la corriente de corto circuito del arreglo.

8.8.8.2 Estructura de montaje del arreglo fotovoltaico.

a) Los módulos deben montarse a una estructura que debe ser de aluminio, acero galvanizado o acero al carbón tipo A-36 con protección anticorrosivo de acuerdo a los numerales 8.2 y 8.6 de la NRF-053-PEMEX-2006 La estructura incorpora accesorios de acero galvanizado, aluminio o acero inoxidable, según sea el caso, esto no exime al proveedor de su responsabilidad en la selección de los materiales para evitar el par galvánico.

b) Todos los tornillos y abrazaderas para soportar el ambiente marino. c) La estructura debe contar con soportes para izaje. d) El ángulo de inclinación ideal debe ser igual a la latitud del lugar de instalación del arreglo fotovoltaico,

pero en los meses de diciembre-enero es la época del año que en México se recibe menos radiación se debe inclinar el arreglo solar al ángulo de la latitud del lugar de la instalación + 15°; por otro lado y en caso de requerirse por el proceso o necesidades de la instalación captar mas energía en época de verano se debe inclinar el arreglo de paneles fotovoltaicos al ángulo de la latitud del lugar de la instalación – 15°.

e) La orientación debe ser al sur verdadero (~170° magnético). f) Debe resistir vientos sostenidos de hasta 170 km/h y ráfagas instantáneas de 260 km/h. g) El tiempo de vida de la estructura debe ser de 15 años como mínimo. h) La estructura puede ser de ángulo fijo, ángulo ajustable o con seguidor solar. i) Si el arreglo es colocado en el techo, la separación mínima entre techo y arreglo debe ser de 15 cm. j) Si el arreglo se coloca en una estructura independiente (poste), la altura debe ser de 3 metros sobre el

nivel del piso terminado. 8.8.8.3 Controlador de carga y descarga. Todas las cargas del sistema (c.a. o c.c.) deben alimentarse a través de un dispositivo que evite que las baterías se sobre-descarguen (desconexión por baja tensión o LVD). El proveedor debe proporcionar un controlador de carga fotovoltaico de estado sólido del tipo PMW (modulación por ancho de pulsos) con aprobación y listado por UL, CSA, ANCE o equivalente el cual debe cumplir con las siguientes características y funciones:

a) El controlador debe ser de conexión directa para el régimen de carga o flotación del banco de baterías por lo que debe controlar el estado de carga del dicho banco de tal forma que asegure una vida y rendimiento adecuado, realizando la conexión de las cargas cuando el banco este cargado y desconexión de las cargas cuando dicho banco este en el limite de la máxima profundidad de descarga permitida.

b) Debe tener capacidad de corriente adecuada para operar simultáneamente todas las cargas del sistema y para el arranque de las mismas.

c) El controlador debe incluir un sistema de protección para sobrecargas y contra corto circuito en la salida de la unidad de control de carga.

d) El controlador del banco de baterías debe ser capaz de conducir al menos un 125 por ciento de la corriente de cortocircuito nominal del sistema.

e) La unidad debe contener indicadores del estado de carga y operación del sistema (LED´s o display) además debe contar con la instrumentación para el monitoreo local y remoto de tensión y corriente. Los instrumentos deben ser para aplicaciones en ambiente marino (NEMA 4x), o ser localizados dentro de una caja de igual clasificación. Para el caso de los transmisores la señal de salida es de 4-20 mA.





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f) La máxima profundidad de descarga se limita a 50 por ciento de la capacidad nominal del banco de batería

g) Los puntos de regulación deben configurarse en el sistema para señalizar alarma; por alta y baja tensión en el banco de baterías y deben cumplir las recomendaciones del fabricante del banco de baterías y con compensación de temperatura.

h) Debe incluirse un medio para desconectar con seguridad el banco de baterías y el módulo del controlador de recarga durante el servicio de mantenimiento preventivo o mantenimiento mayor.

8.8.8.4 Regulador de tensión. A la salida de la unidad de control de carga, se debe incluir un regulador de tensión. La capacidad de salida debe ser la que resulte del cálculo del arreglo fotovoltaico para las cargas a alimentar, regulación de tensión de 5 por ciento, con eficiencia mínima del 90 por ciento, protección por corto circuito a la salida y temperatura de operación de 10 a 45° C. 8.8.8.5 Banco de baterías.

a) Se debe tener una etiqueta del fabricante con el tipo de batería, tensión nominal y capacidad en amperes-hora.

b) Las baterías deben ser de ciclo profundo, no son aceptables las baterías automotrices. c) Las baterías deben ser estacionarias, libres de mantenimiento, el recipiente de la celda debe ser

termoplástico de alto impacto con aditamento de seguridad. d) La vida útil nominal de la batería (es decir, antes que su capacidad residual caiga debajo del 80 por

ciento de la capacidad nominal), a 25 °C, debe exceder 1 500 ciclos cuando se descargue a una profundidad de descarga (PD) de 20 por ciento.

d) El banco de baterías debe ser del tipo níquel-cadmio, capaz de almacenar energía para 3 días de falta de luz solar por mal tiempo y/o huracanes con una vida útil de 15 años.

e) El banco debe ser suministrado con barras de conexiones de acero inoxidable: A-316 y accesorios. Las conexiones entre bancos es por medio de cable de acuerdo al Art. 690-74 de la NOM-001-SEDE-2005, además el banco se debe suministrar con las herramientas para su operación y mantenimiento.

f) Las baterías deben contar con etiquetas con marca y fecha de fabricación. 8.8.8.6 Inversor.

a) Si se requiere de un inversor, este debe tener suficiente capacidad para la carga con mayor potencia de arranque, asumiendo que las otras cargas están operando.

b) El consumo de corriente del inversor en modo de espera (stand by) no debe ser mayor a 1 Amper. c) Debe entregar una tensión nominal de 120 V a 60 Hz con un factor de eficiencia del 85 por ciento a su

potencia nominal. d) Debe tener protección contra sobre descarga de las baterías. e) Debe tener protección contra sobre corriente o corto circuito, y contra sobre-temperatura interna.

8.8.8.7 Cables y conexiones.

a) Debe ser de calibre apropiado para que la caída de tensión no sea mayor a 3 por ciento, medido entre dos puntos cualesquiera del sistema en operación, debiendo cumplir asimismo con el criterio de capacidad de conducción de corriente. (Calibre mínimo AWG # 10).

b) Si se usa conduit para las interconexiones del arreglo, los cables deben ser especificados para uso en presencia de agua a 90° C, tales como los tipos USE-2, RHW-2, THW-2, THWN-2 Y XHHW-2 y cumplir con la el numeral 8.4.5.3 de la NRF-048-PEMEX-2007.





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c) Los conductores positivos deben etiquetarse o ser de color rojo. Los conductores negativos deben etiquetarse o ser de color negro (si no está puesto a tierra) o blanco (si está puesto a tierra). Cualquier conductor de tierra debe ser verde o desnudo.

d) El alambrado instalado en el campo debe unirse usando terminales, conectores atornillables o tuercas para cables aprobadas que sean adecuadamente seleccionadas e instaladas.

8.8.8.8 Puesta a tierra y sistemas de protección contra sobre tensión.

a) Se debe proporcionar una conexión a tierra de los equipos. Esto significa que todas las partes metálicas expuestas del sistema, (incluyendo gabinete del controlador, gabinete del interruptor del arreglo, marco de los módulos y estructuras de montaje), deben ser puestas a tierra mediante conductores, tal y como se indica en el Artículos 250 y 690 de la NOM-001-SEDE -2005 y en el numeral 8.11 del la NRF-048-PEMEX-2007.

b) Se requiere que se conecte el cable negativo del arreglo a tierra (tierra del sistema), si el arreglo tiene tres o más módulos en serie. Esto no se aplica si el controlador hace la conexión del conductor negativo a tierra internamente, o si el diseño del controlador no permite la conexión a tierra del conductor negativo.

c) Se debe consultar con el fabricante del controlador sobre este requisito, para que la conexión a tierra del conductor negativo se haga a la altura del interruptor del arreglo.

d) El cable de puesta a tierra de los equipos (en cualquier caso) y del sistema (si se aplica) debe ser de cobre descubierto o con aislante verde, de calibre no menor al calibre del conductor principal del arreglo Foto Voltaico.

e) Deben usarse fusibles para corriente continua en las líneas c.c. y fusibles para corriente alterna en líneas de c.a., ambos con aprobación y listado por UL o equivalente.

f) Las baterías deben tener un medio de desconexión y protección contra sobre corriente. g) Se debe instalar dispositivos de protección contra rayos o supresor de picos en el circuito Foto

Voltaico. 8.8.8.9 Ubicación del equipo. El controlador de carga, inversor, fusibles, interruptores del arreglo, interruptor del banco de baterías y todo el alambrado de interconexión no deben instalarse en un lugar expuestos a la lluvia y ser accesibles a personal. 8.9 Microturbinas. El proveedor debe suministrar el diseño básico para aplicación industrial de ciclo simple y abierto, con o sin recuperador de calor según se solicite en la hoja de datos. La relación peso potencia debe ser compacto y optimizado, el regulador de tensión, los equipos inversores y los centro de distribución de carga tanto de c.c. como de c.a. deben cumplir con lo estipulado en la NRF-036-PEMEX-2003, NRF-048-PEMEX-2007 y la NOM-001-SEDE-2005. 8.9.1 Sistemas y componentes auxiliares. Se debe suministrar la microturbina con todos sus sistemas y componentes auxiliares para cumplir con las condiciones de operación indicados en las hojas de datos. Los sistemas y componentes auxiliares que a continuación se listan son indicativos.

a) Sistema eléctrico. b) Sistema de monitoreo de emisión de gases contaminantes a la atmósfera. c) Sistema de instrumentación y control. d) Sistema de gas combustible.





