PEMEX REFINACIÓN SUBDIRECCIÓN DE ADMINISTRACIÓN Y FINANZAS GERENCIA DE RECURSOS MATERIALES PPPPPPPPPPPPPPPPPPPP PETRÓLEOS MEXICANOS ESPECIFICACIÓN TÉCNICA ÍNDICE “MEJORAMIENTO, MODIFICACIÓN, REHABILITACIÓN Y MANTENIMIENTO DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA Y DEL SISTEMA DE PROTECCIÓN ANTE TORMENTAS ELÉCTRICAS EN INSTALACIONES TERRESTRES DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS” ET-10203001PR-PEMEX-2012 29 de octubre de 2012 Página 1 de 21 MEJORAMIENTO, MODIFICACIÓN, REHABILITACIÓN Y MANTENIMIENTO DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA Y DEL SISTEMA DE PROTECCIÓN ANTE TORMENTAS ELÉCTRICAS EN INSTALACIONES TERRESTRES DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS ET-10203001PR-PEMEX-2012 PREFACIO Esta Especificación Técnica se elaboró en atención y cumplimiento a: Ley Federal sobre Metrología y Normalización y su Reglamento. Ley de Petróleos Mexicanos y su Reglamento. Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público y su Reglamento. Ley de Obras Públicas y Servicios relacionados con las mismas y su Reglamento. Disposiciones Administrativas para la Contratación. Guía para la Emisión de Normas de Referencia CNPMOS-001- Rev1, de fecha 30-septiembre-2004. En la elaboración de la presente Especificación Técnica participaron: Petróleos Mexicanos. Pemex Exploración y Producción. Pemex Refinación. Pemex Petroquímica. Pemex Gas y Petroquímica Básica. Las observaciones y comentarios a esta especificación técnica se deben dirigir por escrito, en el formato de comentarios de CNPMOS-001-A01, al: Secretario Técnico del Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, Av. Marina Nacional No. 329, Torre Ejecutiva, Piso 35, Col. Petróleos Mexicanos, C.P. 11311, México D.F. teléfono conmutador (55) 1944-2500, extensión 57540 correo electrónico: cnpmos@pemex.com. Página 2 de 21 MEJORAMIENTO, MODIFICACIÓN, REHABILITACIÓN Y MANTENIMIENTO DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA Y DEL SISTEMA DE PROTECCIÓN ANTE TORMENTAS ELÉCTRICAS EN INSTALACIONES TERRESTRES DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS ET-10203001PR-PEMEX-2012 CONTENIDO CAPITULO 0. Introducción……………………………………………………………………………………...........4 1. Objetivo…………………………………………………………………………………………………4 2. Alcance………………………………………………………………………………………………….4 3. Campo de aplicación………………………………………………………………………………….4 4. Referencias…………………………………………………………………………………………….4 5. Definiciones…………………………………………………………………………………………….5 6. Símbolos y abreviaturas.……………………………………………………………………………...7 7. Desarrollo.………………………………………………………………………………………………8 7.1. Generalidades…………………………………………………………………………………………..8 7.2. 7.2.1. 7.2.2. 7.2.3. 7.2.4. 7.2.5. 7.2.6. 7.2.7. SPT……………………………………….………………………………………………………………8 Componentes……………………………………………………..………………………………….…9 Arreglos del SPT………………………………………………………………………………………10 Mediciones eléctricas…………………………………………………………………………………13 Aspectos de instalación………………………………………………………………………………14 Mantenimiento…………………………………………………………………………………………19 Diseño………………………………………………………………………………………………….19 Supresores de sobretensión transitoria…………………………………………………………….20 8. Responsabilidades…………………………………………………………………………………....21 9. Concordancia con Normas Mexicanas o Internacionales……………………………………….. 21 10. Bibliografía……………………………………………………………………………………………..21 Página 3 de 21 MEJORAMIENTO, MODIFICACIÓN, REHABILITACIÓN Y MANTENIMIENTO DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA Y DEL SISTEMA DE PROTECCIÓN ANTE TORMENTAS ELÉCTRICAS EN INSTALACIONES TERRESTRES DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS ET-10203001PR-PEMEX-2012 0. INTRODUCCIÓN. Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios en cumplimiento de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización (LFMN), y con la facultad que le confiere la Ley de PEMEX, Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Publico (LAASSP) y la Ley de Obras Publicas y Servicios Relacionados con las mismas (LOPSRM), expide esta Especificación Técnica como complemento a la NRF-070-PEMEX-2011 “Sistemas de Protección a Tierra para Instalaciones Petroleras”, a fin de prevenir los riesgos por descargas eléctricas indeseables. 1.- OBJETIVO. Establecer los requerimientos técnicos generales que deben satisfacer los trabajos relativos al mejoramiento, modificación, rehabilitación y mantenimiento del sistema de puesta a tierra y del sistema de protección ante tormentas eléctricas en instalaciones terrestres de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. 2.- ALCANCE. La presente Especificación Técnica rige en todo el territorio nacional y aplica en todos los centros de trabajo de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios donde se pretenda realizar trabajos de mejoramiento, modificación, rehabilitación y mantenimiento del sistema de puesta a tierra y del sistema de protección ante tormentas eléctricas y es complemento de la NRF-070-PEMEX-2011Sistemas de Protección a Tierra para Instalaciones Petroleras. 3.- CAMPO DE APLICACIÓN. La presente Especificación Técnica, es de aplicación general y observancia obligatoria en la realización de los trabajos relativos al mejoramiento, modificación, rehabilitación y mantenimiento del sistema de puesta a tierra y del sistema de protección ante tormentas eléctricas en instalaciones terrestres de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios, por lo que debe ser incluida en los procedimientos de contratación: licitación pública, invitación a cuando menos tres personas, o adjudicación directa, como parte de los requisitos que debe cumplir el proveedor, contratista o licitante. 4.- REFERENCIAS. 4.1 NOM-001-SEDE-2005- Instalaciones eléctricas. (Utilización). 4.2 NOM-008-SCFI-2002- Sistema General de Unidades de Medida. 4.3 NOM-022-STPS-2008- Electricidad Estática en los Centros de Trabajo-Condiciones de Seguridad. 