HW0011307-CO0D3-GD11005_0

“FACILIDADES PARA EL PROCESAMIENTO DE 60 MBPDDE CRUDO EXTRAPESADO EN EL CPF”

BASES Y CRITERIOS DE DISEÑOINSTRUMENTACIÓN Y TELECOMUNICACIONES

DISCIPLINA INSTRUMENTACIÓN

REV. FECHA DESCRIPCIÓNELABORADO

PORREVISADO

PORAPROBADO

PORFIRMA DE

APROBACIÓN

0 FEB-15 EMISIÓN ORIGINAL APROBADA J.F./L.G. A.F. D.R./J.S.

A SEP-14 EMISIÓN INICIAL J.F./I.A. A.F. D.R./J.S.

GERENCIA DE INGENIERÍA INSTALACIONES DE PRODUCCIÒN HW0011307-CO0D3-GD11005

VEPICA P0014020-02-006-15017-E001



ÍNDICE

1. OBJETIVO DEL DOCUMENTO...........................................................................................5

2. ALCANCE DEL DOCUMENTO...........................................................................................5

3. METODOLOGÍA APLICADA...............................................................................................5

4. DOCUMENTOS DE REFERENCIA.....................................................................................5

5. CÓDIGOS, NORMAS Y ESTANDARES APLICABLES......................................................6

5.1 Normas nacionales............................................................................................................6

5.2 Normas internacionales...................................................................................................10

6. INFORMACIÓN DEL PROYECTO....................................................................................14

6.1 Alcance General del Proyecto.........................................................................................14

6.2 Descripción General del Proyecto..................................................................................16

6.3 Alcance Disciplina Instrumentación...............................................................................16

7. TERMINOS Y DEFINICIONES...........................................................................................17

8. UBICACIÓN GEOGRÁFICA..............................................................................................18

9. CONDICIONES AMBIENTALES DEL SITIO.....................................................................18

10. SISTEMA DE UNIDADES..................................................................................................19

11. IDIOMAS............................................................................................................................20

12. SIMBOLOGÍA....................................................................................................................21

13. CLASIFICACIÓN DE ÁREAS............................................................................................21

14. SERVICIOS........................................................................................................................22

14.1 Electricidad.......................................................................................................................22

14.2 Aire para Instrumentos....................................................................................................22

15. LINEAMIENTOS DE DISEÑO............................................................................................23

GERENCIA DE INGENIERÍA INSTALACIONES DE PRODUCCIÓN HW0011307-CO0D3-GD11005 Revisión 0 Página

VEPICA P0014020-02-006-15017-E001 Fecha FEB-15 2 de 109



15.1 Criterios Generales..........................................................................................................23

15.2 Arquitectura de Control...................................................................................................24

15.3 Criterios para la Selección de Instrumentos.................................................................27

15.4 Instrumentación Electrónica...........................................................................................29

15.5 Instrumentación Neumática............................................................................................31

15.6 Montaje de Instrumentos.................................................................................................32

15.7 Instrumentos de los Sistemas BPCS y ESD..................................................................33

15.8 Dispositivos del Sistema Instrumentado de Fuego y Gas (SIFYG).............................60

15.9 Sistema de telecomunicaciones.....................................................................................64

15.10 Fibra óptica para telecomunicaciones...........................................................................89

16. CONSIDERACIONES DE AUTOMATIZACIÓN.................................................................91

16.1 Sistema de Control BPCS, ESD y SIFYG........................................................................91

16.2 Gabinetes de Control.......................................................................................................92

16.3 Redes de datos.................................................................................................................93

16.4 Sistema de Supervisión y Adquisición de Datos (SCADA) de Procesos....................94

17. CRITERIOS PARA LA FILOSOFÍA DE CONTROL..........................................................95

17.1 Fibra óptica para procesos..............................................................................................96

18. CANALIZACIONES ELÉCTRICAS...................................................................................98

18.1 General..............................................................................................................................98

18.2 Canalizaciones por Bancadas.........................................................................................98

18.3 Canalizaciones a la Vista por Tubería Conduit..............................................................99

18.4 Canalización por bandejas............................................................................................101

18.5 Tanquillas........................................................................................................................101





18.6 Stub Up............................................................................................................................101

19. PINTURA.........................................................................................................................102

20. DISEÑO DE INSTALACIONES.......................................................................................102

20.1 Diseño de Instalaciones Eléctricas...............................................................................102

