NRF-181-PEMEX-2010 Sistema Electrico en Plataforma

Número de Documento NRF-181-PEMEX-2010

SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DEPEMEX-EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

21 de febrero de 2011

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COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOSY ORGANISMOS SUBSIDIARIOS

SISTEMAS ELÉCTRICOS EN PLATAFORMAS MARINAS

Esta norma cancela y sustituye a la NRF-181-PEMEX-2007, del 05 de enero de 2008.

Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y

Organismos Subsidiarios

SISTEMAS ELÉCTRICOS EN PLATAFORMAS MARÍNAS

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CONTENIDO

CAPÍTULO PÁGINA 0. INTRODUCCIÓN .................................................................................................................................. 6 1. OBJETIVO ............................................................................................................................................ 7 2. ALCANCE ............................................................................................................................................. 3. CAMPO DE APLICACIÓN ................................................................................................................... 7 4. ACTUALIZACIÓN ................................................................................................................................ 7 5. REFERENCIAS .................................................................................................................................... 8 6. DEFINICIONES .................................................................................................................................... 11 7. SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS .......................................................................................................... 12 8. DESARROLLO ..................................................................................................................................... 14

8.1 Generalidades ........................................................................................................................... 14 8.2 Diseño ........................................................................................................................................ 15

8.2.1 Planos de diseño eléctrico ............................................................................................. 15 8.2.2 Información que deben contener los planos de diseño eléctrico .................................. 15 8.2.3 Memorias de cálculo ...................................................................................................... 16

8.3 Suministro de energía eléctrica .............................................................................................. 16 8.3.1 Suministro de energía eléctrica principal ....................................................................... 16 8.3.2 Suministro de energía eléctrica de emergencia ............................................................ 17

8.4 Sistemas de distribución de energía eléctrica ...................................................................... 18 8.4.1 Tensiones eléctricas normalizadas ................................................................................ 18 8.4.2 Canalizaciones eléctricas .............................................................................................. 20 8.4.3 Conductores eléctricos .................................................................................................. 20 8.4.4 Protección de circuitos ................................................................................................... 26




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CONTENIDO

CAPÍTULO PÁGINA

8.5 Sistemas de alumbrado ........................................................................................................... 26 8.5.1 Alumbrado para servicio normal .................................................................................... 26 8.5.2 Alumbrado de emergencia ............................................................................................. 29

8.6 Sistemas de señalización para ayuda a la navegación y helipuertos ................................. 30 8.6.1 Generalidades ................................................................................................................ 30 8.6.2 Luces de ayuda a la navegación ................................................................................... 30 8.6.3 Señales de niebla .......................................................................................................... 32 8.6.4 Pruebas del sistema de ayuda a la navegación ............................................................ 32 8.6.5 Pruebas del sistema de ayuda a la navegación ............................................................ 32 8.6.6 Señalización de helipuertos ........................................................................................... 33

8.7 Sistema de puesta a tierra ....................................................................................................... 34 8.7.1 Conexión de puesta a tierra del sistema eléctrico ......................................................... 34 8.7.2 Conexión de puesta a tierra de equipos ........................................................................ 35

8.8 Sistemas de corriente continua .............................................................................................. 36

8.9 Requerimientos de equipo eléctrico ....................................................................................... 37 8.9.1 Turbogenerador ............................................................................................................. 37 8.9.2 Microturbinas y celdas fotovoltaicas .............................................................................. 37 8.9.3 Moto generadores .......................................................................................................... 37 8.9.4 Tableros de distribución de energía eléctrica ................................................................ 38 8.9.5 Transformadores ............................................................................................................ 44 8.9.6 Motores eléctricos .......................................................................................................... 47 8.9.7 Receptáculos ................................................................................................................. 49




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CONTENIDO

CAPÍTULO PÁGINA

8.10 Cuarto de control eléctrico ...................................................................................................... 49 8.10.1 Generalidades ................................................................................................................ 49 8.10.2 Arreglo de equipo eléctrico ............................................................................................ 50 8.10.3 Cuarto de baterías ......................................................................................................... 51

8.11 Estudios de corto circuito, coordinación de protecciones, flujos de potencia, estabilidad del sistema eléctrico y estudio de armónicas ................................................... 51 8.11.1 Estudios de corto circuito y coordinación de protecciones ............................................ 52 8.11.2 Estudio de flujos de potencia ......................................................................................... 53 8.11.3 Estudio de estabilidad del sistema eléctrico .................................................................. 54 8.11.4 Estudio de Armónicas .................................................................................................... 56

8.12 Verificación del cumplimiento con la NOM-001-SEDE-2005 ................................................ 56

8.13 Validación del diseño ............................................................................................................... 57

8.14 Planos actualizados de acuerdo a lo construido (As built) ................................................. 58

9. RESPONSABILIDADES ..................................................................................................................... 58

9.1 PEMEX-Exploración y Producción ......................................................................................... 58

9.2 Empresas constructoras, firmas de ingeniería y fabricantes de materiales y equipo ...... 58 10. CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES .................................... 58 11. BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................................................... 58 12. ANEXOS ............................................................................................................................................... 61




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

Ley de Petróleos Mexicanos y su Reglamento Ley de la Comisión Nacional de Hidrocarburos 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 (CNPMOS-001, 30 septiembre 2004).

En esta norma participaron:

Pemex-Exploración y Producción. Participantes externos:

Instituto Mexicano del Petróleo ABB MÉXICO S. A. de C. V. AMIME. AREVA. ARGOS ELECTRICA S. A. de C. V. ARTECHE. BTICINO. CIDEC-CONDUMEX. CIME COLEGIO DE INGENIEROS MECÁNICOS Y ELÉCTRICISTAS AC. CHAROFIL. COOPER CROUSE HINDS. COOPER POWER SYSTEMS. EATON TECHNOLOGIES. EPRECSA.




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ERICO MÉXICO S. A. de C. V. ESTEVES. GENERAL CABLE DE MÉXICO. IAPP SSA. LUMISISTEMAS DE MÉXICO. MANCILLA GRUPO. PLANTAS ELÉCTRICAS MÉXICO. PROLEC GE INTERNACIONAL S de R. L. de C. V. ROCKWELL AUTOMATION. SCHNEIDER ELECTRIC. SIEMENS. VENAMECA–EMID.

1. OBJETIVO. Establecer los requisitos técnicos y documentales para la contratación y/o adquisición del diseño, instalación y pruebas de sistemas eléctricos en plataformas marinas. 2. ALCANCE. Establecer los lineamientos, criterios y requisitos para el diseño, instalación y pruebas de sistemas eléctricos en plataformas marinas nuevas, ampliaciones y remodelaciones de las existentes de PEP. Esta norma cancela y sustituye a la NRF-181-PEMEX-2007, de fecha 05 de enero de 2008. 3. CAMPO DE APLICACIÓN. Esta norma de referencia es de aplicación general y observancia obligatoria para el diseño, instalación y pruebas de sistemas eléctricos en plataformas marinas, que lleven a cabo los centros de trabajo de PEMEX-Exploración y Producción. Por lo que debe ser incluida en los procedimientos de contratación: licitación pública, invitación a cuando menos tres personas o adjudicación directa, como parte de los requisitos que debe cumplir el fabricante, proveedor, contratista o licitante. 4. ACTUALIZACIÓN. Esta norma se debe revisar y en su caso modificar al menos cada 5 años o antes si las sugerencias y recomendaciones de cambio lo ameritan. Las sugerencias para la revisión y actualización de esta norma, deben enviarse al Secretario del Subcomité Técnico de Normalización de PEP, quien debe programar y realizar la actualización de acuerdo a la procedencia de las mismas y en su caso, inscribirla dentro del Programa Anual de Normalización de Petróleos Mexicanos, a través del Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.




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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. Representación de la Gerencia de Administración del Mantenimiento, Sede México. 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 5.1 NOM-001-SEDE-2005.- Instalaciones eléctricas (utilización). 5.2 NOM-002-SEDE-1999 - Requisitos de seguridad y eficiencia energética para transformadores de distribución. 5.3 NOM-002-STPS-2000 - Condiciones de seguridad, prevención, protección y combate de incendios en los centros de trabajo. 5.4 NOM-008-SCFI-2002.- Sistema general de unidades de medida. 5.5 NOM-017-ENER/SCFI-2008 - Eficiencia energética y requisitos de seguridad de lámparas fluorescentes compactas autobalastradas. Límites y métodos de prueba. 5.6 NOM-022-STPS-2008 - Electricidad estática en los centros de trabajo-Condiciones de seguridad. 5.7 NOM-025-STPS-2008 - Condiciones de iluminación en los centros de trabajo. 5.8 NOM-029-STPS-2005.- Mantenimiento de las Instalaciones Eléctricas en los Centros de Trabajo-Condiciones de Seguridad. 5.9 NOM-058-SCFI-1999 - Productos eléctricos-Balastros para lámparas de descarga eléctrica en gas-Especificaciones de seguridad. 5.10 NOM-064-SCFI-2000.- Productos eléctricos-Luminarios para uso en interiores y exteriores-Especificaciones de seguridad y métodos de prueba. 5.11 NMX-J-010-ANCE-2005 - Conductores-Conductores con aislamiento termoplástico para instalaciones hasta 600 V – Especificaciones. 5.12 NMX-J-012-ANCE-2008.- Conductores- Cable de cobre con cableado concéntrico para usos eléctricos- Especificaciones. 5.13 NMX-J-118/1-ANCE-2000 - Productos eléctricos - tableros de alumbrado y distribución en baja tensión-Especificaciones y métodos de prueba.




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5.14 NMX-J-118/2-ANCE-2007 - Tableros de distribución de baja tensión-Especificaciones y métodos de prueba. 5.15 NMX-J-136-ANCE-2007.- Abreviaturas y símbolos para diagramas, planos y equipos eléctricos. 5.16 NMX-J-142/1-ANCE-2009 – Conductores-Cables de energía con pantalla metálica, aislados con polietileno de cadena cruzada o a base de etileno-propileno para tensiones de 5 kV a 35 kV -Especificaciones y métodos de prueba. 5.17 NMX-J-148-ANCE-2001 - Electroductos - Especificaciones y métodos de prueba. 5.18 NMX-J-235/1-ANCE-2008 - Envolventes - Envolventes (gabinetes) para uso en equipo eléctrico-Parte 1: requerimientos generales Consideraciones no ambientales-Especificaciones y métodos de prueba. 5.19 NMX-J-235/2-ANCE-2000 - Envolventes - Envolventes (gabinetes) para uso en equipo eléctrico-Parte 2 requerimientos específicos-Especificaciones y métodos de prueba. 5.20 NMX-J-264-1977 - Coples flexibles a prueba de explosión. 5.21 NMX-J-266-ANCE-1999 - Productos eléctricos – Interruptores - Interruptores automáticos en caja moldeada - Especificaciones y métodos de prueba. 5.22 NMX-J-290-ANCE-1999 - Productos eléctricos - Arrancadores manuales magnéticos y contactores - Especificaciones y métodos de prueba. 5.23 NMX-J-295-ANCE-1999 - Productos eléctricos – Iluminación - lámparas fluorescentes para alumbrado general - Especificaciones y métodos de prueba. 5.24 NMX-J-300-ANCE-2004 - Conductores – Cables control con aislamiento termoplástico o termofijo, para tensiones de 600 V y 1 000 V, y temperatura de operación máximas en el conductor de 75 °C y 90 °C- Especificaciones. 5.25 NMX-J-307-ANCE-2004 - Luminarios de uso general para interiores y exteriores. 5.26 NMX-J-351-ANCE-2008 - Transformadores de Distribución y Potencia Tipo Seco - Especificaciones. 5.27 NMX-J-353-ANCE-2008 – Centro de control de motores – Especificaciones y métodos de prueba. 5.28 NMX-J-359-ANCE-1997 - Productos eléctricos- Luminarios para Áreas Clasificadas como Peligrosas. 5.29 NMX-J-436-ANCE-2007.- Conductores- Cordones y cables flexibles- Especificaciones. 5.30 NMX-J-438-ANCE-2003 - Conductores - Cables con aislamiento de policloruro de vinilo, 75 °C y 90 °C para alambrado de tableros - Especificaciones. 5.31 NMX-J-451-ANCE-2006 - Conductores – Conductores con aislamiento termofijo- Especificaciones. 5.32 NMX-J-510-ANCE-2003 - Balastros- Balastros de bajas perdidas para lámparas de descarga de alta intensidad, para utilización en alumbrado público- Especificaciones.




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5.33 NMX-J-513-ANCE-2006 - Iluminación- Balastros de alta frecuencia para lámparas fluorescentes- Especificaciones. 5.34 NMX-J-515-ANCE-2008 - Equipos de control y distribución-Requisitos generales de seguridad-Especificaciones y métodos de prueba. 5.35 NMX-J-529-ANCE-2006 - Grados de protección proporcionados por los envolventes (Código IP). 5.36 NMX-J-538/2-ANCE-2005 – Productos de distribución y de control de baja tensión- Parte 2: Interruptores automáticos. 5.37 NMX-J-547-ANCE-2005 - Iluminación- Lámparas de aditivos metálicos- Especificaciones. 5.38 NMX-J-580/1-ANCE-2006 – Ensambles de tableros de baja tensión- Parte 1: Ensambles con pruebas tipo y ensambles con pruebas tipo parciales. 5.39 IEC 60598-2-22: 2008 - Luminaires - Part 2-22: Particular requirements - Luminaires for emergency lighting. Luminaires. (Luminarias – Parte 2-22: Requerimientos particulares - Luminarias para luces de emergencia). 5.40 IEC 62035: 2003 - Discharge lamps (excluding fluorescent lamps) - Safety specifications. (Lámparas de descarga (excluyendo las lámparas fluorescentes) – especificaciones de seguridad). 5.41 IEC 62271-200:2003.- High-Voltage Switchgear and Controlgear –Part 200: A.C. Metal- Enclosed Switchgear and Controlgear for Rated Voltages Above 1 kV and Up to and Including 52 kV (Tableros con envolvente metálica para rengos de tension de 1 kV y mayores hasta 52 kV, inclusive). 5.42 NRF-019-PEMEX-2008 - Protección contraincendio en cuartos de control que contienen equipo electrónico. 5.43 NRF-036-PEMEX-2003 - Clasificación de Áreas y selección de equipo eléctrico. 5.44 NRF-046-PEMEX-2003 - Protocolos de comunicación en sistemas digitales de monitoreo y control. 5.45 NRF-048-PEMEX-2007 - Diseño de Instalaciones Eléctricas. 5.46 NRF-049-PEMEX-2009.- Inspección y Supervisión de Arrendamientos y Servicios de Bienes Muebles. 5.47 NRF-051-PEMEX-2006 - Sistemas de aire acondicionado. 5.48 NRF-053-PEMEX-2006 – Sistemas de protección anticorrosiva a base de recubrimientos. 5.49 NRF-070-PEMEX-2004 - Sistemas de Protección a Tierra para instalaciones petroleras. 5.50 PROY-M1-NRF-091-PEMEX-2010 – Grupo Generador (Planta de Emergencia). 5.51 NRF-146-PEMEX-2005 - Tablero de distribución en media tensión. 5.52 NRF-174-PEMEX-2007 - Helipuertos de acero en plataforma marinas fijas. 5.53 NRF-184-PEMEX-2007 - Sistema de gas y fuego: CEP.




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5.54 NRF-196-PEMEX-2008 - Cargador y banco de baterías. 5.55 NRF-205-PEMEX-2008 - Sistema de gas y fuego: Tableros de Seguridad. 5.56 NRF-210-PEMEX-2008 - Sistema de gas y fuego detección y alarmas. 5.57 NRF-222-PEMEX-2009 – Módulos de servicio en plataformas marinas fijas- Diseño arquitectónico. 5.58 NRF-224-PEMEX-2009.- Sistemas autónomos de generación eléctrica para plataformas marinas deshabitadas. 5.59 NRF-238-PEMEX-2009 - Generador de energía eléctrica. 5.60 NRF-247-PEMEX-2010.- Centro de Control de Motores. 5.61 NRF-249-PEMEX-2010.- Sistema de Fuerza Ininterrumpible. 6. DEFINICIONES. Para los propósitos de esta norma de referencia aplican las definiciones siguientes: 6.1 Barras colectoras (Bus): Punto de recepción y distribución de energía eléctrica. 6.2 Barra colectora (Bus) tipo I: Es aquel donde se pueden conectar motores o cualquier otro tipo de carga. La potencia de salida del bus se define como una cantidad positiva, las variables dependientes son la magnitud y ángulo de tensión. 6.3 Barra colectora (Bus) tipo II: Es aquel donde se genera potencia real y se clasifica en dos: Bus de generación clase “A” en el cual la potencia real y reactiva es fija en magnitud. Bus de generación clase “B”, es un bus con solución de las condiciones de tensión en cada bus de carga. 6.4 Barra colectora (Bus) tipo III: Este debe suministrar la diferencia entre la suma de potencias reales y reactivas de los otros buses, más las pérdidas de la red. 6.5 Cable control: Son cables multiconductores, empleados para la operación e interconexión de dispositivos de protección y señalización, así como en aplicaciones generales de control. 6.6 Efecto estroboscópico: Se produce cuando existen múltiples imágenes asociadas con movimiento. Hay una pérdida de imágenes que produce una acción espasmódica y discontinua de la misma generando peligro ante la falta de percepción real de la escena, maquinaria o herramienta que se pueda estar manipulando en ese momento. 6.7 Enlace: Es la interconexión eléctrica entre un par de barras colectoras (buses). 6.8 Frente muerto: Sin partes vivas expuestas hacia una persona en el lado de accionamiento del equipo. 6.9 Luces omnidireccionales: Luces que pueden ser visibles desde cualquier dirección o ángulo visual.