4.4 NMX-J-549-ANCE-2005- Sistema de Protección contra Tormentas Eléctricas-Especificaciones Materiales y Métodos de Medición. Página 4 de 21 MEJORAMIENTO, MODIFICACIÓN, REHABILITACIÓN Y MANTENIMIENTO DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA Y DEL SISTEMA DE PROTECCIÓN ANTE TORMENTAS ELÉCTRICAS EN INSTALACIONES TERRESTRES DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS ET-10203001PR-PEMEX-2012 4.5 NRF-048-PEMEX-2007- Diseño de Instalaciones Eléctricas. 4.6 NRF-070-PEMEX-2011- Sistemas de Protección a Tierra para Instalaciones Petroleras. 5.- DEFINICIONES. 5.1 Acometida: Derivación que conecta la red del suministrador de energía eléctrica a las instalaciones del usuario. Se aplica también al punto o lugar de alimentación a equipos o subestaciones eléctricas. 5.2 Apartarrayos: Dispositivo de protección que limita las sobre tensiones transitorias en los circuitos y equipos eléctricos, descargando la sobre corriente transitoria asociada; previene el flujo continuo de corriente a tierra y es capaz de repetir esa función. 5.3 A tierra: Conexión conductora, intencionada o accidental, entre un circuito o equipo eléctrico y el terreno natural o algún cuerpo conductor que sirva como tal. 5.4 As Built: Plano actualizado de acuerdo a lo construido. 5.5 Barra de unión equipotencial BUE (Barra de distribución de tierra): Barra rectangular de cobre a la que se conectan físicamente un cierto número de conductores de puesta a tierra. 5.6 Bases técnicas de licitación: Es el compendio de los documentos que contienen los requisitos técnicos referente a los trabajos que se van a desarrollar, con los que deben cumplir los interesados en participar en la licitación. 5.7 Conductor de bajada: Elemento metálico de unión que proporciona una trayectoria de baja impedancia desde las terminales aéreas hasta el sistema de puesta a tierra. 5.8 Conductor de puesta a tierra: Conductor utilizado para conectar a tierra un equipo o el circuito de un sistema de alambrado, al electrodo o electrodos de puesta a tierra. 5.9 Conector (conectador) tipo compresión: Dispositivo mecánico que se usa para unir dos conductores eléctricos en el cual la presión para fijar el conector al conductor se aplica externamente, modificando el tamaño y la forma del conector y del conductor. 5.10 Conexión: Unión efectiva y permanente de los elementos metálicos para formar una trayectoria eléctrica, la cual debe garantizar la continuidad y la capacidad para conducir en forma segura cualquier corriente transitoria impuesta. 5.11 Charola: Es una sección o conjunto de secciones y accesorios, que forman un sistema estructural rígido abierto, metálico o no metálico para soportar y alojar conductores eléctricos. 5.12 Electrodo de puesta a tierra: Cuerpo metálico en contacto último con el suelo, destinado a establecer una conexión con el mismo, debe ser de un material resistente a la corrosión y buen conductor, tal como cobre o cobre con alguna aleación. 5.13 Empalme: Dispositivo cuya función es asegurar la continuidad eléctrica y mecánica de dos tramos de conductores. 5.14 Equivalente: Documento normativo equivalente, distinto a una NOM, NMX, Norma Internacional (ISO, IEC, etc.) o NRF; puede ser una norma, especificación, método, estándar o código que cubre requisitos y/o características físicas, químicas, fisicoquímicas, mecánicas o de cualquier Página 5 de 21 MEJORAMIENTO, MODIFICACIÓN, REHABILITACIÓN Y MANTENIMIENTO DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA Y DEL SISTEMA DE PROTECCIÓN ANTE TORMENTAS ELÉCTRICAS EN INSTALACIONES TERRESTRES DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS ET-10203001PR-PEMEX-2012 naturaleza; considerando como documento normativo extranjero como los citados en esta Especificación. 5.15 Estructura (aplicado a líneas aéreas): Unidad principal de soporte (metálica, concreto o madera), generalmente un poste o una torre. 5.16 Flecha: Distancia medida verticalmente desde la parte más baja del conductor (catenaria) hasta una línea recta imaginaria que une sus dos puntos de soporte. 5.17 Flecha entre soportes: Es la distancia que existe entre un soporte de charola y otro. 5.18 Hazop: Es el estudio de análisis de riesgo en la operación de una planta de proceso. 5.19 Hojas de datos: Es un documento en el que se indica información de equipo tal como: servicio, condiciones de operación, tipo de materiales, características y componentes del equipo. 5.20 Ingeniería básica: Es la información técnica básica generada en función de las Bases de usuario y Bases de diseño, que sirve como punto de partida para desarrollar la ingeniería de detalle. En ella se definen las características principales de la instalación y comprende memoria descriptiva del proyecto, hojas de datos y especificaciones técnicas de los equipos principales, diagrama unifilar general, lista de equipo eléctrico, distribución general de fuerza, arreglo de equipo eléctrico y clasificación de áreas. 5.21 Línea Aérea: Aquella que esta constituida por conductores eléctricos desnudos, forrados o aislados, tendidos en el exterior de edificios o en espacios abiertos y que están soportados por postes u otro tipo de estructuras con los accesorios necesarios para la fijación, separación y aislamiento de los mismos conductores. 5.22 Línea subterránea: Aquella que esta constituida por uno o varios conductores aislados que forman parte de un circuito eléctrico colocados bajo el nivel del suelo, ya sea directamente enterrados, en ductos o en cualquier otro tipo de canalización. 5.23 Memorias de cálculo: Son los cálculos de ingeniería de diseño que se realizan y que sirven de base para el desarrollo de la ingeniería básica y de detalle y permiten definir las especificaciones de equipos y materiales. 5.24 Terminal aérea (Pararrayos): Elemento aéreo metálico cuya función es recibir la descarga del rayo ofreciendo un punto de incidencia con el fin de evitar daños a la estructura a proteger. 5.25 Red de tierras: Es una red de protección usada para establecer un potencial uniforme en y alrededor de alguna estructura metálica, líneas de proceso o equipos. Está unido sólidamente a los electrodos de tierra. 