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Timestamp: 2020-08-03 13:02:06+00:00

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TESIS SUBESTACION ELECTRICA.pdf | Transformador | Subestacion electrica
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Subestaciones-Transformadoras
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Agradecimientos:Agradecimientos:Agradecimientos:Agradecimientos:
Le agradezco a Dios por estar conmigo en todo momento, a lo largo de mi carrera, en mi vida entera. Por ser mi fortaleza y ayudarme a culminar este gran sueño, por brindarme una vida llena de aprendizajes, experiencias y felicidad.
Valeria (Mi Sol)
A mi preciosa hija, que desde que supe de su existencia ha sido una motivación en mi vida para dar
siempre lo mejor de mí, luchar cada día para salir adelante y por todos los momentos que has regalado que
han llenado mi vida de alegría y amor verdadero.
Mamá, gracias por tu apoyo incondicional, por tu comprensión, confianza y por todo el amor que me has dado. Porque gracias a ti soy la persona que soy y porque mis logros, son los tuyos. Con todo mi amor,
Mamá gracias por todo.
A mi papá…quisiera tratar de entender muchas cosas que no he podido, sin embargo le agradezco por el
apoyo brindado, por lo que ha hecho por mí y por estar aquí, a pesar de todo.
A mi gran amigo, por tu amistad incondicional, porque en todo momento siempre me has apoyado, porque
contigo pude concluir una etapa importante en mi vida y a pesar de las adversidades, siempre tuvimos la convicción y la paciencia de hacerlo juntos.
A mi Profesor, Director de Tesis y amigo, Paco de manera especial y sincera, gracias por tu amistad y por
el gran apoyo que nos brindaste a Alfonso y a mí, en la realización de esta tesis.
A mis hermanos, familiares y amigos
Por todos los momentos que hemos pasamos juntos y por los que nos faltan, por estar conmigo en las buenas y en las malas….y por ser parte de mi vida.
Ing. Jorge Gracias por creer en mí, por brindarme la oportunidad de trabajar con usted, y con su equipo de trabajo, por el apoyo y las facilidades otorgadas en todo momento, por darme la oportunidad de crecer profesionalmente, aprender cosas nuevas y sobre todo por su amistad.
Que me han compartido sus conocimientos y que gracias a esto, he podido tener una perspectiva diferente
de las cosas y que me ha permitido conocer nuevos horizontes del saber.
Facultad de Ingeniería Que durante poco mas de 5 años, me albergaste en tus aulas, que fue para mí todo un reto ser parte de tu comunidad universitaria y que ahora es todo un honor ser egresada de esta gran Institución.
Erica Molina Vega
“Cuando un hombre decide hacer algo, debe ir hasta él fin -dijo-, pero debe aceptar responsabilidad por lo que hace. Haga lo que haga, primero debe saber por qué lo hace, y luego seguir adelante con sus acciones sin tener dudas ni remordimientos acerca de ellas.”
Es difícil encontrar las palabras que demuestren el agradecimiento que se puede sentir, y más
cuando se tiene mucho que agradecer, en primera en agradecer a las personas que siempre están ahí, apoyando, con un buen abrazo, con unas palabras de aliento, con un rico café y porque no decirlo, muchas veces con una sabrosa cerveza para la cruda, o que decir cuando dan una mirada amorosa y con eso te reconfortan.
Este agradecimiento es para el más grande amor que yo conozco en esta vida, el amor de una madre, incondicional, sin reservas, sin importar las tempestades que haya en este mundo, ese ser para el que no existe nada ni nadie mejor y más perfecto que sus hijos. Ahí es cuando se termina aceptando el viejo proverbio “mama cuervo”.
Qué decir de los hermanos que me brindo Dios (o en lo que ustedes crean), mis hermanos (un hermano y una hermana), un hermano al cual le debo mucho para estar en este punto de mi vida, a mi hermana que hay esta callada medio taciturna pero que se que cuando necesito algo ella está ahí.
Mi padre, es duro, muy duro como persona, pero eso es lo que se agradece porque si él no se
pusiera duro, yo no hubiera sacado las ganas para demostrar que si se puede, es más fácil darle la razón y después sollozar y hacerse la víctima- diciendo que uno es así porque no se contaba con los medios para superarse, para ser diferente, que la sociedad ya nos tenia destinados- por eso
creo que es muy importante agradecerle que con su forma de ser me ayudo a sacar el coraje, el carácter, el orgullo, la soberbia para decir yo puedo hacerlo.
Agradezco a amigos y personas que hayan creído en mí, y también agradezco las que no hayan creído en mí, porque en ambos casos contribuyeron a formar un carácter, y obtener este resultado.
Agradecer a la Facultad de Ingeniería, a la UNAM por brindarme su cobijo durante mi estancia en ella. A todos mis profesores por lo que me enseñaron.
Herré muchas veces el camino, y tal vez siga herrando, pero agradezco a Dios el darme la oportunidad de hacerlo, sé que no soy perfecto ni quiero serlo, solo sé que soy la suma de todos mis errores y mis aciertos.
Alfonso González Suárez
C.U. Marzo 2013
PARA ALIMENTAR UN SISTEMA DE AGUA CONTRAINCENDIO
EN UN COMPLEJO PROCESADOR DE GAS
GONZALEZ SUAREZ ALFONSO
MOLINA VEGA ERICA
ING. FRANCISCO RODRIGUEZ RAMIREZ
MARCON TEORICO
ARREGLO FÍSICO DE LA NUEVA SUBESTACIÓN ELECTRICA No. 22
6.1 Requisitos Básicos para Diseño del Arreglo Fisico de la Nueva S. E. No. 22
6.3 Cobertizo de Transformadores
6.4 Cuarto Eléctrico (Cuarto de Equipos) y Cuarto de Baterías
6.5 Cuarto de Cables (Charolas) y Cuarto de Aire Acondicionado
7.1 Red del Sistema de Puesta a Tierra
7.2 Memoria de Cálculo del Sistema de Puesta a Tierra
7.3 Pararrayos
7.4 Memoria del Cálculo del Sistema de Pararrayos
CONSIDERACIONES PARA EL CÁLCULO DE ALIMENTADORES
9.1 Verificación del Cálculo de Alimentadores Principales (Acometida en 13.8 kV)
9.2 Cálculo de Alimentadores en Media Tensión (4.16 kV)
9.3 Cálculo de Alimentadores en Baja Tensión (480, 220/127 V)
SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE FUERZA
10.2 exterior (subterránea)
GLOSARIO………………………………………………………………………
15.1 Anexo A (Plano de Simbología General)
15.2 Anexo B (Diagramas Unifilares)
15.3 Anexo C (Planos de Arreglo de Equipos)
15.4 Anexo D (Planos de Sistema de Tierras)
15.5 Anexo E (Planos de Sistema de Pararrayos)
15.6 Anexo F (Planos de Distribución de Fuerza)
15.7 Anexo G (Cedula de Cable y Conduit Media Tensión)
15.8 Anexo H (Cedula de Cable y Conduit Baja Tensión)
La naturaleza de los procesos industriales y operaciones que se realizan en las plantas petroquímicas, implican riesgos de ocurrencia de incidentes industriales, destacando por su magnitud los de explosión e incendio que tengan su origen en fugas de hidrocarburos líquidos o gaseosos, así como aquellos derivados de la presencia de atmósferas contaminadas con productos tóxicos.
Considerando lo anterior y con el propósito de elevar el nivel de seguridad de las instalaciones, se hace necesario contar con Sistemas Automáticos de Contra Incendio en instalaciones industriales, lo cual permitirá disminuir significativamente los daños a las instalaciones, el ahorro en los recursos utilizados para su control y
la salvaguarda de los recursos humanos y materiales.
Por lo tanto la distribución de la energía eléctrica en estas instalaciones se lleva a cabo cumpliendo especificaciones particulares debido a la naturaleza de los productos que maneja en sus plantas de proceso (hidrocarburos y sus derivados)
y a las condiciones ambientales de la ubicación de sus diferentes instalaciones tanto industriales como de oficinas, talleres, hospitales, entre otras.
En este contexto, las instalaciones eléctricas ocupan un papel de suma importancia siendo el eslabón entre las plantas generadoras o subestaciones alimentadoras y los centros de consumo proporcionando a los equipos la energía necesaria para su funcionamiento
Esta Ingeniería, tiene como objetivo, el diseño de una nueva Subestación Eléctrica No. 22, para la alimentación de 6 Bombas Eléctricas en una tensión de 4160 Vca y una Bomba Jockey en 480 Vca, así la alimentación de los servicios propios de la subestación, para asegurar la confiabilidad y operatividad de los Sistemas de Agua Contra incendio para atender de manera efectiva las emergencias que se pudieran presentar en el Complejo Procesador de Gas (CPG) ubicado en la localidad de Nuevo PEMEX, Tabasco, cumpliendo con las normas eléctricas mencionadas en el punto 5.
Los alcances que se deben desarrollar y realizar son la Ingeniería de detalle que comprende la edición de planos, memorias de cálculo de conductores eléctricos, memoria para la elaboración del sistema de red de tierras y sistema de pararrayos.
2.1 Diseño del Arreglo Físico de la Nueva Subestación eléctrica No 22, la cual debe de incluir como mínimo lo siguiente: patio de transformadores, cuarto de cables (charolas), cuarto de tableros y cuarto de máquinas del sistema de aire acondicionado.
2.2 Calculo, selección de conductores eléctricos y diseño de ducto subterráneo para distribución de fuerza de Media Tensión desde la Nueva Subestación Eléctrica No. 22 hasta las bombas de Contra Incendio en 4.16 kV ubicadas en cobertizo de bombas (son 5 Bombas de 400 CP y 1 Bomba Jockey de
200 CP).
2.3 Calculo, selección de conductores eléctricos y diseño de ducto subterráneo de Baja Tensión, el cual contempla la alimentación a una Bomba Jockey en
480 Vca, a los tableros de resistencias calefactoras de las Bombas Eléctricas
Contra incendio y a los tableros y precalentadores de agua de las Bombas de Combustión interna en una tensión de 220/127 Vca.
2.4 Verificación del cálculo y selección de conductores eléctricos en 13.8 kV de los circuitos que alimentaran a la nueva Subestación eléctrica No. 22. De acuerdo a los resultados del cálculo que se obtenga, se determinara si es necesario la sustitución o adición de conductores de los circuitos existentes, ya que actualmente se tiene cableado los mencionados circuitos con 2 cables por fase de 500 kCM con una longitud de 800 metros. La memoria de cálculo para determinar los calibres de los alimentadores se harán considerando la capacidad de 3000 kVA, que es la capacidad de los transformadores de potencia de 13.8-4.16 kV que se utilizaran en la Nueva Subestación Eléctrica No. 22.
2.5 Cálculo y diseño del Sistema de Red de Tierras de la Nueva Subestación Eléctrica No. 22.
2.6 Cálculo y diseño del Sistema de Pararrayos de la nueva subestación Eléctrica No. 22
3.1 Subestación eléctrica
En función a su diseño son las encargadas en interconectar líneas de transmisión de distintas centrales generadoras, transformar los niveles de tensiones para su transmisión o de consumo.
Las subestaciones eléctricas se pueden denominar, de acuerdo con el tipo de función que desarrollan, en tres grupos:
- Subestaciones variadoras de tensión.
- Subestaciones de maniobra o seccionadoras de circuito.
- Subestaciones mixtas (mezcla de las dos anteriores).
De acuerdo con la potencia y nivel de tensión que manejan las subestaciones, éstas se pueden agrupar en:
- Subestaciones de transmisión. Arriba de 230 kV.
- Subestaciones de subtransmisión. Entre 230 y 115 kV.
- Subtransmisión de distribución primaria. Entre 115 y 23 kV.
- Subestaciones de distribución secundaria. Debajo de 23 kV.
- Subestaciones tipo intemperie.
- Subestaciones de tipo interior.