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e) Sistema de escape para los gases de combustión. f) Sistema de detección de gas y fuego y de protección contra fuego. g) Sistema de arranque. h) Sistema de admisión de aire. i) Sistema de aceite de lubricación. j) Patín o base. k) Coples y guarda coples. l) Cajas de engranes. m) Cabina para la microturbina.

8.9.2 Sistema de recuperación de calor. El proveedor debe suministrar un sistema de recuperación de calor de los gases de escape como para incrementar aumentar la eficiencia de la microturbina entre otras, (solo si se solicita en las hojas de datos). Esta parte de la Norma de Referencia aplica únicamente para microturbinas nuevas. 8.9.3 Condiciones de operación en sitio. En virtud de que el equipo debe instalarse sobre la estructura metálica en piso solidó de una plataforma marina, la microturbina y todos sus sistemas y componentes auxiliares, se deben diseñar y fabricar para operar en ambiente marino altamente corrosivo. Las partes internas de la microturbina deben de estar protegidas contra el ambiente salino, húmedo y corrosivo del sitio, con un recubrimiento para ambiente marino que permita la operación a velocidad y temperatura máximas continuas permisibles, sin desprenderse. En las hojas de datos se deben especificar las condiciones de operación en sitio, donde la microturbina, sus componentes y sistemas auxiliares deben diseñarse para operar en forma continua y a la capacidad de potencia máxima bajo las condiciones del área usuaria de PEP. La microturbina, sus sistemas o componentes auxiliares deben adecuarse para estar en servicio de relevo por periodos de hasta 3 semanas, bajo las condiciones de sitio, sin requerir ningún tipo de mantenimiento especial, solo de rutina. 8.9.4 Vida útil y flexibilidad de actualización. La microturbina todos sus sistemas y componentes auxiliares, excepto los elementos de reemplazo periódico como filtros y consumibles; deben diseñarse y fabricarse para una vida útil de 15 años, e inicialmente como unidad nueva, debe ser capaz de acumular al menos 30 000 horas de operación sin necesidad de mantenimiento mayor. No se aceptan prototipos de microturbinas o modelos que estén en etapa de desarrollo o prueba. Se requiere que del modelo de microturbina cotizado, existan al menos tres unidades de las mismas especificaciones y con un año de operación en campo, acumulando entre ellas 24 000 horas de operación (no de instalación). 8.9.5 Rangos de potencia y velocidades a condiciones de sitio. La microturbina conjuntamente con sus sistemas y componentes auxiliares se deben diseñar y fabricar para operar en forma continua y estable a capacidad de potencia máxima y debe entregar potencia neta después de





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deducir pérdidas y consumos por equipos auxiliares en la flecha, de al menos 1,1 veces pero no más de 1,25 veces la potencia requerida en sus respectivas hojas de datos. El proveedor debe indicar en las hojas de datos la potencia desarrollada por la microturbina a condiciones ISO y a condiciones de sitio considerando el combustible especificado en las hojas de datos. La potencia nominal en sitio desarrollada por la microturbina en el punto de garantía y con el combustible de poder calorífico más bajo no debe tener tolerancia negativa, y ésta debe ser alcanzada y sostenida sin el empleo de métodos o sistemas adicionales, como la inyección de agua o vapor o por medio de enfriamiento del aire de admisión. Este último sistema puede implementarse para aumentar la potencia en sitio de la microturbina solo si se solicita en las hojas de datos. 8.9.6 Nivel de automatización y flexibilidad operativa. La microturbina, sus sistemas y componentes auxiliares se deben diseñar y fabricar para arrancar, operar y parar en forma totalmente automática, excepto en las operaciones transitorias (arranque y paro normales) y situaciones de emergencia, donde se debe tener la opción de que el operador intervenga manualmente. El proveedor debe de indicar en forma detallada en un apartado de su cotización o propuesta y en la hoja de datos de la microturbina, la cantidad máxima y calidad de cada uno de los servicios que requiere para operar en forma continua, autónoma y automática. 8.9.7 Mantenimiento. La microturbina, sus sistemas y/o componentes auxiliares se deben diseñar y fabricar para facilitar el mantenimiento en las labores de inspección, revisión, limpieza y reemplazo de componentes en sitio, tales como: filtros o elementos filtrantes de aire, aceite y gas combustible, vidrios de nivel, instrumentación, cojinetes, sellos y especialmente elementos internos. Partes mayores como la carcasa y cajas de cojinetes se deben diseñar y fabricar, de manera que sea fácil su desensamble y ensamble, así como su correcto alineamiento sin necesidad de utilizar algún tipo de instrumentación. En la propuesta del proveedor se deben indicar claramente (número de parte, nombre o descripción de la parte, parte principal o sistema al que pertenece, costo unitario y costo total, entre otros las partes o juegos de repuesto para arranque y dos años de operación, para utilizarse en los mantenimientos a los equipos principales y auxiliares (los cuales se deben de trasladar posteriormente a los manuales de partes de mantenimiento). 8.9.8 Niveles de ruido y de emisión de contaminantes. La microturbina incluyendo sus sistemas y componentes auxiliares se deben diseñar y fabricar para un nivel de ruido de 90 dB como máximo de acuerdo a la NOM-011-STPS-2001, medido a 1,0 m de distancia del paquete y a una altura de 1,5 m del nivel de piso terminado. Se deben proyectar e implementar medios de diseño y materiales para atenuar el nivel de ruido e indicar en la hoja de datos y en la propuesta, la presión máxima del ruido y el nivel de ruido en la octava banda de la microturbina con y sin cabina. 8.9.9 Servicios auxiliares. Todo el equipo eléctrico del paquete compuesto por la microturbina, sus sistemas y componentes auxiliares deben diseñarse y fabricarse para operar a las condiciones de sitio y de acuerdo con la clasificación del área, a la NRF-036-PEMEX-2003.





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Todos las líneas de drenajes del paquete deben ser conducidas y terminadas en forma bridada hasta los límites de la base o patín y deben identificarse (diámetro, servicio y material de fabricación) por medio de letreros grabados sobre placas de acero inoxidable las cuales deben atornillarse a la base o patín. El proveedor de la microturbina debe indicar en las hojas de datos y en su propuesta los servicios auxiliares que se requieren para su operación y del equipo accionado. Los requerimientos de los servicios para arranque, combustible, enfriamiento, lubricación y energía eléctrica deben ser claramente especificados en cantidad y calidad. El sistema de arranque tiene a función principal de llevar a la microturbina hasta la condición de auto–sustentación, debiendo desacoplar y parar inmediatamente después que se alcance esa condición y se purgue o envié a venteo el gas de arranque. Para aquellos sistemas que no se desacoplen de la caja de engranes, se debe demostrar con documentación (incluida en la propuesta) que el diseño es confiable, seguro y ha sido probado. El sistema de arranque debe ser de tipo neumático con aire o gas combustible como fluido de trabajo ó eléctrico conforme se solicite en la hoja de datos. Cuando el fluido de trabajo del motor de arranque sea gas combustible, los materiales de construcción del motor y de sus accesorios deben ser compatibles con el fluido de trabajo y diseñados para cero fugas en los sellos. El sistema de aceite de lubricación debe ser suministrado para uso de aceite mineral. Se puede suministrar un sistema de aceite sintético solo si se solicita en las hojas de datos de la turbina. 8.9.10 Instrumentación para equipos SAGE, lubricados con aceite:

a) Indicador y transmisor de presión diferencial en filtros, b) Indicador y transmisor de presión en el cabezal de descarga de bombas de lubricación c) Indicador y transmisor de presión en el cabezal de inyección a cojinetes o a cualquier otra parte a

lubricar o alimentar. d) Indicadores y transmisores de temperatura, uno inmediatamente después del enfriador y otro en el

cabezal de inyección a cojinetes o a cualquier otra parte a lubricar o alimentar. e) Alarma y paro por baja presión. f) Alarma y paro por alta temperatura. g) Alarma por bajo nivel en el recipiente principal y tanque de agotamiento de aceite. h) Vidrio y transmisor de nivel en recipientes (recipiente principal y tanque de agotamiento).

El proveedor debe indicar en su cotización y/o en las hojas de datos: la norma del aceite de lubricación, presiones y temperaturas de trabajo normales, presiones y temperaturas máximas de trabajo permisibles, capacidades mínima, normal y máxima del sistema de lubricación y la demás información solicitada en las hojas de datos. 8.9.11 Sistema de combustible. El sistema de combustible se debe diseñar y fabricar con un mínimo de conexiones y partes soldadas. La tubería y los accesorios para distribución deben ser de acero inoxidable, Las conexiones flexibles deben evitarse, si se requieren, deben ser de tipo trenzado, de doble pared para alta presión y su localización debe ser en donde no existan movimientos relativos. La composición química y las características físicas (presión, temperatura, peso molecular, gravedad específica, poder calorífico, entre otros) del gas o los gases (en el caso de que sea más de uno) deben ser los que se indiquen en las hojas de datos.





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Se deben suministrar todos los accesorios dentro de los límites de la base o patín, para acondicionar el combustible (a las condiciones de presión, flujo y calidad) que la turbina requiere. Debe indicarse en la propuesta y en las hojas de datos las condiciones de operación. El sistema de combustible debe estar formado, pero no limitado, por los siguientes componentes:

a) Filtros, uno en operación y otro de relevo, con malla de 10 micrones o menor, en caso necesario se deben suministrar filtros coalescentes.

b) Válvulas primaria y secundaria de corte. c) Válvula reguladora de presión con válvula de relevo para facilitar el mantenimiento con medidor o

registro de carátula. d) Válvula(s) controladora(s) de flujo. e) Válvula(s) de alivio. f) Gobernador electrónico de combustible. g) Tubería, válvulas y conexiones de acero inoxidable. h) Filtro de combustible tipo “Y” con purga.

