Nrf 048-pemex-2007

Número de documento: NRF-048-PEMEX-2007

SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DEPEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

05 de Diciembre de 2007

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COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOSY ORGANISMOS SUBSIDIARIOS

DISEÑO DE INSTALACIONES ELÉCTRICAS Esta norma cancela y sustituye a la NRF-048-PEMEX-2003, del 22 de Julio de 2003

Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y

Organismos Subsidiarios

DISEÑO DE INSTALACIONES

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CONTENIDO

CAPÍTULO PÁGINA 0. INTRODUCCIÓN .................................................................................................................................. 10 1. OBJETIVO ............................................................................................................................................ 10 2. ALCANCE............................................................................................................................................. 11 3. CAMPO DE APLICACIÓN ................................................................................................................... 11 4. ACTUALIZACIÓN ................................................................................................................................ 11 5. REFERENCIAS .................................................................................................................................... 11 6. DEFINICIONES .................................................................................................................................... 14 7. SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS.......................................................................................................... 16 8. DESARROLLO ..................................................................................................................................... 19

8.1 Generalidades ............................................................................................................................ 19

8.1.1 Documentos de diseño .................................................................................................. 19 8.1.2 Planos de diseño eléctrico............................................................................................. 20 8.1.3 Información que deben contener los planos de diseño eléctrico .................................. 21 8.1.3.1 Planos de diagramas unifilares...................................................................................... 21 8.1.3.2 Planos de cédulas de conductores y canalizaciones .................................................... 22 8.1.3.3 Planos de arreglo de equipo eléctrico ........................................................................... 22 8.1.3.4 Planos de distribución de fuerza.................................................................................... 23 8.1.3.5 Planos de clasificación de áreas ................................................................................... 23 8.1.3.6 Planos de alumbrado y receptáculos............................................................................. 24 8.1.3.7 Planos de sistema de tierras y pararrayos .................................................................... 24 8.1.3.8 Planos de diagramas elementales y de interconexión .................................................. 24 8.1.3.9 Detalles típicos y específicos......................................................................................... 24 8.1.4 Planos actualizados de acuerdo a lo construido (As – Built) ........................................ 25 8.1.5 Memorias de cálculo...................................................................................................... 25




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CAPÍTULO PÁGINA 8.1.6 Validación del diseño..................................................................................................... 25 8.1.7 Verificación del cumplimiento con la NOM-001-SEDE.................................................. 26

8.2 Sistemas de Distribución ............................................................................................................ 26 8.2.1 Generalidades................................................................................................................ 26 8.2.2 Características del sistema secundario selectivo.......................................................... 27

8.3 Generación ................................................................................................................................. 28 8.3.1 Generalidades................................................................................................................ 28 8.3.2 Ubicación ....................................................................................................................... 29 8.3.3 Selección ....................................................................................................................... 29 8.3.4 Protección ...................................................................................................................... 30 8.3.5 Instrumentación ............................................................................................................. 30

8.4 Distribución Eléctrica .................................................................................................................. 31 8.4.1 Distribución eléctrica por líneas aéreas......................................................................... 31 8.4.1.1 Estructuras para líneas aéreas...................................................................................... 32 8,4.1.2 Conductores aéreos....................................................................................................... 32 8.4.1.3 Equipo eléctrico conectado a las líneas aéreas ............................................................ 33 8.4.2 Distribución eléctrica aérea por tubería conduit ............................................................ 34 8.4.2.1 Distribución eléctrica en plataformas marinas............................................................... 36 8.4.3 Distribución eléctrica aérea por medio de soportes tipo charola para conductores...... 36 8.4.3.1 Soportes tipo charola para conductores metálicos de aluminio o de acero galvanizado. 37 8.4.3.2 Soportes tipo charola, para conductores de fibra de vidrio reforzada........................... 37 8.4.3.3 Soportes tipo charola para conductores de policloruro de vinilo (PVC) ........................ 38 8.4.4 Distribución eléctrica subterránea ................................................................................. 38 8.4.4.1 Tubería conduit en banco de ductos subterráneos ....................................................... 38 8.4.4.2 Banco de ductos subterráneos ...................................................................................... 39




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CAPÍTULO PÁGINA 8.4.4.3 Registros eléctricos subterráneos ................................................................................. 40 8.4.5 Conductores en instalaciones eléctricas ....................................................................... 41 8.4.5.1 Generalidades................................................................................................................ 41 8.4.5.2 Instalación Subterránea................................................................................................. 42 8.4.5.3 Tipos de Cables ............................................................................................................. 43 8.4.5.4 Instalación de cables ..................................................................................................... 45 8.4.5.5 Pruebas en campo a cables de energía........................................................................ 45 8.4.6 Distribución eléctrica submarina.................................................................................... 47 8.4.6.1 Trayectoria ..................................................................................................................... 47 8.4.6.2 Empalmes ...................................................................................................................... 47 8.4.6.3 Protección ...................................................................................................................... 47 8.4.6.4 Cruzamientos submarinos ............................................................................................. 48

8.5 Acometidas ................................................................................................................................. 48 8.6 Subestaciones ............................................................................................................................ 49

8.6.1 Generalidades................................................................................................................ 49 8.6.2 Ubicación ....................................................................................................................... 50 8.6.3 Banco de capacitores .................................................................................................... 50 8.6.4 Subestaciones de enlace con PEMEX .......................................................................... 51 8.6.5 Subestaciones industriales tipo PEMEX........................................................................ 52 8.6.6 Protecciones .................................................................................................................. 52

8.7 Subestaciones industriales tipo Pemex con cuarto de control eléctrico, cuarto de baterías, cobertizo para transformadores y cuarto para equipos de aire acondicionado y/o presurización .............................................................................................................................. 52 8.7.1 Generalidades................................................................................................................ 52 8.7.2 Cuarto de control eléctrico en dos niveles..................................................................... 54




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8.8 Transformadores ........................................................................................................................ 55 8.8.1 Generalidades................................................................................................................ 55 8.8.2 Protección de transformadores...................................................................................... 57 8.8.3 Transformadores en aceite o líquido aislante................................................................ 57 8.8.4 Características de transformadores en aceite o líquido aislante................................... 58 8.8.5 Pruebas en fábrica a transformadores en aceite o líquido aislante .............................. 59 8.8.6 Transformadores tipo seco en barniz impregnado ........................................................ 60 8.8.7 Transformadores tipo seco en resina epoxy ................................................................. 60 8.8.8 Pruebas a transformadores tipo seco en resina epoxy ................................................. 61

8.9 Tableros...................................................................................................................................... 61 8.9.1 Tableros de media tensión en 13,8 y 4,16 kV ............................................................... 61 8.9.2 Centro de control de motores para media tensión en 4,16 kV ...................................... 65 8.9.3 Centro de control de motores en baja tensión 480 V .................................................... 65 8.9.4 Alimentación a cargas eléctricas en baja tensión, 220/127 V ....................................... 68 8.9.5 Centro de control de motores en baja tensión, 220 V ................................................... 69 8.9.6 Tableros de distribución autosoportados de baja tensión, 220/127 V........................... 69 8.9.7 Tableros de alumbrado y contactos para 220/127 V..................................................... 70

8.10 Motores....................................................................................................................................... 71 8.10.1 Generalidades................................................................................................................ 71 8.10.2 Motores de inducción..................................................................................................... 73 8.10.3 Motores Síncronos......................................................................................................... 73 8.10.4 Inspección, pruebas y embarque................................................................................... 73 8.10.5 Estación local de control (Estación de botones al pie del motor).................................. 73

8.11 Sistemas de puesta a tierra y pararrayos................................................................................... 74




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CAPÍTULO PÁGINA 8.11.1 Sistema de puesta a tierra............................................................................................. 74 8.11.2 Sistema de pararrayos (Sistema de Protec. contra descargas atmosféricas) .............. 76

8.12 Sistemas de Alumbrado.............................................................................................................. 77 8.12.1 Generalidades ............................................................................................................. 77 8.12.1.1 Alumbrado general ...................................................................................................... 78 8.12.1.2 Alumbrado general localizado..................................................................................... 78 8.12.1.3 Alumbrado localizado.................................................................................................. 78 8.12.1.4 Alumbrado de exteriores ............................................................................................. 78 8.12.1.5 Plataformas marinas ................................................................................................... 78 8.12.1.6 Helipuertos en instalaciones terrestres ....................................................................... 78 8.12.2 Cálculo de alumbrado ................................................................................................. 78 8.12.2.1 Alumbrado en interiores .............................................................................................. 78 8.12.2.2 Alumbrado en exteriores ............................................................................................. 79 8.12.3 Niveles de iluminación................................................................................................. 79 8.12.4 Características del sistema de alumbrado.................................................................. 82 8.12.5 Receptáculos............................................................................................................... 84 8.12.5.1 Receptáculos para equipos portátiles dentro de las áreas de proceso ...................... 84 8.12.5.2 Receptáculos para soldadoras dentro de las áreas de proceso................................. 84 8.12.5.3 Receptáculos para el interior de edificios ................................................................... 84

8.13 Sistemas de Emergencia............................................................................................................ 85 8.13.1 Fuentes de alimentación de emergencia....................................................................... 85 8.13.1.1 Sistema de baterías .................................................................................................... 85 8.13.1.2 Grupo generador ......................................................................................................... 85 8.13.1.3 Fuente de energía ininterrumpible .............................................................................. 85




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CAPÍTULO PÁGINA 8.13.1.4 Acometida separada ................................................................................................... 85 8.13.1.5 Equipo unitario de alumbrado ..................................................................................... 86 8.13.2 Características del grupo generador (Plantas de emergencia) .................................. 86 8.13.2.1 Generalidades ............................................................................................................. 86 8.13.2.2 Características generales del grupo generador.......................................................... 86 8.13.2.3 Características de los componentes principales del grupo generador ....................... 87 8.13.2.4 Características específicas de los componentes principales del Grupo Generador .. 89 8.13.3 Características de los sistemas de energía ininterrumpible ....................................... 89

8.14 Alambrado a Equipos (cargas eléctricas)................................................................................... 90

8.15 Estudios de corto circuito, coordinación de protecciones, flujos de potencia y estabilidad del sistema eléctrico ......................................................................................................................... 91 8.15.1 Estudios de corto circuito y coordinación de protecciones............................................ 91 8.15.2 Estudios de flujos de potencia ....................................................................................... 92 8.15.3 Estudios de estabilidad del sistema eléctrico ................................................................ 94

8.16 Reactores limitadores de corriente............................................................................................. 95

9. RESPONSABILIDADES..................................................................................................................... 96

9.1 Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios ........................................................................ 96 9.2 Subcomité Técnico de Normalización de Pemex Exploración y Producción ............................. 96 9.3 Fabricantes, proveedores y prestadores de servicio.................................................................. 96

10. CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES .................................... 96 11. BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................................................... 96 12. ANEXOS ...............................................................................................................................................102

Anexo “A” Espaciamiento entre tuberías conduit aéreas ...............................................................102 Anexo “B” Espaciamiento entre tuberías conduit subterráneas .....................................................102 Anexo “C” Sistema de transferencia automática en tableros .........................................................103




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CAPÍTULO PÁGINA Anexo “D” Pruebas en campo.........................................................................................................104 Anexo “E” Definición de las opciones de diseño permitidas en esta M-1 NRF-048-PEMEX-2006

para las instalaciones eléctricas del proyecto ...............................................................108 Formatos Formato 1 Prueba a cables de alimentación y control de motor de 480V ......................................122 Formato 2 Prueba a cables de alimentación y control de motor de 4,16 kV (2 hojas) ...................123 Formato 3 Prueba a cables de alimentación y control de motor de 13,8 kV (2 hojas) ...................125 Formato 4 Prueba a cables de baja tensión ...................................................................................127 Formato 5 Prueba a cables de media tensión 4,16 kV ...................................................................128 Formato 6 Prueba a cables de media tensión 13,8 kV ...................................................................129 Formato 7 Prueba a cables de alta tensión 115 kV ........................................................................130 Formato 8 Prueba de resistencia de aislamiento a motor ..............................................................131 Formato 9 Prueba de resistencia de aislamiento a tablero.............................................................132 Formato 10 Prueba a tableros de media tensión 5 kV.....................................................................133 Formato 11 Prueba a tableros de media tensión 15 kV...................................................................134 Formato 12 Prueba a interruptores electromagnéticos.....................................................................135 Formato 13 Prueba a interruptores y contactores en media tensión. (3 hojas)................................136 Formato 14 Prueba a transformadores, resistencia de aislamiento, relación de transformación y

rigidez dieléctrica del aceite...........................................................................................139 Formato 15 Prueba de resistencia ohmica a devanados de transformador .....................................140 Formato 16 Prueba de factor de potencia a devanados y prueba a líquidos aislantes de

transformadores.............................................................................................................141




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0. INTRODUCCIÓN La distribución de la energía eléctrica en las instalaciones de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios se lleva a cabo cumpliendo especificaciones particulares debido a la naturaleza de los productos que maneja en sus plantas de proceso (hidrocarburos y sus derivados) y a las condiciones ambientales de la ubicación de sus diferentes instalaciones tanto industriales como de oficinas, talleres, hospitales, entre otras. En este contexto, las instalaciones eléctricas ocupan un papel de suma importancia siendo el eslabón entre las plantas generadoras o subestaciones alimentadoras y los centros de consumo proporcionando a los equipos la energía necesaria para su funcionamiento Por lo anterior y con la finalidad de cumplir con las especificaciones requeridas para el diseño eléctrico y para garantizar la calidad de los equipos y materiales de las instalaciones así como también con la facultad que le otorga la Ley Federal sobre Metrología y Normalización (LFSMN), Petróleos Mexicanos expide la presente norma de referencia que conjunta las experiencias adquiridas por la empresa en el desarrollo de obras recientes con los avances tecnológicos actuales. Este documento normativo se realizo en atención y cumplimiento a:

Ley Federal sobre Metrología y Normalización y su Reglamento. Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas y su Reglamento. Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público y su Reglamento. Ley General de Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente y su Reglamento. Guía para la Emisión de Normas de Referencia de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

En esta norma participaron:

PEMEX-Exploración y Producción. Pemex Refinación. Pemex Gas y Petroquímica Básica. Pemex Petroquímica. Pemex Corporativo. Petróleos Mexicanos.

Participantes externos:

Cámara Nacional de Manufacturas Eléctricas. Colegio de Ingenieros Mecánicos y Electricistas. Instituto Mexicano del Petróleo. Recubrimientos Plásticos del Sureste, S.A de C.V. Schneider Electric México, S.A de C.V. Cablofil México, S.A de C.V.

1. OBJETIVO Establecer los requisitos técnicos y documentales para la contratación del servicio de diseño de instalaciones eléctricas en Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios que debe cumplir el contratista.




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2. ALCANCE Esta Norma de Referencia (NRF) establece los lineamientos, criterios y requisitos para el diseño de instalaciones eléctricas en plantas industriales, oficinas, hospitales, almacenes, talleres y demás obras de la institución ya sea nuevas, ampliaciones o remodelaciones. Esta norma cancela y sustituye a la NRF-048-PEMEX-2003, de fecha 22 de Julio de 2003. 3. CAMPO DE APLICACIÓN Esta Norma de Referencia (NRF) es de aplicación general y de observancia obligatoria en la adquisición del servicio de diseño de instalaciones eléctricas, que lleven a cabo los centros de trabajo de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Por lo que debe ser incluida en los procedimientos de contratación: licitación publica, invitación a cuando menos tres personas, o adjudicación directa, como parte de los requisitos que deben cumplir el proveedor, contratista o licitante. 4. ACTUALIZACIÓN Esta norma se debe revisar y en su caso modificar al menos cada 5 años o antes si las sugerencias y recomendaciones de cambio lo ameritan. Las sugerencias para la revisión y actualización de esta norma, deben enviarse al Secretario del Subcomité Técnico de Normalización de 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-A0, Rev. 1 del 30 de septiembre de 2004 y dirigirse a: PEMEX-Exploración y Producción. Subdirección de Distribución y Comercialización. Coordinación de Normalización. Bahía de Ballenas 5, Edificio “D”, PB., entrada por Bahía del Espíritu Santo s/n. Col. Verónica Anzures, México D. F., C. P. 11 300 Teléfono directo: 1944-9286 Conmutador: 1944-2500 extensión 380-80, Fax: 3-26-54 Correo Electrónico: [email protected] 5. REFERENCIAS La aplicación de esta NRF se complementa con las siguientes normas vigentes.




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(La edición aplicable a un proyecto, es la edición vigente hasta el sexto día natural previo al acto de presentación y apertura de proposiciones de la licitación, a menos que específicamente se indique otra edición (de acuerdo a LOPSRM Art. 33). 5.1 NOM-001-SEDE - Instalaciones eléctricas. (Utilización). 5.2 NOM-002-SEDE - Requisitos de seguridad y eficiencia energética para transformadores de distribución. 5.3 NOM-002-STPS - Condiciones de seguridad prevención protección y combate de incendios en los centros de trabajo. 5.4 NOM-008-SCFI - Sistema General de Unidades de Medida 5.5 NOM-025-STPS - Condiciones de iluminación que deben tener los centros de trabajo. 5.6 NOM-113-SEMARNAT - Que establece las especificaciones de protección ambiental para la planeación, diseño, construcción, operación y mantenimiento de subestaciones eléctricas de potencia o de distribución que se pretendan ubicar en áreas urbanas, suburbanas, rurales, agropecuarias, industriales, de equipamiento urbano o de servicios y turísticas. 5.7 NOM-114-SEMARNAT - Que establece las especificaciones de protección ambiental para la planeación, diseño, construcción, operación y mantenimiento de líneas de transmisión y de subtransmisión eléctrica que se pretendan ubicar en áreas urbanas, suburbanas, rurales, agropecuarias, industriales, de equipamiento urbano o de servicios y turísticas. 5.8 NMX-J-098-ANCE - Sistemas Eléctricos de Potencia – Suministro - Tensiones Eléctricas Normalizadas 5.9 NMX-J-116-ANCE - Productos eléctricos – Transformadores de distribución tipo poste y tipo subestación – Especificaciones 5.10 NMX-J-118/1-ANCE - Productos eléctricos – Tableros de alumbrado y distribución en baja tensión – especificaciones y métodos de prueba 5.11 NMX-J-118/2-ANCE - Productos eléctricos – Tableros de Distribución de Fuerza en baja tensión – especificaciones y métodos de prueba. 5.12 NMX-J-123-ANCE - Transformadores, aceites minerales aislantes para transformador 5.13 NMX-J-149/2-ANCE - Productos eléctricos-fusibles, parte 2, cortacircuitos fusible de expulsión para alta tensión-Especificaciones. 5.14 NMX-J-203-ANCE - Capacitores de potencia en conexión paralelo-especificaciones y métodos de prueba 5.15 NMX-J-235/1-ANCE - Envolventes – Envolventes (Gabinetes), Para uso en equipo eléctrico – parte 1, Requerimientos generales – especificaciones y métodos de prueba. 5.16 NMX-J-235/2-ANCE - Envolventes – Envolventes (Gabinetes), Para uso en equipo eléctrico – parte 2, Requerimientos – específicos y métodos de prueba.




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5.17 NMX-J-266-ANCE - Productos Eléctricos – Interruptores – Interruptores automáticos en Caja Moldeada – Especificaciones y Métodos de prueba. 5.18 NMX-J-284-ANCE - Productos eléctricos – Transformadores de potencia – Especificaciones. 5.19 NMX-J-285-ANCE - Productos eléctricos – Transformadores de distribución tipo pedestal monofásico y trifásico para distribución subterránea – Especificaciones. 5.20 NMX-J-323-ANCE - Cuchillas seccionadoras de operación con carga para media tensión-especificaciones y métodos de prueba. 5.21 NMX-J-351-ANCE - Transformadores de distribución y potencia tipo seco- Especificaciones 5.22 NMX-J-353-ANCE - Centro de control de motores. 5.23 NMX-J-511-ANCE - Sistema de soportes metálicos tipo charola para conductores. 5.24 NMX-J-534-ANCE - Tubos (conduit) de acero tipo pesado para la protección de conductores eléctricos y sus accesorios-especificaciones y métodos de prueba. 5.25 NMX-J-535-ANCE - Tubos (conduit) de acero tipo semipesado para la protección de conductores eléctricos y sus accesorios-especificaciones y métodos de prueba. 5.26 NMX-E-012-SCFI - Tubos y conexiones de policloruro de vinilo (PVC) sin plastificante para instalaciones eléctricas. 5.27 IEC- 60034-1 - Rotating electrical machines Part. 1 Rating and Performance. Maquinas eléctricas rotatorias Parte 1 Rangos y rendimientos. 5.28 IEC-60289 - Reactors, second edition, Reactores, segunda edición. 5.29 IEC-60 947-1 - Low voltaje switchgear and controlgear - Part 1 - General rules. Tableros de distribución fuerza y control en baja tensión – Parte 1 – Reglas Generales. 5.30 IEC-60 947-2 - Low voltaje switchgear and controlgear - Part 2 – Circuit Breakers Tableros de distribución fuerza y control en Baja Tensión – Parte 2 – Interruptores Automáticos. 5.31 IEC-61537 - Cable tray systems and cable ladder systems for cable management, Sistema de bandeja para cable y sistema de escalera para cable, para manejo de cables. 5.32 IEC-62271-100 - High-voltaje switchgear and controlgear part 100: High voltaje alternating current circuit breakers (Interrupotores de alto voltaje parte 100: Interruptores para circuito de corriente alterna en alto voltaje) 5.33 NRF-010-PEMEX-2004 - Espaciamientos mínimos y criterios para la distribución de instalaciones industriales en centros de trabajo de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. 5.34 NRF-011-PEMEX-2002 - Sistemas de detección y alarma. 5.35 NRF-036-PEMEX-2003 - Clasificación de áreas peligrosas y selección de equipo eléctrico. 5.36 NRF-072-PEMEX-2004 - Muros contraincendio.




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5.37 NRF-095-PEMEX-2004 - Motores eléctricos. 5.38 NRF-102-PEMEX-2005 - Sistemas fijos de extinción a base de bióxido de carbono. 5.39 NRF-143-PEMEX-2006 - Transformadores de distribución. 5.40 NRF-144-PEMEX-2005 - Transformadores de potencia. 5.41 NRF-146-PEMEX-2005 - Tablero de distribución de media tensión. 5.42 NRF-147-PEMEX-2006 - Apartarrayos tipo estación 6. DEFINICIONES Para los propósitos de esta NRF aplican las definiciones siguientes: 6.1 Acometida: Derivación que conecta la red del suministrador de energía eléctrica a las instalaciones del usuario. Se aplica también al punto o lugar de alimentación a equipos o subestaciones eléctricas. 6.2 Apartarrayos: Dispositivo de protección que limita las sobre tensiones transitorias en los circuitos y equipos eléctricos, descargando la sobre corriente transitoria asociada; previene el flujo continuo de corriente a tierra y es capaz de repetir esa función. 6.3 As Built: Plano actualizado de acuerdo a lo construido. 6.4 Banco de capacitores: Grupo, unidad o paquete de capacitores montados en gabinete con equipo de control (para corrección manual o automática) del factor de potencia. 6.5 Bases de usuario: Documentación en la que se establecen las necesidades de servicio por parte del usuario y el alcance general de los trabajos a desarrollar por parte del prestador de servicios. 6.6 Bases de diseño: Documentación basada en los requerimientos establecidos en las bases de usuario y es el conjunto de información técnica específica requerida para la elaboración de un proyecto. 6.7 Bases técnicas de licitación: Es el compendio de los documentos que contienen los requisitos técnicos referente a los trabajos que se van a desarrollar, con los que deben cumplir los interesados en participar en la licitación. 6.8 Clasificación de áreas peligrosas: Es el ordenamiento de las áreas de una instalación en función de un riesgo por la presencia de atmósferas peligrosas. Para la clasificación de áreas peligrosas, se elabora uno o más planos, tomando como base el diagrama de proceso e instrumentación, el plano de arreglo general de equipo y los tipos de fluidos peligrosos que se manejan. Este plano permite seleccionar equipos y materiales. 6.9 Caja para tubería (condulet): Caja diseñada para proporcionar acceso al interior del tubo a través de una o más cubiertas removibles.




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6.10 Canalización: Canal cerrado o abierto de materiales metálicos o no metálicos, expresamente diseñados para contener conductores eléctricos. 6.11 Conductor de puesta a tierra: Conductor utilizado para conectar a tierra un equipo o el circuito de un sistema de alambrado, al electrodo o electrodos de puesta a tierra. 6.12 Conector (conectador) tipo compresión: Dispositivo mecánico que se usa para unir dos conductores eléctricos en el cual la presión para fijar el conector al conductor se aplica externamente, modificando el tamaño y la forma del conector y del conductor. 6.13 Charola: Es una sección o conjunto de secciones y accesorios, que forman un sistema estructural rígido abierto, metálico o no metálico para soportar y alojar conductores eléctricos 6.14 Electrodo de puesta a tierra: Cuerpo metálico en contacto último con el suelo, destinado a establecer una conexión con el mismo, debe ser de un material resistente a la corrosión y buen conductor, tal como cobre o cobre con alguna aleación. 6.15 Empalme: Dispositivo cuya función es asegurar la continuidad eléctrica y mecánica de dos tramos de conductores. 6.16 Equivalente: El término “o equivalente” que se describe enseguida del número y título de las especificaciones técnicas que se relacionan en ésta norma (o requisición o bases técnicas), quiere decir que el documento normativo que se proponga como alternativa del que se indica, debe regular los parámetros del producto o servicio requerido, como mínimo de los mismos valores y características del cumplimiento que señala la especificación originalmente citada, aplicables a su diseño, fabricación, construcción, instalación, inspección, pruebas, operación o mantenimiento, según se trate. 6.17 Estructura (aplicado a líneas aéreas): Unidad principal de soporte (metálica, concreto o madera), generalmente un poste o una torre. 6.18 Flecha: Distancia medida verticalmente desde la parte más baja del conductor (catenaria) hasta una línea recta imaginaria que une sus dos puntos de soporte. 6.19 Flecha entre soportes: Es la distancia que existe entre un soporte de charola y otro 6.20 Hazop: Es el estudio de análisis de riesgo en la operación de una planta de proceso 6.21 Hojas de datos: Es un documento en el que se indica información de equipo tal como: servicio, condiciones de operación, tipo de materiales, características y componentes del equipo. 6.22 Ingeniería básica: Es la información técnica básica generada en función de las Bases de usuario y Bases de diseño, que sirve como punto de partida para desarrollar la ingeniería de detalle. En ella se definen las características principales de la instalación y comprende memoria descriptiva del proyecto, hojas de datos y especificaciones técnicas de los equipos principales, diagrama unifilar general, lista de equipo eléctrico, distribución general de fuerza, arreglo de equipo eléctrico y clasificación de áreas. 6.23 Línea Aérea: Aquella que esta constituida por conductores eléctricos desnudos, forrados o aislados, tendidos en el exterior de edificios o en espacios abiertos y que están soportados por postes u otro tipo de estructuras con los accesorios necesarios para la fijación, separación y aislamiento de los mismos conductores.




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6.24 Línea subterránea: Aquella que esta constituida por uno o varios conductores aislados que forman parte de un circuito eléctrico colocados bajo el nivel del suelo, ya sea directamente enterrados, en ductos o en cualquier otro tipo de canalización. 6.25 Memorias de cálculo: Son los cálculos de ingeniería de diseño que se realizan y que sirven de base para el desarrollo de la ingeniería básica y de detalle y permiten definir las especificaciones de equipos y materiales. 6.26 Pararrayos: Dispositivo de protección contra descargas atmosféricas que se conecta directamente a tierra, sin interconexión al sistema eléctrico. 6.27 Red de tierras: Es una red de protección usada para establecer un potencial uniforme en y alrededor de alguna estructura metálica, líneas de proceso o equipos. Está unido sólidamente a los electrodos de tierra. 6.28 Resistencia de conexión a tierra: Es la resistencia de conexión a tierra del sistema, medida respecto a una tierra remota, o a la determinada por la formula de Laurent. 6.29 Resistividad del suelo: Es la resistencia por unidad de longitud, específica del terreno, determinada en el lugar donde se localiza o se va a localizar el sistema de tierra. 6.30 Tierra (suelo): Elemento de dispersión o atenuación de las corrientes eléctricas. 7. SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS 7.1 Símbolos Los símbolos de unidades de medida que se utilicen deben cumplir con la NOM-008-SCFI de acuerdo a lo siguiente: A ampere cd candela °C grado Celsius d día db decibel Ω ohm h hora Hz hertz kg kilogramo K kelvin




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lm lumen lx lux m metro s segundo V volt W watt 7.2 Abreviaturas En el contenido de esta norma de referencia se mencionan diversas abreviaturas, que se describen a continuación: ACSR Aluminum Conductor Steel Reinforced (Conductor de aluminio reforzado con acero) ANCE Asociación de Normalización y Certificación, A.C. ANSI American National Standards institute (Instituto Americano de Normas Nacionales) API American Petroleum Institute (Instituto Americano del Petróleo) ASTM American Society for Testing and Materials (Sociedad Americana para prueba de materiales) AWG American Wire Gauge (Calibre Americano de Conductores). CP Caballos de potencia (Horse power) c.a. Corriente alterna c.c. Corriente contínua CCM Centro de control de motores. CFE Comisión Federal de Electricidad). EP Ethylene – Propylene (Etileno-propileno). EPC Engineering, Procuring and Construction, (Ingeniería, procura y construcción). f.p. Factor de Potencia ICEA Insulated Cable Engineers Association (Asociación de Ingenieros de Cables Aislados). IEC International Electrotechnical Commission (Comisión Electrotécnica Internacional).




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IEEE Institute of Electrical and Electronics Engineers (Instituto de Ingenieros en Electricidad y Electrónica).

ISA Instruments Standards Association (Asociación de Normas de Instrumentos). kA Kiloamper kCM Kilo Circular Mil kV Kilovolt kVA Kilovoltampere. kW Kilowatt kWh Kilowatt-hora LED Light Emisor Diode (Diodo emisor de luz).). MVA Megavoltampere. MW Megawatt. NEMA National Electrical Manufacturers Association (Asociación Nacional de Fabricantes Eléctricos). NESC National Electric Safety Code (Código Eléctrico Nacional de Seguridad) NFPA National Fire Protection Association (Asociación Nacional de Protección Contra Incendio). NMX Norma mexicana. NOM Norma oficial mexicana. NPT Nivel de piso terminado. NRF Norma de referencia. PEMEX Petróleos Mexicanos PVC Polyvinyl-Chloride (Policloruro de vinilo). RMS Root medium square. (Raíz cuadrática media) r/m revoluciones por minuto RTD Resistance Thermal Detector (Detector térmico por resistencia) SCD Sistema de control distribuido STPS Secretaría del Trabajo y Previsión Social




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TEFC Total enclosed fan cooled (Totalmente cerrado enfriado con ventilador) TEAAC Total enclosed air-air cooled (Totalmente cerrado con enfriamiento aire-aire) TEWAC Total enclosed water-air cooled (Totalmente cerrado con enfriamiento agua-aire) THW-LS Aislamiento termoplástico resistente a la humedad al calor y a la propagación de incendios, y

emision reducida de humos y gas ácido THHN-THWN Aislamiento termoplástico con cubierta de nylon resistente al calor y a la propagación a la flama

- termoplástico con cubierta de nylon resistente a la humedad al calor y a la propagación a la flama.

THHW-LS Aislamiento termoplástico resistente a la humedad al calor y a la propagación de incendios, y

emision reducida de humos y gas ácido RHH-RHW Aislamiento polímero sintético o de cadena cruzada resistente al calor para lugares secos y

mojados - polímero sintético o de cadena cruzada resistente al calor para lugares secos y húmedos

UL Underwriters Laboratories (Laboratorio de aseguradores) UVIE Unidad verificadora de instalaciones eléctricas USG United States Gauge (Calibre Americano de Lámina) XP Explosion proof (A prueba de explosión) XLP Aislamiento de polietileno de cadena cruzada Icc Corriente de corto circuito s.n.m. Sobre el nivel del mar 8. DESARROLLO 8.1 GENERALIDADES 8.1.1 Documentos de diseño Para la elaboración de la ingeniería de diseño se debe cumplir con lo siguiente:

a) Documentos que debe proporcionar PEMEX: a1) Bases de usuario, (incluyendo la filosofía de operación.) a2) PEMEX, de acuerdo al tipo de contratación, puede suministrar bases de diseño.

b) Documentos que debe proporcionar el prestador de servicios: b1) Bases de diseño. b2) Ingeniería básica.




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b3) Especificación del equipo principal y hoja de datos. b4) Requisiciones de equipo. b5) Requisiciones de materiales. b6) Memorias de cálculo. b7) Ingeniería de detalle. b8) Bases técnicas de licitación (en la modalidad que se establezca, llave en mano, precios unitarios,

administración directa). b9) Libro de proyecto. b10) Estudios adicionales (los que sean solicitados en bases técnicas de licitación). b11) Planos “actualizados de acuerdo a lo construido”. (en caso de que sean solicitados en las bases

técnicas de licitación). c) La documentación y los planos que se generen por el prestador de servicios durante el desarrollo del

diseño eléctrico debe ser entregada a PEMEX, con firmas por parte del personal responsable del prestador de servicios que interviene en su elaboración.

d) El prestador de servicios debe dar facilidades para que el personal de PEMEX realice la supervisión del avance del diseño y el contenido técnico de los documentos.

e) La aprobación por parte del personal de PEMEX designado oficialmente para el proyecto debe ser con firma autógrafa al menos a las bases de diseño e ingeniería básica.

f) Una vez validada y aceptada la Ingeniería básica por PEMEX, el prestador de servicios es responsable de la ingeniería de detalle que presente.

g) Los trabajos se deben entregar en original y en la cantidad de copias que se indiquen en las bases técnicas de licitación, los archivos electrónicos se deben entregar dependiendo del volumen de la información, en disco compacto o DVD con formato compatible o exportable (por ej. Office para Windows, software de diseño asistido por computadora CAD).

h) Los originales de los documentos y planos deben elaborarse en papel que permita obtener reproducciones con claridad, como se indica a continuación.

Tipo de Impresión Tipo de Papel

Inyección de Tinta.

Bond Tamaño carta de 78 g/m2. Bond Blanco brillante de 90 g/m2. Bond Premier de Núcleo 50,8 mm (2 pulg). Poliéster papel original.

Laser Papel bond, de núcleo 3

i) Los documentos deben elaborarse en tamaño carta, oficio o doble carta según requiera PEMEX. j) Los planos deben elaborarse en tamaño “D” 896 x 560 mm (35 pulg x 22 pulg), tamaño “E” 1 065 x 840

mm (42 pulg x 33 pulg), en determinados casos se puede utilizar algún tamaño especial dependiendo de la escala y el tamaño de la instalación a mostrar.

8.1.2 Planos de diseño eléctrico Las letras y los números en los planos deben ser de acuerdo a lo siguiente:

a) En cotas y textos explicativos del dibujo se debe de usar letra arial normal mayúscula normal de 2,0 mm; para subtítulos se debe de usar letra arial normal mayúscula de 3,5 y 4,5 mm; en detalles pequeños usar letra arial normal mayúscula de 3,0 mm.

b) Los planos se deben elaborar con el formato y datos del “Pie de Plano” como se indica en las bases técnicas de licitación.




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c) Para títulos en los planos se especifica en primer término la descripción general del proyecto, en segundo término la subdivisión o área y en la parte inferior con letra minúscula la descripción y zona de ubicación de la Instalación eléctrica.

d) Los dibujos que muestren instalaciones eléctricas en áreas o edificios deben representarse a una escala en la que se observe la instalación con suficiente claridad para interpretarse correctamente. A continuación se indican las escalas más comunes utilizadas por tipo de plano.

Tipo de plano: Escala:

Arreglos de equipo y distribución de fuerza y control en subestaciones y cuartos de control eléctrico. 1:40, 1:50, 1:75

Alumbrado, distribución de fuerza y control. Tierras y pararrayos en edificios. 1:50, 1:75, 1:100

Alumbrado, distribución de fuerza y control. tierras en calles y áreas abiertas. 1:200 a 1:1000

e) Los dibujos deben elaborarse en idioma español, en sistema métrico, en metros o milímetros, indicando

escala, norte geográfico y de construcción, dirección de vientos dominantes y reinantes, coordenadas con un origen de referencia único para toda la planta o Instalación.

f) Cuando la instalación eléctrica abarque dos o más niveles deben realizarse dibujos en elevación para mejor comprensión del dibujo.

g) Los planos de instalaciones eléctricas deben contener principalmente los datos relativos a ellas, así como los datos que se requieren de otras disciplinas para la correcta interpretación de la instalación eléctrica (por ejemplo: arquitectura, área civil, planificación, tuberías, instrumentación). Deben incluir información suficiente que permita la ejecución de la obra, haciendo uso de detalles típicos, detalles específicos y notas aclaratorias, se deben realizar referencias claras en el cuerpo del dibujo.

h) Debe mostrarse en planos la simbología utilizada en el proyecto, de acuerdo con lo indicado en bases técnicas de licitación.

8.1.3 Información que deben contener los planos de diseño eléctrico El contenido mínimo de los planos, según el tipo de instalación se muestra a continuación: 8.1.3.1 Planos de diagramas unifilares

a) Características del suministro de energía eléctrica de la compañía suministradora o del generador eléctrico, como tensión, frecuencia, fases, número de hilos, aportación al corto circuito trifásico y monofásico. Para el caso de los generadores eléctricos debe proporcionarse la potencia en MVA, el factor de potencia (f.p.), la velocidad en revoluciones por minuto (r/m), los valores de las reactancias transitorias, subtransitoria y síncrona, potencia, factor de potencia y velocidad.

b) Para los circuitos eléctricos, indicar número de circuito, capacidad en kVA o kW, capacidad y tipo del dispositivo de protección. Opcionalmente indicar longitud, caída de tensión en por ciento, tamaño, calibre y cantidad de conductores, número de tubería de acuerdo a cédula de conductores y conduit.

c) En todos los planos y documentos de diseño eléctrico que lo requieran se debe indicar el tamaño de los conductores en milímetros cuadrados y entre paréntesis AWG o KCM.

d) En transformadores se debe indicar la potencia en kVA, número de fases, tipo de conexión y puesta a tierra, tipo de enfriamiento, tensión en el lado primario y secundario, impedancia en por ciento, número de clave del equipo, elevación de temperatura.

e) En tableros eléctricos indicar: e1 Barras: corriente y tensión nominal, capacidad de corto circuito, número de fases, número de

hilos, frecuencia y c.a. o c.c., densidad de corriente de barras principales, derivadas y de tierra.




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e2) Interruptores: número de polos, corriente de marco y corriente de disparo, medio de extinción del arco eléctrico, capacidad nominal y tensión de control (para interruptores de potencia).

e3) Carga eléctrica potencia en CP / kW / kVA. e4) Arrancadores: Tipo, capacidad, tipo de arranque, tipo de protección de sobrecarga, tamaño

NEMA, tensión de control y número de polos e5) Resistencias calefactoras controladas por termostato: Tensión, potencia en watts y número de

fases, control por termostato. e6) Transferencia manual-automática e7) Transformadores de corriente y potencial: relación de transformación, cantidad, número de

secundarios, capacidad de carga (burden), precisión, nivel de tensión. e8) Instrumentos de medición: rango de medición, cantidad, indicar si es analógico o digital. Se debe

Indicar las prestaciones (parámetros y características) del equipo de medición. e9) Planta de emergencia: capacidad en kW o kVA continuos y emergencia, fases, tipo de conexión,

frecuencia, tensión, r/m, factor de potencia, tipo de combustible. e10) Relevadores: función que realiza de acuerdo a la numeración ANSI, tecnología del relevador,

cantidad, indicar si es tipo multifunción. f) El Diagrama debe mostrar la carga instalada en kVA y en kW total y por alimentador, la carga total

conectada, factores de demanda, factores de carga de motores y factor de potencia, así como la carga demandada o en operación (carga después de aplicar los factores mencionados).

g) En todos los equipos (generadores, transformadores, resistencias de puesta a tierra, tableros, centros de control de motores, entre otros) debe indicarse la clave de equipo, especificación y/o requisición, número de pedido del equipo.

h) Todos los valores indicados deben estar respaldados en memoria de cálculos.

8.1.3.2 Planos de cédulas de conductores y canalizaciones. Se debe mostrar en este tipo de plano:

a) Número de circuito (debe corresponder al indicado en el diagrama unifilar). b) Tipo de servicio (fuerza, alumbrado, control o disponible). c) Origen y destino del circuito. d) Potencia de la carga eléctrica (kW, kVA, CP). e) Corriente nominal de la carga eléctrica. (en amperes) f) Tensión de operación del circuito, caída de tensión en por ciento, número de conductores por fase,

tamaño, calibre y longitud de conductores. g) Tamaño nominal (diámetro), longitud y número de tubo conduit. h) Datos complementarios para aclaración, en área de “Observaciones”.

8.1.3.3 Planos de arreglo de equipo eléctrico:

a) Se debe mostrar en planta y elevación el arreglo de equipo eléctrico interno y externo indicando su

orientación, dimensiones y distancias a ejes constructivos, planos de anclaje. b) Se deben indicar dimensiones y profundidad de huecos, trincheras y/o registros. c) Este tipo de plano se debe proyectar inicialmente con las mayores dimensiones de equipo principal de

los fabricantes líderes y posteriormente se actualizará con las dimensiones certificadas de fabricantes, debe mostrar el sentido con el que abren las puertas, sus dimensiones, la malla tipo ciclón, escaleras, diagrama unifilar en muro, ubicación y datos de extintores, así como las características principales del sistema de alarma y contraincendio. Se debe hacer referencia al plano de distribución de detectores de humo.

d) Se debe mostrar una lista de equipo con las características principales, indicando clave y número de requisición.

e) Mostrar ubicación de tarimas y tapetes aislantes, registros, contenedores para aceite, cárcamo y drenajes aceitosos, dimensiones de bases de equipo y peso aproximado de equipos.