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6.10 Luminario: Equipo de iluminación que distribuye, filtra o controla la luz emitida por una lámpara o lámparas y el cual incluye todos los accesorios para fijar, proteger y operar estas lámparas y los necesarios para conectarlas al circuito de utilización eléctrica. 6.11 Reflector: Dispositivo que se usa para modificar la distribución especial del flujo luminoso de una fuente por medio del fenómeno de reflexión. También se emplea el término “reflector” para un luminario cuya función principal sea la de reflejar la luz a una lámpara. 6.12 Sistemas de alumbrado: Conjunto de componentes y accesorios instalados y distribuidos para aplicar iluminación a escenarios, objetos o sus alrededores para que puedan ser vistos. Los sistemas de alumbrado se pueden dividir, por su localización, en: Interior y Exterior, y por su propósito, en: General, Localizado, Obstrucción, Señalamiento y Emergencia. 6.13 Sistema de fuerza ininterrumpible (SFI): La combinación de convertidores, interruptores y dispositivos de energía almacenada (baterías) que constituyen un sistema de energía para mantener la continuidad del suministro de energía eléctrica. 6.14 Valor K (para interruptores): Es la relación entre las corrientes simétrica y asimétrica de corto circuito, normalmente aparece tabulado en tablas. El valor K depende de la relación entre la reactancia y la resistencia del circuito en donde se va a instalar el interruptor. 6.15 Variador de frecuencia: Es un sistema para el control de la velocidad rotacional de un motor de corriente alterna por medio del control de la frecuencia de alimentación suministrada al motor. 7. SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS. A Ampere. API American Petroleum Institute (Instituto Americano del Petróleo). ASTM American Society for Testing and Materials (Sociedad Americana para Pruebas de Materiales). AWG American Wire Gauge. (Calibre americano de conductores). c.a. Corriente alterna. c.c. Corriente continua. CCM Centro de control de motores. CP Caballos de potencia. °C Grados Celsius (centígrados). EP Etileno Propileno. EPR Ethylene Propylene Rubber (Etileno Propileno Hule). FM Factory Mutual (Agencia aseguradora comercial).




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Hz Hertz (Frecuencia, ciclos por segundo). ICEA Insulated Cable Engineers Association (Asociación de Ingenieros de Cables Aislados). IEC International Electrotechnical Commissión (Comisión Electrotécnica Internacional). IEEE Institute of Electrical and Electronics Engineers (Instituto de Ingenieros en Electricidad y Electrónica). kVA Kilo volt ampere (potencia aparente). kW Kilowatt (potencia activa). kV Kilo volt. LED Light emission diode (Diodo emisor de luz). lm Lumen. mm Milímetro. m.s.n.m. Metros sobre el nivel del mar. MVA Mega Volt Ampere. NEMA National Electrical Manufacturers Association (Asociación Nacional de Fabricantes Eléctricos). NMX Norma Mexicana. NOM Norma Oficial Mexicana. NRF Norma de Referencia. OACI Organización de Aviación Civil Internacional. ODP Open Drip Proof (Abierto a prueba de goteo) PEP PEMEX –Exploración y Producción. PLC Programmable Logic Controller (Controlador lógico programable). PVC Policloruro de vinilo. PWM Pulse Width Modulation (Modulación por Ancho de Pulso) pulg Pulgada. r/min Revoluciones por minuto. RHH Rubber High Heat (Polímero sintético o de cadena cruzada resistente al calor y a la flama, temperatura máxima de operación 90 °C).




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RHW Rubber Heat Moisture Water (Polímero sintético o de cadena cruzada resistente al calor y a la flama, temperatura máxima de operación 75 °C). SFI Sistema de fuerza ininterrumpible. THHW-LS Thermoplastic High Heat Moisture (Water) Resistant –Low Smoke (termoplástico resistente a la humedad, al calor, a la propagación de incendios, y de emisión reducida de humos y gas ácido). THW-LS Thermoplastic Heat Moisture (Water) Resistant –Low Smoke (termoplástico resistente a la humedad, al calor, a la propagación de incendios, y emisión reducida de humos y gas ácido). UL Underwriters Laboratories Inc. (Laboratorio de aseguradores). USG Unidad de espesor de lámina. UVIE Unidad Verificadora de Instalaciones Eléctricas. V Volt. VFD Variable Frequency Drive (Variador de frecuencia). WP Water Proof (A prueba de agua). XLP Polietileno de cadena cruzada. XLPO Poliolefina de cadena cruzada. Para las abreviaturas de unidades y medidas, se debe cumplir con la NOM-008-SCFI-2002. 8. DESARROLLO. 8.1 Generalidades. 1) El diseño del sistema eléctrico debe cumplir con la normatividad técnica nacional e internacional para asegurar la integridad de las personas, la integridad de los equipos, la continuidad en la producción de la plataforma marina, y la protección al medio ambiente. 2) En el diseño de las instalaciones eléctricas, se debe ubicar la mayoría del equipo en áreas no peligrosas con objeto de reducir el requerimiento de equipo especial. 3) Entre los aspectos a considerar en el diseño eléctrico están:

a) Niveles de tensión del sistema de transmisión y distribución. b) Magnitud y crecimiento previsto para las cargas. c) Evaluación técnica y económica. d) Protección al medio ambiente (niveles de ruido, vibración, salida de gases, derrames, entre otros). e) Ubicación de las cargas. f) Características de las cargas mayores a conectarse. g) Identificación de las cargas críticas del proceso.




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h) Flexibilidad en la operación y facilidad de ampliación. i) Seguridad al personal en la instalación, operación y mantenimiento. j) Señalización para helicópteros y de ayuda a la navegación. k) Respaldo a sistemas de control, medición y alarmas. l) Aplicación de tecnología de punta y calidad de los componentes. m) Dimensionamiento de cuartos eléctricos, cuartos de baterías y área de transformadores. n) Grado de automatización requerido. o) Consideraciones de los componentes y materiales para un medio ambiente general salino y corrosivo. p) Sistema de fuerza. q) Sistema de alumbrado (normal y de emergencia). r) Clasificación de áreas peligrosas. s) Sistema de puesta a tierra. t) Sistema de protección contra descargas atmosféricas.

8.2 Diseño. Para la elaboración de la Ingeniería de diseño eléctrico en instalaciones de plataformas marinas se debe cumplir con lo indicado en el numeral 8.1.1 “Documentos de diseño” de la NRF-048-PEMEX-2007, así como con la especificación P.1.0000.06:2000 y con lo siguiente: 8.2.1 Planos de diseño eléctrico. Para la elaboración de los planos de diseño eléctrico en plataformas marinas se debe cumplir con lo establecido en el numeral 8.1.2 de la NRF-048-PEMEX-2007 y con NMX-J-136-ANCE-2007. 8.2.2 Información que deben contener los planos de diseño eléctrico. Los planos deben cumplir con lo indicado en el numeral 8.1.3 de la NRF-048-PEMEX-2007 y con lo siguiente: 8.2.2.1 Planos de arreglo de equipo eléctrico: Indicar dimensiones y arreglo de pasamuros o placas de penetración en muros y pisos para las acometidas de tuberías conduit y/o cable armado, así como indicar detalles de instalación de soportería. 8.2.2.2 Planos de distribución de fuerza - Se deben desarrollar planos en planta y elevación, así como detalles de instalación y construcción requeridos donde se muestren las trayectorias de charolas y tuberías conduit, hasta las cargas eléctricas por alimentar indicando su clave y descripción de acuerdo a los planos de diagramas unifilares y cédulas de conductores, en concordancia con la clave indicada en los diagramas de flujo de proceso, tuberías e instrumentación. En las trayectorias con charolas se deben identificar los tipos de elementos empleados, incluyendo tablas de elementos de charolas indicando clave de descripción, identificación, ancho y tipo de material. También se debe indicar la ubicación de los soportes, tipo y características de ellos, elevación del arreglo de charolas con cambios de nivel y dirección, y cortes estratégicamente seleccionados con la clave de los circuitos que alojan. En las trayectorias con tuberías conduit se deben representar las tuberías indicando su diámetro y número de circuito, mismo que debe estar de acuerdo con las cédulas de conductores y tuberías conduit. Se deben indicar arreglos en elevación para aclarar trayectorias complicadas, tipos de soportes y sus características y diseñar las trayectorias de tal manera que se evite el cruzamiento entre ellas. 8.2.2.3 Planos de clasificación de áreas peligrosas – En plataformas donde se manejen 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




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

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

Los receptáculos se deben ubicar mostrando número de circuito, cantidad y tamaño de conductor y diámetro de canalización, así como su altura de montaje. Indicar si es para área clasificada, normal o intemperie. 8.2.2.5 Planos de sistemas de señalización para ayuda a la navegación y helipuertos - Con el objeto de prevenir choques de barcos con plataformas marinas, se deben desarrollar planos que muestren el arreglo, distribución y la interconexión del equipo de luces de ayuda a la navegación, señal de niebla (audible), así como la iluminación de helipuertos destinados a usarse de noche y en condiciones de mala visibilidad y la señalización apropiada para el ascenso y descenso de helicópteros. 8.2.2.6 Planos del sistema de puesta a tierra - Indicar la referencia a los planos de puesta a tierra específicos de las diferentes áreas, los cuales deben mostrar la red general de tierras indicando tamaño y tipo de conductor, las conexiones a equipos eléctricos, tipos de conectores, torres, estructuras, soportes de tuberías, barras de tierras y conexión a la referencia a tierra de la plataforma (columnas principales de la estructura de las plataformas marinas) a 3 m sobre el nivel de pasillos de muelles. 8.2.2.7 Planos del sistema de protección contra descargas atmosféricas - Se deben desarrollar planos para el sistema de protección contra descargas atmosféricas. En estos planos se debe mostrar el sistema de protección a utilizarse y su trayectoria, así como los detalles de instalación y soportería de construcción requeridos, indicando tamaño y tipo de conductor y conectores. Se deben indicar mediante simbología los elementos del sistema, mostrando clave y descripción de los elementos de la instalación. Asimismo debe indicarse la referencia de este sistema a tierra de la plataforma (columnas principales de la estructura de la plataforma marina) a 3 m sobre el nivel de pasillos de muelles. 8.2.3 Memorias de cálculo. El prestador de servicios debe elaborar las memorias de cálculo del proyecto de acuerdo a lo aplicable del numeral 8.1.5 de la NRF-048-PEMEX-2007. 8.3 Suministro de energía eléctrica. Para obtener la disponibilidad requerida de energía eléctrica, debe proveerse redundancia en el sistema de distribución para garantizar el suministro a las instalaciones, durante mantenimiento o interrupción del servicio. 8.3.1 Suministro de energía eléctrica principal. Puede ser a través de generación local en la plataforma, de alimentadores provenientes de la generación de otros complejos; o cuando sea necesario, como en las plataformas periféricas, a través de generación eléctrica no convencional como: sistema de celdas solares, microgeneración, celdas de combustible, sistema eólico, motogeneradores, entre otros.




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8.3.1.1 Generación de energía eléctrica principal. 8.3.1.1.1 Se debe cumplir con el numeral 8.3 de la NRF-048-PEMEX-2007 y con lo siguiente:

a) Los generadores de potencia principales, deben ser accionados por turbinas de gas combustible o por

motor de combustión interna según el tipo de plataforma donde se instalen. En general se deben considerar dos (2) unidades operando cada una con el 50 por ciento de la demanda de la carga total. Cuando se solicite en las bases de licitación un tercer generador para operar como relevo, éste debe ser de las mismas características y capacidad de los anteriores. Un solo generador debe tener la capacidad de alimentar la carga total demandada. A estos equipos se les debe demandar un máximo del 80 por ciento de su capacidad nominal.

b) Los generadores principales deben tener la función de sincronizarse manual y automáticamente. Si un generador sale de operación por alguna falla, el equipo de relevo debe tener arranque automático a través de un sistema de sincronización automática.

c) Los tableros de control de los generadores y sistemas auxiliares de los mismos deben estar instalados en el cuarto de control eléctrico de la plataforma o complejo.

d) El control a distancia desde el cuarto de control central, debe estar generalmente limitado a paros de emergencia.

e) La capacidad de los generadores debe ser la adecuada para suministrar la potencia en operación y que demande la carga de la plataforma o complejo, donde estén instalados.

8.3.1.2 Sistema de control de generadores.

a) Los requerimientos particulares de cada sistema de control de generadores se deben indicar en las bases de licitación y/o bases de diseño.

b) En general el sistema de control de los generadores debe operar con controladores lógicos programables (PLC). Los componentes electrónicos deben suministrarse con recubrimiento epóxico para ambiente marino altamente corrosivo.

c) Los controladores lógicos programables del sistema de generación, deben desempeñar la función de monitorear y controlar y/o medir las diferentes variables de proceso (flujo, combustible, velocidad, vibración, temperatura, presión, entre otros), las variables eléctricas (tensión (V), corriente (A), velocidad (r/min), potencia aparente (kVA), potencia activa (kW), potencia reactiva (kVAR), frecuencia (Hz), factor de potencia (f.p.), condiciones de operación (frecuencia de arranques y paros, ajuste de tensión, sincronización del sistema, distribución de cargas) y tener comunicación a través de una red redundante de alta velocidad.

d) Todo el monitoreo y control se debe desarrollar mediante pantallas gráficas especialmente diseñadas para este propósito y localizadas en el cuarto de control eléctrico. Los aspectos antes mencionados de los parámetros eléctricos y el desempeño de los generadores deben ser visualizados en cada uno de los tableros de control de las plataformas marinas.

8.3.2 Suministro de energía eléctrica de emergencia.

a) El sistema de suministro debe cumplir con PROY-M1-NRF-091-PEMEX-2010 y con NRF-249-PEMEX-2010.

b) El sistema debe estar compuesto por un motogenerador (Planta de Emergencia) o un sistema de fuerza ininterrumpible (SFI), y de ser necesario, por una combinación de ambos. El motogenerador (Planta de Emergencia) debe ser capaz de operar en paralelo con la red principal para la prueba y mantenimiento del conjunto.




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8.3.2.1 Grupo generador. a) Debe cumplir con los requerimientos de PROY-M1-NRF-091-PEMEX-2010. b) El sistema de generación de emergencia debe ser independiente del sistema de suministro principal. c) El motogenerador (Planta de Emergencia) debe arrancar automáticamente y alimentar directamente a

las cargas de emergencia en caso de falla del suministro principal. d) Un motogenerador (Planta de Emergencia) localizado en la plataforma habitacional, debe tener la

capacidad de alimentar la carga total de la propia plataforma. 8.3.2.2 Sistema de fuerza ininterrumpible (SFI).

1) Debe cumplir con los requerimientos de NRF-249-PEMEX-2010. 2) Estos sistemas deben suministrarse para servicios de emergencia que requieran energía permanente

en corriente alterna en caso de falla del suministro normal o por disturbios eléctricos. 3) Los equipos sensibles a disturbios eléctricos tales como: transitorios de tensión y distorsión de

armónicas, deben ser alimentados por SFI’S. 4) Los SFI’S deben ser de tipo industrial, con tecnología PWM para suministrar alimentación de corriente

alterna regulada y con forma de onda senoidal, transferencia automática con cero tiempo de interrupción.

5) En general, se requieren los sistemas de fuerza ininterrumpible independientes para cada uno de los siguientes sistemas: a) Monitoreo y control de proceso. b) Paro de emergencia. c) Gas y fuego. d) Alumbrado de emergencia. e) Telecomunicaciones.

6) Cada unidad debe tener un diagrama mímico al frente del equipo, que muestre modos operacionales. Las características particulares finales para cada proyecto deben ser definidas en las bases de licitación. El sistema de alarmas debe ser monitoreado por el sistema digital de monitoreo y control de la plataforma.

8.4 Sistemas de distribución de energía eléctrica. Debido a la gran diversidad de operaciones en plataformas marinas, los requerimientos de energía eléctrica varían, por lo que el tipo de distribución eléctrica se debe indicar en las bases de licitación y/o bases de diseño en particular para cada proyecto de plataforma marina. 8.4.1 Tensiones eléctricas normalizadas. 8.4.1.1 Las tensiones eléctricas que se deben emplear en instalaciones marinas son las mostradas en la tabla 1 de esta NRF.




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Tensión eléctrica nominal del sistema de distribución de energía eléctrica

V

Tensión eléctrica de servicio

V

Tensión eléctricade utilización

V

Baja tensión

1 fase 3 hilos

3 fases 3 hilos

3 fases 4 hilos Máximo Mínimo

120 127 108 115 - 220Y/127 231/133,3 198/114,3 208Y/120 - 480Y/277 504/291 432/249,4 460Y/265 480 504 432 460

Media tensión

4 160 4 368 3 744 4 000 13 800 14 490 12 420 13 200 34 500 36 225 31 050

Notas: 1) El valor máximo y mínimo de la tensión eléctrica de servicio se obtiene aplicando la tolerancia de +5 por ciento y -10 por ciento al valor de la tensión eléctrica nominal del sistema. 2) La tolerancia de +5 por ciento y -10 por ciento para obtener la tensión eléctrica de servicio, es recomendada, ya que permite disminuir la diferencia entre las bandas de tensión eléctrica (por ejemplo 120 V contra 127 V). 3) Los niveles aquí establecidos y sus tolerancias sólo aplican para niveles de tensión eléctrica sostenidos y no para fallas momentáneas que puedan resultar de causas tales como operación de maniobra, corrientes de arranque de motores o cualquier otra condición transitoria.

Tabla 1. Tensiones eléctricas normalizadas.

8.4.1.2 Las tensiones nominales para alimentar equipo en baja tensión, deben ser 127 V monofásicos, 220 V trifásicos y/o 480 V trifásicos. 8.4.1.3 Las tensiones nominales para propósitos de distribución y para alimentación de cargas en media tensión, deben ser: 4 160 V, 13 800 V o 34 500 V. 8.4.1.4 Tensiones eléctricas para motores: Deben ser las mostradas en la tabla 2 de esta NRF.

Potencia del motor Tensión del sistema

(V)

Tensión de utilización

(V) Fases Frecuencia

(Hz) kW CP

Menor de 0,75 Menor de 1 127/220 115/220 1/3 60

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

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

Mayores de 1 492 Mayores de 2 000 13 800 13 200 3 60 Nota: Cuando se tengan motores mayores de 2 000 CP, éstos pueden alimentarse a 4 160 V, cuando la fuente de alimentación soporte la corriente de arranque sin que tenga variaciones de tensión que provoquen un disturbio en la tensión de alimentación que origine una desestabilización del sistema; o que cuenten con variadores de velocidad o arrancadores suaves, mediante un estudio de costo beneficio.

Tabla 2. Tensiones eléctricas para motores.




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8.4.2 Canalizaciones eléctricas. Las canalizaciones en plataformas marinas deben cumplir con lo expuesto a continuación. 8.4.2.1 Canalización eléctrica por tubería conduit. 8.4.2.1.1 La tubería conduit a utilizar en distribución eléctrica visible debe cumplir con lo siguiente:

1) Para instalaciones en interiores que cuenten con aire acondicionado debe ser de aluminio tipo pesado, cédula 40 de acuerdo con ANSI C80.5 o equivalente y UL 6A o equivalente (incluye accesorios de instalación).