- Subestaciones tipo blindado.
Subestaciones tipo blindado.- En estas subestaciones los aparatos y las máquinas están bien protegidos, y el espacio necesario es muy reducido, generalmente se utilizan en fábricas, hospitales, auditorios, edificios y centros comerciales que requieran poco espacio para su instalación, generalmente se utilizan en tensiones de distribución y utilización.
Los sistemas de 4160 V, 6900 V y 13800 V son particularmente utilizadas en sistemas industriales que suministran energía, principalmente, a cargas polifásicas, incluyendo motores de gran capacidad porque estas tensiones corresponden a motores de 4 000 V, 6 600 V y 13 200 V.
El punto de partida para la localización de una subestación se deriva de un estudio de planeación, a partir del cual se localiza, con la mayor aproximación, el centro de carga de la región que se necesita alimentar.
Obtenida la localización del centro de carga, conociendo la capacidad actual de la subestación y previendo las ampliaciones futuras, se determina la superficie necesaria para la instalación de ésta. Una vez localizado el terreno, se debe de efectuar un estudio para que no exista dificultad en la llegada de los circuitos de alimentación a la subestación. Los alimentadores pueden efectuarse por medio de líneas de transmisión, o bien, si no hay espacio disponible para su tendido, por medio de cables subterráneos.
Para el diseño de la subestación se tomarán en cuenta las condiciones ambientales del lugar de instalación como son: Temperatura ambiente (máxima, mínima y media), altitud sobre el nivel del mar, velocidad del viento, clasificación sísmica, contaminación ambiental, humedad, presencia de hielo, entre otros.
La capacidad de una subestación se fija considerando la demanda actual en kV, más el incremento en el crecimiento obtenido por extrapolación, durante los siguientes diez años, previendo el espacio necesario para las futuras ampliaciones.
3.5 Tensión
De la gama existente de tensiones normalizadas, la tensión de una subestación se puede fijar en función de los factores siguientes:
a) Si la subestación es alimentada en forma radial, la tensión se puede fijar en función de la potencia de la misma.
b) Si la alimentación proviene en forma de un anillo, la tensión queda obligada por la misma alimentación del anillo.
c) Si la alimentación se toma de una línea de transmisión cercana, la tensión de la subestación queda obligada por la tensión de línea citada.
3.6 Tensiones normalizadas
Las tensiones de un sistema de potencia se normalizan, en primer término, dependiendo de las normas que se utilizan en cada país y, en segundo término, según las normas internas de las empresas propietarias de los sistemas eléctricos. Por ejemplo en México, las tensiones normalizadas son las siguientes 1 :
- Baja tensión, desde 100 V hasta 1 000 V;
- Media tensión, mayor de 1 000 V hasta 34,5 kV;
- Alta tensión, mayor de 34,5 kV hasta 230 kV; y
- Extra alta tensión, mayor de 230 kV hasta 400 kV.
Las tensiones eléctricas normales utilizadas al interior de las instalaciones de PEMEX son 13 800, 4 160, 480, 220, 127 V. 2
3.7 Nomenclatura y simbología
La nomenclatura y simbología de los diagramas y el equipo que se menciona en este texto están de acuerdo con las normas mexicanas elaboradas por ANCE (Comité de Normalización de la Asociación Nacional de Normalización y Certificación del Sector Eléctrico, A.C) con las normas americanas ANSI y con las normas internacionales CEI (Comisión electrotécnia Internacional).
1. NMX-J-098-ANCE - Sistemas Eléctricos de Potencia – Suministro - Tensiones Eléctricas Normalizadas
2. NRF-048-PEMEX-2003 - Diseño de Instalaciones Eléctricas.
3.8 Diagrama unifilar
El diagrama unifilar de una subestación eléctrica es el resultado de conectar en forma simbólica y a través de un solo hilo todo el equipo mayor que forma parte de una instalación, considerando la secuencia de operación de cada uno de los circuitos. El diseño de una subestación eléctrica tiene su origen en el diagrama unifilar correspondiente, que resulta del estudio de las necesidades de carga de la zona en el presente y con proyección a un futuro de mediano plazo.
3.8.1 Tipos de diagramas y su evaluación
La elección del diagrama unifilar de una subestación depende de las características específicas de cada sistema eléctrico y de la función que realiza dicha subestación en el sistema.
El diagrama de conexiones que se adopte determina en gran parte el costo de la instalación. Éste depende de la cantidad de equipo considerado en el diagrama, lo que a su vez repercute en la adquisición de mayor área de terreno y, finalmente, en un costo total mayor.
Por otra parte, en la realización de un mismo diagrama de conexiones se puede adoptar diferentes disposiciones constructivas como son:
subestación intemperie, que se instala en lugares en que los terrenos son baratos y fáciles de conseguir; subestación tipo interior, que se construye en terrenos reducidos y caros; y subestación en gas (SF6), ésta se construye en terrenos caros, muy pequeños o en forma subterránea. Todos estos diagramas de conexiones presentan variaciones de la superficie ocupada en función del tipo de barras, tipo de estructuras, de la mayor o menor sencillez de la instalación, etc. Las que también repercuten en el costo final de la subestación.
Los criterios que se utilizan para seleccionar el diagrama unifilar más adecuado de una instalación, son los siguientes:
a) Continuidad del servicio
b) Versatilidad de operación
c) Facilidad de mantenimiento de los equipos
d) Cantidad y costo del equipo eléctrico.
Características del sistema secundario selectivo
El arreglo del Sistema Secundario Selectivo debe ser con doble alimentador, con interruptor de enlace en los niveles de tensión de 4 160, 480, 220/127 V (para tableros de distribución y centros de control de motores), tal como se muestra en la figura siguiente. Si existen cargas o distribución en 13 800 V también se requiere enlace en esta tensión.
Para que se tenga un nivel de tensión se requiere que existan cargas eléctricas a conectarse en dicho nivel.
3.9 Nivel de aislamiento
En una subestación, una vez determinada la tensión nominal de operación, se fija el nivel de aislamiento que, en forma indirecta, fija la resistencia de aislamiento que debe tener un equipo eléctrico para soportar sobretensiones de diferentes procedencias.
Sobretensión externa, causada por descargas atmosféricas (rayos), es la de mayor importancia en instalaciones eléctricas con tensiones nominales inferiores a 300 kV.
Sobretensión interna, debida a maniobras de interruptores, es la de mayor importancia en las instalaciones eléctricas con tensiones nominales superiores a 300 kV.
El nivel de aislamiento de una subestación se fija en función de la tensión nominal de operación, de las normas correspondientes y de los niveles de sobretensiones existentes en el sistema Se conoce con el nombre de Nivel Básico de impulso (NBI) y sus unidades se dan en kV.
3.10 Coordinación de aislamiento
Se denomina coordinación de aislamiento de una instalación eléctrica al ordenamiento de los niveles de aislamiento de los diferentes equipos, de tal manera que al presentarse una onda de sobretensión, ésta se descargue a través del elemento adecuado, pararrayos; sin producir arqueos ni daños a los equipos adyacentes.
La coordinación de aislamiento compara las características de operación de un pararrayos, dadas por sus curvas tensión-tiempo, contra las características de respuesta del aislamiento del equipo por proteger, dadas también por sus propias curvas tensión-tiempo. Dicho de otra forma, la coordinación de aislamiento se refiere a la correlación entre los esfuerzos dieléctricos aplicados y los esfuerzos dieléctricos resistentes.
En un sistema eléctrico es muy importante coordinar los aislamientos entre todo el equipo de la instalación.
Nivel 1, también llamado nivel alto. Se utiliza en los aislamientos internos, no autorrecuperables (sin contacto con el aire), de aparatos como: transformadores, cables o interruptores.
Nivel 2, también llamado nivel medio o de seguridad. Está constituido por el nivel de aislamiento autorrecuperable en las partes vivas de los diferentes equipos que están en contacto con el aire. Este nivel se adecua de acuerdo con la altura sobre el nivel del mar de la instalación y se utiliza en todos los aisladores de aparatos, buses y pasamuros de la subestación que están en contacto con el aire.
Nivel 3, también llamado nivel bajo o de protección. Está constituido por el nivel de tensión de operación de los explosores de los pararrayos de la subestación.
Respecto a los intervalos entre los niveles de tensión, se considera que la diferencia entre los niveles medio y alto puede ser entre 0 y 25%. La diferencia entre los niveles medio y bajo (pararrayos) parece ser suficiente con un 15%. Sin embargo, como los pararrayos pueden estar instalados a una distancia algo mayor que la debida de los aparatos por proteger, las sobretensiones que llegan a estos aparatos pueden ser ligeramente superiores a las de operación del pararrayos.
Por lo tanto, es conveniente también, fijar una diferencia de 25% entre estos dos últimos niveles.
3.11 Nivel básico de impulso
Se fija en función de la tensión nominal de operación, de las normas reglamentarias y de los niveles de sobretensiones existentes en el punto de la red donde se vaya a ubicar, y se conoce como Nivel Básico de Impulso (NBI) expresándose en kV
3.12 Corrientes en una subestación
Una instalación eléctrica debe estar diseñada para soportar el paso de dos tipos de corriente:
∑ Corriente nominal máxima
∑ Corriente de cortocircuito
La corriente nominal fija los esfuerzos térmicos que debe soportar una instalación eléctrica, en las condiciones de operación más desfavorables. Sirve para determinar la sección delas barras colectoras y las características de conducción de corriente de interruptores, cuchillas, transformadores de corriente, etc. En las subestaciones de tipo común, dependiendo del nivel de potencia que manejan es normal encontrar magnitudes de corriente que pueden variar entre mil y cinco mil amperes.
La corriente de cortocircuito determina los esfuerzos electrodinámicos máximos que pueden soportar las barras colectoras y los tramos de conexión, y es también un parámetro importante en el diseño de la red de tierra de la instalación.
La corriente de cortocircuito, al circular por los devanados de cualquier transformador, produce un aumento brusco de temperatura, que degrada los aislamientos y disminuye la vida útil de éstos, de tal manera que una sobretensión posterior, aunque sea pequeña, puede ser el origen de una falla seria en los embobinados e incluso de su destrucción.
Como ambas corrientes aumentan a medida que crece el sistema eléctrico, conviene diseñar las instalaciones, tomando en cuenta los valores de corriente que se alcanzarán en la etapa final de desarrollo de la subestación considerada.
Para reducir las corrientes de cortocircuito, se acostumbra conectar bobinas en serie en las tres fases para reducir el cortocircuito trifásico, o bien, instalar una sola en el neutro de los transformadores de potencia para reducir el cortocircuito
monofásico a tierra. Los valores de las reactancias de estas bobinas varían según el sistema de que se trate. Para una bobina en el neutro de un transformador trifásico, un valor de 4 ohm puede ser el adecuado para reducir la corriente de cortocircuito, de tal manera, que por un lado se pueda disminuir el costo de los interruptores y por el otro, no se reduzca tanto el valor de dicha corriente como para que afecte la sensibilidad de las protecciones correspondientes.
La potencia de cortocircuito de los tableros se debe confirmar con la elaboración del estudio de cortocircuito durante el desarrollo de la ingeniería.
Las potencias de cortocircuito comerciales estandarizadas deben ser de:
1000 MVA (40 kA) ó 750 MVA (31,5 kA) para 13.8 kV 350 MVA (49 kA) ó 250 MVA (35 kA) para 4,16 kV.
Para baja tensión, las corrientes de cortocircuito deben ser de 25 kA para 480 Vca y 22 kA para CCM y tableros de distribución autosoportados en 220-120 V, 10 kA para tableros de alumbrado y contactos en 220-127 Vca. Los cables de energía que alimentan los tableros y todos los componentes del sistema eléctrico deben soportar sin daño estos valores de cortocircuito.
Todos los equipos, instrumentos y aditamentos conectados a las barras de un tablero deben ser diseñados y construidos para soportar los esfuerzos producidos por las corrientes de falla durante un cortocircuito.