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8.1.3.4 Planos de distribución de fuerza a) Banco de Ductos Subterráneos

a1) Se debe mostrar la trayectoria en planta en un dibujo a escala, indicando en los extremos de cada tramo, el nivel superior de ductos referido al nivel de referencia de la planta o instalación, dirección de la pendiente y se debe indicar un número de corte que se presente a detalle en el plano de cortes de ductos.

a2) Los bancos de ductos de media tensión deben representarse con diferente simbología de los de baja tensión, los registros eléctricos se deben numerar diferenciando si es registro de mano o registro de hombre, se debe elaborar una tabla de registros con datos como: número de registro, dimensiones (largo, ancho, profundidad y coordenadas) así como nivel superior del registro y su brocal de entrada. Referir al plano del área civil y planificación que debe contener los detalles constructivos de registros y ductos.

a3) Se deben indicar los niveles de piso terminado en las diferentes áreas mostradas, para comparar y determinar la profundidad del banco de ductos. En notas indicar el tipo de tubería a emplear así como características de bancos de ductos y registros.

b) Cortes de ductos Se debe indicar las dimensiones exteriores del banco, distancias entre tuberías, número de tubería y tamaño nominal (diámetro).

c) Arreglo charolas c1) Indicar trayectoria en planta y servicio, identificando los tipos de elementos, hacer tablas de

elementos de charolas indicando clave de descripción, ancho, número de catálogo y fabricante propuesto, definir el material requerido para las charolas.

c2) Se debe indicar la ubicación de los soportes, tipo y características de ellos, se debe mostrar en elevación el arreglo de charolas con cambios de nivel y dirección, mostrar cortes estratégicamente seleccionados con la clave de los circuitos que alojan.

d) Distribución de fuerza por tuberías subterráneas o aéreas d1) Las tuberías se deben representar indicando su tamaño nominal (diámetro) y número de tubería,

mismo que estará de acuerdo con la cédula de conductores y conduit. d2) Se debe identificar las cargas eléctricas con su clave y descripción de acuerdo al diagrama

unifilar, y cédulas de conductores y conduit, en concordancia con la clave indicada en los diagramas de flujo de proceso. Se deben dibujar arreglos en elevación para aclarar trayectorias complicadas, indicar el tipo de soporte y sus características.

d3) Los planos de distribución subterránea y/o aérea, se emiten como aprobados para construcción hasta que se hayan verificado con otras disciplinas que cuenten con instalaciones subterráneas y/o aéreas.

8.1.3.5 Planos de Clasificación de Áreas En áreas donde se procesen o almacenen substancias sólidas, liquidas o gaseosas fácilmente inflamables, deben elaborarse dibujos de áreas clasificadas indicando los límites en vistas de planta y cortes transversales y longitudinales, indicando cuales son los productos presentes o que pueden estar presentes, que crean el área peligrosa (clasificada), indicando su temperatura de ignición, punto de vaporización (flasheo) y el grupo al que pertenecen. Incluyendo una tabla del equipo eléctrico seleccionado (normalmente luminarias) para el proyecto, con indicación de la temperatura máxima a que trabaja, de acuerdo a la tabla 500-5d de la NOM-001-SEDE, temperatura que debe ser menor a la temperatura de ignición del producto que se maneja en esa área peligrosa, de forma que puedan ser verificadas objetivamente las disposiciones contenidas en el capítulo 5, ambientes especiales de la NOM-001-SEDE, lo señalado en la NRF-036-PEMEX-2003, y esta norma. Estos planos servirán también como base para la selección del equipo y materiales eléctricos a utilizarse en el proyecto.




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8.1.3.6 Planos de alumbrado y receptáculos a) Planos de alumbrado y receptáculos. Este tipo de planos debe mostrar la distribución de luminarias,

acotándolas o en su caso ubicándolas respecto a plafón, se deben indicar número de circuito al que pertenece, apagador que la controla, fases, así como características, como potencia, clasificación de área, tipo de balastro, reflector, difusor, guarda u otras que sean necesarias. Se deben indicar las trayectorias de la canalización el cableado y tamaño nominal (diámetro) de tubería, localización del tablero de distribución con clave tipo, cuadro de cargas completo (número de circuitos, número de tablero, capacidad de circuito en amperes por fase, cantidad y tipo de luminarias, cantidad y tipo de receptáculos y tipo de protección del circuito, indicando el desbalance de carga, altura de montaje de luminarias.

b) Se deben ubicar los receptáculos distribuyéndolos uniformemente en las áreas donde se requieran mostrando número de circuito, cantidad, tamaño y calibre de conductor y tamaño nominal (diámetro) de canalización, así como su altura de montaje, indicar si es para área clasificada, normal o intemperie.

c) Para alumbrado exterior se debe mostrar tipo de poste, accesorios de soporte, trayectoria, tamaño nominal (diámetro) de tubo y cantidad y tamaño y calibre de conductor, tablero que controla los circuitos, tensión, número de fases, datos generales de la luminaria, altura de montaje y detalles constructivos eléctricos.

8.1.3.7 Planos del sistema de tierras y pararrayos

a) Planos del sistema de tierras y pararrayos. Se debe mostrar la red general de tierras y del sistema de

pararrayos de la instalación mostrando tamaño, calibre y tipo de conductor, trayectoria de la red, registros de tierras, tipo de electrodos, tipo de conectores, profundidad de la malla. Se debe indicar una simbología general de tierras y pararrayos mostrando clave y descripción de elementos.

b) Indicar la resistividad del terreno obtenida de las mediciones en campo, así como la resistencia total esperada de la malla.

c) Indicar la referencia a los planos de tierras y pararrayos específicos de las diferentes áreas, los cuales deben mostrar las conexiones a equipos eléctricos, torres, estructuras, soportes de tuberías, barras de tierras y en general todos los elementos a conectarse.

8.1.3.8 Planos de diagramas elementales y de interconexión Se deben realizar diagramas elementales con la finalidad de determinar en el proyecto el control propio del sistema eléctrico, así como la relación que existe entre el área eléctrica y las áreas de instrumentación y control, de proceso y automatización, como es el caso de control de motores eléctricos, en estos diagramas se debe mostrar como se conectan los elementos de control eléctrico como bobinas, interruptores, selectores, relevadores, luces piloto, contactos, entre otros, indicando claves, tablillas terminales, cableado, y datos complementarios. Los diagramas de interconexión deben mostrar la diferente ubicación de los elementos de control descritos anteriormente, el cableado entre ellos y número de circuito. Estos diagramas se deben complementar con la información de los diagramas mecánicos de flujo del área de proceso, así como lazos de control y lógicos de secuencia del área de Instrumentación y control de proceso y automatización, por lo que es conveniente hacer referencia a los documentos de estas especialidades. 8.1.3.9 Detalles típicos y específicos Es importante, para la comprensión del proyecto de instalación eléctrica así como para la solicitud de compra y aplicación en obra de los materiales eléctricos, generar detalles de instalación, que son típicos cuando aplican en diferentes situaciones dentro del proyecto y específicos cuando aplican a una sola situación. En ellos debe mostrarse la forma de instalación, incluyendo la forma de soportarse y describir los materiales, indicando diámetros, tamaños, número de catálogo de la marca propuesta o equivalente.




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8.1.4 Planos actualizados de acuerdo a lo construido (As built) Para proyectos que incluyan construcción de obra, se deben entregar a PEMEX, al término de la construcción de la obra eléctrica, los “planos actualizados de acuerdo a lo construido”, los cuales se generan a partir de los planos definitivos del proyecto eléctrico, se deben incorporar a ellos los cambios o ajustes realizados en el transcurso de la obra. Se debe tomar en cuenta los cambios registrados en la bitácora de la obra, así como en los planos de campo de la obra eléctrica, verificados con levantamientos en campo. Se deben revisar los cambios con personal de la supervisión de la obra por parte de PEMEX y del contratista. Los planos se deben entregar en forma impresa y vía electrónica debiendo tener identificación de “plano actualizado de acuerdo a lo construido” o “as built” 8.1.5 Memorias de cálculo

a) El prestador de servicios debe presentar, las memorias de cálculo del proyecto definitivo de la instalación eléctrica, con las que determino las características y capacidades de los componentes del sistema eléctrico, como son: a1) Interruptores y fusibles. a2) Conductores. a3) Canalizaciones. a4) Transformadores. a5) Arrancadores. a6) Tableros. a7) Generadores. a8) Planta de emergencia. a9) Otros equipos (reactores, capacitores, apartarrayos, cargadores de baterías, trazas eléctricas,

entre otros) b) Se deben presentar también, cálculos de:

b1) Cortocircuito trifásico y monofásico. b2) Caída de tensión. b3) Capacidad de conducción de corriente (ampacidad), dimensiones de canalizaciones. b4) Alumbrado exterior e interior. b5) Red de tierras (se debe tener en cuenta la resistividad real del terreno obtenida de mediciones de

campo). Para adiciones de equipo dentro de las redes de tierra existentes no se requieren cálculos.

b6) Caída de tensión del sistema por el arranque de los motores principales del sistema eléctrico. c) A requerimiento del proyecto, se pueden solicitar otros estudios adicionales tales como:

c1) Coordinación de protecciones. c2) Flujos de carga y estabilidad del sistema eléctrico. c3) Resistividad del terreno.

8.1.6 Validación del diseño

a) El diseño eléctrico debe cumplir con la NOM-001-SEDE, con esta NRF-048 y los requerimientos

específicos del proyecto. b) La validación del diseño debe ser efectuada por un ingeniero electricista o de áreas afines con cédula

profesional y con experiencia comprobable en el diseño de instalaciones petroleras. c) PEMEX verifica el currículum del profesionista propuesto y en caso de cumplir los requerimientos dará

la aceptación del profesionista encargado de la validación del diseño.




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8.1.7 Verificación del cumplimiento con la NOM-001-SEDE a) La verificación del cumplimiento con la NOM-001-SEDE se lleva a cabo aplicando el Procedimiento

para evaluación de la conformidad (PEC) de la NOM-001-SEDE Instalaciones Eléctricas (Utilización),y debe ser realizado por una Unidad Verificadora de Instalaciones Eléctricas (UVIE) con acreditación y aprobación en términos de de la LFMN.

b) El PEC debe aplicarse para evaluar la conformidad de las instalaciones listadas en el “Acuerdo que determina los lugares de concentración pública para la verificación de instalaciones eléctricas”, ya sea que estén o no suministradas por el servicio público de energía eléctrica de acuerdo con el campo de aplicación de la NOM y sin perjuicio de que pueda aplicarse a petición de parte para las demás instalaciones contempladas en ésta. El acuerdo determina que se consideran lugares de concentración pública, entre otros: b1) Independientemente de la carga conectada, los siguientes:

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

respecto a tierra” b2) Cuando la carga instalada es mayor a 20 kW:

- “Industrias de cualquier tipo“ c) Para los proyectos de PEMEX las UVIE´s deben tener experiencia comprobable en instalaciones

petroleras. d) Cuando un proyecto solo consista del diseño no se requiere la participación de la UVIE, y en este caso,

su participación será a requerimiento de PEMEX. e) A petición de parte PEMEX, puede llevar a cabo la verificación para aquellas instalaciones que están

fuera del acuerdo que determina los lugares de concentración pública para la verificación de instalaciones eléctricas”

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

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

h) La UVIE debe realizar el proceso de verificación del proyecto, de acuerdo a los requerimientos del Procedimiento para evaluación de la conformidad de la NOM-001-SEDE publicado en el Diario Oficial de la Federación el 24 de octubre de 2006, documentando todas sus actividades, e informando a PEMEX de ellas. Se requiere en forma general lo siguiente: h1) Elaboración del plan de trabajo. h2) Revisión del proyecto, dibujos y memorias de cálculo. h3) Realizar visitas de verificación. h4) Elaboración de actas circunstanciadas. h5) Elaboración de informes técnicos. h6) Atención a reportes de correcciones. h7) Expedición de Dictamen de Verificación.

8.2 Sistemas de distribución 8.2.1 Generalidades

a) PEMEX debe definir el sistema de distribución eléctrica que requiere en particular para cada proyecto

en desarrollo, pero en las instalaciones industriales de sus plantas de proceso utiliza comúnmente el sistema secundario selectivo con doble alimentador e interruptor de enlace en los niveles de tensión de 13 800, 4 160, 480, 220/127 V.

b) Los principales sistemas de distribución eléctrica que se deben utilizar son:




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b1) Sistema radial simple. b2) Sistema radial expandido. b3) Sistema con primario selectivo. b4) Sistema primario en anillo. b5) Sistema secundario selectivo. b6) Combinación de ellos.

c) Para el diseño del sistema, las decisiones deben ser el resultado de un análisis de la seguridad de las personas, importancia de la continuidad en la producción de la planta industrial y la integridad de los equipos, cumpliendo con la normatividad técnica aplicable. El análisis de seguridad se debe fundamentar en un estudio de riesgo.

d) Entre los aspectos más importantes están los siguientes: d1) Nivel de tensión del sistema de distribución. d2) Magnitud y crecimiento previsto de la carga. d3) Evaluación técnica y económica. d4) Protección al medio ambiente (cuidando por ejemplo niveles de ruido, vibración, salida de gases

derrames). d5) Ubicación física de las cargas. d6) Flexibilidad en la operación y facilidad de ampliación. d7) Seguridad del personal en la operación y mantenimiento. d8) Características de la carga mayor a conectarse. d9) Identificación de las cargas críticas del proceso, respaldo a sistemas de control, medición y

alarma. d10) Aplicación de tecnología actualizada y calidad de los componentes. d11) Determinación del tamaño máxima de subestaciones y transformadores. d12) Grado de automatización requerido. d13) Distorsión de la forma de onda por uso de equipos electrónicos en el sistema. d14) Nivel de confiabilidad.

e) Para cualquier sistema de distribución seleccionado, se debe requerir en la especificación de los equipos que generen distorsión de forma de onda por ejemplo capacitores, rectificadores, inversores, sistemas de fuerza ininterrumpible, arrancadores de arranque suave, variadores de frecuencia entre otros), que la distorsión armónica causada hacia el sistema, no debe ser mayor a 5 por ciento de factor de distorsión de voltaje, con la armónica individual mayor de no mas de 3 por ciento de la onda fundamental de voltaje y de acuerdo a IEEE STD 519 o equivalente. En caso de rebasar el 5 por ciento requerido, el contratista debe suministrar los filtros necesarios para cumplir con este requerimiento. Cuando se requiera en bases de licitación, el contratista o licitante debe incluir las mediciones y el estudio de calidad de la energía que incluya análisis de distorsión de armónicas del sistema

f) Todos los equipos eléctricos deben trabajar sin detrimento de sus características, ni afectación en su operación, con un valor de distorsión de voltaje mayor al 5 por ciento,

8.2.2 Características del sistema secundario selectivo El arreglo del Sistema Secundario Selectivo debe ser con doble alimentador, con interruptor de enlace en los niveles de tensión de 4 160, 480, 220/127 V (para tableros de distribución y centros de control de motores), tal como se muestra en la figura siguiente. Si existen cargas o distribución en 13 800 V también se requiere enlace en esta tensión. Para que se tenga un nivel de voltaje se requiere que existan cargas eléctricas a conectarse en dicho nivel.




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M

CARGA ELECTRICA CARGA ELECTRICA

TABLERO

13,8 – 4,16 kV

NC

ALIM ENTADOR “A” ALIM ENTADOR“B”

LIMITE DE BATERIA

NC

NC

NC

NC

4,16 kV 4,16 kV

NC

∆

∆ o ∆

∆ o 4,16 – 0,48 kV

480 V 480 V

BARRA PRINCIPAL “A” BARRA PRINCIPAL “B”

NC NC

480 – 220/127 V

NC NC

MAN / AUT.

∆

Y ∆

Y

220-127 V220-127 V

NA

MAN / AUT.

NCNC

NA

NA

MAN / AUT.

∆

Y

∆

Y t = 10 s t = 10 s

MM

M

Y Y



CCM O TABLERO

CCM O TABLERO

CCM O TABLERO

MM

Figura 1 Sistema eléctrico secundario selectivo y transferencia manual / automática 8.3 Generación 8.3.1 Generalidades

a) El tipo y capacidad del generador están determinados por los requerimientos normales de operación,

los cuales deben corresponder a lo indicado en las bases técnicas de licitación, entre otros: a1) Tensión nominal. a2) Capacidad. a3) Frecuencia. a4) Velocidad. a5) Factor de potencia nominal. a6) Condiciones ambientales. a7) Disponibilidad de combustible para el primo-motor.




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a8) Tipo de carga. b) Las condiciones particulares que deben considerarse para definir las características constructivas del

generador son: b1) Número de fases. b2) Clase de aislamiento. b3) Tipo de enfriamiento. b4) Sistemas de excitación (rectificadores en la flecha del rotor o separados). b5) Tipo de conexión. b6) Método de conexión del neutro a tierra.

8.3.2 Ubicación a) Los generadores síncronos y su equipo asociado deben ser seleccionados de acuerdo con las

características particulares del sitio de instalación y deben cumplir con los requisitos establecidos en la sección 445-2 de la NOM-001-SEDE.

b) Las principales características del sitio de instalación que deben considerarse para seleccionar el generador eléctrico son: b1) Altitud sobre el nivel del mar. b2) Temperatura máxima, mínima y promedio. b3) Precipitación pluvial promedio. b4) Humedad relativa. b5) Presión atmosférica. b6) Se debe instalar en área no clasificada. b7) Tipo de cimentación o anclaje.

c) En el diseño de las instalaciones eléctricas, se recomienda ubicar la mayoría del equipo en áreas no peligrosas con objeto de reducir la cantidad de equipo especial requerido.

8.3.3 Selección

a) Los generadores síncronos se deben seleccionar de acuerdo con los parámetros normalizados incluidos

en las normas generales NEMA MG-1 o equivalente, IEC 60034-1 y en las normas particulares ANSI C50.10, ANSI C50.12, ANSI C50.13 y API RP 14F, o equivalentes.

b) Los parámetros principales que deben considerarse para la selección de un generador síncrono, son los siguientes:

b1) Capacidad: Ver tabla 32-1 de la Norma NEMA MG-1 o equivalente b2) Velocidad: Ver tabla 32-2 de la Norma NEMA MG-1 o equivalente b3) Tensión nominal: Ver sección IV, parte 32, de la Norma NEMA MG-1, o

equivalente b4) Tensión de excitación: De acuerdo a la Norma NEMA MG-1 o equivalente b5) Frecuencia: 60 Hz b6) Elevación de Temperatura: Ver tabla 32-3 de la Norma NEMA MG-1 o equivalente.

La elevación de temperatura para generadores acoplados a turbinas de gas debe cumplir con la norma ANSI C50.14 o equivalente.

b7) Sistema de aislamiento: El aislamiento eléctrico (dieléctrico) en las bobinas, tanto del rotor como del estator, debe ser clase H

b8) Carga máxima momentánea: El generador debe ser capaz de soportar una sobre carga igual a 1,5 veces su corriente nominal, al menos durante 30 seg. Cuando el generador opera a temperatura normal, de acuerdo a la sección IV, parte 32.9 de la Norma NEMA MG-1 1998, o equivalente




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8.3.4 Protección a) Las condiciones mínimas anormales o fallas contra las cuales debe proporcionarse protección al

generador son las siguientes: a1) Falla del aislamiento de los devanados del rotor y estator. a2) Sobrecarga. a3) Sobre temperatura de devanados y chumaceras. a4) Sobre velocidad. a5) Pérdida de excitación. a6) Motorización del generador. a7) Operación con corrientes no balanceadas. a8) Sobre tensión a9) Baja frecuencia

b) Se debe establecer el mejor esquema de protecciones para el generador de acuerdo con su capacidad y tipo de configuración del sistema de distribución al cual alimenta. De acuerdo a IEEE C37-102 o equivalente.

8.3.5 Instrumentación a) Los instrumentos de medición y control, manual o automático, permiten determinar y ajustar el

comportamiento dinámico del generador. La capacidad, tipo y sitio donde se instale el generador, determinará su nivel de instrumentación y control, el esquema básico debe ser: a1) Interruptor del generador. a2) Interruptor de campo. a3) Cuadro de alarmas. a4) Transferencia del regulador automático de la tensión. a5) Interruptor del neutro del generador.

b) Tablero de control: Este debe contar como mínimo con la siguiente instrumentación y control en forma digital: b1) Frecuencímetro. b2) Voltmetro (barra y generación) con selector. b3) Ampermetro de fase con selector. b4) Voltmetro de excitación. b5) Ampermetro de excitación. b6) Watthorímetro. b7 Varhorímetro. b8) Medidor de potencia activa. y de potencia reactiva. b9) Medidor de factor de potencia. b10) Interruptor selector de control de tensión / factor de potencia. b11) Interruptor selector de control de velocidad / carga. b12) Control manual de la tensión. b13) Medidor de temperaturas en el estator y aire de enfriamiento del generador. b14) Medidor de temperatura del aceite de lubricación. b15) Selector de termopares. b16) Medición de vibración. b17) Registrador de eventos.

c) Sección de sincronización (para generadores que operen en paralelo sincronizados a una barra): c1) Sincronoscopio digital y analógico. c2) Selector del modo de sincronización. c3) Frecuencímetro (barra y generador). c4) Lámparas de sincronización.




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c5) Relevador de verificación de sincronismo y sincronización automática

8.4 Distribución eléctrica El diseño de la distribución eléctrica consiste en la selección de las trayectorias aéreas y/o subterráneas, y equipos necesarios, que entregan la energía requerida y tendrán la flexibilidad necesaria para ampliarse y/o modernizarse con el mínimo de cambios a las instalaciones existentes. 8.4.1 Distribución eléctrica por líneas aéreas Siempre que sea posible, debe restringirse las líneas aéreas dentro de las instalaciones de PEMEX

a) Las líneas de distribución aéreas (1 a 35 kV) deben cumplir con lo indicado en las “Normas para

Construcción de instalaciones eléctricas aéreas y subterráneas” de la Comisión Federal de Electricidad en su última revisión y a lo indicado en el artículo 922 “Líneas aéreas” de la NOM-001-SEDE.

b) El diseño eléctrico de un sistema de distribución aéreo en corriente alterna debe comprender el desarrollo y análisis de: b1) Las necesidades de demanda. b2) La estabilidad del sistema y el comportamiento transitorio. b3) Selección del nivel de tensión. b4) La regulación de la tensión y el flujo de energía reactiva. b5) La selección de conductores. b6) Las pérdidas de energía. b7) El efecto de campos electromagnéticos. b8) La selección del aislamiento. b9) Los dispositivos de conexión e interrupción. b10) La selección de los interruptores automáticos. b11) Los relevadores de protección. b12) La seguridad y el entorno ecológico.

c) El diseño mecánico debe abarcar: c1) Los cálculos de flechas y de tensiones. c2) El tipo de conductor. c3) La separación y disposición entre conductores. c4) Los tipos de aisladores. c5) La selección de herrajes y accesorios.

d) El diseño estructural debe incluir: d1) La selección del tipo de estructura. d2) Los cálculos de cargas mecánicas. d3) Las cimentaciones. d4) Retenidas y anclas.

e) Otros aspectos importantes que se deben considerar dentro del diseño: e1) Localización del trazo de la línea de distribución. e2) Trazo del derecho de vía. e3) Mecánica de suelos y topografía. e4) Localización de estructuras. e5) Vías de acceso. e6) Factores sísmicos. e7) Manifestación de impacto ambiental.

f) Los aisladores deben seleccionarse basándose en: f1) La tensión eléctrica nominal.




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f2) La carga mecánica máxima. f3 Los esfuerzos eléctricos (Impulso del rayo, sobre tensión de maniobra y efecto de la

contaminación sobre la rigidez dieléctrica). Nota: Para lugares donde exista vandalismo se debe instalar aisladores tipo no cerámicos.

g) Se debe cumplir con lo dispuesto en la Norma Oficial Mexicana NOM-114-SEMARNAT

8.4.1.1 Estructuras para líneas aéreas a) Se consideran estructuras de media tensión todas aquellas que soporten conductores cuya operación

sea desde 13 hasta 35 kV. Las líneas con tensiones primarias menores a estos rangos, deben construirse con estructuras correspondientes a un nivel de tensión de 13 kV.

b) Los tipos de estructuras a emplear deben ser los descritos en las “Normas para construcción de instalaciones eléctricas aéreas y subterráneas” de la Comisión Federal de Electricidad en su última revisión, en su capítulo líneas primarias.

c) Todas las estructuras deben resistir las cargas especificadas en la sección 922-86 y los factores de sobre carga mínimos de la tabla 922-93 de la NOM-001-SEDE.

d) Los postes deben quedar en posición vertical después de que el conductor haya sido tensado. Excepción: A menos que la configuración de la estructura requiera inclinación para soportar los esfuerzos resultantes de las fuerzas estáticas.

e) Los postes de concreto que queden empotrados en terrenos salinos o de alta contaminación, se deben impermeabilizar con recubrimiento asfáltico.

f) El conductor de puesta a tierra debe quedar al interior del poste y con salidas en la cara del poste en el lado de tránsito.

g) Cuando las trayectorias de dos circuitos sean las mismas, se deben considerar estructuras independientes para cada uno de ellos. Excepción: Cuando los derechos de vía impidan la construcción normal.

h) Las estructuras de madera, concreto y acero, deben cumplir con las pruebas protocolarias, aprobadas por un laboratorio acreditado, y con la sección 110-2 de la NOM-001-SEDE.

8.4.1.2 Conductores aéreos a) El diseñador debe considerar para la selección de los conductores, los factores eléctricos, mecánicos,

ambientales y económicos. b) El tamaño nominal (calibre) mínimo de los conductores desnudos a utilizarse en líneas aéreas

debe determinarse en función de los cálculos requeridos pero no menores a los indicados a continuación:

Volts Tamaño

mm2 (awg) (Cu o Al)

15 000 33,6 (2)

25 000 42,4 (1)

35 000 53,5 (1/0)

c) Los conductores se deben normalizar con base en los siguientes criterios: c1) Tamaño nominal (calibre) del conductor

El tamaño nominal del conductor se debe seleccionar de acuerdo con la tabla 922-10 de la NOM-001-SEDE, indicando el tamaño en mm2 y la designación AWG entre paréntesis.

c2) Material Se debe seleccionar el material del conductor, de acuerdo con lo siguiente:




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- ACSR: para todas las líneas aéreas construidas en ambiente normal. - Cobre: en todas las líneas en áreas de contaminación salina - química industrial, así

como para acometidas a los servicios en media tensión. - Aluminio: en lugares cercanos a lagunas de aguas negras. - Conductor semi-aislado: en áreas arboladas.

c3) En los planos de las líneas de media tensión se deben indicar la tensión de operación, número de fases e hilos, hilos de guarda, tamaño (calibre), tipo de conductor y número de circuito alimentador.

c4) La regulación de tensión máxima en los circuitos de media tensión no debe exceder del 3 por ciento en condiciones normales de operación, de acuerdo a 215-2 de NOM-001-SEDE.

c5) La selección del tamaño nominal (calibre) del conductor debe basarse en las siguientes consideraciones:

- Corriente crítica de carga. - Regulación de tensión. - Corriente de falla. - Resistencia mecánica. - Efectos electromagnéticos.

c6) Un criterio que limita el diseño de líneas, es la altura mínima del conductor arriba del terreno (por razones de seguridad), debiendo satisfacer lo dispuesto en la sección 922-40 de la NOM-001-SEDE.

c7) En los planos correspondientes a líneas de distribución eléctrica aérea, se deben marcar las distancias interpostales sobre o bajo la línea del claro interpostal.

c8) Cuando exista una línea paralela sobre el trazo propuesto en el diseño debe indicarse en los planos correspondientes la distancia horizontal y vertical entre ellas, debiendo estar acorde a la sección 922-30 de la NOM-001-SEDE.

c9) En un cuadro en los mismos planos deben indicarse los dispositivos correspondientes a cada una de las estructuras.

8.4.1.3 Equipo eléctrico conectado a las líneas aéreas

a) La indicación de posición de operación y accesibilidad de los equipos eléctricos conectados a las líneas

debe estar acorde a lo especificado en la sección 922-8, incisos a, b, c y d de la NOM-001-SEDE. b) Los equipos que se deben considerar para las líneas de distribución son:

b1) Corta circuito fusible de potencia: Debe apegarse a lo dispuesto en la norma NOM-001-SEDE, sección 710-21, inciso c) y la NMX-J-149/2-ANCE.

b2) Apartarrayos: Deben seleccionarse de acuerdo al artículo 280 de la NOM-001-SEDE, la NRF-147-PEMEX y la NMX-J-321-ANCE, considerando tanto el tipo de sistema como las sobretensiones que se esperan en el mismo y. la forma de puesta a tierra.

b3) Cuchillas seccionadoras: Las cuchillas de operación en grupo se deben instalar en líneas troncales o cuando se requiera seccionar alguna línea sin necesidad de equipo de protección. Las cuchillas de operación en grupo deben ser de tipo para abrir con carga, debiendo apegarse a lo dispuesto en la NOM-001-SEDE, sección 710-21 e) y la NMX-J-323-ANCE El mecanismo de operación de las cuchillas de operación en grupo, debe estar conectado a tierra. El tubo del mecanismo debe conectarse a tierra a la altura del mismo. El valor de la resistencia a tierra debe estar de acuerdo con la sección 921-18 de la NOM-001-SEDE.

b4) Seccionadores: En la selección del equipo de seccionamiento en media tensión, a instalarse en exteriores y expuestos al medio ambiente, deben considerarse los siguientes factores: - Altitud en m.s.n.m. del lugar donde se va a instalar. - Temperatura ambiente. - Vibración del sitio de instalación. - Corrosión. Alta humedad, aire salado y elementos químicos corrosivos en el ambiente.




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- Magnitud máxima de los vientos. Huracanes 241km/h (150 millas por hora). - Ubicación en lugares clasificados. - Condiciones varias: Aves, roedores e infestación de insectos. - Acabado para Ambiente Marino. Se deben especificar, al menos, los siguientes parámetros para la selección del seccionador: - Tensión nominal. - Tensión máxima de diseño. - Frecuencia. - Nivel básico de impulso. - Corriente nominal. - Capacidad interruptiva - Tipo de construcción (frente muerto, resistencia a la corrosión). - Sistema de sellado. - Rango de temperaturas en ambiente de trabajo. Si el seccionador cuenta con fusibles, debe considerarse: - Corriente nominal continúa. - Corriente interruptiva simétrica. - Corriente interruptiva asimétrica. - Relación máxima X/R.

b5) Restauradores de circuito: Estos deben instalarse únicamente en líneas en operación radial. Se deben utilizar restauradores en circuitos de más de 100 A. Para la selección de los restauradores debe considerarse la tensión de operación, corriente nominal, número de fases, capacidad interruptiva, valor de la corriente para bobina de disparo a tierra y las curvas de operación (fase y tierra), debiendo apegarse a lo dispuesto en las normas ANSI C37.60, y C37.61 o equivalentes.

b6) Bancos de capacitores: La selección de la potencia de dichos bancos será determinada de acuerdo con el estudio correspondiente, debiendo apegarse al artículo 460 de la NOM-001-SEDE y a los estándares 18, 824, 1036 y C37.99 del IEEE o equivalentes. Todos los capacitores deben ser trifásicos, integrados por unidades monofásicas de una misma capacidad normalizada.

b7) Contador de descargas atmosféricas: Con la finalidad de llevar un registro de las operaciones de las protecciones de sobre tensión (apartarrayos) se deben instalar contadores de descarga atmosférica en los bajantes de dichos equipos.

b8) Indicadores de falla: Se deben utilizar indicadores de falla de reposición automática en el lado fuente de cada seccionador o desconectador múltiple, de conformidad con el estándar C2 (NESC) del IEEE, sección 16, artículo 161 o equivalente. El dispositivo se debe seleccionar de acuerdo a la corriente nominal del circuito.

b9) Empalmes: En los sistemas de distribución aéreos, los empalmes de aluminio invariablemente deben utilizar conectadores a compresión, y para cobre se deben utilizar conectores mecánicos o entorchados directamente.

8.4.2 Distribución eléctrica aérea por tubería conduit

a) La tubería conduit a utilizar en distribución eléctrica aérea visible, instalaciones ocultas y visibles en

interiores deben ser de acero galvanizado por inmersión en caliente, pared gruesa tipo pesado, fabricado de acuerdo a la norma NMX-J-534-ANCE.

b) Se acepta tubo conduit de acero galvanizado por inmersión en caliente, pared gruesa tipo semipesado, fabricado de acuerdo a la norma NMX-J-535-ANCE, para instalaciones en interiores ahogadas en losa, en áreas no corrosivas cuando así se establezca en las bases técnicas de licitación.

c) Las distancias entre tuberías conduit aéreas deben estar de acuerdo al anexo "A".




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d) En soportes de tuberias (racks) aéreas se debe dejar un 20 por ciento de espacio disponible para aplicaciones futuras, del tamaño nominal (diámetro) mayor de las tuberías ocupadas.

e) Cuando un soporte de tuberias (rack) contenga tuberías con circuitos de fuerza, control e instrumentación, el orden de acomodo debe ser con los tubos con circuitos de fuerza de mayor voltaje en la parte superior.

f) Las tuberías para alimentadores de motores deben llevar 1 circuito por tubo, a excepción de alimentadores para válvulas motorizadas, los cuales se aceptan que alojen alimentadores hasta para 10 motores trifásicos, seleccionando la tubería con un tamaño nominal (diámetro) arriba del obtenido al considerar el 40 por ciento de factor de relleno de conductores, y agrupando preferentemente válvulas del mismo tipo de servicio, por ejemplo: anillos de enfriamiento, de espuma contraincendio, y de producto.

g) El tamaño nominal (diámetro) de las tuberías conduit en distribución eléctrica aérea visible debe ser de 21 mm (3/4 pulg) como mínimo.

h) Para protección del conductor en la instalación dentro de tubería conduit, éste debe terminarse eliminando la rebaba en sus extremos en la llegada a cajas de conexión y tableros instalando contratuerca y monitor.

i) Las tuberías conduit visibles deben tener una sujeción con abrazaderas tipo “uña”, de aluminio fundido, 2 por tramo como mínimo, con perno roscado de baja velocidad o con abrazaderas tipo “U” tipo pesado de acero galvanizado con tuercas hexagonales.

j) Deben instalarse sellos para tubería conduit por cambio de área clasificada y a no más de 30 cm del equipo de instalación y cajas de conexiones. La instalación de los sellos debe incluir la fibra y el compuesto apropiado para cumplir la función de sellado.

k) Las trayectorias de conduit entre cajas de paso o conexión no deben tener curvas por más de 180º en total y no más de 2 curvas de 90º.

l) Debe respetarse los radios de curvatura mínimos de conductores, de acuerdo con la NOM-001-SEDE. m) En áreas con humedad excesiva se deben incluir accesorios para drenar condensados en los equipos,

tableros, canalizaciones y cajas de conexiones. n) En instalaciones exteriores de áreas no clasificadas, en equipos o tuberías sometidos a vibración,

asentamiento o movimiento, se debe instalar tubo conduit flexible metálico galvanizado engargolado recubierto con PVC con conectores a prueba de agua.

o) Se deben instalar cajas de paso en trayectorias rectas a cada 40 m, como máximo. p) La selección del tipo de materiales y equipos a utilizar en la instalación eléctrica se debe basar en la

clasificación general de áreas del proyecto. q) El material eléctrico, como cajas de conexión, caja para tubería (condulets), coples y demás accesorios

de canalización de áreas Clase I División 2, debe suministrarse para áreas Clase I División 1. r) No se aceptan soportes tipo unistrut para soportes de canalizaciones en exteriores. s) En las plantas de proceso normalmente la mayor cantidad de cargas (motores) se ubican a los

lados del soporte de tuberias (rack); por este motivo el diseño de las rutas debe hacerse considerando la instalación de las canalizaciones principales en ambos costados del soporte de tuberias (rack), ubicándolas en los alerones exteriores de este.

t) Las acometidas a los equipos deben ser con tubería conduit en forma visible, y pasar a subterránea desde el punto más cercano posible entre la canalización o charola y el equipo. La tubería visible se debe localizar junto a las columnas del soporte de tuberias (rack) y de ahí en forma de ducto subterráneo hasta las cajas de conexiones de los equipos; debe verificarse que la parte visible de las tuberías no cause obstrucciones a los trabajos de mantenimiento ni a la operación de la planta.

u) En áreas corrosivas, las tuberías conduit para instalación visible debe ser de acero galvanizado por inmersión en caliente tipo pesado de acuerdo a la Norma NMX-J-534-ANCE o de aluminio libre de cobre tipo pesado de acuerdo a ANSI C80.5, UL6A o equivalente, recubiertas exteriormente de PVC de 1,0 mm (0.040 pulg), y recubrimiento interior de uretano de acuerdo con NEMA RN1 o equivalente, de 0,05 mm (0.002 pulg), se debe cumplir con las pruebas requeridas para este tipo de material, como son:




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u1) Dureza del recubrimiento exterior de PVC. u2) Adherencia del recubrimiento exterior de PVC. u3) Espesor del recubrimiento exterior de PVC. u4) Espesor del recubrimiento interior de pintura de uretano.

v) Todos los accesorios de soportería para instalaciones eléctricas visibles en área corrosivas, como abrazaderas, canal ”U”, deben ser con cubierta exterior de PVC.

w) Todos los accesorios de canalización para instalación eléctrica visible en áreas corrosivas como cajas de paso, tuercas unión, sellos, coples flexibles, caja para tuberia (condulets), cajas de conexión, conectores, deben ser de aluminio libre de cobre con cubierta exterior de PVC y pintura interior de uretano, de acuerdo con NEMA RN1 o equivalente.

8.4.2.1 Distribución eléctrica en Plataformas Marinas:

a) En el caso de plataformas marinas, la canalización debe apegarse a los métodos recomendados

en 6.4.2 de la Norma API-RP-14F o equivalente. b) Para aplicación en áreas marinas, la protección mecánica del conductor, deben ser de aluminio

libre de cobre tipo pesado de acuerdo con especificaciones de la norma ANSI C80.5 o UL-6A o equivalente o de acero galvanizado por inmersión en caliente de acuerdo con la Norma NMX-J-534-ANCE, con recubrimiento exterior de PVC e interior de uretano, debe cumplir con la norma NEMA RN-1 o equivalente. Esto aplica para todos los accesorios de canalización como curvas, coples, caja para tubería (condulets), conectores, tuercas unión, sellos, coples flexibles, cajas de conexión y abrazaderas.

8.4.3 Distribución eléctrica aérea por medio de “Soportes tipo charola para conductores”

a) El uso de soportes tipo charola para la distribución eléctrica es permitido cuando así se establece en las

bases técnicas de licitación. En interiores de locales deben ser, de aluminio, o de acero galvanizado por inmersión en caliente o tipo malla de acero galvanizado por inmersión en caliente.

b) En exteriores, deben ser de aluminio, o fibra de vidrio reforzada fabricada por moldeo continuo, de PVC reforzado o tipo malla de acero inoxidable 316L decapado y pasivado. En general el sistema de soportes tipo charola para conductores, el ancho de charolas y tipo de conductores deben cumplir con los requerimientos del artículo 318 de la NOM-001-SEDE.

c) Las tipo malla deben tener borde de seguridad (para protección al cableado y seguridad al personal) deben cumplir con la norma IEC 61537, soportar las cargas requeridas en esta norma y ser colocadas según las indicaciones del fabricante en sus manuales. Las derivaciones, curvas, bajadas, reducciones y cruces en este tipo de charolas, serán elaboradas en campo de acuerdo a los planos de distribución de charolas.

d) La trayectoria de los soportes tipo charola para conductores deben contar con un 20 por ciento de espacio disponible a lo largo de su trayectoria.

e) La distancia máxima entre travesaños de los soporte para cable tipo escalera para conductores de baja tensión debe ser de 15 cm.

f) Todo el sistema de soportes tipo charola para conductores, debe formarse de materiales compatibles electroquímicamente para no formar par galvánico que produzca corrosión.

g) Se deben utilizar pasamuros en el paso de conductores a los cuartos de cables. Deben ser de material retardante al fuego, probados y certificados, y la instalación en general para el paso de los cables eléctricos por el muro debe cumplir con lo indicado en la sección 300-21 de la Norma NOM-001-SEDE.

h) El claro mínimo entre charolas instaladas en arreglo vertical, debe ser de 30 cm y la separación entre la charola mas elevadas a techos y vigas, debe ser por lo menos de 40 cm.

i) No se permite que los soportes tipo charola para conductores se sujeten de tuberías o equipos de proceso.




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j) En toda su trayectoria los soportes tipo charola no deben estar expuestas a daños físicos ni altas temperaturas o fugas continuas o intermitentes de vapor.

k) En exteriores los elementos de apoyo de los sistemas de soporte tipo charola para conductores deben ser de concreto y/o perfiles de acero estructural

l) En interiores para 3 niveles de charolas o más, los soportes deben ser de acero estructural a base de canales y ángulos, específicamente en cuartos de cables deben ser de piso a techo.

m) La cantidad de soportes por tramo de charola debe ser definido en la ingeniería de detalle, pero mínimo se deben instalar dos soportes por tramo.

n) Se deben colocar en lugares visibles y a lo largo de las trayectorias de los soportes tipo charola para cables los letreros con la leyenda siguiente: PRECAUCION: NO SE USE COMO ANDADOR O ESCALERA O PARA APOYO DE PERSONAL, SU USO ES UNICAMENTE COMO SOPORTE MECANICO PARA CONDUCTORES DE ENERGIA ELECTRICA.

PELIGRO: CIRCUITOS ELECTRICOS EN MEDIA TENSION

PELIGRO: CIRCUITOS ELECTRICOS EN BAJA TENSION

o) Las charolas para conductores de los tipos y materiales aceptados en esta norma, deben cumplir con la

NOM-001-SEDE sección 318 y las metálicas deben tener una capacidad de carga mecánica tipo B o C (111,6 Kg/m o 148,8 Kg/m) respectivamente y factor de seguridad de 2.

p) Las de PVC reforzado deben cumplir con la NOM-001-SEDE sección 318 y soportarán según la norma IEC 61537 las cargas requeridas en la norma, garantizando la colocación de la unión en cualquier punto entre los soportes, considerando 1,5 m de distancia entre soportes a una temperatura de ensayo de 40 °C conforme al ensayo de carga tipo “I”

q) En el diseño de la trayectoria exterior de los soportes tipo charola para conductores, la llegada a las subestaciones y cuartos de control de instrumentos no debe realizarse por el lado que da hacia la planta de proceso o fuente de área peligrosa, la llegada a cuartos de control de instrumentos debe realizarse en forma subterránea.

r) Para trayectorias exteriores el total de charolas para conductores (toda la trayectoria en todos los niveles) debe suministrarse con tapa.

8.4.3.1 Soportes tipo charola para conductores, metálicos de aluminio o de acero galvanizado a) Las charolas metálicas deben ser construidas y aprobadas de acuerdo a la NMX-J-511-ANCE. b) Las de aluminio deben ser de aleación comercial 6063 temple 6 con acabado natural, las de acero

deben protegidas contra la corrosión mediante galvanizado por inmersión en caliente después de fabricado.

c) Deben instalarse tramos rectos de charola de 3,00 o 3,66 m, con peralte útil mínimo de 54 mm, ensamblados entre ellos con accesorios metálicos que aseguren la rigidez de todo el sistema.