2) En instalaciones interiores que no cuenten con aire acondicionado y en áreas exteriores deben ser de aluminio tipo pesado, cédula 40 con recubrimiento exterior de PVC de 40 milésimas de pulg de espesor e interior de uretano de 2 milésimas de pulg de espesor, de acuerdo con ANSI C80.5 o equivalente y UL 6A o equivalente y deben cumplir con las pruebas requeridas para este tipo de material, como son: a) Dureza, adherencia y espesor del recubrimiento exterior de PVC. b) Dureza, adherencia y espesor del recubrimiento interior de uretano.

Lo anterior aplica también para todos los accesorios de canalización como: Curvas, coples, cajas registro, sellos, tuercas unión, con cubierta exterior de PVC e interior de uretano del mismo espesor de la tubería conduit y abrazaderas con cubierta exterior de PVC. Los accesorios como cajas de conexiones y sellos deben de contar con mangas de PVC en las entradas para mantener a los agentes corrosivos fuera del sistema conduit. 8.4.2.1.2 Instalación. La instalación de la tubería conduit y sus accesorios debe cumplir con lo aplicable indicado en el numeral 8.4.2 de la NRF-048-PEMEX-2007 y con el artículo 346 de la NOM-001-SEDE-2005, considerando exclusivamente tuberías de aluminio y con lo siguiente:

a) Para equipos instalados en interiores con aire acondicionado, sometidos a vibración o movimiento, se deben considerar coples flexibles metálicos Clase I, División 2 sin recubrimiento.

b) En el exterior o interior que no cuenten con aire acondicionado, éstos deben ser recubiertos de PVC. c) Deben cumplir con la NMX-J-264-1977.

8.4.2.2 Canalización eléctrica por medio de soportes tipo charola para conductores. 8.4.2.2.1 Debe cumplir con el numeral 8.4.3 de la NRF-048-PEMEX-2007, considerando exclusivamente los materiales para charolas siguientes:

1) Aluminio. 2) Fibra de vidrio reforzada. 3) PVC reforzado. 4) Tipo malla de acero inoxidable 316L decapado y pasivado.

8.4.3 Conductores eléctricos.

5) Los alimentadores de baja y media tensión para circuitos de fuerza y alumbrado deben dimensionarse por capacidad de conducción de corriente, caída de tensión y corto circuito.

6) El tamaño mínimo de conductores a utilizar es el siguiente:




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a) Alumbrado: 3,31 mm² (12 AWG) b) Receptáculos: 5,26 mm² (10 AWG) c) Fuerza 600 V y menor: 5,26 mm² (10 AWG) d) Media tensión: 67,4 mm² (2/0 AWG)

8.4.3.1 Capacidad de conducción de corriente.

a) Está basada en la máxima temperatura permitida por el conductor la cual está asociada directamente con las características del aislamiento. La capacidad permitida en conductores de cobre aislados hasta 2 000 V nominales para una temperatura ambiente de 30 °C y una temperatura nominal del conductor de 60 °C a 90 °C, está dada en las tablas 310-16, 310-17 y A-310-3 considerando los factores aplicables de corrección de temperatura y agrupamiento, así como la subsección 110-14(c) de la NOM-001-SEDE-2005.

b) Para cables instalados en soportes tipo charola de 2 000 V o menores y de 2 001 V o mayores, la capacidad de conducción de corriente debe cumplir con las secciones 318-11 y 318-13 de la NOM-001-SEDE-2005. Para cables de media tensión deben considerarse las tablas de capacidad de conducción de corriente números: 310-67 a la 310-86, según aplique.

8.4.3.2 Caída de tensión. 8.4.3.2.1 Debe determinarse en todos los casos en que se seleccione el tamaño del conductor. En un circuito derivado que alimente cualquier tipo de carga (fuerza, alumbrado, entre otros), la caída de tensión hasta la salida más lejana del circuito no debe exceder del 3 por ciento. Asimismo, la caída total en el conjunto de los circuitos alimentadores y derivados, no debe exceder del 5 por ciento (para los circuitos derivados ver sección 210-19(a) nota 4 y, para los circuitos alimentadores, ver subsección 215-2(b) de la NOM-001-SEDE-2005). 8.4.3.3 Métodos de alambrado para áreas clasificadas.

a) Para los métodos de alambrado de sistemas eléctricos en plataformas marinas para áreas clasificadas como Clase I, División 1 y División 2 debe ser de acuerdo a los numerales 8.2.10 y 8.2.26 de la NRF-036-PEMEX-2003, a la sección 6.4 del API RP-14F o equivalente y con la sección 501-4 de la NOM-001-SEDE-2005.

b) El alambrado de equipos en general debe cumplir con el numeral 8.14 de la NRF-048-PEMEX-2007. 8.4.3.4 Alimentadores principales en media tensión.

a) Deben ser con aislamientos clase 5, 15 y 35 kV, dependiendo de su aplicación. El aislamiento del cable y la cubierta protectora deben ser marcados a lo largo de toda su longitud y de una forma clara y permanente con el nombre del fabricante, tipo de aislamiento, sección en mm² del conductor, tensión y temperatura de operación de acuerdo a la sección 310-11 de la NOM-001-SEDE-2005, y al capítulo 9 de la NMX-J-142/1-ANCE-2009.

b) Los conductores aislados en media tensión deben identificarse por algún medio de etiquetado, fijo e imborrable, en llegadas a cuartos eléctricos y a transformadores, así como al principio y final del conductor indicando el número de circuito y servicio del conductor.

c) Los cables para 5, 15 y 35 kV deben ser de cobre, cableado concéntrico, pantalla semiconductora extruída sobre el conductor, aislamiento de Etileno-Propileno (EP) o XLP de acuerdo con el numeral 8.4.5.3 (b) de la NRF-048-PEMEX-2007.

d) En cuanto a las disposiciones generales, usos y especificaciones de construcción, los cables con armadura metálica flexible tipos: MC (Metal Clad), MC-HL (Metal Clad Hazardous Location) y deben cumplir con el artículo 334 de la NOM-001-SEDE-2005.




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8.4.3.5 Alimentadores en baja tensión.

1) Los cables de los alimentadores principales y derivados en baja tensión deben ser de cobre, cableado concéntrico, aislamiento tipo THW-LS o THHW-LS termoplástico resistente a la humedad, al calor, a la propagación de incendios, y de emisión reducida de humos y gas ácido, 75 °C ambiente húmedo y 90 °C en ambientes secos. Se permite el uso de cables con aislamiento termofijo tipo RHW, polímero sintético o de cadena cruzada resistente al calor, a la humedad y a la flama, 75 °C y RHH, polímero sintético o de cadena cruzada resistente al calor y a la flama, 90 °C.

2) Los cables de los alimentadores principales aislados en baja tensión deben identificarse por algún medio de etiquetado, fijo e imborrable, en llegadas a cuartos eléctricos y a transformadores, así como al principio y final del conductor indicando el número de circuito y servicio del conductor.

3) Los cables de los circuitos derivados aislados en baja tensión deben identificarse por algún medio de etiquetado, fijo e imborrable, indicando el número de circuito y fase.

4) Ningún conductor se debe usar de modo que su temperatura de operación supere la de su diseño para el tipo de conductor aislado al que pertenezca.

5) Cuando se indique en bases de licitación y/o bases de diseño, los cables de los alimentadores principales y derivados pueden ser cables con armadura metálica flexible tipos: MC (Metal Clad), MC-HL (Metal Clad Hazardous Location) y deben cumplir con el artículo 334 de la NOM-001-SEDE-2005. La cubierta exterior de estos cables debe ser retardante a la flama, resistente a la luz solar y a los aceites, para soportar el ambiente presente en las instalaciones petroleras marinas.

6) El código de colores del aislamiento en cables monoconductores y multiconductores en baja tensión hasta 600 V, con sección transversal hasta 33,6 mm2 (2 AWG) debe ser consistente en todo el circuito, como sigue: a) Fases (Fuerza y alumbrado):

a1) A: Negro. a2) B: Rojo. a3) C: Azul.

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

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

7) Cables mayores a tamaño 33,6 mm² (2 AWG), las 3 fases deben ser en color negro. Los cables mencionados en esta sección no son los utilizados en el alambrado interno de equipo.

8) Los cables que se instalen en el exterior sobre soportes tipo charola, deben ser resistentes a los rayos solares y aprobados para este servicio.

9) El tamaño mínimo para cables monoconductores que se instalen en un soporte continuo tipo charola, aun en tramos cortos debe ser 21,2 mm² (4 AWG), y para cables multiconductores 2,08 mm² (14 AWG). El espaciamiento entre travesaños de charolas tipo escalera para cables monoconductores menores a 53,5 mm² (1/0 AWG) y hasta 21,2 mm² (4 AWG) debe ser de 15 cm como máximo, de acuerdo a la subsección 318-3 (b) de NOM-001-SEDE-2005.

10) Los cables usados en sistemas de corriente continua mayor de 40 V en locales húmedos y para altas temperaturas, de acuerdo a NEMA Standards Publication No. HP 100.3:1991 (R2005), deben tener un aislamiento termofijo tal como EP, XLP, XLPO u otro aislamiento adecuado para esa aplicación. No se permite el uso de cables con aislamiento termoplástico como el PVC.

11) Para la alimentación de equipo portátil y luminarios, pueden utilizarse cables y cordones flexibles. 8.4.3.6 Cables control.

a) Los cables control de una instalación deben estar formados por conductores de cobre y aislamiento termoplástico a base de PVC 75 °C, 600 V, tipo D, de acuerdo a NMX-J-300-ANCE-2004. Según se




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requiera en la instalación, pueden utilizarse otros tipos de cables control con aislamientos termoplásticos o termofijos permitidos en NMX-J-300-ANCE-2004. Los conductores que integran los cables control deben tener una identificación por medio de un código de colores.

b) Cuando se indique en las bases de licitación y/o bases de diseño, los cables control pueden ser cables con armadura metálica flexible tipos: MC (Metal Clad), MC-HL (Metal Clad Hazardous Location) y deben cumplir con el artículo 334 de la NOM-001-SEDE-2005.

c) Los cables mencionados en esta sección no son los utilizados en el alambrado interno de equipo. 8.4.3.7 Ductos con barras (electroductos). 8.4.3.7.1 El uso en plataformas marinas debe restringirse, pero cuando sean requeridos como en alimentadores de secundarios de transformadores de potencia a tableros de distribución en 480 V, deben estar aprobados para uso en lugares húmedos y/o a la intemperie, construidos con material resistente a la corrosión, y cubrir las siguientes condiciones:

a) Deben cumplir con la parte A del artículo 364 de la NOM-001-SEDE-2005. b) El diseño debe contar con espacios suficientes entre las fases y tierra incluyendo los puntos de

ensamble. c) Las disposiciones generales y requisitos para la tensión eléctrica mayor a 600 V deben cumplir con lo

indicado en la parte B del artículo 364 de la NOM-001-SEDE-2005, y con la NMX-J-148-ANCE-2001 en cuanto a especificaciones y métodos de prueba.

d) Las barras deben ser de cobre electrolítico, a menos que se indique lo contrario en las bases de licitación del proyecto particular.

e) Las barras del electroducto deben estar totalmente aisladas. El diseño debe permitir que los puntos de conexión o placas estén aislados, al menos con el mismo valor de aislamiento que el sistema de las barras principales.

f) Deben instalarse a intervalos de distancia, mínimo para cada tramo, dentro del sistema de ductos, resistencias calefactores controladas por termostato, para prevenir la condensación y acumulación de humedad.

g) Debe estar marcado con los valores de corriente, tensión nominal, capacidad interruptiva y con el nombre y la marca del fabricante en forma permanente en la placa de datos.

h) El uso debe ser especificado en las bases de licitación y/o bases de diseño. 8.4.3.8 Especificación, instalación y pruebas. 8.4.3.8.1 Especificaciones de construcción.

a) Los cables de energía monoconductores o multiconductores empleados para circuitos de fuerza, con una tensión de operación de 600 V, deben cumplir con el capítulo 4 de las siguientes normas: NMX-J-010-ANCE-2005 y NMX-J-451-ANCE-2006.

b) Los cables control empleados para operación e interconexión de dispositivos de protección y señalización, así como en aplicaciones generales de control, para una tensión de operación de 600 V, deben cumplir con el capítulo 4 de NMX-J-300-ANCE-2004.

c) Los cables y cordones flexibles, deben cumplir con el artículo 400 de la NOM-001-SEDE-2005 y el capitulo 4 de NMX-J-436-ANCE-2007.

d) Los cables de energía de media tensión, deben cumplir con el capítulo 5 de NMX-J-142/1-ANCE-2009. 8.4.3.8.2 Instalación.

a) 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




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valores máximos de tensión de jalado, radio mínimo de curvatura y presiones laterales. También se deben listar y describir los equipos y dispositivos a utilizar en la instalación.

b) Los cables se deben instalar conforme a los artículos, secciones y partes siguientes de la NOM-001-SEDE-2005: 318-8, 318-9, 318-10, 333 parte B, 334 parte B y las recomendaciones de la sección 12.5, 12.6, 12.7, 12.8 y 12.9 de IEEE-141 o equivalente y de las recomendaciones de IEEE 576 o equivalente.

c) Radio mínimo de curvatura. El radio de curvatura mínimo, referido a la superficie interna del cable, no al eje central del mismo debe ser de acuerdo a la tabla 3 de esta NRF.

Tensión Radio de curvatura

5, 15 y 35 kV con pantalla 12 D

600 V (monoconductor, control y multiconductor)

4 D (para cables de 25,4 mm de diámetro exterior y menor)

5 D (para cables de 25,4 a 50,8 de mm diâmetro exterior)

6 D (para cables de 50,81 de mm diámetro exterior y mayor)

D= diámetro exterior del cable

Tabla 3. Radio de curvatura mínimo de cables.

8.4.3.8.3 Pruebas a cables.

1) Pruebas en fábrica. a) Para cables monoconductores y/o multiconductores para instalaciones hasta 600 V, deben cumplir

con el capítulo 8 de NMX-J-010-ANCE-2005 y con el capítulo 6 de NMX-J-451-ANCE-2005. b) Para cables monoconductores de media tensión, deben cumplir con el capítulo 6 de NMX-J-142/1-

ANCE-2009. c) Para cables control, deben cumplir con el capítulo 6 de NMX-J-300-ANCE-2004. d) Para cables y cordones flexibles, con el capítulo 5 de NMX-J-436-ANCE-2007.

2) Pruebas en campo a cables de energía. Al terminar la instalación, se deben hacer las pruebas descritas en el numeral 8.4.5.5 de la NRF-048-PEMEX-2007. 8.4.3.9 Distribución eléctrica submarina. La energía eléctrica requerida por alguna plataforma periférica puede ser suministrada desde otra plataforma, para lo cual es necesario el tendido de cables alimentadores en el lecho marino. 8.4.3.9.1 Trayectoria. Los cables submarinos instalados en el lecho marino deben ir enterrados en una trinchera de 1 m de profundidad, hasta que se alcance 10 m de calado en zonas de arena, o estar protegidos con medias cañas de material resistente a la corrosión y de suficiente resistencia mecánica en zonas de roca. 8.4.3.9.2 Empalmes. En la instalación de cables eléctricos submarinos, en su tramo marino, no deben tener empalmes.




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8.4.3.9.3 Protección. La armadura del cable debe diseñarse para soportar adecuadamente los esfuerzos mecánicos a que está sujeto el cable eléctricos durante su instalación y operación. La armadura debe estar protegida contra la corrosión para cumplir adecuadamente su función durante la vida útil del cable. 8.4.3.9.4 Cruzamientos submarinos.

a) 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.

b) En caso de requerirse ocupar el cable submarino para disponer de servicios adicionales (fibra óptica, tuberías para transporte de fluidos no combustibles), estos deben ser considerados en su diseño para no poner en riesgo la función principal del cable eléctrico que es transporte de energía eléctrica.

c) La trayectoria del conductor submarino no debe atravesar zonas de anclaje de embarcaciones. d) Cuando la trayectoria del cable submarino tenga que atravesar ductos instalados sobre el lecho marino,

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

8.4.3.9.5 Construcción del cable.

1) El conductor debe ser de cobre, redondo, cableado concéntrico compacto, clase B o C, el tipo de aislamiento debe ser EPR, de acuerdo a la sección 4 de ICEA S-93-639/NEMA WC74 o equivalente. Debe ser hermético al agua, el cobre debe ser de acuerdo a los requerimientos de ASTM B3, B8 y B496 o equivalente, según aplique. Debe estar equipado con una malla metálica preformada de acero galvanizado, con diámetro, distribución, esfuerzo a la tensión, elongación, torsión, peso del recubrimiento del zinc y adherencia, de acuerdo con las secciones 7.2, 7.3.5, 7.3.6 y demás aplicables de NEMA WC74 o equivalente.

2) El cable 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 cables de energía y de comunicaciones. 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) Características del lecho marino.

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

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

excavación de la trinchera. c) Existencia de obstáculos en la ruta del cable (tuberías, otros cables, depósitos minerales). d) Número de cables o circuitos, incluyendo la posibilidad de cables de reserva.




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

calibración y reemplazo de componentes, así como para la reparación de cables submarinos. 8.4.3.9.7 Pruebas.

1) El proveedor debe entregar un protocolo de pruebas de aceptación e inspección. 2) Debe estar sujeto a pruebas de aceptación por PEP. La aceptación final del cable debe ser al pasar

satisfactoriamente las siguientes pruebas: a) Pruebas de construcción (verificar que el cable cumpla con los requerimientos de la especificación

particular, requerimientos de construcción y dimensionamiento). b) Prueba de continuidad eléctrica y resistencia en los conductores de potencia y comunicaciones. c) Prueba de continuidad eléctrica y resistencia en las pantallas. d) Prueba de resistencia de aislamiento. e) Pruebas de potencial aplicado. f) Prueba de continuidad eléctrica en la armadura metálica. g) Prueba de continuidad y atenuación en la fibra óptica, cuando el cable sea suministrado con ésta. h) Prueba de resistencia a las descargas parciales, de acuerdo con ICEA S-93-639/NEMA WC74 o

equivalente. 8.4.4 Protección de circuitos. 8.4.4.1 Los componentes de los sistemas de distribución eléctrica deben protegerse contra sobrecorriente (por sobrecarga y/o cortocircuito) de acuerdo a las características particulares del equipo, según el artículo 240 de la NOM-001-SEDE-2005, a fin de evitar daños al sistema. 8.4.4.2 Los dispositivos de protección de circuitos deben coordinarse con los dispositivos localizados arriba y debajo de un punto de referencia del sistema eléctrico para proporcionar selectividad, de manera que cuando ocurra una falla de sobrecorriente (por sobrecarga y/o cortocircuito) sólo abra el dispositivo de protección inmediatamente arriba del punto de falla. 8.5 Sistemas de alumbrado. 8.5.1 Alumbrado para servicio normal.

a) La iluminación en instalaciones de plataformas marinas tiene como objetivo proporcionar seguridad al personal de operación y asegurar un trabajo efectivo y eficiente. En esta sección se tratan los niveles de iluminación, así como la selección de los luminarios.

b) Para criterios y definiciones de alumbrado, ver numeral 8.12.1 en la NRF-048-PEMEX-2007. c) Los métodos de cálculo y criterios de diseño para determinar la iluminación en áreas interiores y

exteriores de una plataforma, deben ser de acuerdo a lo aplicable del numeral 8.12.2 de la NRF-048-PEMEX-2007.