5.26 Registro de puesta a tierra de separación de áreas: Es aquel que, por motivos de medición eléctrica, debe ser capaz de desconectar los cables para separar dos o más mallas de puesta a tierra interconectadas a nivel de suelo, y después poderlas conectar nuevamente por medios mecánicos. 5.27 Resistencia de conexión a tierra: Es la resistencia de puesta a tierra del sistema, medida respecto a una tierra remota, o a la determinada por la formula de Laurent. 5.28 Resistividad del suelo: Es la resistencia por unidad de longitud, específica del terreno, determinada en el lugar donde se localiza o se va a localizar el sistema de tierra. 5.29 Soldadura exotérmica: Conexión permanente entre conductores de cobre, electrodos de puesta a tierra y/o metales de acero al carbón, unión a nivel molecular producto de una reacción Página 6 de 21 MEJORAMIENTO, MODIFICACIÓN, REHABILITACIÓN Y MANTENIMIENTO DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA Y DEL SISTEMA DE PROTECCIÓN ANTE TORMENTAS ELÉCTRICAS EN INSTALACIONES TERRESTRES DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS ET-10203001PR-PEMEX-2012 exotérmica. Reducción del oxido de cobre por el aluminio dando origen a cobre en estado fundido y residuo de oxido de aluminio. 5.30 Tierra (suelo): Elemento de dispersión o atenuación de las corrientes eléctricas. Para efectos de esta especificación técnica, aplican las definiciones de los términos establecidos en la NRF-070-PEMEX-2011 “Sistemas de Protección a Tierra para Instalaciones Petroleras” 6.- SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS. A ampere. c.a. corriente alterna. cm centímetro. °C grado Celsius. Ω ohm (unidad de resistencia). Hz Hertz (Frecuencia en ciclos por segundo). kg kilogramo. K kelvin. m metro. 2 mm milímetro cuadrado. V volt (unidad de tensión). In inch (pulgada). Ø diámetro. ANCE Asociación de Normalización y Certificación, A.C. AWG American Wire Gauge (medida americana calibre de conductores). BUE Barra de Unión Equipotencial o Barra de Distribución de Tierra. CNPMOS Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. EMA Entidad Mexicana de Acreditación. KVA Kilo voltampere. NMX Norma Mexicana. NOM Norma Oficial Mexicana. NRF Norma de Referencia. SPT Sistema de Puesta Tierra. SPTE Sistema de Protección ante Tormentas Eléctricas. SEPTE Sistema Externo de Protección ante Tormentas Eléctricas. Página 7 de 21 MEJORAMIENTO, MODIFICACIÓN, REHABILITACIÓN Y MANTENIMIENTO DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA Y DEL SISTEMA DE PROTECCIÓN ANTE TORMENTAS ELÉCTRICAS EN INSTALACIONES TERRESTRES DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS SSTT Supresor de Sobre Tensión Transitoria. UV Ultra violeta. SPT Sistema de Puesta a Tierra. SPTE Sistema de Protección ante Tormentas Eléctricas. ET-10203001PR-PEMEX-2012 SEPTE Sistema Externo de Protección ante Tormentas Eléctricas. SIPTE Sistema Interno de Protección ante Tormentas Eléctricas. SSTT Supresores de Sobretensión Transitoria. VCA Volts en corriente alterna. VCC Volts en corriente directa. Para efectos de esta Especificación Técnica aplican las unidades de medida señaladas en la NOM008-SCFI-2002. 7.- DESARROLLO. 7.1 Generalidades 7.1.1 Los elementos que integran el sistema de puesta a tierra (SPT) y el sistema de protección ante tormentas eléctricas (SPTE) deben ser pasivos, es decir, no deben conducir corriente eléctrica, ni estar sujetos a diferencias de potencial que pongan en peligro la integridad física de las personas, instalaciones y equipo, excepto en condiciones de falla o descargas atmosféricas. Los componentes del SPT y SPTE son los siguientes: 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 7.2 Conductor eléctrico (cable, alambre, solera, cinta, etc.). Electrodos tipo Varillas (sólidas, tubulares). Terminales aéreas de intercepción. Conexiones (mecánico, a compresión irreversible y exotérmica). Barras de Unión Equipotencial BUE (Barras de distribución de tierra). Sujetadores y/o abrazaderas. Registros de puesta a tierra. Rellenos químicos. El SPT El SPT está integrado por lo siguiente: Componentes. Arreglos de SPT. Mediciones Eléctricas. Aspectos de instalación. Mantenimiento. Diseño. Página 8 de 21 MEJORAMIENTO, MODIFICACIÓN, REHABILITACIÓN Y MANTENIMIENTO DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA Y DEL SISTEMA DE PROTECCIÓN ANTE TORMENTAS ELÉCTRICAS EN INSTALACIONES TERRESTRES DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS ET-10203001PR-PEMEX-2012 Supresores de Sobretensión Transitoria. 7.2.1 Componentes. 7.2.1.1 Conductores eléctricos. a. De la red de puesta a tierra del SPT, cumplir con el numeral 8.2.2 de la NRF-070-PEMEX-2011. b. De los conductores de bajada e interconexión a nivel de techo para el SPTE, cumplir con el numeral 8.2.2 de la NRF-070-PEMEX-2011. Adicionalmente pueden utilizarse cintillas de cobre o aluminio o acero inoxidable, con una sección transversal mínima indicada en la tabla 13 de la NMX-J-549-ANCE-2005. c. Se pueden utilizar conductores de bajada especiales (cables especiales), que pueden consistir en un conductor aislado con pantallas semiconductoras de confinamiento de campo eléctrico y pantalla metálica exterior para la homogeneización del campo eléctrico. Estos cables deben utilizarse con el único objetivo de disminuir distancias de seguridad en casos críticos (por ejemplo, cuando no pueda reubicarse un conductor de bajada en espacios que contienen equipo electrónico sensible, o cuando la distancia de seguridad no puede garantizarse y pueda generarse un arco eléctrico en espacios con riesgo de fuego y explosión), bajo una justificación técnica, siempre y cuando sean solicitados por PEMEX en las bases técnicas de licitación. Estos cables deben tener una longitud ≤ 30 m. 7.2.1.2 Electrodos tipo Varillas. Cumplir con el numeral 8.2.1.1 de la NRF-070-PEMEX-2011. En caso de utilizar electrodos de cobre electrolítico, deberán ser totalmente de cobre, al 99,9 % de pureza. Para los electrodos de puesta a tierra, se pueden utilizar cintas de cobre o aluminio o acero inoxidable, con una sección transversal mínima indicada en la tabla 14 de la NMX-J-549-ANCE-2005, para cumplir funciones de impacto directo de rayo. 7.2.1.3 Terminales aéreas de intercepción. Cumplir con el numeral 8.11.2 (h) de la NRF-048-PEMEX-2007. Puede aplicarse la TABLA No. 11 de la NMX-J-549-ANCE-2005, para cumplir funciones de impacto directo de rayo. De acuerdo con el inciso d) numeral 8.11.2 de la NRF-048-PEMEX-2007, no se considera la protección con sistemas de emisión de flujo o sistemas disipadores, los cuales solo se aplicarán en caso de ser solicitados por PEMEX en las bases técnicas de licitación, además de contar con una justificación técnica. 