8.4.3.2 Soportes tipo charola para conductores, de fibra de vidrio reforzada Las charolas, de fibra de vidrio para conductores deben cumplir las siguientes especificaciones:

a) Tipo escalera, reforzada con poliéster, con protección para inhibir la degradación por rayos ultravioleta y

resistente a la propagación de la flama. b) Los tramos rectos de charola deben ser de 3,00 o 6,00 m de longitud, con peralte útil mínimo de 101,6

mm (4 pulg) y ensambladas con placas de unión de poliéster o fibras de vidrio adecuadas al tipo y perfil




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de la charola. Las tuercas y tornillos para la instalación de las placas de unión deben ser de acero encapsulados en fibra de vidrio.

c) Se deben instalar juntas de expansión, apegándose a lo indicado en la tabla 6.1 de la norma NEMA FG-1 o equivalente.

d) Para asegurar la protección mecánica de los conductores alojados en las charolas, el total de la canalización exterior debe tener una tapa de fibra de vidrio del tipo plano o a dos aguas. La tapa se debe fijar a la charola con separadores y tornillería de fibra de vidrio, con el fin de proveer a las charolas de un espacio para ventilación de conductores.

e) Para prevenir movimientos laterales en la charola, ésta debe ser fijada a los soportes. La fijación debe ser con mordazas (de poliuretano o equivalente) las cuales deben sujetar los rieles inferiores y éstas a su vez, se unirán al soporte con tornillos de acero encapsulados con fibra de vidrio.

f) Las charolas y accesorios de vidrio no deben ser perforados. g) Las charolas de fibra de vidrio por no ser conductoras de la electricidad, no se requiere que sean

aterrizadas.

8.4.3.3 Soportes tipo charola para conductores, de policloruro de vinilo (PVC) reforzado Deben cumplir las siguientes especificaciones:

a) Deben ser construidas y aprobadas de acuerdo a la norma IEC 61537 y la sección 318-5

(especificaciones de construcción) de la NOM-001-SEDE. b) Tipo escalera, o fondo sólido con perforaciones para facilitar la ventilación, no se admiten charolas con

paredes huecas. c) Deben cumplir con la NOM-001-SEDE sección 318 y soportaran según la norma IEC 61537 las cargas

requeridas en la norma, garantizando la colocación de la unión en cualquier punto entre los soportes, considerando 1,5 m de distancia entre soportes a una temperatura de ensayo de 40 °C conforme al ensayo de carga tipo “I”

d) Los tramos rectos de charolas deben ser de: 3,00 o 3,66 m de longitud, con un peralte útil mínimo de de 54 mm.

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

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

g) Las charolas deben tener una resistencia al impacto de 20 Julios a -20 °C de acuerdo con lo establecido en el ensayo del numeral 10.9 de la norma IEC 61537, ensayo tipo 1.

h) Las charolas de PVC por no ser conductoras de la electricidad, no se requiere que sean aterrizadas

8.4.4 Distribución eléctrica subterránea La Distribución Eléctrica Subterránea debe realizarse por medio de tuberías conduit agrupadas en bancos de ductos, que lleguen a registros eléctricos convenientemente ubicados para facilitar la introducción de conductores eléctricos en cambios de dirección, así como en tramos rectos de mayor longitud. Los registros eléctricos subterráneos deben tener accesorios para soportar y ordenar el cableado dentro de ellos. 8.4.4.1 Tubería conduit en bancos de ductos subterráneos. Debe cumplirse con lo siguiente:

a) Para trayectorias en áreas de proceso y/o corrosivas la tubería debe ser de acero galvanizado por

inmersión en caliente del tipo pesado, fabricada de acuerdo con la norma NMX-J-534-ANCE. b) Para trayectorias fuera de áreas de proceso, no corrosivas, según lo indicado en Bases técnicas de

licitación se puede utilizar tuberías de acero galvanizado por inmersión en caliente del tipo semipesado, fabricada de acuerdo con la norma NMX-J-535-ANCE.




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c) Para trayectorias fuera de áreas de proceso y corrosivas según lo indicado en bases técnicas de licitación se puede utilizar tuberías de PVC tipo pesado de acuerdo a la NMX-E-012-SCFI.

d) Se debe rematar las tuberías conduit en los registros eléctricos subterráneos, o a los tableros a que llegan, con monitores para tubo conduit, con objeto de evitar daños al conductor que se aloja.

e) El tamaño nominal (diámetro) mínimo de la tubería conduit a emplear en banco de ductos subterráneos en baja tensión debe ser de 27 mm (1 pulg), y para ductos de media tensión de 78 mm (3 pulg) de diámetro.

f) Los tamaños nominales (diámetros) normales a utilizar de tubería conduit debe ser de 27 a 103 mm (1 a 4 pulg) durante el desarrollo del proyecto se puede aprobar la utilización de tamaño 155 mm (6 pulg)

g) El espaciamiento entre tuberías en banco de ductos subterráneos se indica en el anexo "B". h) El número de curvas entre registro y registro eléctrico subterráneo, no debe acumular más de 180° en

total, incluyendo curvas a 90°, deflexiones horizontales y verticales, así como el disparo hacia la parte visible.

i) Las tuberías para alimentadores de motores deben llevar 1 circuito por ducto, a excepción de tuberías para válvulas motorizadas (normalmente a 440 V trifásicos) en las cuales se acepta que se alojen hasta 10 circuitos, seleccionando la tubería con un tamaño nominal (diámetro) arriba del calculado de acuerdo a la tabla 10.4 de la norma NOM-001-SEDE. Se recomienda agrupar válvulas con el mismo tipo de servicio, por ej. Anillos de enfriamiento de tanques, válvulas de proceso, espuma contraincendio. En caso de existir servicios redundantes, se deben alojar en diferente tubería.

j) Para motores con alimentadores de fuerza en baja tensión, de tamaño (calibre) 4 AWG como máximo, los conductores de control en 120 V c.a. Deben ir en el mismo tubo conduit. Para alimentadores de mayor sección los conductores de control deben ir en tubos conduits separados.

k) En las tuberías subterráneas con alimentadores para circuitos de alumbrado exterior, se permite que se alojen hasta tres circuitos por cada tubería conduit.

l) En tuberías con circuitos de media tensión se deben instalar tres conductores de diferentes fases por cada tubo conduit.

m) Para proyectos de ampliaciones o remodelaciones, las tuberías conduit a la llegada a los registros eléctricos subterráneos, deben sellarse si así se requiere en bases de licitación. En instalaciones nuevas no se requiere, ya que los ductos y registros deben ser herméticos al paso del agua.

8.4.4.2 Bancos de ductos subterráneos. Debe cumplirse con lo siguiente:

a) Los bancos de ductos subterráneos deben diseñarse de concreto armado con una resistencia de f´c=150 Kg/cm2 o mayor, se debe garantizar la impermeabilidad por medio de aditivos integrales de concreto, y colarse integralmente con colorante rojo, como mínimo en una proporción de 7,5 kg/m3 de concreto. a1) La cantidad máxima de tuberías en un banco de ductos debe ser de 36, con un máximo de 20

tuberías con circuitos de fuerza en operación. a2) La profundidad del banco de ductos debe ser como mínimo de 50 cm, de la parte superior del

banco de ductos al nivel de piso terminado, en cruce de calles debe tener un mínimo de 70 cm. a3) En los bancos de ductos cuando se requieran cruces con otro tipo de instalaciones, deben estar a

una distancia mínima de 20 cm. a4) En la ruta de bancos de ductos subterráneos se debe dejar un 30 por ciento de tuberías

disponibles. a5) La ruta de los bancos de ductos subterráneos debe ser la mas corta posible entre la fuente y la

carga eléctrica, de trazo sencillo, evitando registros innecesarios, considerando los derechos de vía definidos en conjunto con los otros tipos de instalaciones subterráneas, como cimentaciones, tuberías de proceso, agua, drenaje, entre otros. Debe proyectarse con el mínimo de desviaciones y cambios de nivel entre registros.

a6) Los bancos de ductos subterráneos deben tener una pendiente mínima de 3/1000 hacia los registros para drenado de probable filtración de agua.




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b) En subestaciones o cuartos de control eléctrico los bancos de ductos deben tener siempre pendiente hacia afuera de ellos.

c) En un banco de ductos y registros eléctricos con servicios en baja tensión, deben alojarse circuitos de control de motores e instrumentación, alumbrado, y fuerza, desde 120 hasta 600 V c.a. siempre y cuando el aislamiento de todos ellos sea de 600 V c.a.

d) En banco de ductos y registros se deben canalizar en forma independiente de la distribución eléctrica, los servicios como telefonía, intercomunicación y voceo, red de automatización y control señales de vídeo y control del circuito cerrado de televisión y protección de intrusos, señales de instrumentación de 4 a 20 mA o 24 V c.c., control a dos hilos de válvulas motorizadas, control del sistema de botoneras, semáforos y alarmas sectoriales, control de los sistemas de detección de hidrocarburos y fuego, así como otros sistemas de control.

e) También en banco de ductos y registros eléctricos independientes, se debe canalizar el cableado en media tensión.

f) La distancia entre trayectorias paralelas de bancos de ductos con servicios de media tensión, baja tensión y control debe ser de 75 cm como mínimo, medidos a la parte más cercana entre ellos.

g) En un banco de ductos y registros eléctricos subterráneos con servicios de diferente voltaje permitido, el orden de acomodo debe ser con los tubos de mayor voltaje en la parte inferior, menor voltaje en la parte media, y los tubos disponibles en la parte superior para facilidad de cableado.

8.4.4.3 Registros Eléctricos Subterráneos

a) Deben diseñarse de concreto armado de f´c=200 Kg/cm2 o mayor, deben garantizar la impermeabilidad

por medio de aditivos integrales del concreto, la altura de la entrada debe estar a 20 cm como mínimo sobre el nivel de piso terminado para evitar inundaciones en los registros.

b) Las tapas de los registros eléctricos deben ser de acero o material de fibra de vidrio de alto impacto (esto debe ser definido en las bases de licitación). Al utilizar lámina de acero, debe ser de 7,94 mm (5/16 pulg) de espesor, recubierta con pintura epóxica. En caso de usar material de fibra de vidrio, se debe cumplir con las siguientes características técnicas: Tapa de fibra de vidrio de 6,35 mm (¼ pulg) de espesor, con resina viniester, con procedimiento pultrusión (moldeo continuo), por lo que debe tener perfectamente integrados malla de fibra de vidrio y velo poliéster como protección adicional de rayos ultravioletas.

c) Las dimensiones normales de los registros eléctricos, medidas en la parte interior son:

0,6x0,6 m (Largo x ancho). Registros de mano (REM)

1,0x1,0 m 1,5x1,5 m

Registros con entrada de hombre (REH) 2,0x2,0 m

d) Otras dimensiones de registros y tapas deben estar avaladas por el proyecto correspondiente o en las

bases de licitación. e) Todas las tapas de registros eléctricos deben identificarse con su nomenclatura correspondiente. f) La profundidad de los registros debe ser definida en el proyecto por las dimensiones propias del banco

de ductos, así como por el cruce con otras instalaciones subterráneas a fin de evitar interferencias en la etapa de construcción.

g) Para determinar las dimensiones de los registros eléctricos subterráneos se debe tomar en cuenta el radio de curvatura mínimo de los conductores que se utilizan (de acuerdo a lo especificado en la sección 300-34 de la NOM-001-SEDE.

h) Se debe tener una distancia mínima de 20 cm de la parte inferior del banco de ductos a la parte inferior del registro, para evitar inundaciones en los ductos.




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i) La distancia mínima de la parte lateral del banco de ductos a las paredes del registro es de 15 cm considerar argollas y espacios para la maniobra de jalado de conductores.

j) En registros eléctricos subterráneos de 2,0 m o más de profundidad se debe proyectar escalera marina de fierro redondo, localizada en la cara más conveniente para no interferir con el cableado o descableado.

k) Los registros eléctricos subterráneos en trayectorias rectas largas, se deben localizar a una distancia promedio de 60,0 m y como máximo de 80 m entre dos registros, debiendo verificar que la tensión de jalado no rebase el 80 por ciento de la máxima que soportan los conductores que se alojaran en ellos.

l) Para el caso de utilización de cajas de paso visibles, con trayectorias de bancos de ductos subterráneos, las cajas no deben estar a una distancia mayor de 40,0 m.

m) Los registros eléctricos subterráneos se deben localizar fuera de áreas clasificadas, sin embargo cuando no se pueda evitar un área clasificada y se requiera de registros para facilidad de cableado o derivaciones, se deben utilizar cajas de paso visibles, adecuadas para Clase I. División 1.

n) En los registros eléctricos subterráneos se deben instalar soportes para que los conductores que en ellos se alojan, se ordenen y fijen, evitando su maltrato físico, ayudando a su identificación. Todos los conductores en registros deben tener curvatura suficiente (coca), para absorber desplazamientos y evitar tensiones.

o) En registros de 1,0x1,0 m y 1,5x1,5 m se deben considerar ménsulas de acero galvanizado soportadas en muro, cubiertas en la parte superior de una tira aislante como micarta, celorón o equivalente en características dieléctricas, de 19 mm de espesor x 51 mm de ancho x la longitud de la ménsula. La longitud de la ménsula debe ser la adecuada para la máxima cantidad de conductores a alojar, cuidando de no obstruir el acceso al registro. Se deben utilizar los niveles de ménsulas que sean necesarios.

p) Para registros de 2,0x2,0 m y mayores, se deben utilizar ménsulas de acero galvanizado como las arriba descritas, soportes para conductores tipo charolas o soportes con aisladores para conductores de gran diámetro.

8.4.5 Conductores en Instalaciones Eléctricas 8.4.5.1 Generalidades

a) Los conductores deben seleccionarse por capacidad de conducción de corriente, caída de tensión y cortocircuito.

b) La capacidad de conducción de los conductores debe determinarse de acuerdo a lo indicado en las tablas de corriente y factores aplicables en la sección 310-15 y la sección 110-14 de la norma NOM-001-SEDE. Tomando en cuenta: b1) Corriente en condiciones de máxima carga. b2) Agrupamiento de Conductores. b3) Agrupamiento de tuberías b4) Temperatura máxima ambiente y del conductor. b5) Resistividad térmica del terreno. (Para conductores en ductos subterráneos). b6) Profundidad. (Para conductores en ductos subterráneos).

c) La selección de la capacidad de conducción de corriente para conductores con doble designación de temperatura (Por ej. 90/75 °C seco/húmedo) debe realizarse para las condiciones más críticas en las que trabajará el conductor.

d) Debe proyectarse, para el cableado de fuerza y control en las canalizaciones eléctricas, conductores de una sola pieza (sin empalmes), desde la fuente hasta la carga, previendo desde el diseño del proyecto la adquisición de las longitudes requeridas.

e) El tamaño (calibre) mínimo de conductores a utilizar en tuberías es el siguiente: e1) Fuerza 600 V y menor 5,26 mm² (10 AWG) e2) Alumbrado 3,31 mm² (12 AWG)




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e3) Contactos 5,26 mm² (10 AWG) e4) Medía tensión 67,4 mm² (2/0 AWG)

f) Para minimizar el uso de empalmes y de registros eléctricos, se deben tomar en cuenta las siguientes consideraciones en el proyecto e instalación de cables.

g) Radio de Curvatura: Respetar el radio de curvatura mínimo siguiente, referido a la superficie interna del cable, no al eje central del mismo.

115 kV De acuerdo a fabricante 5, 15, 25 y 35 kV con pantalla. 12 D

4 D (25,4 mm diam. ext. y menor) 5 D (25,4 mm a 50,8 mm, diam. ext.)

600 V (monoconductor, control y multiconductor) 6 D (50,81 mm diam. ext. y mayor)

D = diámetro exterior del cable

Radio de curvatura mínimo de cables

h) Se debe aplicar el requerimiento del fabricante del cable, en caso de que éste requiera mayor radio de curvatura.

8.4.5.2 Instalación subterránea a) Tensión de jalado

Con la fórmula siguiente, calcular la tensión máxima de jalado de los cables, la cual no debe rebasar el 80 por ciento de la máxima tensión de jalado permisible (Tm) de acuerdo a lo siguiente: a1) Si la tensión es aplicada con ojillo de tracción:

Tm = T x n x A

a2) Si la tensión es aplicada con malla de acero (calcetín) sobre el aislamiento: Tm = K * T ( D – t ) Donde: Tm = Máxima tensión de jalado permisible en kg.

(Con ojillo de tracción, Tm no debe ser mayor a 2 200 kg) (Con malla de acero (calcetín), para cables sin cubierta de plomo, con cubierta polimérica, PVC, polietileno, neopreno etc., Tm no debe ser mayor a 0,7 de la sección transversal de la cubierta, y como máximo 450 kg). (Con malla de acero (calcetín), para cables con cubierta de plomo, Tm no debe ser mayor a 1,05 de la sección transversal del plomo)

T = Tensión en kg/mm2 para el material del conductor de que se trate (7,15 kg/mm² para cobre suave).

n = Número de cables. A = Sección transversal del cable en mm2

K = 3,31 para cables con cubierta de plomo. K = 2,21 para cables con otras cubiertas. t = Espesor del aislamiento en mm. D = Diámetro exterior del cable.




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b) Presión Lateral: La presión lateral es la presión ejercida en el aislamiento y cubierta de un cable en una curva, cuando el cable está bajo tensión. Las presiones laterales máximas en el jalado para los diferentes tipos de conductores se muestran a continuación:

Tipo de Cable Presión Lateral Máxima (kg/m) Cable de baja tensión XLP. 165,9 Cable de baja tensión EP 138,2 Cable de baja tensión PVC 138,2 Cable de media tensión XLP o EP 276,5

Presiones laterales

En el proceso de instalación del cable, para no dañar el conductor, su aislamiento, cubierta o pantallas, se deben utilizar de acuerdo al método de instalación, el equipo y dispositivos siguientes: a) Malla de acero (“calcetín”). b) Perno u ojillo de tracción. c) Dispositivo para evitar efecto de torsión.( Destorcedor ) d) Rodillos y poleas para tender el cable, para instalar cable en ducto en tramo recto y en cambio de

dirección. e) Dispositivo con poleas para guiar el cable. f) Dinamómetro para verificar el esfuerzo de tensión de jalado. g) Dispositivo de tracción (malacate, tirfor, entre otros). h) Grúa para carga y descarga de carretes, soporte de carrete y frenado del mismo i) Devanadora. j) Tubos flexibles abocinados para proteger el cable a la salida y entrada de los ductos. k) Lubricante base agua para lubricar entre el cable y el ducto. l) Equipo de comunicación para todo el personal involucrado en la instalación el cable.

8.4.5.3 Tipos de cables Los cables para instalación en el exterior sobre charolas deben ser resistentes a los rayos solares y aprobados para ese servicio Los cables que sean canalizados por charolas, aun en tramos cortos, deben ser monoconductores para tamaños (calibres) 21,2 mm² (4 AWG) o mayor; y multiconductores para tamaño (calibre) 13,3 mm² (6 AWG) o menor. El espaciamiento entre travesaños de charolas tipo escalera para cables monoconductores menores a 53,5mm² (1/0AWG) y hasta 21,2mm² (4 AWG) debe ser de 15 cm como máximo, de acuerdo a NOM-001-SEDE art. 318-3b. Se deben emplear conductores aislados con características de baja emisión de humos y resistencia a la propagación de la flama. Los conductores a las llegadas a los tableros deben acomodarse y soportarse para evitar transmitir tensiones mecánicas a los interruptores, barras o boquillas a los que se conectan. El tipo de conductores aislados a emplear en la distribución eléctrica aérea en tubo conduit o charola, y subterránea son cables con las siguientes características:




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a) Para baja tensión hasta 600 V a1) Cable monoconductor o multiconductor, constituido por conductor de cobre con aislamiento a base

de Policloruro de Vinilo (PVC), tipo THW-LS /THHW-LS 90 °C/75 °C 600 V con características de no propagación de incendio, de baja emisión de humos y bajo contenido de gas acido. Aplica para instalaciones, en exteriores visibles por tubo conduit y en interiores por charola y tubo conduit. No aplicar en charolas por áreas exteriores.

a2) Cable monoconductor o multiconductor constituido por conductor de cobre con aislamiento a base de PVC y cubierta de nylon, tipo THHN-THWN 90 °C/75 °C (ambiente seco/húmedo o en aceite), 600 V. Aplica para instalaciones donde pueda existir aceite y gasolina en exteriores visibles por tubo conduit y en interiores por charola y tubo conduit. No aplica en charolas en áreas exteriores.

a4) Cable Armado trifásico EP tipo RHH-RHW 90° C/75 °C (ambiente seco/ húmedo) 600 V formado por tres conductores de cobre suave, asilamiento EP, cubierta individual termofija, conductor de tierra de cobre suave desnudo, cinta reunidora, armadura engargolada de acero galvanizado o aluminio, cubierta de PVC. Aplica para instalaciones visibles en Plataformas Marinas, incluso en Clase I División 2.

a5) No se aceptan conductores con aislamiento para temperaturas de operación de 60 °C o menores. a6) Los conductores monopolares para baja tensión deben identificarse por colores, de acuerdo a la

sección 310-12 de la norma NOM-001-SEDE. Aplicar lo siguiente:

A negro B rojo Fases (fuerza y alumbrado) C azul

Puesto a tierra (Neutro) Blanco o gris claro Puesta a Tierra (Tierra) Verde o desnudo (Fuerza y alumbrado).

Nota: Cables mayores a tamaño (calibre) 33,6 mm² (2 AWG), las 3 fases serán en color negro.

b) Para media tensión 5, 15, 25 o 35 kV Cable monopolar con aislamiento XLP o EP 5, 15, 25 o 35 kV. 90 °C, 133 por ciento de nivel de aislamiento. Formado por conductor de cobre suave sellado, pantalla semiconductora extruída sobre el conductor, aislamiento EP o XLP 133 por ciento, pantalla semiconductora extruída sobre el aislamiento, pantalla electrostática a base de alambres de cobre suave, cinta separadora, y cubierta exterior roja de PVC. Aplica para instalaciones en media tensión subterránea en bancos de ductos y aérea por charolas, la aplicación del EP además por su mayor flexibilidad se prefiere a la llegada a motores en media tensión.

c) Para media tensión 5, 15, 25 o 35 kV con plomo Cable monopolar con aislamiento XLP o EP 5, 15, 25 o 35 kV. 90 °C, 133 por ciento de nivel de aislamiento. Formado por conductor de cobre suave, pantalla semiconductora extruída sobre el conductor, aislamiento EP o XLP 133 por ciento, pantalla semiconductora extruída sobre el aislamiento, cubierta exterior de plomo que actúa también como pantalla electrostática y cubierta exterior roja de PVC. Aplica para instalaciones en media tensión, subterráneas en bancos de ductos, donde existe presencia de hidrocarburos.

d) Para Alta Tensión 69 y 115 kV d1) Cable monopolar con aislamiento XLP 69 o 115 kV. 90 °C, 100 por ciento de nivel de aislamiento.

Formado por conductor de cobre suave, cubierta para sellado del conductor contra la penetración longitudinal de agua, pantalla semiconductora extruída sobre el conductor, aislamiento XLP 100 por ciento nivel de aislamiento, pantalla semiconductora extruída sobre el aislamiento, cinta hinchable semiconductora para bloquear el paso longitudinal de agua a través de la pantalla metálica, pantalla electrostática de alambres de cobre suave, cinta de cobre para igualar la corriente de los alambres, cinta hinchable aislante para bloquear el paso longitudinal de agua a




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través de la pantalla metálica y cubierta exterior roja de PVC. Aplica para instalaciones en alta tensión, subterráneas en bancos de ductos y aéreas por charolas.

e) Etiquetado de cables, empalmes y terminales e1) Los conductores aislados en alta, media y baja tensión deben identificarse por algún medio de

etiquetado, fijo e imborrable, en los registros eléctricos, llegadas a subestación, así como al inicio y final del conductor, indicando el número de circuito y servicio del conductor. En los registros y llegadas a subestación se debe rotular el número de tubo conduit.

e2) Las zapatas y conectores para distribución eléctrica y para llegada a tableros en media y baja tensión deben ser de compresión, del tipo barril largo

e3) Los empalmes, cuando se requieran, deben seleccionarse tomando en cuenta tensión, tamaño (calibre), nivel de aislamiento, tipo de conductor, uso interior o exterior y seleccionarse para el ambiente más agresivo húmedo y contaminado en el que pueda operar.

e4) Los empalmes y terminales para cables de baja tensión deben ser del tipo termocontráctil, contráctil en frío o encintado, también se aceptan empalmes tipo gel.

e5) Los empalmes y terminales para cables de media y alta tensión deben ser juegos completos de fábrica del tipo termocontráctil o contráctil en frío con accesorios para puesta a tierra. Cada empalme de media tensión debe utilizar accesorios de puesta a tierra aprobados de acuerdo a norma.

e6) Para empalmes en media tensión, utilizar conectores de compresión barril largo o conectores degollables que cumplan con NMX-J 548-ANCE.

8.4.5.4 Instalación de Cables El contratista debe presentar a PEMEX antes de la instalación de los cables, las memorias de cálculo con el método y diagrama de instalación propuesto, en donde se demuestre que no se rebasan los valores máximos de tensión de jalado, radio de curvatura y presiones laterales. También se deben enlistar y describir los equipos y dispositivos a utilizar en la instalación. 8.4.5.5 Pruebas en Campo a Cables de Energía Al terminar la instalación, se deben hacer pruebas de resistencia de aislamiento a los conductores de baja tensión y pruebas de resistencia de aislamiento así como de alta tensión (HiPot) a los conductores de media tensión. Ambas pruebas deben efectuarse con equipos calibrados por un laboratorio acreditado y en su caso aprobado en términos de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización.

a) Prueba de Resistencia de Aislamiento: Inmediatamente después de que se ha instalado el cable, pero antes de que se efectúen las terminales y los empalmes, se debe hacer una prueba de resistencia de aislamiento, usando un probador de aislamiento. La prueba de resistencia de aislamiento tiene por objeto determinar que no existe una falla franca entre elementos del sistema, producida durante la instalación del cable y los accesorios del sistema. Se hace otra verificación a la resistencia de aislamiento después de que se han efectuado los empalmes y terminales y de que el sistema de cables esté listo para las pruebas de aceptación. El valor de resistencia de aislamiento depende del material del aislamiento, de las dimensiones del cable, de su longitud y de la temperatura ambiente y puede determinarse teóricamente por la siguiente expresión: Ra = ..k log D/d (Mohms - km) Donde: Ra = es la resistencia de aislamiento. D = es el diámetro sobre el aislamiento.




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d = es el diámetro bajo el aislamiento. k = es la constante de aislamiento a 15,6 °C Los valores de la constante k deben solicitarse al fabricante del cable dependiendo del tipo de aislamiento o consultarse en la norma correspondiente a cada producto. El valor de Ra debe corregirse por temperatura de acuerdo a las especificaciones del fabricante y por longitud. Al hacer la corrección por longitud, debe recordarse que la resistencia de aislamiento varía inversamente con ella. En la prueba a cables de baja tensión (hasta 600 V), debe aplicarse mínimo una tensión de 1 000 V c.c. por 1 minutos y los valores deben registrarse en los formatos del Anexo “D” según aplique. Para los cables de media tensión debe aplicarse mínimo una tensión de 500 V c.c., por 10 minutos, y los valores deben registrarse en los formatos del Anexo “D” según aplique.

b) Prueba de Alta Tensión C.D. (HIPOT) a Cables de Energía: Después de realizada la prueba de resistencia de aislamiento y antes de su puesta en operación, se debe efectuar la prueba de alta tensión con corriente directa durante 10 minutos (5 para llegar a tensión de prueba y 5 minutos manteniendo la tensión de prueba). El valor aplicado no debe exceder el valor especificado en la Tabla I. Durante los primeros 5 años de de operación y en caso de falla, puede efectuarse una prueba de alta tensión con corriente directa durante 5 minutos consecutivos como máximo de acuerdo a lo indicado en la columna correspondiente de la Tabla I.

1 2 Tensión de aguante con corriente directa durante 5 min máximo Al terminar la instalación *

kV

Después de la instalación en caso de falla**

kV

Tensión de Designación del

cable kV

A B A B 5 28 36 9 11 8 36 44 11 14

15 56 64 18 20 25 80 96 25 30 35 100 124 31 39 46 132 172 41 54 69 192 61

NOTAS 1 Columna A - 100 por ciento nivel de aislamiento. 2 Columna B - 133 por ciento nivel de aislamiento. * Esta columna aplica para instalaciones nuevas. ** Esta columna aplica para instalaciones en las que el cable haya estado en operación normal.

Notas: Columna A – 100 por ciento nivel de aislamiento. Columna B – 133 por ciento nivel de aislamiento.

Tabla 1 Tensiones aplicadas en campo CD

Los valores deben registrarse en los formatos del Anexo “D” según aplique. Una vez obteniendo el registro de lecturas de corriente de fuga vs tiempo, éstas se deben graficar, y de su análisis (comparación con gráfica patrón) se debe tomar la decisión sobre la aceptación del conductor. En la Figura 2 se muestra la gráfica patrón, cuya interpretación se describe enseguida: b1) Curva “A” típica de buen aislamiento. b2) La curva “B” indica buen aislamiento del cable cuando las terminales están contaminadas o

húmedas. En este caso, suspender la prueba, descargar el cable, limpiar perfectamente la terminal y reanudar la prueba. Generalmente se obtiene una curva como A.




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b3) La curva “C” indica la posibilidad de una burbuja, impureza o daño en el aislamiento del cable o de las conexiones. En la mayoría de los casos, la tensión de prueba inicia la ionización del aire contenido en la burbuja, lo que produce alta energía calorífica que causa la destrucción del aislamiento, ocasionando la falla.

b4) La curva “D” se presenta en algunos casos donde se tiene humedad o contaminantes en las terminales. Si la curva no baja su pendiente después de seguir su procedimiento indicado en B, puede tratarse de mano de obra defectuosa durante el manejo, instalación o empalmes y terminales (es común que se deba a la presencia de materiales semiconductores sobre el aislamiento).

b5) La curva “E” indica presencia de humedad que, sin embargo, no es suficiente para producir falla. Se presenta comúnmente en cables húmedos.

Figura 2 Curvas de corriente de fuga vs. tensión – Tiempo en diferentes condiciones del aislamiento de cables aislados para alta tensión

8.4.6 Distribución eléctrica submarina 8.4.6.1 Trayectoria Los conductores submarinos instalados en el lecho marino deben ir enterrados en una trinchera de un metro de profundidad, hasta que se alcancen 10 m de calado en zona de arena, o estar protegidos con medias cañas de material resistente a la corrosión y de suficiente resistencia mecánica, en zonas de roca. (Sección 923-3, inciso j de la NOM-001-SEDE. 8.4.6.2 Empalmes En la instalación de conductores submarinos, en su tramo marino, no deben tener empalmes. 8.4.6.3 Protección La armadura del conductor debe diseñarse para soportar adecuadamente los esfuerzos mecánicos a que debe estar sujeto el conductor durante la instalación y operación. La armadura debe estar protegida contra la corrosión para cumplir adecuadamente su función durante la vida útil del conductor.




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8.4.6.4 Cruzamientos submarinos Los cruzamientos submarinos deben ser instalados siguiendo una trayectoria tal, que estén protegidos de la erosión ocasionada por la acción de las olas o las corrientes submarinas. (Sección 923-10, inciso f de la NOM-001-SEDE. En caso de requerirse ocupar el conductor submarino para disponer de servicios adicionales (fibra óptica, tubing para transporte de fluidos), estos deben ser considerados en su diseño para no poner en riesgo la función principal del conductor que es transportar energía eléctrica. El conductor submarino debe seleccionarse de acuerdo con los siguientes requerimientos:

a) Demanda de energía. b) Tensión nominal de operación. c) Arreglo del circuito eléctrico. d) Número de conductores de energía y de comunicación. e) Carga máxima continua. f) Factor de carga. g) Corriente de corto circuito. h) Temperatura ambiente (aire). i) Temperatura ambiente (agua). j) Profundidad promedio del lecho marino. k) Característica del lecho marino.

El conductor debe ser de cobre, redondo, cableado concéntrico compacto, ICEA clase B, C o equivalente, hermético al agua, cobre de acuerdo a los requerimientos del ASTM B3, B8 y B496 o equivalente, según se aplique. El aislamiento para estos conductores, debe ser XLP o EPR. El conductor submarino debe estar equipado con una malla metálica preformada de acero galvanizado, diámetro, distribución, esfuerzo a la tensión, elongación, torsión, peso del recubrimiento del zinc y adherencia de acuerdo con los artículos 7.2, 7.3.5, 7.3.6 y demás aplicables de la norma NEMA WC74, para cable submarino o equivalente. 8.5 Acometidas

a) Un edificio, planta industrial, centro de trabajo, o cualquier otra instalación de PEMEX al que se le

suministre energía eléctrica a través de una compañía suministradora, debe tener una sola acometida, tomando en cuenta los casos de excepción establecidos en la sección 230-2 de la NOM-001-SEDE.

b) Las acometidas eléctricas y sus componentes incluyendo conductores, equipos de acometida, dispositivos para el control medición y protección así como los requisitos necesarios para su instalación deben cumplir con lo dispuesto en el articulo 230 (acometidas), así como el artículo 710 parte B y C (Instalaciones con tensiones eléctricas nominales mayores a 600 V) de la norma NOM-001-SEDE., y la Ley del Servicio Publico de Energía Eléctrica Art. 25 y 28.

c) Debe tomarse en cuenta para el proyecto de la acometida eléctrica, la magnitud de la carga y el nivel de tensión requerida, debiendo manifestar a la compañía suministradora el requerimiento del servicio, indicando lugar y ubicación del suministro, nivel de tensión fases, frecuencia, desglose de carga conectada y demandada, diagrama unifilar general y tarifa solicitada. Lo anterior para que la compañía suministradora verifique la factibilidad y presupuesto del suministro de energía eléctrica. En esta etapa se debe solicitar a la compañía suministradora los valores de aportación de cortocircuito en Amperes




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y/o MVA trifásicos y monofásicos, incluyendo los valores de resistencia y reactancia de secuencia positiva y cero, y/o la relación X/R, con el fin de conocer desde el proyecto los valores de cortocircuito a que estarán sometidos los equipos eléctricos. PEMEX debe definir los valores estandarizados de corto circuito que requiere para sus equipos en el proyecto.

d) El proyecto de acometida debe sujetarse a las especificaciones de la compañía suministradora de energía eléctrica. Se debe identificar los materiales que deben ser proporcionados por ella (como el propio equipo de medición y protección) y cuales materiales deben ser suministrados por PEMEX o por su contratista.

e) La compañía suministradora para el caso de instalaciones eléctricas con servicio en alta tensión y de suministros en lugares de concentración pública solo suministrará el servicio previa comprobación de que el proyecto y las instalaciones cumplen con la NOM-001-SEDE., Esto a través de una unidad de verificación acreditada aprobada en términos de la LFMN. Por lo anterior el proyecto y construcción deben cumplir con este requerimiento.

8.6 Subestaciones 8.6.1 Generalidades

a) El diseño de la subestación deben tomar en cuenta las condiciones ambientales del lugar de

instalación como son: Temperatura ambiente (máxima, mínima y media), altitud sobre el nivel del mar, velocidad del viento, clasificación sísmica, contaminación ambiental, humedad, presencia de hielo, entre otros.

b) Para el diseño de la subestación se deben considerar los factores siguientes: b1) Condiciones de seguridad para el personal. b2) Mecánica del suelo. b3) Acceso controlado a personal. b4) Simplicidad en las maniobras de operación. b5) Espacio para mantenimiento. b6) Protección contra incendio. b7) Grado de confiabilidad. b8) Ubicación dentro del sistema. b9) Localización del equipo. b10) Relación de transformación. b11) Niveles de tensión. b12) Resistividad del terreno. b13) Continuidad del servicio. b14) Tipo de la instalación. b15) Demanda de energía. b16) Capacidad de corto circuito. b17) Crecimiento futuro.

c) Se debe cumplir con los requerimientos del artículo 924 de la Norma NOM-001-SEDE. d) Esta información debe complementarse con: IEEE Std. C57.110, IEEE Std. 141, Capítulo 15 o

equivalentes Subestaciones industriales, numeral 15.2, apartado 15.2.4 consideraciones específicas para instalación de Subestaciones.

e) Se debe cumplir con lo dispuesto en la Norma Oficial Mexicana NOM-113-SEMARNAT relativa a las especificaciones de protección ambiental.




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8.6.2 Ubicación a) La subestación se debe ubicar en un área no clasificada como peligrosa y próxima al centro de

carga eléctrica de la planta, y debe construirse de acuerdo a los resultados del estudio HAZOP realizado durante el desarrollo de la ingeniería de detalle.

b) En el diseño la distribución de equipo debe incluir espacios suficientes para el equipo (de acuerdo a artículos 110.13, 110.16, 110.34 de la NOM-001-SEDE) que brinden condiciones seguras y facilidades al personal para circulación de personal, instalación, operación y mantenimiento al equipo sin que interfiera a los adyacentes y debe proveerse de las protecciones y accesorios necesarios para la seguridad del personal y del propio equipo.

c) No se deben diseñar subestaciones en terrenos que presenten obstáculos subterráneos tales como tuberías de agua, alcantarillas, drenaje pluvial, líneas de vapor, servicios eléctricos y otros.

d) El diseño de la subestación debe tomar en cuenta áreas reservadas, de acuerdo con IEEE Std.1127 o equivalente, capítulo 4, subcapítulo 4.1 selección y preparación del sitio de ubicación, apartado 4.1.1 selección y localización del sitio, punto 4.1.1.1 reservas ecológicas.

e) El nivel de ruido audible generado por la operación de la subestación debe cumplir con lo especificado en la sección 924-13 inciso c, de la NOM-001-SEDE.

f) Los líquidos y gases empleados en la subestación y los equipos no deben presentar riesgos al personal y al entorno.

g) Los aspectos de seguridad que deben ser cubiertos en el diseño de subestaciones, deben cumplir con lo dispuesto en el Código Nacional Eléctrico de seguridad (National Electrical Safety Code C2-, parte 1), reglas para la instalación y el mantenimiento de estaciones y equipo de suministro eléctrico o equivalente, así como lo establecido en las Secciones 924-6, 7 y 8 de la NOM-001-SEDE.

h) Como medio de desconexión en subestaciones abiertas, deben utilizarse cuchillas desconectadoras de operación en grupo, ya sea manual o por motor. Como dispositivo principal de desconexión y protección se deben seleccionar interruptores de potencia, de tres polos, montados sobre un bastidor soporte de acero, de acuerdo con los siguientes parámetros y accesorios: h1) El medio de extinción del arco debe ser vacío para tensiones de 13,8 hasta de 34,5 kV, y

hexafluoruro de azufre en subestaciones con tensiones mayores de 34,5 kV. Tiempo de interrupción de tres ciclos.

h2) Mecanismo de operación tripolar con características de disparo libre, de energía almacenada por resorte, la carga del resorte debe ser por motor eléctrico. El mando para accionamiento de contactos debe ser manual sin energía de control y eléctrico (de forma local y remota).

h3) Tensión de control 125 V c.c. para bobinas, relevadores y señalización; tensión para motores 220 V, 3 fases, 60Hz; tensión para resistencias calefactoras 220 V, 2 fases, 60 Hz.

h4) Las boquillas deben ser de porcelana. h5) El gabinete de control puede ser de lámina de acero al carbón, aleación de aluminio o acero

inoxidable. h6) Contador de operaciones, indicador visual de posición de contactos, indicador del mecanismo de

operación. h7) Los interruptores deben cumplir con lo que indica la norma IEC62271-100

8.6.3 Banco de capacitores

a) Se deben instalar bancos de capacitores que mantengan el factor de potencia en un valor mínimo

de 0,90 a cualquier condición de carga en operación y no sobrepasen bajo ninguna circunstancia, el valor de 1,00, debe cumplirse lo dispuesto en la Norma NMX-J-203-ANCE.

b) Si el banco de capacitores genera una distorsión de tensión por armónicas mayor a 5 por ciento, con la individual mayor del 3 por ciento de la onda fundamental de voltaje, este debe incluir filtros para que la distorsión esté dentro de valores permitidos.




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c) Los capacitores pueden ubicarse en los diferentes niveles de tensión de la instalación, siendo esto definido por Pemex en bases de licitación, teniendo como requisito que el mínimo factor de potencia (f.p.) sea del 0,9 en la acometida con CFE.

d) Los bancos de capacitores pueden ser de tipo exterior o interior e instalarse en locales independientes o en cuartos de tableros considerando las dimensiones adecuadas y espacio suficiente para la instalación y mantenimiento seguro.

e) Cuando se requiera en bases de licitación, el contratista o licitante debe incluir las mediciones y el estudio de calidad de la energía que incluya análisis de distorsión de armónicas del sistema.

8.6.4 Subestaciones de enlace con PEMEX

a) Subestaciones de enlace con la compañía suministradora.-Son subestaciones por medio de las que

PEMEX se enlaza con la compañía suministradora, normalmente los equipos son instalados a la intemperie, se las conoce como subestaciones abiertas o convencionales. La tensión normalizada en el lado de alta puede estar en el rango de 13,3 a 230 kV, en el lado de baja la tensión normalizada puede ser alguna de las siguientes. 13,8kV, 4,16kV, 480 V, 220/127 V.

b) El arreglo de una subestación eléctrica consiste esencialmente en la distribución física de sus componentes (transformadores de potencia, interruptores, cuchillas, transformadores de instrumentos) y del tipo de subestación.

c) Las subestaciones de enlace con PEMEX pueden ser de los siguientes tipos. c1) Subestación intemperie en marco de postes.- Es la subestación más sencilla, consta de un marco

formado por dos postes de concreto o de acero, con trabes de vigueta de acero galvanizado en las que se recibe la acometida y se montan aisladores, cuchillas desconectadoras, apartarrayos y cuchillas fusibles, el transformador se ubica próximo a los postes; el equipo para medición, protección control y distribución de baja tensión, normalmente es instalado en un cuarto diseñado para este propósito.

c2) Subestación intemperie en marco de estructura metálica.-Es similar al descrito en el párrafo anterior, consta de un marco de estructura metálica formada de perfiles estructurales, armados en celosía de acero galvanizado por inmersión; en la estructura se montan aisladores, cuchillas desconectadoras, apartarrayos y cuchillas seccionadoras, bajo la estructura sobre una base se localiza el interruptor de potencia y frente a este a distancia conveniente para instalación y mantenimiento, se localiza el transformador. El equipo para medición, protección control y distribución de baja tensión, se instala en un cuarto diseñado para este propósito.

c3) Subestación intemperie en cuadro de estructura metálica.-Consta de un cuadro integrado por columnas y trabes de perfiles estructurales armados en celosía, en la estructura se realiza el tendido y arreglo de cables a los que de acuerdo al diseño se conectan los equipos como cuchillas, apartarrayos, transformadores de potencial, transformadores de corriente interruptores de potencia y transformador. El equipo para medición, protección control y distribución de baja tensión, se instala en un cuarto diseñado para este propósito.

c4) Subestaciones compactas.- Se instalan en el interior de edificios se emplean en tensiones hasta de 34,5 kV, los elementos que las componen como cuchillas, apartarrayos, barras conductoras, fusibles e interruptores, se instalan dentro de celdas metálicas de lamina y estructura de acero. El uso de estas subestaciones esta restringido en las instalaciones industriales de Petróleos Mexicanos, su uso solo se permite a requerimiento específico en las bases de usuario y bases técnicas de licitación.

c5) Subestaciones blindadas aisladas en gas hexafluoruro de azufre.- Se emplean en tensiones de 72 kV y mayores, en instalaciones interiores o exteriores, los componentes principales como barras interruptores transformadores de instrumento, están contenidos en una envolvente metálica que contiene el gas aislante.