20.2 Sistema de Puesta a Tierra............................................................................................104

21. MATERIALES DE INSTALACIÓN...................................................................................104

21.1 Accesorios de Tuberías.................................................................................................104

21.2 Materiales Eléctricos......................................................................................................105

22. CRITERIOS DE IDENTIFICACIÓN..................................................................................105

22.1 Codificación de Unidades de Control...........................................................................105

22.2 Codificación de Equipos de Redes...............................................................................106

22.3 Codificación de Gabinetes de Control.........................................................................106

22.4 Codificación de los Cables............................................................................................106

22.5 Codificación de Conduit................................................................................................107

22.6 Codificación de Cajas de Conexión..............................................................................108

22.7 Codificación de Bancadas.............................................................................................108

22.8 Codificación de Bandejas..............................................................................................109





1. OBJETIVO DEL DOCUMENTO

Establecer las Bases de Diseño, Criterios y Normas que debe utilizar la disciplina Instrumentación para el desarrollo de la Ingeniería Básica, que se requieren y contemplan dentro del alcance del proyecto “FACILIDADES PARA EL PROCESAMIENTO DE 60 MBPD DE CRUDO EXTRAPESADO EN EL CPF” que desarrolla PDVSA PETROCARABOBO entre el Municipio Libertador, al Suroeste del Edo. Monagas y el Municipio Independencia, al sureste del Edo. Anzoátegui, Venezuela.

2. ALCANCE DEL DOCUMENTO

Definir las Bases, Criterios, lineamientos y requerimientos de diseño, normas y generalidades de instrumentación y telecomunicaciones de acuerdo con las normas PDVSA PETROCARABOBO y normas nacionales e internacionales en su última edición, que apliquen para regir el desarrollo de la ingeniería básica del proyecto “FACILIDADES PARA EL PROCESAMIENTO DE 60 MBPD DE CRUDO EXTRAPESADO EN EL CPF”.

3. METODOLOGÍA APLICADA

Para la elaboración y posterior verificación del presente documento se van a seguir las pautas y lineamientos que se establecen en la siguiente documentación:

Especificaciones Técnicas de Ingeniería, Doc. N° HW011202-LI0I3.

Manual de Procedimientos SCIP-IG-I-01-P, “Diseño de Ingeniería de Instrumentación”, perteneciente al Sistema Unificado de la Calidad (SUC) de PDVSA.

Lista de Verificación SCIP-IG-I-01-L, “Bases y Criterios de Diseño”, perteneciente al Sistema Unificado de la Calidad (SUC) de PDVSA.

Lista de Verificación DIC-100-F04-BI, “Bases de Diseño”, perteneciente al Sistema de la Calidad de VEPICA.

4. DOCUMENTOS DE REFERENCIA

Especificaciones Técnicas de Ingeniería, Doc. N° HW011202-LI0I3, Rev. A, Marzo/2013, Proyecto “FACILIDADES PARA EL PROCESAMIENTO DE 60 MBPD DE CRUDO EXTRA PESADO EN EL CPF”, en la fase de Ingeniería Básica, de la disciplina General.





5. CÓDIGOS, NORMAS Y ESTANDARES APLICABLES

Todos los instrumentos, equipos, sistemas eléctricos y sistemas de control asociados al proyecto deben ser diseñados, instalados e inspeccionados, de acuerdo a lo que se establece en las normas que se citan a continuación.

En caso que se encuentren contradicciones o diferencias entre normas de distintos organismos que aplican para un mismo caso, el criterio a seguir se debe regir por las normas más exigentes desde el punto de vista de confiabilidad del servicio y la seguridad del personal.

Los criterios aquí descritos se basan en los procedimientos y lineamientos para el diseño de Ingeniería, los cuales se sustentan en las normas y disposiciones de los siguientes organismos autorizados:

5.1 Normas nacionales.

Normas Técnicas para la Fiscalización de Hidrocarburos Líquidos (Ministerio de Energía y Minas).

Comisión Venezolana de Normas Industriales (COVENIN).