8.9.12 Tipo de control. El sistema de control de la microturbina debe ser a base de microprocesadores del tipo PLC o tarjeta tipo de control digital de potencia, cuyas funciones básicas deben ser las de: arrancar, operar, controlar, parar, monitorear y proteger la integridad de: la turbina, la máquina accionada (bomba o compresor) y de los sistemas asociados a los procesos de bombeo o compresión de acuerdo al alcance de suministro, en forma automática, con opciones de intervención manual por parte del operador. 8.9.13 Software y hardware. Todo el software y hardware del sistema de control e instrumentación del paquete, para control local y/o remoto, debe cubrir los requerimientos de la NRF-105-PEMEX 2005; ser de tecnología de última generación probada y ser suministrado por el proveedor. Toda la señalización de instrumentación y control, protocolos e interfases, así como su integración a niveles superiores deben cumplir con los requerimientos de la NRF-046-PEMEX-2003. Todo el cable, conexiones y trabajos para la interconexión local o remota del sistema de instrumentación y control deben ser suministrados por el proveedor de la microturbina. Los trabajos de interconexión entre el PLC y el Sistema Distribuido de Monitoreo y Control (SDMC) de la planta deben ser supervisados por el proveedor o bien ser llevados a cabo por él si se solicita en las hojas de datos. Todo el software y hardware deben ser suministrados para trabajar en ambiente “Windows”. Todos los letreros o etiquetas del sistema de instrumentación y control, así como los contenidos de las pantallas gráficas de la interfaz del operador, deben escribirse en idioma español. Todas las unidades de medidas deben estar de acuerdo con la NOM-008-SCFI-2002 y en sistema inglés. 8.9.14 Conducción de señales. Toda la tubería conduit para alojamiento o canalización de cables del sistema debe ser de aluminio libre de cobre, con recubrimiento de PVC en el exterior y en el interior de uretano. Todas las charolas para alojamiento o canalización de cables deben ser de aluminio libre de cobre conforme a la NRF-048-PEMEX-2007. 8.9.15 Alimentación eléctrica. El sistema de control se debe diseñar para operar con alimentación eléctrica de corriente directa a 24 V.





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8.9.16 Control de arranque. El sistema de control de arranque debe proveer: De un período de purga de suficiente duración para desalojar de tres a cinco veces el volumen contenido en el sistema de escape de la microturbina y del sistema de recuperación de calor (si aplica), antes del encendido de la microturbina. De suficiente tiempo para calentar los internos de la microturbina para reducir los efectos de esfuerzo térmico y si es necesario para calentar las partes rotatorias (flecha y discos de la turbina) a temperatura mayor de cualquier temperatura de transición De aceleración controlada a la velocidad mínima del gobernador para reducir los efectos de los esfuerzos térmicos, excesivos esfuerzos mecánicos u operación a velocidades críticas. 8.9.17 Control de carga. La microturbina se debe suministrar con un actuador, el cual debe recibir la señal externa de control de carga (presión o flujo o ambos) del proceso. Durante la operación normal, ésta señal de proceso debe controlar, en forma automática, la velocidad y la potencia de la turbina, como se requiera. El gobernador debe tener la capacidad suficiente para acceder y operar todo el rango de señales de control, un incremento en la señal debe incrementar la velocidad o la potencia de la turbina o viceversa. El gobernador debe incluir medios para manipular manualmente la señal de control del proceso y permitir la operación entre la velocidad mínima y máxima continua del gobernador. El gobernador debe proveer transferencia suave (libre de saltos) entre los controles manual y automático externos. 8.9.18 Alarmas y paros. Debe suministrarse un sistema de alarmas y paros, avisos de paros y desplegados de fallas y autodiagnóstico del equipo. El sistema de detección debe estar integrado e interconectado para proteger a la microturbina de condiciones que puedan dañarla o que sean causa de que se reduzca su vida útil. El sistema de avisos de alarmas y paros debe ser suministrado con un 20 por ciento adicional de terminales para señales de entrada y salida. El sistema debe tener las conexiones para activar señales remotas de alarma o paro. La secuencia de operación debe ser como se indica en los puntos siguientes: Una indicación de alarma debe consistir de los destellos de una luz, el sonido de un mecanismo audible (campana o bocina) y la recepción y reconocimiento en el monitor del sistema de control. La condición de alarma debe ser reconocida por medio de la operación de un botón silenciador de alarma, el cual debe ser común a todas las alarmas. Cuando la alarma sea reconocida el sonido debe ser silenciado, pero la luz debe seguir parpadeando mientras exista la condición de alarma. 8.9.19 Requisitos para instrumentos. El proveedor debe suministrar, como mínimo, toda la instrumentación solicitada: tacómetros, termómetros, termocoples y detectores de temperatura a base de resistencias, manómetros, válvulas seleonoides y detectores de posición y vibración en las hojas de datos con las características indicadas en la NRF-105-PEMEX-2005, y con lo indicado en esta Norma de Referencia.





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8.9.20 Sistema eléctrico. Todo el equipo y accesorios eléctricos de la microturbina, sus sistemas y componentes auxiliares se deben suministrar para operar a las condiciones especificadas en las hojas de datos de la turbina y de acuerdo con la norma oficial mexicana NOM-001-SEDE-2005 y, con las NRF-036-PEMEX-2003 y NRF-048-PEMEX-2007. Adicionalmente debe cumplir con los siguientes requisitos: Se debe suministrar luces piloto en los circuitos eléctricos, por el lado de alimentación, para indicar que los circuitos están energizados. Las luces de señalización se deben instalar en los tableros de control. 8.9.21 Cabina para la turbina. La cabina se debe diseñar y fabricar para ser instalada a la intemperie, hermética al polvo y humedad y resistente al fuego. Los requisitos de diseño, son los siguientes:

a) Ventilación. b) Equipo para maniobras de mantenimiento de la turbina.

8.9.22 Patín o base. El proveedor debe suministrar un patín o base para montar la microturbina, la cabina y el (los) panel(es) secundario(s) de instrumentos local(es). Cuando se solicite en las hojas de datos también se debe montar sobre la base o patín el gabinete de control principal. Además de servir como base de montaje, el patín debe tener las funciones de recolectar los fluidos drenados o escurridos durante las labores de mantenimiento y servir de alojamiento para el recipiente principal del sistema de aceite de lubricación. El patín debe tener preparaciones para su nivelación e instalación permanente en la estructura metálica de la plataforma. 8.10 Inspección, pruebas y preparación para embarque. La inspección del sistema debe cumplir con la NRF-049-PEMEX-2006. Los supervisores de PEP deben de tener acceso libre a todos los equipos utilizados en la fabricación y pruebas del sistema, a dichos supervisores se les debe proporcionar una oficina durante sus visitas de inspección, si así se requiere. Los supervisores deben tener acceso a todo el aseguramiento de calidad y otros registros que documenten el diseño, pruebas e integración del sistema fotovoltaico para registrar el avance de fabricación. El proveedor debe conservar por lo menos durante 5 años toda la información derivada de las inspecciones, para revisión o reproducción. La información mínima a conservarse es:

a) Certificados de materiales, tal y como se reporta en fábrica. b) Especificaciones de materiales. c) Datos de las pruebas para verificar que los materiales suministrados cumplen con las

especificaciones. 8.10.1 Aseguramiento de calidad. El proveedor debe presentar programas y manuales de aseguramiento de calidad documentados y certificados, tanto para el sistema como para sus productos, de acuerdo a la NMX-CC-9001-IMNC- 2000.





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En el desarrollo de la ingeniería el contratista, proveedor o prestador de servicios, debe aplicar su proceso de aseguramiento de calidad interno, cuyos registros pueden ser solicitados en cualquier momento que PEP lo considere conveniente; dichos registros deben avalar las revisiones y verificaciones que se realicen durante la elaboración de la ingeniería. PEP o el personal que sea asignado por dicha entidad, se reserva los derechos de solicitar al contratista proveedor o prestador de servicios las garantías y certificaciones que considere convenientes para asegurar que el diseño del sistema, cumple técnica y operativamente con lo expuesto en sus bases de usuario. 8.10.2 Pruebas y arranque. El SAGE debe ser sometido a una inspección Nivel II de acuerdo al numeral 8.2.2 de la NRF-049-PEMEX-2006 y cumplir con lo establecido en el numeral 8.1.2 de la NRF-181-PEMEX-2007. El proveedor del SAGE debe proporcionar un manual de las pruebas de aceptación en fábrica (FAT) y las pruebas de aceptación en sitio (OSAT) ambas testificadas por PEMEX con objeto de comprobar el correcto funcionamiento y las características operacionales de cada uno de los equipos que integran el SAGE. Los protocolos de prueba deben ser detallados y sometidos a la aprobación de PEP estipulando claramente el nombre de la prueba, requisitos a desarrollar, objetivo de la prueba, tiempo de pruebas y criterios de aceptación de resultados. Todos los equipos, dispositivos y partes que conforman los tres diferentes subsistemas del SAGE deben ser probados para confirmar su correcto funcionamiento:

a) Subsistema de generación. b) Subsistema de control, protección y acondicionamiento de potencia. c) Subsistema de almacenamiento de energía.