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8.5.1.1 Niveles de iluminación.

a) El sistema de alumbrado debe ser diseñado para proporcionar la cantidad y calidad de iluminación requerida en las diversas áreas que conforman las plataformas marinas. Se debe cumplir con un nivel de iluminación horizontal (o vertical según sea el caso) sobre el plano de trabajo en base al tipo de actividad a desarrollar en dicha área, así mismo el sistema de alumbrado debe tener la capacidad de evitar el deslumbramiento directo o reflejado con el fin de evitar la fatiga visual.

b) Los valores deben ser los indicados en la tabla 4 de esta NRF. Las áreas no incluidas deben cumplir con los indicados en el capítulo 7 de la NOM-025-STPS-2008.

c) Para el alumbrado de emergencia los niveles de iluminación para seguridad del personal deben ser los indicados en la tabla 5 de esta NRF.

Área Intensidad de Iluminación (Luxes)

Oficinas generales 500

Oficinas área de escritorio 700

Cuartos de recreo 300

Dormitorios generales 200

Dormitorios literas individuales 700

Pasillos y escaleras interiores 100

Pasillos y escaleras exteriores 20

Baños 100

Espejo de baño 500

Comedores 300

Cocinas, general 500

Fregaderos y mostradores en cocinas 1000

Cuarto de control eléctrico 300

Despensas y gabinetes de servicio 50

Cuarto de congelación y refrigeración 50

Cuarto de televisión 300

Área general de trabajo/ talleres en general 700

Talleres y áreas con tareas de precisión 1000 Área general de edificios de compresores, bombas y generadores 300

Frente de tableros 100

Áreas del cabezal (boca) de pozos 50

Áreas de cubiertas a la intemperie 50

Puertas de acceso 50

Tabla 4. Niveles mínimos de iluminación para trabajos de eficiencia visual.




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Área Intensidad de Iluminación (Luxes)

Escaleras 20 Oficinas 10 Cuarto de generadores o compresores 50 Cuarto de control eléctrico 50 Cuarto de instrumentos 60 Áreas exteriores 5 Pasillos 10 Puerta de entrada 10

Tabla 5. Niveles mínimos de iluminación para seguridad del personal (alumbrado de emergencia).

8.5.1.2 Selección de luminarios.

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

2) Utilización de los luminarios. a) Fluorescentes – Se deben seleccionar para sistemas de alumbrado de tipo interior, los siguientes:

a1) Lámparas fluorescentes de doble base (lineales) con eficacia igual o mayor a 70 lm/W. a2) Lámparas fluorescentes de una sola terminal (compactas y tipo U) con eficacia igual o mayor

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

establecido en la NOM-017-ENER/SCFI-2008. a4) Los balastros de las lámparas fluorescentes deben ser electrónicos, de alto factor de

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

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

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

3) Los luminarios para uso general para interiores y exteriores deben cumplir con los requisitos de seguridad, marcado, construcción, alambrado y pruebas indicados en la NOM-064-SCFI-2000, según su campo de aplicación. Los de uso general para interiores con la NMX-J-307-ANCE-2004. Para áreas clasificadas deben cumplir con la NMX-J-359-ANCE-1997 y en adición para aquellas localizadas en áreas Clase I, lo aplicable de la subsección 501-9(a) (b) de la NOM-001-SEDE-2005.

4) Las especificaciones de los luminarios fluorescentes para alumbrado general deben cumplir con la NMX-J-295-ANCE-1999; las especificaciones de seguridad de los luminarios de descarga (excepto las fluorescentes) con IEC 62035: 2003 y los requerimientos de diseño de los reflectores con NOM-064-SCFI-2000 y NMX-J-307-ANCE-2004.

5) Si se requiere otro tipo de luminarios que sean adecuados para uso en plataformas marinas para un proyecto o instalación particular, deben ser indicados en las bases de licitación y/o bases de diseño.

6) A fin de contar con una seguridad funcional en ambientes salinos, se deben considerar los siguientes factores en la selección de luminarios para plataformas marinas. a) Materiales resistentes a la humedad y corrosión por ambiente salino.




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b) Los luminarios para uso exterior deben contar con recubrimiento exterior de PVC y recubrimiento interior de uretano para protección contra la corrosión y estar certificadas para tal aplicación.

c) Tornillos con tuerca o cualquier otro fijador deben ser de acero inoxidable. 7) La potencia de la lámpara en áreas clasificadas debe seleccionarse para no rebasar el 80 por ciento de

la temperatura mínima de auto ignición de las sustancias presentes en el medio ambiente. 8.5.1.3 Instalación y métodos de prueba de luminarios.

a) La instalación de sistemas de alumbrado debe cumplir con el artículo 410 y la sección 501-9 de la NOM-001-SEDE-2005.

b) Los luminarios deben instalarse en áreas de fácil acceso al personal de mantenimiento. c) Los luminarios 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 de acuerdo a lo indicado en la NRF-036-PEMEX-2003 y deben estar localizadas de tal manera que den una distribución de alumbrado uniforme e iluminación eficiente.

d) Todos los luminarios para áreas peligrosas (clasificadas) deben estar protegidas contra daños físicos por una guarda apropiada.

e) El alumbrado interior en áreas específicas cerradas (cuartos de control eléctrico, cuarto de instrumentos, cuartos de generación, oficinas, entre otros) deben controlarse por medio de apagadores. El alumbrado interior de pasillos, sanitarios generales, cuartos habitacionales, debe controlarse por medio de sensores de presencia.

f) 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, más un 20 por ciento adicional para carga futura.

g) Todos los luminarios para áreas clasificadas deben tener en su placa marcado su “número de identificación” de acuerdo a la tabla 500-5(d) de la NOM-001-SEDE-2005.

h) Para interconexiones de luminarios, el aislamiento de los conductores debe ser como mínimo 75 °C en ambiente húmedo.

i) En áreas sujetas a vibración, para amortiguar ésta y aumentar la vida de la lámpara, en luminarios tipo colgante deben usarse soportes con colgadores flexibles tipo amortiguados.

j) Para áreas exteriores y en talleres los luminarios instalados en techo, paredes, colgantes y en poste, se deben suministrar con globo para cualquier altura, y para alturas menores de 6 m deben instalarse con guarda.

k) Se debe considerar el efecto estroboscópico propio de las lámparas fluorescentes y de alta intensidad de descarga antes de instalar estos dispositivos en áreas con equipo rotatorio. El efecto puede ser disminuido conectando los luminarios del mismo cuarto en dos o más fases.

l) Las especificaciones y métodos de prueba de las lámparas fluorescentes para alumbrado general deben cumplir con la NMX-J-295-ANCE-1999. Los métodos de prueba de las lámparas de aditivos metálicos deben cumplir con NMX-J-547-ANCE-2005.

8.5.2 Alumbrado de emergencia.

a) El alumbrado de emergencia es una instalación diseñada para entrar en funcionamiento si ocurre una falla en el suministro normal de energía eléctrica.

b) Este sistema debe servir para la evacuación del personal y para iluminar los controles del sistema de paro de la plataforma. Se debe alimentar de un sistema de fuerza ininterrumpible (SFI) o con equipo unitario de acuerdo con la subsección 700-12(e) de la NOM-001-SEDE-2005, con un tiempo de respaldo mínimo de 1,5 h. Debe proporcionar una iluminación de acuerdo a la tabla 5 de esta NRF, que permita al personal la seguridad para transitar por las diversas áreas (principalmente en las cubiertas




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exteriores y en áreas con tableros de instrumentos), y para evitar que el personal sufra daños por el manejo de equipo al carecer de iluminación.

c) El alumbrado de emergencia en interiores debe ser a través de luminarios fluorescentes y ser alimentado por un sistema de fuerza ininterrumpible o por paquetes de baterías en la propia luminaria.

d) El alumbrado de emergencia exterior se debe aplicar en pasillos, escaleras, puentes de comunicación y todas aquellas áreas donde se tengan instalados equipos electromecánicos y/o de proceso. Este sistema debe estar formado por luminarios de aditivos metálicos y/o luminarios fluorescentes y ser alimentados por un sistema de fuerza ininterrumpible.

e) Las especificaciones de construcción y marcado de los luminarios para alumbrado de emergencia deben cumplir con las secciones 22.5 y 22.6 de IEC 60598-2-22 y UL-924 o equivalente.

8.5.2.1 Instalación y métodos de prueba de luminarios de emergencia.

a) El alumbrado de emergencia debe cumplir con lo aplicable de la parte D y E del artículo 700 de la NOM-001-SEDE-2005.

b) 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 y unidades de alumbrado.

c) El alambrado y métodos de prueba de los luminarios para alumbrado de emergencia deben cumplir con las secciones 22.10, 22.12 y 22.20 de IEC 60598-2-22: 2002 y/o lo aplicable de la NMX-J-307-ANCE-2004.

8.6 Sistemas de señalización para ayuda a la navegación y helipuertos. 8.6.1 Generalidades. Con el objeto de prevenir choques de las embarcaciones contra las plataformas marinas; en las plataformas se debe contar con un sistema de ayuda a la navegación, señales de niebla (audibles), así como una señalización apropiada para el ascenso y descenso de helicópteros. 8.6.2 Luces de ayuda a la navegación.

1) Las plataformas marinas deben contar con un sistema de luces de ayuda a la navegación y cuando se requiera, previo análisis de riesgo, debe instalarse señales de niebla.

2) El sistema de ayuda a la navegación debe cumplir las recomendaciones de IALA (International Association of Marine Aids to Navigation and Lighthouse Authorities) siguientes: E-108, E-109, O-114, IALA GUIDELINE No. 1039 y la referencia CFR 33 parte 67 del U. S. Coast Guard (USCG) o equivalente.

3) Se definen tres clases de equipo, basadas en la distancia a la costa. a) Equipo clase A, para estructuras con distancias mayores de 22 km (12 millas) de la costa. b) Equipo clase B, para estructuras a una distancia de 22 km (12 millas) de la costa. c) Equipo clase C es requerido en plataformas ubicadas sobre la costa.

4) Las plataformas con equipo clase C deben tener únicamente luces de ayuda a la navegación, las de equipo clases A y B requieren luces de ayuda a la navegación y señales de niebla. Los equipos clases C, B y A deben ser visibles a aproximadamente 1,85 km (1 milla), 5,55 km (3 millas) y 9,25 km (5 millas), respectivamente.

5) Las luces y señales de niebla del equipo de ayuda a la navegación deben ser de bajo mantenimiento y activadas por energía solar, adecuadas para la clasificación de áreas peligrosas en donde se localicen y resistentes al ambiente marino y salino, aprobadas por una entidad reconocida por la ema (entidad mexicana de acreditación).

6) Las luces de ayuda a la navegación y las señales de niebla deben ser alimentadas por una fuente independiente, incluyendo fuentes auxiliares según sea necesario. A menos que en las bases de




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licitación se especifique lo contrario, dicha fuente debe estar compuesta por un banco de baterías de Ni- Cd de 12 ó 24 V c.c., activadas por energía solar. La autonomía del banco de baterías debe ser mínimo de 4 días (96 h) para una plataforma habitada, y de 5 días (120 h) para una plataforma periférica o plataforma deshabitada.

7) Los circuitos del sistema de ayuda a la navegación deben cumplir con las siguientes consideraciones: a) El tamaño de los conductores debe ser calculado para una caída de tensión máxima del 2,5 por

ciento en cualquier lámpara o bocina. b) Se debe optar por un sistema en anillo o radial, a fin de minimizar la caída de tensión

proporcionando mayor seguridad comparado con otros sistemas. c) No se permiten empalmes.

8) El número de luces de ayuda a la navegación requerido se basa primordialmente en las dimensiones de la plataforma o estructura, como se indica a continuación: a) Estructuras que tengan una dimensión horizontal máxima de 9 m o menores en cualquier lado o en

diámetro, deben tener una luz de ayuda a la navegación visible a 360° (omnidireccional). b) Estructuras que tengan una dimensión horizontal mayor de 9 m pero menor de 15 m en cualquier

lado o en diámetro, deben tener dos luces de ayuda a la navegación localizadas en esquinas diagonalmente opuestas o separadas 180°; cada luz con lentes de 360° (omnidireccionales).

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

d) En la tabla 6 de esta NRF se indican los valores de alcance (rango), color de la señal e intermitencia requerida para las diferentes clases de plataformas en el Golfo de México.

Clasificación Color de la señal Rango km (millas náuticas)

Destellos por minuto*

Clase A Blanco 9,25 (5) 60

Clase B Blanco 5,55 (3) 60

Clase C Rojo o blanco 1,850 (1) 60

Nota: * O carácter de destello Letra Morse “U” cada 15 s.

Tabla 6. Requerimientos para luces de ayuda a la navegación en plataformas marinas fijas.

9) Las luces de ayuda a la navegación deben operar todo el tiempo dentro de las horas de la puesta de sol y el amanecer, tiempo local (nublado), se debe instalar desde la etapa de construcción de la estructura.

10) A menos que se indique lo contrario en las bases de licitación, el equipo de luces de ayuda a la navegación debe incluir lo siguiente: a) Linterna de señal marina para operar en 12 ó 24 V c.c., con lámpara y destellador cambia lámparas

de seis posiciones, o con arreglo de unidades tipo LED, con base de fibra de vidrio y lente fresnel color claro.

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

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

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




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8.6.3 Señales de niebla.

1) Se debe instalar una señal audible a menos que la estructura esté cercana a otras plataformas y envuelta por el sonido de las señales en las mismas, de modo que no represente un peligro a la navegación.

2) Deben tener un rango de alcance y operar a los valores indicados en la tabla 7 de esta NRF. 3) Deben localizarse en la estructura de tal modo que el sonido producido se escuche a 360° en un plano

horizontal en todos los rangos, incluidos en la tabla 7de esta NRF. 4) Deben estar disponibles continuamente, sin importar la visibilidad, operados por un dispositivo detector

de niebla capaz de activar la señal cuando la visibilidad en cualquier dirección se reduzca al valor requerido en la tabla 7 de esta NRF.

Clasificación Rango audible km (millas náuticas)

Operación con visibilidad menor a km (millas náuticas)

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

Tabla 7. Requerimientos para señales de niebla audibles en plataformas marinas fijas.

5) La señal audible debe cumplir con lo siguiente:

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

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

modelo designado, el rango aprobado y la potencia necesaria para cumplir con el rango requerido en la tabla 7 de esta NRF.

8.6.4 Instalación del sistema de ayuda a la navegación.

1) Donde las dimensiones generales de una estructura requieran la instalación de dos o más luces de ayuda a la navegación, éstas deben estar montadas en el mismo plano horizontal.

2) Las luces de ayuda a la navegación deben ser de la potencia luminosa suficiente para ser visibles a la distancia indicada en la tabla 6 de esta NRF y que permitan ser visibles al marinero, sin importar el ángulo, desde una distancia de 15 m de la estructura, si lo permite la visibilidad atmosférica.

3) El sistema de ayuda a la navegación se debe instalar en el primer nivel de la plataforma (15,850 ó 19,100 m.s.n.m).

4) La señal audible se debe instalar en el mismo gabinete de soporte (rack) de una de las luces del sistema de ayuda a la navegación y en el mismo nivel de estas.

5) Donde sea requerida la instalación de más de una luz de ayuda a la navegación o señal de niebla, éstas deben sincronizarse para destellar o sonar al unísono de acuerdo con el plano de referencia.

8.6.5 Pruebas del sistema de ayuda a la navegación. El proveedor debe entregar un protocolo de pruebas, el cual debe estar sujeto a la aprobación por parte de PEP. 8.6.5.1 Pruebas en fábrica - Las siguientes pruebas deben aplicarse al equipo de ayuda a la navegación en las instalaciones del fabricante:




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

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

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

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

8.6.6 Señalización de helipuertos.

a) Los requerimientos para la iluminación de helipuertos destinados a usarse de noche y en condiciones de mala visibilidad, deben proveer una señal luminosa de identificación que lo haga fácilmente distinguible de otras configuraciones luminosas que pueden producir confusión.

b) El sistema de iluminación debe incluir la iluminación de la zona de toma de contacto, un indicador de dirección de viento iluminado (cono de viento) y luces perimetrales de uso nocturno.

8.6.6.1 Luces perimetrales de uso nocturno.

a) Se deben proveer ayudas luminosas conforme, a 5.3.3 (e) del Manual de Helipuertos de la OACI y 5.3.8 del Anexo 14 “Al Convenio sobre Aviación Civil Internacional” volumen II: Helipuertos, que lo hagan fácilmente distinguible de otras configuraciones luminosas que puedan producir confusión.

b) Para uso nocturno, las luces del perímetro del helipuerto deben servir para delinear la cubierta de aterrizaje. Las obstrucciones que no son obvias se deben marcar con luces rojas omnidireccionales, los obstáculos indicadores de dirección de aterrizaje y de viento deben iluminarse también.

c) Una fuente de alimentación de emergencia debe proporcionar la energía al alumbrado del perímetro de la cubierta de aterrizaje, a las luces de obstrucción, así como al alumbrado a lo largo de las rutas de acceso y de salida del helipuerto.

d) Las luces de la cubierta de aterrizaje deben estar por fuera de la cubierta de aterrizaje y no extenderse más de 0,15 m sobre la superficie de la cubierta. Ser protegidas con guarda, no tener ningún cable expuesto y localizadas de tal modo que no constituyan una obstrucción. Cualquier luminaria instalada dentro de la cubierta de aterrizaje debe ser montada al ras del piso.