3.13 Subestaciones en gas
Con este nombre se designa a aquellas subestaciones cuyas partes vivas se encuentran dentro de envolventes metálicos y con un gas a presión. Forman módulos fácilmente enchufables entre sí. Estos módulos se encuentran dentro de una atmósfera de gas seco y a presión, que en la gran mayoría de los casos es el hexafluoruro de azufre (SF6) que tiene la característica de reducir enormemente las distancias de aislamiento, comparativamente con las de aire, y que permite diseñar subestaciones con dimensiones mucho más reducidas. Es una tecnología iniciada en el año de 1965; en México se está aplicando desde 1978.
Componentes principales de una subestación en gas
Los transformadores por su capacidad pueden ser de potencia y de distribución. Un transformador es de potencia cuando tiene una capacidad mayor de 500 kVA de acuerdo con NMX-J-284-ANCE, y es de distribución cuando tiene capacidad hasta de 500 kVA, hasta 34 500 V nominales en alta tensión y hasta 15 000 V nominales en baja tensión de acuerdo con NMX-J-116-ANCE.
La capacidad nominal de transformadores utilizados en PEMEX para distribución primaria así como alimentación a cargas eléctricas de fuerza y alumbrado es de:
Todos los transformadores deben instalarse en áreas no peligrosas, fuera de las plantas de proceso. Los devanados deben ser de cobre y/o aluminio para los transformadores tipo seco, y de cobre para transformadores en aceite o en líquido aislante de alto punto de ignición.
La instalación de los transformadores en PEMEX debe cumplir con las disposiciones del artículo 450 parte B secciones 450-21, 450-22, 450-23, 450-27 de la NOM-001-SEDE, aplicables según el tipo de transformador. Por su medio de enfriamiento en PEMEX se deben utilizar transformadores inmersos en aceite aislante autoenfriados por aire (tipo ONAN), transformadores tipo seco autoenfriados por aire (tipo AA), así como .transformadores inmersos en liquido aislante alto punto de ignición mayor a 300 ºC, auto enfriados para aire (tipo KNAN).
La protección por sobrecorriente en transformadores se debe seleccionar de acuerdo a la sección 450-3 de la NOM-001-SEDE. Se pueden emplear relevadores diferenciales de tierra si la capacidad del transformador, la carga que alimenta y el esquema de aterrizamiento así lo requiera.
Se debe incluir protección diferencial con restricción de armónicas para transformadores de 5 000 kVA y mayores. Los transformadores de corriente de la protección diferencial, deben ser exclusivos para esta protección.
Un transformador de potencia es una máquina electromagnética, cuya función principal es cambiar la magnitud de las tensiones eléctricas.
Para seleccionar un transformador es necesario conocer las ventajas y desventajas de cada una de las conexiones más utilizadas.
1) Estrella-estrella. Sus características principales son:
Aislamiento mínimo Cantidad de cobre mínimo Circuito económico para baja carga y alto voltaje Los dos neutros son accesibles
Alta capacitancia entre espiras, que reduce los esfuerzos dieléctricos durante los transitorios debido a la tensión. Neutros inestables, si no se conectan a tierra 2) Estrella-estrella con terciario en delta. Sus características son:
La delta del terciario proporciona un camino cerrado para la tercera armónica de la corriente magnetizante, lo cual elimina los voltajes de la tercera armónica en los devanados principales. El terciario se puede utilizar para alimentar el servicio de estación, aunque 3) Delta-delta. Es una conexión raramente usada. Se utiliza en tensiones bajas y medias. Sus características son:
En caso de que un banco de transformadores se le dañe una fase, se puede operar utilizando la conexión delta abierta o V. Circuito económico para alta carga y bajo voltaje. Las dos deltas proporcionan un camino cerrado para la tercera armónica de la corriente magnetizante, lo cual elimina los voltajes de está armónica. No se puede conectar a tierra los puntos neutros. Se necesita utilizar un banco de tierra, lo cual encarece más el banco. Se necesita mayores cantidades de aislamiento y de cobre. La conexión delta se usa con aislamiento total y rara vez se usa para tensiones superiores a 138 kV por el alto costo de aislamiento. 4) Delta-estrella. Se acostumbra utilizar en transformadores elevadores de tensión. Sus características son:
Al aterrizarse el neutro del secundario se aíslan las corrientes de tierra de secuencia cero. Se eliminan los voltajes de tercera armónica, porque la corriente magnetizante de está armónica se queda circulando dentro de la delta del primario. La conexión estrella se usa con aislamiento graduado hasta el valor de la tensión del neutro. 5) Estrella-Delta. Se acostumbra utilizar en transformadores reductores de tensión. Sus características son:
No se puede conectar a tierra el lado secundario. Se eliminan los voltajes de tercera armónica, porque la corriente magnetizante de está armónica se queda circulando dentro de la delta del secundario.
Son dispositivos electromagnéticos, cuya función principal es reducir a escala las magnitudes de tensión y corriente que se utilizan para la protección y medición de los diferentes circuitos de una subestación o sistema eléctrico general.
Los transformadores de corriente pueden ser de medición, de protección o mixtos. Desarrollan dos tipos de función: transformar la corriente y aislar los instrumentos de protección y medición conectados a los circuitos de media tensión.
Los transformadores de corriente para medición deben ser independientes de los de protección y deben ser construidos para soportar los esfuerzos térmicos, magnéticos y mecánicos resultantes de las corrientes de falla en los tableros.
Transformadores para protección: deben tener una potencia de precisión que garantice la operación adecuada de los dispositivos de protección en condiciones de cortocircuito sin llegar a la saturación
Transformadores de medición: los transformadores cuya función es medir, requieren reproducir fielmente la magnitud y el ángulo de fase de la corriente. Su precisión debe garantizarse desde una pequeña fracción de corriente
El interruptor es un dispositivo destinado al cierre y apertura de la continuidad de un circuito eléctrico bajo carga, en condiciones normales, así como, y ésta es su función principal bajo condiciones de cortocircuito. Sirve para insertar o retirar de cualquier circuito energizado máquinas, aparatos, líneas o cables.
El interruptor es, junto con el transformador, el dispositivo más importante de una subestación. Su comportamiento determina el nivel de confiabilidad que se puede tener en un sistema eléctrico de potencia.
El interruptor debe ser capaz de interrumpir corrientes de intensidades y factores de potencia diferentes, pasando desde las corrientes capacitivas de varios cientos de amperes a las inductivas de varias docenas de kiloamperes (cortocircuito).
Interruptores en Hexafluoruro de azufre
Sus cámaras de extinción operan dentro de un gas llamado hexafluoruro de azufre (SF6), el cual tiene una capacidad dieléctrica superior a otros fluidos dieléctricos conocidos.
Propiedades del SF6. Es un gas químicamente estable e inerte, su peso especifico
es de 6.14 g/l, alcanza tres veces la rigidez dieléctrica del aire a la misma presión.
A temperatura de 2,000 °K conserva todavía lata conductividad térmica, que ayuda
a enfriar el plasma creado por el arco eléctrico y al pasar por cero la onda de
corriente, facilita la extinción del arco. Físicamente el gas tiene características electronegativas, o sea, la propiedad de capturar electrones libres transformando los átomos en iones negativos, lo cual provoca en el gas las altas características de ruptura del arco eléctrico y por lo tanto gran velocidad de recuperación dieléctrica entre los contactos, después de la extinción del arco.
Es usado principalmente como sustancia dieléctrica para aislar medios de altos voltajes (1 kV o superiores).
Todos los interruptores deben cumplir con los requisitos indicados en las normas NRF-146-PEMEX-2005, numeral 8.2.2.1, inciso “a” y en el ANSI-C37.06 o equivalente empleando como medio de extinción el vacío o hexafluoruro de azufre
y deben ser de 3 polos, un tiro con mecanismo de operación de energía
almacenada operación local manual y eléctrica local y remota. Los interruptores deben tener contador de operaciones.
Los interruptores deben estar provistos de un mecanismo manual, al frente de la sección, que permita su operación en caso de falla de energía de control. Debe ser de disparo libre, tanto eléctrica como mecánicamente. El interruptor debe incluir un sistema antibombeo, y las bobinas deben ser para uso continuo. Los mecanismos de operación de los interruptores se deben conectar a una fuente de 125 Vcc y deben ser capaces de abrir el interruptor a carga plena entre 70 y 140 Vcc y cerrarlo con una tensión de control entre 100 y 140 Vcc. En cada sección el circuito de control de corriente continua, debe contar con un dispositivo de seccionamiento y protección mediante fusibles.
El sistema de control local para cierre y apertura del interruptor debe ser con botones de contacto momentáneo. Los bloqueos de las puertas deben cumplir con
la NRF-146-PEMEX. Las alarmas, disparos y posición de abierto o cerrado de los
interruptores principales y de enlace, deben estar disponibles en tablillas terminales para ser incluidos en el sistema de control digital de la planta o instalación. Cada interruptor debe ser equipado con 5 contactos normalmente abiertos y 5 contactos normalmente cerrados, libres, disponibles para circuitos de control asociados al interruptor. Estos contactos auxiliares (“a” y “b”) deben ser operados por los mecanismos de cierre y apertura. La celda de cada interruptor deben tener marcadas 3 posiciones “CONECTADO”, “PRUEBA” y “DESCONECTADO”.
La barra de tierras será eléctricamente continua y estará localizado dentro de la
sección vertical del tablero y conectando sólidamente a tierra cada sección.
3.14 Códigos y normas
Reglas sancionadas por organismos especializados que sirven de base en el diseño de instalaciones, equipos o partes de cualquier área de la ingeniería.
Se puede definir la normalización como el proceso de formular y aplicar reglas con la aportación y colaboración de todas las áreas involucradas, para obtener una técnica y economía de conjunto óptimas.
La normalización se apoya en la ciencia, la técnica y la experiencia; fija las bases para un entendimiento entre fabricante y comprador, con respecto a la calidad de un producto.
Todo el proyecto eléctrico debe cumplir como mínimo con la NOM-001-SEDE- 2005, el estándar NFPA 70, “Código Eléctrico Nacional”, Artículo 695 de ambas normas y demás artículos aplicables para:
Acometida Eléctrica Arreglo de equipo en Cuarto de Tableros (planta alta) Arreglo de equipo en Cobertizo de Transformadores (planta baja) Distribución de Charolas en Cuarto de Cables (planta baja) Arreglo del Banco de Baterías en Cuarto de Cables (planta baja)
Sistemas de Fuerza en:
Media Tensión y Baja Tensión.
Sistema de Tierras en:
Así mismo con Códigos y Normas establecidos del punto 5 (Normas de referencia, aplicables al proyecto)
3.15 Especificaciones
Las especificaciones son un conjunto de reglas escritas, de fácil comprensión, con una descripción clara y precisa de los requisitos técnicos de los materiales, equipos o servicios que un comprador elabora, basado en una o varias normas que son parte integral del contrato de compra venta con un fabricante, y que sirven de base para la fabricación de un equipo determinado.
En las especificaciones se fijan los requerimientos mínimos de aceptación en cuanto a las características eléctricas, mecánicas, químicas, etc., así como las pruebas de prototipo, rutina y especiales requeridas. Además de la parte escrita, las especificaciones suelen ir acompañadas de dibujos, normas, catálogos, etc.
4.0 Condiciones ambientales.
La Nueva Subestación Eléctrica No. 22 estará construida bajo las siguientes condiciones ambientales.
Mínima anual:
Máxima anual:
Velocidad regional del viento a una altura de 10 metros:
5.0 NORMAS DE REFERENCIA.
NRF-010-PEMEX- Espaciamientos mínimos y criterios para la distribución de
instalaciones industriales en centros de trabajo de Petróleos Mexicanos y Organismos subsidiarios.