El proveedor debe realizar las pruebas FAT en sus instalaciones en presencia del personal técnico designado por PEP. El proveedor debe dar aviso por escrito de la fecha en que darán inicio las pruebas OSAT con al menos cuatro semanas de anticipación al responsable/supervisor del proyecto de PEP. Estas pruebas las debe realizar el proveedor con personal técnico de PEP una vez que el sistema se encuentra totalmente instalado en su configuración final antes de concluir la puesta en servicio. La prueba de aceptación incluye la revisión de la instalación y prueba de funcionamiento descritas en la norma particular y hoja de datos. El proveedor debe notificar por escrito a la supervisión con un mínimo de 15 días de anticipación la fecha en que se debe realizar la instalación y prueba del sistema. 8.10.2.1 Criterios de aceptación - Los documentos elaborados en la ingeniería como bases de diseño, memorias de cálculo, especificaciones generales, especificaciones particulares y planos deben satisfacer los requerimientos de las bases de usuario para el proyecto y la instalación específica de que se trate y deben cumplir con lo referido en la normatividad y especificaciones incluidas en la presente norma. 8.10.3 Preparación para su embarque. Todos los componentes del sistema deben ser propiamente protegidos y claramente identificados.





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Los equipos deben ser empacados en cajas rígidas, selladas y adecuadas para transporte terrestre, aéreo, marítimo y todo tipo de maniobras con grúa y montacargas. Las cajas deben estar propiamente marcadas indicando el peso de las mismas en dos lados como mínimo. En cada compartimiento o sección, deben ser colocadas desecantes, ya sea de alúmina-gel o sílice-gel, en envolturas de baja permeabilidad al vapor de agua, para mantener un ambiente seco dentro del equipo. La cantidad de desecante debe ser suficiente para asegurar una atmósfera seca dentro del equipo durante el embarque, y el tiempo de almacenamiento previo a la puesta en marcha, las condiciones ambientales del lugar en donde se almacena el equipo deben ser las siguientes:

a) Temperatura: 12°C a 50 °C b) Humedad: 85 a 100 por ciento sin condensación

Cada parte del equipo debe ser envuelta y sellada en una envoltura plástica para uso rudo, no porosa, a prueba de agua y antiestética. Todos los empaques deben ser claramente marcados con el número de orden de compra y los números de identificación del equipo. El embarque del SAGE debe cumplir la Especificación Técnica de Embalaje P.1.0000.09: 2005. 8.11 Documentación. El proveedor debe proporcionar tres ejemplares del “Manual del usuario” e incluir con cada uno de los sistemas, además tres ejemplares del “Manual técnico de instalación, operación y mantenimiento”, asimismo los manuales de partes mantenibles los cuales se deben entregar al usuario final de los sistemas fotovoltaicos en copia dura y electrónica, incluye todos los detalles relacionados con lo anterior. Debe hacerse uso de dibujos y diagramas para la mejor comprensión de los mismos. 8.11.1 Manual del usuario. El manual del usuario debe contener como mínimo:

a) Una descripción de todo el equipo esencial para operación rutinaria incluyendo interruptores e indicadores.

b) Procedimientos para la operación adecuada del sistema, incluyendo una lista de las limitaciones de la carga de trabajo y cualquiera de sus problemas. Estos procedimientos deben incluir una sugerencia de operación, incluyendo conservación de las cargas durante periodos de clima inclemente y/o un evento de desconexión por baja tensión. Incluir los procedimientos de apagado de emergencia.

c) Procedimientos de emergencia y recomendaciones para periodos extensos de falta de uso del sistema. Incluir procedimientos de apagado de emergencia.

d) Una guía sencilla de localización de fallos comunes para el usuario. e) Lista de partes completa. El nombre y contacto del vendedor y personal técnico de servicio,

incluyendo el teléfono. Indicar claramente cuáles son las garantías del fabricante y cuáles son las garantías del proveedor.

8.11.2 Manual de instalación, operación y mantenimiento. Este se debe proporcionar al personal técnico del área operativa y de mantenimiento contratante.

a) Un diagrama de bloques funcional, diagrama eléctrico unifilar y trifilar que muestre la colocación del equipo y capacidades de los componentes y un diagrama físico de distribución.





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b) El diagrama funcional debe indicar los principales componentes, fusibles, desconectores y puntos de interconexión.

c) Lista de partes y refacciones. d) El proveedor debe entregar por escrito las instrucciones y procedimientos generales y específicos

para instalación, operación y mantenimiento del sistema y componentes auxiliares. Todas las instrucciones o procedimientos específicos deben ser complementados con uno o más dibujos o esquemas ilustrativos que sirvan de guía clara para el personal de operación y mantenimiento y para el personal encargado del montaje y la instalación del equipo.

e) Una propuesta calendarizada con instrucciones completas para el mantenimiento anual. f) Recomendaciones de seguridad para el mantenimiento de los equipos. g) Una guía detallada de localización de fallas mencionando todos los componentes del sistema. h) Debe incluir procedimientos de reparación y diagnóstico que pueden hacerse por el proveedor o

personal calificado. Las reparaciones y procedimientos de personas que no sean técnicos deben indicarse.

Las instrucciones o procedimientos para instalación, operación y mantenimiento de la turbina y sus sistemas y componentes auxiliares y toda la documentación de soporte como son: dibujos, esquemas, hojas de datos o de especificaciones y manuales del proveedor y de los subproveedores o subcontratistas del proveedor deben estar contenidos en uno o más tomos a los que se les denomina con el nombre de “Manual de Instalación, Operación y Mantenimiento”. 8.11.3 El Manual de instalación, operación y mantenimiento debe contener, como mínimo, instrucciones o procedimientos detallados para las microturbinas:

a) Manejo, carga, descarga e izaje, sus partes mayores y de sus sistemas y componentes auxiliares. b) Montaje y desmontaje de sus sistemas y componentes auxiliares. c) Instalación y desinstalación. d) Nivelación y alineación en frío y en caliente, la caja de engranes de carga y el equipo accionado. e) Alineación de equipos auxiliares tales como motobombas, motor de arranque, caja de engranes y

otros. f) Arranque, operación mínima, normal, máxima y transitoria. g) Paro normal y de emergencia. h) Desensamble y ensamble de partes mayores (compresor, cámara de combustión, turbina generadora

de gases y turbina de potencia). i) Desensamble y ensamble de partes internas (rotores, toberas, álabes, discos, flechas, sellos,

camisas, cojinetes, entre otros). j) Ensamble y desensamble de los sistemas y componentes auxiliares de la turbina: caja de engranes de

carga, coples y guarda coples, sistema de admisión de aire, sistema de combustible, sistema de aceite de lubricación y control, sistema de instrumentación y control, sistema de gases de escape, sistema de monitoreo de gases a la atmósfera, sistema de detección y monitoreo de vibraciones, sistema de detección y monitoreo de temperaturas, sistema de lavado, sistema eléctrico, cabina, entre otros.

k) Mantenimiento predictivo, incluyendo cartas de mantenimiento, y sus sistemas y componentes auxiliares.

l) Mantenimiento preventivo, incluyendo cartas de mantenimiento, y sus sistemas y componentes auxiliares.

m) Mantenimiento correctivo, incluyendo cartas de mantenimiento, y sus sistemas y componentes auxiliares.

o) Reponer los fluidos de la turbina y sus sistemas y componentes auxiliares, indicando cantidades y tipos de materiales.





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p) Preservación durante períodos de relevo y de almacenamiento a las condiciones de sitio antes de la instalación y operación de la turbina y sus sistemas y componentes auxiliares.

q) Diagnóstico y corrección de fallas de sus sistemas y componentes auxiliares. El manual de instalación, operación y mantenimiento debe tener letreros de advertencia al peligro durante las operaciones de: carga, descarga, manejo, instalación, montaje, desmontaje, ensamble, desensamble, operación, paro y mantenimiento del equipo. El manual de instalación, operación y mantenimiento debe ser redactado en idioma Español (no debe incluir catálogos o folletos comerciales), con el uso de unidades de medida de acuerdo con la NOM-008-SCFI-2002, indicando entre paréntesis las unidades del sistema Ingles. El proveedor debe suministrar en español toda la información en forma electrónica. El proveedor debe entregar al área usuaria de PEP la cantidad de 5 (cinco) juegos del El manual de instalación, operación y mantenimiento y su respaldo en archivo electrónico en disco compacto, a menos que sea especificada otra cantidad en los documentos de licitación o en la orden de compra. Uno de los ejemplares debe embarcarse junto con el equipo en una caja metálica galvanizada y bajo llave. 8.12 Servicio de postventa.

a) En caso de falla del sistema, el proveedor debe enviar a un técnico capacitado al sitio con el objeto de corregir la falla en un período no mayor a 3 días naturales calendario después de haber recibido el reporte de mal funcionamiento (por escrito o por otro medio).

b) Durante el periodo de garantía, el proveedor debe realizar el reemplazo de las partes o componentes que presenten un deterioro acelerado o que presenten fallos por mala calidad de mano de obra y materiales de fabricación.

8.13 Garantía. El proveedor debe garantizar por escrito que todo el sistema este libre de defectos en el diseño, materiales y mano de obra, e instalación.

a) Que el sistema cumpla plenamente los requisitos de esta norma. b) El refaccionamiento y asesoría técnica. A petición los requisitos de esta norma. c) Que en caso de falla, la asistencia técnica se debe proporcionar 24 horas máximo después de la

notificación por parte del cliente. d) El proveedor debe garantizar el diseño, fabricación y funcionamiento de la turbina de gas incluyendo

sus componentes y sistemas auxiliares por 8 000 horas de operación después de su arranque o 18 meses después de la entrega del equipo, lo que ocurra primero. La garantía debe extenderse contra materiales defectuosos, mano de obra defectuosa, diseño inapropiado y fallas de la turbina y sus componentes y sistemas auxiliares bajo las condiciones de operación especificadas en las hojas de datos.

e) En caso de fallas por defectos en materiales (incluye materiales de empaque) y mano de obra durante el período de garantía, el proveedor debe reparar, modificar y/o reemplazar, las partes defectuosas en el sitio.

f) Todos los gastos originados de mano de obra, materiales, equipos y herramientas involucrados en la reparación, así como los gastos de transporte deben ser por cuenta del proveedor.

g) El proveedor es responsable de garantizar todo el equipo cotizado; por lo que no se acepta la transferencia de garantías, debe aceptar sin cargo a PEP, la reparación o reemplazo de materiales y/o equipo defectuoso que sean detectados en un lapso de 24 meses después de la puesta en operación del sistema.