8.6.6.2 Luces de obstrucción rojas omnidireccionales.

a) Se deben colocar unidades de alumbrado de obstrucción en las partes más elevadas de las plataformas, como en helipuertos, torre de telecomunicaciones, grúas y torre de perforación.

b) Se deben instalar unidades dobles con foco incandescente o unidades tipo LED de al menos 1 300 lúmenes, operadas por un relevador de transferencia, con el objeto de que en caso de falla de una unidad otra quede en operación. Las cubiertas de vidrio deben ser de color rojo y el circuito debe alimentarse de un tablero de emergencia y controladas por fotocelda.




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8.6.6.3 Iluminación del indicador de dirección de viento (Cono de viento).

a) Debe cumplir con 8.1.4.11 de la NRF-174-PEMEX-2007. b) El indicador, cono de viento en un helipuerto destinado al uso nocturno debe iluminarse. La iluminación

no debe representar un peligro para el vuelo. c) El cono de viento iluminado debe suministrarse con una luz de obstrucción omnidireccional y cuatro

reflectores para iluminar la manga. d) El cono de viento debe montarse sobre un poste abatible (embisagrado) que permita a la manga y los

luminarios bajarlos para mantenimiento. 8.7 Sistema de puesta a tierra.

a) Todas las instalaciones en plataformas marinas de PEP deben contar con un sistema general de puesta a tierra para protección del personal, equipo e instalaciones contra choques eléctricos, descargas atmosféricas y corrientes de falla.

b) El sistema general de puesta a tierra debe incluir la conexión a tierra del neutro del sistema eléctrico, la conexión a tierra de los neutros de los generadores, la conexión a tierra de gabinetes de equipo eléctrico, así como la conexión a tierra de estructuras y partes metálicas no portadoras de corriente eléctrica.

c) La puesta a tierra de sistemas, de circuitos, equipos, canalizaciones y cubiertas metálicas de cables, debe ser permanente y continua; los elementos que la constituyan deben ser de una capacidad suficiente para conducir las corrientes de falla, y con la impedancia suficientemente baja tanto para limitar el potencial a tierra, como para facilitar la operación de los dispositivos de protección.

d) Debido a la baja impedancia que ofrece el acero de las piernas de la plataforma, éstas se consideran como electrodos de puesta a tierra. El puente de unión principal de cada sistema debe estar conectado a 3 m sobre el nivel de pasillos de muelles en cada pierna que se esté considerando como electrodo principal.

e) El diseño del sistema general de puesta a tierra debe cumplir con lo indicado en la NOM-022-STPS-2008 y con el artículo 250 de la NOM-001-SEDE-2005 y las consideraciones expuestas en el numeral 8.11.1 (k)(l)(m)(n)(o)(p)(r)(s)(t)(v) de NRF-048-PEMEX-2007.

f) Los materiales para los sistemas de puesta a tierra deben cumplir con la NRF-070-PEMEX-2004. 8.7.1 Conexión de puesta a tierra del sistema eléctrico.

a) Todos los generadores, transformadores y otros sistemas derivados separados que alimenten directamente cargas monofásicas que utilicen un neutro, deben tener sus neutros sólidamente aterrizados.

b) La puesta a tierra de los neutros de los sistemas eléctricos de PEMEX debe cumplir con el numeral 8.11.1 (b) de la NRF-048-PEMEX-2007.

c) La conexión de neutros se debe realizar con conductores de cobre aislados que tengan el mismo nivel de aislamiento que la tensión de fase del sistema a aterrizar.

d) Los circuitos secundarios de transformadores de corriente y potencial deben ser puestos a tierra, donde los devanados del primario estén conectados a 300 V o más con respecto a tierra.

e) La puesta a tierra de sistemas y circuitos de 600 V y mayores debe estar de acuerdo a las secciones 250-151 a 250-153 de la NOM-001-SEDE-2005.

f) Los sistemas de corriente continua de dos y tres conductores que suministren energía a instalaciones de utilización deben conectarse a tierra y cumplir con la sección 250-3 de la NOM-001-SEDE-2005.




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8.7.2 Conexión de puesta a tierra de equipos.

a) La puesta a tierra de equipo en plataformas marinas es de particular importancia, debido a que el personal que se encuentra en contacto con la estructura metálica presenta una trayectoria de baja impedancia a tierra. Además, la humedad y el ambiente salino contribuyen a que se degraden los aislamientos de equipo eléctrico, con la posibilidad de corrientes de fuga en la superficie de los aisladores y dispositivos similares.

b) Todo equipo o dispositivo eléctrico debe ser conectado al sistema general de puesta a tierra, además, estructuras de acero tales como: cuartos de control eléctrico, cuartos de control de instrumentos, módulos habitacionales, patines y recipientes, así como, equipos dinámicos accionados por motor eléctrico. Para asegurar una buena conexión a tierra, debe tomarse la precaución de tener completamente libre de capas de pintura y anticorrosivo las partes de contacto de los miembros estructurales y/o equipo. El proveedor, contratista o prestador de servicios debe aplicar métodos para prevenir la corrosión galvánica entre materiales en los puntos de conexión.

c) Entre las secciones de charolas metálicas para cables se debe mantener continuidad eléctrica mediante el uso de placas de unión o un cable de cobre desnudo.

d) Las partes metálicas expuestas, no conductoras de corriente de equipo eléctrico portátil deben ser puestas a tierra a través de un conductor en el cable de puesta a tierra del equipo.

e) El valor de la resistencia de la red general de tierras no debe ser mayor de 10 Ohms en plataformas y áreas de proceso.

f) Para los sistemas electrónicos se debe diseñar una red de tierras independiente, interconectando la barra aislada de cobre localizada en el cuarto de control de instrumentos, con cable aislado tamaño 67,43 mm² (2/0 AWG), con aislamiento color verde, directamente al electrodo de tierra de forma independiente al sistema general de tierras, del sistema de protección contra descargas atmosféricas y del sistema de tierras de neutros.

g) Al completar la instalación, se deben realizar pruebas para verificar que todos los envolventes de los equipos, motores, tableros, estaciones de botones y receptáculos estén conectados a la red general de puesta a tierra, con cable de cobre desnudo o con aislamiento color verde, tamaño 33,62 mm² (2 AWG).

8.7.2.1 Electrodos de puesta a tierra.

1) Es muy importante que de acuerdo a la subsección 250-26(c) de la NOM-001-SEDE-2005, los electrodos de puesta a tierra de los sistemas eléctricos deben estar accesibles y preferentemente en la misma zona del puente de unión principal del sistema.

2) De acuerdo a la sección 250-81 de la NOM-001-SEDE-2005, el sistema de electrodos de puesta a tierra se forma interconectando todos los sistemas de puesta a tierra, que en plataformas marinas son los siguientes: a) Red del sistema general de puesta a tierra - La malla consiste de un circuito cerrado formado con

cable de cobre desnudo o con aislamiento color verde, tamaño 67,43 mm² (2/0 AWG), que rodea cada uno de los niveles de la plataforma. Esta malla debe conectarse directamente a las columnas principales de la estructura de la plataforma marina. Todas las mallas de los diferentes niveles de la plataforma deben estar conectadas a las columnas principales de la estructura de la plataforma marina.

b) Red de protección contra descargas atmosféricas -El sistema de protección contra descargas atmosféricas, debe diseñarse con terminales aéreas interconectadas entre sí con cable de cobre desnudo, toroidal, tamaño 67,43 mm² (2/0 AWG), como mínimo, y dos bajadas opuestas a las piernas de la plataforma, que funcionan como electrodos de puesta a tierra.

c) Red de tierras aisladas para instrumentación - Este sistema interconecta una barra de cobre aislada de la pared del cuarto de instrumentación, donde se conectan todas las tierras de los diferentes equipos de instrumentación, con un cable con aislamiento color verde, tamaño 67,43 mm² (2/0 AWG), se conecta directamente a una pierna de la plataforma que funciona como




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electrodo. Esta tierra aísla todos los ruidos de campos magnéticos que perturban la precisión de la instrumentación.

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

8.7.2.2 Conductores de la red de tierras.

a) El conductor de tierra que se conecta al electrodo de puesta a tierra (pierna de acero de la plataforma) debe ser de cobre, trenzado desnudo o aislado tamaño mínimo de 67,43 mm² (2/0 AWG).

b) Los conductores de puesta a tierra deben protegerse si están expuestos a daños mecánicos y ser eléctricamente continuos, desde el punto de unión a las cubiertas o equipos hasta el electrodo de puesta a tierra.

c) La conexión entre el conductor de puesta a tierra, los puentes de unión y los tubos, gabinetes o equipos que requieran ser puestos a tierra, debe ser por medio de conectores del tipo compresión o mecánicos de cobre. Para la sujeción del conductor de puesta a tierra se deben usar abrazaderas u otros accesorios semejantes.

d) Para la protección mecánica del cable de conexión a tierra que cruza la placa o rejilla del nivel donde está instalado el equipo se debe usar un tramo de tubo conduit con monitores en ambos extremos o un cople de acero galvanizado con un conector glándula. El conduit y el cable de conexión a tierra no deben obstruir la circulación en áreas de trabajo.

e) Se permite el uso de cables de cobre desnudo que cumplan con NMX-J-012-ANCE-2008, cables con aislamiento termoplástico tipo THW-LS o THHW-LS que cumplan con NMX-J-010-ANCE-2005, o cables con aislamiento termofijo tipo RHH o RHW que cumplan con NMX-J-451-ANCE-2005.

8.7.2.3 Conexión del electrodo a tierra. La puesta a tierra de los elementos del sistema y equipos que deben ser conectados al electrodo de puesta a tierra, debe hacerse a través de un solo conductor. La conexión eléctrica del conductor de puesta a tierra al electrodo debe ser del tipo mecánico a compresión, en casos que tenga que removerse el equipo por maniobras de mantenimiento, se deben especificar conectores mecánicos con zapatas. 8.7.2.4 Conductores de puesta a tierra de equipo.

a) Debe cumplir con la sección 250-95 de la NOM-001-SEDE-2005. b) El tamaño nominal de los conductores para la puesta a tierra de equipos no debe ser menor a los

indicados en la tabla 250-95 de la NOM-001-SEDE-2005. c) Se permite el uso de cables de cobre con aislamiento termoplástico tipo THW-LS o THHW-LS que

cumplan con NMX-J-010-ANCE-2005, o cables con aislamiento termofijo tipo RHH o RHW que cumplan con NMX-J-451-ANCE-2005.

8.8 Sistemas de corriente continua.

a) Los sistemas de corriente continua de 125 V se emplean para la alimentación a los mecanismos de cierre y disparo de interruptores de media y baja tensión, tableros de alarmas y la protección por relevadores del sistema eléctrico. Los sistemas de corriente continua de 24 V se emplean en los sistemas de control e instrumentación de las plataformas.

b) Los sistemas de corriente continua de 125 V y/o de 24 V son constituidos por transformador de aislamiento, rectificador-cargador (100 por ciento redundante), banco de baterías, e interruptor de transferencia.




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c) El cargador de baterías se debe alimentar en 220 ó 480 V c.a. desde un tablero de cargas de emergencia, un segundo alimentador se debe alimentar en 220 ó 480 V c.a. desde un tablero de servicio normal.

d) La especificación del cargador y banco de baterías debe cumplir con los requerimientos de la NRF-196-PEMEX-2008.

8.9 Requerimientos de equipo eléctrico. 8.9.1 Turbogenerador.

a) La selección y características de construcción, operación, instalación, protección, instrumentación y control del generador accionado por turbina de gas deben cumplir con los requerimientos de NRF-238-PEMEX-2009.

b) El tipo de generador debe ser de campo giratorio, sin escobillas para eliminar todos los arqueos en los contactos y reducir los requerimientos de mantenimiento.

c) La Clase de aislamiento debe ser F, con elevación de temperatura Clase B, a temperatura ambiente del aire de 313,1 K (40 °C).

d) El aislamiento eléctrico (dieléctrico) en las bobinas, tanto del rotor como del estator, debe ser diseñado para resistir el ambiente húmedo salino.

e) El generador debe ser capaz de soportar durante 1 minuto una sobrecarga momentánea, con la excitación ajustada para carga nominal de acuerdo a lo señalado en la sección 32.7 de NEMA MG-1 o equivalente. La capacidad de sobrecarga y el exceso ocasional de corriente se indican en la sección 32.8 y 32.9 de NEMA MG 1 o equivalente.

f) Deben considerarse calentadores de espacio para ayudar a mantener secos los devanados cuando el generador no esté en operación.

g) En estaciones generadoras con dos o más unidades destinadas a operar en paralelo, los interruptores de cada generador deben tener bloqueos mecánicos y/o eléctricos para prevenir accidentes por conexiones en paralelo fuera de fase. Asimismo, cada unidad debe suministrarse con un relevador de inversión de potencia para detectar cuando el signo de la potencia sea inverso del normal y que los interruptores desconecten al generador en el caso de un flujo de potencia inverso.

h) Si se van a operar en paralelo generadores no similares, se debe realizar una evaluación especial de la geometría de los devanados, además de consultar con el fabricante para efectos de compatibilidad de los equipos.

8.9.2 Microturbinas y celdas fotovoltaicas.

a) Para plataformas marinas deshabitadas, el sistema de generación puede ser a base de celdas fotovoltaicas o de microturbinas.

b) La especificación de los sistemas fotovoltaicos y de generación a base de microturbinas, deben cumplir con los requerimientos de los numerales 8.8 y 8.9 de NRF-224-PEMEX-2009.

8.9.3 Moto-generadores.

a) El motor debe ser diesel turbo-cargado, enfriado por circuito cerrado a base de refrigerante-aire, intercambiador de calor tipo panel automotriz, resistencias calefactores para arranque rápido en frío, silenciador con arrestador de flama, tablero de control local en envolvente tipo 4X, y sistemas auxiliares tales como: transmisión, lubricación, enfriamiento, filtros de aire en la succión, sistema de escape con junta flexible, y sistema de control de arranque automático de mínimo tres intentos por baterías y seis intentos de arranque neumático.

b) La Clase de aislamiento debe ser F, con elevación de temperatura Clase B, a temperatura ambiente del aire de 313,1 K (40 ºC), de acuerdo al numeral 5.3.2.5.1 del API 14F.




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c) Se debe considerar en el diseño del generador eléctrico, el motor de combustión interna para diesel y el banco de baterías para su instalación sobre una base con patín común construido con perfiles de acero estructural.

d) Cuando el moto-generador este encabinado, la cabina debe tener alumbrado normal y alumbrado de emergencia con unidades a prueba de explosión. Las unidades de alumbrado deben tener recubrimiento exterior de PVC e interior de uretano.

8.9.3.1 Pruebas del moto-generador. Deben cumplir con 8.4 de PROY-M1-NRF-091-PEMEX-2010. 8.9.4 Tableros de distribución de energía eléctrica. 8.9.4.1 Tableros de media tensión. 8.9.4.1.1 Los requisitos que deben cumplir los tableros eléctricos de media tensión ensamblados en fábrica, de frente muerto, que se utilizan en los sistemas de generación y distribución en las instalaciones de PEP, son los que se indican a continuación. Las características particulares para cada proyecto deben ser indicadas en las bases de licitación. 8.9.4.1.2 Diseño, construcción y pruebas.

a) Tableros para 4.16 kV y 13.8 kV. El diseño, construcción y pruebas de los tableros para 4.16 kV y 13.8 kV, con barras (buses) aislados en aire, deben cumplir con la NRF-146-PEMEX y con el numeral 8.9.1 y 8.9.2 de la NRF-048-PEMEX-2007, para tableros con barras (buses) aislados en SF6 deben cumplir con IEC-62271-100 e IEC-62271-200.

b) Tableros de distribución para 34,5 kV. Deben cumplir con lo siguiente: Tableros de distribución para 34.5 kV. Deben cumplir con lo siguiente:

1) Los tableros de distribución para un sistema en 34.5 kV, 3 fases, 3 hilos, 60 HZ., deben ser autosoportados de frente muerto, del tipo metal clad, totalmente cerrados, ensamblados en fábrica con gabinete de uso general para instalación interior o exterior. Deben cumplir con los requerimientos de IEC 62271-100 e IEC 62271-200 para tableros con barras (bus) aislados en hexafluoruro de azufre (SF6) o con ANSI/IEEE C37.20.2 y ANSI C37.20.7 o equivalente para tableros con barras (bus) aislados. Todos los equipos y materiales utilizados deben ser nuevos, libre de defectos y adecuados para el servicio.

2) Los interruptores que forman parte del tablero de distribución metálico tipo Metal-Clad, pueden ser con medio de extinción del arco en vacío o en hexafluoruro de azufre (SF6), de 3 polos, un tiro con mecanismo de operación y energía almacenada operando eléctricamente en forma local y remota. En caso de falla de control, el mecanismo de operación debe accionarse tanto manual como eléctricamente desde el exterior, la operación mecánica debe ser por medio de una manivela. La celda debe tener un enclavamiento que impida abrir la puerta cuando el interruptor esté cerrado y que impida cerrar el interruptor cuando la puerta esté abierta. Cada sección debe alojar un solo interruptor.

3) Para interruptores con tecnología de medio de extinción del arco en vacío, las botellas de vacío conteniendo los contactos principales del interruptor deben tener una indicación física de límite de desgaste de los contactos para su reemplazo. El nivel de radiación de rayos X emitido en las mismas no




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debe rebasar 1,29 x10-7 cal/kg por hora a la tensión máxima de operación. El fabricante debe proporcionar la curva de vida esperada de los contactos principales de estos interruptores con tecnología al vacío (número de operaciones contra corriente interrumpida).

4) Las barras principales de los tableros de distribución en 34,5 kV con interruptores con medio de extinción de arco en hexafluoruro de azufre (SF6), pueden ser aisladas en aire o en hexafluoruro de azufre (SF6).

5) Se permiten tableros con tecnología de aislamiento en hexafluoruro de azufre (SF6) tipo Metal Clad aislados al 100 por ciento en gas SF6, siempre que PEMEX Exploración y Producción lo requiera en bases de licitación o bases de usuario.

6) Las barras principales del tablero de distribución que estén aislados en hexafluoruro de azufre (SF6), deben contar con envolvente trifásica. La envolvente debe ser de aluminio o acero inoxidable y contar con indicación de presión del SF6. Para el interruptor el fabricante debe proporcionar el número permitido de operaciones de cierre y disparo, indicación de presión del SF6 y bloqueo del disparo por pérdida de presión del SF6.