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8.6.5 Subestaciones industriales tipo PEMEX Son de uso común en las instalaciones industriales de PEMEX, están constituidas por un cobertizo en el que se instalan los transformadores, un cuarto de control eléctrico, un cuarto en el que se instalan las baterías y un cuarto en el que se instalan los equipos para aire acondicionado y/o presurización. La construcción de este tipo de subestaciones debe cumplir con los requerimientos de la sección 8.7 de esta Norma de Referencia. 8.6.6 Protecciones

a) En los sistemas eléctricos las medidas de protección se debe agrupar como:

a1) Protección contra sobretensiones de origen atmosférico o por maniobras de interruptores. a2) Protección contra fallas internas en las instalaciones.

b) Protección contra sobretensiones El diseño del blindaje contra descargas atmosféricas de la subestación debe estar de acuerdo con el estándar Std. 998 del IEEE o equivalente. Para tensiones mayores a 1 kV, debe seleccionarse apartarrayos de óxido metálico para la protección de equipos en la subestación, de acuerdo con la sección 280-4 de la NOM-001-SEDE La selección de los apartarrayos, así como su coordinación con los demás elementos de la subestación, debe cumplir con lo establecido en la norma internacional IEC 60099-4, o equivalente.

c) Protección contra incendio La protección contra incendio de la subestación debe apegarse a lo dispuesto, la NOM-001-SEDE artículo 924.8, Protección contra incendio, incisos a) Extintores, b) Sistemas Integrados y c) Contenedores para aceite, lo indicado en esta norma, así como a lo indicado en el estándar 979 del IEEE, o equivalente.

d) Protección contra daño físico La protección de la subestación contra acciones de personal no autorizado debe satisfacer lo dispuesto en el estándar 1402- del IEEE o equivalente, y lo dispuesto en la sección 924 y 450-8 de la NOM-001-SEDE.

8.7 Subestaciones industriales tipo Pemex con cuarto de control eléctrico, cuarto de baterías, cobertizo para transformadores y cuarto para equipos de aire acondicionado y/o presurización 8.7.1 Generalidades

a) El cuarto de control eléctrico debe estar localizado lo más cerca posible de la carga eléctrica, en un área no clasificada como peligrosa, la construcción del edificio debe ser en dos niveles, el nivel superior corresponde al cuarto de tableros y la planta baja corresponde al cuarto de conductores en el que se instalan las charolas que se emplean para soportar los conductores que entran y salen de los tableros de distribución y centros de control de motores ubicados en el cuarto de tableros Cuando en las bases técnicas de licitación lo especifique PEMEX, se permite el uso de trincheras en vez del cuarto de conductores, para subestaciones de un solo nivel.

b) El cuarto de tableros debe tener dos entradas, una para equipos y otra para el personal. Las puertas se deben localizar en lados opuestos del cuarto y deben ser abatibles hacia afuera. Las entradas deben tener escalera de concreto. El cuarto de conductores también debe tener dos puertas para el acceso de personal. En el caso de trincheras también deben tener dos vías de acceso que pueden ser escaleras marinas. Todas las puertas deber ser de lámina de acero troquelada resistente al fuego, mínimo 01 h, cumplir con ASTM E2074 o equivalente y con el punto 9.1.3 de la norma NOM-002-STPS (No se aceptan puertas de aluminio en ningún área de la subestación). Las puertas deben abrir hacia fuera, ser resistentes al fuego y tener barra de pánico accionada por simple presión de palanca, no deben




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localizarse hacia el lado del patio de transformadores ni de las plantas de proceso. Las puertas deben poderse asegurar desde el exterior con cerradura o candado y llave, esta facilidad debe quedar bloqueada cuando se tenga personal laborando dentro del cuarto. El cuarto de control eléctrico no debe llevar ventanas. No se requiere falso plafón en cuarto de tableros.

c) La puerta debe tener fijo en la parte exterior y en forma completamente visible la leyenda “PELIGRO ALTA TENSION ELECTRICA”.

d) En el cuarto de tableros como en el de conductores, se deben instalar detectores de humo, con alarma audible y luminosa; la señalización debe ser local y remota al SCD.

e) Se deben instalar al menos dos extintores de fuego portátiles, de polvo químico seco o CO2, en cada cuarto de tableros y de conductores; su localización debe ser de fácil acceso.

f) Los tableros de distribución de media tensión, baja tensión y centro de control de motores, deben estar localizados en el cuarto de control eléctrico y deben tener envolventes en gabinete tipo interior

g) Los tableros de distribución, centro de control de motores y tableros de control deben tener un bus mímico al frente de ellos, el ancho del dibujo de barras principales debe ser de 19 mm y las derivadas de 6 mm rotulado a todo lo largo del tablero con esmalte alquidálico, en color contrastante con el del tablero, indicando el servicio, nombre del equipo y clave.

h) En un muro del cuarto de tableros, se debe colocar el diagrama unifilar simplificado, visible, dibujado en un tablero acrílico o pintado, susceptible de modificaciones, con identificaciones homologadas de tableros y motores. Las dimensiones del tablero así como el código de colores del diagrama unifilar, deben ser aprobados por el centro de trabajo.

i) La distribución de equipo en cuarto de tableros debe realizarse permitiendo espacios de acceso y trabajo suficiente que permita funcionamiento y mantenimiento rápido y seguro alrededor del equipo eléctrico. Los espacios mínimos permitidos se indican en las secciones 110.16, 110.32 y 110.34 de la NOM-001-SEDE. Mayores espacios pueden requerirse en bases técnicas de licitación, ver Anexo E. Para el diseño inicial se debe proyectar con las mayores dimensiones de equipo de fabricantes líderes y se actualizará con las dimensiones de los equipos adquiridos.

j) Sobre el piso al frente de los tableros, se debe instalar un tapete aislante tipo antiderrapante, con la finalidad de tener condiciones de operación seguras. El tapete deber tener una resistencia dieléctrica de 25 kV como mínimo. El tapete debe ser de un metro de ancho y extenderse 60 cm adicional, en los extremos del tablero o CCM.

k) El cuarto de tableros y el cuarto de conductores deben tener presión positiva. El equipo para presurización del cuarto de tableros se debe suministrar con filtros químicos de acuerdo con las normas ANSI-ISA-S-70.01 y S-71.04 o equivalente; este sistema debe tener alarma de falla de equipo al Sistema de Control Distribuido.

l) Debe requerirse aire acondicionado con presión positiva (a menos que se especifique otro requerimiento en bases de licitación). Este sistema debe tener alarma de falla de equipo al Sistema de Control Distribuido.

m) Los equipos de presurizado o de aire acondicionado deben ser instalados en un cuarto con loza de concreto y muros de tabique, integrado al cuarto de control eléctrico, con acceso independiente.

n) En los cuartos de tableros los ductos del sistema de aire acondicionado o presión positiva, no deben ser ubicados sobre la proyección superior de la ubicación de los tableros.

o) Las subestaciones eléctricas y cuartos de control eléctrico deben localizarse, con respecto a plantas de proceso, torres de enfriamiento y otras instalaciones, respetando las distancias de seguridad establecidas en la NRF-010-PEMEX. Deben ubicarse y orientarse evitando que los vapores, gases de proceso, rocío de torres de enfriamiento, sean arrastrados por los vientos y afecten a estos locales.

p) Las baterías deben ser tipo alcalino, de níquel cadmio y con placas de acero, de recombinación de gas interna, y regulada por válvula de baja presión, selladas, sin requerir adición de agua durante 20 años en condiciones normales de operación. Se acepta que este tipo de baterías selladas cuenten con posibilidad de añadir agua en sitio debido a operación arriba de valores nominales de voltaje de carga.

q) No se aceptan baterías con contenido de Plomo en ninguna de sus presentaciones.




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r) El cobertizo para transformadores debe tener techo desmontable, El piso de esta área debe tener pendiente hacia el exterior.

s) El acceso al área de transformadores no debe ser por el área de tableros o de conductores, El muro colindante con el cobertizo para transformadores y los muros entre transformadores en aceite o líquido de alto punto de ignición, deben ser contra incendio de concreto reforzado, clasificación H-0 para mantener estabilidad e integridad por 02 h de acuerdo a la NRF-072-PEMEX, de “Muros Contra-Incendio”, con altura de 30 cm arriba del punto mas alto del transformador. Para cada transformador se debe construir un dique para contener los derrames de aceite como se indica en la sección 450-27 de la NOM-001-SEDE el área de transformadores debe ser rodeada por una malla tipo ciclón con forro de PVC, y puesta a tierra, con letrero que diga “PELIGRO ALTA TENSIÓN“, y cumplir con sección 924-7 de la NOM-001-SEDE. Cuando exista colindancia del área de transformadores (en aceite o líquido de alto punto de ignición) con otras áreas conteniendo equipo, por ejemplo de aire acondicionado o presurización, el muro colindante debe ser ciego con clasificación H-0. La orientación del área de transformadores no debe ser hacia el área de proceso. La base de los transformadores debe sobresalir al menos 15 cm sobre el NPT.

t) Las baterías se deben instalar en un local específico para este uso (cuarto de baterías), junto al cuarto de conductores y con acceso independiente, los locales para baterías deben cumplir con lo indicado en la sección 924-22, con equipos y avisos preventivos indicados en la sección 480-10 de la NOM-001-SEDE.

u) Las baterías deben instalarse en bastidores metálicos. v) En el cuarto de baterías se debe instalar como mínimo un extractor tipo industrial con señal de falla al

sistema de control distribuido (SCD). No se acepta sustituir al extractor por celosía. w) El extractor del cuarto de baterías debe tener arrancador con protección de sobrecarga, ubicado fuera

del cuarto de baterías. x) El cargador de baterías no debe localizarse en el interior del cuarto donde se aloja el banco de baterías,

debe instalarse en el cuarto de tableros. 8.7.2 Cuarto de control eléctrico en dos niveles Cuando se defina en las bases de licitación que los cuartos de control eléctrico sean en dos niveles (cuarto de tableros y cuarto de conductores) no se aceptan trincheras, sótano ni semisótano para cuarto de conductores), y debe diseñarse de acuerdo a la figura y requerimientos siguientes:

Làmpara

Làmpara

Toma de aire ducto AA

Nivel de piso

CUARTO DE TABLEROS

CUARTO DE CONDUCTORES

0,3 m

TABLEROo

CCM

Libre 0,5 m (mìn.)

Ducto de aire acondicionadoy/o de presurización

Ducto de presurización

12 m

Libre 2,8 m (mìn)

Figura 3 Cuarto de control eléctrico




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a) Los huecos para la entrada y salida de conductores del cuarto de tableros y del cuarto de conductores, deben sellarse con material resistente al fuego que resista un tiempo mínimo de 02 h.

b) El cuarto de tableros (a menos que se especifique otro requerimiento en bases de licitación) debe tener aire acondicionado con presión positiva. El cuarto de cables debe tener presión positiva, la presión en ambos casos no debe ser menor de 2,54 mm (0.1 pulg) de columna de agua. Estos sistemas se deben suministrar con alarma de falla del equipo al Sistema de Control Distribuido.

c) El requerimiento de la toma de aire del ducto de aire acondicionado a 12 m de altura respecto al nivel de piso, aplica para cuartos de control eléctrico dentro o junto a plantas de proceso.

d) Los muros del edificio (excepto los de concreto mencionados en 8.7.1s) deben ser de tabique cerámico estructural esmaltado color blanco de 20x14x10 cm, resistencia mínima al fuego de 01 h y cumplir con las siguientes características:

Características Especificaciones Métodos de prueba

Absorción de agua. Promedio 10 por ciento, máximo 12 por ciento ASTM-C67 Resistencia a la compresión. Mínimo 210 Kg/cm2 ASTM-C67 Resistencia al choque térmico del esmalte.

Resiste ASTM-C484

Distorsión de lados o alabeo. Máximo 1 por ciento de desviación de la línea recta sobre la dimensión nominal

ASTM-C652

Variación dimensional. Promedios máximos de ± 2 por ciento de valores nominales

ASTM-C652

Defectos visuales. No perceptible a 4,0 m de distancia ASTM-C652

e) La techumbre debe ser a dos aguas con pendiente de 6 a 10 por ciento, el escurrimiento de agua pluvial debe captarse por medio de canalón o pretil y canalizarse por medio de bajadas de agua e integrarse a la red de drenaje correspondiente.

f) Los interiores de los cuartos de equipo eléctrico y de cables deben tener losa en acabado aparente pintados en color blanco, no se requiere el uso de plafón.

g) El piso del cuarto de cables debe ser “firme” de concreto. El piso del cuarto eléctrico debe ser de concreto, acabado en cemento “pulido” pintado de color gris claro epóxico, acabado RA-26 modificado (de acuerdo a NRF-053-PEMEX).

8.8 Transformadores 8.8.1 Generalidades

a) Los transformadores por su capacidad pueden ser de potencia y de distribución. Un transformador es

de potencia cuando tiene una capacidad mayor de 500 kVA de acuerdo con NMX-J-284-ANCE, y es de distribución cuando tiene capacidad hasta de 500 kVA, hasta 34 500 V nominales en alta tensión y hasta 15 000 V nominales en baja tensión de acuerdo con NMX-J-116-ANCE.

b) La eficiencia energética de los transformadores de distribución debe estar de acuerdo con la NOM-002-SEDE.

c) Los transformadores deben seleccionarse de acuerdo con los siguientes parámetros: c1) Capacidad nominal. c2) Relación de transformación. c3) Número de fases. c4) Número de devanados. c5) Clase de enfriamiento. c6) Frecuencia. c7) Impedancia (Z por ciento).




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c8) Sobrelevación de temperatura. c9) Altitud de operación en m.s.n.m. c10) Clase de aislamiento. c11) Nivel básico de aislamiento al impulso del rayo. c12) Conexión. c13) Cambiador de derivaciones. c14) Ubicación interior o intemperie. c15) Ubicación de boquillas. c16) Condiciones ambientales.

d) La capacidad nominal de transformadores utilizados en PEMEX para distribución primaria así como alimentación a cargas eléctricas de fuerza y alumbrado es de:

Transformadores monofásicos 5, 10, 15, 25 kVA

Transformadores trifásicos 15, 30, 45, 75, 112.5, 150, 225, 300, 500, 750, 1 000, 1 500, 2 000, 2 500, 3 000, 3 750, 5 000, 7 500, 10 000, 12 000, 15 000, 18 000, 20 000, 24 000 y 30 000 kVA

Capacidades mayores pueden requerirse de acuerdo a los proyectos. e) Las tensiones eléctricas normales utilizadas al interior de las instalaciones de PEMEX son 13 800, 4

160, 480, 220, 127 V Nota: En algunas instalaciones se encuentran tensiones de 2 400 y 6 600 V, que están en sustitución.

f) Las tensiones y conexiones normalizadas de los transformadores utilizados en PEMEX son:

Relación de tensión Conexión

13.8-4.16 kV Delta-estrella con neutro aterrizado a través de resistencia. (de 4 a 8 ohms);

4.16-0.48 kV Delta-estrella con neutro sólidamente aterrizado.

4.16-0.220/0.127 kV Delta-estrella con neutro sólidamente aterrizado

4.16-0.48 kV Delta-delta (para refinerías y donde se solicite en bases de diseño).

480-220/127 V Delta-estrella con neutro sólidamente aterrizado Tensiones mayores a 13,8 kV serán definidas por PEMEX dependiendo de las necesidades del proyecto

g) La capacidad nominal de transformadores debe determinarse en base a la carga demandada (carga en operación) y carga por ampliaciones futuras, tomando en cuenta lo siguiente: g1) Motores en operación continúa (*): 00 por ciento g2) Otras cargas en operación continua 100 por ciento g3) Alumbrado: 100 por ciento g4) Sistemas de fuerza Ininterrumpible 100 por ciento g5) Motores de operación intermitente: 50 por ciento g6) Salidas trifásicas a soldadoras: 20 por ciento g7) Carga para ampliaciones futuras. 20 por ciento (*) Potencia real demandada (aplicando factor de carga de motores a la potencia comercial del

motor). h) El porcentaje para ampliaciones futuras debe obtenerse o complementarse por incremento de

temperatura de trabajo en el transformador. No se permite el enfriamiento forzado con aire (ONAF) para cubrir el porcentaje para ampliaciones futuras.

i) En el cálculo de capacidad de transformadores para determinar la carga de motores, aplicar “factor de carga de motores” (Fcm) definido como:




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Fcm = W p / n [en caballos de potencia hp o bhp)] Donde: W p = Potencia requerida por el proceso [en caballos de potencia hp o bhp)] n = Eficiencia del motor (sin unidades)

j) Todos los transformadores deben instalarse en áreas no peligrosas, fuera de las plantas de proceso. k) Los devanados deben ser de cobre y/o aluminio para los transformadores tipo seco, y de cobre para

transformadores en aceite o en líquido aislante de alto punto de ignición. l) La instalación de los transformadores en PEMEX debe cumplir con las disposiciones del artículo 450

parte B secciones 450-21, 450-22, 450-23, 450-27 de la NOM-001-SEDE, aplicables según el tipo de transformador.

m) Por su medio de enfriamiento en PEMEX se deben utilizar transformadores inmersos en aceite aislante autoenfriados por aire (tipo ONAN), transformadores tipo seco autoenfriados por aire (tipo AA), así como .transformadores inmersos en liquido aislante alto punto de ignición mayor a 300 ºC, auto enfriados para aire (tipo KNAN). En bases de licitación se definirá el tipo de medio de enfriamiento de transformadores a emplear.

n) Se permite el aumento de capacidad del transformador únicamente por elevación de la temperatura máxima permitida, como es 55/65 °C en transformadores en aceite, y 80/115/150 °C en tipo seco, operando a plena carga del valor nominal sobre una temperatura ambiente promedio de 30 °C y una máxima de 40 °C.

o) Para todos los tipos de transformadores, Todas las partes de acero, excepto las galvanizadas deben recibir un tratamiento anticorrosivo de acuerdo a lo siguiente: o1) Limpieza a metal blanco o2) Dos capas de primario epóxico poliamida de dos componentes (RP-6 modificado) de 100-150

micras de espesor cada capa. o3) Una capa de acabado poliuretano acrílico alifático de dos componentes (RA-28 modificado) de

75-100 micras de espesor, color verde PEMEX 628 (Pantone Matching System PM-577). o4) Las pruebas de resistencia al rocío de sal se efectuarán de acuerdo con ASTM B-117 o

equivalente, con tiempo de exposición de 1 500 horas como mínimo en cámara de niebla salina.

8.8.2 Protecciones de Transformadores a) La protección por sobrecorriente en transformadores se debe seleccionar de acuerdo a la sección

450-3 de la NOM-001-SEDE. b) Se pueden emplear relevadores diferenciales de tierra si la capacidad del transformador, la carga

que alimenta y el esquema de aterrizamiento así lo requiera. c) Se debe incluir protección diferencial con restricción de armónicas para transformadores de 5 000

kVA y mayores. d) Los transformadores de corriente de la protección diferencial, deben ser exclusivos para esta

protección.

8.8.3 Transformadores en aceite o líquido aislante

a) Para transformadores inmersos en líquido aislante, éste puede ser aceite mineral aislante obtenido de destilación y refinación de petróleo crudo el cual debe cumplir con lo requerido por la norma NMX-J-123-ANCE, o liquido aislante de alto punto de ignición mayor a 300 ºC. El líquido aislante debe estar libre de bifenilos policlorados (PCB´S), (Menos de 2ppm de acuerdo a NMX-J-284-ANCE).

b) Los transformadores tipo poste en aceite se deben utilizar monofásicos hasta 25 kVA y trifásicos hasta 112,5 kVA.




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c) Los transformadores tipo subestación en aceite para ubicación en patio de transformadores deben ser trifásicos, desde 150 kVA.

d) Los transformadores de potencia y distribución en aceite o líquido aislante de alto punto de ignición deben cumplir con los requerimientos de las normas: NRF-144-PEMEX, NMX-J-284-ANCE, IEEE Std. C57.12.00 o equivalente, ANSI C57.12.10 o equivalente, NMX-J-116-ANCE, y ANSI C57.12.20 o equivalente.

e) Los transformadores de distribución en aceite tipo pedestal deben cumplir con los requerimientos de las normas: NRF-143-PEMEX y NMX-J-285-ANCE.

f) Los transformadores de distribución en aceite o líquido aislante deben cumplir con los valores de eficiencias mínimas, pérdidas de excitación y totales máximas indicadas en la norma NMX-J-116-ANCE y en la NOM-002-SEDE.

g) La impedancia para transformadores de potencia en aceite debe estar de acuerdo con la norma ANSI C57.12.10 o equivalente; y para transformadores de distribución en aceite debe estar de acuerdo con la norma NMX-J-116 -ANCE.

8.8.4 Características de transformadores en aceite o líquido aislante

a) Los transformadores de 5 000 kVA o mayores, deben ser embarcados sin radiadores ni aceite o liquido

aislante presurizados con gas inerte y para tensiones de 46,5 kVA y mayores, el equipo de presurización debe permanecer con el transformador para operar en condiciones normales.

b) Los transformadores deben protegerse como se indica en la sección 450-8 del la NOM-001-SEDE.

c) Los transformadores deben tener protección con relevador buccholz con señal de alarma y disparo para transformadores de 13,8 / 4,16 kV y tensiones mayores así como de 5 000 kVA hacia arriba.

d) Los radiadores deben ser tipo tubular, no se aceptan radiadores tipo oblea. e) El devanado del primario del transformador debe tener cuatro derivaciones a plena carga, arriba y abajo

del voltaje nominal controlados por un cambiador de derivaciones operado externamente de operación sin carga. Las derivaciones son de 2,5 por ciento, dos arriba y dos abajo de la tensión nominal del primario del transformador.

f) En transformadores instalados en el exterior, Las terminales hasta 13,8 kV del primario y secundario, deben estar alojados en cajas o cámaras de conexiones NEMA 3R.

g) La tapa debe ser de acuerdo a lo señalado en el inciso 8.4.3 de las normas NRF-143 “Transformadores de distribución y NRF-144 “Transformadores de potencia”

h) Los transformadores deben tener placa de datos fabricada de acero inoxidable con los datos requeridos en el inciso 6.4.9.2 de la norma NMX-J-284-ANCE y adicionalmente los valores impresos de las siguientes pruebas: h1) Resistencia de aislamiento, indicando tensión, temperatura y resultados de las pruebas. h2) Índice de polarización (en todos los transformadores de distribución y potencia). h3) Factor de potencia del aislamiento. h4) Humedad residual (resultados). Nota: solo si el transformador es embarcado sin aceite e inmerso en nitrógeno.

i) Los transformadores de potencia y distribución en aceite deben suministrarse con los accesorios normales de acuerdo a las normas NMX, y los siguientes: i1) Un termómetro tipo cuadrante en transformadores menores de 500 kVA, y mayores de 150 kVA. i2) Transformadores de 500 kVA y mayores deben ser equipados con termómetro tipo dial para

indicación de la temperatura máxima del líquido con dos indicadores; uno indicando la temperatura del aceite y el otro indicando la temperatura máxima.

i3) Dos terminales sobre el tanque para conexión del tanque a tierra, tipo B. i4) Indicador de nivel de líquido instalado en el tanque del transformador o en el tanque conservador.

j) Los bancos de radiadores de los transformadores de 500 kVA y mayores deben ser removibles, y suministrarse con válvulas de bloqueo de cierre hermético. Los transformadores de 3,5 MVA y mayores




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deben suministrarse con válvulas tipo compuerta, transformadores menores a 3,5 MVA pueden tener válvulas de compuerta o de otro tipo de cierre hermético, excepto tipo mariposa. Los radiadores deben contar con ganchos para su fácil remoción, los tubos utilizados en los radiadores deben ser de lámina de acero ASTM A-283 grado A o A-36, con calibre mínimo 14 USG y en cabezales calibre 12 USG.

k) Los transformadores de 500 kVA y mayores en aceite o líquido aislante deben suministrarse con los relevadores siguientes: k1) Relevador mecánico de sobre presión con señal de alarma y disparo. k2) Relevador de temperatura de aceite o líquido aislante con señal de alarma y disparo. k3) Relevador de nivel de aceite con señal de alarma por bajo nivel. k4) Relevador del punto más caliente con señal de arranque de ventiladores, alarma y disparo (solo

para transformadores de 750 kVA y mayores). k5) Relevador bucholtz con señal de alarma y disparo (solo para transformadores de 5 000 kVA y

mayores). Estos relevadores deben tener 4 contactos para señales de alarma y/o disparo.

l) Para transformadores en exterior con sistema de aire forzado la caja del arrancador para los motores de los ventiladores y de los dispositivos de arranque automático deben ser NEMA 3R. Los motores de los ventiladores deben ser trifásicos en 440/220 V.

m) La instalación eléctrica de los dispositivos de control y del sistema de aire forzado debe ser canalizada por tubería conduit de acero galvanizado pared gruesa tipo pesado fabricada de acuerdo a la norma NMX-J-534-ANCE y accesorios a prueba de intemperie, hasta la caja de conexiones.

n) Los instrumentos de los transformadores deben ser visibles desde el exterior del patio de transformadores, el diámetro mínimo de los instrumentos debe ser de 114,3 mm (4 ½ pulg).

8.8.5 Pruebas en fábrica a transformadores en aceite o líquido aislante El fabricante debe entregar tres juegos de las pruebas de protocolo, que incluya el procedimiento y desarrollo de las pruebas. Deben efectuarse las pruebas e inspección para aceptación de acuerdo a la norma NMX-J-169-ANCE, y las siguientes.

a) Relación de transformación. b) Pruebas de polaridad, secuencia de fases y desplazamiento angular. c) Medición de la resistencia óhmica de los devanados. d) Medición de la resistencia de aislamiento. e) Índice de absorción. f) Índice de polarización:

f1) Transformadores hasta de 500 kVA: IP mayor o igual a 1,2. f2) Mayores de 500 kVA: IP mayor o igual a 1,5

(Los transformadores con valores inferiores a los indicados, no son aceptados por PEMEX). g) Potencial aplicado. h) Potencial inducido. i) Pérdidas en vacío a tensión y frecuencia nominal. j) Corriente de excitación a 2,5 kV y frecuencia nominal. k) Pruebas de temperatura a capacidad nominal 55 °C, a 65 °C y FA (si se tiene), uno por lote de

transformadores de iguales características. l) Prueba de esfuerzo dieléctrico, acidez y color para el aceite. m) Prueba del factor de potencia. n) Revisión de los medidores y accesorios. o) Prueba de impulso (uno por lote de transformadores de iguales características). p) Prueba de presión y hermeticidad al tanque, válvulas y radiadores. q) Regulación y eficiencia (cálculos). r) Pérdidas en el cobre con corriente y frecuencia nominal.




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s) Porcentaje de impedancia a corriente y frecuencia nominales. t) Descargas parciales (en transformadores clase II de 5 000 kVA y mayores). Cuando se requiera esta

prueba en transformadores clase I, debe ser indicada en las características particulares. Adicionalmente debe realizarse la inspección visual para el embarque (porcelanas, limpieza, pintura, dimensiones), de conformidad con las normas y especificaciones del equipo, así como la verificación de los dibujos aprobados por el área de ingeniería. 8.8.6 Transformadores tipo seco en barniz impregnado Los transformadores tipo seco en barniz impregnado deben cumplir los requerimientos para pruebas en fábrica de acuerdo a NMX-J-351-ANCE- y con lo siguiente:

a) Se deben utilizar solo en interiores, alojados en gabinete, con capacidad hasta de 150 kVA. b) Hasta 45 kVA se permite sean instalados dentro de centro de control de motores. c) Con voltaje secundario de 220/127 V, con cargas no lineales y presencia de armónicas, deben tener

factor de protección (k-13). d) Deben tener aislamiento clase 220 °C, capacidad nominal con elevación de temperatura de 80 °C y

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

e) Todas las partes de acero, excepto las galvanizadas deben recibir un tratamiento anticorrosivo de acuerdo a lo siguiente: e1) Limpieza a metal blanco. e2) Dos capas de primario epóxico poliamida de dos componentes (RP-6 modificado) de 100-150

micras de espesor cada capa. e3) Una capa de acabado poliuretano acrílico alifático de dos componentes (RA-28 modificado) de

75-100 micras de espesor, color verde PEMEX 628 (Pantone Matching System PM-577). f) Las pruebas de resistencia al rocío de sal se efectuarán de acuerdo con ASTM B-117 o equivalente,

con tiempo de exposición de 1 500 h como mínimo en cámara de niebla salina. g) Las pruebas mínimas de recepción en campo para transformadores tipo seco aislados en barniz

impregnado son: g1) Resistencia de aislamiento g2) Resistencia ohmica g3) Relación de transformación.

8.8.7 Transformadores tipo seco en resina epoxy

a) Deben cumplir con los requerimientos de la NMX-J-351-ANCE “Transformadores de distribución y

potencia tipo seco – Especificaciones. Las pruebas en fábrica deben ser las pruebas de rutina de acuerdo a NMX-J-351-ANCE.

b) Se deben utilizar a requerimiento específico de PEMEX, su capacidad debe ser de 225 a 12 000 kVA.

c) Se deben instalar en exterior, en patio de transformadores, con gabinete para servicio intemperie, NEMA 3R, construido con lámina de acero estructural de calibre mínimo de 12 USG. Las aberturas de ventilación deben estar de acuerdo a NOM-001-SEDE y NEMA ST -20 SECC3.

d) Las bobinas de los transformadores deben estar herméticamente selladas en resina epóxica mediante la técnica de trenzado y reforzado con fibra de vidrio en múltiples direcciones, por la técnica de moldeado y solidificado al vacío o por alguna otra técnica con sellado hermético en resina epóxica.




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e) Deben tener aislamiento clase 185 °C, capacidad nominal con elevación de temperatura de 80 °C y temperatura máxima de 115 °C (capacidad adicional sin dañar los aislamientos de 15 por ciento), Lo anterior sobre una temperatura ambiente promedio de 30 °C y una máxima de 40 °C.

f) Deben estar provistos con 4 derivaciones de 2,5 por ciento cada una, dos arriba y dos abajo de la tensión nominal, localizadas en la superficie del devanado de alta tensión. Para el cambio de derivaciones con la unidad desenergizada, se debe proveer de puertas embisagradas en el gabinete del transformador.

g) Debe tener plantillas aislantes de vibración instaladas entre el ensamblaje de núcleo-bobina y las estructuras base del cerramiento para prevenir la transmisión de vibración.

h) Se debe suministrar el sistema de medición y control de temperatura en estado sólido, con los contactos de operación fijados de acuerdo a la temperatura de los devanados, con al menos dos juegos de sensores térmicos de alta precisión, instalados directamente en los ductos de aire de cada bobina del transformador, el primero actuará para alarma y el segundo para el disparo de emergencia e indicación remota en el Sistema de control.

i) Los gabinetes deben suministrarse con dispositivos para levantamiento, ya sea soldados o atornillados a la estructura y deben tener apoyos para palanqueo diseñados para facilitar el movimiento e instalación del gabinete. La base debe ser construida con miembros de acero estructural que permitan su desplazamiento en cualquier dirección. En el gabinete se debe incluir un conector mecánico para conexión a tierra para cable de cobre desnudo calibre 2 a 2/0 AWG.

j) La base del transformador debe ser diseñada y fabricada para permitir que se manipule con: montacargas, rodillos o que resbale en cualquier dirección utilizando sistemas de desplazamiento.

k) Todas las partes de acero, excepto las galvanizadas deben recibir un tratamiento anticorrosivo de acuerdo a lo señalado en el numeral 8.8.1 inciso o.

l) El nivel de ruido debe cumplir con la norma NMX-J-351-ANCE tablas 6 y 7. m) Las pruebas mínimas de recepción en campo para transformadores tipo seco en resina epóxica

son: m1) Resistencia de aislamiento m2 Resistencia ohmica m3) Relación de transformación.

8.8.8 Pruebas a transformadores tipo seco en resina epoxy Deben cumplir con las pruebas indicadas en la norma NMX-J-351-ANCE. 8.9 Tableros Los requisitos mínimos que deben cumplir los tableros eléctricos que se utilizan en los sistemas de generación, distribución y utilización de las instalaciones de PEMEX deben ser los siguientes: La potencia de corto circuito de los tableros se debe confirmar con la elaboración del estudio de cortocircuito durante el desarrollo de la ingeniería. Las potencias de cortocircuito comerciales estandarizadas deben ser de 1 000 MVA (40 kA) o 750 MVA (31,5 kA) para 13,8 kV; de 350 (49 kA) o 250 MVA (35 kA) para 4,16 kV. Para baja tensión, las corrientes de corto circuito deben ser de 25 kA para 480 V (ver 8.9.3c) y 22 kA para CCM y tableros de distribución autosoportados en 220-120 V, 10 kA para tableros de alumbrado y contactos en 220-127 V. Los cables de energía que alimentan los tableros y todos los componentes del sistema eléctrico deben soportar sin daño estos valores de corto circuito. 8.9.1 Tableros de media tensión en 13,8 y 4,16 kV (No aplica para tableros con Bus aislado en SF6)

a) Los tableros de distribución en media tensión deben ser METAL CLAD, de frente muerto, ensamblados

en fábrica, con gabinete de uso general NEMA-1A, para instalación interior, de acuerdo a NMX-J-235/1-




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ANCE-2000, que cumplan los requisitos de la norma NRF-146-PEMEX versión vigente y de acuerdo a la norma ANSI / IEEE C37.20.2 versión vigente o equivalente, debe estar formado por secciones o celdas verticales compartimentadas unidas entre si formando una estructura rígida auto soportada, fabricado con perfiles de acero estructural, las barreras entre secciones adyacentes deben ser de láminas de acero rolado en frío de espesor no menor a 2,78 mm (calibre 12 USG), todas las otras cubiertas y puertas deben ser de lámina de 1,98 mm de espesor(calibre 14 USG) o mayor y las bases de las secciones deben tener canales de acero que se unan a todo lo largo del tablero. El fabricante debe seleccionar el calibre de lámina para diseño estructural de tal manera que las superficies no presenten pandeos, este calibre no debe ser menor de 3,18 mm (calibre 11 USG).

b) Las secciones deben estar equipadas con interruptores de potencia del tipo removible, con extinción del arco en vacio o en hexafluoruro de azufre (SF6), para tensiones de 15 kV o 5 kV, solo se permite un interruptor de potencia por sección; la inserción y la extracción del interruptor en su cubículo debe ser a nivel de piso, sin necesidad de rampa o montacargas, por lo que el canal soporte del tablero debe quedar embebido en el piso.

c) Todos los equipos, instrumentos y aditamentos conectados a las barras de un tablero deben ser diseñados y construidos para soportar los esfuerzos producidos por las corrientes de falla durante un corto circuito.

d) Los componentes del circuito primario como son interruptores, barras y transformadores de potencial y de corriente, deben estar separados por divisiones metálicas conectadas a tierra, sin aberturas entre compartimientos. El compartimiento o cubículo que aloja al interruptor debe tener compuertas que aseguren que los elementos del circuito primario no queden expuestos por la apertura de una puerta. Se deben incluir obturadores automáticos, accionados mecánicamente, que impidan operaciones indebidas de los contactos principales y del elemento removible. Esto también aplica para el compartimiento de transformadores de potencial. El compartimiento de baja tensión para los instrumentos de medición, control y protección de cada interruptor, debe ser localizado en la parte superior de la sección con acceso por el frente por medio de puerta con bisagra metálica y dispositivo de límite de giro al abrirla. La puerta debe tener cerradura manual. La parte posterior del tablero debe ser con cubiertas de lámina, removibles aseguradas con tornillos que permitan el acceso a las barras colectoras o al compartimiento de cables. Los compartimientos para cables de las secciones de interruptores de acometida y de interruptores de circuitos derivados, deben tener los espacios suficientes para el arreglo de barras, posición de las zapatas para conexión, longitud de los conos de alivio de las terminales de los conductores, radios de curvatura de los conductores, con la finalidad de tener facilidad para su instalación inspección y mantenimiento. Cada sección debe estar provista de una resistencia calefactora alimentada a 220/127 V a través de un interruptor termo magnético, controlada por termostato para mantener una temperatura arriba del punto de rocío, cubierta con una guarda de protección para evitar el contacto accidental del personal.

e) Todos los interruptores deben cumplir con los requisitos indicados en las normas NRF-146-PEMEX-2005, numeral 8.2.2.1, inciso “a” y en el ANSI-C37.06 o equivalente empleando como medio de extinción el vacío o hexafluoruro de azufre y deben ser de 3 polos, un tiro con mecanismo de operación de energía almacenada operación local manual y eléctrica local y remota. Los interruptores deben tener contador de operaciones. Los interruptores deben estar provistos de un mecanismo manual, al frente de la sección, que permita su operación en caso de falla de energía de control. Debe ser de disparo libre, tanto eléctrica como mecánicamente. El interruptor debe incluir un sistema antibombeo, y las bobinas deben ser para uso continuo. Los mecanismos de operación de los interruptores se deben conectar a una fuente de 125 V c.c. y deben ser capaces de abrir el interruptor a carga plena entre 70 y 140 V c.c. y cerrarlo con una tensión




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de control entre 100 y 140 V c.c. En cada sección el circuito de control de corriente continua, debe contar con un dispositivo de seccionamiento y protección mediante fusibles. El sistema de control local para cierre y apertura del interruptor debe ser con botones de contacto momentáneo. Los bloqueos de las puertas deben cumplir con la NRF-146-PEMEX Las alarmas, disparos y posición de abierto o cerrado de los interruptores principales y de enlace, deben estar disponibles en tablillas terminales para ser incluidos en el sistema de control digital de la planta o instalación. Cada interruptor debe ser equipado con 5 contactos normalmente abiertos y 5 contactos normalmente cerrados, libres, disponibles para circuitos de control asociados al interruptor. Estos contactos auxiliares (“a” y “b”) deben ser operados por los mecanismos de cierre y apertura. La celda de cada interruptor deben tener marcadas 3 posiciones “CONECTADO”, “PRUEBA” y “DESCONECTADO”.

CONECTADO Listo para operación, los contactos principales conectados al bus y los contactos auxiliares de estado conectados a las terminales de control.

PRUEBA Todos los contactos principales separados del bus a una distancia segura para abrir y cerrar sin peligro, con los contactos de control conectados. En esta posición solo se puede operar localmente en forma manual o eléctrica

DESCONECTADO Con los contactos principales y de control separados

El sistema de control local para cierre y apertura del interruptor debe ser con botones de contacto momentáneo.

f) Las barras principales y las derivadas deben ser de cobre electrolítico de alta conductividad, la densidad de corriente debe ser de 1,24 A/mm2 (800 A/pulg2), las conexiones entre barras deben ser plateadas y se deben fijar con tornillos de acero inoxidable, las barras deben ser aisladas con fundas contráctiles o rígidas premoldeadas. Las barras de derivaciones del bus para los equipos deben ser por lo menos de la corriente nominal del interruptor respectivo. En tableros con doble acometida, por cada acometida el tablero debe tener una barra de cobre para conectar a tierra las secciones derivadas de esa acometida, con capacidad mínima de 300 A a una densidad de 1,24 A/mm2 (800 A/pulg2). Los cantos de las barras deben ser redondeados. Cada unidad removible del circuito de potencia debe estar conectada a la barra de tierra, por medio de un conector autoalineable siempre que los equipos estén en la posición de "conectado" o "prueba".

g) Los instrumentos de protección y medición en los interruptores principales deben ser digital multifunción (separados). La medición debe tener memoria de 800 KB RAM, con captura y análisis de forma de onda.

h) Los transformadores de corriente para medición deben ser independientes de los de protección y deben ser construidos para soportar los esfuerzos térmicos, magnéticos y mecánicos resultantes de las corrientes de falla en los tableros. Los transformadores de corriente para protección en tableros, deben tener una potencia de precisión que garantice la operación adecuada de los dispositivos de protección en condiciones de corto circuito sin llegar a la saturación. El fabricante debe demostrarlo empleando curvas de saturación.

i) El tableros debe contar con un sistema de monitoreo de puntos calientes mediante tecnología infrarroja con medición digital, la pantalla del sistema debe ubicarse en el frente del compartimiento de baja tensión de la sección principal, con puerto de comunicación RS-485 con protocolo de comunicación modbus y ethernet, sus señales se deben integrar al “Sistema de supervisión y control para la administración de la energía eléctrica”. El monitoreo debe ser en cada una de las fases de entrada y salida (6 puntos de medición) de los interruptores principales lo mas próximo posible a las mordazas. El sistema debe ser capaz de desplegar digitalmente el punto mas caliente en grados Celsius, la




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diferencial mayor, compensación de temperatura, y alarma. El sistema debe efectuar un monitoreo continuo (“Barrido” o “Escanner”) a todos los puntos de monitoreo. El sistema debe cumplir con lo indicado en la NRF-146 - PEMEX. Este sistema de monitoreo es opcional en las secciones con interruptores derivados.

j) Todas las tablillas para conexión de relevadores, lámparas de señalización y todos los dispositivos de control deben ser montados en los compartimientos adecuados y ser identificados correctamente. Las lámparas de señalización deben ser de tipo Led de alta luminosidad.

k) Cuando se cuente con un sistema de transferencia automática, el control de la transferencia automática entre interruptores principales debe tener un interruptor de control por cada interruptor principal.

l) La capacidad nominal de los interruptores y en general de todos los equipos instalados en el tablero, debe ser sin la ayuda de ventilación forzada.

m Deben proporcionarse con el tablero los accesorios de instalación y operación normales del fabricante, así como una relación de las partes de repuesto recomendadas.

n) Los accesorios del tablero deben contar con certificado de origen, el tablero y sus componentes deben estar garantizados al menos por 3 años por el suministrador a PEMEX.

o) Todas las partes de acero, excepto las galvanizadas deben recibir un tratamiento anticorrosivo de acuerdo a lo siguiente: o1) Limpieza a metal blanco o2) Dos capas de primario epóxico poliamida de dos componentes (RP-6 modificado) de 100 - 150

micras (3 a 4 milésimas de pulgada) de espesor cada capa. o3) Una capa de acabado poliuretano acrílico alifático de dos componentes (RA-28 modificado) de 75

- 100 micras (3 a 4 milésimas de pulgada) de espesor, color verde PEMEX 628 (Pantone Matching System PM-577).

o4) Se acepta el tratamiento de fosfato de zinc previo a la pintura, que debe ser polvo de poliéster aplicado electrostáticamente. En cualquiera de los dos procesos, la película de pintura debe ser uniforme en color y sin burbujas; lisa, sin escamas o ralladuras.

o5) Se deben realizar pruebas de resistencia al rocío de acuerdo con ASTM B – 117 o equivalente, con tiempo de exposición de 1 500 h como mínimo en cámara de niebla salina.

p) Sobre la superficie frontal del tablero se debe dibujar el diagrama mímico del tablero correspondiente a cada sección, con las siguientes características: capacidad interruptiva, tensión de operación, número de fases, corriente nominal, transformadores de corriente y transformadores de potencial con sus relaciones de transformación, número de circuito y equipo al cual alimenta. El diagrama mímico debe representar la posición física de la acometida a los interruptores principales.

q) La alimentación de fuerza y control de los equipos debe realizarse con zapatas mecánicas o tipo compresión, de acuerdo a las bases de licitación. Debe definirse desde fase de ingeniería la cantidad, tipo y tamaño (calibre) de zapatas a utilizar.

r) Para cada instrumento colocado al frente del tablero se debe suministrar una placa de datos de identificación con letras grabadas en bajo relieve en material plástico, o aluminio anodizado.

s) Las siguientes pruebas e inspección deben ser solicitadas desde la etapa de ingeniería para la recepción del equipo: s1) Pruebas propias del fabricante. s2) Las pruebas indicadas en la norma NRF-146-PEMEX última edición s3) Las pruebas en campo indicadas en el Anexo “D” de esta norma.

t) En los tableros para Refinerías y Centros Petroquímicos no se aceptan contactores ni cuchillas combinadas con fusibles como medio de desconexión y protección del primario de transformadores.

u) Los interruptores del primario de transformadores deben disparar por ausencia de tensión, y tener un dispositivo de recierre automático programable de 0 a 10 segundos.

v) Los tableros de distribución en 13,8 y 4,16 kV se deben suministrar con una sección completa con interruptor (incluyendo protección y medición), disponible para alimentar cargas futuras, adicional al número de interruptores requeridos para alimentar las cargas existentes.