NRF-036-PEMEX- Clasificación de áreas peligrosas y selección de equipo eléctrico
NRF-048-PEMEX- Diseño de instalaciones eléctricas
NRF-091-PEMEX- Sistemas eléctricos de emergencia
NRF-095-PEMEX- Motores eléctricos
NRF-143-PEMEX- Transformadores de Distribución
NRF-144-PEMEX- Transformadores de potencia
NRF-146-PEMEX- Tableros de distribución en media tensión
NRF-168-PEMEX- Bancos de resistencias
NRF-196-PEMEX- Cargador y banco de baterías
GNT-SSIME-E003- Sistema de fuerza ininterrumpible tecnología modulación de ancho de
2005 Rev. 1
GNT-SSNP-E008- Rotulación para avisos y señales para equipo y sistemas eléctricos en
2005 REV.0
GNT-SSNP-E009- Cable de energía en media tensión 5, 15, 25 y 35 kV
2005 Rev. 0
GNT-SSNP-E019- Centro de control de motores 480 y 220 Volts.
2006 Rev. 0
GNT-SSIME-G002- Especificación Técnica para Elaboración de planos y Documentos.
2003 Rev. 0
GNT-SSNP-E029- Evaluación y penalización de valores de garantía en transformadores
P.2.0201.01 (2003)
NOM-008-SCFI- Sistema general de unidades de medida.
NOM-063-SCFI- Productos Eléctricos - Conductores – Requisitos de seguridad
NOM-001-SEDE- Instalaciones eléctricas (utilización).
NOM-002-SEDE-
Requisitos de seguridad y eficiencia energética para transformadores
NOM-022-STPS-
NMX-J-010-1-
Conductores con aislamiento termoplástico a base de policloruro de
ANCE-2005
vinilo, para instalaciones hasta 600 Volts – Especificaciones.
NMX-J-023/1-
Productos eléctricos-Cajas registro metálicas de salida parte 1:
ANCE-2007
NMX-J-030-ANCE-
Conductores – Determinación de descargas parciales en cables de
energía de media y baja tensión – Método de prueba.
NMX-J-035-ANCE-
Conductores – Alambres de cobre semiduro para usos eléctricos –
NMX-J-061-ANCE-
Cables multiconductores para distribución aérea en baja tensión -
NMX-J-075/2-1994-
Motores de inducción de corriente alterna del tipo rotor en cortocircuito,
en potencias grandes - Especificaciones.
NMX-J-075/3-1994-
Máquinas rotatorias - Parte 3, Métodos de prueba para motores de
Sistemas Eléctricos de Potencia – Suministro - Tensiones Eléctricas
corriente alterna, del tipo de rotor en cortocircuito en potencias desde
NMX-J-098-ANCE-
0.062 kw.
NMX-J-118/1-
Productos eléctricos - Tableros de alumbrado y distribución en baja
ANCE-2000
tensión – Especificaciones y métodos de prueba.
NMX-J-118/2-
Tableros de distribución en baja tensión – Especificaciones y métodos
NMX-J-123-ANCE- Transformadores - Aceites
-Especificaciones, muestreo y métodos de prueba.
NMX-J-141-ANCE-
Productos eléctricos, motores eléctricos verticales especificaciones y
métodos de prueba (cancela a la NMX-j-141-1981)
NMX-J-142-ANCE-
Productos Eléctricos – Conductores - Cables de energía de pantalla
metálica aislados con polietileno de cadena cruzada o a base de etileno-propileno, para tensiones de 5 a 115 kV. Especificaciones y métodos de prueba.
NMX-J-158-ANCE-
Empalmes-Empalmes para cables de media y alta tensión-
Transformadores y auto transformadores de distribución y potencia –
NMX-J-199-ANCE-
Terminales - Terminales para cable aislado con pantalla para uso
interior y exterior, 2.5 kV a 230 kV en corriente alterna – Especificaciones y métodos de prueba.
NMX-J-235/1-
Envolventes - Envolventes (gabinetes) para uso en equipo eléctrico
Parte 1. Requerimientos generales – Especificaciones y métodos de
NMX-J-235/2-
Parte 2. Requerimientos generales – Especificaciones y métodos de prueba.
NMX-J-246-ANCE-
Productos eléctricos-aisladores-aisladores de porcelana tipo alfiler-
Especificaciones y métodos de prueba (Cancela a la NMX-J-246-
NMX-J-266-ANCE- Productos eléctricos - Interruptores automáticos en caja
NMX-J-290-ANCE- Arrancadores manuales, magnéticos y contactores – Especificaciones
NMX-J-294-ANCE- Conductores - Resistencia de aislamiento – Método de prueba.
NMX-J-353-ANCE- Centros de control de motores-Especificaciones y métodos de prueba.
NMX-J-395-ANCE- Conectadores-conectadores para subestaciones eléctricas-
moldeada -Especificaciones y métodos de prueba.
especificaciones y métodos de prueba (Cancela a la NMX-J-395-1998- ANCE).
NMX-J-433-ANCE- Productos eléctricos - Motores de inducción. Trifásicos de corriente
alterna de tipo jaula de ardilla en potencias mayores de 373 kw. Especificaciones y métodos de prueba
NMX-J-438-ANCE- Conductores - Cables con aislamiento de policloruro de vinilo 75 °C y
90 °C para alambrado de tableros - Especificaciones.
NMX-J-444-ANCE- Conductores - Pruebas de alta tensión con corriente continua en el
NMX-J-451-ANCE- Conductores con aislamiento termofijo - Especificaciones
campo a cables de energía – Método de prueba
NMX-J-486-ANCE-
Conductores – Cables control y multiconductores de energía para baja
tensión, no propagadores de incendio, de baja emisión de humos y sin contenido de halógenos, 600 V 90° C - Especificaciones
NMX-J-508-ANCE-
Artefactos eléctricos – Requisitos de seguridad – Especificaciones y
NMX-J-511-ANCE-
Productos Eléctricos - Sistemas de soportes metálicos tipo charola
para cables – Especificaciones y métodos de prueba.
NMX-J-515-ANCE-
Equipos de control y distribución – Requisitos generales de seguridad
– Especificaciones y Métodos de prueba
NMX-J-519-ANCE-
Conectadores - Conectadores sellados – Especificaciones y métodos
NMX-J-534-ANCE -
Tubos metálicos rígidos de acero tipo pesado y sus accesorios para la
protección de conductores eléctricos, especificaciones y métodos de prueba.
NMX-J-543-ANCE-
Conectadores - Conectadores para instalaciones eléctricas de
utilización - especificaciones y métodos de prueba
NMX-J-548-ANCE-
Conectadores - Conectadores tipo empalme para instalaciones
eléctricas de utilización - especificaciones y métodos de prueba.
NMX-J-554-ANCE-
Roscas para tubo (conduit) y sus accesorios - especificaciones y
NMX-J-572/1-
Líquidos aislantes de alto punto de ignición para transformadores –
Parte 1: guía para la aceptación, manejo, almacenamiento, control,
NMX-J-572/2-
mantenimiento y tratamiento de fluidos aislantes siliconados
Parte 2: guía para la aceptación, manejo, almacenamiento, control,
IEC-61800-4
mantenimiento y tratamiento de fluidos de hidrocarburos menos inflamables
Adjustable speed electrical power drive systems/Part 4. General requirements/Rating specifications for a.c. power drive
IEC-61511-SER
systems above 1000 V a.c and not exceeding 35 KV.
(Ed. 1.0)
IEC-62040-1-1 (Ed.
Uninterruptible Power Systems. General and safety requirements for
UPS used in operator access area.
IEC-62040-1-2 (Ed.
Uninterruptible Power Systems (UPS) – Part 1-2: General and safety
IEC-62040-2-(Ed.
Uninterruptible Power Systems (UPS) / Part 2. Electromagnetic compatibility (EMC) requirements.
used in restricted access location.
IEC-60034-14-
Rotating electrical machines – Part 14: Mechanical vibration of certain
machines with shaft heights 56 mm and higher – measurement,
evaluation and limits of vibration severity
Am1) (2007-03)
2.225.01
Canalizaciones Eléctricas y Telefónicas
2.227.03
Prueba de Aislamiento en campo de equipo Eléctrico
NEMA-MG-1-2003,
Revisión 1-2004
Gabinetes para equipo eléctrico (1000 Volts máxima)
6.0 ARREGLO FISICO DE LA NUEVA SUBESTACION ELECTRICA NO. 22.
Subestaciones elevadoras Subestaciones reductoras Subestaciones compensadoras Subestaciones de maniobra o switcheo Subestación principal del sistema de distribución Subestación de distribución Subestaciones rectificadoras Subestaciones inversoras
La denominación de una subestación eléctrica como transmisión o distribución es independiente de las tensiones involucradas, y está determinada por el fin a que se destinó.
Por nivel de tensión eléctrica del sistema, las tensiones eléctricas normalizadas se clasifican en:
Baja tensión, desde 100 V hasta 1 000 V; Media tensión, mayor de 1 000 V hasta 34,5 kV; Alta tensión, mayor de 34,5 kV hasta 230 kV; y Extra alta tensión, mayor de 230 kV hasta 400 kV.
El diseño de la subestación eléctrica debe tomar en cuenta las condiciones ambientales del lugar de instalación como son: Temperatura ambiente (máxima, mínima y media), altitud sobre el nivel del mar, velocidad del viento, clasificación sísmica, contaminación ambiental, humedad, presencia de hielo, entre otros.
Para el diseño de la subestación se deben considerar los siguientes factores:
Condiciones de seguridad para el personal.
Acceso controlado a personal.
Simplicidad en las maniobras de operación.
Espacio para mantenimiento.
Ubicación dentro del sistema.
Tipo de la instalación.
Capacidad de cortocircuito.
El diseño de la subestación eléctrica debe cumplir con los requerimientos del artículo 924 de la Norma NOM-001-SEDE-2005, esta información debe complementarse con: IEEE Std. C57.110-1998, IEEE Std. 141-1993, Capítulo 15 ó equivalentes subestaciones industriales, subcapítulo 15.2, apartado 15.2.4 consideraciones específicas para instalación de subestaciones.
Se debe cumplir con lo dispuesto en la Norma Oficial Mexicana NOM-113-ECOL- 1998 relativa a las especificaciones de protección ambiental y de acuerdo a la
NRF-048-PEMEX-2003.
La subestación eléctrica se debe ubicar en un área no clasificada como peligrosa y próxima al centro de carga eléctrica de la planta, y debe construirse de acuerdo a los resultados del estudio HAZOP 3 realizado.
En el diseño la distribución de equipo debe incluir espacios suficientes para el equipo (de acuerdo a artículos 110.13, 110.16, 110.34 de la NOM-001-SEDE- 2005) que brinden condiciones seguras y facilidades para circulación de personal, instalación, operación y mantenimiento del equipo sin que interfiera a los adyacentes y debe proveerse de las protecciones y accesorios necesarios para la seguridad del personal y del propio equipo.
No se deben diseñar subestaciones eléctricas en terrenos que presenten obstáculos subterráneos tales como tuberías de agua, alcantarillas, drenaje pluvial, líneas de vapor, servicios eléctricos y otros.
3. Hazop -Es el estudio de análisis de riesgo en la operación de una planta de proceso
El diseño de la subestación eléctrica debe tomar en cuenta áreas reservadas, de acuerdo con IEEE Std.1127 o equivalente, capítulo 4, subcapítulo 4.1 selección y preparación del sitio de ubicación, apartado 4.1.1 selección y localización del sitio, punto 4.1.1.1 reservas ecológicas.
El nivel de ruido audible generado por la operación de la subestación eléctrica debe cumplir con lo especificado en la sección 924-13 inciso c, de la NOM-001-
Los líquidos y gases empleados en la subestación eléctrica y los equipos no deben presentar riesgos al personal y al entorno.