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8.14 Servicios. El proveedor debe garantizar el suministro de los siguientes servicios durante el ciclo de vida de la microturbina:

a) Servicios técnicos en sitio con personal que hable el idioma español. b) Suministro dentro de un periodo de 72 horas de partes críticas en el sitio de instalación. c) Existencia de partes de repuesto durante el ciclo de vida de la máquina. d) Centro de reparación y mantenimiento mayor accesible a la región de instalación del equipo. e) Herramientas especiales (si el equipo lo requiere), así como técnicos que manejen u operen dichas

herramientas. El proveedor es el responsable del paquete completo.

8.15 Documentos del proveedor. Toda la información suministrada por el proveedor al área usuaria de PEP debe estar en idioma español, con el uso de unidades de medida de acuerdo con la NOM-008-SCFI-2002 y ser transmitida por escrito mediante oficios o cartas, los cuales deben tener como mínimo, los siguientes datos:

a) Razón social, domicilio y logotipo del proveedor. b) Número de proyecto del proveedor. c) Nombre y número del proyecto de PEP. d) Asunto. f) Nombre y clave del equipo. g) Número de la orden de compra. h) Nombre y número del documento transmitido. i) Lugar y fecha de la transmisión. j) Nombre y firma del representante del proveedor.

Información que debe suministrar el proveedor con su propuesta. El proveedor debe presentar la descripción detallada del alcance de su propuesta de acuerdo a las bases de licitación y requisición del equipo. Todos los dibujos que se incluyan en la propuesta deben presentarse en tamaño estándar del fabricante pero no menores al tamaño carta ser completamente legibles y en idioma español. Todas las hojas de datos, hojas de especificaciones, curvas características o de operación y otros documentos técnicos se deben presentar en hojas tamaño carta. El proveedor debe proporcionar toda la información solicitada en éstos documentos. Toda la información técnica que el proveedor presente con su propuesta debe tener un letrero que indique que es “información de propuesta”. 8.16 Capacitación. El proveedor debe impartir cursos de capacitación en español al personal operativo y de mantenimiento, en el sitio de la instalación sobre los temas contenidos en el manual de instalación, operación y mantenimiento.

Previo al arranque y puesta en operación del SAGE, el proveedor y/o contratista debe proporcionar al personal operativo y de mantenimiento de PEP, el entrenamiento apropiado en la operación y mantenimiento de la unidad como conjunto:





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a) Subsistema de generación eléctrica. b) Subsistema de control, protección y acondicionamiento de potencia y c) Subsistema de almacenamiento de energía.

9. RESPONSABILIDADES. 9.1 Del proveedor. 9.1.1 El proveedor del SAGE es el responsable de todo el equipo, y de sus componentes y sistemas auxiliares, así como de la ingeniería y coordinación entre el diseño, fabricación, suministro, ensamble, pruebas y partes suministradas por sus propios prestadores de servicio 9.2 PEMEX-Exploración y Producción. 9.2.1 Vigilar la aplicación de los requisitos de esta norma, en las actividades de adquisición, inspección, arrendamiento y servicios al SAGE. 9.3 Comité de Normalización de PEMEX-Exploración y Producción. 9.3.1 Promover el conocimiento de esta norma entre las áreas usuarias de Pemex Exploración y Producción, firmas de ingeniería, proveedores y contratistas, involucradas en el o los procesos técnicos y administrativos generados por la necesidad de adquirir los SAGE. 9.4 Área usuaria de PEMEX-Exploración y Producción. 9.4.1 La verificación del cumplimiento de esta norma, debe ser realizada por las áreas que elaboren y evalúen bases de licitación y contratos en la materia en donde se incluya esta norma. 9.4.2 Debe verificar que el proveedor y/o contratista, cuente con personal técnico especializado con experiencia en el manejo e interpretación de esta norma. 9.5 Firmas de ingeniería, proveedores y/o contratistas. 9.5.1 Cumplir como con los requerimientos especificados en esta norma, para el diseño, fabricación y pruebas del SAGE.

10. CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES. No existe concordancia con normas mexicanas ni con normas internacionales. 11. BIBLIOGRAFÍA. 11.1 API STD 614 1999 Sistema de aceite de lubricación





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11.1 API STD 616 1998 Gas turbines for the petroleum, chemical and gas industry (Turbinas de gas para la industria del petróleo, química y gas). 4th Edition, Agosto 1998.

11.2 P.1.0000.09 2005 Embalaje y marcado para embarque de equipos y materiales. 11.3 NRF-050-PEMEX-2002 - Bombas centrífugas. 11.4 NRF-091-PEMEX-2007 - Sistemas Eléctricos de Emergencia 11.5 NRF-111-PEMEX-2006 - Equipos de Medición y Servicios de Metrología. 11.6 NRF-130-PEMEX-2007 - Sistemas de control supervisorio y adquisición de datos para ductos. 11.7 IEC-1173-1992 - Overvoltage Protection for PV Power Generating Systems, (Protección de la tensión

de los sistemas fotovoltaicos). 11.8 IEC-1194 - Characteristic Parameters of Stand-Alone PV Systems, (Características de os parámetros

de los sistemas fotovoltaicos). 11.9 IEC-1277 - Guide-General Description of PV Power Generating System, (Guía general para la

descripción de sistemas fotovoltaicos para la generación de ingeniería eléctrica 11.10 IEC-60904-2-1998 - Photovoltaic devices Part- 2 Requirements for referent solar cells (Dispositivos

fotovoltaicos Part-2, Requerimientos para celdas solares de referencia). 11.11 IEC-61727-2004-12 - Photovoltaic (PV) systems Characteristics of the utility interface (Características

funcionales de los sistemas fotovoltaicos de la interfase). 11.12 IEC-61730-2-2004-10 - Photovoltaic (PV) module safety qualifications (Requerimientos de seguridad

de los módulos fotovoltaicos). 11.13 ISO-9488-1999 - Solar Energy Vocabulary (Vocabulario sobre Energía Solar). 11.14 NMX-B-209-1990 - Tubos de acero para la protección de conductores eléctricos (tubo conduit) tipo

semipesado. 11.15 Una nueva aproximación para la caracterización de módulos fotovoltaicos basada en redes

neuronales - F. Almonacid, L. Hontoria, J. Aguilera y G. Nofuentes. Grupo Investigación y Desarrollo en Energía Solar y Automática.





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12. ANEXOS. 12.1 Clasificación de plataformas marinas deshabitadas conforme a la demanda de energía eléctrica. La capacidad neta (kW) del SAGE para cada plataforma “Tipo” corresponde al valor superior del rango de demanda máxima de las cargas eléctricas en la plataforma y es la potencia eléctrica demandada en sus terminales de salida. La tabla 3 muestra dicha clasificación.

Clasificación Demanda máxima Número de circuitos y

tensión requerida en c. a. Número de

circuitos y tensión requerida c.c.

Tecnología a emplear

(kW)

TIPO A y B 200 a) 480 V, 3f, 4h, 60 hz;

b) 220/127 V, 3f, 4h, 60 hz. No Aplica Microturbina

TIPO C y D 5 No Aplica a) + 24 Vc.c. Fotovoltaico y/o moto-generador

Tabla 3 Clasificación de las plataformas marinas deshabitadas

12.1.1 Potencia nominal base de la fuente primaria de generación. La eficiencia eléctrica de los componentes que integran el SAGE y la potencia requerida para alimentar sus servicios propios, son dos conceptos considerados para determinar la potencia nominal de la fuente primaria de generación. El valor específico de la potencia para suplir las pérdidas eléctricas y alimentar los servicios propios del sistema autónomo de generación eléctrica (en su conjunto), depende de la tecnología utilizada en la fuente primaria de generación, la configuración particular del sistema autónomo como paquete (fuente secundaria, SFI o baterías, sistema integrado de control y protección, y equipo para acondicionamiento de potencia, entre otros), y las prestaciones requeridas en el sistema (presurización del cuarto, ventilación forzada, acondicionamiento de aire, alumbrado interior, entre otras) para cumplir con el numeral 8.2 de la NRF-036-PEMEX-2003. 12.1.2 Alternativas tecnológicas para la fuente primaria de generación. Considerando las opciones tecnológicas establecidas en el numeral 8.3.1 de la NRF-181-PEMEX-2007, la magnitud de la potencia requerida para la fuente primaria de generación, en conjunción con limitantes de espacio físico en las plataformas marinas deshabitadas para la instalación del SAGE, restringen las alternativas tecnológicas de la fuente primaria de generación. La tecnología a utilizar que requieren potencias superiores a 5 kW, son las microturbinas; siempre y cuando cumpla con lo establecido en el numeral 8.1.1, de la presente norma. El ámbito de aplicación de la tecnología fotovoltaica como fuente primaria de generación no debe ser mayor a 5 kW de potencia. Esta restricción se debe a que, dada la tecnología existente a la fecha de la elaboración de esta norma las áreas y el peso del arreglo fotovoltaico excedería los espacios disponibles en las plataformas.