187 Colores, Símbolos y Dimensiones para Señales de Seguridad

288 Sistema Internacional de unidades, SI y recomendaciones para

el uso de sus múltiplos y de otras unidades

398 Símbolos Gráficos para Instalaciones Eléctricas en Inmuebles

538 Tubos (Conduit) y accesorios de acero galvanizados para

instalaciones eléctricas

553 Vocabulario de conductores: Alambres y cables para uso

eléctrico

734 Código nacional de seguridad en instalaciones de suministro de

energía eléctrica y de comunicaciones

758 Estación manual de alarma

770 Cables de fibra óptica y canalizaciones





823 Guía Instructiva sobre Sistemas de Detección, Alarma y Extinción

de Incendios

1041 Tablero central de detección y alarma de incendio.

1176 Detectores. Generalidades

1329 Sistema de Protección Contra Incendios, Símbolos

1377 Componentes del Sistema Automático del Detección de

Incendios

1382 Detector de calor puntual

1420 Detector Óptico de Humo (Fotoeléctrico)

FONDONORMA NTF 200:2009; Código Eléctrico Nacional (CEN)

Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA).

90620.1.202 Temperature measurement fabrication details

HF-201 Diseño de Tubería para Instrumentación e Instalación de

Instrumentos

HF-221 Materiales de Tuberías

IR-E-01 Clasificación de Áreas

IR-I-01 Sistemas de detección y alarma de incendio

IR-I-02 Sistemas de detección de gases inflamables / tóxicos

IR-P-01 Sistema de Parada de Emergencia, Bloqueo, Despresurización y





Venteo de Equipos y Plantas

IR-S-01 Filosofía de Diseño Seguro

IR-S-02 Criterios para el Análisis Cuantitativo de Riesgo

K-300 Lineamientos Generales de Instrumentación, Automatización y

Control

K-301 Pressure Instrumentation

K-302 Flow Instrumentation

K-303 Level Instrumentation

K-304 Temperature Measurement Criteria

K-307 Electronic and Pneumatic Instrumentation

K-308 Distributed control systems

K-330 Control Panel and Consoles

K-331 Instrument Power Supply

K-332 Control Valves

K-333 Valve Actuators

K-334 Instrumentation Electrical Requirements

K-336 Safety Instrumented Systems

K-341 Instrumentation Air Systems Criteria

K-342 Design Criteria for Fiscal, Sale and Custody Transfer

Measurement Systems

K-350 Diseño e implantación de sistemas de Detección de intrusos





K-351 Diseño e implantación de centros de control

K-352 Diseño e implantación del Sistema de control de acceso

K-360 Programmable Logic Controllers

K-361 Control Room

K-362 Control Networks

K-363 Sistemas instrumentados de fuego y gas

k-366 Safety Relief Protection System

K-369 Instrumentation QA/QC

L.TP.1.1 Preparación de diagramas de proceso

N-201 Obras Eléctricas

N-202 Requisitos Eléctricos para Clasificación de Áreas

N-241 Instalación de Conductores y Cables en Tuberías y Bandejas

N-252 General Specification for Electrical Engineering Design

N-262 300 Volt Instrumentation Tray Cable

MDP-08-SA-04 Procedimientos para especificar y Dimensionar válvulas de alivio

de presión

MP10-05.01 Estándares de Nomenclatura para Puntos de Bases de Datos.

Rev. 0

O-201 Selección y especificaciones de aplicación de pinturas

industriales





5.2 Normas internacionales.

American National Standards Institute (ANSI).

ANSI/FCI-70.2. Leakage Class Valve

B16.34a-1998 Valves – Flanged, threaded, and welding end.

B16.5 Steel Pipe Flanges and Flanged Fittings

C37.90A Standard for Industrial Control Equipment

C37.90.1-1989 Specification Transient

American Petroleum Institute (API).

API RP 500 Classification of Location for Electrical Installation in Petroleum

Refineries

API RP 520 Sizing, Selection, and Installation of Pressure-Relieving Devices

in Refineries

API RP 521 Guide for Pressure-Relieving and Despressuring System

API RP 540 Electrical Installation in Petroleum Processing Plant

API RP 550 Installation of Refinery Instruments and Control Systems

API RP 551 Process Measurement Instrumentation

API RP 554 Process Instrumentation and Control

API STD-526 Flanged Steel Pressure Relief Valves

API STD 598 Valve inspection and testing





API STD 607 Fire test for soft-seated quarter-turn valves

API STD 2000 Venting Atmospheric and Low-Pressure Storage Tanks

American Society of Mechanical Engineers (ASME)

Sec. VIII. Div 1 Pressure vessels

American Society for Testing Materials (ASTM)