7.2.1.4 Conexiones. Cumplir con el numeral 8.2.4 de la NRF-070-PEMEX-2011. 7.2.1.5 Barras de Unión Equipotencial BUE (Barras de distribución de tierra). Cumplir con el numeral 8.2.9 de la NRF-070-PEMEX-2011. 7.2.1.6 Sujetadores o Abrazaderas. Página 9 de 21 MEJORAMIENTO, MODIFICACIÓN, REHABILITACIÓN Y MANTENIMIENTO DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA Y DEL SISTEMA DE PROTECCIÓN ANTE TORMENTAS ELÉCTRICAS EN INSTALACIONES TERRESTRES DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS ET-10203001PR-PEMEX-2012 Cumplir con el numeral 8.2.11 de la NRF-070-PEMEX-2011. 7.2.1.7 Registros de puesta a tierra. El registro de puesta a tierra debe cumplir con lo especificado en el numeral 4.3.4.4 (d) de la NMX-J549-ANCE-2005 para registros cuadrados, o el numeral 8.2.13 de la NRF-070-PEMEX-2011 para registros redondos. Se recomienda que la profundidad de los registros sea entre 0.32 m y 0.6 m. Para los registros de puesta a tierra que se encuentren en lugares de tránsito vehicular o maniobra pesada y tránsito peatonal deben tomarse las precauciones para evitar su avería. Así mismo estos registros, por seguridad, deben reubicarse a solicitud del usuario y deben cumplir con las normas aplicables vigentes. 7.2.1.8 Rellenos químicos El uso de rellenos químicos debe justificarse técnicamente, mediante la evidencia de lo siguiente: 1. 2. Cuando el suelo es altamente corrosivo para el material del electrodo tipo varilla y los conductores enterrados. Esta información técnica puede obtenerse de los estudios geotécnicos de la instalación. Cuando los cálculos técnicos de la red de puesta a tierra indiquen que es difícil o imposible lograr el valor recomendado de resistencia por métodos convencionales (lazos cerrados, contraantenas, electrodos profundos). Se debe entregar a PEMEX un certificado por un laboratorio ACREDITADO en los términos que establece la LFMN para cumplir con el apartado 8.2.8 de la NRF-070-PEMEX-2011. 7.2.2 Arreglos del SPT. 7.2.2 1 Para definir los arreglos del SPT en la etapa de diseño, modificación, mejoramiento o rehabilitación, deben realizarse mediciones de resistividad del suelo en el sitio donde se construirá la instalación, o donde se ubique la instalación en operación. Para ello, es necesario obtener la resistividad uniforme equivalente del suelo, con base en el procedimiento indicado en el Apéndice B de la NMX-J-549-ANCE-2005. 7.2.2 2 El cálculo de la resistencia de puesta a tierra con fórmulas simplificadas debe realizarse con la ayuda de la información contenida en el Apéndice C de la NMX-J-549-ANCE-2005. La tabla 1 indica el arreglo mínimo requerido para cada sistema. El sistema cumple con cualquier opción “SI” de la tabla. SISTEMA SUBSISTEMA ELÉCTRICO Baja Tensión Subestaciones de Potencia Subestaciones de Distribución SI 3 ó más electrodos verticales en paralelo SI NO NO SI SI NO SI SI SI Un solo electrodo vertical (varilla) Página 10 de 21 Lazo cerrado / malla Electrodos profundos SI SI MEJORAMIENTO, MODIFICACIÓN, REHABILITACIÓN Y MANTENIMIENTO DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA Y DEL SISTEMA DE PROTECCIÓN ANTE TORMENTAS ELÉCTRICAS EN INSTALACIONES TERRESTRES DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS SEPTE ELECTRONICO Planta Eléctrica Cargas Electrostáticas Área de Procesos Área de Tanques Edificios Torre Telecom Cuartos de Control ET-10203001PR-PEMEX-2012 NO NO SI SI SI SI SI SI NO SI SI SI NO NO NO NO SI SI SI SI SI NO NO SI NO NO SI SI Tabla 1. Arreglo mínimo requerido por sistema. 7.2.2.3 Para el arreglo en paralelo de electrodos verticales tipo varilla, la separación entre ellos debe ser el doble de su longitud de enterramiento del electrodo, como se indica en el numeral 4.3.4.3 de la NMX-J-549-ANCE-2005. 7.2.2.4 Los valores de puesta a tierra exigidos por cada subsistema se indican en la tabla 2. SISTEMA Instalaciones eléctricas en baja tensión (hasta 600 VCA y 1,500 VCC VALOR (Ω) MARCO NORMATIVO 25 NOM-001-SEDE-2005 Artículo 250-81 10 Puesta a tierra 25 Eléctrico subterráneo 5 Electrónico, digital, instrumentación, control, etc. 1 NOM-001-SEDE-2005 Artículo 921-18 NOM-001-SEDE-2005 Artículo 921-18 (b) NRF-048-PEMEX-2007 Numeral 8.11.1 (d) 5 Subestaciones eléctricas 10 NOM-001-SEDE-2005 Artículo 921-25 (b) 25 Sistema de protección contra tormentas eléctricas en edificios ordinarios e instalaciones con riesgo de fuego y explosión Centros de trabajo donde se almacenen, manejen o transporten sustancias inflamables o explosivas y que por la naturaleza de sus 10 NMX-J-549-ANCE-2005 Punto 4.3.4 10 NOM-022-STPS-2008 Artículo 9.2 (f) Página 11 de 21 OBSERVACIONES Se consideran algunas aplicaciones especificadas arriba de 600 VCA o 1,500 VCC. Baja resistividad del suelo (≤100 Ωm) Alta resistividad del suelo (>100 Ωm) Valor exigido por fabricante Tensión eléctrica máxima >34.5 kV Capac. Máx. Transformador >250 kVA Tensión eléctrica máxima 34.5 kV Capac. Máx. Transformador >250 kVA Tensión eléctrica máxima 34.5 kV Capac. Máx. Transformador 250 kVA Para el sistema de protección contra tormentas eléctricas MEJORAMIENTO, MODIFICACIÓN, REHABILITACIÓN Y MANTENIMIENTO DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA Y DEL SISTEMA DE PROTECCIÓN ANTE TORMENTAS ELÉCTRICAS EN INSTALACIONES TERRESTRES DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS procesos empleen materiales, sustancias o equipos capaces de almacenar o generar cargas eléctricas estáticas o que estén ubicados en una zona donde puedan recibir descargas eléctricas atmosféricas ET-10203001PR-PEMEX-2012 Para las instalaciones del Centro de Trabajo 25 Tabla 2. Valores máximos para la resistencia de puesta a tierra de cada sistema. 