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12.2 Hojas de datos de rendimiento y especificaciones técnicas.

H O J A D E D A T O S HOJA. 1 . DE . 15 . PROYECTO No.: REQUISICIÓN No.. PARTIDA No. REVISIÓN:. . ORDEN DE COMPRA No.: .HECHA POR. .APROBADO POR: .FECHA: .

APLICABLE A: PROPUESTA COMPRA COMO SE CONSTRUYO OTRO: ____________________________________________________

PLANTA: ____________________________________________________________________________________________________________________

CLAVE: ____________________________

LOCALIZACIÓN: ____________________________________________________________________________________________________________________

No. DE SERIE: ______________________

SERVICIO: ____________________________________________________________________________________________________________________

CANTIDAD REQUERIDA ______________

MICROTURBINA DE GAS/ACEITE

CICLO: REGENERATI-VO SIMPLE RECUPERACIÓN DE CALOR TIPO: UNA FLECHA MULTI FLECHA

OPERACIÓN: CONTI- NUA

INTERMITENTE RELEVO TIPO: ______________________________ (8.1.1) MARCA:

______________________________________________________________________________________________

MODELO: ___________________________________

RANGO DE VELOCIDAD (8.1.7) MIN. _______ rpm MAX. ________ rpm POTENCIA (ISO) _________ Kw @ _______ rpm POTENCIA: MÍNIMA REQUERIDA EN SITIO: ___________ KW @ ________ rpm CAPACIDAD DE POTENCIA MÁX. (6.5)____________ kW

OPERACIÓN: CON ATENCIÓN SIN ATENCIÓN ENCABINADO REQUERIDO

EQUIPO ACCIONADO: MARCA Y MODELO ______________________________________ No. DE SERIE O CLAVE: ____________________ OPERACIÓN Ó SERVICIO: CONTINUO INTERMITENTE RELEVO POTENCIA AL FRENO: NORMAL (kW) _______ @ _______ rpm. NOMINAL (kW) _______ @ _______ rpm. MÁXIMA (kW) ______ @ ______ rpm.

DISEÑO BÁSICO DE LA MICROTURBINA

COMPORTAMIENTO CONDICIONES DE SITIO (8.1.4) INCLUYENDO TODAS LAS PERDIDAS NOMINAL NORMAL TEMP. TEMP. NIVEL DE INSTALACIÓN (m) _______________ASNM EN

SITIO EN

SITIO MÁXIMA PROM.

MÍNIMA PROM. INST. A LA INTEMPERIE INST. BAJO COBERTIZO

SITIO SITIO PRESION ATMOSFÉRICA (kPa Abs.) _____________ TEMP. BULBO SECO (°C) _______ _______ _______ _______ TEMPERATURA PROMEDIO MÍN./NORMAL/MÁX. (°C) HUMEDAD RELATIVA (%) _______ _______ _______ _______ _____________ / ____________ / ______________ PRESIÓN BAROMETRICA (kPa) _______ _______ _______ _______ HUMEDAD RELATIVA MÍN./NORMAL/MÁX. (%) POTENCIA A LA SALIDA (KW) _______ _______ _______ _______ _____________ / ____________ / _____________ CONSUMO ESPECIFICO, LHV, VELOCIDAD DEL VIENTO MÁX. PROMEDIO (Km./h)_________ (MJ/kW-hr) _______ _______ _______ _______ CLIMA TROPICAL, HUMEDO Y SALINO VEL. FLECHA DE SALIDA, (rpm) _______ _______ _______ _______ CLASIFICACIÓN ELÉCTRICA DEL ÁREA FLUJO DE AIRE (Kg./seg.) _______ _______ _______ _______ PELIGROSA NO PELIGROSA FLUJO DE GASES DE ESC. (Kg/seg) _______ _______ _______ _______ CLASE GRUPO DIV. TEMP. ENCENDIDO. (°C) _______ _______ _______ _______ AREA TURBINA DE GAS _____ ______ ____ TEMP. SALIDA GEN. GAS (°C) _______ _______ _______ _______ AREA ENCABINADO TG _____ ______ ____ TEMP. SALIDA DE T. POT. (°C) _______ _______ _______ _______ PANEL DE CONTROL _____ ______ ____ PUNTO DE GARANTÍA (6.31) _______ _______ _______ _______ EQUIPO ACCIONADO _____ ______ ____

NIVELES DE RUIDO (VER NORMA NOM-011-STPS-2001): OTROS: _____________ _____ ______ ____ APLICABLE A LA MÁQUINA _____ dB APLICABLE AL ENCABINADO _____ dB TROPICALIZACIÓN REQUERIDA

INTERVALOS DE MANTENIMIENTO AGENTES CORROSIVOS: _________________________________

INSP. DE PARTES CALIENTES ________ hrs OTRAS PARTES _________hrs CONDICIONES ESPECIALES: _________________________________

MANTTO. MAYOR (OVERHAUL) ________hrs NOTAS DE APLICACIÓN GENERAL DOCUMENTOS APLICABLES: 1. LA INFORMACIÓN DEBE SUMINISTRARSE POR:

P.2.0142.01 “SISTEMAS ALTERNOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA” Y DOCUMENTOS INDICADOS O COMPRADOR PROVEEDOR

MENCIONADOS EN ESTA NORMA DE REFERENCIA POR PROVEEDOR SI NO ES POR COMPRADOR 2. TODOS LOS DATOS SE REFIEREN A:

TP = TURBINA DE POTENCIA GG = GENERADOR DE GASES ASNM = ALTURA SOBRE EL NIVEL MEDIO DEL MAR





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H O J A D E D A T O S HOJA. 2 . DE . 15 . PROYECTO No.: REQUISICIÓN No.. PARTIDA No. REVISIÓN:. . ORDEN DE COMPRA No.: .HECHA POR. .APROBADO POR: .FECHA: . CARACTERÍSTICAS DE LOS COMPONENTES DE LA MICROTURBINA

DINÁMICA (8.2.6)

GENERADOR DE GAS: TURBINA DE POTENCIA:

VELOCIDADES: VELOCIDADES:

MÁXIMA CONT._____________rpm DISPARO: ______________rpm MÁXIMA CONT.________________rpm DISPARO: _______________rpm

VELOCIDADES CRITICAS LATERALES (AMORTIGUADAS) VELOCIDADES CRITICAS LATERALES (AMORTIGUADAS)

PRIMERA ______________ rpm MODO ____________________ PRIMERA ______________ rpm MODO ___________________

SEGUNDA ______________ rpm MODO ____________________ SEGUNDA ______________ rpm MODO ___________________

TERCERA ______________ rpm MODO ____________________ TERCERA ______________ rpm MODO ___________________

CUARTA ______________ rpm MODO ____________________ CUARTA ______________ rpm MODO ___________________

ANÁLISIS LATERAL DEL TREN REQUERIDO (8.2.6.2) ANÁLISIS LATERAL DEL TREN REQUERIDO (8.2.6.2)

MAPA DE RIGIDEZ NO AMORTIGUADO REQUERIDO MAPA DE RIGIDEZ NO AMORTIGUADO REQUERIDO

ANÁLISIS TORSIONAL DEL TREN REQUERIDO (8.2.6.3) ANÁLISIS TORSIONAL DEL TREN REQUERIDO (8.2.6.3)

VELOCIDADES CRÍTICAS TORSIONALES: VELOCIDADES CRÍTICAS TORSIONALES:

PRIMERA _____________ rpm TERCERA ______________ rpm PRIMERA _____________ rpm TERCERA ____________ rpm

SEGUNDA _____________ rpm CUARTA _______________ rpm SEGUNDA _____________ rpm CUARTA _____________ rpm

VIBRACIÓN: VIBRACIÓN:

NIVEL DE OPERACIÓN MÁX. PERMISIBLE _____________ μM P/P NIVEL DE OPERACIÓN MÁX. PERMISIBLE __________________ μM P/P

NIVEL DE OPERACIÓN NORMAL PERMISIBLE __________ μM P/P NIVEL DE OPERACIÓN NORMAL PERMISIBLE _______________ μM P/P

NIVEL DE PRUEBA MÁX. PERM. EN FLECHA ___________ μM P/P NIVELES DE PRUEBA MÁX. PERM. EN FLECHA ______________ μM P/P

NIVEL DE PRUEBA MÁX. PERM. EN CARCASA _________ mm/seg NIVELES DE PRUEBA MÁX. PERM. EN CARCASA ____________ mm/seg

ROTACION VISTO DESDE EXT. ACCIONADO CW CCW ROTACION VISTO DESDE EXT. ACCIONADO CW CCW

CARCASAS Y ELEMENTOS ROTATIVOS (8.2.1, 8.2.4) CÁMARA DE COMBUSTIÓN (8.2.2)

COMPRESOR DE AIRE: SENCILLA MULTIPLE CANTIDAD _______________

No. ETAPAS O PASOS _____ VEL. MÁX. EN LA PUNTA______ m/seg GAS LÍQUIDO COMBUSTIBLE DUAL

TIPO ____________________ RELACION DE PRESIÓN ___________ VARIACIÓN MÁXIMA DE TEMP. PERMISIBLE ___________________ °C

PARTICION DE LA CARCASA AXIAL RADIAL PLANO APLICABLE __________TOBERAS P/CÁMARA COMB. _______

ROTOR: SÓLIDO ENSAMBLADO PRESIÓN DE TRABAJO MÁX. PERMISIBLE ___________________MPa

PRESIÓN DE TRABAJO MÁXIMA PERMISIBLE _____________MPa TEMPERATURA MÁX. DE TRABAJO PERMISIBLE _______________ °C

TEMPERATURA MAXIMA DE TRABAJO PERMISIBLE__________°C INDICE DE WOBBE MÁX. PERM. ______ MÍN. _________

ALABES: FIJOS FIJOS Y VARIABLES NOTAS:

TURBINA GENERADORA DE GASES:

No. ETAPAS O PASOS_____ VEL. MÁX. EN LA PUNTA______ m/seg

PARTICION DE LA CARCASA AXIAL RADIAL

ROTOR: SÓLIDO ENSAMBLADO

PRESIÓN DE TRABAJO MÁX. PERMISIBLE _______________ MPa

TEMPERATURA MAX. DE TRABAJO PERMISIBLE____________°C

TURBINA DE POTENCIA:

No. ETAPAS O PASOS_____ VEL. MÁX. EN LA PUNTA______ m/seg

PARTICION DE LA CARCASA AXIAL RADIAL

ROTOR: SOLIDO ENSAMBLADO

PRESIÓN DE TRABAJO MÁX. PERMISIBLE _______________ MPa

TEMPERATURA MAX. DE TRABAJO PERMISIBLE____________°C





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H O J A D E D A T O S HOJA. 3 . DE . 15 .