Los aspectos de seguridad que deben ser cubiertos en el diseño de subestaciones eléctricas, deben cumplir con lo dispuesto en el Código Nacional Eléctrico de Seguridad (National Electrical Safety Code C2-, parte 1), reglas para la instalación y el mantenimiento de estaciones y equipo de suministro eléctrico o equivalente, así como lo establecido en las Secciones 924-6, 7 y 8 de la NOM-001-SEDE-2005.
6.1 Requisitos Básicos para Diseño del Arreglo Físico de la Nueva No. 22.
El diseño de la instalación eléctrica debe ser en la modalidad de un sistema radial con doble alimentador y secundario selectivo en los niveles de 13,800 Vca, 4,160 Vca, 480 Vca y 220/127 Vca, como se indica en los Diagramas Unifilares:
Diagrama Unifilar General de Fuerza Alta y Baja Tensión L-001, Diagrama Unifilar de Fuerza Alta y Media Tensión L-003 y Diagrama Unifilar Fuerza de Baja Tensión L-004 (ver Anexo B).
La Nueva Subestación Eléctrica No. 22 se construirá en 2 niveles de acorde a lo indicado en la Norma NRF-048-PEMEX-2003. (Ver figura 1):
La nueva Subestación Eléctrica No. 22, debe constar de un patio para, transformadores con un cobertizo, con techo desmontable, un cuarto eléctrico, donde se localizaran los tableros de distribución de 13,800 Vca, 4,160 Vca, 480 Vca, 220/127 Vca, un cuarto de cables, un cuarto de baterías, un cuarto de máquinas para aire acondicionado y presurización.
El cuarto eléctrico debe estar localizado lo más cerca posible de las cargas eléctrica, en un área no peligrosa, la construcción de la pared del patio de transformadores debe ser resistente al fuego y debe tener un cuarto de conductores, debajo del cuarto eléctrico, con charolas para los conductores que accedan a los tableros y centros de control de motores. El cuarto eléctrico debe tener dos entradas, una para equipos, y otra para el personal. Las puertas se deben localizar en lados opuestos del cuarto, y deben ser abatibles hacia fuera.
Las entradas deben tener escaleras de concreto. El cuarto de conductores también debe tener dos puertas para el acceso del personal. Todas las puertas deben ser de lámina de acero troqueladas resistentes al fuego. Las puertas deben abrir hacia fuera y deben tener barra de pánico, accionadas por simple presión de palanca, no deben localizarse hacia el lado del patio de transformadores ni de las plantas de proceso. Los cuartos eléctricos y de conductores no deben llevar ventanas.
Para la realización de este punto se elaboraran planos en los que se mostraran en planta y elevación el arreglo de equipo eléctrico interno y externo, indicando su orientación, dimensiones, distancias a ejes constructivos así como la configuración del cuarto eléctrico, indicada en la figura 2, así como su relación con los cuartos de baterías, cuarto de máquinas de equipos de aire acondicionado.
d e aire ac on d ic ion ad o
y/o d e pres urizac ión
ó E L E C T R IC O
de pres u rizac ión
Libre 2.8 m (m in.)
ivel d e
Los espacios en los cuartos de tableros (cuarto eléctrico) deben ser de acuerdo a lo siguiente:
Los Tableros de Distribución en Media Tensión y los Centros de Control de Motores (CCM) deben estar alineados, dejando un pasillo de 2 (dos) metros para operación y mantenimiento entre el frente de ellos. Se debe dejar un espacio mínimo de 0.9 metros, entre la parte posterior del Tablero de Distribución en Media Tensión ó CCM, respecto a la pared. Entre los extremos de los Tableros de Distribución de Media Tensión tableros ó CCM y la pared se debe dejar un espacio de 1.80 metros. Las ranuras para futuras secciones de ampliación de los Tableros de Distribución de Media Tensión y las ranuras de los CCM, se debe cubrir con placas metálicas antiderrapantes.
En los pasamuros de la subestación al cuarto de cables se debe considerar barreras contra fuego. Se deberá coordinar los requerimientos de huecos en losas para el paso de cables a los equipos eléctricos, del cuarto de cables al cuarto eléctrico.
Sobre el piso al frente de los tableros, se debe instalar un tapete aislante tipo antiderrapante, con la finalidad de tener condiciones de operación seguras. El tapete debe tener una resistencia dieléctrica de 25 kV como mínimo. El tapete debe ser de un metro de ancho y a lo largo según lo requiera cada tablero o centro de control de motores.
Las subestaciones eléctricas y cuartos de control eléctrico deben localizarse, con respecto a plantas de proceso, torres de enfriamiento y otras instalaciones, respetando las distancias de seguridad establecidas en la NRF-010-PEMEX-2004. Deben ubicarse y orientarse evitando que los vapores, gases de proceso, rocío de torres de enfriamiento, sean arrastrados por los vientos y afecten a estos locales.
6.2 Desarrollo.
El arreglo físico de una subestación eléctrica consiste esencialmente en la distribución física de sus componentes (transformadores de potencia, interruptores de potencia, tableros de Media Tensión, Centro de Control de Motores en Baja Tensión, sistemas de Fuerza Ininterrumpida, Cargadores y Bancos de Baterías, etc.) de acuerdo a las funciones a desarrollar.
6.2.1 Levantamiento de información en campo.
Se realiza un levantamiento en campo de la información del lugar donde se construirá la Nueva Subestación Eléctrica No. 22 dentro del Complejo Procesador de Gas (CPG), de esta recopilación se obtienen los siguientes datos:
La construcción de la Nueva Subestación Eléctrica No. 22, se realizara dentro de una superficie de 19 metros (orientada de Oeste a Este) x 32 metros (orientada de Norte a Sur), área localizada al Sur del actual cobertizo de Bombas y de la Actual Subestación Eléctrica No. 26 (Ver Croquis figura No. 2). Los accesos a la Nueva Subestación Eléctrica No. 22 se ubicaran de la siguiente manera, el de personal por el lado Norte y de Equipos por el Lado Sur. La acometida de alimentación a la Nueva Subestación Eléctrica No. 22 se realizara por el lado Sur. La ubicación del Cobertizo de Bombas de la Nueva Subestación Eléctrica No. 22, será del lado Oeste. El cuarto de charolas (cables) y cuarto de Tableros (cuarto eléctrico), se construirán junto al cobertizo de Transformadores del lado Este.
La Nueva Subestación Eléctrica No. 22, tendrá una distribución de acuerdo al punto 6.1, el primer arreglo que se considera para el dimensionamiento de la subestación eléctrica, es el del patio de transformadores, para la distribución física de los transformadores se considera que los transformadores de potencia (3000 kVA) se deben de colocar lo más cerca de la acometida eléctrica, la cual es por el lado Sur y junto a ellos se colocaran los transformadores de Distribución (500 kVA).
El arreglo de los equipos deben de cumplir con lo que se marca en la Tabla 110- 34(a) de la NOM-001-SEDE-2005:
TABLA 110-34(a).- Distancia mínima del espacio de trabajo en una instalación eléctrica.
Tensión eléctrica nominal a tierra
2501-9000
25001- 75 kV
1.- Partes vivas expuestas en un lado y no activas o conectadas a tierra en el otro lado del espacio de trabajo, o partes vivas expuestas a ambos lados protegidas eficazmente por madera u otros materiales aislantes adecuados. No se consideran partes vivas los cables o barras aislados que funcionen a no más de 300 V.
2.- Partes vivas expuestas a un lado y conectadas a tierra al otro lado. Las paredes de concreto, tabique o azulejo se consideran superficies conectadas a tierra.
3.- Partes vivas expuestas en ambos lados del espacio de trabajo (no protegidas como está previsto en la Condición 1), con el operador entre ambas.
Excepción: No se requiere espacio de trabajo en la parte posterior de conjuntos tales como tableros de distribución de frente muerto o centros de control de motores en los que no haya partes intercambiables o ajustables tales como fusibles o conmutadores en su parte posterior, y donde todas las conexiones estén accesibles desde lugares que no sean la parte posterior. Cuando se requiera acceso posterior para trabajar en partes no energizadas de la parte posterior del equipo encerrado, debe existir un espacio mínimo de trabajo de 0.80 m en horizontal.
Las dimensiones de los transformadores son tomadas en base a planos de diseño preliminares proporcionados por el fabricante, en todos los casos se considera al proveedor con las dimensiones más críticas.
La información proporcionada por el fabricante es la reflejada en la siguiente tabla.
TR- 1A
13800–
TR- 1B
TR- 2A
TR -2B
Tabla 1.0 Equipos de Patio de Transformadores.
DESCRIPCION DE EQUIPOS.
Transformador potencia trifásico, servicio tipo intemperie sumergido en aceite, capacidad de 3000 kVA, 13800-4160 V, 60 Hz. enfriamiento onan, elevación de temperatura 55/65 °C (328.15/338.15 K), conexión delta-delta, impedancia de 5.75%.
Transformador potencia trifásico, servicio tipo intemperie sumergido en aceite, capacidad de 500 kVA, 4160-480/277 V, 60 Hz. enfriamiento
onan, elevación de temperatura 55/65 °C (328.15/338.15 K), conexión delta-estrella, con neutro conectado sólidamente a tierra, impedancia de
Transformador trifásico de potencia, servicio tipo intemperie sumergido en aceite, capacidad de 500 kVA, 4160-480/277 V, 60 Hz. enfriamiento onan, elevación de temperatura 55/65 °C (328.15/338.15 K), conexión delta-estrella, con neutro conectado sólidamente a tierra, impedancia de
5.00 %.
Por ser transformadores sumergidos en aceite, entre ellos se consideran muros contra incendio, el Arreglo del Patio de Transformadores, se presenta en el plano L-116 (ver Anexo C)
6.4 Cuarto Eléctrico (Cuarto de Equipos) y Cuarto de Baterías.
El segundo arreglo que se considera para el dimensionamiento de la subestación eléctrica, es del cuarto de equipos eléctricos, en el cual se deben de considerar las dimensiones de los principales equipos eléctricos que se instalaran dentro de este cuarto, y esta área se checará de manera cruzada con el área desarrollada por el arreglo del patio de transformadores plano L-116 (Ver Anexo C) y las distancias entre equipos deben cumplir con la tabla 110-34(a) de la NOM-001-SEDE-2005 y de acuerdo al 6.2.
El cuarto de baterías será un local cerrado y restringido, que debe cumplir con lo indicado en el punto 480-8 de la NOM-001-SEDE-2005. El cuarto de baterías es exclusivo para alojar los bancos de baterías, contará con equipo de extracción de gases. La ubicación del cuarto de baterías será en el mismo nivel que el cuarto de eléctrico y en el interior del edificio de la subestación eléctrica.
Las dimensiones de los equipos eléctricos son tomadas en base a planos de diseño preliminares proporcionados por los fabricantes, en todos los casos se considera al proveedor con las dimensiones más críticas.
La información proporcionada por los fabricantes es la reflejada en la siguiente tabla.
TDA-22A
TDA-22B
4160 Vca
TDA-22
CCM-221
Solidstate-
TR-1ND
INT-1N
BB-UPS-1
TR-3ND
INT-3N
BB-UPS-3
480-220/127
Tabla 2.0 Equipos de Cuarto de Eléctrico (Principales).
TABLERO DE DISTRIBUCION DE MEDIA TENSIÓN
(TDA-22)
Tablero de distribución para operar a 4.16 kV, 1200 A, 250 MVA, 3F, 3H, 60 Hz. para servicio interior tipo NEMA 1A, aislamiento en gas SF6 y con cámara de extinción de arco eléctrico en vacío, con las siguientes secciones:
- Dos secciones de acometida con interruptor principal de 1200A del tipo removible, 3 polos, en vacío.
- Una sección de enlace con interruptor de 1200A del tipo removible, 3 polos, en vacío.
- Dos secciones con interruptor de 1200A del tipo removible, 3 polos, en vacío para la protección de los transformadores de
- Dos secciones con interruptor de 1200A del tipo removible, 3 polos, en vacío para reserva.