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w) El fabricante debe entregar copia electrónica y cuatro copias impresas de planos y documentos con la siguiente información certificada: Disposición de equipos en el tablero, diagramas unifilares, diagramas trifilares, alambrado e interconexiones, esquemáticos de control, relación de partes de repuesto, catálogos, instructivos de montaje operación y mantenimiento del tablero y sus componentes, y lo señalado en la NRF-146-PEMEX.

8.9.2 Centro de control de motores para media tensión en 4,16 kV

a) La construcción del centro de control de motores debe ser METAL-CLAD formado por secciones o celdas verticales, con interruptores y/o contactores tipo en vacío o en hexafluoruro de azufre, igual en sus características que los tableros descritos en 8.9.1, de 4,16 kV y cumplir con la norma NRF-146-PEMEX versión vigente. Se acepta solo una combinación de contactor con fusibles por cada sección o celda del CCM.

b) Los fusibles deben ser de fibra de vidrio, no de porcelana, del tipo limitador de corriente, y de capacidad igual o mayor a la del tablero

c) Todos los dispositivos de protección y medición deben ser del tipo digital y multifunción. d) Los arrancadores deben contar con un dispositivo que permita bloqueo con candado tanto al retirarlos

de su celda como en posición de desconectado d1) Los arrancadores deben tener dos posiciones: d2) Desconectado.- Los contactos principales están desconectados un obturador proporciona

protección impidiendo contacto accidental con el bus; los contactos auxiliares de estado están conectados a las terminales de control, esta posición también puede ser la posición de prueba, empleando una alimentación de control independiente a través de un interruptor y un relevador de interfase.

d3) Conectado.- Los contactos principales están conectados al bus, los contactos auxiliares están conectados a las terminales de control.

d4) Selector manual fuera automático (Confirmar de acuerdo a ingeniería de detalle si para arranque de motores su ubicación será en campo o en tablero).

d5) Botón de arranque (rojo) y paro (verde). d6) Lámparas piloto (verde-rojo) del tipo LED de alta luminosidad, lámpara roja equivale a equipo

operando, la verde a equipo fuera e) Se debe incluir un arrancador completo (contactor fusible, incluyendo protección y medición) por cada

bus, para alimentar cargas futuras. 8.9.3 Centros de control de motores en baja tensión, 480 V

a) Los centros de control de motores deben cumplir con la norma NEMA PB-2, ICS-1, ICS-2, ICS-18,

ANSI/NEMA 250 o equivalentes, NMX-J-353-ANCE. Deben cumplirse los requisitos de construcción que para estos equipos establece la NFPA 70E. Los centros de control de motores en baja tensión deben ser fabricados para tipo interior con un solo frente. Los arreglos de doble frente solo se pueden utilizar bajo requerimiento en bases técnicas de licitación para plataformas marinas. Los centros de control de motores deben ser auto soportados, ensamblados, completamente cerrados, unidos para formar unidades rígidas de construcción modular con barras comunes. El tratamiento metálico del gabinete debe ser igual al mencionado para los tableros de media tensión.

b) Los interruptores de acometida deben ser del tipo electromagnético en aire, removible, de operación eléctrica, con tres funciones de disparo ajustable por sobre corriente continua de tiempo largo, tiempo corto y protección instantánea, las cuales deben ser de estado sólido, y protección de falla a tierra para sistemas sólidamente aterrizados. La energía de control de los interruptores electromagnéticos se debe proporcionar desde el propio tablero.

c) El valor normalizado comercial de la corriente de cortocircuito es de 25 kA simétricos RMS en 480 V. En este nivel de tensión no se aceptan limitadores de corriente de corto circuito. A solicitud expresa del




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Centro de Trabajo indicada en bases de usuario y confirmada en bases de licitación, puede aceptarse un valor comercial hasta 42 kA. Los cables de fuerza alimentadores y derivados de estos tableros deben soportar sin daño los valores de corto circuito máximos esperados.

d) El centro de control de motores debe suministrarse con barras verticales y horizontales, y una barra común de tierras para todos los compartimientos o secciones instalada a lo largo de toda la parte inferior del tablero. Los cantos de las barras deben ser redondeados. Las barras de tierra verticales, deben aterrizar cada cubículo de arrancador o interruptor del CCM.

e) Para reducir la posibilidad de falla por arco, las barras deben estar aisladas con fundas termocontráctiles o rígidas premoldeadas, conservando la distancia entre fases y a tierra con aislamiento en aire, las conexiones del bus, incluyendo derivaciones a los equipos, deben ser plateadas y fijadas con tornillos de acero inoxidable, y tener resistencia térmica y mecánica para soportar corrientes de falla y corrientes momentáneas (RMS) de igual o mayor magnitud que la capacidad de las barras principales. La densidad de corriente para las barras principales derivadas y de tierra debe ser de 1,24 A/mm2 (800 A/pulg2).

f) Se debe proveer un colector de tierra a lo largo del tablero, esta barra debe ser de cobre, la capacidad de la barra de tierra, debe ser al menos del 33 por ciento de la capacidad de la barra principal, y no menor a 300 A.

g) Los compartimientos y las barras principales deben estar completamente aislados uno del otro por medio de barreras de acero para minimizar la transferencia de gases ionizados y para localizar las fallas de los equipos. En las alimentaciones a los CCM se deben colocar barreras que aíslen las barras de servicio y sus terminales de los demás elementos del CCM. Las barras principales y los conductores eléctricos deben cumplir con la sección 430-97 de la NOM-001-SEDE.

h) El cableado de fuerza y control de cada compartimiento de arrancador o interruptor derivado debe estar terminado sobre las tablillas terminales del tablero localizadas dentro de dicho compartimiento como lo define la NOM-001-SEDE para cableado Clase 1 Tipo B. Cada tablilla terminal del tablero debe tener claramente marcadas todas las terminales.

i) Se debe proporcionar el espacio suficiente para el cableado (normalmente por la parte inferior de la estructura) de acuerdo a lo indicado en el artículo 373 de la NOM-001-SEDE.

j) Los arrancadores de los motores deben ser combinados de construcción y tamaños NEMA [304,8 mm (12 pulg) mínimo por combinación de interruptor-arrancador)], de operación magnética (integrados por interruptor termo magnético de caja moldeada, contactor magnético y elemento de sobrecarga trifásico de estado sólido con rangos de ajuste). Se aceptan arrancadores de estado sólido de arranque suave y variadores de velocidad (modulación por ancho de pulso), cuando sea solicitado en bases técnicas de licitación.

k) Los interruptores termomagnéticos de caja moldeada deben ser suministrados con protección por cortocircuito. La capacidad interruptiva debe cubrir los requerimientos de cortocircuito del sistema. Los interruptores termomagnéticos con marco hasta de 250 A deben ser removibles, se debe instalar un interruptor por compartimiento de 152 mm (6 pulg), o se aceptan dos interruptores por compartimiento (en la misma silleta).

l) Los arrancadores tamaño Nema 1 al 4 de los motores deben ser del tipo extraíble, los arrancadores de tamaño NEMA 5 o mayores deben ser del tipo fijo.

m) Las puertas de acceso deben tener un bloqueo para que no puedan ser abiertas cuando el interruptor esté cerrado, pero debe tener una opción para que personal especializado pueda abrir la puerta con el contactor cerrado.

n) El tablero para los interruptores principales debe suministrarse con los siguientes instrumentos y dispositivos de protección: n1) Relevador de ausencia de voltaje. n2) Instrumentos de medición del tipo digital multifunción. n3) Transformadores de corriente.




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n4) Transformadores de potencial. n5) Transferencia automática por ausencia de tensión (en caso de contar con ella) de acuerdo al

Anexo "C". Cuando se cuente con un tablero con transferencia automática, el control de la transferencia automática entre interruptores principales debe tener un interruptor de control por cada interruptor principal. Las secciones principales y de enlace de centros de control de motores con interruptores electromagnéticos en 480 y 220/127 V deben contar con un sistema de monitoreo de puntos calientes mediante RTD´S, termopares o sensores infrarrojos con medición digital en el frente del tablero, con puerto de comunicación RS-485 con protocolo de comunicación modbus y ethernet, sus señales se deben integrar al “Sistema de supervisión y control para la administración de la energía eléctrica”, el monitoreo a cada interruptor debe estar por lo menos en cada una de las fases de entrada y salida (6 puntos de medición), el sistema debe ser capaz de desplegar digitalmente el punto mas caliente en grados Celsius (°C), la diferencial mayor, compensación de temperatura, y alarma, el sistema debe efectuar un monitoreo continuo (“Barrido” o “Escaner”) a todos los puntos de monitoreo, la pantalla del sistema debe ubicarse al frente del tablero principal de cada subestación para monitorear las secciones del tablero de media tensión y/o baja tensión de esa subestación, con este sistema no se requieren ventanas corredizas en estas secciones.

o) Los arrancadores e interruptores deben contar en la puerta frontal con un dispositivo de porta-candado que permita la instalación de hasta 3 candados de fabricación comercial. Los arrancadores deben suministrarse normalmente con los siguientes dispositivos: o1) Interruptor (del tipo termo magnético). o2) Contactor magnético trifásico. o3) Protección térmica por sobrecarga del motor en cada una de sus fases de estado sólido de rango

ajustable. o4) Acometida para los calentadores de espacio del motor, (únicamente para motores de 75 CP y

mayores). La resistencia calefactora del motor debe alimentarse desde una fuente independiente del controlador y a través de contactos auxiliares normalmente cerrados. Cada combinación interruptor-arrancador debe ser equipado con los siguientes dispositivos: o5) Manija de operación del interruptor termomagnético. o6) Lámparas piloto (verde – rojo), del tipo LED de alta luminosidad, la lámpara roja equivale a

equipo operando, la verde a equipo fuera de operación. o7) Botón de arranque-paro o8) Selector manual fuera-automático. o9) Botón de restablecimiento de la protección de sobrecarga.

p) Al menos el 10 por ciento del total de las unidades de los arrancadores deben considerarse como disponibles. Deben suministrarse como disponibles dos arrancadores del mayor tamaño (uno por bus), se deben prever espacios futuros del 20 por ciento del total de combinaciones. Se entiende como disponible a la combinación interruptor termomagnético - contactor y como futuro el espacio en gabinete.

q) La placa de datos debe incluir la clave del motor y su servicio, y debe ser proporcionada para cada unidad.

r) Cada motor de relevo debe estar conectado al bus de un transformador diferente de donde esta conectado el motor normal.

s) Pruebas e inspección. Las siguientes pruebas e inspección deben ser solicitadas desde la etapa de ingeniería para la recepción del equipo: s1) Inspección visual de embarque. s2) Prueba de operación. s3) Prueba de relevadores.




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s4) Medición de resistencia de aislamiento. s5) Tensión aplicada. s6) Pruebas de protocolo. s7) Prueba de la transferencia automática (en caso de contar con ella). Todas las pruebas de campo requeridas por PEMEX- (Ver Anexo "D").

t) Para el caso de refinerías, debido a que el sistema en 480 V es conexión delta, cada bus debe tener un sistema de medición analógica de los voltajes de línea con respecto a tierra, el rango debe ser de 0-500 V. Debe incluirse un sistema de lámparas piloto tipo gas neón conectadas en estrella a cada fase, para identificar fallas a tierra y botón normalmente cerrado para prueba. Se permite lámparas tipo led de alta luminosidad.

u) Los transformadores de control deben cumplir con los siguientes requerimientos: Los transformadores de control de 480/120 V deben ser proporcionados de la capacidad adecuada en volt-amperes, para cada combinación de interruptor-arrancador y deben conectarse del propio alimentador del motor. Cada transformador de control debe tener tanto en el primario como en el secundario, fusibles de protección, con una terminal del secundario a tierra. Las terminales del primario del transformador de control deben estar traslapadas entre las fases A, B y C, con el objeto de balancear las cargas monofásicas en cada centro de control de motores.

v) Los interruptores deben operar a través de un mecanismo externo (manija), incluyendo portacandado para poner hasta tres candados, para impedir el cierre del interruptor.

w) Cada sección del centro de control de motores debe alojar como máximo 6 combinaciones de interruptor arrancador tamaño NEMA 1 (el tamaño NEMA 1 es el mínimo a utilizar).

x) El diseño y construcción del tablero debe cumplir con lo indicado en este capítulo así como lo requerido en la especificación particular del equipo correspondiente.

y) Los transformadores de corriente para medición deben ser independientes de los de protección de los tableros y deben ser construidos para soportar los esfuerzos térmicos, magnéticos y mecánicos resultantes de las corrientes de falla. Los transformadores de corriente para protección en tableros deben tener una potencia de precisión mínima que garantice la operación adecuada de los dispositivos de protección en condiciones de corto circuito sin llegar a la saturación. El fabricante debe demostrarlo empleando curvas de saturación.

8.9.4 Alimentación a cargas eléctricas en baja tensión 220/127 V

a) En un sistema secundario selectivo las cargas eléctricas en 220/127 V alimentadas con un

transformador hasta de 45 kVA, este debe ser alimentado por un equipo de transferencia automática. b) En un sistema secundario selectivo las cargas eléctricas en 220/127 V alimentadas con dos

transformadores de 75 a 300 kVA las cargas deben ser alimentadas por tablero o CCM, con dos interruptores (termomagnéticos motorizados o electromagnéticos) e interruptor de enlace, con transferencia automática.

c) La capacidad de transformadores para alimentar cargas en 220/127 V en instalaciones industriales debe ser como máximo 300 kVA, y se debe verificar que no se rebase el máximo de 22 kA simétricos de cortocircuito en cuyo caso se debe elegir transformadores de menor capacidad.

d) Los interruptores principales y de enlace (en su caso) de CCM´S y tableros de distribución en 220/127 V, deben ser tipo electromagnético para 600 A y mayor, los menores a 600 A deben ser tipo termomagnético. Para tableros con transferencia automática los termomagnéticos principales y de enlace deben ser motorizados. No se deben instalar interruptores termomagnéticos “aguas arriba” de interruptores electromagnéticos en el sistema eléctrico.




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8.9.5 Centro de control de motores en baja tensión, 220 V a) El centro de control de motores en 220 V c.a. debe suministrarse para los interruptores principales con

instrumentos de medición digitales tipo multifunción y cumplir con los requisitos señalados en 8.9.3 para CCM’s en 480 V c.a. Exceptuando lo siguiente: a1) La corriente de cortocircuito debe ser de 22 kA simétricos RMS en 220 V a2) En los interruptores principales se debe contar además con la protección de falla a tierra. a3) Los cables de energía que alimentan los tableros deben cumplir con estos valores de corto

circuito. a4) Todos los arrancadores deben ser del tipo extraíble, no aplica el sistema de medición analógica

de tensión de línea a tierra ni el sistema de lámparas piloto para identificar fallas a tierra. a5) Se requieren transformadores de control para arrancadores, de relación 220/120 V

b) Los tableros para alumbrado y contactos integrados al CCM en 220 V, deben tener interruptores termomagnèticos de al menos 10 kA de corto circuito.

c) Cuando menos el 10 por ciento de las unidades de los arrancadores deben suministrarse como disponible sobre la base del número total de las unidades de tamaño promedio. Deben incluirse dos arrancadores de mayor tamaño (uno por bus) y el resto en base al tamaño promedio. También se deben dejar 10 por ciento de interruptores disponibles para cargas futuras. Se entiende como disponible a la combinación interruptor termomagnético - contactor y como futuro el espacio en gabinete.

d) Todos los motores incluyendo los fraccionarios deben tener su arrancador magnético combinado localizado en el CCM. No se aceptan arrancadores manuales.

e) El diseño y construcción del tablero debe cumplir con lo indicado en este capítulo así como lo requerido en la especificación particular del equipo correspondiente.

f) Cada sección del centro de control de motores debe alojar como máximo seis combinaciones de interruptor arrancador tamaño Nema-1 (El tamaño Nema -1 es el mínimo a utilizar)

8.9.6 Tableros de distribución autosoportados de baja tensión, 220/127 V

a) Los tableros de distribución autosoportados en baja tensión 220/127 V deben suministrarse para

interruptor principal con instrumentos de medición digital tipo multifunción. b) Estos tableros deben ser para tipo interior con un solo frente. c) Estos tableros deben ser auto soportados, ensamblados, completamente cerrados, unidos para formar

unidades rígidas de construcción modular con barras comunes, el tratamiento metálico del gabinete debe ser igual al mencionado para los tableros de media tensión.

d) La corriente de cortocircuito debe ser de 22 kA simétricos RMS en 220 V e) En el interruptor principal se debe contar además con la protección de falla a tierra, los cables de

energía que alimentan los tableros deben cumplir con estos valores de corto circuito. f) Se debe proveer colector de tierra con iguales características a la de los tableros de 480 V g) Los artículos siguientes que aplican para centros de control de motores en 480 V: aplican también para

estos tableros de 220 V. g1) El tablero debe suministrarse con barras verticales y horizontales, y una barra común de tierras

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

g2) Para reducir la posibilidad de falla por arco las barras deben estar aisladas con fundas termocontráctiles o rígidas premoldeadas, conservando la distancia entre fases y a tierra con aislamiento en aire, las conexiones del bus, incluyendo derivaciones a los equipos, deben ser plateadas y fijadas con tornillos de acero inoxidable, y tener resistencia térmica y mecánica para soportar corrientes de falla y corrientes momentáneas (RMS) de igual o mayor magnitud que la capacidad de las barras principales.




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La densidad de corriente para las barras principales derivadas y de tierra debe ser de 1,24 A/mm2 (800 A/pulg2).

g3) Los compartimientos y las barras principales deben estar completamente aislados uno del otro por medio de barreras de acero para minimizar la transferencia de gases ionizados y para localizar las fallas de los equipos.

g4) Se debe proporcionar el espacio suficiente para el cableado (normalmente por la parte inferior de la estructura) de acuerdo a lo indicado en el artículo 373 de la NOM-001-SEDE.

g5) Las pruebas e inspección solicitadas para los CCM de 480 V, aplican para estos tableros de 220/127 V.

h) El diseño y construcción del tablero debe cumplir con lo indicado en este capítulo así como lo requerido en la especificación particular del equipo correspondiente.

i) Deben ser diseñados, fabricados y probados de acuerdo a los requerimientos de las últimas revisiones de las siguientes normas.

• NOM-001 SEDE • NMX-J-098-ANCE • NMX-J-118/2-ANCE • IEC 60 947-1 • NMX-J-235/1-ANCE • IEC 60 947-2, y • NMX-J-235/2-ANCE • UL 489, UL 891 o equivalentes • NMX-J-266-ANCE

j) Pruebas de campo

Las pruebas en campo que se apliquen a estos tableros deben ser las mismas que las indicadas en 8.9.3 para los centros de control de motores en baja tensión 440 V.

8.9.7 Tableros de alumbrado y contactos para 220/127 V

a) Los tableros de alumbrado y contactos deben ser adecuados para operar en servicio en línea de

220/127V, 3 fases 4 hilos; 60 Hz; o 120 V c.c; 1 fase, 3 hilos y tener una capacidad interruptiva de corto circuito de 10 kA sim. en 240 V c. a.

b) Deben ser de frente muerto con puerta embisagrada y chapa; fabricado en lamina de acero rolada en frío calibre 14; en gabinete para sobreponer o embutir tipo interior o intemperie; acabado con pintura epoxica color verde PEMEX.

c) Las barras principales y derivadas deben ser de cobre estañado, con zapatas principales o Interruptor principal de la capacidad requerida y deben ser adecuados para alojar en su interior interruptores termomagnéticos derivados del tipo atornillado de 1 polo, 2 polos y 3 polos, según se requiera con indicador de disparo y en capacidades de corriente de 10 a 100 A. Los tableros se deben suministrar con un 30 por ciento de espacios disponibles para polos futuros.

d) Se deben suministrar como un conjunto ensamblado de fábrica, gabinete, barras, interruptores principales, derivados y accesorios.

e) La barra del neutro debe ser de igual capacidad que la de fases y el tablero debe suministrarse con una terminal del neutro por cada circuito del tablero. La barra de puesta a tierra debe suministrarse al 50 por ciento de capacidad que la de fases.

f) Deben ser diseñados, fabricados y probados de acuerdo a los requerimientos de las últimas revisiones de las siguientes normas.

• NOM-001 SEDE • NMX-J-098-ANCE • NMX-J-118/1-ANCE • NEMA-PB-1, NEMA-AB-1 • NMX-J-235/1-ANCE • UL67, UL50 • NMX-J-235/2-ANCE • UL 489, o equivalentes • NMX-J-266-ANCE




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8.10 Motores 8.10.1 Generalidades

a) En lo referente a motores, circuitos derivados para motores, alimentadores, sus protecciones de sobrecarga, circuitos de control, equipos de control y protección y centros de control de motores se debe cumplir con lo dispuesto en el artículo 430 de la NOM-001-SEDE.

b) Todos los motores deben ser del tipo totalmente cerrado. En ningún caso se acepta motores abiertos del tipo ODP, WPI o WP II.

c) Los ventiladores deben ser metálicos, en ningún caso se aceptan ventiladores de plástico o fibra de vidrio.

d) Las cajas de conexiones deben ser aprobadas y certificadas para cumplir con la clasificación de área e) Los motores que estén dentro de un equipo tipo paquete (por ejemplo: compresores de aire de

instrumentos), instalados dentro o fuera de las plantas de proceso, deben ser del tipo cerrado, y estar de acuerdo con la clasificación del área. No se aceptan motores tipo abierto.

f) Todos los motores deben ser lubricados de acuerdo a NEMA MG-1 o equivalente, excepto los motores que formen parte de un equipo de proceso con sistema de lubricación por niebla, los cuales deben tener sellos mecánicos para evitar la entrada de aceite al interior de los devanados y a la caja de conexión del motor. Se exceptúan los motores verticales y los motores a prueba de explosión, en cuyos casos el fabricante no recomienda sistema de lubricación por niebla.

g) El nivel de ruido debe estar dentro de los valores indicados por NEMA MG 1 o equivalente. h) Todos los motores deben tener tratamiento anticorrosivo de acuerdo a lo siguiente:

h1) Limpieza a metal blanco h2) Dos capas de primario epóxico poliamida de dos componentes (RP-6 modificado) de 100-150

micras de espesor cada capa. h3) Una capa de acabado poliuretano acrílico alifático de dos componentes (RA-28 modificado) de

75-100 micras de espesor, color verde PEMEX 628 (Pantone Matching System PM-577) h4) Las pruebas de resistencia al rocío se efectuaran de acuerdo con ASTM B – 117 o equivalente,

con tiempo de exposición de 1 500 h como mínimo en cámara de niebla salina. h5) Se acepta el tratamiento de fosfato de zinc previo a la pintura, que debe ser polvo de poliéster

aplicado electrostáticamente. En cualquiera de los dos procesos, la película de pintura debe ser uniforme en color y sin burbujas; lisa, sin escamas o rayaduras.

i) Todos los motores de 55,95 kW (75 CP) y mayores, deben tener calentadores de espacio, los cuales deben estar energizados cuando el motor esté fuera de operación. El calentador debe ser operado de acuerdo a los siguientes voltajes: Hasta 1 000 W 120 V, 1 fase, 60 Hz Más de 1 000 W 220 V, 3 fases, 60 Hz El calentador de espacio en motores instalados en áreas clasificadas deben cumplir con la norma NOM-001-SEDE, Art. 501-8(b).

j) Todos los motores de 4.16 y 13,8 kV, deben ser equipados con RTD’S en los rodamientos y a partir de 261,1 kW (350 CP) y mayores, deben ser equipados con 6 RTD’S en devanados (Dos por fase), de platino 0-100 ohms tipo triada. Los RTD’S, deben cumplir con ANSI C50.41 o equivalentes.

k) La señal de alarma por alta temperatura debe enviarse al Sistema de Control Digital. l) Todos los motores de 1 492 kW (2 000 CP) y mayores, deben ser equipados con alarma de protección

por vibración, sistema de paro y monitoreo por computadora, con alarma al Sistema de Control Digital. m) Todos los motores deben tener una placa firmemente sujetada al motor, conteniendo los datos de

acuerdo a NRF-095- PEMEX n) Todos los motores de inducción jaula de ardilla y síncronos, deben cumplir con la NRF-095- PEMEX, lo

indicado en esta norma M-1 NRF-048-PEMEX y las normas y estándares NEMA MG-1, API-RP-540, API-541, API-546, o equivalentes.

o) El voltaje de los motores utilizados en PEMEX debe ser seleccionado de acuerdo con la siguiente tabla:




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Potencia del motor

kW Cp

Tensión de sistema(volts)

Tensión de diseño (volts) Fases Frecuencia

(hertz)

Menor de 0,75 Menor de 1 120/220 115/ 220 1/3 * 60

De 0,75 a 149,2 1 a 200 480 460 3 60

Mayores de 149,5 a 1 492 201 a 2 000 4 160 4 000 3 60

Mayores de 1 492 Mayores de 2000 13 800 13 200 3 60

* En áreas de proceso o en otras instalaciones pueden requerirse motores a un nivel de 460 V, como son motores para equipo de aire acondicionado y válvulas motorizadas, entre otros.

p) Todos los motores deben ser de eficiencia Premium, satisfaciendo como mínimo los valores de

eficiencia indicados en las tablas 5 y 6 de la NRF-095-PEMEX Para motores en 4 160 V de 250 a 500 CP debe ser como mínimo 95 por ciento de eficiencia.

q) El factor de servicio para motores hasta 373 kW (500 CP) debe ser de acuerdo a la tabla 4 de la NRF-095 PEMEX.

r) La definición del tipo de arranque de los motores, el cual puede ser a tensión plena o a tensión reducida, depende de la capacidad del sistema eléctrico (la capacidad de corto circuito mínima disponible, relación X/R), la longitud del circuito alimentador del motor, así como la inercia de la carga a vencer.

s) En la industria petrolera la mayoría de los motores que se utilizan para accionar bombas centrífugas y rotatorias, ventiladores, compresores centrífugos no imponen requerimientos de torque excesivos por lo cual son arrancados a tensión plena. Para verificar la capacidad del sistema debe realizarse un estudio de caídas de voltaje al arranque de los motores mayores del sistema. Con una caída menor al 10 por ciento del voltaje nominal del sistema se considera que el motor puede arrancarse a tensión plena, si este valor es mayor debe seleccionarse un tipo de arranque a tensión reducida. Como práctica de ingeniería se define que un motor con potencia del 20 por ciento o menor con respecto a la capacidad del transformador puede arrancarse a tensión plena.

t) Los arrancadores a tensión reducida para motores hasta 200 CP (baja tensión) deben ser del tipo autotransformador con transición cerrada o de estado sólido con arranque suave. En los motores mayores de 200 CP que requieran arranque a tensión reducida, se deben utilizar arrancadores electrónicos de arranque suave.

u) El uso de variadores de frecuencia, debe requerirse en las bases técnicas de licitación y aplica únicamente como variador de velocidad por requerimientos del proceso. Su uso como arrancador a tensión reducida se limita a aplicaciones específicas definidas por PEMEX. Cuando se incluyan variadores de frecuencia se debe revisar el nivel de aislamiento adecuado para el motor y el alimentador.

v) El aislamiento de los motores debe ser clase F para las tensiones de suministro en 120, 220, 480, 4 160 y 13 800 V.

w) Los motores en áreas peligrosas (clasificadas) deben contar con certificación para operar en esas áreas.




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8.10.2 Motores de inducción

a. Clase 1, Div. 1: Debe ser a prueba de explosión (XP) aprobadas para el área en la cual serán instalados (clase, grupo y división).

b. Clase 1, Div. 2: Debe ser totalmente cerrados tipo TEFC hasta 746 kW (1 000 CP), mayores de esta potencia, pueden ser tipo TEWAC, TEAAC.

c. Motores monofásicos que produzcan arco, en áreas clasificadas, deben ser a prueba de explosión. 8.10.3 Motores síncronos

a) Clase 1, Div. 1.- Deben ser a prueba de explosión XP o totalmente cerrados, tipo TEWAC o TEAAC. b) Clase 1, Div. 2.- Deben ser totalmente cerrados tipo TEWAC o TEAAC

La aplicación de motores síncronos debe ser de acuerdo a bases de licitación, únicamente por requerimientos del proceso. 8.10.4 Inspección, pruebas y embarque

a) Se debe cumplir con la norma NEMA MG 1, o equivalente y recomendaciones del API o equivalente,

para motores tamaños NEMA. b) Las pruebas para la determinación de la eficiencia, deben ser de acuerdo a la norma MG-1 o

equivalente, c) Para motores de uso general mayores de NEMA se debe cumplir con la sección 4 del API 541 (Parte I),

artículos 4.1, 4.2, 4.3 y 4.4 o equivalente. d) Para motores de uso especial se debe cumplir con la sección 4 del API 541 (parte II), artículos 4.1, 4.2,

4.3 y 4.4, incluyendo el art. 4.3.3.3 de pruebas completas o equivalente. e) Para los motores síncronos se debe cumplir con la sección 4 del API 546 o equivalente.

8.10.5 Estación local de control (estación de botones al pie del motor)

a) Las estaciones locales de control deben suministrarse con contactos momentáneos de arranque y paro, los pulsadores deben ser de color verde y rojo respectivamente y con placas de leyenda: arranque y paro.

b) Para uso en áreas de proceso, deben ser cerradas, y ser de aluminio fundido libre de cobre, con recubrimiento de una pintura resistente al ambiente salino y la corrosión o estar fabricada de una aleación resistente a la corrosión.

c) La estación local de control debe ser instalada en un lugar sin obstrucciones, accesible al operador, a la vista y cerca del motor.

d) Todas las estaciones locales de control deben suministrarse con seguro de protección, en el botón de paro para evitar arranques no deseados.

e) Todas las estaciones locales de control instaladas dentro de áreas peligrosas (clasificadas), deben ser a prueba de explosión y suministrarse con etiquetas donde se especifique Clase, Grupo, División y tener certificación para operar en ese tipo de área.

f) La caja metálica de la estación local de control debe ser puesta a tierra. g) Todas las estaciones locales de control, deben ser instalada en un canal de acero al carbón de 101 mm

con recubrimiento anticorrosivo. En el caso de los motores para enfriadores y ventiladores de las torres de enfriamiento, la estación local de control de arranque y paro se debe localizar a la vista y cerca del motor, adicionalmente se debe instalar una estación local de control con botón de paro de emergencia, localizado al nivel de piso terminado, está última debe tener señalización luminosa de condición de operación.




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h) Se debe definir por el área operativa la ubicación de selector manual – fuera – automático en campo junto al motor o en tablero, ver Anexo E.

8.11 Sistemas de puesta a tierra y pararrayos 8.11.1 Sistema de puesta a tierra

a) Todas las instalaciones de PEMEX deben contar con un sistema de puesta a tierra para la

seguridad del personal y de las instalaciones. El diseño de la red de tierras del sistema eléctrico llamado “Sistema general de puesta a tierra” debe estar de acuerdo y ser calculado con el estándar IEEE 80, IEEE Std 142 o equivalentes, con el artículo 250 de la norma NOM-001-SEDE y requisitos incluidos en esta norma de referencia. El prestador de servicios debe efectuar el estudio de la resistividad del terreno al nivel de profundidad de la malla, donde se ubicarán las nuevas instalaciones. El sistema general de puesta a tierra incluye la conexión a tierra del neutro del sistema eléctrico, la conexión a tierra de gabinetes de equipo eléctrico, conexión a tierra de estructuras y partes metálicas no portadoras de corriente. En este artículo se mencionan requerimientos para el aterrizaje de sistemas electrónicos (sistema de control digital, telecomunicaciones) así como protección por descargas atmosféricas (pararrayos).

b) El neutro de los sistemas eléctricos en PEMEX es de acuerdo a lo siguiente: 220/127 V c.a. Sólidamente aterrizado. 480 V c.a. Sólidamente aterrizado. 480 V c.a. Sin neutro (delta-delta para refinerías y donde se solicite en bases de diseño) 4 160 V c.a. Resistencia de puesta a tierra. 13 800 V c.a. Aterrizado sólidamente o mediante alta impedancia. Para el caso de conexión de neutros a tierra, esta conexión debe ser realizada con cables aislados que tengan el mismo nivel de aislamiento que el voltaje de fases del sistema a aterrizar.

c) El valor de la resistencia del sistema general de tierras debe ser de acuerdo a la siguiente tabla

Sitio o Lugar Valores de Resistencia (Ω)

Edificios, plantas de proceso y subestaciones 5

Terrenos con resistividad de 1 000 a 3 000 Ω/m Hasta 25

Terrenos con resistividad mayor a 3 000 Ω /m Hasta 50

Tabla 5 Valores de resistencia del Sistema General de Tierras

Este valor debe lograrse con el tamaño (calibre) y longitud del cable principal y derivado así como la cantidad y tipo de electrodos de puesta a tierra, sin adición de compuestos químicos en los registros de tierras. En el diseño de la red debe cuidarse de no exceder las tensiones de paso y de contacto permisibles por el cuerpo humano.

d) Para los sistemas electrónicos se debe diseñar una red de puesta a tierra independiente del sistema general de puesta a tierra y el valor máximo de la resistencia a tierra debe ser de 1 ohm, sin embargo las dos redes de tierras deben interconectarse entre ellas en un punto de la red con cable aislado de un tamaño (calibre) menor al de la red, tamaño (calibre) 6 AWG como mínimo, para evitar diferencias de potenciales entre ellas.




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e) Tal interconexión debe considerarse desde etapa de proyecto y permanecer interconectadas a menos que exista un requerimiento específico y por escrito del suministrador del sistema electrónico, de no garantizar su correcta operación.

f) La puesta a tierra de sistemas y circuitos eléctricos de 600 V y mayores debe estar de acuerdo a las secciones 250-151 al 250-153 de la NOM-001-SEDE.

g) El sistema de puesta tierra debe tener al menos los siguientes elementos: malla a base de cable de cobre desnudo semiduro, electrodos de puesta a tierra de varilla copperweld de 3 m de longitud, conectores de compresión o de soldadura exotérmica para la malla, conectores mecánicos para los equipos, y registros de medición (con varilla, conector mecánico y tubo con tapa).

h) Los registros de tierras deben ubicarse en las esquinas de la red de puesta a tierra, en cambios de dirección, en el límite de baterías de la planta y otros puntos definidos en la etapa de ingeniería. Se requiere para poder realizar mediciones, ubicar registros de tierras en cantidad suficiente que aíslen las diferentes áreas del proyecto, (por ejemplo subestación, áreas de proceso, de tanques, de servicios auxiliares, casa de bombas, entre otros).

i) La malla principal en las subestaciones debe formarse con cable de cobre desnudo, temple semiduro, con una sección de acuerdo al cálculo y no menor de 107,2 mm2 (4/0 AWG). La malla principal en edificios y/o plantas de proceso, debe formarse con cable de cobre desnudo temple semiduro con tamaño (calibre) de acuerdo al cálculo y no menor de 67,43 mm2 (2/0 AWG.). En las subestaciones los cables paralelos de la malla de tierra, no deben tener una separación mayor a 7 m y en las áreas de plantas de proceso, no mayor de 15 m. La malla de tierras debe ser enterrada a una profundidad de 0,6 m del nivel de piso terminado.

j) Todo equipo o dispositivo eléctrico, debe ser conectado al sistema general de puesta a tierra con cable de cobre desnudo semiduro, el tamaño (calibre) del cable debe ser el indicado de acuerdo a la capacidad del dispositivo de protección (ver tabla 250.95 de la norma NOM-001-SEDE), sin embargo el tamaño (calibre) mínimo aceptado es de 2 AWG. Además deben ser conectadas al sistema general de puesta a tierra los siguientes tipos de instalaciones con cable de cobre desnudo semiduro tamaño (calibre) 33,62 mm2 (2 AWG) j1) Partes metálicas no portadoras de corriente de los equipos eléctricos. j2) Estructuras de acero. j3) Equipos de Proceso. j4) Equipos dinámicos accionados por motor eléctrico. j5) Tuberías de proceso y servicios auxiliares. j6) Tanques de almacenamiento y recipientes. La conexión a tierra de este tipo de instalaciones debe ser al sistema general de tierras.

k) Si el equipo es sólidamente montado en estructuras metálicas o bastidor, no requiere ser individualmente puesto a tierra.

l) Para recipientes metálicos, tanques de almacenamiento y equipos industriales o de proceso que no tengan preparación para conexión a tierra, se debe usar una placa soldada de 9,5 mm (3/8 pulg) como mínimo para la instalación de un conector de cobre, que será tipo mecánico para equipos movibles y de soldadura exotérmica o de compresión para equipos fijos.

m) Para la puesta a tierra de los equipos se debe usar conector mecánico de cobre, y la conexión al sistema general de puesta a tierra se debe usar conector tipo de compresión del mismo material o de soldadura exotérmica.

n) Todos los tanques de almacenamiento con capacidad hasta de 200 MB, se deben poner a tierra cuando menos en cuatro puntos opuestos del tanque) y los tanques de 500 MB, se deben conectar a tierra al menos en 8 puntos. Los tanques esféricos de almacenamiento a presión de 10, 15, y 20 MB deben ponerse a tierra en al menos dos puntos.

o) Las estaciones de botones para arranque y paro de los motores deben ser ponerse a tierra con cable de cobre tamaño (calibre) 33,62 mm2 (2 AWG.).




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p) En las charolas metálicas para cable de la subestación, se debe instalar en toda su trayectoria un cable de cobre desnudo tamaño (calibre) 33,62 mm2 (2 AWG), debidamente sujeto en la charola y conectado en sus extremos a la red de puesta a tierra.

q) Para protección mecánica del cable de conexión a tierra que sale de la red subterránea hacia los equipos, dispositivos o estructuras, debe ser alojado en un tramo de tubo conduit, incluyendo su monitor. La salida del cable de conexión a tierra no debe obstruir la circulación ni áreas de trabajo.

r) Las estructuras de subestaciones tipo exterior así como los equipos instalados, deben ponerse a tierra. Las cercas metálicas y los postes de las esquinas, deben conectarse a tierra.

s) Las pantallas electrostáticas de los conductores en media tensión, deben ponerse a tierra con cable de cobre tamaño (calibre) 33,62 mm2 (2 AWG) En el extremo del alimentador a la llegada de la subestación, y donde cuente con transformador de corriente tipo dona para protección por falla a tierra, las pantallas se deben retornar a través de la dona para anular las corrientes generadas por inducción externa.

t) Los voltajes inducidos en las pantallas en condiciones normales de operación no deben ser mayores de 55 V de acuerdo con sección 923-3 inciso (d) de NOM-001-SEDE.

u) En soportes de tuberias (racks) y trayectorias paralelas en plantas de proceso, se deben poner a tierra a la entrada de la planta de proceso y a intervalos no mayores de 50 m.

v) Se debe efectuar puenteado de tuberías cuando las bridas de las tuberías de proceso, sean eléctricamente aisladas, excepto cuando las tuberías de llegada tengan junta aislante monoblock y cuenten con protección catódica. El sistema de canalizaciones eléctricas debe tener continuidad eléctrica por lo que el puenteado no es necesario.

w) En los casos de las llenaderas, agitadores, auto tanques y carros tanque, y otros equipos y dispositivos, se debe cumplir con la API RP 540 o equivalente.