7.2.2.5 En caso de obtener un valor de resistencia de puesta a tierra mayor que el indicado en la tabla N° 2 de esta especificación técnica, para el sistema correspondiente, modificar la red de puesta a tierra de acuerdo con el Apéndice C de la NMX-J-549-ANCE-2005, considerando los elementos necesarios hasta lograr los valores normativos: a. Obtener la resistividad del terreno. b. Revisión de los elementos del SPT existente: electrodos, conductores y conectores. c. Reparar y/o cambiar los elementos defectuosos. d. Volver a tomar mediciones y verificar si cumple; si no cumple: Instalar un SPT auxiliar con 3 o más electrodos en paralelo y conectarlo al SPT existente o incluir mejoramiento del terreno con relleno químico o material higroscópico. 7.2.2.6 Si la resistividad del suelo es mayor que 3000 Ω-m, se permiten 50 Ω de valor de resistencia de puesta a tierra para permitir la operación de los dispositivos de protección. 7.2.2.7 Para evitar diferencias de potencial peligrosas para el personal y el equipo, todos las redes de puesta a tierra de los sistemas deben estar interconectados a nivel del subsuelo, con un conductor de sección transversal mínima de 67.43 mm2 (2/0 AWG). Para ello es recomendable instalar una red general de puesta a tierra que encierre todos los sistemas, con la misma sección transversal mínima de 67.43 mm2 (2/0 AWG). 7.2.2.8 Criterios complementarios que deben aplicarse para el diseño e instalación de los siguientes sistemas: 7.2.2.8.1 Sistema eléctrico 7.2.2.8.1.1 La conexión a tierra del neutro del sistema eléctrico se debe realizar en un único punto en la acometida del transformador. 7.2.2.8.1.2 Se debe instalar una BUE principal (y en su caso BUE’s secundarias en forma radial) en la cual serán conectados los gabinetes de equipo eléctrico, estructuras y cualquier otra instalación metálica no conductora de corriente, mediante una conexión mecánica y conectada en sus extremos a la red de puesta a tierra. La BUE principal debe estar unida al menos en dos puntos separados de la red de puesta a tierra del sistema. 7.2.2.8.1.3 Todo equipo o dispositivo eléctrico, debe estar conectado a tierra (BUE principal o BUE secundaria) con conductor de cobre desnudo semiduro, sección transversal mínima de 33.62 mm2 (2 AWG). 7.2.2.8.2 Sistema Electrónico Página 12 de 21 MEJORAMIENTO, MODIFICACIÓN, REHABILITACIÓN Y MANTENIMIENTO DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA Y DEL SISTEMA DE PROTECCIÓN ANTE TORMENTAS ELÉCTRICAS EN INSTALACIONES TERRESTRES DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS ET-10203001PR-PEMEX-2012 7.2.2.8.2.1 La resistencia de puesta a tierra debe cumplir con lo indicado en la Tabla N° 2 de esta especificación técnica. 7.2.2.8.2.2 Se debe instalar una BUE principal donde se conecten los gabinetes de equipo electrónico y comunicaciones, estructuras y toda otra instalación metálica existente no conductora de corriente, mediante una conexión mecánica y conectada en sus extremos a la red de puesta a tierra. La BUE principal debe estar unida al menos en dos puntos separados de la red de puesta a tierra del sistema. 7.2.2.8.2.3 Las mallas de protección de los instrumentos de campo deben conectarse a tierra solamente en el extremo del gabinete, mediante una conexión mecánica. 7.2.2 8.3 SEPTE 7.2.2 8.3.1 El número y ubicación de las terminales aéreas de intercepción de rayo, los conductores de bajada y el arreglo de la red de puesta a tierra deben calcularse de acuerdo con el criterio de la NMX-J-549-ANCE-2005. 7.2.2 8.3.2 En los casos donde exista red eléctrica, deben instalarse dispositivos de protección que limite las sobretensiones transitorias descargando o desviando la sobrecorriente así producida a tierra, y evitando que continúe el paso de corriente eléctrica, siendo capaz de repetir esta función. Deben seleccionarse de acuerdo con el artículo 280 de la NOM-001-SEDE-2005 y su ubicación debe cumplir con lo indicado en el numeral 4.4.3 de la NMX-J-549-ANCE-2005, para acometida, tableros principales, secundarios y equipo a proteger, en las categorías A, B, C y D. Las características mínimas a cumplir se indican en la sección de Supresores de Sobretensión Transitoria (SSTT). 7.2.3 Mediciones eléctricas. 7.2.3.1 Generalidades 7.2.3.1.1 La NOM-022-STPS-2008 indica que las mediciones de resistencia de puesta a tierra de la instalación se realicen con el método de caída de potencial, indicado en el Apéndice C de la NMX-J549-ANCE-2005. La ubicación del electrodo auxiliar de corriente dependerá del tamaño de la red de puesta a tierra a medir, además se incluye en la “Guía técnica para regular las actividades de inspección y mantenimiento en los sistemas de protección contra descargas atmosféricas y sistemas de puesta a tierra” clave 800/16000/DCO/GT/073/08 Rev. 0. 7.2.3.1.2 Para una sola varilla enterrada, la distancia al electrodo auxiliar de corriente deberá ser cuando menos diez veces la longitud de enterramiento de la varilla, realizando cuando menos diez mediciones con el electrodo auxiliar de potencial, en el intervalo comprendido entre el 25 por ciento y 100 por ciento de la distancia al electrodo auxiliar de corriente. 7.2.3.1.3 Para una malla que contiene un área interconectada, la distancia al electrodo auxiliar de corriente deberá ser cuando menos dos veces la diagonal del área de la malla, realizando cuando menos diez mediciones con el electrodo auxiliar de potencial, en el intervalo comprendido entre el 25 por ciento y 100 por ciento de la distancia al electrodo auxiliar de corriente. 