- Seis secciones que alojan cada uno, un interruptor de potencia
del tipo removible, 3 polos, un tiro, encapsulado en gas SF6. Ver diagrama unifilar L-003 (Anexo B), especificación ESP-L-7120-
(TDA-22A)
Tablero de distribución para operar a 13.8 kV, 1200A, 250 MVA, 3F, 3H, 60 Hz. para servicio interior tipo NEMA 1A, el tablero se conforma de interruptor de potencia encapsulado en SF6; 13.8 KV, 1200A, 3F, 3H, 60 Hz. Ver diagrama unifilar L-003 (Anexo B), especificación ESP-L-7100-CI.
Tablero de distribución para operar a 13.8 kV, 1200 A, 250 MVA, 3F, 3H, 60 Hz. para servicio interior tipo NEMA 1A, el
(TDA-22B)
tablero se conforma de interruptor de potencia encapsulado en
SF6; 13.8 KV, 1200 A, 3F, 3H, 60 Hz. Ver diagrama unifilar L- 003 (Anexo B), especificación ESP-L-7100-CI.
Centro de control de motores para operar a 480 V, 800 V, 25 kA SIM. 3F, 3H, 60 Hz. para servicio interior tipo NEMA 1A, el
CCM se conforma dos secciones de acometida con interruptor
(CCM-221)
electromagnético de 800 A montaje removible, operación eléctrica.
-Una sección de enlace con interruptor electromagnético de 800A montaje removible, operación eléctrica.
Veinticuatro secciones alojando lo siguiente:
a) combinaciones de arrancadores magnéticos a tensión plena no reversible e interruptor termomagnético para el arranque y protección de motores, incluyen reservas.
b) interruptores termomagnéticos para la protección de los circuitos derivados, ver diagrama unifilar L004 (Anexo B), especificación ESP-L-7150-CI.
TABLERO DE DISTRIBUCION DE BAJA TENSION
(TDB-220)
Tablero de distribución para operar a 220/127 V, 800A, 22 kA SIM. 3F, 4H, 60 Hz. para servicio interior tipo NEMA 1A, el TDB se conforma de lo siguiente:
-Dos secciones de acometida con interruptor electromagnético de 800 A montaje removible, operación eléctrica.
- Una sección de enlace con interruptor electromagnético de 800 A montaje removible, operación eléctrica.
- Tres secciones alojando lo siguiente:
a) interruptores termomagnéticos para la protección de los circuitos incluyen reservas. Ver diagrama unifilar L-004 (Anexo B), especificación ESP-L-7151-CI.
Unidad de energía ininterrumpible, de 7.5 kVA, para servicio interior tipo NEMA 1A.
Acondicionador de línea de UPS-1, 7.5 kVA, 480-220 V, 3F, 4H,
INT-1N.
Interruptor de bypass externo de la UPS-1.
BB-UPS-1.
Banco de baterías de la UPS-1
UPS-3.
Unidad de energía ininterrumpible, de 3 kVA, para servicio interior tipo NEMA 1A.
TR-3ND.
Acondicionador de línea, 3 kVA, 480-127 V, de la UPS-3.
INT-3N.
Interruptor de bypass externo de la UPS-3 1F, 3H.
Banco de baterías de la UPS-3.
CB-01.
Cargador de Baterías de 7.5 kVA
BB-CB-01.
Banco de baterías CB-1
TR-3A. Transformador trifásico de distribución, tipo seco, capacidad de 112.5 kVA, 480/220-127 V, 60 Hz, enfriamiento AA, conexión delta-estrella, con neutro conectado sólidamente a tierra, impedancia 2.25%.
TR-3B. Transformador trifásico de distribución, tipo seco, capacidad de 112.5 kVA, 480/220-127 V, 60 Hz, enfriamiento AA, conexión delta-estrella, con neutro conectado sólidamente a tierra, impedancia 2.25%.
La distribución del cuarto de equipos queda como lo indica el plano L-115 (ver Anexo C), con las mismas las dimensiones del patio de transformadores.
6.5 Cuarto de Cables (Charolas) y Cuarto de Aire Acondicionado.
El cuarto de cables tendrá piso de concreto con acabado “firme de concreto” y NPT (nivel de Piso Terminado) de 0.3 m por arriba del nivel de piso exterior de planta y/o banqueta (el que sea mayor), el claro mínimo desde el NPT a NIT (Nivel Inferior de Trabe) será como mínimo 2.80 m, esta altura mínima también cumplirá al nivel inferior de ducto de presurización y aire acondicionado (NIDP y AA) y/o nivel inferior de luminaria (NIL). Se contará con dos accesos de personal, en lados opuestos y su orientación no será ni al lado del patio de transformadores ni de las plantas de proceso. El cuarto de cables tendrá presión positiva. El cuarto de cables deberá tener la ventana (espacio) necesario para recibir la acometida de alimentación principal.
Se incluirá el cuarto de maquinas del sistema de aire acondicionado y que alojará los equipos de presurización, será un cuarto con losa de concreto y muros de tabique, con acceso independiente, tal como se indica en la NRF-048-PEMEX- 2007 numeral 8.7.1 inciso “m”
El cuarto de cables queda de con las mismas dimensiones que el cuarto de equipos eléctricos, ya que esta debajo de él, en la nueva subestación SE-22 se ubica el cuarto de maquinas el cual es dividido por muros y con accesos independientes, como se muestra en el plano L-117 (Ver Anexo C).
Las dimensiones de los equipos de aire acondicionado se muestran en la siguiente tabla.
UMA-001A
UMA-001B
UCC-001A
UCC-001B
UP-003A
UP-003B
Tabla 3.0 Equipos de Cuarto de Aire Acondicionado.
De acuerdo a la ingeniería desarrollada para el dimensionamiento de la Nueva Subestación Eléctrica No. 22, en el plano L-118 (Ver Anexo C), se muestra el arreglo de vistas de la Nueva Subestación Eléctrica No. 22.
7.0 SISTEMA DE PUESTA A TIERRA Y PARARRAYOS
Uno de los aspectos principales para la protección contra sobretensiones en la Nueva Subestación Eléctrica No. 22 es el de disponer de una red adecuada, a la cual se conectan los neutros de los equipos, las estructuras metálicas, los tanques de los equipos y todas aquellas partes metálicas que deben estar en potencial de tierra.
7.1 Red del Sistema de Puesta a Tierra.
La necesidad de contar con un sistema de puesta a tierra en la Nueva Subestación Eléctrica No. 22 es la de cumplir con las siguientes funciones:
La principal función de la red de tierras es evitar durante la circulación de estas corrientes de tierra en condiciones de cortocircuito puedan producirse diferencias de potencial entre distintos puntos de la subestación, lo cual significa un peligro para el personal.
Limitar las sobretensiones por descargas atmosféricas o por operación de interruptores. Proporcionar un circuito de muy baja impedancia para la circulación de la corriente de tierra, ya sea que se deba a una falla de cortocircuito o a la operación de un pararrayo, sin exceder los límites de operación de los equipos eléctricos. Evitar durante la circulación de estas corrientes de tierra en condiciones de cortocircuito puedan producirse diferencias de potencial eléctrico entre distintos puntos de la subestación eléctrica, lo cual significa un peligro para el personal. Facilitar mediante sistemas de relevadores o microcomputadoras la eliminación de las fallas a tierra en los sistemas eléctricos. Dar mayor confiabilidad y continuidad al servicio eléctrico.
El diseño del sistema de puesta a tierra del sistema eléctrico llamado “Sistema General de Puesta a Tierra” debe estar de acuerdo y ser calculado con el estándar
IEEE 80, IEEE Std 142 o equivalentes, con el artículo 250 de la norma NOM-001- SEDE-2005 y requisitos incluidos en esta norma de referencia.
Es necesario efectuar el estudio de la resistividad del terreno al nivel de profundidad de la malla, donde se ubicarán las nuevas instalaciones.
El sistema general de puesta a tierra incluye la conexión a tierra del neutro del sistema eléctrico, la conexión a tierra de gabinetes de equipo eléctrico, conexión a tierra de estructuras y partes metálicas no portadoras de corriente.
El neutro de los sistemas eléctricos en este CPG es de acuerdo a lo siguiente:
220/127 Vca Sólidamente aterrizado.
480 Vc.a.
Delta-Estrella, neutro aterrizado
Sin neutro.
13800 Vca
Para el caso de conexión de neutros a tierra, esta conexión debe ser realizada con cables aislados que tengan el mismo nivel de aislamiento que las tensiones de fases del sistema a aterrizar.
El valor de la resistencia del sistema general de tierras debe ser de acuerdo a la siguiente tabla:
Tabla 4.0 Valores de resistencia del Sistema General de Tierras
Este valor debe lograrse con el tamaño (calibre) y longitud del cable principal y derivado así como la cantidad y tipo de electrodos de puesta a tierra, sin adición de compuestos químicos en los registros de tierras. En el diseño de la red debe cuidarse de no exceder las tensiones de paso y de contacto permisibles por el cuerpo humano.
La puesta a tierra de sistemas y circuitos eléctricos de 600 V y mayores debe estar de acuerdo a las secciones 250-151 al 250-153 de la NOM-001-SEDE-2005.
El sistema de puesta tierra debe tener al menos los siguientes elementos: malla a base de cable de cobre desnudo semiduro, electrodos de puesta a tierra de varilla copperweld de 3 m de longitud, conectores de compresión o de soldadura
exotérmica para la malla, conectores mecánicos para los equipos, y registros de medición (con varilla, conector mecánico y tubo con tapa).
Los registros de tierras deben ubicarse en las esquinas de la red de puesta a tierra, en cambios de dirección, en el límite de baterías de la planta y otros puntos definidos en la etapa de ingeniería. Se requiere para poder realizar mediciones, ubicar registros de tierras en cantidad suficiente que aíslen las diferentes áreas del proyecto, (por ejemplo subestación eléctrica, áreas de proceso, de tanques, de servicios auxiliares, casa de bombas, entre otros).
La malla principal en las subestaciones eléctricas debe formarse con cable de cobre desnudo, temple semiduro, con una sección de acuerdo al cálculo y no menor de 107,2 mm2 (4/0 AWG).
En las subestaciones los cables paralelos de la malla de tierra, no deben tener una separación mayor a 7 m.
La malla de tierras debe ser enterrada a una profundidad de 0,6 m del nivel de piso terminado.
Todo equipo o dispositivo eléctrico, debe ser conectado al sistema general de puesta a tierra con cable de cobre desnudo semiduro, el tamaño (calibre) del cable debe ser el indicado de acuerdo a la capacidad del dispositivo de protección (ver tabla 250.95 de la norma NOM-001-SEDE-2005), sin embargo el tamaño (calibre) mínimo aceptado es de 33,62 mm² (2 AWG), de acuerdo a la norma NRF-048-
PEMEX-2003.
Además deben ser conectadas al sistema general de puesta a tierra los siguientes tipos de instalaciones con cable de cobre desnudo semiduro tamaño (calibre) 33,62 mm² (2 AWG).
Partes metálicas no portadoras de corriente de los equipos eléctricos. Estructuras de acero. Equipos de Proceso. Equipos dinámicos accionados por motor eléctrico. Tuberías de proceso y servicios auxiliares. Tanques de almacenamiento y recipientes.
La conexión a tierra de este tipo de instalaciones debe ser al sistema general de tierras.
En las charolas metálicas para cable de la subestación, se debe instalar en toda su trayectoria un cable de cobre desnudo tamaño (calibre) 33,62 mm2 (2 AWG), debidamente sujeto en la charola y conectado en sus extremos a la red de puesta a tierra.
Para protección mecánica del cable de conexión a tierra que sale de la red subterránea hacia los equipos, dispositivos o estructuras, debe ser alojado en un tramo de tubo conduit, incluyendo su monitor. La salida del cable de conexión a tierra no debe obstruir la circulación ni áreas de trabajo.