PROYECTO No.: REQUISICIÓN No.. PARTIDA No. REVISIÓN:. . ORDEN DE COMPRA No.: .HECHA POR. .APROBADO POR: .FECHA: .

CARACTERISTICAS DE LOS COMPONENTES DE LA MICROTURBINA, CONTINUACION...

COJINETES Y PORTA COJINETES (8.2.7)

GENERADOR DE GASES

RADIAL (Notas 1 y 2) ENTRADA SALIDA DE EMPUJE (Nota 3) ACTIVO INACTIVO

TIPO DE COJINETE TIPO DE COJINETE

MARCA MARCA

MODELO MODELO

LONGITUD (mm) CARGA UNIT. (ULTIMA),(kPa)

φ FLECHA (mm) CARGA UNIT. (DIS. EN SIT),(kPa)

CARGA UNIT. ACT/PERM,(kPa) / / CARGA UNIT. (POT. MÁX.),(kPa)

MATERIAL BASE No. DE ZAPATAS / ÁREA (cm2) / /

ESPESOR DE BABBITT (mm) MATERIAL BASE

No. DE ZAPATAS ESPESOR DEL BABBIT (mm)

CARGA ENTRE/EN ZAPATAS PIVOTE: CETRADO/DESCENT. %

PIVOTE:CENT. / DESCENT.% VIDA UTIL

COJINETE AMORTIGUADO CLASE AFBMA

VIDA UTIL (HORAS) MATERIAL DEL COJINETE

CLASE AFBMA LUBRICACIÓN INUNDADA DIRECTA

MATERIAL DEL COJINETE COLLARÍN DE EMPUJE INTEGRAL REMPLAZABLE

LUBRICACION INUNDADA DIRECTA

TURBINA DE POTENCIA

RADIAL (Notas 1 y 2) ENTRADA SALIDA DE EMPUJE ACTIVO INACTIVO

TIPO DE COJINETE TIPO DE COJINETE

MARCA MARCA

MODELO MODELO

LONGITUD (mm) CARGA UNIT. (ULTIMA),(kPa)

φ FLECHA (mm) CARGA UNIT. (DIS. EN SIT),(kPa)

CARGA UNIT. ACT/PERM,(kPa) / / CARGA UNIT. (POT. MÁX.),(kPa)

MATERIAL BASE No. DE ZAPATAS / ÁREA (cm2) / /

ESPESOR DE BABBITT (mm) MATERIAL BASE

No. DE ZAPATAS ESPESOR DEL BABBIT (mm)

CARGA ENTRE/EN ZAPATAS PIVOTE: CETRADO/DESCENT. %

PIVOTE:CENT. / DESCENT.% VIDA UTIL

COJINETE AMORTIGUADO CLASE AFBMA

VIDA UTIL (HORAS) MATERIAL DEL COJINETE

CLASE AFBMA LUBRICACIÓN INUNDADA DIRECTA

MATERIAL DEL COJINETE COLLARÍN DE EMPUJE INTEGRAL REMPLAZABLE

LUBRICACION INUNDADA DIRECTA

NOTAS:

(1) PARA TURBINAS CON MÁS DE 1 FLECHA, LLENE TODAS LAS PARTES APLICABLES PARA CADA UNA DE LAS FLECHAS.

(2) PARA FLECHAS CON TRES COJINETES, USE HOJAS SEPARADAS PARA CADA COJINETE EXTRA.

(3) PARA ELEMENTOS RODANTES EN COJINETES, MODIFIQUE LAS ENTRADAS COMO SE REQUIERA.





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MATERIALES DE FABRICACIÓN (8.2.9)

TURBINA DEL GENERADOR DE GASES TURBINA DE POTENCIA

PASOS TOBERAS ALABES RUEDAS O DISCOS PASOS TOBERAS ALABES RUEDAS O DISCOS

1 1

2 2

3 3

4 4

5 5

6 6

CARCASA: ____________________ FLECHA: _____________________ CARCASA: __________________ FLECHA: ___________________

RECUBRIMIENTO ALABES/TOBERAS/DISCOS: RECUBRIMIENTO ALABES/TOBERAS/DISCOS:

_______________ / _______________ / _______________ _______________ / _______________ / _______________

COMPRESOR DE AIRE: CÁMARA DE COMBUSTIÓN:

ALABES/TOBERAS: _____________________/_____________________ CARCASA/DISTRIBUIDOR: _______________/__________________

FLECHA/CARCASA: _____________________/_____________________ TUBOS/BOQUILLAS: ________________/______________________

RECUBRIMIENTO ALABES/TOBERAS: _____________ / ____________ INYECTORES: ____________________________________________

SISTEMAS Y COMPONENTES AUXILIARES (8.3)

SISTEMA DE ADMISIÓN DE AIRE (8.3.1)

FILTROS DE AIRE: MALLA CONTRA INSECTOS

TIPO: AUTO-LIMPIABLES O ESTÁNDAR TAMAÑO DE MALLA __________________________________ mm2

FILTRO ELIMINADOR DE HUMEDAD BARRERA CONTRA ENTRADA DE LLUVIA

EFICIENCIA _____% TAMAÑO MÁX. DE GOTAS ___________μM ESCALERAS Y PASILLOS REQUERIDOS

MATERIAL _______________________________________________ ENTRADA DE AIRE VERTICAL (POR DEBAJO)

FILTRO MEDIO VELOCIDAD DE DISEÑO DE DUCTOS _________________ m/seg

TIPO _______________________ CANTIDAD ________________ MATERIAL DE DUCTOS _______________________________

EFICIENCIA _______% TAMAÑO MÁX. DE SÓLIDOS _________μM ESPESOR DE LA PLACA DE DUCTOS ____________________ mm

MATERIAL ______________________________________________ MARCA JUNTA DE EXPANSIÓN ____________ TIPO ____________

FILTRO DE ALTA EFICIENCIA MATERIAL DEL SILENCIADOR ______________________________

TIPO _______________________ CANTIDAD _______________ MARCA DEL SILENCIADOR _______________ TIPO ___________

EFICIENCIA _______% TAMAÑO MÁX. DE SÓLIDOS _______μM MAT. DE OTRAS PARTES METÁLICAS _______________________

MATERIAL ______________________________________________ INDICADOR DE PRESIÓN DIFERENCIAL.

OTROS__________________________________________ INDICADOR DE HUMEDAD

FLUJO (Q) NORMAL DE AIRE ___________________________m3/hr ENFRIAMIENTO DEL AIRE DE ENTRADA.

ΔP EN FILTROS NORMAL/@ 110% DE Q ________ / ________ mmH2O TIPO ____________________ MARCA ____________________

ΔP DEL SISTEMA NORMAL/@ 110% DE Q ________ / ________ mmH2O CARGA TÉRMICA MÍN./NORMAL/MÁX._____/______/______ MJ/h

VELOCIDAD DEL VIENTO PARA DISEÑO __________________ km/hr TIPO DE REFRIGERANTE: _______________________________

INTERVALO DE MANTENIMIENTO _______________________ MESES TIPO DE CAMBIADOR DE CALOR _________________________

LOCALIZACION: A NIVEL DE PISO SOBRE ESTRUCTURA FLUJO DE AIRE: MAX./NORMAL/MÍN. _____/_____/_____m3/hr

ΔP MÁX./MÍN. DE COLAPSO ________________/_______________ kPa INCREMENTO DE POTENCIA EN LA FLECHA _______________ kW

FLUJO MÁXIMO DE AIRE _______________________________ m3/seg

NOTAS





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SISTEMAS Y COMPONENTES AUXILIARES (8.3)

SISTEMA DE ARRANQUE (8.3.2) SISTEMA DE LUBRICACIÓN DE ACEITE (8.3.3)

ARRANCADOR SOLAMENTE ARRANCADOR Y AUXILIARES VER HOJA DE DATOS API 614, ÚLTIMA EDICIÓN.