7.2.3.1.4 Cuando la instalación es muy grande (por ejemplo en Terminales Marítimas, Refinerías, Terminales de Distribución, etc.) y la instalación está interconectada en todas sus partes, la medición con el método de caída de potencial llega a ser muy difícil de realizar. En dichos casos, debe procederse como sigue: Página 13 de 21 MEJORAMIENTO, MODIFICACIÓN, REHABILITACIÓN Y MANTENIMIENTO DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA Y DEL SISTEMA DE PROTECCIÓN ANTE TORMENTAS ELÉCTRICAS EN INSTALACIONES TERRESTRES DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS ET-10203001PR-PEMEX-2012 1. Realizar mediciones de resistividad del suelo en las inmediaciones de la instalación, y obtener el valor de resistividad uniforme equivalente, con base en lo indicado en el apéndice B de la NMX-J-549ANCE-2005. NOTA: Debe verificarse que no existan elementos metálicos enterrados bajo la superficie de medición, ya que esto podría distorsionar las mediciones. 2. Realizar mediciones de continuidad registros vs registros de puesta a tierra y puntos de conexión a equipo vs registros. El valor mínimo aceptado para la condición de continuidad es de 0.1 Ω. 3. Si la instalación tiene una malla interconectada (verificado como resultado de las mediciones de continuidad), calcular la resistencia de puesta a tierra con base en la resistividad uniforme equivalente y la geometría de la malla interconectada. 7.2.3.2 Equipo de medición Cumplir con lo indicado en el numeral 8.4.2 de la NRF-070-PEMEX-2010. Los cables de medición pueden ser mayores, dependiendo del arreglo instalado para la red de puesta a tierra (electrodo único, arreglo de electrodos, electrodos profundos, lazos cerrados, mallas). 7.2.3.3 Equipo tipo gancho Existen en el mercado medidores de tierra tipo gancho, los cuales necesitan forzosamente un retorno para realizar correctamente la medición. Este medidor es útil cuando la red de puesta a tierra consiste de un arreglo sencillo de algunos electrodos, y cuando dicho arreglo tiene una forma de retorno para la corriente de prueba. En redes muy grandes interconectadas, el medidor de gancho no reproduce el valor de la resistencia de puesta a tierra, sino el valor de interconexión a la red de puesta a tierra del punto medido, por lo que su utilidad se reduce a la obtención de condiciones de continuidad. Su uso debe estar plenamente justificado técnicamente, para garantizar la medición de resistencia de puesta a tierra. 7.2.4 7.2.4.1 Aspectos de instalación. Conductor de la red de puesta a tierra La profundidad debe ser ≥ 0.6 m respecto del piso terminado, a menos que las condiciones del suelo o aspectos económicos lo impidan. Debe realizarse una zanja de cuando menos 0.3 m de ancho. El procedimiento es el siguiente: 1. La excavación podrá realizarse con herramienta manual en terrenos blandos (cultivo y no cultivo), donde la roca no se encuentre expuesta a la vista. La excavación deberá realizarse con maquinaria en suelos rocosos (aquellos donde la roca se encuentre expuesta a la vista). 2. El relleno de la zanja deberá realizarse en tres capas, apisonando y humedeciendo cada capa antes de llenar la siguiente capa. 3. El conductor de la red de puesta a tierra deberá instalarse sobre la primera capa compactada de relleno. 7.2.4.2 Instalación de electrodos tipo varilla Cuando este tipo de electrodo se entierra en el suelo, debe considerarse el tipo de suelo. Si el suelo es suave, puede hincarse directamente. Si el suelo es semi-rocoso o rocoso, debe realizarse primero un barreno y después insertar el electrodo, rellenar el área circundante del electrodo ya sea con producto de la excavación, con alguna tierra mejorada o con relleno químico. Si se rellena con tierra debe compactarse en por lo menos tres capas. Si es con material químico o higroscópico, deben atenderse las recomendaciones del fabricante para su instalación. 7.2.4.3 Tres o más electrodos tipo varilla Página 14 de 21 MEJORAMIENTO, MODIFICACIÓN, REHABILITACIÓN Y MANTENIMIENTO DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA Y DEL SISTEMA DE PROTECCIÓN ANTE TORMENTAS ELÉCTRICAS EN INSTALACIONES TERRESTRES DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS ET-10203001PR-PEMEX-2012 En un SPT con tres o más electrodos como arreglo, derivar del conductor principal las conexiones a cada varilla (ver figura 1 de esta especificación técnica). 7.2.4.4 Dos o más electrodos tipo varilla Si se utilizan dos o más de este tipo de electrodos, la unión entre ellos debe realizarse en forma continua desde el primer electrodo hasta el último de ellos. Es decir, no se debe interrumpir la continuidad del cable de interconexión entre ellos a nivel enterrado para conectar a cada una de las varillas, sino que del conductor continuo de unión, derivar las conexiones a cada varilla. Ver figura 1 de esta especificación técnica. 60 cm 2/0 AWG Sold. Electrodo 5/8” X 3 M Figura 1. Conexión recomendada para tres o más electrodos de puesta a tierra. 7.2.4.5 Lazo cerrado 7.2.4.5.1 Aplica el mismo criterio que para tres o más electrodos: derivar del conductor principal las conexiones a cada varilla. El lazo debe ser continuo hasta el punto de interconexión entre sus extremos, los cuales deberán estar unidos exotérmicamente. Todas las conexiones deberán ser con soldadura exotérmica. (Ver figura 2 y 3, de esta especificación técnica). Para la figura 2, el anillo debe estar instalado preferentemente ≥1m de distancia del tanque. Para la figura 3, la distancia entre electrodos verticales (varillas) debe ser ≥ 2L, done L es la longitud del electrodo vertical enterrado. Página 15 de 21 MEJORAMIENTO, MODIFICACIÓN, REHABILITACIÓN Y MANTENIMIENTO DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA Y DEL SISTEMA DE PROTECCIÓN ANTE TORMENTAS ELÉCTRICAS EN INSTALACIONES TERRESTRES DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS ET-10203001PR-PEMEX-2012 7.2.4.5.2 En este caso, el lazo debe ser continuo hasta el punto de interconexión entre sus extremos, los cuales deben unidos exotérmicamente. En caso de contener electrodos verticales tipo varilla, la unión entre ellos debe realizarse en forma continua desde el primer electrodo hasta el último de ellos, derivando las conexiones a cada electrodo a partir del lazo continúo. Ver figura 2, de esta especificación técnica. Todas las conexiones deben ser con soldadura exotérmica. 