8.11.2 Sistema de pararrayos (Sistema de protección contra descargas atmosféricas)

a) El sistema de protección contra descargas atmosféricas se debe aplicar en PEMEX a todos los edificios

mayores de 7,5 m de altura y estructuras de 15 m de altura o mayor, o en los edificios o estructuras más altas en espacios abiertos. En general este sistema debe estar de diseñado de acuerdo a la norma NFPA-780 o equivalente, analizando desde la etapa de proyecto los edificios adyacentes a los de mayor altura que son protegidos por la zona de protección de estos.

b) Zona de protección es el espacio adyacente al sistema de protección contra descargas atmosféricas que es substancialmente inmune a las descargas directas de rayos. La zona de protección para PEMEX es como se indica en el artículo 3.10 de la NFPA-780 o equivalente, considerando el concepto de esfera rodante para edificios como se define en el artículo 3.10.3 de la NFPA-780 o equivalente.

c) Este sistema debe proveer trayectorias de baja impedancia a tierra de una descarga atmosférica y consiste de tres partes básicas que son: c1) Terminales de aire o puntas pararrayos distribuidas adecuadamente en el techo o cubiertas

elevadas de edificios y estructuras que son factibles de recibir una descarga atmosférica directa, deben estar ubicadas a suficiente altura arriba de las estructuras para evitar el peligro de fuego por arco.

c2) Terminales de tierra (varillas o placas de tierras) que aseguren una conexión a tierra adecuada y provean amplio contacto con la tierra para permitir la disipación sin peligro de la energía liberada por la descarga atmosférica.

c3) Cables y conexiones que unen las terminales de aire y las terminales de tierra propiamente localizadas e instaladas, y que aseguren al menos dos trayectorias directas de bajada a tierra de las descargas atmosféricas.

d) El sistema de protección contra descargas atmosféricas descrito en este artículo es el método preferente de protección y no considera la protección con sistemas de emisión de flujo o sistemas




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disipadores, los cuales solo se aplicarán en caso de ser solicitados por PEMEX en las bases técnicas de licitación.

e) Las terminales de aire deben colocarse a las orillas de los edificios, alrededor del perímetro de ellos, a no más de 6 m de distancia entre puntas cuando su altura sea de 25 cm, y a no más de 7,5 m para puntas de 60 cm de altura, se deben colocar hileras de puntas pararrayos a no más de 15 m entre ellas cuando el ancho del techo del edificio sea mayor de 15 m.

f) El sistema de protección contra descargas atmosféricas debe ser independiente de la red general de tierras, sin embargo las dos redes de tierras deben interconectarse entre ellas en un punto de la red con cable aislado de un tamaño (calibre) menor al de la red, no menor a 6 AWG, para evitar diferencias de potenciales entre ellas, tal interconexión debe considerarse desde etapa de proyecto y permanecer interconectadas a menos que exista un requerimiento específico en contra.

g) Los materiales con los que este construido el sistema de protección contra descargas atmosféricas deben ser fabricados específicamente para este servicio, ser robustos, resistentes a la corrosión y deben ser instalados firmemente.

h) Las puntas pararrayos deben ser sólidas de al menos 16 mm (1/2 pulg) de tamaño nominal (diámetro) y de 25 cm de longitud o mayores, no se aceptan puntas tubulares, los cables deben ser de cobre, de fabricación especial para sistema de pararrayos, con área transversal equivalente al menos de tamaño (calibre) 2/0 AWG y 558 g/m.

i) Para todos los edificios o estructuras que tengan protección contra descargas atmosféricas debe suministrarse cables de bajada a tierra independientemente del espesor que tenga la placa metálica con la que esta construida.

j) Los conectores a utilizarse en el sistema de protección contra descargas atmosféricas deben ser mecánicos o de compresión para conexiones visibles, y para conexiones enterradas de compresión o de soldadura exotérmica.

k) Los tanques de almacenamientos horizontales o verticales con espesor de pared y de techo de 4,6 mm (3/16 pulg), o mayores, se consideran autoprotegidos contra descargas atmosféricas y no se requiere incluir el sistema contra descargas atmosféricas como se describe en este artículo y en concordancia con la NFPA-780 Capítulo 6 o equivalente.

l) En líneas eléctricas aéreas de 34,5 kV y mayores se debe considerar hilo de guarda para la protección contra descargas atmosféricas.

m) En Subestaciones eléctricas abiertas se deben emplear hilos de guarda y puntas pararrayos para protección contra descargas atmosféricas, asegurando que todos los elementos que la integran queden protegidos.

8.12 Sistemas de alumbrado 8.12.1 Generalidades Para el diseño del sistema de alumbrado, se debe considerar la clasificación del área en donde se instalará, de acuerdo con los Artículos 500 a 510 de la NOM-001-SEDE. Las luminarias que se utilicen en lugares peligrosos (clasificados) deben cumplir lo establecido en los artículos 501-9 y 502-11 de la NOM-001-SEDE. Las luminarias que se utilicen en áreas diferentes a las clasificadas y presenten características específicas como humedad y corrosión, deben apegarse a lo dispuesto en el Artículo 410 de la NOM-001-SEDE.




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8.12.1.1 Alumbrado general Se refiere al sistema de iluminación en el cual las luminarias, su altura de montaje y su distribución están dispuestas para que se obtenga una iluminación uniforme sobre toda la zona a iluminar. 8.12.1.2 Alumbrado general localizado Consiste en colocar las luminarias de forma tal que además de proporcionar una iluminación general uniforme, permita aumentar el nivel de iluminación de las zonas que lo requieran, según el trabajo a realizar. 8.12.1.3 Alumbrado localizado Consiste en producir un nivel de iluminación moderado colocando un alumbrado directo para disponer de niveles adecuados de iluminación en aquellos puestos específicos de trabajo que así lo requieran. 8.12.1.4 Alumbrado de exteriores El alumbrado de exteriores comprende el de espacios descubiertos en exterior como es:

a) Alumbrado de calles, calzadas, jardines, estacionamientos y puentes. b) Alumbrado de fachadas de edificios. c) Alumbrado industrial, de patios de maniobra, áreas de almacenamiento de materiales, muelles de

carga, obras en construcción, plantas industriales, accesos. d) Alumbrado deportivo.

8.12.1.5 Plataformas marinas Se debe emplear el estándar API-RP-14F, capítulo 9 o equivalente, para seleccionar los niveles de iluminación y componentes del sistema de alumbrado en instalaciones costa afuera (offshore). Además, en el caso de helipuertos en instalaciones marinas costa afuera (offshore), se debe satisfacer lo dispuesto en la Norma API-RP-2L, capítulo 5, Artículo 10 o equivalente. 8.12.1.6 Helipuertos en instalaciones terrestres Para helipuertos autorizados para operación nocturna, se debe proporcionar, además de la iluminación indirecta de plataforma, señales luminosas que delimiten el área de aterrizaje y/o la zona de toma de contacto; asimismo, el cono de viento debe contar con iluminación y todos los puntos cercanos a los planos de aproximación, con luces de obstrucción. Los niveles de iluminación a emplear deben ser los mismos a los establecidos para helipuertos en instalaciones marinas costa afuera (offshore), cumplir y aplicarse con recomendaciones de la Aviación Federal Norteamericana (FAA). 8.12.2 Cálculo de alumbrado 8.12.2.1 Alumbrado en interiores Se debe emplear el método de lúmen o el de punto por punto para determinar la cantidad, disposición y tipos de lámparas y luminarias a emplear en el sistema de alumbrado.




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8.12.2.2 Alumbrado en exteriores Se debe emplear el método de cálculo de punto por punto o isolux para determinar la cantidad, disposición y tipos de lámparas y luminarias a emplear en el sistema de alumbrado. 8.12.3 Niveles de iluminación

a) El nivel de iluminación en los centros de trabajo debe asegurar una operación y mantenimiento eficiente

de las plantas e instalaciones y no ser un factor de riesgo para la salud de los trabajadores al realizar sus actividades.

b) Se debe tener un nivel de iluminación adecuado en el plano de trabajo para el tipo de actividad a desarrollar, así como evitar deslumbramiento que ocasione fatiga visual.

c) El nivel de iluminación requerido en las instalaciones de PEMEX se muestra en la tabla siguiente, las áreas no incluidas deben cumplir con los requerimientos de la tabla 1 del capítulo 7 de la norma NOM-025-STPS.




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NIVELES DE ILUMINACION PARA PLANTAS INDUSTRIALES PETROLERAS, QUIMICAS, PETROQUIMICAS Y REFINERIAS

ILUMINACION HORIZONTAL MANTENIDA ELEVACION AREA O ACTIVIDAD

LUX CANDELAS-PIE LOCALIZACION MILIMETROS AREAS DE PROCESO UNIDADES DE PROCESO Bombas, válvulas, arreglos de tuberías. 50 5 En tierra.

Intercambiadores de calor 30 3 En tierra. Plataformas de mantenimiento. 20 2 A Nivel de piso

Plataformas de operación. 50 5 A Nivel de piso Torres de enfriamiento (áreas de equipo). 50 5 En tierra.

Hornos. 30 3 En tierra. Escaleras (inactiva) 20 2 A Nivel de piso Escaleras (activa) 50 5 A Nivel de piso Mirillas de medición 50a 5a A nivel del ojo Instrumentos(En unidades de proceso) 50a 5a A nivel del ojo

Casa de compresores. 200 20 A nivel de piso Separadores 50 5 Superior de la bahía Area general 20 2 En tierra. CUARTOS DE CONTROL Cuarto de control ordinario. 300 30 A nivel de piso Panel de instrumentos. 300a 30a 1700 Consolas. 300a 30a 760 Parte posterior del panel. 100a 10a 760 Cuarto de control central 500 50 A nivel de piso Panel de instrumentos. 500a 50a 1700 Consolas. 500a 50a 760 Parte posterior del panel. 100a 10a 900

CUARTO DE CONTROL ELECTRICO Tableros eléctricos (frente) 300 30 A nivel de piso Tableros eléctricos (posterior) 200 20 A nivel de piso

UNIDADES ESPECIALES DE PROCESO Cuarto de baterías. 50 5 A nivel de piso Hornos eléctricos. 50 5 A nivel de piso Transportadores 30 3 A nivel de superficie Puntos de transferencia de transportadores. 50 5 A nivel de superficie

Hornos de secado (área operativa) 50 5 A nivel de piso

Exprimidor y mezcladores. 200 20 A nivel de piso




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NIVELES DE ILUMINACION PARA PLANTAS INDUSTRIALES PETROLERAS, QUIMICAS, PETROQUIMICAS Y REFINERIAS (Continuación)


LUX CANDELAS-PIE LOCALIZACION MILIMETROS AREAS DE NO PROCESO Casas de bombas, carga, descarga y agua de enfriamiento. Casa de Bombas (interior) 200 20 A nivel de piso Area de bombas. (exterior) 50 5 En tierra. Area general de control. 150 15 A nivel de piso Panel de control. 200a 20a 1100 Calderas y Compresores de aire de plantas. Equipo interior. 200 20 A nivel de piso Equipo exterior. 50 5 En tierra. Area de tanques. Escaleras. 20 2 A nivel de piso. Area de medición. 50 5 En tierra. Area de arreglos de tubería. 20 2 A nivel de piso. Racks de carga. Area general. 50 5 En tierra. Carros-tanque. 100 10 En un punto. Autos-tanque, punto de carga. 100 10 En un punto. Subestaciones eléctricas y patios de desconectadores. Patio exterior de desconectadores. 20 2 En tierra.

Subestación general (exterior) 20 2 En tierra. Pasillos de operación, Subestación. 150 15 A nivel de piso.

Racks de desconectadores. 50a 5a 1200 Calles de plantas. Uso frecuente. 20 2 En tierra. Uso infrecuente. 10 1 En tierra. Areas de estacionamiento en plantas. 5 0.5 En tierra.

EDIFICIOS. Oficinas y edificios administrativos. Actividades prolongadas(Dibujo y diseño) 600 60 760

Trabajo normal de oficina (lectura, archivo, correspondencia) 500 50 760

Areas de recepción, escaleras de salida, cuartos de lavado. 200 20 A nivel de piso.

Pasillos. 200 20 A nivel de piso. Cuartos de equipo y servicios. 150 15 A nivel de piso. Laboratorios. Pruebas físicas, cuantitativas y cualitativas. 500 50 900

Investigación experimental. 500 50 900 Planta piloto, proceso y especialidad. 300 30 A nivel de piso.

Equipos de prueba de golpe ASTM. 300 30 A nivel de piso.

Cuartos de lavado, almacén de vidrio. 300 30 900

Campana de ventilación. 300 30 900 Cuartos de almacén. 150 15 A nivel de piso.




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NIVELES DE ILUMINACION PARA PLANTAS INDUSTRIALES PETROLERAS, QUIMICAS, PETROQUIMICAS Y REFINERIAS (Continuación)


LUX CANDELAS-PIE LOCALIZACION MILIMETROS Bodegas y almacenes. Almacenamiento a granel en interior. 50 5 A nivel de piso. Almacenamiento a granel en exterior. 20 2 En tierra. Almacenamiento tolva grande. 50 5 760 Almacenamiento tolva pequeña. 100a 10a 760 Almacenamiento de partes pequeñas. 200a 20a 760 Mostradores (almacenaje en cajoneras) 300 30 1200

Taller de reparaciones. Fabricación mayor. 200 20 A nivel de piso. Maquinaria de trabajo y de excavación. 500 50 760 Carrilera de grúas, pasillos. 150 15 A nivel de piso. Maquinaria pequeña 300 30 760 Hojas metálicas. 200 20 760 Eléctrico. 200 20 760 Instrumentos. 300 30 760 Casas de cambio. Casilleros, regaderas. 100 10 A nivel de piso. Lavabo. 100 10 A nivel de piso. Checador y entradas. Tarjeteros y área de reloj checador. 100 10 A nivel de piso. Puerta de acceso inspección. 150 15 A nivel de piso. General. 50 5 A nivel de piso. Cafetería. Comedor. 300 30 760 Area de servicio. 300 30 900 Preparación de alimentos. 300 30 900 General 100 10 A nivel de piso. Cochera y puesto de bomberos. Reparaciones menores y almacenamiento. 100 10 A nivel de piso.

Cuarto de primeros auxilios. 700 70 760 Nota: ( a )Indica iluminación vertical.

8.12.4 Características del sistema de alumbrado

a) En general todas las luminarias, lámparas, balastros y accesorios deben tener alto rendimiento en lúmenes por watt, alta eficiencia de la luminaria, alto factor de potencia todo ello con el propósito de ahorro de energía.

b) Las luminarias para el alumbrado de las plantas de proceso, deben ser tipo vapor de sodio alta presión en 220 V, con balastro integral de alto factor de potencia, y tener reflector, globo y guarda.

c) Las luminarias de alumbrado interior en áreas de trabajo de edificios deben ser del tipo fluorescente en 127 V, lámparas ahorradoras de energía, con balastro electrónico.

d) En forma general se debe utilizar lámparas fluorescentes del tipo compacto de al menos 1 300 lúmenes en lugar de lámparas incandescentes.

e) Las luminarias para el alumbrado de calles de plantas industriales deben ser del tipo de vapor de sodio alta presión de 250 o 400 W, 220 V.

f) Las luminarias para el alumbrado de las torres de enfriamiento y unidades desmineralizadoras de agua, deben ser tipo vapor de sodio alta presión a 220 V y con recubrimiento de PVC, para protección contra la corrosión y deben cumplir con lo indicado en los capítulos 3 y 4 de la norma NEMA-RNI o equivalente.

g) La potencia de las lámparas en luminarias para áreas clasificadas debe seleccionarse para no rebasar el 80 por ciento de la temperatura mínima de auto ignición de las sustancias presentes en el medio




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ambiente. No deben emplearse lámparas mayores de 250 W. Todas las luminarias para áreas clasificadas deben tener en su placa de identificación marcado su “numero de Identificación” de acuerdo a la tabla 500-5d) de la NOM-001-SEDE, que es la temperatura máxima de operación basada en la temperatura ambiente de 40 °C, deben ser aprobadas y certificadas.

h) El alumbrado de emergencia debe ser de evacuación, de señalización o de reemplazamiento. Se debe considerar alumbrado de emergencia con fuente de alimentación por medio de baterías, grupo generador o fuente de energía ininterrumpible, como defina PEMEX en las bases técnicas de licitación.

i) El alumbrado de emergencia debe estar disponible como máximo a 5 segundos de la falla del suministro normal. Se debe cumplir con lo establecido en el artículo 700 parte B, C, D, E de la NOM-001-SEDE.

El sistema de alumbrado de emergencia debe ser independiente del sistema de alumbrado normal, en cuanto a fuentes de alimentación, tableros, canalizaciones, conductores, accesorios de interconexión, unidades de alumbrado.

j) La alimentación a luces de obstrucción es considerada como servicio crítico y debe ser alimentado por unidad de energía ininterrumpible y controladas por fotocelda. Las luces de obstrucción deben ser dobles de al menos 1 300 lúmenes, operadas por un relevador de transferencia.

k) Las luminarias deben tener envolventes apropiados para su área de instalación, localización (propósitos generales, a prueba de polvo, a prueba de intemperie, resistentes a la corrosión, a prueba de vapor o a prueba de explosión) en apego a la clasificación de áreas indicada en la NOM-001-SEDE y deben estar localizadas para dar una distribución uniforme de alumbrado, eficiente iluminación y accesibilidad para un mantenimiento seguro y cumplir con las normas aplicables.

l) Todas las luminarias para áreas peligrosas (clasificadas) deben estar protegidas contra daños físicos por una guarda apropiada.

m) En general los circuitos de alumbrado en áreas de oficina, en plantas de proceso y alumbrado exterior de calles deben ser alimentados desde tableros de alumbrado ubicados en los cuartos de control eléctrico.

n) El alumbrado de plantas de procesos y exterior de calles debe controlarse por medio de contactor, con selector manual-fuera-automático y fotocelda.

o) El alumbrado interior en áreas específicas cerradas debe controlarse por medio de apagadores. El alumbrado interior de pasillos, sanitarios generales, y donde se especifique en bases de licitación, debe controlarse por medio de sensores de presencia.

p) Deben suministrarse tableros de alumbrado inteligentes con monitoreo, puertos de comunicación y control remoto, para integrarse a un sistema de control digital, cuando se soliciten en Bases de Licitación.

q) El sistema de alimentación para los tableros de distribución de alumbrado debe ser 3 fases, 4 hilos 220/127 V, 60 Hz, con barras de tierra y neutro independientes.

r) Las luces de obstrucción deben ser instaladas en los equipos o edificios más altos de la planta. s) Los circuitos derivados deben cumplir con los requerimientos de la sección 220-3 de la NOM-001-

SEDE. t) Los alimentadores e interruptor general para tableros de alumbrado deben ser calculados para

suministrar energía a todas las cargas conectadas sin aplicar factores de demanda, mas un 20 por ciento adicional para carga futura.

u) Los postes de alumbrado de calles deben ser metálicos o de concreto, en caso de solicitarse metálicos deben ser de lamina de acero de 4,76 mm (3/16 pulg) mínimo de espesor, galvanizados por inmersión en caliente, con una capa de mordentedor, una capa de primario epóxico de 0,05 mm (2 milésimas de pulgada) y acabado epóxico color código Pantone Matching Sistem PM-577 de 0,20mm (8 milésimas de pulgada).

v) La conexión a la base del poste de alumbrado exterior se acepta encintado, termo contráctil, contráctil y conector encapsulado en gel.




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8.12.5 Receptáculos 8.12.5.1 Receptáculos para equipos portátiles dentro de las áreas de proceso

a) Los receptáculos para equipos portátiles de alumbrado, herramientas para mantenimiento al equipo de

proceso principal y otros servicios, deben instalarse en lugares donde su uso facilite el mantenimiento. b) Se deben localizar de manera tal, que cualquier punto de la planta de proceso, se pueda alcanzar con

una extensión de uso rudo o industrial no mayor de 20 m. c) En los equipos de proceso como calentadores, tanques, entre otros, incluyendo las torres de

enfriamiento, se deben instalar receptáculos localizados cerca de las entradas hombre, para servicio de mantenimiento.

d) Los receptáculos deben estar alojados en envolventes apropiados para el lugar en donde sean instalados.

e) Los receptáculos instalados en áreas peligrosas (clasificadas), clase I y II, con sus respectivas divisiones 1 y 2, deben ser a prueba de explosión y tener placa que indique clase, grupo y división con aprobación y certificación.

f) Todos los receptáculos, deben ser polarizados con puesta a tierra, tensión de operación a 127 V y capacidad de 20 A.

g) Los receptáculos deben estar en circuitos independientes, cada uno para un máximo de 8 salidas. Cada circuito debe protegerse con un interruptor automático.

h) Los receptáculos a prueba de explosión deben tener un dispositivo de desconexión. El conjunto receptáculo - clavija debe tener un seguro que impida que la clavija pueda ser removida cuando el dispositivo de desconexión esté cerrado.

i) Se deben suministrar cuando menos tres clavijas para los receptáculos instalados en cada planta de proceso.

8.12.5.2 Receptáculos para soldadoras dentro de las áreas de proceso

a) Los receptáculos deben ser localizados estratégicamente dentro de la planta de proceso, y a una

distancia entre ellos no mayor de 20 m. El número de receptáculos no debe ser menor de dos. Los receptáculos deben estar alojados en envolventes apropiadas para el lugar donde sean instalados.

b) Los receptáculos instalados en áreas peligrosas (clasificadas), Clase I y II, con sus respectivas divisiones 1 y 2, deben ser a prueba de explosión, con tapa embisagrada y tener placa que indique clase, grupo y división con aprobación y certificación.

c) Todos los receptáculos deben ser de 60 A, 480 V, trifásicos, polarizados y con puesta a tierra, con interruptor automático integrado.

d) Deben conectarse tres receptáculos por cada circuito trifásico de 480 V, protegidos por un interruptor termomagnético de 225 A, localizado en el CCM.

e) Por cada planta de proceso, se deben suministrar tres clavijas adecuadas a los receptáculos instalados. f) En cada planta de proceso, se debe considerar el suministro de una salida especial en 480 V c.a. para

150 CP, localizada para mantenimiento al equipo principal de proceso. 8.12.5.3 Receptáculos para el interior de edificios

a) Todos los receptáculos monofásicos en interior de edificios deben ser de 127 V, 15 A dúplex,

polarizados con conexión a tierra y placa no metálica. Su altura de montaje debe ser a 30 cm sobre NPT, como mínimo.

b) Los circuitos deben ser independientes de otros servicios y no deben exceder de 20 A.




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8.13 Sistemas de emergencia En PEMEX se consideran sistemas de emergencia a aquellos destinados a proveer la energía necesaria para alumbrado, fuerza, control y protección donde la interrupción de la energía eléctrica a las actividades y procesos industriales de la empresa podría producir serios riesgos a la integridad de la vida humana y de la línea de negocios. 8.13.1 Fuentes de alimentación de emergencia

a) Las fuentes de alimentación aceptadas para los sistemas eléctricos de emergencia son:

a1) Baterías. a2) Grupo generador. a3) Fuente de alimentación ininterrumpible. a4) Acometida separada. a5) Equipo unitario de alumbrado.

b) Para estos sistemas se debe satisfacer los requerimientos del artículo 700 de la NOM-001-SEDE. c) La selección del tipo de fuente y los servicios que requieren energía eléctrica de emergencia los

debe definir PEMEX en las bases técnicas de licitación, sin embargo la aplicación típica de cada uno de ellos se menciona a continuación:

8.13.1.1 Sistema de Baterías: Se emplean para sistemas de alumbrado, deben ser del tipo alcalinas diseñadas para servicio de emergencia. 8.13.1.2 Grupo generador: Se utilizan en PEMEX como energía de respaldo para aquellas instalaciones alimentadas por la compañía suministradora y que no cuentan con generación propia, su empleo es para respaldo por ausencia de horas de la fuente de alimentación normal, se aplica para sistemas de alumbrado y sistemas como, sistema de control digital, circuito cerrado de televisión, protección perimetral y detección de intrusos, alarmas sectoriales, detección de humo y fuego, válvulas motorizadas, sistemas de telecomunicaciones, equipos de computo principales. 8.13.1.3 Fuente de energía ininterrumpible: Se deben utilizar en PEMEX como fuente principal de energía eléctrica en caso de ausencia de la fuente de alimentación normal o del grupo generador si este existe, para los sistemas prioritarios que en caso de ausencia de la fuente de alimentación normal requieren de energía eléctrica instantánea y en forma ininterrumpida, como son los sistemas de alumbrado, control digital, circuito cerrado de televisión, protección perimetral y detección de intrusos, alarmas sectoriales, detección de humo y fuego, sistemas de telecomunicaciones, equipos de computo principales. El tiempo mínimo de respaldo para sistemas de alumbrado de acuerdo con la NOM-001-SEDE, 700-12 a) es de una hora y media, otros tiempos deben ser requeridos en bases técnicas de licitación. 8.13.1.4 Acometida separada: El respaldo mediante una fuente externa adicional puede ser por parte de la compañía suministradora de energía eléctrica, o de otro organismo de PEMEX, los casos en los que se requiere fuente externa de alimentación son normalmente los siguientes:

a) Cuando se tiene generación propia y se requiere respaldo en caso de falla, salida para mantenimiento de la fuente primaria de suministro de energía eléctrica normal.

b) Cuando se tiene una acometida de la compañía suministradora y se requiere acometida independiente para bombas contraincendio.

c) Cuando se tiene una acometida y se requiere otra u otras debido a los casos de excepción contemplados en sección 230-2(a) de la NOM-001-SEDE.




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8.13.1.5 Equipo unitario de alumbrado: Como se define en sección 700-12(e) de la NOM-001-SEDE. 8.13.2 Características del Grupo Generador (Plantas de emergencia) 8.13.2.1 Generalidades

a) La planta de emergencia debe ser totalmente automática para entrar en operación por ausencia de tensión de la fuente de energía eléctrica normal, por medio de un tablero de transferencia y que entregue plena carga como máximo en 5 segundos.

b) La capacidad de la planta de emergencia en operación continua debe determinarse en base al total de la carga en operación conectada mas un 20 por ciento de carga futura, la capacidad adicional en emergencia de 10 por ciento de que disponen las plantas de emergencia a 02 h de operación, debe quedar disponible. Para determinar la capacidad de la planta de emergencia se debe también tener en cuenta la caída de voltaje al arranque del motor mayor conectado, la cual no debe ser mayor a 10 por ciento. La capacidad de la planta de emergencia debe ser efectiva a 30 ºC de temperatura ambiente promedio y máxima de 40 ºC, a la altura de instalación en metros sobre nivel del mar, en conjunto así como sus componentes, como motor, radiador generador, y demás, lo cual debe ser demostrado con información técnica y cálculos.

c) La energía eléctrica para resistencias calefactores de espacio, calentador de agua y cargador automático de baterías será suministrada en forma independiente por PEMEX, y debe ser de las mismas características para estos servicios, 220 V, 2 fases, 60 Hz.

d) La ubicación del tablero de transferencia y control debe estar en un cuarto de tableros adyacente. e) El área destinada para instalar un equipo de emergencia debe ser un local con suficiente

ventilación y con puertas amplias, abatibles hacia el exterior, y con espacio que permita remover el equipo sin interferencia.

f) La planta de emergencia debe ubicarse en área no clasificada instalada en espacios totalmente protegidos por sistemas automáticos de protección contra-incendio aprobados (rociadores automáticos, sistemas de bióxido de carbono, entre otros) o en espacios con clasificación resistente al fuego de una hora.

g) Debe instalarse silenciador tipo hospital para desalojar los gases de escape del motor de combustión interna hacia el exterior.

h) El nivel de ruido no debe ser mayor a 60 decibeles. 8.13.2.2 Características generales del Grupo Generador: Ser adecuado para operación en clima tropical húmedo salino, acabado anticorrosivo, para uso en interior nema 2 a prueba de goteo, pintado en color verde PEMEX 628 (Pantone Matching System PM-577), aplicación y acabado de acuerdo a normas PEMEX.

a) Generador trifásico, 4 hilos, neutro accesible, 60 Hz, tensión de operación 480/277 V o 220/127 V, según requiera el proyecto.

b) Sistema de aislamiento integral de vibración. c) Motor con precalentador de aceite para arranque inmediato. d) Resistencia calefactora de espacio para generador y tablero de transferencia. e) Controlador digital del motor ubicado en el conjunto motor generador. f) Controlador digital de la transferencia automática así como medición digital de todos los parámetros

eléctricos, ubicados en el tablero de transferencia. g) Puertos de comunicación para permitir el control y medición local y remoto. Se debe proveer el software

necesario y las características técnicas de los requerimientos de cableado y PC. h) Interruptor termomagnético principal del generador ubicado en el conjunto motor generador.




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8.13.2.3 Características de los componentes principales del Grupo Generador:

a) Motor de combustión interna para generación eléctrica: - Velocidad angular 1 800 r/m - Tipo de acoplamiento Directo con disco flexible - Tipo de combustible Diesel (preferentemente). - Arranque 24 V c.c. (preferentemente) incluyendo alternador para carga de baterías - Motor: De 4 tiempos, turbocargado y postenfriado - CP Mínimos a 1 800 r/m: Los necesarios para la capacidad del generador - Gobernador Control de inyección electrónica de combustible controlado por modulo

electrónico b) Sistema de combustible:

b1) Bomba de inyección: Tipo rotatoria. b2) Filtros: De cartucho tipo reemplazables. b3) Protección por sobrevelocidad: Programable y controlada por modulo electrónico. b4) Tanque de combustible con capacidad para 08 h de operación continua en emergencia, integrado

a la base de la planta, listado UL, de doble pared, tipo reforzado, lamina Cal. 14 mínimo, con acabado anticorrosivo, con válvulas de venteo, purga, indicador de nivel con señal al sistema digital. Se debe solicitar información del consumo de combustible de la planta como conjunto, y la capacidad en litros del tanque propuesto, para efectos de evaluación.

c) Sistema de enfriamiento: c1) Radiador Industrial para servicio pesado, diseño para temperatura ambiente 50 ºC. c2) Bomba centrifuga. c3) Ventilador. c4) Termostato. c5) Protección por alta temperatura de refrigerante, programable y controlado por modulo electrónico. c6) Protección por bajo nivel de refrigerante, programable y controlado por modulo electrónico. c7) Cubierta protectora para radiador y ventilador. c8) Precalentador eléctrico para arranque automático, alimentación 220 V c.a. 2f, 60 Hz.

d) Sistema de lubricación: d1) Bomba de engranes. d2) Enfriador de lubricante enfriado por agua. d3) Filtros reemplazables. d4) Protección por baja presión de aceite, programable y controlado por modulo electrónico.

e) Sistema de aire de admisión: e1) Múltiple de admisión. e2) Filtro de aire tipo seco elemento reemplazable, para exteriores (medium duty).

f) Sistema de gases de escape: f1) Múltiple de escape. f2) Silenciador tipo hospital con bridas, y soportes para fijación en techo. f3) Tubo flexible de acero sin costura con bridas. f4) Tramos rectos de tubo de 3 m de longitud con bridas y un codo a 90° radio largo con bridas,

mínimo para servicio 10,55 Kg/cm² (150 lb/pulg²), mismo diámetro del silenciador y tubo flexible. f5) Matachispas. f6) Empaques y tortillería.

g) Sistema de arranque y carga: g1) Baterías para trabajo industrial tipo pesado, bajo mantenimiento, con base de acero estructural,

incluyendo conductores de conexión cal 2/0 AWG mínimo. g2) Alternador con regulador automático para carga de baterías, 24 V c.c. 40 A mínimo.




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g3) Carga de baterías con planta fuera de operación: por cargador automático de baterías 10 A. de salida como mínimo, para mantener en flotación las baterías, alimentación 220 V 2f, 60 Hz. (integrado al tablero de transferencia).

g4) Motor de arranque de 24 V c.c. h) Controlador digital del motor: con señalización audiovisual, (en gabinete NEMA 2 montado sobre el

conjunto motor generador) con al menos las siguientes funciones: h1) Desplegado de todas las fallas y mensajes de estado. h2) Funciones de la máquina.- voltaje de batería, temperatura de refrigerante, velocidad de la

maquina, presión de aceite. h3) Datos del generador.- corrientes en cada fase, frecuencia, voltaje del generador (línea a línea y

línea a neutro en 3 fases), kWh, porcentaje rango kW, factor de potencia, kW totales. h4) Investigación de datos.- estado operacional.- fecha de arranque inicial del generador, generador

operando con carga o sin carga, duración del generador operando, historial de los últimos 4 eventos de pérdida de energía eléctrica, ultima fecha de arranque, numero de días operando, numero de arranques, tiempo operando con carga o sin carga.

h5) Información del sistema.- voltaje de baterías, rango de kWh del generador, descripción de carga, lugar, número de modelo, secuencia y número de fases, numero de serie, frecuencia del sistema, voltaje del sistema funciones del programa.

h6) Arranque y operación de maquina.- ajustes de retardo de tiempo, ajustes de disparo. i) Controlador digital de transferencia (en gabinete NEMA 2 montado en el tablero de transferencia)

con al menos las siguientes funciones: i1) Desplegados.- accesorios activos, frecuencia (fuente normal y emergencia), secuencia de fases,

modo de programación, disponibilidad de fuentes, posición del interruptor, fallas del sistema, operación de retardos de tiempo, estado del transfer, voltaje (fuentes normal y emergencia).

i2) Estado operacional.- fecha de arranque del sistema, días de operación, historial de las ultimas 4 transferencia, horas en posición normal y en emergencia, fecha del ultimo arranque, transferencia de interruptor.

i3) Información del sistema (normal y emergencia).- rangos de operación del interruptor de transferencia, descripción de carga, localización, número de fases y polos, número de serie, frecuencia y voltaje del sistema.




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8.13.2.4 Características específicas de los componentes principales del Grupo Generador

Sistema generador

Generador tipo Síncrono de c.a. Operación Continua Velocidad angular 1 800 r/m Tipo de construcción Sin escobillas Construcción NEMA 2 a prueba de goteo /acabado anticorrosivo, Autoventilado. Conexión Estrella neutro accesible. Clase de aislamiento Tipo H, con barniz tropicalizado. Incremento de temperatura 105 ºC continuo / 130 ºC en emergencia Capacidad en servicio continuo kW / kVA Capacidad en servicio emergencia kW / kVA Voltaje de generación 480 /277, o 220/127 V. Regulación de voltaje 2 por ciento máximo de vacío a 100 por ciento de carga Capacidad de sobrecarga 10 por ciento, en 120 minutos Eficiencia 92,5 por ciento mínimo a plena carga Factor de potencia 0.8 Frecuencia 60 Hz Regulación de frecuencia ± 1,5 por ciento Resistencias calefactoras Alimentación 220 V, 2f, 60 Hz Tiempo de respuesta 5 seg para entregar plena carga, ajustable de 1-30 seg

Interruptor principal Termomagnético, 3 polos, capacidad en amperes y corto circuito de acuerdo a la capacidad de la planta de emergencia.

Protección térmica por sobrecarga Si. Capacidad de arranque de motores eléctricos De 200 por ciento en kVA.

Sistema de transferencia automático.

Gabinete NEMA 2, a prueba de goteo, acabado anticorrosivo. Tipo de montaje Autosoportado (preferentemente). Tipo de transferencia Automática y manual. Voltaje de operación 480 o 220 V c.a. 3 fases Capacidad Amperes nominales y densidad de corriente de 800 A / pulg2 Operado por Interruptores de 3 polos, Amperes, kA de Corto Circuito. Simétricos, en ausencia total

y/o variaciones abajo del 70 por ciento del voltaje nominal, en cualquier fase Ajustes de tiempo Dispositivo con ajuste mínimo de tiempo de 15 minutos para impedir la retransferencia

en caso de restablecimiento, en un corto tiempo, del suministro normal (NOM-001-SEDE, 700-12 b).

Voltaje de control 24 V c.c. Calibre de lámina 12 en estructuras y 14 en cubiertas, como mínimo. Modulo de medición Electrónico con medición de todos los parámetros eléctricos, e indicación de

demandas máximas. Resistencias calefactoras Alimentación 220 V, 2f, 60 Hz. El tablero de transferencia e interruptores deben tener una capacidad de corto circuito de acuerdo a la capacidad de la planta de emergencia.

8.13.3 Características de los Sistemas de energía ininterrumpible: De acuerdo a las bases técnicas de licitación.




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8.14 Alambrado a equipos (cargas eléctricas) Los requerimientos de instalación para alambrado de equipo eléctrico, son los siguientes:

a) Los conductores en la llegada a equipos eléctricos deben ser protegidos con tubo conduit rígido firmemente fijado. Para los equipos sujetos a vibración se debe instalar tubo flexible.

b) Se debe suministrar drenes para evitar la concentración de líquidos en la parte baja de las tuberías en la llegada a los equipos.

c) Etiquetado de los cables.- Todos los cables de alambrado a equipo deben ser identificados con una etiqueta a base de PVC, firmemente sujetada en cada extremo de los conductores (lado del suministro de energía desde el tablero y/o CCM y lado de conexión al equipo), con su identificación correspondiente. Los cables para estación local de control y calentadores de espacio, también deben ser identificados de la misma forma. La identificación de los conductores debe ser con el número de circuito de acuerdo al plano de cédula de cable y tubo conduit indicando a continuación entre paréntesis la fase correspondiente.

d) Cuando el tablero alimentador o el equipo tengan identificación numérica de las fases a que está conectado, la correspondencia debe ser la siguiente:

Fase Numero

A 1 B 2 C 3

e) Tubería conduit para el alambrado a motores.

En la llegada a motores o equipo los cables deben ser alojados en tubería conduit hasta la (s) caja (s) de conexiones, desde el banco de ductos subterráneo o de charolas para cables, cumpliendo con la siguiente tabla:

Motores Conduit N°. 1 Conduit N°. 2 Conduit N°.3

Media tensión con RTD’S

Circuito de cables de fuerza (3 cables)

Cables para estación local de control y calentadores de espacio: un multiconductor

Cables para RTD’S un multiconductor

Baja tensión con o sin calentadores de espacio (cable tamaño, calibre 2 AWG y mayor)

Circuito de cables de fuerza (3 cables)

Cables para estación local de control y calentadores de espacio: un multiconductor.

Baja tensión (cable tamaño (calibre) 4 AWG y menor)

Circuito de cable de fuerza, un multiconductor Circuito de cables para estación local de control: un multiconductor.

Notas: 1) RTD indica detector de temperatura por resistencia. 2) Los circuitos de RTD’S, deben ser alambrados y conectados al relevador de protección por temperatura instalado

en el CCM. Los RTD´S deben ser de tres terminales, los cables deben ser del tipo multiconductor blindado, de cobre, 105 °C, del tamaño (calibre) adecuado pero no menor que tamaño (calibre) 18 AWG, 300 V mínimo, aislamiento PVC+PVC.

3) Los cables para interruptores de flujo, presión, nivel, vibración, entre otros, deben ser instalados en conduit independiente del utilizado para la estación local de control y calentadores de espacio del motor y ser canalizados de acuerdo al sistema de control de la planta.

4) Todas las conexiones deben hacerse con zapatas terminales tipo compresión, con perforación, sin rebabas, para conexión mediante tornillo, tuerca hexagonal y rondana plana y de presión; las zapatas para circuitos de fuerza




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deben ser tipo barril largo, en las conexiones a motores se deben emplear tubos termocontráctiles o capuchones terminales de material aislante, de acuerdo al nivel de voltaje.

8.15 Estudios de cortocircuito, coordinación de protecciones, flujos de potencia y estabilidad del sistema eléctrico El licitante, si así se requiere en bases de licitación, debe incluir en su oferta la adquisición y suministro de licencia de software, con la que elabore los cálculos de corto circuito, coordinación de protecciones, flujos de carga, estabilidad, caídas de tensión al arranque de motores, factor de potencia, lo anterior con objeto de que el centro de trabajo o el área de ingeniería puedan efectuar actualizaciones, se debe suministrar la base de datos, y las consideraciones realizadas con la que se efectúen los cálculos, debe suministrarse las características mínimas del hardware compatible con el software empleado. Incluir curso de capacitación, referente al manejo y entendimiento del software. El licitante, si así se requiere en bases de licitación, debe realizar la actualización de diagramas unifilares e incluirlos en el estudio como parte de los datos considerados. Los datos a incluir y los resultados esperados de estos estudios son los siguientes: 8.15.1 Estudios de corto circuito y coordinación de protecciones El estudio debe presentarse a PEMEX, de acuerdo a la siguiente estructura:

1) General a) Objetivo. b) Estudio de cortocircuito. c) Diagrama de buses. d) Límites de protección de los equipos.

Según NOM-001-SEDE, IEEE Std. 141, 142, 242 o equivalentes para motores, transformadores, cables, reactores, buses, tomando en cuenta lo siguiente: - Condiciones de operación (NOM-001-SEDE- Artículo 430). - Requisitos mínimos de protección (NOM-001-SEDE Artículos 240, 430, 450). - Niveles de resistencia de los equipos. (corrientes de magnetización de transformadores y de rotor bloqueado de motores).

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

recomendaciones de IEEE Std. 242 o equivalente. 2) Consideraciones Particulares

El estudio de cortocircuito y coordinación de protecciones debe tomar en cuenta las siguientes condiciones de operación en cada nivel de voltaje del sistema eléctrico: a) Operando como sistema radial, es decir con todos los interruptores de enlace abiertos en tableros

de distribución y CCM`s, en los diferentes niveles de tensión considerando todas las fuentes de contribución a la falla, para el cálculo de la capacidad interruptiva y momentánea.

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

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




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Para efectos de la calibración de los relevadores de sobrecorriente con retardo de tiempo se debe considerar la condición de mayor aportación en corriente de corto circuito. Se debe considerar la corriente de rotor bloqueado de los motores y la corriente de magnetización de los transformadores, para la determinación de las corrientes máximas momentáneas normales. El tiempo de ajuste de disparo de los dispositivos de protección, debe ajustarse con un defasamiento de 0,3 seg. En “cascada” desde el punto de falla al suministro.

3) Datos a) Estudio de corto-circuito considerando las tres redes de acuerdo a IEEE Std. 242 (o equivalente).

a1) Primera red: momentánea. a2) Segunda red: interruptiva. a3) Tercera red: con retardo de tiempo.

b) Base de datos físicos para realizar el estudio. b1) Diagramas unifilares. b2) Aportación de CFE. Características de alimentadores (tamaños (calibres, conductores por fase, material del conductor, longitud, arreglo y tipo de ducto).

b3) Características de buses, relevadores, entre otros. b4) Datos de placa de los equipos.

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

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

- Interruptores: Capacidad interruptiva, para media tensión el factor K, tensión máxima y mínima, ciclos de apertura.

b5) Reactancias de las tres redes. b6) Reactancia por unidad, en base de 10 MVA (potencia base).