A 269 - 04 Standard specification for seamless and welded austenitic steel

tubing for general service

A 53 Specification for Pipe, Steel, Black and Hot Dipped, Zinc-Coated,

welded and Seamless

B 61 Standard Specification for Steam or Valve Bronze Castings

International Electrotechnical Commission (IEC)

60770-1 Transmitters for use in Industrial-process Control Systems. Part

1: Methods for Performance Evaluation

61326-1 Electrical Equipment for Measurement, Control and Laboratory

use EMC Requirements. Part 1: General requirements

60947-1 Low-voltage switchgear and controlgear – Part 1: General rules

751 Industrial platinum resistance thermometer sensors

801-1 Compatibilidad Electromagnética a la Medición de Procesos

Industriales y Equipos de Control.

801-2 Requisitos de descarga Electroestática.

801-3 Requisitos de Campos Electromagnéticos Radiada





Institute of Electrical and Electronics Engineers (IEEE)

142-991 Recommended Practice for Grounding of Industrial and

Commercial Power Systems

1100-2005 Recommended Practice for Powering and Grounding Electronic

Equipment

C62.41.1 Guide on the Surge Environment in Low-Voltage (1000 V and

less) AC Power Circuits

C37.90.1 Standard for Surge Withstand Capability (SWC) Test for Relays

and Relay Systems Associated with Electric Power Apparatus

International Society of Automation (ISA).

S 12.01.01 Definitions and Information Pertaining to Electrical Instruments in

Hazardous (Classified) Location

S12.10 Area classification in hazardous (Classified) dust locations

S 20 Specification Forms for Process Measurement and Control

Instruments, Primary Elements and Control Valves

S 5.1 Instrumentation Symbols and Identification

S 50.1 Compatibility of Analogue Signals Process Computers

International Organization for Standardization (ISO).

ISO 3171 Petroleum Liquids – Automatic Pipeline Sampling, 1998

ISO 5167 Measurement of Fluid Flow by Means of Pressure Differential

Devices





Standardization Association for Measurement and Control in Chemical Industries (NAMUR)

NAMUR NE-21 Electromagnetic Compatibility (EMC) of Industrial Process and

Laboratory Control Equipment

National Electric Manufacturer's Association (NEMA)

250 Enclosures for Electrical Equipment

National Fire Protection Association (NFPA)

NFPA 11 Low Expansion Foam and Combined Agent Systems

NFPA 13 Sprinklers Systems

NFPA 20 Standard for the installation of Stationary Pumps for Fire

Protection

NFPA 70 National Electric Code

NFPA 72 National Fire Alarm Code

NFPA 101 Life Safety Code

NFPA 170 Standard for Fire Safety and Emergency Symbols

Occupational Safety and Health Administration (OSHA)

29 FR1910.119 Process Safety Management of Highly Hazardous Chemicals

Process Industry Practices (PIP).

ELCGL01 Electrical Design Criteria

PCCIA001 Instrument Air Systems Criteria

PCCIP001 Instrument Piping and Tubing Systems Criteria

PCEIA001 Instrument Air Systems Guidelines





PCCEL001 Instrumentation Electrical Requirements”

PCCTE001 Temperature Measurement Criteria

PCETE001 Temperature Measurement Guidelines

PCSCB001 Control Building Considerations Specification

Telecommunications Industries Association/Electronic Industries Association (TIA/EIA).

EIA 310-D Cabinets, Racks, Panels and Associated Equipment

TIA/EIA -568 Commercial Building Telecommunications. Cabling Standard

TIA/EIA -569 Commercial Building Telecommunications. Pathway and Spaces

TIA/EIA-606 Administration Standard for Commercial Telecommunications

Infrastructure

J-STD-607-A Commercial Building Grounding (Earthing) and Bonding

Requirements for Telecommunications

6. INFORMACIÓN DEL PROYECTO.

6.1 Alcance General del Proyecto.

Consiste en el diseño de una planta de tratamiento de crudo con capacidad para procesar 60 MBPD de crudo extrapesado, que involucre separación de la mezcla multifásica proveniente de las macollas (gas, crudo, agua), desalinización del crudo diluido, tratamiento de agua de producción y disposición del agua y gas asociado a la producción.En términos generales el proyecto contempla los siguientes equipos y/o sistemas:

Sistema de separación de entrada.

Sistema de bombeo de carga.

Sistema de tratamiento y almacenamiento de crudo.