7.2.4.5.3 En caso de que el lazo cerrado no pueda implementarse en instalaciones existentes, dicho lazo puede omiterse siempre y cuando las conexiones de puesta a tierra del tanque se lleven hasta la red general de puesta en tierra. Red de puesta a tierra. Dique. Lazo continuo. 1m TV ‐01 Soldaduras exotérmicas. NRF‐048‐PEMEX. Cap.‐ 8.11.1 (j, l y n). Registro con electrodo vertical de puesta a tierra. Figura 2. Conexión de electrodos verticales (varillas) con el conductor horizontal de la red de puesta a tierra en forma de anillo cerrado, el cual debe ser continuo, sin interrupciones o cortes. Página 16 de 21 MEJORAMIENTO, MODIFICACIÓN, REHABILITACIÓN Y MANTENIMIENTO DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA Y DEL SISTEMA DE PROTECCIÓN ANTE TORMENTAS ELÉCTRICAS EN INSTALACIONES TERRESTRES DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS ET-10203001PR-PEMEX-2012 CONEXIÓN EXOTERMICA CONEXIÓN MECANICA O EXOTERMICA CONDUCTOR HORIZONTAL DE LA RED DE PUESTA A TIERRA EN FORMA CONTINUA ELECTRODO VERTICAL Figura 3. Arreglo típico para torre de telecomunicaciones en suelo natural. 7.2.4.6 Electrodos profundos Todo electrodo profundo deberá estar soportado por un estudio técnico de resistividad del suelo, con el objeto de caracterizar los valores a diferentes profundidades, y poder así determinar la profundidad óptima del electrodo profundo. Es recomendable utilizar un relleno químico o tierra mejorada en su instalación. 7.2.4.7 Tipo de conexiones 7.2.4.7.1 Las conexiones deben aplicarse, con base en el criterio indicado en la tabla 3. La conexión cumple con cualquier opción “SI” de la tabla. Conexión Cable-estructura metálica Cable-varilla en registro de puesta a tierra Cable-varilla en registro de puesta a tierra de separación Tipo de conexión A compresión Exotérmica irreversible Mecánica Figura en SI NO SI Guía técnica 800/16000/DCO/GT/073/08 SI NO SI Guía técnica 800/16000/DCO/GT/073/08 NO NO Página 17 de 21 SI Guía técnica 800/16000/DCO/GT/073/08 MEJORAMIENTO, MODIFICACIÓN, REHABILITACIÓN Y MANTENIMIENTO DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA Y DEL SISTEMA DE PROTECCIÓN ANTE TORMENTAS ELÉCTRICAS EN INSTALACIONES TERRESTRES DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS de áreas Cable-motor NO NO SI Guía técnica 800/16000/DCO/GT/073/08 NO NO SI Guía técnica 800/16000/DCO/GT/073/08 SI SI NO Guía técnica 800/16000/DCO/GT/073/08 SI NO SI Guía técnica 800/16000/DCO/GT/073/08 Cable-tanque Cable-cable Cable-tubería Cable-cubierta equipo eléctrico (baja tensión), electrónico e instrumentos ET-10203001PR-PEMEX-2012 NOM-001-SEDE-2005 NO NO SI Tabla 3. Tipo de conexión para diferentes puntos de la instalación y equipo. 7.2.4.7.2 La conexión mecánica cable-tanque debe ser con zapata y tornillo. Las dimensiones de la placa debe cumplir con lo indicado en el numeral 8.11.1 (l) de la NRF-048-PEMEX-2007. 7.2.4.7.3 Cuando el equipo o estructura metálica a conectar sea móvil o temporal (reemplazo o mantenimiento continuo), la conexión debe ser mecánica. 7.2.4.8 Conductor del SPTE a nivel de azotea El conductor debe cumplir con la sección transversal indicada en el numeral 6.2.2 de la NMX-J-549ANCE-2005. Este conductor debe unir todas las terminales aéreas de intercepción instaladas a nivel de azotea. 7.2.4.9 Conductor de bajada del SPTE El conductor de bajada debe cumplir con la sección transversal indicada en el numeral 6.2.2 de la NMX-J-549-ANCE-2005. Debe fijarse con sujetadores o abrazaderas a prueba de rayos UV. 7.2.4.10 Red de puesta a tierra del SPTE En ningún caso se permite que el conductor de bajada esté conectado a tierra por medio de un solo electrodo vertical, a menos que éste sea un electrodo profundo. Por lo tanto, si el electrodo no es profundo (profundidades de hasta 5 m), el arreglo de puesta a tierra para cada conductor de bajada debe contener al menos tres electrodos, como se indica en el numeral 4.3.3.3.1 (e) de la NMX-J-549ANCE-2005 Aplicar las medidas de seguridad para el conductor de bajada indicadas en el numeral 4.3.3.3 de la NMX-J-549-ANCE-2005. Página 18 de 21 MEJORAMIENTO, MODIFICACIÓN, REHABILITACIÓN Y MANTENIMIENTO DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA Y DEL SISTEMA DE PROTECCIÓN ANTE TORMENTAS ELÉCTRICAS EN INSTALACIONES TERRESTRES DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS 7.2.5 ET-10203001PR-PEMEX-2012 Mantenimiento. Para las labores de mantenimiento del sistema de puesta a tierra y del sistema de protección ante tormentas eléctricas, deben cumplirse los lineamientos indicados en la Guía Técnica 800/16000/DCO/GT/073/08 vigente. 7.2.6 Diseño. 7.2.6.1 El diseño debe cumplir con lo siguiente: 1. El diseño del SPT debe estar basado en las características eléctricas del suelo (resistividad del suelo), por lo que debe obtenerse este valor por medio de mediciones de campo, con base en lo indicado en el Apéndice C de la NMX-J-549-ANCE-2005. 2. El arreglo del SPT dependerá del sistema a proteger. Deben cumplirse los criterios indicados en la tabla 1 de esta especificación técnica. 3. El diseño del SPTE en cada instalación debe ser integral, como se indica en la NMX-J-549-ANCE2005, es decir, debe diseñarse el sistema externo SEPTE (numeral 4.3) y el sistema interno SIPTE (numeral 4.4). 4. El SEPTE debe diseñarse con el criterio de la esfera rodante, como se indica en el numeral 4.3.1 de la NMX-J-549-ANCE-2005. 5. El diseño del SIPTE debe incluir la Unión Equipotencial, Puesta a Tierra de equipos y sistemas y SSTT. 7.2.6.2 En la etapa de diseño, tanto el SPTE como el SPT deben estar justificadas y entregar a PEMEX la memoria técnica, que incluya los siguientes aspectos: 7.2.6.2.1 Sistema Externo de Protección ante Tormentas Eléctricas SEPTE (con base en la NMX-J549-ANCE-2005). a. Cálculo del nivel de riesgo (cuando aplique). b. Selección del Nivel de Protección para el impacto directo de rayo. c. Ubicación y altura de las terminales aéreas de intercepción, con base en el criterio de la esfera rodante. d. Ubicación y número de conductores de bajada. e. Cálculo de las distancias de seguridad en cada conductor de bajada. 