Las estructuras de subestaciones tipo exterior así como los equipos instalados, deben ponerse a tierra. Las cercas metálicas y los postes de las esquinas, deben conectarse a tierra.
Las pantallas electrostáticas de los conductores en media tensión, deben ponerse a tierra con cable de cobre tamaño (calibre) 33,62 mm2 (2 AWG) en el extremo del alimentador a la llegada de la subestación, y donde cuente con transformador de corriente tipo dona para protección por falla a tierra, las pantallas se deben retornar a través de la dona para anular las corrientes generadas por inducción externa.
Las tensiones inducidas en las pantallas en condiciones normales de operación no deben ser mayores de 55 V de acuerdo con sección 923-3 inciso (d) de NOM-001-
7.2 Memoria de Cálculo del Sistema de Puesta a Tierra.
A continuación se muestra la memoria de cálculo del sistema de tierras de la Nueva Subestación Eléctrica No. 22
Diseñar un sistema de puesta a tierra para la Nueva Subestación Eléctrica No. 22 que alimentara eléctricamente al sistema de Agua Contra Incendio del CPG, para asegurar que los voltajes de paso y contacto en el mismo no excedan de los permisibles en el cuerpo humano, con la finalidad de proteger a los seres humanos y a los equipos eléctricos cuando exista una falla de cortocircuito en la instalación. Así como de verificar que la resistencia a tierra de la red de puesta a tierra cumpla con las normas de seguridad.
El sistema de puesta a tierra considera una malla con conductores paralelos y conductores transversales de cobre desnudo de calibres adecuados, colocados a espaciamientos razonables así como un determinado número de varillas, dentro del área a proteger de la Nueva Subestación Eléctrica No. 22
c) INFORMACIÓN DE REFERENCIA, USADA PARA EL CÁLCULO.
La información de referencia utilizada para la elaboración de esta memoria de cálculo es la siguiente:
L-270 Plano de conexión a tierra subestación S.E. No. 22 (Ver Anexo D) L-271 Plano de conexión a tierra cuarto de charolas S.E. No. 22 (Ver Anexo
Equipo de Distribución en media tensión 4160 Vca. Equipos de Distribución en baja tensión, 480, 220 y 127 Vca. Cargas dinámicas y estáticas en 4160, 480, 220 y 127 Vca (transformadores, CCM, UPS, motores, lámparas, contactos etc.
f) CÁLCULOS
Con los planos: L-270 y L-271 se indican las áreas de la planta que serán consideradas en el sistema de puesta a tierra, y con el estudio de la mecánica de suelos, se tiene la resistividad del terreno.
∑ DATOS NECESARIOS PARA REALIZAR EL CÁLCULO.
Para poder realizar los cálculos necesarios del diseño de la red de puesta a tierra se requiere tener la siguiente información:
Tensión en el primario
Corriente de falla (Io)
Resistividad del suelo (Ρs)
Resistividad del piso (Ρp)
Espesor de la capa del piso de concreto (HP)
Tiempo de duración de la falla (tf)
Diámetro del conductor de tierra
Espaciamiento entre conductores
Número máximo de conductores en paralelo
Superficie de la red
∑ CÁLCULO DEL CALIBRE DEL CONDUCTOR.
Para el cálculo del calibre del conductor, la corriente de falla Icc deberá ser la máxima corriente de falla, y se tomara el tiempo máximo de liberación de la falla. Para calcular el área del conductor se utiliza la expresión siguiente:
Es el área del conductor en cmils
Es la corriente rms de falla en A.
Es el tiempo de duración de la corriente de falla en segundos.
Temperatura máxima de los conectores en °C
∑ DISEÑO PRELIMINAR DE LA RED DE PUESTA A TIERRA
Diseñar en forma preliminar una red de puesta a tierra en el área propuesta para la red, con x número de conductores en paralelo y transversales entre sí, espaciados uniformemente; de igual forma un determinado número de varillas. Determinar la longitud total de la red propuesta incluyendo las varillas.
∑ CALCULO DEL NÚMERO DE VARILLAS
Para calcular el número de varillas mínimo se aplica la siguiente fórmula:
Es el número de varillas
Es la superficie de la red en m 2
∑ CALCULO DE LA LONGITUD DE LA RED DE PUESTA A TIERRA
Para el cálculo de la longitud mínima de la red de puesta a tierra se aplica la siguiente fórmula:
Es la longitud mínima de la red en m.
Es el Factor de configuración de la red.
Es la Resistividad del suelo
Es la Corriente de falla a tierra
Es la Duración de la falla en segundos
ρs Es la Resistividad del piso.
Es el Factor de irregularidad de la red.
Es el Número de conductores en paralelo.
Es la separación entre conductores de la red en
Es el diámetro del conductor
Es la profundidad de los conductores
∑ APROBACIÓN DE LA RED DE PUESTA A TIERRA
Se compara la longitud de la red propuesta con la calculada, si la longitud calculada es menor a la propuesta, la red es correcta, en caso contrario la red es incorrecta.
Es la Resistencia de la red en Ohms.
Es la Longitud total de la red.
Es la Superficie del terreno de la red.
Ρs Es la Resistividad del suelo.
r Es el Radio del conductor.
∑ CÁLCULO DEL MAXIMO AUMENTO DE POTENCIAL DE LA RED DE PUESTA A TIERRA.
Para determinar el máximo aumento de potencial en la red se aplica la siguiente fórmula:
Es el Máximo aumento de potencial en la red.
Es la Corriente máxima de falla.
∑ CÁLCULO
Determinación de las tensiones de paso y de contacto máximas permisibles por el cuerpo humano. Las fórmulas para calcular la tensión de paso y la tensión de contacto máximas permisibles por el cuerpo humano son las siguientes:
La fórmula para calcular el factor de reducción (Cs) para la corrección del valor de la resistividad de la capa superficial Ps. Cuando la resistividad es igual a la resistividad del terreno o no se tiene capa superficial, entonces el valor de Cs es igual a 1.
Ρs Es la Resistividad del suelo en Ω-m.
Ρp Es la Resistividad del material superficial en Ω-m
Es el Espesor de la capa superficial en metros.
Es el tiempo de duración de la falla
∑ CALCULO DE LOS POTENCIALES PROBABLES EN LA RED.
La ecuación para el cálculo del potencial de paso esperado en la red de puesta a tierra es la siguiente:
La ecuación para el cálculo del potencial de contacto esperado en la red de puesta a tierra es la siguiente:
Es un factor de corrección, el cual está basado en la geometría de
la malla. Es un factor de corrección el cual toma los incrementos de las
densidades de corriente en las extremidades de la red Es la longitud total de los conductores en metros.
∑ VERIFICACIÓN DE LAS CONDICIONES DE SEGURIDAD.
Si la tensión de malla calculada es menor que el voltaje de contacto tolerable por el cuerpo humano, el diseño es correcto. De no ser así el diseño tiene que ser revisado.
Si alguna de las tensiones de paso o de contacto tolerables se exceden, se requiere que el diseño del sistema de puesta a tierra se revise. Esa revisión puede incluir espaciamiento entre conductores más pequeños, electrodos de tierra adicionales, etc.
∑ PREMISAS CONSIDERADAS
El calibre mínimo del conductor que se utilizara en la malla principal del sistema de puesta a tierra de la planta será de 4/0 AWG Los electroductos de la red de puesta a tierra serán de acero al carbón recubiertos con cobre, de 3.05 metros (10ft) por 19 mm (3/4") de diámetro. La profundidad de la malla será de 0.60 metros como mínimo. La resistencia a tierra debe ser menor a 10 ohms.
∑ RESUMEN DE RESULTADOS OBTENIDOS (DATOS DE ENTRADA)
2 TENSIÓN EN EL PRIMARIO
3 TENSIÓN SECUNDARIO
4 CORRIENTE DE FALLA
5 RESISTIVIDAD DEL SUELO (ESTUDIO MECÁNICO DE SUELOS)
6 RESISTIVIDAD DEL PISO
7 PROFUNDIDAD DE LA RED
8 ESPESOR DE LA CAPA DEL PISO DE CONCRETO
9 TIEMPO DE DURACIÓN DE LA FALLA
10 LONGITUD DE LOS CABLES
11 DIÁMETRO DEL CONDUCTOR DE TIERRA
12 ESPACIAMIENTO ENTRE CONDUCTORES
[OHMS/M]
0.1 s (6 CICLOS)
13 NÚMERO MAXIMO DE CONDUCTORES EN PARALELO
14 NÚMERO DE VARILLAS
15 DIÁMETRO DE LAS VARILLAS
16 LONGITUD DE LAS VARILLAS
17 SUPERFICIE DE LA RED
19 LONGITUD TOTAL DE LA RED
Se toma como longitud total de la red de puesta a tierra, la suma de las longitudes de la red que se indica en los planos L-270 y L-271. Considerando como red principal de puesta a tierra, la red de la Nueva Subestación Eléctrica No. 22.
∑ VERIFICACIÓN DEL CALIBRE DEL CONDUCTOR DE LA RED DE PUESTA A TIERRA.
Este valor es menor a los mm 2 del conductor seleccionado (4/0 AWG = 107.2 mm2). Por lo que el calibre 4/0 es adecuado.
∑ 4.1.20
CÁLCULO DEL NÚMERO DE VARILLAS (Nv):
∑ CÁLCULO DE LA LONGITUD DEL CONDUCTOR REQUERIDO (Lm):
K i = 0.65 + 0.172(7)
0.65 + 0.172N
Si la longitud calculada es menor a la propuesta, la red de puesta a tierra es correcta.
Si la longitud calculada es mayor a la propuesta, la red de puesta a tierra es incorrecta.
L T = 334.9 m
Aquí se observa que la red de tierras calculada es menor a la propuesta por lo tanto es correcta.
La resistencia total de la red de puesta a tierra debe de ser menor a lo indicado en el Art. 921-25-b) de la NOM-SEDE-2005 (10 Ohms), por lo que se considera como aceptable.
∑ CALCULO DEL MAXIMO AUMENTO DE POTENCIAL EN LA RED DE PUESTA A TIERRA
∑ CÁLCULO DE LOS POTENCIALES TOLERABLES EN LA RED DE PUESTA A TIERRA.
∑ CÁLCULO DE LOS POTENCIALES PROBABLES EN LA RED DE PUESTA A TIERRA.
Potencial de paso esperado en la red de puesta a tierra.
∑ POTENCIAL DE CONTACTO ESPERADO EN LA RED DE PUESTA A TIERRA.
g) COMENTARIOS Y CONCLUSIONES SOBRE RESULTADOS OBTENIDOS
Verificando las condiciones de seguridad se observa lo siguiente:
Debe ser menor que Ep, 2149.35 V es menor que 8851.47 V
Em Debe ser menor que Ec, 2045.68 V es menor que 2487.96 V
Las conclusiones de la memoria de cálculo del sistema de puesta a tierra son:
De los resultados anteriores se concluye que el cálculo de la nueva malla de puesta a tierra es satisfactorio, considerando que los potenciales de paso y contacto de la malla son menores a los potenciales tolerables.
Ver los planos el Anexo D para la disposición de los equipos y sus conexiones al sistema de tierras.
7.3 Pararrayos.
Las características de los pararrayos se seleccionan de acuerdo con las condiciones específicas de cada sistema, como son:
Corriente de descarga. Que circula a través del pararrayos, al operar éste, y a su vez se debe de coordinar con el aislamiento de los transformadores o cables de potencia.
Tensión nominal. Que depende del grado de aterrizamiento del sistema.
La tensión nominal, indicada en la placa de un pararrayos, se refiere a la tensión máxima, a frecuencia nominal, a la cual se puede interrumpir la corriente permanente de una descarga transitoria, quedando a continuación el pararrayos como si fuera un aislador. Con estos valores se obtienen otras características indicadas en los catálogos de los fabricantes.