Sistema de tratamiento de agua de producción y entrega en el límite de batería para inyección.

Sistema de calentamiento del agua cruda (desde pozo) para la desalación del crudo.

Sistema de gas combustible.

Drenajes de aguas de lluvia y aguas aceitosas.

Sistema de alivio y venteo de gas.

Sistema de inyección de químicos.

Sistema de diésel.

Sistema de aire comprimido (servicios e instrumentación)

Sistema de sand jet.

Sistema de agua potable para servicios.

Sistema de agua contra incendios.

Subestación eléctrica.

Sistema de control Básico de procesos (BPCS).

Sistema de Parada de Emergencia (ESD).

Sistema Instrumentado de Fuego y Gas (SIFYG).

Monitoreo y control del CPF-1, interconexión con el Sistema de Control Principal.

Sistema de medición fiscal para el crudo diluido (DCO)

Sistema de medición fiscal de Gas.

Sistema de medición de agua producida.

Edificaciones:

- Sala de control del CPF.

-- Subestación eléctrica.





Interconexión con las instalaciones asociadas a la planta 30 MBPDXHO (CPF-1), Patio de Tanques y Múltiples.

Sistema de Tratamiento de Aguas Residuales.

6.2 Descripción General del Proyecto.

El proyecto “FACILIDADES PARA EL PROCESAMIENTO DE 60 MBPD DE CRUDO EXTRAPESADO EN EL CPF” contempla la construcción y puesta en marcha de un módulo de procesamiento de crudo, de 60 MBPDXHO, conformado por dos trenes de 30 MBPDXHO cada uno (Tren 2 y Tren 3), los cuales operaran de forma paralela, conjuntamente con el de 30 MBPDXHO (Tren 1 A/B), conformando el Centro de Procesamiento de Fluido (CPF Este), que a futuro será parte integrante de la Estación Central de Producción (ECP) de PDVSA PETROCARABOBO.

6.3 Alcance Disciplina Instrumentación.

El alcance de la disciplina instrumentación en esta fase del proyecto, contempla especificación de instrumentos y equipos para la medición de las variables en las diferentes áreas de proceso, asociadas al Sistema BPCS, ESD y SIFYG, diseño y elaboración de planos necesarios para la adecuada ubicación de instrumentos y equipos en campo y edificaciones, así como, los documentos y equipos asociados al Sistema de Telecomunicaciones y Sistema Integrado de Protección (SIP), todos los que formen parte del alcance del proyecto “FACILIDADES PARA EL PROCESAMIENTO DE 60 MBPD DE CRUDO EXTRAPESADO EN EL CPF”. A continuación se especifican los trabajos a realizar:

6.3.1 Instrumentación y control

Supervisión y control de las variables: presión, temperatura, nivel y flujo de las áreas de proceso, separadores, intercambiadores de calor, tanques y bombas por medio del controlador del BPCS ubicado en sala de control del CPF.

Supervisión y control de las variables: presión, temperatura, nivel y flujo de las áreas de proceso, separadores, intercambiadores de calor, tanques y bombas por medio del controlador del ESD ubicado en sala de control del CPF.

Supervisión y control de los dispositivos del Sistema Instrumentado de Fuego y Gas, que contiene detección, alarma de incendios ubicados edificaciones y en el área de procesos por medio del controlador de F&G ubicado en sala de control del CPF.

Supervisión y control de las variables: presión, temperatura, nivel, flujo y densidad provenientes de las unidades de medición fiscal (Crudo, gas combustible y gas de





quema) y no fiscal (agua y diluente) ubicadas en campo por medio de los computadores de flujo.

Integración de señales provenientes de campo y edificios, hasta la sala de control de CPF.

6.3.2 Telecomunicaciones y SIP

Garantizar la integración de la LAN con la red de PDVSA, a través de un tendido de fibra óptica de 36 hilos.

Integración de la red administrativa a través del sistema de cableado estructurado y los puntos de voz y datos, ubicados en cada edificación del áreas de procesos.

Proteger y preservar las instalaciones mediante el Sistema Integrado de Protección y sus respectivos subsistemas, Control de Acceso y Circuito Cerrado de Televisión.

7. TERMINOS Y DEFINICIONES

EL CLIENTE: Empresa que promueve el desarrollo del proyecto, en este caso PDVSA PETROCARABOBO.

EL INSPECTOR: Autoridad asignada por EL CLIENTE, responsable del control e inspección de los trabajos asociados a LA OBRA.