7.2.6.2.2 Sistema Interno de Protección ante Tormentas Eléctricas SIPTE. a. Topología de red interna para la puesta a tierra de equipo dinámico y estático, sistema eléctrico y equipo electrónico, con base en el cumplimiento de la NOM-001-SEDE-2005, NMX-J-549-ANCE2005 y la NRF-048-PEMEX-2007. Incluye la disposición de Barras de Unión Equipotencial (BUE). b. Ubicación y selección de SSTT, con la información mínima exigida en la sección “SSTT” de este documento. Debe proporcionarse plano de ubicación en diagrama unifilar (para el sistema eléctrico) o diagrama de control (para el sistema electrónico – señal, control, video, etc). 7.2.6.2.3 Sistema de Puesta a Tierra SPT. a. Anexo técnico de mediciones en campo de la resistividad del suelo. Debe proporcionarse gráficas de mediciones y cálculo de la resistividad uniforme equivalente. b. Arreglo seleccionado para la red de puesta a tierra, donde se indique la ubicación de registros de puesta a tierra de separación de áreas y su justificación técnica, con base en la tabla 1. Debe proporcionarse plano de topología. c. Cálculo de la resistencia de puesta a tierra de la red seleccionada. 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La garantía debe consistir en el remplazo del supresor. Todos los circuitos de diagnóstico complementarios (vida útil, contador, etc.) deben estar garantizados por un plazo no menor que 10 años. 7.2.7.5 La instalación de supresores no debe modificar la operación de los circuitos eléctricos ni de los equipos a los cuales se pretenden proteger. 7.2.7.6 La documentación de los supresores seleccionados debe contener, más no estar limitada a, la siguiente información general: a. Hoja técnica de cada supresor, indicando tensión de operación (“clamp voltaje”), tamaño de los conductores, tipo de conductores, configuración de conexión, conexión de terminales. b. Hoja técnica donde se indique y demuestre técnicamente la habilidad del producto para garantizar o exceder los requerimientos indicados. c. Dibujos del supresor con dimensiones, características de montaje y longitud de terminales de conexión. d. Diagrama unifilar donde se indique la ubicación y tipo de supresor. e. Lista detallada de todos los sistemas de protección involucrados con la instalación del supresor, tales como fusibles, desconectadores y materiales de protección. f. Alambrado del supresor (conexión de unión equipotencial, conexión a tierra y alambrado (hilos energizados). 7.2.7.7 La documentación técnica de los supresores debe incluir lo siguiente: a. Indicar todos los modos de protección (L-L. L-G, L-N, N-G). b. La conexión L-N-G no debe aceptarse como un sustituto de la conexión L-G. c. La combinación L-N-L y L-G-L puede aceptarse como una conexión L-L. d. Indicar la evidencia de que el supresor cumple las pruebas de corriente, con base en las corrientes mínimas indicadas en el numeral 4.4.3 de la NMX-J-549-ANCE-2005. e. Los supresores deben tener una conexión a tierra separada de la conexión del hilo de seguridad o de tierra del sistema eléctrico. Sin embargo, la conexión a tierra debe ser al sistema de puesta a tierra general del sistema o edificio. Página 20 de 21 MEJORAMIENTO, MODIFICACIÓN, REHABILITACIÓN Y MANTENIMIENTO DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA Y DEL SISTEMA DE PROTECCIÓN ANTE TORMENTAS ELÉCTRICAS EN INSTALACIONES TERRESTRES DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS ET-10203001PR-PEMEX-2012 8 RESPONSABILIDADES. 8.1 Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Vigilar que se apliquen los requisitos y recomendaciones de esta Especificación Técnica en las actividades de mejoramiento, modificación, rehabilitación y mantenimiento del sistema de puesta a tierra y del sistema de protección ante tormentas eléctricas en instalaciones terrestres de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios. 8.2 Subcomité Técnico de Normalización de PEMEX-Refinación Establecer comunicación con las áreas usuarias de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios, así como con los fabricantes y proveedores de materiales, equipos y servicios, para mantener su contenido y requerimientos actualizados, con el fin de asegurar que el mejoramiento, modificación, rehabilitación y mantenimiento del sistema de puesta a tierra y del sistema de protección ante tormentas eléctricas en instalaciones terrestres de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios cumplan con esta especificación técnica. 8.3 Proveedores. Conocer el contenido de la presente Especificación Técnica y cumplir con los requisitos de la misma, para asegurar el mejoramiento, modificación, rehabilitación y mantenimiento del sistema de puesta a tierra y del sistema de protección ante tormentas eléctricas en instalaciones terrestres de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. 9 CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES Esta Especificación Técnica concuerda parcialmente con las siguientes normas: NOM-001-SEDE-2005 Instalaciones eléctricas. (Utilización). NOM-008-SCFI - 2002 Sistema General de Unidades de Medida. NOM-022-STPS-2008 Electricidad Estática en los Centros de Trabajo-Condiciones de Seguridad. NMX-J-549-ANCE-2005 Sistema Materiales y Métodos de Medición. de Protección contra Tormentas Eléctricas-Especificaciones, NRF-048-PEMEX-2007 Diseño de Instalaciones Eléctricas. NRF-070-PEMEX-2011 Sistemas de Protección a Tierra para Instalaciones Petroleras. 10. BIBLIOGRAFÍA. 10.1 Guía Técnica 800/16000/DCO/GT/073/08- Guía Técnica para Regular las Actividades de Inspección y Mantenimiento en los Sistemas de protección contra descargas Atmosféricas y Sistemas de Puesta a Tierra. Página 21 de 21