7) El fabricante debe proporcionar los tiempos o cantidad de operaciones recomendadas para realizar pruebas al SF6 por contaminantes del gas, punto de rocío y presión del gas.

8) El valor de resistencia al cortocircuito de los tableros en 34,5 kV 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). Los cables de energía que alimentan los tableros y todos los componentes del sistema eléctrico deben soportar sin daño estos valores de cortocircuito.

9) Los tableros deben estar formados por secciones verticales compartimentadas unidas entre sí, formando una estructura rígida autosoportada, 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 y ser resistentes al arco eléctrico, este calibre no debe ser menor de 3,18 mm (calibre 11 USG). Tanto la estructura como equipos que se alojen en el tablero, deben soportar los esfuerzos térmicos y dinámicos producidos por una corriente de cortocircuito de 1 000 MVA (40 kA) o 750 MVA (31,5 kA). Cuando sea necesario seccionar las unidades para su fácil transportación, deben ser provistos los materiales adecuados y las instrucciones para su fácil ensamble en campo.

10) Cuando más de una sección vertical del tablero sea requerida, las secciones subsecuentes deben ser ensambladas de tal forma que las barras colectoras principales sean comunes. En todos los casos, las instalaciones de fuerza, puesta a tierra y preparaciones para el cableado deben ser provistas para facilitar adiciones futuras.

11) Cada sección debe contener en su interior interruptores de potencia del tipo removible, con extinción del arco en vacío o en hexafluoruro de azufre (SF6), para tensión de 34,5 kV, en combinación con los dispositivos de control, medición, protección asociados. Solo se permite un interruptor de potencia por sección. Las aberturas para ventilación y otras que se requieran, deben tener como máximo las dimensiones que indica el ANSI/IEEE C37.20.2 o equivalente.

12) 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 tener acceso por el frente por medio de puerta con bisagra metálica y dispositivo de límite de giro al abrirla. La puerta debe tener




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cerradura manual. La parte posterior del tablero debe ser con cubiertas de lámina, removibles aseguradas con tornillos de acero galvanizado 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 y 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.

13) Las barras principales y las derivadas deben ser de cobre electrolítico de alta conductividad con una densidad de corriente 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 termocontractiles. Las instrucciones y materiales necesarios para el aislamiento de las conexiones o terminaciones de las barras principales, deben ser suministradas con el equipo. Además las barras y su sistema de soporte y conexiones deberán tener una rigidez adecuada para soportar sin daño alguno, los esfuerzos térmicos y mecánicos impuestos por la corriente de cortocircuito.

14) A todo lo largo del tablero se debe instalar una barra de cobre para conexión a tierra del tablero, la densidad de corriente de esta barra debe ser de 1,24 A/mm² (800 A/pulg²), con capacidad mínima de 400 A. Las secciones deben ser equipadas con una barra de tierra, extendido a todo lo alto del compartimiento del interruptor. En ambos extremos de la barra de tierras, se debe proporcionar conectores de compresión, para cable calibre 107 mm² (4/0 AWG).

15) El tablero con barras (bus) aislados en aire 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 con protocolo de comunicación Modbus o Devicenet, Profibus o Profinet y además Ethernet TCP/IP e IEC 61850, sus señales se deben integrar al SDMC de la plataforma. El monitoreo debe ser en cada una de las fases de entrada y salida (6 puntos de medición) de los interruptores principales lo más próximo posible a las mordazas. El sistema debe ser capaz de desplegar digitalmente el punto más caliente en grados Celsius, la diferencial mayor, compensación de temperatura, y alarma. El sistema debe efectuar un monitoreo continuo (“Barrido” o “Escanner”) a todos los puntos de monitoreo. Para sistemas de barras aisladas en hexafluoruro de azufre (SF6), la instalación de los IR (infra rojos) deben garantizar la hermeticidad de la cámara de aislamiento para evitar la fuga del gas (SF6) y con ello pérdida de aislamiento.

16) En todos los puntos del tablero de distribución donde lleguen o salgan cables alimentadores de media tensión, el fabricante debe proporcionar las aberturas adecuadas para los cables. Además el fabricante debe proporcionar las zapatas terminales de compresión adecuadas para recibir los cables.

17) Las tablillas terminales deben ser suministradas para la conexión de cableado externo y deben ser convenientemente localizadas, numeradas e identificadas. Las tablillas terminales para cableado de control deben ser del tipo atornillable, diseñadas para alojar zapatas preaisladas tipo ojillo y dos cables tamaño 12 AWG (3,3 mm²). Debe ser provisto un mínimo del 10 por ciento de reserva para puntos terminales en las tablillas de control. Las tablillas terminales para transformadores de corriente deben ser del tipo auto-cortocircuitables.

18) Todo el cableado debe ser continuo, sin empalmes. El conductor debe ser de cobre suave flexible, tipo SIS (Synthetic Insulated Switchboard), resistente a la humedad, al calor, al aceite y a la propagación de la flama, 90 °C, 600 V de aislamiento. El tamaño mínimo del conductor debe ser 10 AWG (5,26 mm²), para fuerza, 14 AWG (2,08 mm²) para control y 18 AWG (0,82 mm²) para cableado de señales. Cuando el alambrado pase a través de barreras metálicas, orificios para pasos de cables, entre otros, debe ser suministrada una protección mecánica para evitar que se dañe el aislamiento de los conductores.

19) Todo el cableado de control debe ser identificado en cada extremo con marcadores permanentes del tipo termocontráctil o deslizables.




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20) Los interruptores de las mismas características técnicas, deben ser del tipo removible, intercambiables, con un mecanismo para introducirlo y extraerlo manualmente, en tres posiciones definidas: conectado, prueba y desconectado; el desplazamiento de la posición de conectado a la de prueba, y viceversa debe efectuarse con la puerta del tablero cerrada y bloqueada.

21) Los interruptores deben tener un bloqueo mecánico que impida que el interruptor sea extraído de la posición de insertado, cuando los contactos principales están cerrados.

22) Debe contar con un dispositivo que evite la sobre carrera o un desplazamiento mayor del interruptor al llegar a la posición de conectado.

23) Debe contar con un tope o dispositivo que asegure la posición de prueba. 24) Debe tener un mecanismo de operación de resorte de energía almacenada para los tres polos. El

fabricante debe garantizar el mecanismo y sus componentes para un mínimo de 2 000 operaciones Cierre–Apertura entre servicios de mantenimiento en condiciones normales de servicio, y garantizar 10 000 operaciones como mínimo en la vida útil del mecanismo y ser resistentes a la corrosión y libres de mantenimiento..

25) Los transformadores para instrumentos deben ser del tipo secos o encapsulados conforme a IEEE C57.13 o equivalente. La capacidad y precisión de los transformadores de corriente y de potencial para instrumentos debe ser la indicada para los instrumentos y relevadores conectados. Los transformadores de corriente deben ser del tipo barra o tipo ventana, de 5 A en el secundario. Los transformadores de potencial deben ser tres con conexión estrella aterrizada e incluir fusibles limitadores de corriente en el primario.

26) Los equipos de control y protección de variables eléctricas deben ser multifuncionales, con módulos de protección, medición y control y deben ser ajustables y programables.

27) Los instrumentos indicadores de medición, así como los dispositivos de protección deben ser de estado sólido, digitales tipo multifunción, trifásicos, con microprocesadores, con pantalla digital. Los relevadores auxiliares para protección pueden ser localizados en la unidad de protección. Los relevadores de bloqueo deben ser de montaje embutido o semiembutido.

28) 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.

29) Los tableros de distribución en 34,5 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.

30) Todas las superficies metálicas excepto las galvanizadas deben recibir un tratamiento anticorrosivo conforme a lo que se establece en NRF-053-PEMEX-2006, para ambiente 4, sistema 3 (marino).

31) El recubrimiento RA-28 de acuerdo a NRF-053-PEMEX-2006, se debe pintar de color verde PEMEX 628 (Pantone® Matching System PMS-577).

32) Color verde PEMEX 628 (Pantone® Matching System PMS-577) definido por las siguientes coordenadas: a) L*: 77,02; a*:-17-09; b*: 26,75 variación permitida delta E máxima de 1. b) Las condiciones son: a) observar a 10°, b) iluminante D65. c) Brillo 47 por ciento +/-6,0. d) El método usado para definir este color es la CIE 1976 (L*, a*, b*) estándar ASTM D2244-89.

33) Inspección y pruebas. a) El equipo y material debe ser inspeccionado y probado por el fabricante durante la fabricación,

permitiendo la inspección a personal de PEMEX en todo el proceso de fabricación y empaque conforme a NRF-049-PEMEX-2009, suministrando los registros de pruebas e inspecciones, incluyendo las pruebas de laboratorio y certificados.




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b) Prueba de resistencia de aislamiento entre fases y fase a tierra de barras horizontales y verticales por sección de embarque y ya ensamblado el tablero de distribución, alambrado de fuerza y control entre fases y fase a tierra.

c) Prueba funcional de los interruptores de potencia. d) Verificación de las características técnicas de los transformadores de corriente y potencial, como

relación de transformación, resistencia de aislamiento, polaridad. Para transformadores de corriente incluir pruebas de saturación en cortocircuito entregando resultados con la curvas de saturación correspondiente del propio transformador.

e) Verificación de la operación de las protecciones y de los circuitos de medición. f) Prueba de todo el equipo auxiliar complementario. g) Prueba de tensión aplicada. h) Prueba de protocolo.

8.9.4.1.3 Accesorios y Partes de Repuesto. El proveedor debe proporcionar con los tableros, todos los accesorios para su instalación y operación, así como una relación de las partes de repuesto recomendadas. 8.9.4.1.4 Documentación.

a) El prestador de servicios debe entregar a PEP la información que se indica en el numeral 8.2.10 de la NRF-146-PEMEX-2005. La información proporcionada debe estar en idioma español (5) copias en papel y (3) en archivo electrónico disco (CD), elaborada con programa “software” compatible o exportable, de diseño asistido por computadora (CAD) y Office® para Windows®.

b) El proveedor debe de contar con una certificación para aplicación en plataformas marinas del fabricante de los tableros.

8.9.4.2 Centros de control de motores en baja tensión. 8.9.4.2.1 Centros de control de motores en baja tensión para áreas no peligrosas.

a) Centros de control de motores, 480 V. Debe cumplir con los requerimientos de NRF-247-PEMEX-2010.

b) Centro de control de motores, 220 V. Debe cumplir con los requerimientos de NRF-247-PEMEX-2010. 8.9.4.2.2 Soportes (Racks) combinados de interruptor termomagnético-arrancador magnético, para áreas peligrosas.

1) Diseño y construcción. a) Los interruptores, arrancadores, estaciones de botones y equipo de control instalados en soportes

(racks) como centros de control de motores en áreas peligrosas (clasificadas), deben cumplir con UL 698, o equivalente. Las cajas de conexión y accesorios deben cumplir con UL 886, o equivalente.

b) Los arrancadores combinados deben cumplir con la NMX-J-290-ANCE-1999. c) Los interruptores termomagnéticos deben cumplir con la NMX-J-266-ANCE-1999.




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d) El gabinete que aloja el equipo de control y protección (arrancadores) de motores en baja tensión 480 ó 220/127 V, debe cumplir con la clasificación de áreas (NRF-036-PEMEX-2003) de acuerdo al lugar donde vaya a ser instalado.

e) El tamaño mínimo de los arrancadores debe ser NEMA 1, o equivalente y su montaje debe ser tipo sobreponer.

f) Los arrancadores de los motores deben ser tipo combinado (interruptor termomagnético-contactor magnético) y elemento de sobrecarga (3), trifásico, de estado sólido con rangos de ajuste y contener dispositivos para comunicación con un sistema de control local o remoto (de acuerdo a las bases de licitación).

g) Se aceptan arrancadores de estado sólido o variadores de velocidad cuando sea solicitado en las bases de licitación.

h) Los arrancadores deben suministrarse con los siguientes dispositivos: h1) Interruptor automático (del tipo termomagnético o magnético). h2) Contactor magnético. h3) Protección térmica por sobrecarga del motor en cada una de sus fases, de estado sólido, de

rango ajustable y con dispositivos de comunicación. h4) Manija de operación del interruptor termomagnético. h5) Lámparas piloto (verde–rojo), del tipo diodo emisor de luz (LED) de alta luminosidad. La

lámpara roja equivale a equipo operando, la verde a equipo fuera de operación. h6) Botón de arranque - paro. h7) Selector manual -fuera-automático. h8) Transformador de control. h9) Contactos auxiliares. h10) Dren y respiradero.

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

j) Cada transformador de control debe tener tanto en el primario como en el secundario, fusibles de protección, con una terminal del secundario a tierra.

k) La corriente de cortocircuito en 480 V no debe ser menor a los máximos esperados en el soporte (rack). Los cables de fuerza alimentadores y derivados de estos tableros deben cumplir con los valores de corto circuito, máximos esperados según se especifica en 8.4.3 de esta NRF.

l) Se debe incluir una placa de datos en la puerta frontal del gabinete con la clave del motor y su servicio.

m) El proveedor debe proporcionar el equipo con todos los accesorios para su instalación y operación, así como una relación de las partes de repuesto recomendadas.

n) 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.

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




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8.9.4.3 Tableros de distribución y alumbrado.

a) En plataformas marinas se instalan tableros de distribución para servicio en 480 V, 3 fases, 3 hilos, 60 Hz, o en 220/127 V, 3 fases, 4 hilos, 60 Hz. Pueden ser para servicio interior o exterior.

b) Las disposiciones generales de diseño para los tableros de distribución de fuerza, alumbrado y control deben cumplir con el artículo 384 de la NOM-001-SEDE-2005.

c) Las características eléctricas y mecánicas, así como las pruebas en fábrica deben cumplir con la NMX-J-118/1-ANCE-2000, NMX-J-118/2-ANCE-2007 y NMX-J-580/1-ANCE-2006.

d) La fabricación y los métodos de prueba de las envolventes (gabinetes) para uso interior y exterior en áreas no peligrosas, deben cumplir con la NMX-J-235/1-ANCE-2008 y la NMX-J-235/2-ANCE-2000 o NMX-J-529-ANCE-2006.

e) La fabricación y métodos de prueba de las envolventes (gabinetes) para áreas peligrosas, deben cumplir con la NMX-J-529-ANCE-2006 o con NEMA 250 o equivalente.

f) Las especificaciones de seguridad, valores nominales, métodos de prueba y marcado para los interruptores en caja moldeada deben cumplir con la NMX-J-266-ANCE-1999 o con NMX-J-538/2-ANCE-2005.

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

h) Los requisitos de seguridad y métodos de prueba de los equipos eléctricos de control y distribución, deben cumplir con la NMX-J-515-ANCE-2008.

i) La fabricación e instalación de gabinetes y cajas de interrupción deben cumplir con la especificación P.3.0255.01:2001.

j) Los tableros de alumbrado deben ser adecuados para emplearse en circuitos eléctricos de baja tensión, con envolventes (gabinetes) de frente muerto, localizados en el cuarto de control eléctrico, a menos que se indique lo contrario en las bases de licitación.

k) Los tableros de distribución y alumbrado deben ser para montaje en pared del tipo sobreponer y empotrados. Para áreas no clasificadas en interiores la envolvente (gabinete) debe ser tipo 1.

l) Para áreas clasificadas el envolvente (gabinete) debe ser NEMA tipo 7 de acuerdo a lo indicado en el Suplemento A, de NEMA 250, o equivalente, y ser a prueba de polvo, lluvia y de intemperie para ambiente marino.

m) El sistema de alimentación para los tableros de distribución de alumbrado debe ser de 3 fases, 4 hilos 220/127 V, 60 Hz, con barra para el neutro y barra para tierra física. Se debe indicar capacidad interruptiva, capacidad del interruptor principal y la de los interruptores termomagnéticos derivados.

n) 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 y/o bases de usuario.

8.9.5 Transformadores.

a) Los transformadores que se instalen en plataformas marinas, deben ser del tipo seco, aislados en barniz impregnado o en resina epóxica al vacío o transformadores del tipo autoenfriados en fluido dieléctrico vegetal no tóxico biodegradable al 100 por ciento y de alto punto de inflamación. El fluido vegetal debe cumplir con IEEE C57.147 o equivalente y tener certificación UL o equivalente, para todas las capacidades. Los transformadores tipo seco de hasta 150 kVA deben ser aislados en barniz impregnado o en resina epóxica al vacío, y mayores de 150 kVA deben ser aislados en resina epóxica al vacío con bobinas moldeadas al vacío en ambos devanados.

b) Los transformadores aislados en barniz impregnado así como los transformadores aislados en resina epóxica al vacío deben ser diseñados y construidos de acuerdo a la NMX-J-351-ANCE-2008 y cumplir con los numerales 8.8.6 y 8.8.7 de NRF-048-PEMEX-2007.




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c) Los transformadores del tipo autoenfriados en fluido dieléctrico vegetal no tóxico biodegradable al 100 por ciento y de alto punto de inflamación, deben cumplir con el numeral 8.8.3 de la NRF-048-PEMEX-2007.

d) Los transformadores y sus componentes utilizados en plataformas marinas deben considerar en su diseño, que sus características sean para operar en ambiente marino corrosivo.

e) Los devanados deben ser de cobre y/o aluminio para los transformadores tipo seco, y de cobre para transformadores en líquido aislante de alto punto de inflamación.

f) Para la eficiencia energética deben cumplir con NOM-002-SEDE-1999. g) Los transformadores de distribución son los que tienen una capacidad hasta 500 kVA y los

transformadores de potencia tienen una capacidad mayor de 500 kVA. h) Los transformadores pueden contar con un sistema de monitoreo de puntos calientes a través de

sensores tipo infrarojos. Para la temperatura de devanados mediante RTD´S o termopares con medición digital en el frente del gabinete del transformador, con puerto de comunicación RS-485 con protocolo de comunicación modbus y ethernet, sus señales se deben integrar al sistema digital de monitoreo y control de la plataforma; el monitoreo a cada transformador debe estar por lo menos en cada una de las bobinas, el sistema debe ser capaz de desplegar digitalmente el punto más caliente en grados Celsius (°C), la diferencial mayor, compensación de temperatura, y alarma, el sistema debe efectuar un monitoreo continuo (“Barrido” o “Escaner”) a todos los puntos de monitoreo, la pantalla del sistema debe ubicarse al frente del gabinete del transformador. El gabinete del transformador debe ser especial para alojar el sistema.

i) Para todos los tipos de transformadores, todas las partes de acero, excepto las galvanizadas deben recibir un tratamiento anticorrosivo conforme a lo que se establece en NRF-053-PEMEX-2006, para ambiente 4, sistema 3 (marino).

j) Por su medio de enfriamiento en plataformas marinas, se deben utilizar transformadores tipo seco autoenfriados por aire (tipo AA), así como transformadores del tipo autoenfriados en fluido dieléctrico vegetal no tóxico biodegradable al 100 por ciento y de alto punto de inflamación mayor a 300 °C, autoenfriados por aire (KNAN). En bases de licitación se debe definir el tipo de medio de enfriamiento a emplear.