LA CONTRATISTA: Compañía o Empresa designada por EL CLIENTE para la ejecución de LA OBRA.

LA OBRA: Conjunto de actividades realizadas por LA CONTRATISTA para ejecutar los trabajos asociados a “FACILIDADES PARA EL PROCESAMIENTO DE 60 MBPD DE CRUDO EXTRAPESADO EN EL CPF”.

EL CONTRATO: Documento o acuerdo entre LA CONTRATISTA y EL CLIENTE donde se establecen las premisas y condiciones de los trabajos a realizar en LA OBRA.

EL OFERENTE: Persona o Empresa que presentará una oferta para suministrar y ejecutar los requerimientos cubiertos por esta especificación.

EL PROVEEDOR: Es EL OFERENTE favorecido para el suministro y ejecución de los requerimientos cubiertos por esta especificación.





EL FABRICANTE: Persona o Empresa que construye los Equipos y/o accesorios cubiertos por LA OBRA.

8. UBICACIÓN GEOGRÁFICA

El área de PETROCARABOBO (Carabobo 1 Central y Carabobo Norte) es una de las cuatro áreas de la Faja Petrolífera del Orinoco. Está ubicada en el Sureste de los estados Monagas y Anzoátegui. Los dos bloques correspondientes a PETROCARABOBO tienen una superficie total estimada de alrededor de 383 Km2, 179,83 km2 y 203,29 km2

respectivamente.

El área de terreno donde se prevé la construcción del Centro de Procesamiento de Fluidos (CPF) se encuentra ubicada entre el Municipio Libertador, al Suroeste del Edo. Monagas y el Municipio Independencia, al Sureste del Edo. Anzoátegui, Venezuela.

Las coordenadas de ubicación del CPF, referidas al sistema de coordenadas UTM, Datum REGVEN Huso 20, se describen en la Tabla 1.

TABLA 1. COORDENADAS DE UBICACIÓN DEL CPF

Locación Puntos Norte Este

CPFVP-1 960.749,85 474.319,20 VP-2 960.749,85 474.989,20 VP-3 960.307,85 474.989,20 VP-4 960.307,85 474.319,20

Fuente: PDVSA PETROCARABOBO

9. CONDICIONES AMBIENTALES DEL SITIO

En la Tabla 1 se observan las condiciones meteorológicas de la zona, que deben ser consideradas en el diseño y especificación de las condiciones de operación, los materiales y los equipos del proyecto “FACILIDADES PARA EL PROCESAMIENTO DE 60 MBPD DE CRUDO EXTRAPESADO EN EL CPF” durante el desarrollo de la ingeniería Básica.

TABLA 1. CONDICIONES AMBIENTALES.

Condición / Parámetro Valor Unidades

Temperatura

Media anual 80 (26,5)

°F (°C) Máxima 91 (33)

Mínima 72 (22)

Pluviosidad

Tipo de clima Tropical templado

Estación húmeda Mayo – Noviembre





Condición / Parámetro Valor Unidades

Estación seca Diciembre – Abril

Precipitación promedio anual 1011 Mm/Año

Humedad

Promedio anual 82

% Máxima 90

Mínima 74 - 75

Evaporación

Media anual 2400

mm Máxima 2600

Mínima 2000

Viento

Velocidad promedio anual 7,4 - 15,20 kmh

Velocidad para el diseño 85 kmh

Dirección predominante Noreste - Suroeste (ENE - OSO)

Zona SísmicaDe acuerdo a Norma PDVSA PETROCARABOBO JA-221 “Diseño Sismorresistente de Instalaciones Industriales

5

Condición AmbientalLlanos Orientales de la República Bolivariana de Venezuela, Mesa suavemente Ondulada

Fuente: PDVSA PETROCARABOBO PETROCARABOBO.

10. SISTEMA DE UNIDADES

En las especificaciones técnicas de equipos y rango de medidas en instrumentos, se deben utilizar las unidades de medición indicadas en la Tabla 2.

TABLA 2. UNIDADES DE MEDICIÓN.