TIPO: MOTOR C.A. MOTOR C.D. TIPO DE ACEITE: MINERAL SINTETICO

NEUMÁTICO MÁQ. COMB. INT. HIDRÁULICO GRADO (ISO) Y VISCOSIDAD DEL ACEITE ___________________

EXPANSOR DE GAS ARRANCADOR EMBRAGADO COMUN A: G. DE GASES/TURBINA DE UNA FLECHA

POT. ARRANCADOR _______ kW POT. AUXILIARES______ kW TURBINA DE POT. LIBRE ENGRANAJE DE CARGA

POTENCIA MÁXIMA REQUERIDA_______________________ kW EQUIPO ACCIONADO AUXILIARES

MECANISMO DE GIRO DE LA FLECHA SIST. LUBRICACION/SELLADO COMBINADO SEPARADO

MOTOR ELÉCTRICO: SISTEMA DISEÑADO PARA ACEITE SINTETICO

TIPO _____________________ MARCA __________________ NORMA DEL ACEITE: ______________________

MODELO ___________________ POTENCIA ___________ kW VISCOSIDAD: MÍN. ____________ cP MÁX. ___________ cP

VOLTS/FASES/HERTZ ________ / ________ / __________ COMUN A: GEN. DE GAS TURBINA DE POTENCIA

CLASE NEMA __________ VELOCIDAD ____________ rpm ENGRANE DE CARGA EQUIPO ACCIONADO

FACTOR DE SERVICIO ______ ENVOLVENTE TIPO: ____________ AUXILIARES

AREA DE INST. CLASE___-DIV.__ VARIADOR DE FRECUENCIA. FLUJO PRESIÓN CARGA

EXPANSOR DE GAS. MOTOR NEUMATICO REQUERIMIENTOS DE ACEITE:

(L/min) (kPa) TÉRMICA

(MJ/h)

NORMA APLICABLE ___________________________________ GENERADOR DE GASES _________ ________ _________

MARCA _____________________ MODELO _____________________ EQUIPO ACCIONADO ________ ________ _________

POTENCIA ________________ kW. FLUJO MÁX DE GAS ________ kg./h ENGRANAJE DE CARGA _________ ________ _________

FLUJO TOTAL / POR INTENTO DE ARRANQUE: _________ / _________ Kg. ACOPLAMIENTO _________ ________ _________

MATERIALES DE ACUERDO CON NACE TURBINA DE POTENCIA _________ ________ _________

GAS PARA TURBINA DE EXPANSIÓN. VER COMPOSICIÓN EN HOJA 5 DE 13 TOTAL _________ ________ _________

CONDICIONES DEL GAS DE ARRANQUE. FLUJO TOTAL DE ACEITE

MÍNIMA MÁXIMA NORMAL MÍN./NORMAL/MÁX. ______/_______/_______ L/min @ _____ °C

FLUJO A LA ENTRADA (N m3/min) _______ _______ ________ PRESIÓN DEL ACEITE

PRESIÓN DE ENTRADA (kPa) _______ _______ ________ MÍN./NORMAL/MÁX. ______/_______/_______ kPa @ ______ °C

PRESIÓN DE SALIDA (kPa) _______ _______ ________ CAPACIDAD DEL DEPÓSITO DE ACEITE

TEMPERATURA DE ENTRADA (°C) _______ _______ ________ MÍNIMA/NORMAL/MÁXIMA _______ / ________ / _______ Litros

ΔT SOBRE PUNTO DE ROCIO (°C) _______ _______ ________ MONTAJE Y ARREGLO

CONTROL DE VELOCIDAD: CONSOLA COLUMNA PATÍN

REGULADOR DE PRESIÓN GOBERNADOR BOMBAS DE LUBRICACIÓN.

SI NO PRINCIPAL:

SUMINISTRO DE VALV. CTROL. A LA ENTRADA ________ ________ TIPO ______________________ MARCA ________________

TUBERIA Y CONEXIONES EN INOXIDABLE ________ ________ MOTOR TIPO _______________ MARCA ________________

FILTRO-Y CON BRIDA DE DESCONEXIÓN ________ ________ AUXILIAR:

CAPACIDAD DE BAJA VELOCIDAD ( PARA LAVA- TIPO ____________________ MARCA ________________

DO DEL COMPRESOR) ________ ________ MOTOR TIPO ______________ MARCA ________________

VÁLVULA DE ALIVIO CON PUNTO DE AJUSTE DE PRESIÓN @ _______ (kPa) DE EMERGENCIA:

MOTOR DE COMBUSTIÓN INTERNA TIPO _____________________ MARCA ________________

NORMA APLICABLE ____________________________ MOTOR TIPO ______________ MARCA ________________

MARCA _____________________ MODELO ________________ NOTAS:

VELOCIDAD ____________ rpm POTENCIA _____________ kW

NOTAS:





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H O J A D E D A T O S HOJA. 6 . DE . 15 . PROYECTO No.: REQUISICIÓN No.. PARTIDA No. REVISIÓN:. . ORDEN DE COMPRA No.: .HECHA POR. .APROBADO POR: .FECHA: . SISTEMAS Y COMPONENTES AUXILIARES, CONTINUACIÓN...

SISTEMA DE COMBUSTIBLE (8.3.4)

TIPO DE COMBUSTIBLE: GAS LÍQUIDO DUAL

REQ. DEL SISTEMA DUAL: DUAL (GAS/GAS) DUAL ( GAS/LÍQUIDO ) DUAL (LÍQUIDO/LÍQUIDO)

SISTEMA COMPLETO PARA RECIBIR EL COMBUSTIBLE TIEMPO MÁX. PERMISIBLE PARA TRANSFERENCIA _______SEG.

COMBUSTIBLE GASEOSO COMBUSTIBLE LÍQUIDO

ANÁLISIS – MOL % GRADO DEL COMBUSTIBLE

COMPOSICIÓN MW NORMAL ALT. 1 ALT. 2 ASTM D1655 ASTM 0GT 1GT

AIRE 29 _______ _________ _______ JET A A1 B D2880 2GT 3GT 4GT

OXIGENO 32 _______ _________ _______ OTRO: . VER ANALISIS ABAJO

NITRÓGENO 38 _______ _________ _______ REQUIERE TRATAMIENTO EL COMBUSTIBLE. SI NO

VAPOR DE AGUA 18 _______ _________ _______ SISTEMA DE TRATAM. POR: PROVEEDOR OTRO____

MONÓXIDO DE CARBONO 28 _______ _________ _______ CALENTADOR REQUERIDO (5.8.1.4.4) SI NO

DÍOXIDO DE CARBONO 44 _______ _________ _______ EQUIPO DE TRANSFERENCIA REQUERIDO SI NO

HIDRÓGENO 2 _______ _________ _______ PRES. REQ. DEL COMB. MÁX/MIN(kPa) _________/_________

METANO 16 _______ _________ _______ ANALISIS DEL COMBUSTIBLE ASTM VALOR

ETILENO 26 _______ _________ _______ PROPIEDADES MÉTODO MEDIDO

ETANO 30 _______ _________ _______ VISCOSIDAD (SSU) 38 °C D-445 ___________

PROPILENO 42 _______ _________ _______ DATOS DE DESTILACIÓN D-86 ___________

PROPANO 44 _______ _________ _______ 50% RECUPERACIÓN °C MÁXIMO ___________

I SO– BUTANO 58 _______ _________ _______ PUNTO FINAL °C MÁXIMO ___________

N – BUTANO 58 _______ _________ _______ CONT. SULFURO % PESO MÁXIMO

I SO– PENTANO 72 _______ _________ _______ MÉTODO DE BOMBA D-129 ___________

N – PENTANO 72 _______ _________ _______ MÉTODO DE LAMPARA D-1266 ___________

MÁS HEXANO _______ _________ _______ MÉTODO DE ALTA TEMP. D.1552 ___________

TOTAL: _______ _________ _______ RESIDUOS DE CARBÓN SOBRE 10%

PESO MOLECULAR _______ _________ _______ EN FONDOS %PESO. MÁX. ___________

DENSIDAD _______ _________ _______ CONRADSON D-189 ___________

INDICE DE WOBBE _______ _________ _______ RAMSBOTTOM D-524 ___________

AGENTES CORROSIVOS PPM _______ _________ _______ LAMINA CORR. PLACA DE COBRE

CONTAMINANTES PPM _______ _________ _______ 3 HRS A 100 °C MÁXIMO D-130 ___________

LHV MJ/m3/hr _______ _________ _______ CONTENIDO AROMATICO D-1319 ___________

PRESION COMB. MÍN/MÁX(kPa) ____/___ ___/___ ___/____ CONTENIDO DE CENIZA D-482 ___________

TEMP. MÍN./MÁX.(°C) ____/___ ___/___ ___/____ GRAVEDAD ESPECIFICA, 15 °C D-1298 ___________

FLUJO REQ. MÍN./MÁX.(m3/min) (1) _______ _______ _______ PUNTO DE INFLAMACIÓN °C D-56 ___________

TEMP. REQ.(°C) (1) ____/___ ___/___ ___/____ PUNTO DE CONGELACIÓN °C D-97 ___________

PRESIÓN REQ. MÍN./MÁX. (kPag) (1) ____/___ ___/___ ___/____ AGUA D-95 ___________

RANGO DE CAMBIO DE LHV ____________________________________ SUCIEDAD FILTRABLE Mg/100ML D-2276 ___________

TUBERÍA DEL SISTEMA DE COMBUSTIBLE: CONT. MET. (ABS. ATOMICA PREFER.) D-3605 ___________

BY PASS Y VÁLVULA DE VENTEO VÁLVULA DE CONTROL SODIO_________ POTASIO ______ VANADIO ___________

VÁLVULAS DE BLOQUEO PARA AISLAMIENTO CALCIO ________ PLOMO ________ OTROS ___________

FILTROS P/FLUJO CONTINUO MATERIALES ACUERDO CON NACE LHV. (MJ/kg) D-2382 ____________

DISEÑO ANSI PARA BRIDAS Y BOQUILLAS NOTAS:

NOTAS: (1) A LA ENTRADA DEL SISTEMA DE LA TURBINA DE GAS.

NRF-224-PEMEX-2009 SIST. AUTÓNOMOS DE GENERACION ELECTRICA PARA PLATAFORMAS MARINAS

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