8.9.5.1 Selección de transformadores. 8.9.5.1.1 Deben seleccionarse de acuerdo con el numeral 8.8.1 (c) de la NRF-048-PEMEX-2007. 8.9.5.1.2 Capacidad nominal. La capacidad nominal de transformadores utilizados en plataformas marinas para distribución primaria, así como alimentación a cargas eléctricas de fuerza y alumbrado es la siguiente:

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

500, 3 000, 3 750, 5 000, 7 500, 10 000, 12 000 y 20 000 kVA. c) Capacidades mayores pueden requerirse de acuerdo a los proyectos.

8.9.5.1.3 Tensiones nominales. Las tensiones normales utilizadas en plataformas marinas son: 34 500, 13 800, 4 160, 480, 220 y 127 V. 8.9.5.1.4 Relación de transformación. Las relaciones de tensión y conexiones normalizadas de los transformadores en PEP son:




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a) 34,5/13,8 kV Delta-estrella con neutro aterrizado a través de resistencia (Con valor en Ohms de acuerdo con memoria de cálculo).

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

8.9.5.2 Criterios para el cálculo de la capacidad de cada transformador. 8.9.5.2.1 Se debe considerar que las cargas tendrán las siguientes demandas:

a) Motores en operación continua: 100 por ciento. b) Alumbrado: 100 por ciento. c) Sistemas de fuerza Ininterrumpible: 100 por ciento. d) Aire acondicionado en cuarto de control: 100 por ciento. e) Motores de operación intermitente: 50 por ciento. f) Salidas trifásicas a soldadoras: 20 por ciento. g) Carga para ampliaciones futuras: 20 por ciento.

8.9.5.2.2 Se permite el aumento de capacidad del transformador por enfriamiento forzado del aire (FA), así como por la elevación de la temperatura máxima permitida de 80/115/150 °C, operando a plena carga del valor nominal sobre una temperatura ambiente promedio de 30 °C y una máxima de 40 °C. En el caso de los transformadores secos encapsulados en resina epóxica la elevación de temperatura máxima permitida debe ser 80/115 °C. 8.9.5.3 Consideraciones especiales para transformadores en plataformas marinas. 8.9.5.3.1 Para lograr una alta confiabilidad y minimizar el mantenimiento de los transformadores estos deben ser tipo seco o transformadores del tipo autoenfriados en fluido dieléctrico vegetal no tóxico biodegradable al 100 por ciento y de alto punto de inflamación, apropiados para operar en ambiente marino; con las siguientes características: 8.9.5.3.2 Transformadores tipo seco en barniz impregnado. Deben cumplir con el numeral 8.8.6 de la NRF-048-PEMEX-2007. 8.9.5.3.3 Características de transformadores tipo seco aislados en resina epóxica.

a) Para capacidades de 225 a 12 000 kVA, deben cumplir con el numeral 8.8.7 de la NRF-048-PEMEX-2007, así como lo requerido en la especificación particular del equipo correspondiente.

b) Para capacidades de hasta 20 000 kVA, deben cumplir con los requerimientos de NMX-J-351-ANCE-2008, así como lo requerido en la especificación particular del equipo.

8.9.5.3.4 Transformadores tipo auto-enfriados en fluido dieléctrico vegetal, no tóxico, biodegradable de alto punto de inflamación. Deben cumplir con el numeral 8.8.3 de la NRF-048-PEMEX-2007. 8.9.5.4 Instalación de transformadores.

a) Todos los transformadores deben instalarse en áreas no peligrosas, fuera de las áreas de proceso.




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b) Se debe cumplir con las secciones 450-21, 450-22 y 450-23 de la NOM-001-SEDE-2005. 8.9.5.5 Protección de transformadores.

a) Deben estar provistos de protección contra sobrecorriente de acuerdo con la sección 450-3 de la NOM-001-SEDE-2005.

b) Cuando el sistema eléctrico esté puesto a tierra a través de una alta resistencia, se debe instalar una alarma de falla a tierra, que se debe conectar al sistema digital de monitoreo y control de la plataforma.

c) Cuando el sistema eléctrico esté conectado a tierra a través de una baja resistencia, se debe proveer protección de falla a tierra para abrir el interruptor del secundario del transformador.

d) Cuando el sistema eléctrico esté sólidamente aterrizado y el dispositivo de protección del secundario del transformador sea de 1 000 A o mayor, se deben suministrar dispositivos de protección contra falla a tierra para abrir el interruptor secundario del transformador.

e) Se debe incluir protección diferencial con restricción de armónicas para transformadores de 5 000 kVA y mayores.

f) Los transformadores de corriente de la protección diferencial, deben ser exclusivos para esta protección.

8.9.5.6 Pruebas.

1) Los transformadores tipo seco deben cumplir con el numeral 8.8.8 de la NRF-048-PEMEX-2007. 2) Los transformadores del tipo autoenfriados en fluido dieléctrico vegetal no tóxico biodegradable al 100

por ciento y de alto punto de inflamación deben cumplir con el numeral 8.8.5 de la NRF-048-PEMEX-2007.

8.9.6 Motores eléctricos.

1) Deben ser de corriente alterna o de corriente continua de acuerdo a sus aplicaciones. 2) Los motores pueden ser síncronos o asíncronos, dependiendo de la aplicación. 3) Cuando los motores sean de velocidad múltiple (polos conmutables), estos pueden ser de par constante

o de par variable. 4) Todos los motores deben ser del tipo totalmente cerrados. Para motores a prueba de explosión (XP),

estos deben ser aprobados para el área en la cual deben ser instalados (Clase, grupo, división). En ningún caso se aceptan motores abiertos del tipo ODP, WP I o WP II.

5) La tensión de los motores utilizados en plataformas marinas debe seleccionarse de acuerdo con la tabla 2 de esta NRF.

6) La clase de aislamiento de los motores utilizados en plataformas marinas debe ser F, de acuerdo con lo especificado en el numeral 8.10.1 (v) de NRF-048-PEMEX-2007.

7) La eficiencia de los motores hasta 373 kW (500 CP), debe ser NEMA Premium de acuerdo a la tabla 12.12 de NEMA MG 1 o equivalente.

8) El factor de servicio para motores totalmente cerrados debe ser de 1,0, de acuerdo con la sección 12.51.2 de NEMA MG 1 o equivalente.

9) Los motores accionados con variadores de frecuencia deben cumplir con los requisitos del capítulo 30 de NEMA MG 1 o equivalente y lo siguiente: a) El uso de variadores de frecuencia debe aplicar únicamente como variador de velocidad por

requerimientos del proceso. Cuando se incluyan variadores de frecuencia se debe revisar el nivel de aislamiento adecuado para el motor y el alimentador.

10) Los motores de 3,73 kW (5 CP) y mayores deben tener resistencias calefactoras, las cuales deben estar energizados cuando el motor este fuera de operación. La temperatura superficial del calefactor no debe exceder 1 565,75 K (200 °C), a una temperatura ambiente de 40 °C. Las terminales de las resistencias calefactoras deben estar identificadas y llegar a tablillas de conexiones, también identificadas y alojadas




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en una caja de conexiones independiente a la de la alimentación de fuerza, la cual debe cumplir con la clasificación de áreas y protegida con recubrimiento epóxico. Las resistencias calefactoras deben operar de acuerdo a lo siguiente: a) Hasta 1 000 W 127 V, 1 fase, 60 Hz. b) Mayor a 1 000 W 220 V, 3 fases, 60 Hz.

11) Todos los motores alimentado en 4,16 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 de 100 Ohms a 0 °C tipo triada. Los RTD'S deben cumplir con lo siguiente: a) El elemento de temperatura debe ser de platino (tipo industrial) con una resistencia de 100 Ohms a

0 °C tipo triada. b) Cuando se suministre el ensamble completo, éste debe incluir: elemento de temperatura,

termopozo, niples de extensión con tuerca unión (con longitud de 152,4 mm (6 in)), aislamiento interno y caja de conexiones.

c) Todos los RTD'S deben ser aislados con óxido de magnesio y recubierto con vaina de acero inoxidable 316 de 6,35 mm (1/4 pulg) de diámetro exterior.

d) Los elementos deben ser cargados con resorte. e) La caja de conexiones debe tener conectores de 12,7 mm (1/2 pulg) para el tubo conduit del

alimentador y de 12,7 mm (1/2 pulg) para alimentar al elemento de temperatura. El material de los niples y tuerca unión deben ser de aluminio libre de cobre con recubrimiento exterior de PVC e interior de uretano.

f) La caja de conexiones debe cumplir con la sección 430-91 y 500-2 de la NOM-001-SEDE-2005, en función de la clasificación de áreas, protegida con recubrimiento epóxico, con cubierta roscada unida al cuerpo por una cadena de acero inoxidable. La caja de conexiones debe suministrarse con su block de terminales de porcelana.

g) Los elementos de temperatura tipo RTD en devanados, deben tener la configuración de 3 conductores.

12) La señal de alarma por alta temperatura debe ser enviada al SDMC de la plataforma. 13) Todos los motores de 1 492 kW (2 000 CP) y mayores, deben ser equipados con alarmas de protección

por vibración, sistema de paro y monitoreo por computadora, con alarmas al SDMC de la plataforma. 14) Todos los motores deben tener tratamiento anticorrosivo de acuerdo a lo siguiente:

a) Todas las superficies metálicas excepto las galvanizadas deben recibir un tratamiento anticorrosivo conforme a lo que se establece en NRF-053-PEMEX-2006, para ambiente 4, sistema 3 (marino).

b) El recubrimiento RA-28 de acuerdo a NRF-053-PEMEX-2006, se debe pintar de color verde PEMEX 628 (Pantone® Matching System PMS-577).

c) 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.

15) Los motores para áreas clasificadas como peligrosas deben contar con certificado para operar en esas áreas.

16) Los motores deben estar provistos de dos conectores para su conexión a tierra, uno en el interior de la caja de conexiones, y otro exterior, en la base del motor. Los conectores deben ser para cable tamaño 33,62 mm² (2 AWG) como mínimo, con dimensión del barreno de 8 mm (0,312 pulg) y 13 mm (0,5 pulg) de profundidad, localizado en la parte izquierda de la caja de conexiones. Para motores sin base, el conector se debe colocar en la carcasa.

17) El nivel de ruido debe estar dentro de los valores indicados por NEMA MG 1 o equivalente. 18) El fabricante o proveedor debe entregar junto con el equipo, los informes de las pruebas de rutina

hechas en fábrica, siguientes: a) Inspección visual. b) Medición de corriente en vacío a tensión y frecuencia eléctricas nominales. c) Potencial aplicado. d) Medición de la resistencia de aislamiento.




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e) Medición de la vibración en vacío. f) Medición de la resistencia óhmica de los devanados.

19) En caso de solicitarse en las bases de licitación, el fabricante o proveedor debe aplicar en fábrica cualquiera de las siguientes pruebas y entregar los informes correspondientes: a) Pruebas prototipo: De acuerdo al numeral 8.3.2 de la NRF-095-PEMEX-2004. b) Pruebas complementarias: De acuerdo al numeral 8.3.3 de NRF-095-PEMEX-2004.

20) Todos los motores deben tener una placa firmemente sujeta al motor, conteniendo como mínimo los datos siguientes: a) Nombre o marca registrada del fabricante. b) Modelo. c) Designación de armazón. d) Potencia nominal en kW (CP). e) Tensión nominal (V). f) Corriente nominal a carga plena (A). g) Corriente a factor de servicio. h) Frecuencia eléctrica (Hz). i) Monofásico o trifásico. j) Frecuencia de rotación a carga plena en r/min. k) Diagrama de conexiones. l) Factor de servicio. m) Tipo servicio (continuo o intermitente). n) Posición del motor. o) Clase de aislamiento. p) Máxima temperatura ambiente. q) Indicar temperatura ambiente a 1 000 m.s.n.m. r) Letra de clave para kVA de rotor bloqueado por kW (CP). s) Letra de diseño. t) Marcar en la placa: Eficiencia Premium. u) La eficiencia nominal a carga plena en por ciento (2 dígitos enteros y 1 decimal). v) Designación de cojinetes. w) Sistema de lubricación y característica del lubricante. x) Potencia de resistencias calefactoras en W. y) Tensión de alimentación de resistencias calefactoras en V. z) Características de rodamientos o cojinetes. aa) Símbolo NOM-ANCE de autorización para la comercialización en México. bb) La leyenda “Hecho en México” o indicación del país de origen. cc) Número de serie. dd) Peso del motor en kg. ee) Sentido de rotación del eje o flecha. ff) En los motores a prueba de explosión (Clase I, División 1), se debe incluir una placa adicional

donde se indique, Clase, Grupo y División para la cual fue construido avalada por UL o equivalente.

8.9.7 Receptáculos. Los receptáculos deben cumplir con lo indicado en el numeral 8.12.4 de la NRF-048-PEMEX-2007. 8.10 Cuarto de control eléctrico. 8.10.1 Generalidades.




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a) De preferencia se debe localizar en un área no peligrosa, orientada a favor de los vientos dominantes. La construcción del edificio debe ser de un solo nivel y con materiales retardantes al fuego.

b) Se requiere un arreglo con charolas para los conductores que salen de los tableros de distribución (TD) y centros de control de motores (CCM) para alimentar las diferentes cargas del sistema, así como para canalizar los alimentadores de dichos tableros de distribución de energía eléctrica y CCM, cuando aplique.

c) Debe tener puertas abatibles hacia fuera y con mecanismo de cierre tipo barra de pánico accionada por presión, y cumplir con 9.1.3 de la NOM-002-STPS-2000. 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 tener ventanas, falso plafón o piso falso.

d) Las puertas deben tener fijo en la parte exterior y completamente visible la leyenda “PELIGRO ALTA TENSIÓN ELÉCTRICA”.

e) En el diseño se debe considerar una puerta que permita las maniobras de entrada y salida del equipo eléctrico y por lo menos una para el personal.

f) La entrada y salida de tubería conduit o de cables del cuarto, debe ser a través de placas de penetración de acero al carbón de las dimensiones adecuadas o de pasamuros.

g) Para el sistema de protección contraincendio en el cuarto de control eléctrico se debe aplicar los requerimientos de la NRF-019-PEMEX-2008.

h) Los sistemas automáticos de detección y alarma deben ser diseñados y construidos conforme a la NRF-184-PEMEX-2007, NRF-205-PEMEX-2008 y NRF-210-PEMEX-2008.

i) Debe tener aire acondicionado con presión positiva: El diseño del sistema debe cumplir con NRF-051-PEMEX-2006.

j) El diseño del cuarto eléctrico debe considerar para el acceso principal, exclusa con sistema de dos puertas, de acuerdo con el numeral 8.4.1.9 (c) de NRF-022-PEMEX-2009.

k) Los muros perimetrales exteriores del cuarto, deben ser a base de placa metálica de calibre 3/16 pulg mínimo, con acabado de pintura epoxica color amarillo, con protección anticorrosiva. Incluye aislante de lana mineral.

l) Los muros perimetrales interiores del cuarto, deben ser a base de multymuro de multypanel de 2 pulg de espesor mínimo, con acabado de pintura color arena.

m) El piso del cuarto, debe ser a base de placa metálica lisa calibre 3/8 pulg mínimo, con firme de termocreto de 5 cm de espesor mínimo, y acabado de loseta vinil asbesto.

n) El techo del cuarto, debe ser a base de placa metálica calibre 3/16 pulg mínimo, con acabado de pintura epoxica color amarillo con protección anticorrosiva.

8.10.2 Arreglo de equipo eléctrico.

1) La distribución de equipos debe realizarse de tal forma que los espacios para el acceso permitan realizar los trabajos de operación y mantenimiento con seguridad.

2) Los espacios mínimos permitidos deben cumplir con las secciones 110-16 y 110-34 de la NOM-001-SEDE-2005.

3) Sobre el piso al frente de los tableros, se debe instalar un tapete aislante tipo antiderrapante con una resistencia dieléctrica de 25 kV como mínimo.

4) Las dimensiones del tapete deben ser de un metro de ancho y el largo mínimo el del tablero de distribución o centro de control de motores (CCM).

5) Los sistemas de fuerza ininterrumpible (SFI’s) y cargadores de baterías deben instalarse dentro del cuarto de control eléctrico.

6) Los transformadores de potencia tipo seco en resina epóxica se deben instalar en un área adyacente al cuarto eléctrico.




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7) El área de transformadores instalados a la intemperie debe ser rodeada por una malla tipo ciclón con cubierta de PVC. El acceso debe tener una puerta por el exterior, y contener un letrero que diga: “PELIGRO ALTA TENSIÓN ELÉCTRICA”.

8) Alrededor de los transformadores se debe dejar un espacio perimetral mínimo de 90 cm para su inspección y mantenimiento. El área debe diseñarse de manera que permita instalar, operar y mantener al equipo sin que estorbe a los adyacentes y proveerse de las protecciones y accesorios necesarios para la seguridad del personal y del propio equipo. El área de transformadores debe tener la altura que permita realizar las maniobras de montaje y mantenimiento.

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

8.10.3 Cuarto de baterías.

a) Las baterías se deben instalar en un cuarto independiente, especifico para este uso, de preferencia anexo al cuarto de control eléctrico y con acceso propio.

b) El cuarto de baterías debe cumplir con las secciones 480-8 a 480-10 y 924-22 de la NOM-001-SEDE-2005.

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

sistema digital de monitoreo y control (SDMC) de acuerdo a lo indicado en el numeral 8.7.1 (v) de NRF-048-PEMEX-2007.

e) El extractor debe tener arrancador con protección de sobrecarga, ubicado fuera del cuarto de baterías de acuerdo a lo indicado en el numeral 8.7.1 (w) de NRF-048-PEMEX-2007.

f) Los dispositivos eléctricos instalados en el cuarto de baterías deben seleccionarse de acuerdo a la clasificación de áreas del proyecto.

g) La distribución de los bancos de baterías debe realizarse permitiendo espacios de acceso para un funcionamiento y mantenimiento seguro.

h) Las puertas deben incluir cerradura del tipo barra de pánico. i) La estructura del cuarto, debe ser igual a la del cuarto de control eléctrico.