VariableUnidades Sistema

Internacional de Unidades(Nota 3)

Unidades Sistema Inglés (Nota 4)

Temperatura ºC (Nota 1) ºFPresión

Cerca de la atmosférica <1 psig

Inch of Water (In H2O)

Sobre la atmosférica

Pascal (N/m2) Psig

Debajo de la atmosférica

mmHg

Absoluta Psia





VariableUnidades Sistema

Internacional de Unidades(Nota 3)

Unidades Sistema Inglés (Nota 4)

Nivel Pies - PulgadasFlujo

Másico (vapor) kg /h Líquidos m3 /h , BDP Gas m3 /h, MMPCED SCFH

Longitud Metros (m)Ruido dBVelocidad m/sVolumen Barriles (Bls)Viscosidad

Cinemática m2 *s Dinámica cP

Densidad Lb/Pies3

Diámetro de tubería Inch (in)Tiempo Segundos (s)Frecuencia Hertz (Hz)Potencia Watts (W)Voltaje Voltios (V)Corriente Amperios (A) / Miliamperios

(mA)Fuente: Propia.

Notas:

1) La escala debe ser lineal.

2) Se deben usar el Sistema Internacional de Unidades (SI) para aquellas dimensiones o características propias de un equipo, componente o material que haya sido fabricado bajo unidades SI.

3) Se deben usar unidades del Sistema Inglés para aquellas dimensiones o características propias de un equipo, componente o material que se fabrique bajo unidades del Sistema Inglés.

4) Los ángulos deben expresarse en grados sexagesimales y decimales de grado.

11. IDIOMAS

Todos los planos y documentos de la disciplina instrumentación se deben escribir en idioma castellano, salvo aquellos manuales de instalación y configuración de equipos que





genere EL PROVEEDOR, de los cuales no exista versión en castellano, en estos casos se puede admitir versión en idioma Inglés.

12. SIMBOLOGÍA

La simbología a utilizar debe ser la que se establece principalmente en los estándares ISA S5.1-1984 (Rev.1992), PDVSA PETROCARABOBO L-TP 1.1 (Preparación de Diagramas de Proceso) y COVENIN 187. La nomenclatura debe estar basada en el documento “Estándares de Nomenclatura para Puntos de Datos” MP10-05.01 de PDVSA.

13. CLASIFICACIÓN DE ÁREAS

La instalación de instrumentos electrónicos y eléctricos deberá estar de acuerdo con los requerimientos del código eléctrico nacional, las normas PDVSA PETROCARABOBO N-201 “Obras Eléctricas”, N-202 “Requisitos Eléctricos para Clasificación de Áreas” y la API RP 500 (Classification of Location for Electrical Installation in Petroleum Refineries), en lo que se refiere a la clasificación eléctrica del área donde deben se van a instalar.

Según la clasificación de áreas del proyecto, se debe tomar en cuenta lo siguiente:

Todos los instrumentos deberán estar acordes a la clasificación de área, requerimiento en concordancia con el código eléctrico nacional, los estándares ISA S12.01.01 “Definitions and Information Pertaining to Electrical Instruments in Hazardous (Classified) Location”, S12.10 “Area classification in hazardous (Classified) dust locations”; así como la norma de PDVSA, K-300 “Lineamientos generales de automatización y control” y los “Planos de Clasificación de Área Eléctrica N° HW0011037-CO0D3-EP04001 al EP04004 de la disciplina Electricidad.

Todos los equipos se deben ubicar en lo posible fuera de área clasificada, pero en caso que se instalen instrumentos o equipos eléctricos dentro de ellas, deben tener los cerramientos adecuados a la clasificación que corresponda y las canalizaciones deben contar con los sellos cortafuegos y con el compuesto sellador adecuado, según establezcan las normas anteriormente señaladas.

En áreas clasificadas de uso general, las cubiertas de equipos deben tener cerramiento NEMA de acuerdo a la ubicación, servicio y condiciones ambientales del lugar de instalación. Se debe tratar de instalar los equipos eléctricos fuera del área clasificada.

La instalación de instrumentos electrónicos y eléctricos debe estar de acuerdo con los requerimientos del “Código Eléctrico Nacional” y las normas de PDVSA N-201 “Obras Eléctricas”, N-202 “Requisitos Eléctricos para Clasificación de Áreas”, IR-E-01 “Clasificación de Áreas”, la norma “American Petroleum Institute” API RP-500 A y B,





“Classification of Location for Electrical Instalation in Petroleum Refineries”, en lo relacionado con la clasificación eléctrica del área donde se van a instalar.