Para seleccionar la tensión nominal de los pararrayos, uno de los puntos a considerar son las sobretensiones por fallas en el sistema, siendo la más importante la falla de fase a tierra que es la que produce las sobretensiones, a frecuencia nominal de mayor magnitud. La magnitud de estas sobretensiones depende de las características del sistema y especialmente de la forma en que están conectados los neutros de los transformadores y generadores. Los dos parámetros principales que definen la magnitud de las sobretensiones son las relaciones X0/X1 y R0/R1 X0 y X1 son respectivamente las reactancias positiva y cero del sistema y R1 y R0 son también las resistencias de secuencia positiva y cero, respectivamente.
El sistema de protección contra descargas atmosféricas se debe aplicar en el CPG a todos los edificios mayores de 7,5 m de altura y estructuras de 15 m de altura o mayor, o en los edificios o estructuras más altas en espacios abiertos. En general este sistema debe estar de diseñado de acuerdo a la norma NFPA-780 o equivalente, analizando desde la etapa de proyecto los edificios adyacentes a los de mayor altura que son protegidos por la zona de protección de estos.
Zona de protección es el espacio adyacente al sistema de protección contra descargas atmosféricas que es substancialmente inmune a las descargas directas de rayos.
La zona de protección para PEMEX es como se indica en el artículo 3.10 de la NFPA-780 o equivalente, considerando el concepto de esfera rodante para edificios como se define en el artículo 3.10.3 de la NFPA-780 o equivalente.
Este sistema debe proveer trayectorias de baja impedancia a tierra de una descarga atmosférica y consiste de tres partes básicas que son:
Terminales de aire o puntas pararrayos distribuidas adecuadamente en el techo o cubiertas elevadas de edificios y estructuras que son factibles de recibir una descarga atmosférica directa, deben estar ubicadas a suficiente altura arriba de las estructuras para evitar el peligro de fuego por arco. Terminales de tierra (varillas o placas de tierras) que aseguren una conexión a tierra adecuada y provean amplio contacto con la tierra para permitir la disipación sin peligro de la energía liberada por la descarga atmosférica.
Cables y conexiones que unen las terminales de aire y las terminales de tierra propiamente localizadas e instaladas, y que aseguren al menos dos trayectorias directas de bajada a tierra de las descargas atmosféricas.
Las terminales de aire deben colocarse a las orillas de los edificios, alrededor del perímetro de ellos, a no más de 6 m de distancia entre puntas cuando su altura sea de 25 cm, y a no más de 7,5 m para puntas de 60 cm de altura, se deben colocar hileras de puntas pararrayos a no más de 15 m entre ellas cuando el ancho del techo del edificio sea mayor de 15 m.
El sistema de protección contra descargas atmosféricas debe ser independiente de la red general de tierras, sin embargo las dos redes de tierras deben interconectarse entre ellas en un punto de la red con cable aislado de un tamaño (calibre) menor al de la red, no menor a 6 AWG, para evitar diferencias de potenciales entre ellas, tal interconexión debe considerarse desde etapa de proyecto y permanecer interconectadas a menos que exista un requerimiento específico en contra.
Los materiales con los que esté construido el sistema de protección contra descargas atmosféricas deben ser fabricados específicamente para este servicio, ser robustos, resistentes a la corrosión y deben ser instalados firmemente.
Las puntas pararrayos deben ser sólidas de al menos 16 mm (1/2 pulg) de tamaño nominal (diámetro) y de 25 cm de longitud o mayores, no se aceptan puntas tubulares, los cables deben ser de cobre, de fabricación especial para sistema de pararrayos, con área transversal equivalente al menos de tamaño (calibre) 2/0 AWG y 558 g/m.
Para todos los edificios o estructuras que tengan protección contra descargas atmosféricas debe suministrarse cables de bajada a tierra independientemente del espesor que tenga la placa metálica con la que está construida.
Los conectores a utilizarse en el sistema de protección contra descargas atmosféricas deben ser mecánicos o de compresión para conexiones visibles, y para conexiones enterradas de compresión o de soldadura exotérmica.
Los tanques de almacenamientos horizontales o verticales con espesor de pared y de techo de 4,6 mm (3/16 pulg), o mayores, se consideran autoprotegidos contra descargas atmosféricas y no se requiere incluir el sistema contra descargas atmosféricas como se describe en este artículo y en concordancia con la NFPA- 780 Capítulo 6 o equivalente.
7.4 Memoria del Cálculo del Sistema de Pararrayos.
Diseñar un sistema de pararrayos para la Nueva Subestación Eléctrico No. 22, seleccionando los puntos con mayor posibilidad de recibir descargas atmosféricas, proporcionando una trayectoria directa a tierra colocando puntas de pararrayos con la suficiente altura sobre la estructura para evitar el peligro de fuego causado por arco.
Los conductores de cobre del Sistema de Pararrayos, que se interconectan a las puntas formando una reja o jaula que encierra al edificio, se instalaran de manera que ofrezcan la menor impedancia al paso de la corriente de descarga entre las puntas de pararrayos y la tierra considerando la trayectoria más directa a las varillas o electrodos de tierra. Las áreas a proteger son las siguientes:
Nueva Subestación S.E. No. 22
Cobertizo de transformadores
INFORMACION DE REFERENCIA USADA DE PARTIDA PARA EL CÁLCULO
Dimensiones de los edificios
Altura del edificio a proteger
Altura del pararrayos sobre el nivel del edificio a proteger
Altura del pararrayos sobre el N.P.T.
Ángulo de protección del pararrayos.
Y/O ESQUEMAS (ÉLECTRICOS,
ÉLECTROMECÁNICOS,
ETC) DEL PROYECTO INVOLUCRADOS.
L-106 Sistema de Pararrayos Casa de Bombas y Nueva. S.E. No. 22 L-107 Plano Sistema de Pararrayos cuarto de operadores
Para este cálculo se consideran pararrayos tipo Faraday de cobre con un radio de protección garantizado de 45° (NFPA-780), para la casa de bombas, nueva Subestación Eléctrica No. 22 y edificio de operadores.
55x7 m
Nueva Subestación Eléctrica N0. 22
Y cobertizo de transformadores
Considerando la superficie de la nueva Subestación Eléctrica No. 22 y el cobertizo de transformadores
(Punta de Faraday, 60 cm)
Radio de protección (RP) del pararrayos sobre
X= 6.10 m
∑ Verificación de la distancia de protección S.N. de techo del pararrayos
L menor o igual que
Nota: Ver plano L-106
7 es menor que 12.20, por lo que es aceptable.
De los resultados mostrados en la hoja de cálculo, se concluye que el Sistema de Pararrayos cumple con las distancias de protección sobre el nivel de techo.
8.0 CONDUCTORES ELÉCTRICOS
Se Puede definir como conductor eléctrico aquel material o substancia capaz de emitir el paso continuo de una corriente eléctrica cuando es sometido a una diferencia de potencial entre dos puntos.
En general, todas las substancias en estado sólido o líquido poseen en algún grado propiedades de conductividad de energía eléctrica, pero ciertas substancias son relativamente buenas conductores y otras están casi totalmente desprovistas de esta propiedad.
Como ejemplo, los metales son los mejores conductores, mientras que otras substancias tales como óxidos metalicos, sales minerales y materias fibrosas presentan una conductividad relativamente baja. Algunas otras substancias tienen una conductividad tan baja que se clasifican como no conductores denominándose con mayor propiedad como dieléctricos o aislantes.
Para establecer el camino o paso de una corriente eléctrica entre dos puntos con diferente potencial eléctrico se emplea el conductor. Cuando se presenta este paso de corriente eléctrica se dice que se ha establecido un circuito; el que posee
cuatro propiedades eléctricas fundamentales: RESISTENCIA, INDUCTANCIA, CAPACITANCIA Y RESISTENCIA DE AISLAMIENTO.
Un conductor eléctrico es un cuerpo constituido de un material de alta conductividad que puede ser utilizado para el transporte de energía eléctrica.
En general y para nuestros fines, un conductor eléctrico se compone de un filamento o alambre o de una serie alambres cableados de material conductor que se utiliza desnudo, o bien cubierto con material aislante. En aplicaciones donde se requieren grandes tensiones mecánicas se utilizan bronces, aceros y aleaciones especiales. En aplicaciones electrónicas ultrafinas y en pequeñas cantidades se utiliza el oro, la plata y el platino como conductores.
Antiguamente los aislantes fueron de origen natural, gutapercha y papel. Posteriormente la tecnología los cambió por aislantes artificiales actuales de uso común en la fabricación de conductores eléctricos. Los diferentes tipos de aislación de los conductores están dados por su comportamiento técnico y mecánico, considerando el medio ambiente y las condiciones de canalización a que se verán sometidos los conductores que ellos protegen, resistencia a los agentes químicos, a los rayos solares, a la humedad, a altas temperaturas, llamas, etc. Entre los materiales usados para la aislación de conductores podemos mencionar el PVC o cloruro de polivinilo, el polietileno o PE, el caucho, la goma, el neoprén y el nylon.
Si el diseño del conductor no consulta otro tipo de protección se le denomina aislación integral, porque el aislamiento cumple su función y la de revestimiento a
la vez. Cuando los conductores tienen otra protección polimérica sobre la aislación, esta última se llama revestimiento, malla o cubierta.
Las especificaciones y métodos de prueba que deben cumplir los cables de energía con aislamiento de polietileno de cadena cruzada (XLP), polietileno de cadena cruzada retardante a las arborescencias (XLP-RA), o a base de polímeros de etileno propileno (EP), para la transmisión y distribución de energía eléctrica, a tensiones de 5 kV a 115 kV entre fases, para uso en instalaciones aéreas, charolas, subterráneas o temporalmente sumergidas en agua, dependiendo de su diseño, deberán estar basadas en Norma Mexicana NMX-J-142-ANCE-2000.
El diseño y construcción del cable debe ser tal que pueda operar satisfactoriamente en lugares mojados, húmedos o secos y a una temperatura en el conductor que no exceda de 90 °C en operación normal, 130 °C en condiciones de operación de emergencia y 250 °C en condiciones de cortocircuito.
Mientras que las especificaciones y métodos de prueba que deben cumplir los cables de energía con aislamiento termoplástico a base de policloruro de vinilo (PVC), para cables monoconductores o para cables multiconductores, con cubierta protectora común, utilizados en instalaciones hasta 600 V y a temperatura de operación máxima en el conductor de 60 ºC, 75 ºC y 90 ºC, deberán estar basados en la Norma Mexicana NMX-J-010-ANCE-2005.
b) Las cubiertas protectoras
c) Clasificación de los conductores eléctricos de acuerdo a su aislación o número de hilos
Al proyectar un sistema, ya sea de poder; de control o de información, deben respetarse ciertos parámetros imprescindibles para la especificación de los conductores.
Tensión del sistema, tipo (CC o CA), fases y neutro, sistema de potencia, punto central aterramiento. Corriente o potencia a suministrar. Temperatura de servicio, temperatura ambiente y resistividad térmica de alrededores. Tipo de instalación, dimensiones (profundidad, radios de curvatura, distancia entre vanos, etc.). Sobrecargas o cargas intermitentes. Tipo de aislación. Cubierta protectora. Tipo de material cobre o alumínio
d) Clasificación de los conductores eléctricos de acuerdo a sus condiciones de empleo
9.0 CONSIDERACIONES PARA EL CÁLCULO DE ALIMENTADORES
Calcular la capacidad de conducción de corriente de un cable de energía aislado, consiste en determinar el valor máximo de la corriente en Amperes que puede circular por el conductor en operación normal y para unas determinadas condiciones de instalación, permitiendo a todos los elementos del cable, trabajar dentro de sus rangos térmicos de diseño.

References: artículo 450
 Artículo 695
 artículo 924
 artículo 250
 artículo 3
 artículo 3