8.11 Estudios de corto circuito, coordinación de protecciones, flujos de potencia, estabilidad del sistema eléctrico y estudio de armónicas. El proveedor o contratista, debe incluir en su oferta la adquisición y suministro de una licencia de software en español, con la que elabore los cálculos de corto circuito, coordinación de protecciones, flujos de carga, estabilidad, caídas de tensión al arranque de motores y factor de potencia. Lo anterior con objeto de que el centro de trabajo en etapa de operación pueda efectuar actualizaciones. Se debe suministrar la base de datos, y las consideraciones realizadas con la que se efectúen los cálculos. Debe suministrarse las características del hardware compatible con el software empleado. Incluir curso de capacitación referente al manejo y entendimiento del software.




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Los datos a incluir y los resultados esperados de estos estudios son los siguientes: 8.11.1 Estudios de corto circuito y coordinación de protecciones. Los estudios deben presentarse a PEP de acuerdo a la siguiente estructura: 8.11.1.1 General.

a) Objetivo. b) Cálculo de cortocircuito. c) Diagramas unifilares. d) Límites de protección de los equipos. Según NOM-001-SEDE-2005, IEEE 141, 142 y 242, o

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

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

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

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

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

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

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

e) Se debe considerar la corriente de rotor bloqueado de los motores y la corriente de magnetización de los transformadores, para la determinación de las corrientes máximas momentáneas normales.

f) Para obtener una selectividad adecuada, el tiempo de retardo de disparo de los dispositivos de protección, debe ajustarse con un margen no menor a 0,3 s en “cascada” desde el punto de falla al suministro.

8.11.1.3 Información requerida. Se debe realizar el estudio de corto-circuito considerando las tres redes (regímenes de operación) de acuerdo a IEEE 242, o equivalente.

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

2) Base de datos físicos para realizar el estudio.




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a) Diagramas unifilares. b) Aportación de generadores. c) Características de alimentadores (tamaños, conductores por fase, material del conductor, longitud, arreglo y tipo de canalización). d) Características de buses y relevadores, entre otros. e) Datos de placa de los equipos:

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

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

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

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

8.11.1.4 Resultados obtenidos. Los resultados que se deben reportar son:

a) Corrientes de falla simétricas, asimétricas y corrientes de falla para ajuste de relevadores con retardo de tiempo, 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) Se debe coordinar en tiempo la protección de falla a tierra en los niveles de media tensión. f) Ajuste de coordinación de los relevadores de sobrecorriente y sobrecarga. g) Ajustes de relevadores de baja tensión, potencia inversa y diferenciales. h) Diagrama unifilar con la nomenclatura ANSI de los relevadores. i) Reporte de no saturación de transformadores de corriente en caso de falla. j) Reporte de reactancias equivalentes para cada nodo y diagrama de buses con valores de falla.

8.11.2 Estudio de flujos de potencia. 8.11.2.1 Generalidades. Con el estudio de flujos de potencia, el personal de operación teóricamente puede prever diversos escenarios operativos del sistema eléctrico, de acuerdo a distintas configuraciones de la red eléctrica. El estudio debe basarse en diagramas unifilares susceptibles de ser modificados, para variar las condiciones reales del sistema eléctrico, de manera que por cada modificación de la topología de la red, se tenga la capacidad suficiente para recalcular los distintos parámetros eléctricos y que el operador, tenga referencia de las condiciones de la red, derivadas de las modificaciones realizadas. El estudio debe presentarse a PEP de acuerdo a la siguiente estructura: 8.11.2.2 Consideraciones particulares.

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




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

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

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

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

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

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

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

El diagrama unifilar debe mostrar la dirección en que fluye la potencia en los diferentes puntos del sistema, indicados por medio de flechas. 8.11.2.4 Resultados obtenidos. Los resultados que se deben reportar son:

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) Enlaces con problemas de sobre carga. f) Caídas de tensión en alimentadores, fuera de lo permitido por NOM-001-SEDE-2005. g) Pérdidas en los transformadores y alimentadores.

8.11.3 Estudio de estabilidad del sistema eléctrico. 8.11.3.1 Generalidades. Este estudio se debe realizar, cuando se indique en las Bases de Licitación, en proyectos donde se tenga como alcance generación de energía eléctrica. El objetivo es obtener tiempos críticos de libramiento de falla y condiciones de pérdida de estabilidad. El estudio de estabilidad del sistema eléctrico debe presentarse a PEP de acuerdo a la siguiente estructura:




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8.11.3.2 Consideraciones de operación. Analizar la estabilidad del sistema sólo para las condiciones factibles de operación desde el punto de vista de cortocircuito y flujo de cargas. Dentro de estas condiciones se deben analizar las siguientes alternativas:

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

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

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

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

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

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

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

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

h) El estudio debe repetirse para varios tiempos de liberación de la falla. El valor máximo de liberación de falla para el cual se conserva estabilidad en todas las máquinas, se conoce como tiempo crítico de liberación de la falla.

En general los factores que influyen en la estabilidad transitoria son: a) Carga del generador.

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

inicial del rotor. e) 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. f) Tensión propia del generador. Esto depende de la excitación del campo.




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8.11.3.4 Resultados obtenidos. Los resultados que se deben reportar son:

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

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

8.11.4 Estudio de Armónicas. 8.11.4.1 Generalidades. Se debe realizar un estudio de distorsión de armónicas cuando se operen cargas no lineales que representan los equipos como los variadores de velocidad y cuando se requiera suministrar energía eléctrica de una plataforma a otra con cable submarino. La intención es la de verificar que el equipo especificado e instalado operé adecuadamente con los niveles de distorsión armónica producidos por cargas no lineales. El estudio debe presentarse a PEP de acuerdo a la siguiente estructura: 8.11.4.2 Consideraciones particulares.

a) Condiciones mínima, normal y máxima de operación de la carga. b) Condiciones mínima, normal y máxima de generación. c) Simulaciones por programa “software” del efecto de la operación, a diferentes niveles de carga, de los

variadores de velocidad incluyendo el peor escenario de distorsión armónica. 8.11.4.3 Información requerida.

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

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

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

d) Límites de distorsión armónica establecidos en el IEEE 519. 8.11.4.4 Resultados obtenidos. Los resultados que se deben reportar son:

a) Distorsión armónica total de tensión, formas de onda y espectro armónico, por fase. b) Distorsión armónica total de corriente, formas de onda y espectro armónico, por fase. c) Análisis de resultados y, en caso de que los niveles de distorsión armónica superen los límites

establecidos por el IEEE-519 o equivalente, se debe elaborar la especificación técnica de los filtros de armónicas requeridos.

8.12 Verificación del cumplimiento con la NOM-001-SEDE-2005. 8.12.1 La verificación del cumplimiento con la NOM-001-SEDE-2005 se lleva a cabo aplicando el Procedimiento para Evaluación de la Conformidad (PEC) de la NOM-001-SEDE-2005 “Instalaciones Eléctricas




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(Utilización)”, y debe ser realizado por una Unidad Verificadora de Instalaciones Eléctricas (UVIE) con acreditación vigente. 8.12.2 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. 8.12.3 El Acuerdo determina que se consideran lugares de concentración pública, entre otros:

1) Independientemente de la carga conectada, los siguientes: a) “Las áreas clasificadas como peligrosas”. b) “Los lugares con suministros de 1 000 V o más entre conductores, o de 600 V o más con respecto

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

a) “Industrias de cualquier tipo“. 8.12.4 Para los proyectos de PEP las UVIE´s deben tener experiencia comprobable en instalaciones petroleras. 8.12.5 Cuando un proyecto solo consista del diseño, no se requiere la participación de la UVIE, y en este caso, su participación debe ser a requerimiento de PEP. 8.12.6 A petición de PEP, 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”. 8.12.7 El contratista debe entregarle a la UVIE 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. 8.12.8 La UVIE debe realizar el proceso de verificación del proyecto, de acuerdo a los requerimientos del Procedimiento para la Evaluación de la Conformidad (PEC) de la NOM-001-SEDE-2005 publicado en el Diario Oficial de la Federación el 24 de Octubre de 2006, documentando todas sus actividades, e informando a PEP de ellas. Se requiere en forma general lo siguiente:

a) Elaboración del plan de trabajo. b) Revisión del proyecto, dibujos y memorias de cálculo. c) Realizar visitas de verificación. d) Elaboración de actas circunstanciadas. e) Elaboración de informes técnicos. f) Atención a reportes de correcciones. g) Expedición de Dictamen de Verificación.

8.13 Validación del diseño.

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

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




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c) El contratista debe entregar a PEP el currículum del profesionista propuesto encargado de la validación del diseño y PEP se reserva el derecho de aceptar a este.

8.14 Planos actualizados de acuerdo a lo construido (As built). Para proyectos que incluyan construcción de obra, debe aplicarse lo indicado en 8.1.4 de la NRF-048-PEMEX-2007. 9. RESPONSABILIDADES. 9.1 PEMEX-Exploración y Producción. Vigilar que se apliquen los requisitos y recomendaciones de esta NRF, en las actividades de diseño de instalaciones eléctricas en plataforma marinas ya sea nuevas, ampliaciones o remodelaciones, en sus sistemas de fuerza, control, protección, medición, alumbrado, tierras y demás instalaciones incluidas. 9.2 Empresas constructoras, firmas de ingeniería y fabricantes de materiales y equipo. Cumplir con los requisitos especificados en esta NRF. 10. CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES. “No tiene concordancia”. 11. BIBLIOGRAFÍA. Esta NRF se fundamenta y complementa con las leyes, normas o estándares técnicos que se indican a continuación, todas estas en su última edición. 11.1 Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica y su Reglamento. 11.2 Ley Federal sobre Metrología y Normalización y su Reglamento. 11.3 P.1.0000.06-2000. - Estructuración de Planos y Documentos Técnicos de Ingeniería. 11.4 P.3.0255.01-2001. - Gabinetes y cajas de interrupción. 11.5 Anexo 14 del OACI. - Anexo 14 al convenio sobre aviación civil – Aeródromos, Volumen II Helipuertos, de la OACI, Segunda Edición, julio de 1995. 11.6 ANSI C84.1: 2006. - Electric Power Systems and Equipment – Voltage Ratings (60 Hertz). (Sistemas Eléctricos de Potencia y Equipo – Rangos de Tensión (60 Hz)). 11.7 ANSI C80.5: 2005. - American National Standard For Electrical Rigid Aluminium Conduit (ERAC). (Norma Nacional Americana para Tubo Conduit Eléctrico Rígido de Aluminio (TCRA).




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11.8 ANSI/IEEE C37.20.2:1999 (R2005).- Standard for Metal-Clad and Station-Type Cubicle Switchgear. (Estándar para interruptores tipo estación Metal-Clad en cubículo). 11.9 ANSI/IEEE C37.20.7:2007.- IEEE Guide for Testing Metal-Enclosed Switchgear Rated Up to 38 kV for Internal Arcing Faults (Guía de IEEE para pruebas de interruptores metal-enclosed de hasta 38 kV para fallas internas por arco). 11.10 API-RP-14F: 2008. - Recommended Practice for Design and Installation of Electrical Systems for Fixed and Floating Offshore Petroleum Facilities for Unclassified and Class I, Division 1 and Division 2 Locations. (Práctica recomendada para diseño e instalación de sistemas eléctricos para plataformas petroleras costa afuera fijas y flotantes para lugares no clasificados y Clase 1 División 1 y División 2). 11.11 API-RP-500. Ultima edición. - Recommended Practice for Classification of Locations for Electrical Installations at Petroleum Facilities Classified as Class I, Division 1, and Division 2. (Práctica Recomendada para Instalaciones Eléctricas en Áreas Clasificadas como Clase I, División 1 y División 2, en Instalaciones de Proceso del Petróleo). 11.12 ASTM Designation: A 153/A 153M-09. - Standard Specification for Zinc Coating (Hot-Dip) on Iron and Steel Hardware. (Especificación estándar para recubrimientos de zinc (por inmersión en caliente) de accesorios de hierro y acero). 11.13 ASTM Designation: B-117-07a. - Standard Practice for Operating Salt Spray (Fog) Apparatus. (Practica estándar para la operación de equipos que producen niebla salina). 11.14 ASTM Designation: B 210-04. - Standard Specification for Aluminum and Aluminum-Alloy Drawn Seamless Tubes. (Especificación estándar para tubos sin costura rolada en frió de aluminio y aleación de aluminio). 11.15 IALA Recommendation O-114, May 1998. - Recommendation on the marking of offshore structures. (Recomendaciones de señalización en estructuras costa afuera). 11.16 ICEA S-93-639/NEMA WC74: 2006. - 5-46 kV Shielded Power Cable for Use in the Transmissión and Distribution of Electric Energy (Cable de potencia con malla para 5-46 kV para uso en transmisión y distribución de energía eléctrica). 11.17 IEC 61537: 2006. - Cable tray systems and cable ladder systems for cable management. (Sistemas de soporte para cables y sistemas tipo escalera para soporte de cables). 11.18 IEEE C57.12.01: 2005. - IEEE Standard General Requirements for Dry-Type Distribution And Power Transformers Including Those with Solid-Cast and/or Resin Encapsulated Windings. (Estándar IEEE de Requerimientos generales para transformadores de distribución y potencia tipo seco incluyendo los no ventilados en molde sólido y/o encapsulado en resina). 11.19 IEEE C57.13: 2008.- Requirements for Instrument Transformers (Requerimientos para transformadores de instrumentos). 11.20 IEEE 147: 2008.- Guide for Acceptance and Maintenance of Natural Ester Fluids in Transformer (Guía para la aceptación y mantenimiento de fluidos ester naturales en transformadores).




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11.21 IEEE Std. 141: 1993 (R1999). - IEEE. Recommended practice for electric power distribution for industrial plants - Red book. (Práctica recomendada para la distribución de fuerza eléctrica para plantas industriales- Libro rojo). 11.22 IEEE Std. 142: 2007. - IEEE Recommended Practice for Grounding of Industrial and Commercial Power Systems. (Práctica recomendada para tierras de sistemas de potencia industrial y comercial). 11.23 IEEE Std. 242: 2001. - Recommended Practice for Protection and Coordination of Industrial and Commercial Power Systems - IEEE Buff Book. (Práctica recomendada para coordinación de protecciones de sistemas de potencia industrial y comercial). 11.24 IEEE Std. 519: 1992. - IEEE Recommended Practice and Requirements for Protection for Harmonic Control in Electrical Power Systems. (Práctica recomendada y requerimientos para la protección y el control de armónicas de sistemas eléctricos de potencia). 11.25 IEEE Std. 576: 2000. - IEEE Recommended practice for installation, termination, and testing of insulated power cable as used in industrial and commercial applications. (Práctica recomendada para la instalación, terminación y prueba de cables de fuerza aislados, tal como se utilizan en aplicaciones comerciales e industriales). 11.26 IEEE Std. 1120: 2004. - Planning, design, installation and repair of submarine power cable systems. (Planeación, diseño instalación y reparación de sistemas de cables submarinos de potencia). 11.27 NEMA ICS-1: 2000 (R2008). - Industrial Control and Systems: General Requirements. (Sistemas y control industrial: Requerimientos generales). 11.28 NEMA ICS-2: 2000 (R2005). - Industrial Control and Systems: Controllers, Contactors, and Overload Relays Rated 600 Volts. (Sistemas y control industrial: Controladores, contactores y relevadores de sobrecarga). 11.29 NEMA ICS-18: 2001 (R2007). - Industrial Control and Systems: Motor Control Centers. (Sistemas y control industrial: Centros de control de motores). 11.30 NEMA Std. Publication No. HP 100.3:1991 (R2005). - High Temperature Instrumentation and Control Cables Insulated and Jacketed With Cross-Linked (Thermoset) Polyolefin (XLPO) (Cables de instrumentación y control de alta temperature con aislamiento de poliolefina de cadena cruzada con chaqueta). 11.31 NEMA FG-1: 1993. - Fiberglass Cable Tray Systems. (Sistemas de charolas de fibra de vidrio para cables). 11.32 NEMA-MG 1: 2006. - Motors and generators. (Motores y generadores). 11.33 NEMA 250: 2008. - Enclosures for Electrical Equipment (1 000 Volts Maximum). (Envolventes para equipo eléctrico (1 000 Volts máximos)). 11.34 NFPA 70E: 2009. - Standard for Electrical Safety in the Workplace. (Estándar para seguridad eléctrica para lugares de trabajo). 11.35 NMX-J-549-ANCE-2005. - Sistemas de protección contra tormentas eléctricas- Especificaciones, materiales y métodos de medición. 11.36 OACI Doc 9261-AN/903. - Manual de Helipuertos Doc 9261-AN/903 de la OACI, Tercera Edición, 1995.




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11.37 UL 6A: 2008. –UL Standard for Safety Electrical Rigid Metal Conduit-Aluminum, Red Brass and Stainless Steel (Estándar de Seguridad para Tubeia Conduit Metálica Rígida de Aluminio, Latón Rojo y Acero Inoxidable). 11.38 UL 698: 2006. - UL Standard for Safety Industrial Control Equipment For Use In Hazardous (Classified) Locations. (Estándar para equipo de control industrial que se utilizan en lugares peligrosos (clasificados)). 11.39 UL 886: 1994. - UL Standard for Safety Outlet Boxes and Fittings for Use In Hazardous (Classified) Locations.(Estándar para las cajas de salida y accesorios que se utilizan en lugares peligrosos (clasificados)). 11.40 UL-924: 2006. - UL Standard for Safety Emergency lighting and Power Equipment (Alumbrado de emergencia y equipo). 11.41 UL 1072: 2006 (R2007).- UL Standard for Safety Medium-Voltage Power Cables (Estándar de seguridad para cables de potencia de media tensión). 11.42 UL 1569: 1999 (2009).- UL Standard for Safety Metal-Clad Cables (Estándar de seguridad para cables tipo Metal-Clad). 11.43 U.S. Coast Guard (USCG), reference CFR 33, Part 67. - Navigation and Navigable Waters. PART 67-Aids to navigation on artificial islands and fixed structures (Navegación Parte 67- Ayudas a la navegación sobre islas artificiales y estructuras fijas). 12. ANEXOS. No aplica

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