4) Resultados

a) Corrientes de falla simétricas, asimétricas y corrientes de falla para ajuste de relevadores con

retardo de tiempo, relación X/R, para cada uno de los buses considerados. b) Corrientes de falla a tierra. c) Diagramas Unifilares de coordinación mostrando el ramal completo, desde el suministro hasta el

último punto de coordinación, incluyendo relación de transformadores de corriente y ajustes de relevadores.

d) Curvas de coordinación tiempo-corriente referidas a un solo nivel de tensión. e) La protección de falla a tierra en los niveles de media tensión, debe coordinarse en tiempo. f) Ajuste de coordinación de los relevadores de sobrecorriente, sobrecarga, baja tensión y

protección diferencial. g) Diagrama unifilar con la nomenclatura ANSI de los relevadores. h) Reporte de no saturación de transformadores de corriente en caso de falla. i) Reporte de reactancias equivalentes para cada nodo y diagrama de buses con valores de falla.

8.15.2 Estudio de flujos de potencia Con el estudio de flujos de potencia el personal de operación y mantenimiento, teóricamente puede prever diversos escenarios operativos del sistema eléctrico, de acuerdo a distintas configuraciones de la red eléctrica.




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El estudio debe basarse en diagramas unifilares presentados en pantalla susceptibles de ser modificados, para variar las condiciones reales del sistema eléctrico, de manera que por cada modificación de la topología de la red, se tenga la capacidad suficiente para recalcular los distintos parámetros eléctricos y que el operador, tenga referencia de las condiciones de la red, derivadas de las modificaciones realizadas. El estudio de flujos de potencia debe tener la siguiente estructura: (ver anexo E punto 1).

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

d1) Relocalización de reactores. d2) Variaciones de los enlaces. d3) Variación de cambiador de derivaciones (tap´s) en transferencia de enlace.

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

2) Información Requerida

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

a) Generadores: Datos de placa, potencia real y reactiva de generación, límites de potencia reactiva,

tensión y frecuencia nominales. b) Transformadores: Relación de transformación, reactancia de secuencia positiva, tipo de

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

factor de potencia, eficiencia, tensión y frecuencia nominales, potencia nominal. d) Cables: Cantidad, tamaño (calibre), arreglo, longitud, tensión nominal. e) Cargas estáticas: Potencia real, factor de potencia. f) Compañía suministradora: Potencia de corto circuito trifásica y de fase a tierra, relación X/R,

tensión y frecuencia nominales. Definiciones. Algunos términos que se utilizan en el estudio son los siguientes. a) Bus. Es un centro de distribución de carga, sin embargo, podemos ampliar esta definición a todo

aquel punto de la red eléctrica donde deseamos conocer la magnitud del voltaje. b) Tipo de buses.

b1) Bus tipo I (Bus de carga) en este tipo de bus se pueden conectar motores o cualquier otro tipo de carga. La potencia de salida del bus se define como una cantidad positiva, las variables dependientes son la magnitud y ángulo de voltaje.

b2) Bus tipo II (Bus de generación) es un tipo de bus donde se genera potencia real y se clasifica en dos formas: bus de generación clase “A” en el cual la potencia real y reactiva es fija en magnitud. Bus de generación clase “B”, es un bus con solución de las condiciones de voltaje en cada bus de carga.




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b3) Bus tipo III (Bus compensador, oscilador, swing o slack) este tipo de bus debe suministrar la diferencia entre la suma de potencias reales y reactivas de los otros buses, más las perdidas de la red.

c) Enlace. Es la interconexión eléctrica entre un par de buses. d) Convención de signos y direcciones de los flujos de potencia. El diagrama unifilar debe mostrar la dirección en que fluyen los flujos de potencia, los cuales se indican por medio de flechas. Los signos positivo o negativo de los flujos de potencia en la acometida de la Compañía suministradora deben ser: a) Signo positivo (+), aporte de energía hacia el centro de trabajo. b) Signo negativo (-), aporte de energía hacia la compañía Suministradora.

3) Resultados Obtenidos a) Arreglo óptimo del sistema para cada condición de operación (normal, mínima y máxima

generación). b) Determinación de buses con caída de tensión mayor a 10 por ciento. c) Buses con tensión arriba de la nominal. d) Buses donde se requiera compensación de reactivos. e) División de carga optima entre generadores y compañía suministradora. f) Enlaces con problemas de sobre carga. g) aídas de tensión en alimentadores, fuera de lo permitido por NOM-001-SEDE. h) Pérdidas en los reactores, transformadores, alimentadores.

8.15.3 Estudio de estabilidad del sistema eléctrico Este estudio se debe realizar en proyectos donde se tenga como alcance generación de energía eléctrica. El objetivo es obtener tiempos críticos de libramiento de falla y condiciones de pérdida de estabilidad. Debe tener la siguiente estructura:

1) Condiciones de operación Analizar la estabilidad del sistema solo para las condiciones factibles de operación desde el punto de vista de cortocircuito y flujo de cargas. Dentro de estas condiciones se deben analizar las siguientes alternativas: a) Operación normal. b) Generación mínima. c) Generación máxima. d) Formas de operar con o sin compañía suministradora.

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




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

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

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

d) El proceso alterno descrito en 2 y 3, se repite hasta t = t1, que es el tiempo de liberación de la falla.

e) La liberación de la falla modifica la topología de la red. f) Una vez modificada la topología de la red, los puntos 1 a 3 se repiten hasta el tiempo máximo del

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

curvas de oscilación, la naturaleza de las curvas de oscilación permitirá inferir el grado de estabilidad de cada una de las máquinas.

h) El estudio debe repetirse para varios tiempos de liberación de la falla, el valor máximo de liberación de falla para el cual se conserva estabilidad en todas las máquinas, se conoce como tiempo crítico de liberación de la falla.

En general los factores que influyen en la estabilidad transitoria son los siguientes: a) Carga del generador. b) Localización de la falla o del evento. c) Tiempo de liberación de la falla. d) Topología del sistema en condiciones de postfalla. e) Reactancia del generador. Una reactancia más baja incrementa la potencia pico y reduce el

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

del ángulo. Esto reduce la energía cinética ganada durante la falla. g) Tensión propia del generador. Esto depende de la excitación del campo. h) Magnitud de la tensión en el bus infinito de la compañía suministradora.

3) Resultados a) Gráficos de “Angulo del Rotor-Tiempo” para fallas en los buses principales del sistema indicando

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

8.16 Reactores limitadores de corriente Cuando el sistema eléctrico requiera de la instalación de reactores limitadores de corriente, estos deben ser del tipo interior, instalados en un cuarto exclusivo considerando las dimensiones adecuadas y espacio suficiente para la instalación y mantenimiento seguro, con presión positiva de 2,54 mm (0,1 pulg) de columna de agua.




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El armado estructural de la base de concreto, debe hacerse con varillas aisladas eléctricamente, para evitar inducción de corrientes parásitas, el reactor debe ser provisto de una base no magnética, para su montaje. Las conexiones a la barra de entrada y salida del reactor deben ser con zapatas aisladas eléctricamente con aislamiento contráctil. Los reactores deben cumplir con los requerimientos de IEC-60289 y ANSI/IEEE C57-16 9. RESPONSABILIDADES 9.1 Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios Vigilar que se apliquen los requisitos y recomendaciones de esta NRF, en las actividades de diseño de instalaciones eléctricas en plantas industriales, oficinas, hospitales, almacenes, talleres y demás obras de infraestructura de la institución ya sea nuevas, ampliaciones o remodelaciones, en sus sistemas de fuerza, control, protección, medición, alumbrado, tierras y demás instalaciones incluidas 9.2 Subcomité Técnico de Normalización de PEMEX-Exploración y Producción Establecer comunicación con las áreas usuarias de Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios, así como fabricantes y proveedores de materiales, equipos y servicios, para mantener su contenido y requerimientos actualizados, con el fin de asegurar que el diseño de instalaciones eléctricas cumpla con las especificaciones y características requeridas. 9.3 Fabricantes, Proveedores y Prestadores de Servicio Deben cumplir como mínimo los requerimientos especificados en esta norma de referencia 10. CONCORDANCIA CON NORMAS INTERNACIONALES No tiene concordancia 11. BIBLIOGRAFÍA 11.1 Leyes Ley del servicio público de energía eléctrica y su reglamento. Ley de obras pública y servicios relacionados con las mismas. Ley de adquisiciones arrendamiento y servicios del sector público. 11.2 API STD 541-1997 - Form/Wound Squirrel Cage Induction Motors / 250 Horsepower and Larger (Motores de inducción jaula de ardilla rotor devanado, 250 HP y mayores.)




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STD 546-1997 - Brushless Synchronous Machines / 500 kVA and Larger Second Edition (Máquinas síncronas sin escobillas 500 kVA y mayores, segunda edición) RP-2L-1996 - Recommended Practice for Planning, Designing, and Constructing Heliports for fixed Offshore Platforms. (Practica recomendada para la planeación, diseño, y construcción de Helipuertos en plataformas fijas costa afuera.) RP-14F-1999 - Recommended Practice for Desing and Installation of Electric Systems for Fixed and Floating Offshore Petroleum Facilities for Unclassified and Class 1, Division 1 and Division 2 Locations. (Práctica recomendada para el diseño e instalación de sistemas eléctricos para instalaciones petroleras costa afuera fijas y flotantes para áreas no Clasificadas y áreas Clase 1, División 1 y División 2.) RP-540-1999 - Electrical Installations in Petroleum Processing Plants. (Instalaciones eléctricas en plantas de procesamiento de petróleo.) 11.3 ANSI/IEEE C2-1997 - National Electrical Safety Code (Código Nacional de Seguridad Eléctrica.) C37.20.2-1999 - Standard for Metal-Clad and Station-Type Cubicle Switchgear. (Estándar para interruptores tipo estación metal-clad en cubículo.) C37-46-1981 - Specifications for power fuses and fuse disconnecting swichtes. (Especificaciones para fusibles de potencia e interruptores desconectadores de fusibles.) C37-60-1981 - Standard Requirements for Overhead, Pad Mounted, Dry Vault, and Submersible Automatic Circuit Reclosers and Interrupters for AC Systems. (Requerimientos estándar para restauradores automáticos aéreos, montados en patines, bóvedas y sumergibles e interruptores para sistemas de CA.) C37-61-1973 - Guide for the application, operation, and maintenance of automatic circuit reclosers (Guía para la aplicación, operación y mantenimiento de restauradores de circuitos automáticos.) C37-71-1984 - Three-phase, manually operated subsurface load-interrupting switches for alternating-current systems. (Interruptores trifásicos operados con carga operados manualmente para sistemas de corriente alterna.) C37.99-2000 - Guide for the Protection of Shunt Capacitor Banks. (Guía para la protección de bancos de capacitores en paralelo) C37.101-1993 - Guide for Generator Ground Protection. (Guía para la protección a tierra de generadores.) C37.102-2006 - Guide for AC Generator Protection. (Guía para la protección de generadores de CA.) C37.110-1996 - Guide for the Application of Current Transformers Used for Protective Relaying Purposes. (Guía para la aplicación de transformadores de corriente utilizados para propósito de protección por relevadores.) C50-10-1990 - For Rotating Electrical Machinary Synchronous Machines. (Maquinas síncrona para maquinaria eléctrica rotatória)




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C50-12-1992 - Requeriments for Salient-pole synchronous generators and generator/motors for hudraulic turbine applications. (Requerimientos para generadores síncronos de polos salientes y motor-generador para aplicaciones de turbinas hidráulicas.) C50-13-1989 - Cylindrical-Rotor Synchronous Generators. (Generadores síncronos de rotor cilíndrico.) C50-14-1997 - Requeriments for Combustion Gas Turbine Driven Cylindrical Rotor Synchronous Generators. (Requerimientos para generadores síncronos de rotor cilíndrico accionados por turbinas de combustión de gas.) C57.12.00, Ed. (2000) - Standard general requirements for líquid /inmersed distribution, power and regulating transformers. (Especificación estándar, requerimientos generales para transformadores de distribución, potencia y regulación inmersos en líquido.) C57.12.10-1997 - For Transformers 230 kV and Below 833/958 through 8333/10417 kVA, Single-Phase, and 750/862 through 60000/80000/100000 kVA, Three-Phase Without Load Tap Changing; and 3750/4687 through 60000/80000/100000 kVA With Load Tap Changing Safety Requirements. (Requerimientos de seguridad para transformadores de 230 kV. E inferiores de 833/958 A 8333/10417 kVA, monofásicos, y 750/862 a 60000/80000/100000 kVA, trifásico sin cambiador de taps bajo carga; y 3750/4687 a 60000/80000/100000 kVA con cambiado de taps bajo carga.) C57.12.20 -1997 - Standard for overhead type distribution Transformers, 500kVA and smaller, High voltage 34500 Volts and bellow; Low voltage,7970/13800 Volts and bellow. (Especificación estandar para transformadores tipo distribución, de 500kVA y menores, de alto voltaje 34500 Volts e inferiores de bajo voltaje, 7970/13800 Volts e inferiores.) C57.12.51-1981 - Requirements for ventilated dry-type power transformes, 501 kVA and larger, three-phase, with high-voltage 601 to 34500 volts, low-voltage 208Y/120 to 4160 volts. (Requerimientos para transformadores de potencia tipo seco ventilados, de 501 kVA y mayores, trifásicos de 601 a 34500 Volts en el lado de alta y de 208/120 a 4160 Volts en baja.) C57.13-1993 - Standard Requirements for Instrument Transformers. (Requerimientos estándar para Transformadores de instrumentos) C57-16 - Standard requirements, terminology and test code for drive-type air –core series connected reactors. (Requerimientos estándar, terminología y código de pruebas para manejo de series de reactores de núcleo tipo en aire) C57-110-1998 - Recommended Practice for Establishing Transformer Capability When Supplying Nonsinusoidal Load Currents. (Práctica recomendada para establecer la capacidad de transformadores cuando alimentan corriente de carga no sinusoidal.) 18-1992 - Standard for Shunt Power Capacitors. (Estándar para capacitores de potencia en paralelo.) 80-2000 - Guide of Safety in AC Substation Grounding. (Guía de seguridad en el aterrizamiento de Subestaciones de CA.) 81-1983 - Guide for Measuring Earth Resistivity. Ground Impedance, and, Earth Surface Potentials of a Ground System. (Guía para la medición de la resistividad del terreno. Impedancia de tierra y potenciales de superficie de tierra de un sistema de tierra.)




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115-1995 - Guide: Test Procedures for Synchronous Machines. (Guía para el procedimiento de pruebas de máquinas síncronas.) 141-1993 - Recommended Practice for Electric Power Distribution for Industrial Plants. (Práctica recomendada para distribución eléctrica de potencia en plantas industriales.) 142-1991 - Recommended Practice for Grounding of Industrial and Commercial Power Systems. (Práctica recomendada para aterrizamiento de sistemas de potencia industriales y comerciales.) 242-1986 - Recommended Practice for Protection and Coordination of Industrial and Commercial Power Systems. (Práctica recomendada para protección y coordinación de sistemas de potencias industriales y comerciales.) 446-1995 - Emergency and Standby Power Systems for Industrial and Commercial Applications. (Sistemas de fuerza de emergencia y reserva para aplicaciones industriales y comerciales.) 519-1992 - Recommended Practices and Requirements for Harmonic Control in Electrical Power Systems. (Requerimientos y Prácticas recomendadas para el control de armónicas en sistemas eléctricos de potencia.) 824-1994 - Standard for Series Capacitors in Power Systems. (Estándar para capacitores serie en sistemas de potencia.) 979-1994 - Guide for Substations Fire Portection. (Guía para la protección contra-incendio de subestaciones.) 998-1996 - Guide for Direct Lightning Stroke Shielding of Substations. (Guía para el blindaje de Subestaciones contra el impacto directo de rayos.) 1036-1992 - Guide for Aplication of Shunt Power Capacitors (Guía para la aplicación de capacitores de potencia en paralelo.) 1127-1998 - Guide for Desing, Construction, and Operation of Electric Power Substation for Community Acceptance and Environmental Compatibility (Guía para el diseño, construcción y operación de Subestaciones eléctricas de potencia para aceptación de la comunidad y compatibilidad con el medio ambiente.) 1402-2000 - Guide for Electric Power Substation Physical and Electronic Security. (Guía para la seguridad física y electrónica para Subestaciones eléctricas de potencia.) 112-2004 - Standard test procedure for polyphase induction motor and generator. (Procedimiento normal de pruebas para motores de inducción y generadores.) 11.4 ASTM A 53/A 53M-2001 - Standard Specification for Pipe, Steel, Black and Hot/Dipped, Zinc/Coated, Welded and Seamless (Especificación estándar para tubo de acero, negro y galvanizado en caliente, recubierto de zinc, soldado y sin costura.) B-117-2003 - Standard Practice for Operating Salt Spray (Fog) Apparatus (Práctica estándar para operación de aparatos con rocío de sal (niebla))




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B 152/B 152M-00 - Standard Specification for Copper Sheet, Strip, Plate, and Rolled Bar. (Especificación estándar para hojas, cintas, placas y barras roladas de cobre.) B3-95 - Standard Specification for Soft or Annealed Copper Wire. (Especificación estándar para conductores de cobre suave o destemplado.) B8-99 - Standard Specification for Concentric-Lay-Stranded Copper Conductors, Hard, Medium-Hard, or Soft. (Especificación estándar para conductores de cobre duros, durezas medias y suaves de capa trenzada concéntrica.) B496 - Standard Specification for Compact Round Concentry-Lay-Stranded Copper Conductors. (Especificación estándar para conductores de cobre compacto redondo de capa trenzada concéntrica.) E-2074-2000 - Standard Test Method for Fire Tests of Door Assemblies, Including Positive Pressure Testing of Side/Hinged and Pivoted Swinging Door Assemblies (Método estándar de prueba para pruebas contra fuego de puertas, incluyendo pruebas de presión positiva del lado de bisagra y ensamble de puertas que giran sobre su eje.) 11.5 IEC IEC-60044/2 - Instrument Transformer / Part 2: Inductive Voltage Transformer, Transformadores de instrumento / Parte 2: Transformadores de voltaje inductivos. Edición 1.1 11.6 NEMA CP-1-2000 - Shunt Capacitors (Capacitores en paralelo.) ICS-1-2000 - Industrial Control and Systems General Requirements (Control industrial y requerimientos generales del sistema.) ICS-2-2000 - Industrial Control and Systems Controllers, Contactors, and Overload Relays Rated 600 Volts (Control industrial y controladores de sistemas, contactores, y relevadores de sobrecarga para 600 volts.) ICS-3-1993 - Industrial Control and Systems Factory Built Assemblies R(2000) (Control industrial y sistemas incorporados ensamblados en fábrica.) PB 1-2000 - Panelboards. (Tableros tipo panel) PB-2-1995 - Deadfront Distribution Switchboards (Tableros de distribución de frente muerto) FG-1-1993 - Fiberglass Cable Tray Systems Rev.1 - November 1994 (Sistemas de charolas de fibra de vidrio, rev 1, Nov/1994) MG-1-2003 (Rev. 2004) - Motors and Generators. (Motores y Generadores.) AB-1-2002 - Molded Case Circuit Breakers and Molded Case Switches (Interruptores automáticos y desconectadores en caja moldeada.) 250 2003 - Enclosures for Electrical Equipment (1000 Volts Maximum) (Gabinetes para equipo eléctrico (1000 volts máximo)




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RN1- 1998 - Polyvinyl/Chloride (PVC) Externally Coated Galvanized Rigid Steel Conduit and Intermediate Metal Conduit (Conduit rígido de acero galvanizado, recubierto externamente con PVC, y conduit metálico intermedio.) 11.7 NFPA FPH Sección 3/4 2002 - Emergency and Standby Power Supplies. (Fuentes de energía de emergencia y reserva.) 70E-2000 - Standard for Electric Safety Requirements for Employee Workplaces. (Requerimientos estándar para seguridad eléctrica para lugares de trabajo.) 110-1999 - Standard for Emergency and Standby Power Systems (Estándar para sistemas de fuerza de emergencia y reserva.) 780-1997 - Standard for the Installation of Lightning Protection Systems. (Estándar para la instalación de sistemas de protección contra descargas atmosféricas.) 11.8 NOM NOM-016-ENER – Eficiencia energética de motores de corriente alterna trifásicos, de inducción, tipo jaula de ardilla, de uso general en potencia nominal de 0,746 a 149,2 KW. Límites, método de prueba y marcado. NOM-064-SCFI - Productos eléctricos, luminarias para uso en interiores y exteriores. Especificaciones de seguridad y Métodos de prueba. 11.9 NMX NMX-I-023/1-ANCE – Productos eléctricos – Cajas registro metálicas de salida. NMX-J-142-ANCE - Productos eléctricos.- Conductores cables de energía con pantalla metálica aislados con polietileno de cadena cruzada o a base de etileno propileno para tensiones de 5 a 115 KV. NMX-J-359-ANCE - Productos eléctricos.- Luminarias para áreas clasificadas como peligrosas. 11.10 NRF NRF-049-PEMEX-2006 - Inspección de Bienes y Servicios. NRF-168-PEMEX-2006 - Banco de resistencias 11.11 UL 6A-2000 - Safety for Electrical Rigid Metal Conduit / Aluminum, Bronze, and Stainless Steel (Seguridad para conduit eléctrico metálico rígido, de aluminio, bronce y acero inoxidable.) 50-1995 - Safety Enclosures for electrical equipment (Envolventes para equipo eléctrico.) 167-2002 - Safety for Panelboards (Seguridad para tableros tipo panel) 489-1996 - Molded Case Circuit Breakers. (Interruptores en caja moldeada.) 891-1998 - Safety Dead/Front Switchboards (Seguridad en tableros eléctricos de frente muerto.)




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12. ANEXOS

(Diámetro) de tubo conduit en mm

φ 13 19 25 32 38 51 64 76 102

13 40 62 65 72 77 82 95 104 116 19 62 65 68 75 80 84 98 106 118 25 65 68 70 78 82 90 100 108 122 32 72 75 78 825 86 94 104 112 126 38 77 80 82 86 90 98 110 116 130 51 82 84 90 94 98 102 115 122 135 64 95 98 100 104 110 115 128 134 148 76 104 106 108 112 116 122 134 142 156 102 116 118 122 126 130 135 148 156 180

Anexo A Espaciamiento entre tuberías conduit aéreas

Distancia entre centro de los 2 tubos conduits de (diámetros)

mayores adyacentes en hileras o columnas (CENTRO A CENTRO EN mm)

Distancia entre el centro del tubo conduit de (diámetro)

mayor y el borde del banco de ductos.

CONDUIT (DIAM.)

mm

25

38

51

76

102

152

mm

25 100 100 100 120 120 160 100 38 100 100 100 120 150 160 100 51 100 100 120 120 150 160 100 76 120 120 120 150 160 200 120

102 120 150 150 160 160 200 150 152 160 160 160 200 200 250 150

Anexo B Espaciamiento entre tuberías conduit subterráneas en banco de ductos




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Anexo C Sistema de transferencia automática en tableros y CCM’S

Filosofía de operación para "sistema de transferencia automática" en CCM’S, (4,16 kV, 480 Y 220 V, se incluye a tableros en 13,8 kV con interruptor de enlace).

Especificación para el suministro de CCM’S

1) La operación del sistema de transferencia puede hacer en forma manual o automática. 2) Estando los dos alimentadores energizados normalmente, el interruptor de enlace debe permanecer

abierto y los dos interruptores principales cerrados. 3) Con el selector de operación del "Sistema de Transferencia Automática" en posición "AUTO":

a) Se debe cumplir con lo indicado en el punto 2. b) Al ocurrir una falla o existir ausencia de tensión en uno de los alimentadores y después de

transcurrido un tiempo determinado, debe abrir el interruptor principal y cerrar el interruptor de enlace.

c) El interruptor de enlace no debe cerrar si el disparo del interruptor principal fue por sobrecorriente o corto circuito.

d) El sistema no se debe restablecer en forma automática al energizarse nuevamente el alimentador fallado.

e) Estando el interruptor de enlace cerrado y un solo interruptor principal cerrado, no debe operar la protección por ausencia de voltaje sobre este interruptor principal; aunque si debe abrirse por la operación de protección por sobrecorriente o corto circuito.

4) Con el selector de operación del "Sistema de Transferencia Automática" en posición "MANUAL".

a) Al restablecerse la energía en el alimentador fallado, solo puede normalizarse el sistema

cambiando el selector a posición "Manual" y cerrar primeramente el interruptor principal del alimentador fallado y posteriormente abrir el interruptor de enlace.

b) A fin de poder efectuar libranza para revisión y mantenimiento en cualquiera de los interruptores principales, debe cumplirse la siguiente secuencia: 1) Cerrar el interruptor de enlace sin que se dispare ningún interruptor principal. 2) Abrir cualquiera de los interruptores principales. La protección por sobrecorriente y corto

circuito queda activa.




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Anexo D Pruebas de Campo

PRUEBA EQUIPO ELEMENTO A PROBAR POSICIÓN TENSIÓN DE

OPERACIÓN

TIEMPO DE

PRUEBA

TENSIÓN DE

PRUEBA (V c.c.)

VALORES ACEPTABLES

HASTA 600 1000 601 – 5000 2500

ROTATORIO AISLAMIENTO DE DEVANADOS

> 5000

10 min

5000

I.A. > 1.4 I.P. > 3.0

HASTA 600 1000

601 – 5000

1 A 10 min

2500

AISLAMIENTO DE DEVANADOS

> 5000 5000

TRANSFOR-MADORES

RA: Valor mínimo recomendado para la resistencia de aislamiento durante un minuto C: Constante V: Tensión de fase a fase para devanados conectados en delta y tensión de fase a neutro para devanados conectados en estrella. kVA : Rango del transformador en kVA Valores de C @ 20° para transformadores a 60 Hz: En aceite C = 1.5 Tipo Seco C = 30

HASTA 600 1000

601 – 5000 2500

INTERRUP-TORES DE POTENCIA

AISLAMIENTO CERRADO ABIERTO

> 5000

1 min

5000

250 MEGAOHMS/kV

300 MEGAOHMS / kV

HASTA 600 1000

601 – 5000 2500

TRANSFOR-MADORES

DE MEDICIÓN Y CONTROL


> 5000

1 min

5000

30 MEGAOHMS / kV A 20° C

APARTARRAYOS

AISLAMIENTO TODOS 1 min 5000 40 MEGAOHMS / kV

CONDUCTORES DE

ENERGÍA (M.T.)

AISLAMIENTO DESCONEC-TADO

TODOS 10 min 5000 40 MEGAOHMS / kV

CONDUCTORES EN BAJA

TENSIÓN

AISLAMIENTO DESCONEC-TADO

HASTA 600 1 min 1000 24 MEGAOHMS / kV

HASTA 600 1000 601 – 5000 2500

BUSES AISLAMIENTO

> 5000

1 min

5000

40 MEGAOHMS / kV

CAPACITO-RES


RESISTENCIA DE

AISLAMIENTO

CUCHILLAS SECCIONA-

DORAS


Valores de aceptación de pruebas en campo




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PRUEBA EQUIPO ELEMENTO A PROBAR

TENSIÓN DE OPERACIÓN

MÉTODO DE PRUEBA

TENSIÓN DE PRUEBA VALORES ACEPTABLES

RELACIÓN DE

TRANSFORMACIÓN

TRANSFORMADORES DE

POTENCIA, DISTRIBUCIÓN Y

ALUMBRADO

DEVANADOS TODOS COMPARA-CIÓN

8 V c.a 0,5 % DE DIFERENCIA MÁXIMA AL TEÓRICO

TRANSFORMADORES DE POTENCIA Y DISTRIBUCIÓN

DEVANADOS TODOS MISMO VALOR QUE EL OBTENIDO EN FÁBRICA

RED DE TIERRAS ELECTRÓDOS Y MALLA

RED ELÉCTRICA 5 OHMSS.C.D. (LA ESPECIFICADA

POR EL FABRICANTE) EQUIPO

ROTATORIO DEVANADOS TODOS MISMO VALOR QUE EL

OBTENIDO EN FÁBRICA

RESISTEN-CIA ÓHMICA

INTERRUPTORES DE

POTENCIA

CONTACTOS CERRADOS

TODOS SE DEBE OBTENER UN VALOR IGUAL O MENOR

QUE EL RESULTADO DE LA SIGUIENTE FÓRMULA:


PRUEBA EQUIPO ELEMENTO A PROBAR POSICIÓN TENSIÓN DE

OPERACIÓNTIEMPO

DE PRUEBA

TENSIÓN DE PRUEBA

VALORES ACEPTABLES

ROTATORIO AISLAMIENTO DE DEVANADOS

4,16 Y 13,8 kV

TENSIÓN DE LÍNEA A TIERRA

< 6 %

TRANSFORMA-DOR DE

POTENCIA


> 4,16 kV > 2 500 V c.a. < 0,5 %

APARTARRA-YOS

AISLAMIENTO TODOS > 2 500 V c.a SIMILARES ENTRE EQUIPO

SIMILAR BOQUILLAS AISLAMIENTO MONTADAS

O SOLAS

115 kV 230 kV

COLLAR CALIENTE

> 2 500 V c.a SIMILARES ENTRE EQUIPO

SIMILAR

FACTOR DE POTENCIA

ACEITES AISLANTES

MUESTRA TODOS > 2 500 V c.a < 0,5 % 20° C





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PRUEBA EQUIPO / MATERIAL ELEMENTO POSICIÓN TENSIÓN DE

OPERACIÓN OBSERVACIÓN

TABLEROS EN GENERAL

TODA CONEXIÓN

CON CARGA TODOS DETECCIÓN DE PUNTOS CALIENTES

(POSTERIOR A LA PUESTA EN SERVICIO)

CONDUCTORES DE ENERGÍA

EMPALMES CON CARGA TODOS

DIFERENCIA DE TEMPERATURA (ENTRE FASES NO MAYOR AL 10 %)


PRUEBA EQUIPO ELEMENTO TIPO VALORES ACEPTABLES TEMPERATURA

DENSIDAD

VOLTAJE

BANCO DE BATERÍAS

CELDA NÍQUEL-CADMIO

DE ACUERDO A FABRICANTE

IGUALACIÓN NÍQUEL-CADMIO

1,55 V/CELDA

FLOTACIÓN

CARGADOR CONJUNTO

NÍQUEL-CADMIO

1,41 V/CELDA

AMBIENTE

DESCARGA BANCO DE BATERÍAS

BANCO DE BATERÍAS

NÍQUEL-CADMIO

CUMPLIR CON LA CURVA DEL FABRICANTE


PRUEBA EQUIPO / MATERIAL

ELEMENTO POSICIÓN TENSIÓN DE OPERACIÓN

MÉTODO DE

PRUEBA

TENSIÓN DE

PRUEBA

VALORES ACEPTABLES

TEMPERATURA

SIMULTANEIDAD (SINCRONISMO

DE POLOS)

INTERRUPTOR

CONJUNTO DE

CONTACTOS

CIERRE APER- TURA

≥ 13,8 kV COMPA- RACIÓN

½ CICLO DE DIFERENCIA

HUMEDAD TODOS 10 PPM HASTA 69 kV RIGIDEZ

DIELÉCTRICA

115 kV Y MAYOR

ASTM-D877 3 kV /

segundo

35 kV (Promedio de

cinco pruebas a la misma muestra)

40 kV

20° C

COLOR MUESTRA DE ACEITE

TODOS ASTM-D1500

≤ 1,00

NEUTRALIZACIÓN O ACIDEZ

TODOS ASTM-D974 ≤ 0,025 mg – kOH / gm

TENSIÓN INTERFACIAL

TODOS ASTM-D971 ≥ 35 DINA / CM





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PRUEBA EQUIPO / MATERIAL

ELEMENTO A PROBAR

TENSIÓN DE OPERACIÓN

TENSIÓN DE PRUEBA (V.C.D)

TIEMPO DE PRUEBA VALORES ACEPTABLES

DESCARGAS PARCIALES

ROTATORIO DEVANADOS 13,8 kV TENSIÓN NOMINAL

≤ 10 000 p C

4,16 kV 20,2 kV 1 min TABLEROS E

INTERRUP-TORES

AISLAMIENTO

13,8 kV 37,5 kV 1 min

4,16 kV 36 kV 10 min*

POTENCIAL APLICADO

CONDUCTORES DE

ENERGÍA (M.T.)

AISLAMIENTO 133 % Niv. Aislam.

** 13,8 kV 64 kV

10 min *

CORRIENTE DE FUGA ESTABLE O TENDIENDO A

DECRECER

rpm 3 000 y mayor: 25 µ m (0.001

pulg) (PICO A PICO)

1 500-2 999: 50 µ m (0.002 pulg)

(PICO A PICO) 1 000-1 499: 62,5 µ m (0.0025

pulg) (PICO A PICO)

VIBRACIÓN ROTATORIO MOTORES Y GENERADORES

TODOS

999 Y MENORES: 75 µ m (0.003 pulg)

(PICO A PICO)

* 5 minutos para llegar a la tensión de prueba del cable (V c.c.), y 5 minutos sostenidos en la tensión de prueba del cable (V c.c.) ** Para cables 100 por ciento nivel de aislamiento ver tabla 1.





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Anexo E Definición de las opciones de diseño permitidas en esta NRF-048-PEMEX-2005, para las instalaciones eléctricas de PEMEX

Este documento ya contestado debe formar parte de las Bases de Licitación del proyecto, su llenado es responsabilidad del Área de Ingeniería de PEMEX y el Área usuaria.

Proyecto: Planta: Área: No. Partida Presupuestal:

Marcar con ( X ) la opción requerida, en caso de no requerirse la opción, marcar(----)

No. Tema / ( artículo de la NRF-048-PEMEX) Determinación de opción. 1 Cálculos y estudios adicionales a los

normales: requeridos en NRF-048-PEMEX-2007, numeral 8.1.5 a y b

( ) Coordinación de Protecciones. ( ) Flujos de carga. ( ) Estabilidad del Sistema (En caso de que exista

alcance en el área de generación eléctrica). ( ) Resistividad del terreno. ( ) Estudio de calidad de la energía, incluye análisis

de armónicas. ( ) Otros (indicar)_______________________ ( ) Cortocircuito

( ) Coordinación de Protecciones. ( ) Flujos de carga. ( ) Estabilidad del Sistema (En caso de que exista

alcance en el área de generación eléctrica). ( ) Resistividad del terreno. ( ) Otros (indicar)______________________

Alcance particular requerido:

PEMEX determina el alcance en base a las siguientes opciones.

( ) Levantamiento de datos por el licitante.

( ) Actualización de diagramas unifilares

( ) El sistema será modelado desde la acometida hasta alimentadores principales de tableros en baja tensión.

( ) Se modelarán grupos de motores menores de 50 HP como una carga de capacidad equivalente.

( ) Se modelará cada motor individualmente.

( ) El sistema modelado abarcará solamente el sistema de media tensión.

( ) Solo se modelará la ampliación / modificación. Las bases de datos de los estudios y las instalaciones existentes será proporcionada por PEMEX en el software:_______________




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( ) Se realizará el estudio de toda la instalación

( ) Solo se modelará la modificación del sistema.

( ) La coordinación de protecciones será solo para los circuitos derivados de mayor capacidad de cada tablero de media y baja tensión

( ) La coordinación de protecciones incluirá todos los circuitos derivados de media tensión y solo los circuito derivados de mayor capacidad de tableros principales de baja tensión

( ) La coordinación de protecciones incluirá todos los circuitos derivados de media tensión y todos los circuitos derivados de tableros principales de baja tensión

2 Planos actualizados de acuerdo a lo construido (As Built): (NRF-048-PEMEX 2007, numeral 8.1.1,b)

( ) Si……………………..( ) No

3 Cantidad de copias de planos y memorias de cálculo requeridos: (NRF-048-PEMEX 2007, numeral 8.1.1)

( ) Para aprobación y aprobados, de acuerdo a Bases de Licitación.

En caso de que en Bases de Licitación no se indique la cantidad, se debe proporcionar lo siguiente:

• Para aprobación (1 Archivo electrónico y 2 impresos).

• Aprobados (1 Archivo electrónico y 2 impresos).

4 Formato del plano y datos de acuerdo a: (NRF-048-PEMEX 2007, numeral 8.1.2)

( ) De acuerdo a Bases de Licitación. En caso de que en Bases de Licitación no se indique el formato y datos, se debe proporcionar de acuerdo a la Especificación PEMEX “Guía para la elaboración de planos y formatos para documentos diversos”.

5 Simbología eléctrica a utilizar en el proyecto: (NRF-048-PEMEX 2007, numeral 8.1.2)

( ) Especificación PEMEX “Símbolos Eléctricos”. (La Simbología no contenida en esta especificación, debe ser propuesta por el contratista)

( ) Otra. (Indicar)____________________

6 Si el proyecto incluye solo diseño, se requiere Unidad de Verificación de Instalaciones Eléctricas (UVIE): (NRF-048-PEMEX 2007, numeral 8.1.7)

( ) Si ( ) No (En contratos IPC o solo Construcción, la inclusión de UVIE es obligatoria).




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( ) Secundario selectivo. En niveles de: ( ) 13,8 kV ( ) 4,16 kV ( ) 480 V ( ) 220/127 V

( ) Radial. En niveles de: ( ) 13,8 kV ( ) 4,16 kV ( ) 480 V ( ) 220/127 V

7 Sistema de distribución eléctrica: (NRF-048-PEMEX 2007, numeral 8.2)

( ) Otro (describir) ______________________

Fuente de suministro eléctrico para el proyecto:

( ) Propia de PEMEX ( ) CFE ( ) LYFC

• Nuevo generador eléctrico de PEMEX. ( ) Si……………………..( ) No

• Ampliación de capacidad en subestación existente de enlace con compañía suministradora.

( ) Si………………..……( ) No

• Nueva acometida por compañía suministradora.

( ) Si………………..……( ) No

8

• Acometida eléctrica desde subestación de PEMEX.

( ) Si………………..……( ) No

9 Generador eléctrico nuevo (En caso de requerirse): (NRF-048-PEMEX 2007, numeral 8.3) Tipo de máquina ( ) Turbogenerador de vapor con turbina a

contrapresión ( ) Turbogenerador de vapor con turbina de

condensación extracción. ( ) Turbogenerador con turbina de gas. ( ) Combustión interna a Diesel ( ) Combustión interna a Gasolina)

__________Cantidad. __________kV nominal. __________kW (MVA) capacidad normal / emergencia __________No. de fases, frecuencia. __________rpm Velocidad de rotación. __________Factor de potencia nominal. __________Clase de aislamiento. __________Tipo de enfriamiento. __________Tipo de conexión. __________Conexión del neutro a tierra. __________Altura MSNM __________Condiciones ambientales. Sistema de excitación ( ) Con escobillas (Rectificadores separados de la

flecha del rotor, en gabinete independiente). ( ) Sin escobillas (Rectificadores montados en la

flecha del rotor). Para características específicas ver Bases de Licitación.

10 Tipos de Subestaciones (NRF-048-PEMEX 2007, numeral 8.6.4)

( ) Subestación intemperie en marco en postes. ( ) Subestación intemperie en marco de estructura.

Metálica. ( ) Subestación intemperie en cuadro de estructura

metálica. ( ) Subestación compacta ( ) Subestación blindada aislada en SF6. ( ) Subestación industrial tipo PEMEX. ___________________________________________




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___________________________________________

Acometida eléctrica a la subestación del proyecto

Tipo de acometida. ( ) Subterránea ( ) Aérea con cable desnudo ( ) Aérea por tubo conduit ( ) Aérea por charola

Número de alimentadores de la acometida. ( ) Un alimentador. ( ) Doble alimentador.

Tensión de acometida. ( ) 13,8 kV ( ) 4,16 kV ( ) Otro (indicar).

Tablero de suministro o interconexión. Facilidades para interconectarse al tablero

( ) Tablero No.__________; ______kV Marca___________; SE.____________

Espacio para adicionar secciones al tablero En bus A: ( ) SI ; ( ) NO En bus B: ( ) SI ; ( ) NO Interruptor disponible: En bus A: ( ) SI ; ( ) NO En bus B: ( ) SI ; ( ) NO Espacio vacio disponible En bus A: ( ) SI ; ( ) NO En bus B: ( ) SI ; ( ) NO Capacidad disponible En bus A: ( ) _____________kW (kVA) En bus B: ( ) _____________kW (kVA

Información que proporcionará PEMEX del equipo e instalación existente:

( ) Planos de diagramas unifilares ( ) Planos de arreglo físico del tablero No.____ ( ) Lista de equipos y materiales del tablero No.____:

Secciones __________________ ( ) Datos eléctricos del tablero No.____ ( ) Arreglo de equipos en cuarto de tableros. ( ) Planos de distribución de ductos eléctricos desde

la SE. ______ Hasta la SE. _________.

11

Datos de corto circuito en el punto de interconexión. Tablero No.______; SE. No. ___________: _______kV (En caso de no disponer de ellos en la etapa de licitación, deben entregarse previo al inicio del estudio de corto circuito).

Potencia de corto circuito ________MVA Relación X/R _________________ Reactancia positiva ____________ Reactancia negativa____________ Reactancia de secuencia cero.




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Calibración de relevadores en el punto de interconexión. Tablero No.______; SE. No. ___________: _______kV, Secciones ______. (En caso de no disponer de ellos en la etapa de licitación, deben entregarse previo al inicio del estudio de coordinación de protecciones).

Datos de calibración de relevadores.

Subestación eléctrica nueva para el proyecto: (NRF-048-PEMEX 2007, numeral 8.7)

La subestación se debe localizar fuera de las áreas peligrosas y en un área que no sea contaminada por la planta como resultado de la dirección de los vientos, y lo indicado a continuación

Ubicación: ( ) Dentro del Límite de Baterías. ( ) Fuera del Límite de Baterías Tipo de Cuarto de control eléctrico:

______________________________________ ______________________________________ ( ) Dos niveles, con planta alta para tableros y planta

baja para cables. ( ) Un nivel con trincheras para cables. ( ) Un nivel con tuberías para ductos subterráneos.

Cuarto de tableros con:

( ) Aire acondicionado con presión positiva. ( ) Solo Presión positiva.

Sistema de protección contraincendio del cuarto de tableros, adicional a los extintores portátiles requeridos por la NOM-001-SEDE

( ) Alarma contraincendio con señal al tablero de control de fuego y gas de la planta. De acuerdo a NRF-011-PEMEX.

( ) Sistema de mitigación a base de carretillas de CO2 de 350 libras. De acuerdo a NRF-102-PEMEX.

( ) Sistema de mitigación a base de inundación total por CO2. De acuerdo a NRF-011-PEMEX.y NRF-102-PEMEX.

12

Espacios mínimos para operación y mantenimiento en el cuarto de tableros:

( ) 2,0 m entre frentes de tableros o CCM´S o del del frente a la pared.

( ) 0,90 m entre parte posterior de tableros o CCM´S a la pared.

( ) 1,8 m entre la pared y el extremo de tableros o CCM´S.

( ) 0,90 m entre tableros o CCM´s colocados en líneauno a continuación de otro.

( ) Otros espacios (indicar, no menor a lo requerido en NOM-001-SEDE) ______________________ ___________________________________________

13 Capacidad de cortocircuito de los equipos de eléctricos: (NRF-048-PEMEX 2007, numeral 8.5, 8.9.3c, 8.9.5a, 8.9.6b y 8.9.7a En 13,8 kV En 4,16 kV

( ) 750 MVA (31,5 kA); ( ) 1000 MVA (40 KA) ( ) 250 MVA (35 KA); ( ) 350 MVA (49 KA)




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En 480 V En 220/120V CCM¨S y tableros autosoportados En 220/120 V Tableros de alumbrado y contactos

( ) 25 kA ( ) 42 kA( Ver 8.9.3b) 22 kA 10 kA

14 Tipo de distribución eléctrica en áreas exteriores: (NRF-048-PEMEX 2007, numeral 8.4.2, 8.4.3, 8.4.4)

( ) Aérea por tubo conduit ( ) Aérea por charolas ( ) Subterránea por bancos de ductos ( ) Combinación de las anteriores.(indicar) ________ ____________________________________________ ____________________________________________

Tubo conduit para distribución eléctrica aérea: (NRF-048-PEMEX 2007, numeral 8.4.2)

Instalación en exterior aérea visible y en interior de edificios oculta o visible:

Conduit de acero galvanizado, pared gruesa tipo pesado.

Instalación en interior de edificios, ahogado en concreto:

( ) Conduit de acero galvanizado, pared gruesa tipo semi-pesado.

( ) Conduit de acero galvanizado, pared gruesa tipo pesado.

15

Instalación aérea visible en áreas corrosivas, en torres de enfriamiento y unidades desmineralizadoras de agua.

( ) Conduit de acero galvanizado, pared gruesa tipo pesado, con cubierta exterior de PVC e interior de uretano.

( ) Conduit de aluminio tipo pesado, cubierta exterior de PVC e interior de uretano.

Distribución eléctrica por charolas para cables: (NRF-048-PEMEX 2007, numeral 8.4.3) 13,8 kV 4,16 kV 600 V o menor. Otro ______________. En trayectoria independiente, se canalizan los servicios de telefonía, intercomunicación y voceo, señales de video y control del circuito cerrado de televisión, señales del sistema de control.

( ) Si………………..……( ) No ( ) Si………………..……( ) No ( ) Si………………..……( ) No ( ) Si………………..……( ) No

En interiores, cuarto de cables, cuartos de control, área de generación y servicios auxiliares:

( ) Aluminio. ( ) Acero galvanizado ( ) Malla de acero galvanizado en caliente.

16

En exteriores:

( ) Aluminio. ( ) Fibra de vidrio ( ) PVC reforzado. ( ) Malla de acero inoxidable 316L decapado y

pasivado




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Trayectorias en que se utilizarán charolas para cable en la distribución eléctrica: (NRF-048-PEMEX 2007, numeral 8.4.3)

Desde acometida por CFE hasta la Casa de Fuerza o subestación receptora de PEMEX.

( ) Si………………..……( ) No

Desde casa de fuerza hasta las subestaciones en planta de proceso.

( ) Si………………..……( ) No

Dentro de la subestaciones eléctricas, en cuarto de cables.

( ) Si………………..……( ) No

Dentro de las subestaciones desde el área de transformadores hasta los tableros.

( ) Si………………..……( ) No

Desde la subestación en planta de proceso hasta las cargas eléctricas dentro de la planta.

( ) Si………………..……( ) No

17

Otras trayectorias (indicar) ________________

( ) Si………………..……( ) No

Tubo conduit para distribución eléctrica subterránea en banco de ductos: (NRF-048-PEMEX 2007, numeral 8.4.4)

En áreas de proceso y/o corrosivas Conduit de acero galvanizado, pared gruesa tipo pesado.

Fuera de áreas de proceso, no corrosivas ( ) Conduit de acero galvanizado, pared gruesa tipo semi-pesado.


Fuera de áreas de proceso, corrosivas


( ) Conduit de PVC tipo pesado.

18

Sellado de tuberías conduit en la llegada a registros, para proyectos de ampliación o remodelación.

( ) Si………………..……( ) No

Registros eléctricos en trayectorias de ductos subterráneos: (NRF-048-PEMEX 2007, numeral 8.4.4.3)

Tapas de registros eléctricos: ( ) Fibra de vidrio de alto impacto. ( ) Lámina de acero 7,9 mm (5/16”).

19

Dimensiones de tapas: Registro eléctrico de mano: Registro eléctrico de hombre:

De la misma dimensión del registro. ( ) De 1x1 metro (interiores). ( ) De la misma dimensión del registro.

20 Tipo de conductores en baja tensión para fuerza, alumbrado y contactos: (NRF-048-PEMEX 2007, numeral 8.4.4.5) Por tubería conduit con origen y destino en interior de edificios, cable monopolar de cobre:

Aislamiento THW/THHW-LS 90/75 °C




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Por tubería conduit aérea en exterior: Cable monoconductor, o multiconductor de cobre: Por tubería conduit aérea en exterior, cable monoconductor, o multiconductor de cobre, donde exista posibilidad de contacto con hidrocarburos: Por tubería conduit subterránea, cable monoconductor, o multiconductor de cobre: Por charolas, hasta 600 V. cable monoconductor o multiconductor de cobre, tipo TC:

( ) Aislamiento THW/THHW-LS 90/75 °C ( ) Aislamiento EP RHH/RHHW, 90/75 °C ( ) Aislamiento THW/THHW-LS 90/75 °C ( ) Aislamiento THHN/THWN 90/75 °C ( ) Aislamiento EP RHH/RHHW, 90/75 °C ( ) Aislamiento THW/LS 90/75°C. ( ) Aislamiento EP RHH/RHHW, 90/75 °C ( ) Otro (Indicar)

Transformadores: (NRF-048-PEMEX 2007, numeral 8.8)

Transformadores hasta 150 kVA, Tipo seco (para interior) en barniz impregnado, aislamiento 220 °C. (NRF-048-PEMEX 2007, numeral 8.8.6) (En caso de requerirse transformadores tipo poste, deben ser en aceite, con elevación de temperatura de 65°C.)

( ) Elevación de temperatura a capacidad nominal de

150 °C (Sin capacidad de sobrecarga adicional). ( ) Elevación de temperatura a capacidad nominal de

115 °C (15 por ciento capacidad de sobrecarga adicional).

Transformadores de 225 kVA a 12 000 kVA para exterior: (NRF-048-PEMEX 2007, numeral 8.8.4 y 8.8.7) • En aceite • En líquido de alto punto de ignición

(300°C o mayor). • Tipo seco, encapsulados en resina epoxy

aislamiento185 °C. En caso de ser en aceite o liquido aislante de alto punto de ignición.

( ) Si ( ) No ( ) Si………………..……( ) No ( ) Si………………..……( ) No ( ) Elevación de temperatura 65 °C (Sin capacidad

de sobrecarga adicional). ( ) Elevación de temperatura 55/65 °C (12,5 por

ciento de capacidad de sobrecarga adicional). Esto es para transformadores mayores a 500 kVA

21

Transformadores mayores a 12 000 kVA (NRF-048-PEMEX 2007, numeral 8.8)

( ) En aceite, con elevación de temperatura 55/65 °C (12,5% de capacidad de sobrecarga adicional).

( ) En aceite, con elevación de temperatura 55/65°C

(12,5 por ciento de capacidad de sobrecarga adicional) y enfriamiento forzado (25 o 33 por ciento de capacidad adicional referida a la capacidad base)

22 Tableros en 13,8 kV: ( ) Tablero metal clad (blindado), con interruptores de potencia removibles, con medio




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(NRF-048-PEMEX 2007, numeral 8.9) de extinción de arco en vacío o en SF6. Bus aislado en aire. (Debe cumplir con las normas NRF-048-PEMEX y NRF-146-PEMEX)

( ) Tablero metal clad (blindado), con interruptores de potencia removibles, con medio de extinción de arco en vacío o en SF6. Bus aislado en SF6. (Se recomienda solo para áreas de generación)

23 Tableros en 13,8 y 4,16 kV (NRF-048-PEMEX 2007, numeral 8.9.1) Monitoreo de puntos calientes con tecnología infrarroja en secciones de: Protección diferencial de bus (87B) en tableros de 13,8 kV Sistema a base de relevadores para protección por falla de arco. (Las particularidades u opciones de este

sistema se definirán en el proyecto correspondiente).

Alimentación de fuerza y control con zapatas:

Tableros metal clad (blindados), con interruptores de potencia removibles, con medio de extinción de arco en vacío o en SF6. Bus aislado en aire. ( ) Interruptor principal y enlace ( ) Interruptor principal, de enlace y derivados ( ) Si………………..……( ) No ( ) Si………………..……( ) No ( ) Mecánicas, ( ) De compresión

24 Centros de Control de Motores en 4,16 KV (NRF-048-PEMEX 2007, numeral 8.9.2 y

8.10.1) Con arrancadores formados por fusibles de potencia y contactores para motores, con medio de extinción de arco en vacío o en SF6, del tipo removible. Bus aislado en aire. Los arrancadores a tensión reducida para motores mayores de 2 000 CP deben ser tipo electrónico de arranque suave. Medición de corriente, en forma digital, en cada arrancador. En cada CCM además de los arrancadores requeridos se debe dejar uno adicional como disponible. (Arrancadores electrónicos deben incluir filtros para reducir la distorsión armónica, como se indica en NRF-048-PEMEX).

Debe cumplir con las normas NRF-048-PEMEX y NRF-146-PEMEX. Ubicación de selector Manual – Fuera - Automático ( ) En tablero; ( ) En campo junto al motor

25 Centros de Control de Motores 480 V y 220 V. (NRF-048-PEMEX 2007, numeral 8.9, 8.9.3, 8.9.4 y 8.10.1)




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Tipo de construcción: Sistema a base de relevadores para protección por falla de arco. (Las particularidades u opciones de este sistema se definirán en el proyecto correspondiente). Tipo de arrancador a tensión reducida (Cuando se requiera): (Arrancadores electrónicos deben incluir filtros para reducir la distorsión armónica, como se indica en NRF-048-PEMEX-2007)

( ) Un solo Frente. ( ) Espalda con espalda(solo en plataformas

marinas) ( ) Monitoreo de puntos calientes, con tecnología de

RTD´S, termopares o sensores infrarrojos (solo en secciones de interruptores principales y de enlace).

( ) Si………………..……( ) No ( ) Electrónico de arranque suave. ( ) Autotransformador, transición cerrada. Ubicación de selector Manual – Fuera - Automático ( ) En tablero; ( ) En campo junto al motor

26 Tableros de distribución autosoportados de baja tensión, 220/127 V

(NRF-048-PEMEX 2007, numeral 8.9.6)

( ) Si………………..……( ) No Debe cumplir con la norma NRF-048-PEMEX

27 Tableros de distribución para alumbrado y contactos

(NRF-048-PEMEX 2007, numeral 8.9.7 y 8.12.4) Los circuitos para alumbrado deben ser:

• Para alumbrado de calles. • Para alumbrado de plantas de

proceso. • Para alumbrado interior.

Los circuitos para contactos deben ser:

• Para contactos monofásicos.

Deben ser de 3 Fases, 4 Hilos, 220/127 V c.a., con interruptor principal y derivados tipo atornillable, con espacio disponible para polos futuros de 30 por ciento. Circuitos trifásicos en 220 V c.a. Circuitos de 2 polos, en 220 V c.a. Circuitos de 1 polo 120 V c.a. Con interruptor de 30 A (máximo 8 contactos por circuito).

28 Motores (NRF-048-PEMEX 2007, numeral 8.10) Lubricación de motores:

Deben cumplir con las normas NRF-048-PEMEX y NRF-090-PEMEX. ( ) Lubricación individual. ( ) Lubricación por niebla para el grupo de motores

Las dimensiones de las cajas de conexión de los motores en media tensión, deben ser adecuadas para el acomodo de las terminales o conos de alivio.

29 Red de tierras y protección contra descargas atmosféricas (pararrayos).

(NRF-048-PEMEX 2007, numeral 8.11.1, 8.11.2)

( ) Todas las instalaciones deben tener un sistema de tierras. ( ) Todas las instalaciones deben tener un sistema de pararrayos




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Conexión del sistema eléctrico en 480 V ca. Tipo de varillas copperweld: Sistema de Pararrayos.

Para la seguridad del personal y las instalaciones, como se requiere en las normas NOM-001-SEDE y NRF-048-PEMEX. ( ) Sin neutro (conexión delta-delta, para Refinerías

y donde se solicite) ( ) Solidamente aterrizado. ( ) 3 m de longitud ( ) 1.5 m de longitud (solo en terrenos rocosos y

para postes de alumbrado metálicos). ( ) Puntas pararrayos, conductores, conexiones y

terminales de tierra, de acuerdo a NRF-048-PEMEX numeral 8.11.2 (método preferente).

( ) Sistema de emisión de flujo o disipador (describir) _______________________________________

30 Clasificación de áreas peligrosas.

La clasificación de áreas y su extensión se debe definir e indicar en planos de planta, elevaciones longitudinales y elevaciones transversales de acuerdo al “Procedimiento para la evaluación de la conformidad de la NOM-001-SEDE”. En torres de enfriamiento:

Cajas de conexión, condulets y accesorios para canalización.

Debe ser de acuerdo a las normas NOM-001-SEDE, NRF-036-PEMEX y NRF-048-PEMEX y lo indicado a continuación. La clasificación debe ser de acuerdo al punto 9.2.4 del API RP-500 o equivalente En áreas Clase1 División 1 y División 2, deben ser a prueba de explosión para Clase I, División 1

31

Bancos de capacitores: (NRF-048-PEMEX 2007, numeral 8.6.3) Capacitores trifásicos operación: Instalación en: Nivel de tensión en que se requieren los capacitores: (Para sistemas secundario selectivo se requieren en bus A y B del tablero) Los bancos de capacitores deben incluir filtros

Deben cumplir con las normas NOM-001-SEDE, y NRF-048-PEMEX. ( ) Automáticos ( ) Fijos ( ) Combinación de ambos ( ) Gabinete en interior ( ) Gabinete en exterior ( ) Intemperie sin gabinete. ( ) 13,8 kV ( ) 4,16 kV ( ) 480 V ( ) Otro (indicar) ________________________ ( ) Si………………..……( ) No




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para reducir la distorsión armónica a valores como se indica en NRF-048-PEMEX-2007

32 Reactores limitadores de corriente de cortocircuito. (NRF-048-PEMEX 2007, numeral 8.16) Se requiere para el proyecto:

(Solo para media tensión en área de generación)) ( ) Si………………..……( ) No

33 Sistema de alumbrado: (NRF-048-PEMEX 2007, numeral 8.12.3) Control del alumbrado en pasillos y sanitarios generales, en oficinas. Control del alumbrado en áreas específicas cerradas, en oficinas. Tipo de tableros de alumbrado para iluminación interior y en oficinas.

( ) Por apagadores. ( ) Por sensores de presencia. ( ) Por apagadores. ( ) Inteligentes con monitoreo, puertos de comunica-

ción y control remoto, para integrarse a un sistema de control digital.

( ) Sin monitoreo, puertos de comunicación ni control remoto.

Sistemas eléctricos de emergencia, deben tener las siguientes características. (NRF-048-PEMEX 2007, numeral 8.12.4, 8.13.1, 8.13.1.3, 8.13.1.5)

a. Los Sistemas de Fuerza Ininterrumpible (SFI) deben ser del tipo:

( ) Tipo PWM ( ) Tipo PWM o Ferrorresonante.

34

b. Niveles de iluminación para alumbrado de emergencia: • Subestaciones eléctricas: • Cuarto de cables, zonas de bombas,

tableros de instrumentos, equipos e instrumentos críticos, equipos de seguridad laboratorios, regaderas y lava ojos de seguridad

• Escaleras, rutas de escape y andadores bajo soportes de tuberia (racks) en las plantas de proceso:

• Otros (Si existen requerimientos de alumbrado de emergencia en otras zonas de trabajo, se puede considerar en forma general 10 por ciento del alumbrado normal.

30 Luxes. 20 Luxes. 11 Luxes. (Indicar zonas a iluminar y nivel de iluminación requerido) ___________________________________________ ___________________________________________ ___________________________________________




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c. La fuente de energía para el alumbrado de emergencia debe ser: • Alumbrado por falla prolongada de

energía. (Este tipo de alumbrado de emergencia debe operar junto con el alumbrado normal y permanecer encendido a falla del suministro normal de energía eléctrica).

• Alumbrado solo para evacuación del lugar (Este tipo de alumbrado debe entrar en operación a falla del alumbrado normal).

( ) Cargador y Banco de Baterías (CB y BB) 125 V

c.c. 90 minutos de respaldo. Para alumbrado de: ( ) Subestaciones (lámparas fluorescentes). ( ) Luces de obstrucción (lámparas Incandes

centes o fluorescentes tipo compacto). ( ) Áreas de proceso (lámparas incandescentes

o fluorescentes tipo compacto). ( ) Escaleras, rutas de escape y andadores

bajo racks en las plantas de proceso (lámparas incandescentes ) o fluorescentes tipo compacto

( ) Otros (indicar) _______________________

( ) Sistema de Fuerza Ininterrumpible (SFI) en 220/127,220, o 127 V c.a. 90 minutos de respaldo

Para alumbrado de: ( ) Subestaciones (lámparas fluorescentes). ( ) Luces de obstrucción (lámparas Incandes-

centes o fluorescentes tipo compacto). ( ) Áreas de proceso (lámparas vapor de sodio

alta presión) ( ) Escaleras, rutas de escape y andadores

bajo racks en las plantas de proceso (lámparas vapor de sodio alta presión).

( ) Otros (indicar) _______________________

( ) Equipos unitarios de alumbrado 24 V c.c. 15 minutos de respaldo, ( ) Luminaria independiente. ( ) Misma luminaria del alumbrado normal.

d. Energía de control del sistema eléctrico.

( ) CB y BB 125 V c.c. 480 minutos de respaldo.

e. Sistemas de control distribuido de plantas, Sistemas de control instrumentados para la seguridad como son: Paro de planta, Fuego y Gas.

( ) SFI, 120V c.a. 30 minutos de respaldo.

f. Sistemas de intercomunicación y voceo, CCTV.

( ) SFI, 120 V c.a. (Ver nota 1).




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g. Sistema de telefonía

( ) SFI, 24 V c.c. (Ver nota 1). Nota 1: El tipo de SFI y tiempo de respaldo es de acuerdo a especificaciones del área de telecomunicaciones

35 Estudios de Cortocircuito, Coordinación de Protecciones, Flujos de Potencia y Estabilidad del Sistema Eléctrico. (NRF-048-PEMEX 2007, numeral 8.15) Software Curso de capacitación Tipo de software: (Si el centro de trabajo ya cuenta para sus instalaciones con estudios en un Software específico, puede requerir que la integración de los nuevos alcances del proyecto se realice con software compatible al existente (información y bases de datos exportables entre ellos).

Si el proyecto tiene como alcance alguno de estos estudios, y el Centro de Trabajo y/o el Area de Ingeniería de PEMEX requiere efectuar actualizaciones, puede requerirse el suministro de licencia del software (sin hardware) con curso de capacitación, referente a su manejo y entendimiento ( ) Modulo de Cortocircuito. ( ) Modulo de Coordinación de protecciones ( ) Modulo de Flujos de carga ( ) Modulo de Estabilidad del sistema.

( ) Si………………..……( ) No ( ) Software que cumpla con NRF-048-PEMEX. ( ) Software compatible con ___________________




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Formato 1 Prueba a cables de alimentación y control de motor de 480 V

PETROLEOS MEXICANOS

PRUEBA A CABLES DE ALIMENTACIÓN Y CONTROL MOTOR CLAVE ______________ DE 480 VOLTS. DE OPERACIÓN. ALIMENTADO DE ____________ DE LA SE. __________________ NO. DE CIRCUITO: __________________________________ RESISTENCIA DE AISLAMIENTO CABLES DE ALIMENTACIÓN TAMAÑO(CALIBRE ____________ TIPO: _________________________________ REALIZÓ: FECHA:

TIEMPO: FASES FASES FASES MIN:SEG 1 2 3 1 2 3 1 2 3

00:15 00:30 00:45 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00

ESCALA : TENSIÓN APLICADA : VOLTS

RESISTENCIA DE AISLAMIENTO CABLES DE CONTROL TAMAÑO(CALIBRE) REALIZÓ: FECHA: TIEMPO CABLE NO. CABLE NO. MIN:SEG 1 2 3 1 2 3

00:15 00:30 00:45 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00

ESCALA: _________ TENSIÓN APLICADA:___________ VOLTS:

Revisó: Cía./Fecha Aprobó: Cía./Fecha Enterado: PEMEX/Fecha




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Formato 2 (hoja 1 de 2) Prueba a cables de alimentación y control de motor de 4,16 kV

PETROLEOS MEXICANOS PRUEBA A CABLES DE ALIMENTACION MOTOR CLAVE ___________ CABLE TAMAÑO( CALIBRE) ______ CABLE TIPO:___________________ ALIMENTADO DE ______________ DE 4.16 kV DE OPERACIÓN EN SE. _________ NO. DE CIRCUITO: __________________________________ RESISTENCIA DE AISLAMIENTO

REALIZÓ: FECHA:

TIEMPO FASES FASES FASES MIN:SEG 1 2 3 1 2 3 1 2 3

00:15 00:30 00:45 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00 06:00 07:00 08:00 09:00 10:00

ESCALA TENSION APLICADA

I.P. 10/1

ME

GA

OH

MS

POTENCIAL APLICADO: REALIZÓ FECHA

TIEMPO TENSION APLICADA FASES FASES FASES MIN:SEG (*) kV (**) 1 2 3 1 2 3 1 2 3

1 5.6 7.2 2 11.2 14.4 3 16.8 21.6 4 22.4 28.8 5 28 36 6 28 36 7 28 36 8 28 36 9 28 36

10 28 36

MIC

RO

AM

PE

RE

S

(*) NIVEL DE AISLAMIENTO 100% (**) NIVEL DE AISLAMIENTO 133% OBSERVACIONES :_____________________________________________________________________





ELÉCTRICAS

NRF-048-PEMEX-2007

PÁGINA 124 DE 141

Formato 2 (hoja 2 / 2) Prueba a cables de alimentación y control de motor de 4,16 kV

PETROLEOS MEXICANOS

PRUEBA A LOS CABLES DE CONTROL

MOTOR CLAVE __________ CABLE TAMAÑO(CALIBRE )__________ CABLE TIPO:_____________

ALIMENTADO DE ______________ DE 4,16 kV DE OPERACIÓN EN SE. _________ CIRCUITO: ________________________________________ RESISTENCIA DE AISLAMIENTO

REALIZÓ FECHA:

TIEMPO CABLE NO. CABLE NO. MIN:SEG 1 2 3 4 1 2 3 4

00:15 00:30 00:45 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00

ESCALA: TENSIÓN APLICADA: ______________ VOLTS. OBSERVACIONES : _______________________________________________________ ________________________________________________________________________





ELÉCTRICAS

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PÁGINA 125 DE 141


PETROLEOS MEXICANOS

PRUEBA A LOS CABLES DE ALIMENTACION

MOTOR CLAVE ______________ CABLE TAMAÑO(CALIBRE) ____________ CABLE TIPO: _______________

ALIMENTADO DE _______________ DE 13,8 kV DE OPERACIÓN EN SE. ____________ CIRCUITO: _____________________________________________ RESISTENCIA DE AISLAMIENTO

REALIZÓ: FECHA:

TIEMPO FASES FASES FASES MIN:SEG 1 2 3 1 2 3 1 2 3

00:15 00:30 00:45 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00 06:00 07:00 08:00 09:00 10:00


I.P. 10/1

ME

GA

OH

MS

POTENCIAL APLICADO: REALIZÓ FECHA:

TIEMPO TENSION APLICADA FASES FASES FASES MIN:SEG (*) kV (**) 1 2 3 1 2 3 1 2 3

1 11.2 12.8 2 22.4 25.6 3 33.6 38.4 4 44.8 51.2 5 56 64 6 56 64 7 56 64 8 56 64 9 56 64

10 56 64

MIC

RO

AM

PER

ES

(*) NIVEL DE AISLAMIENTO 100% (**) NIVEL DE AISLAMIENTO 133% OBSERVACIONES :





ELÉCTRICAS

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PÁGINA 126 DE 141


PETROLEOS MEXICANOS

PRUEBA A CABLES DE CONTROL

MOTOR CLAVE ____________ CABLE TAMAÑO( CALIBRE): ____________ CABLE TIPO: _______________

ALIMENTADO DE ___________ _____DE 13,8 kV DE OPERACIÓN EN SE. _____________ CIRCUITO: RESISTENCIA DE AISLAMIENTO REALIZÓ: FECHA:

TIEMPO CABLE NO. CABLE NO. MIN:SEG 1 2 3 4 1 2 3 4

00:15 00:30 00:45 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00

ESCALA: TENSIÓN APLICADA: ______________ VOLTS. OBSERVACIONES : ________________________________________________________ _________________________________________________________________________





ELÉCTRICAS

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PÁGINA 127 DE 141

Formato 4 Prueba a cables de baja tension

PETROLEOS MEXICANOS

PRUEBA A CABLES DE BAJA TENSIÓN

TIPO:______________________ TAMAÑO (CALIBRE) CONECTADOS DESDE: ____________________________ HASTA: _________________________

CUYO VOLTAJE DE OPERACIÓN ES DE:____________VOLTS

SUBESTACIÓN: ___________________________________________ CIRCUITO: ____________ RESISTENCIA DE AISLAMIENTO REALIZÓ: FECHA::

TIEMPO FASE 1 FASE 2 FASE 4

MIN:SEG 11 12 13 14 21 22 23 24 31 32 33 34

00:15

00:30

00:45

01:00

02:00

03:00

04:00

05:00

ME

GA

OH

MS

ESCALA: TENSIÓN APLICADA: __________ VOLTS OBSERVACIONES:__________________________________________________________________ __________________________________________________________________________________





ELÉCTRICAS

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PÁGINA 128 DE 141

Formato 5 Prueba a cables de media tensión 4,16 kV

PETROLEOS MEXICANOS

PRUEBAS A CABLES DE MEDIA TENSIÓN 4.16 kV TIPO _____________________________ TAMAÑO(CALIBRE )_________________ CIRCUITO: _____________________ CONECTADOS DESDE __________________ HASTA ____________________ CUYO VOLTAJE DE OPERACIÓN ES 4,16 kV RESISTENCIA DE AISLAMIENTO

REALIZÓ: FECHA:

TIEMPO FASE 1 FASE 2 FASE 3 MIN:SEG 11 12 13 14 21 22 23 24 31 32 33 34

00:15 00:30 00:45 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00 06:00 07:00 08:00 09:00 10:00


I.P. 10/1

ME

GA

OH

MS

POTENCIAL APLICADO REALIZÓ: FECHA TIEMPO TENSION APLICADA FASE FASE FASE MIN:SEG (*) kV (**) 11 12 13 14 21 22 23 24 31 32 33 34

1 5.6 7.2 2 11.2 14.4 3 16.8 21.6 4 22.4 28.8 5 28 36 6 28 36 7 28 36 8 28 36 9 28 36

10 28 36

MIC

RO

AM

PE

RE

S

(*) NIVEL DE AISLAMIENTO 100% (** )NIVEL DE AISLAMIENTO 133% OBSERVACIONES : _______________________________________________________________________________________





ELÉCTRICAS

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PÁGINA 129 DE 141

Formato 6 Prueba a cables de media tensión 13,8 kV

PETROLEOS MEXICANOS

PRUEBAS A CABLES DE MEDIA TENSION 13,8 kV CABLES TIPO _______________ TAMAÑO(CALIBRE) __________________ CIRCUITO: _______________ CONECTADOS DESDE _______________ HASTA _____________ CUYO VOLTAJE DE OPERACIÓN ES 13,8 kV RESISTENCIA DE AISLAMIENTO

REALIZO FECHA:

TIEMPO FASE 1 FASE 2 FASE 3 MIN:SEG 11 12 13 14 21 22 23 24 31 32 33 34

00:15 00:30 00:45 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00 06:00 07:00 08:00 09:00 10:00

ESCALA TENSIÓN APLICADA

I.P. 10/1

ME

GA

OH

MS

POTENCIAL APLICADO REALIZÓ: FECHA:

TIEMPO TENSIÓN APLICADA FASE FASE FASE MIN:SEG (*) kV (**) 11 12 13 14 21 22 23 24 31 32 33 34

1:00 11.2 12.8 2:00 22.4 25.6 3:00 33.6 38.4 4:00 44.8 51.2 5:00 56 64 6:00 56 64 7:00 56 64 8:00 56 64 9:00 56 64

10:00 56 64

MIC

RO

AM

PE

RE

S

* NIVEL DE AISLAMIENTO 100% ** NIVEL DE AISLAMIENTO 133% OBSERVACIONES : _________________________________________________________________________________ Revisó: Cía./Fecha Aprobó: Cía./Fecha Enterado: PEMEX/Fecha




ELÉCTRICAS

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PÁGINA 130 DE 141

Formato 7 Prueba a cables de alta tensión 115 kV

PETROLEOS MEXICANOS

PRUEBAS A CABLES DE ALTA TENSIÓN 115 kV TIPO ________________________ TAMAÑO(CALIBRE) ___________________ CIRCUITO: _____________________ CONECTADOS DESDE _____________________HASTA _______________CUYO VOLTAJE DE OPERACIÓN ES 115 kV RESISTENCIA DE AISLAMIENTO

REALIZO FECHA: TIEMPO FASE 1 FASE 2 FASE 3 MIN:SEG 11 12 13 14 21 22 23 24 31 32 33 34

00:15 00:30 00:45 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00 06:00 07:00 08:00 09:00 10:00


I.P. 10/1

ME

GA

OH

MS

POTENCIAL APLICADO REALIZO FECHA:

TIEMPO TENSIÓN APLICADA FASE FASE FASE MIN:SEG (*) kV 11 12 13 14 21 22 23 24 31 32 33 34

1:00 2:00 3:00 4:00 5:00 6:00 7:00 8:00 9:00

10:00

MIC

RO

AM

PE

RE

S

(*) NIVEL DE AISLAMIENTO 100% OBSERVACIONES : _________________________________________________________________________________ Revisó: Cía./Fecha Aprobó: Cía./Fecha Enterado: PEMEX/Fecha




ELÉCTRICAS

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PÁGINA 131 DE 141

Formato 8 Prueba de resistencia de aislamiento a motor

PETROLEOS MEXICANOS

PRUEBA DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO A MOTOR MOTOR CLAVE _____________ INSTALADO EN______________________________________________________ ___________________________, CP __________, DE ( ) 0,48 kV ;( ) kV DE OPERACIÓN. TEMPERATURA AMBIENTE: _____________°C REALIZÓ: FECHA: SERVICIO TIEMPO MIN.

SEG. 00:15 00:30 00:45 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00 06:00 07:00 08:00 09:00 10:00

I.P 10/1

M

E

G

A

O

H

M

S

ESCALA: _______________ TENSIÓN APLICADA: _____________VOLTS OBSERVACIONES: ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________________________





ELÉCTRICAS

NRF-048-PEMEX-2007

PÁGINA 132 DE 141

Formato 9 Prueba de resistencia de aislamiento a tablero de baja tensión

PETROLEOS MEXICANOS

PRUEBA DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO A TABLERO DE BAJA TENSIÓN TABLERO MCA._______________________________________ CLAVE _______________ DE ( ) 480 VOLTS ; ( ) VOLTS DE OPERACIÓN, Y __________A . INSTALADO. EN LA SE.___________________________________-_ REALIZÓ: FECHA:

TIEMPO BUS A BUS B MIN.: SEG. FASE 1 FASE 2 FASE 3 FASE 1 FASE 2 FASE 3

00:15 00:30 00:45 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00 06:00 07:00 08:00 09:00 10:00

I.P 10/1 M E G A O H M S ESCALA: _______________ TENSION APLICADA: _____________VOLTS OBSERVACIONES:__________________________________________________________________________________________________________________________________________________________





ELÉCTRICAS

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PÁGINA 133 DE 141

Formato 10 Prueba a tableros de media tensión 5 kV

PETROLEOS MEXICANOS

PRUEBAS A TABLERO DE MEDIA TENSIÓN 5 kV TABLERO MARCA ____________________ CLAVE ___________ DE 5kV Y___________A INSTALADO EN LA SE. ____________________________________ RESISTENCIA DE AISLAMIENTO

REALIZÓ: FECHA:

BUS A BUS B TIEMPO MIN. SEG. FASE 1 FASE 2 FASE 3 FASE 1 FASE 2 FASE 3

00:15 00:30 00:45 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00 06:00 07:00 08:00 09:00 10:00


I.P. 10/1

M

E

G

A

O

H

M

S POTENCIAL APLICADO REALIZÓ: FECHA:

BUS A BUS B TIEMPO MIN:SEG

TENSIÓN APLICADA

kV FASE 1 FASE 2 FASE 3 FASE 1 FASE 2 FASE 3 01:00 3 02:00 6 03:00 9 04:00 12 05:00 15 06:00 15 07:00 15 08:00 15 09:00 15 10:00 15 11:00 15 12:00 15 13:00 15 14:00 15 15:00 15

M I C R O A M P E R E S

ESCALA: _______________ TENSION APLICADA: _____________VOLTS OBSERVACIONES :_______________________________________________________________________





ELÉCTRICAS

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PÁGINA 134 DE 141

Formato 11 Prueba a tablero de media tensión 15 kV

PETROLEOS MEXICANOS

PRUEBAS AL TABLERO DE MEDIA TENSIÓN 15 kV TABLERO MARCA ______________ CLAVE ________________ DE 15 kV Y_________A INSTALADO EN LA SE ______________________________________ RESISTENCIA DE AISLAMIENTO

REALIZÓ: FECHA:

BUS A BUS B TIEMPO MIN.:SEG FASE 1 FASE 2 FASE 3 FASE 1 FASE 2 FASE 3

00:15 00:30 00:45 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00 06:00 07:00 08:00 09:00 10:00


I.P. 10/1

M E G A O H M S

POTENCIAL APLICADO REALIZÓ: FECHA

BUS " A " BUS " B " TIEMPO MIN:SEG

TENSION APLICADA

kV FASE 1 FASE 2 FASE 3 FASE 1 FASE 2 FASE 3 01:00 9 02:00 18 03:00 27 04:00 36 05:00 45 06:00 45 07:00 45 08:00 45 09:00 45 10:00 45 11:00 45 12:00 45 13:00 45 14:00 45 15:00 45


ESCALA: _______________ TENSION APLICADA: _____________VOLTS OBSERVACIONES :___________________________________________________________





ELÉCTRICAS

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PÁGINA 135 DE 141

Formato 12 Prueba a interruptores electromagnéticos

PETROLEOS MEXICANOS PRUEBA A INTERRUPTOR ELECTROMAGNETICO INTERRUPTOR ELECTROMAGNETICO TIPO ____________ ____ MARCA______________; CLAVE ____________ ; DE 480 VOLTS. DE OPERACIÓN Y _____A INSTALADO EN TABLERO ___________________DE LA SE. __________________ REALIZÓ: FECHA: TIEMPO: MIN FASE 1 FASE 2 FASE 3

00:15 00:30 00:45 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00 06:00 07:00 08:00 09:00 10:00 11:00

M E G A O H M S

ESCALA_______________ TENSION APLICADA___________ VOLTS REALIZÓ: FECHA:

FASE 1 FASE 2 RESISTENCIA DE

CONTACTOS FASE 3

MEGA OHMS

OBSERVACIONES :_____________________________________________________________ ______________________________________________________________________________





ELÉCTRICAS

NRF-048-PEMEX-2007

PÁGINA 136 DE 141

Formato 13 (hoja 1 de 3) Prueba a interruptores y contactores en media tensión

PETROLEOS MEXICANOS PRUEBA A INTERRUPTORES Y CONTACTORES EN MEDIA TENSION PRUEBA A: INTERRUPTORES ( ) CONTACTORES ( ) EN: VACIO ( ) SF6 ( ) MARCA: __________ CLAVE:_________ DE 5 kV ( ) 15 kV ( ) DE OPERACIÓN Y ____________ A , INSTALADO(S) EN EL TABLERO _______________ DE LA SE. _________________________________

DESDE CONECTA HASTA

TIPO

REALIZÓ: FECHA:

FASE 1 FASE 2

RESISTENCIA DE CONTACTOS

FASE 3

MEGA OHMS

OBSERVACIONES: ________________________________________________________________________ ________________________________________________________________________________________ ______________ Revisó: Cía./Fecha Aprobó: Cía./Fecha Enterado: PEMEX/Fecha




ELÉCTRICAS

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PÁGINA 137 DE 141


PETROLEOS MEXICANOS

PRUEBA A: INTERRUPTORES ( ) CONTACTORES ( ) EN: EN: EN: MARCA: __________ CLAVE:_________

MARCA: __________ CLAVE:_________

MARCA: __________ CLAVE:_________

DE OPERACIÓN Y ____________ A, INSTALADO(S) EN EL TABLERO _______________ DE LA SE. _________________________________ RESISTENCIA DE AISLAMIENTO VERIFICÓ FECHA:

TIEMPO MIN:SEG FASE 1 FASE 2 FASE 3 FASE 1 FASE 2 FASE 3

00:15 00:30 00:45 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00 06:00 07:00 08:00 09:00 10:00

I.P 10/1

M E G A O H M S

ESCALA: _______________ TENSION APLICADA: ____________VOLTS OBSERVACIONES: __________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________________





ELÉCTRICAS

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PÁGINA 138 DE 141


PETROLEOS MEXICANOS

PRUEBA A: INTERRUPTORES ( ) CONTACTORES ( ) EN: EN: EN: MARCA: __________ CLAVE:_________

MARCA: __________ CLAVE:_________

MARCA: __________ CLAVE:_________

DE OPERACIÓN Y ____________ A, INSTALADO(S) EN EL TABLERO _______________ DE LA SE. _________________________________ POTENCIAL APLICADO VERIFICÓ: FECHA:

TIEMPO TENSION

APLICADA MIN:SEG EQUIPO PARA FASE 1 FASE 2 FASE 3

00:15 5kV 13,8 kV 00:30 3 9 00:45 6 18 01:00 9 12 02:00 12 36 03:00 15 45 04:00 15 45 05:00 15 45 06:00 15 45 07:00 15 45 08:00 15 45 09:00 15 45 10:00 15 45 11:00 15 45


12:00 15 45 13:00 15 45 14:00 15 45 15:00 15 45

OBSERVACIONES: __________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________________





ELÉCTRICAS

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PÁGINA 139 DE 141

Formato 14 Pruebas a transformadores, resistencia de aislamiento, relación de transformación y rigidez dieléctrica del aceite

PETROLEOS MEXICANOS

PRUEBAS A TRANSFORMADORES, RESISTENCIA DE AISLAMIENTO, RELACION DE TRANSFORMACION Y RIGIDEZ DIELECTRICA DEL ACEITE TRANSFORMADOR CLAVE ________________DE _____________ kVA VP ____________ VS _____________ SUBESTACION NO. _________________ REALIZÓ: FECHA:

RESISTENCIA DE AISLAMIENTO

CONEXIONES EN EL MEGGER TIEMPO MIN:SEG TIERRA

SEC. LINEA PRIM. GUARDA TIERRA

PRIM. LINEA SEC. GUARDA TIERRA

SEC LINEA PRIM

GUARDA NO

CONEC 00:15 00:30 00:45 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00 06:00 07:00 08:00 09:00 10:00

I.P 10/1 RELACION DE TRANSFORMACION

CONEXIONES EN EL PROBADOR TTR DERIVACION O TAP. H3 H1 X0 X1 H1 H2 X0 X2 H2 H3 X0 X3 LECTURA CALC.

1

2

3

4

5 RIGIDEZ DIELECTRICA DEL ACEITE

PRUEBAS 1o. 2o 3o 4o 5o 6o PROMEDIO TENSION DE RUPTURA EN

kV

Tensión aplicada: Escala: Temperatura Ambiente:

Volts de operación: Primario/Secundario.

TEMPERATURA DE ACEITE ANTES DE HACER LA PRUEBA ___________ °C





ELÉCTRICAS

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PÁGINA 140 DE 141

Formato 15 Prueba de resistencia ohmica a devanado del transformador

PETROLEOS MEXICANOS

PRUEBAS DE RESISTENCIA OHMICA A DEVANADOS DE TRANSFORMADOR TRANSFORMADOR CLAVE __________DE __________kVA V.P _________ V.S. _________ SUBESTACION NO._______ REALIZÓ: FECHA:

POSICION DEL CAMBIADOR DE POSICIONES CONEXIONES DEVANADOS TAP -1 TAP - 2 TAP - 3 TAP - 4 TAP - 5

X0 - X1 X0 - X2 X0 - X3 X1 - X2 X1 - X3 X2 - X3 H1 - H2 H1 - H3 H2 - H3

ESCALA ____________ TEMPERATURA AMBIENTE:_________ °C




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PÁGINA 141 DE 141


ELÉCTRICAS

Formato 16 Prueba de factor de potencia a devanados y pruebas a líquidos aislantes de transformadores

PETROLEOS MEXICANOS PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA A DEVANADOS Y PRUEBAS A LIQUIDOS AISLANTES DE TRANSFORMADORES. TRANSFORMADOR CLAVE _____________ DE ___________ kVA VP ____________ VS. ____________ SUBESTACIÓN NO. _____________ PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA A DEVANADOS DE TRANSFORMADORES REALIZO: FECHA:

PRUEBA BOBINA ENERGIZADA

BOBINA ATERRIZADA

BOBINA GUARDA

LECTURA MEDIDA

MULTI PLICADOR MVA LECTURA

MEDIDA MULTI

PLICADOR MW. MEDIDOS FP

CORREGIDO A 20°

1 AT BT 2 AT B 3 BT AT 4 BT BT

PROMEDIOS PRUEBAS ELECTRICAS A LIQUIDOS AISLANTES REALIZÓ: FECHA: MILIVOLTAMPERES MILIWATS

% FACTOR POTENCIA

VOLTS PRUEBA LECTURA MULTI MVA LECTURA MULTI MW MEDIDO A 20°

OBSERVACIONES: __________________________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________________________________________


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