14. SERVICIOS

14.1 Electricidad

La alimentación eléctrica para los instrumentos de campo que lo requieran, se debe suministrar por fuentes de potencia del tipo rectificador-cargador. La disciplina Electricidad se encargará de suministrar la potencia eléctrica y debe seguir los lineamientos de la norma PDVSA K-331 “Instrument Power Supply”. Estas fuentes deben tener un tablero de distribución con la cantidad de circuitos que se requieren para alimentación. Cada circuito debe estar dedicado a alimentar uno y solo un equipo y debe poseer las protecciones contra sobre corriente que se requieran. Se debe considerar un 20% de reserva para los circuitos del tablero de distribución.

Los rectificadores-cargadores deben tener facilidades de contactos secos de indicación de fallas para realizar la conexión a la unidad de control (falla de AC, falla cargador, bajo voltaje de baterías, entre otros).

La canalización y cableado de la alimentación de potencia para equipos e instrumentos de campo que así lo requieran lo debe realizar la disciplina de electricidad.

14.2 Aire para Instrumentos

La presión de aire requerida para los instrumentos debe ser de 3-15 psig.

El sistema de aire de instrumentos debe tener filtraje de humedad adecuado.

El ruteo de las tuberías de aire para instrumentos será responsabilidad de la disciplina Mecánica, este ruteo debe llegar al menos a 3 metros de los instrumentos que se van alimentar, para ello se debe colocar en este sitio una válvula de bloqueo que debe servir para la instalación de dicho instrumento.

El dimensionamiento de la red de aire de instrumentos debe ser desarrollado por la Disciplina Mecánica.

El alcance de la disciplina Instrumentación debe ser la conexión del “tubing” desde la válvula del cabezal hasta el instrumento. El diámetro del “tubing” debe ser como mínimo de 3/8" NPT (norma PIP PCCIP001-“Instrument Piping and Tubing Systems Criteria”, punto 5.3.2 “Instrument Tubing”).





No habrá conexión cruzada entre el sistema de aire de instrumentos y cualquier otro sistema de aire que no sea el sistema de respaldo por seguridad.

Aire de instrumentos no se utilizarán como fuente para la operación de herramientas neumáticas o la limpieza de tuberías y equipos.

Aire instrumento no deberá utilizarse como un suministro de aire u otros suministros de aire de emergencia para suministrar aire sin la aprobación del propietario y monitoreo adicional, todos los puntos de acuerdo a la PIP PCCIA001

15. LINEAMIENTOS DE DISEÑO

15.1 Criterios Generales

Se utilizaran los criterios pautados en los documentos Manual de Ingeniería de Diseño (MID) de PDVSA, en particular Volumen 9-I y Volumen 9-II.

Todos los equipos y accesorios se certificarán en fábrica, además se instalarán y probarán de acuerdo con lo que se establece en la última versión de los códigos, normas, especificaciones, regulaciones y procedimientos que aplican al proyecto u obra.

Los equipos y sistemas se deberán adquirir con la tecnología de avanzada y arquitectura abierta, compatibles con los sistemas de control a instalar.

La arquitectura del sistema de control se basará en sistemas abiertos.

Se seguirán cuidadosamente las recomendaciones de los fabricantes de los nuevos equipos, así como de los equipos que están actualmente en uso en lo que respecta a los requisitos de instalación, conexionado, pruebas, requerimientos especiales, instalación de software, entre otros, para garantizar el correcto y óptimo funcionamiento y operación de los mismos.

Todas las aplicaciones de software se diseñarán para la ejecución en un ambiente de prueba para su evaluación, previa a la instalación e integración definitiva al sistema de control. Estas pruebas se deben realizar con toma de datos en tiempo real de cada uno de los equipos que lo conforman.

Todas las modificaciones y nuevos desarrollos que se van a implementar en los equipos, se deberán realizar con personal capacitado para esta tarea, por lo cual los mismos deben presentar sus certificaciones según los equipos y sistemas a intervenir, por otro lado deben consignar sus credenciales para ser aprobados por PDVSA PETROCARABOBO previa ejecución del trabajo.





El cableado de los sistemas, será realizado con materiales sugeridos por EL FABRICANTE que cumplan con las normativas aplicables y que garanticen inmunidad a las Radiaciones Ultravioleta (UV) y a las Emisiones Electromagnéticas.

Las bancadas y canalizaciones referentes al sistema de seguridad deberán ser independientes del resto de las canalizaciones de los sistemas instalados en la planta.

Los instrumentos no deberán ser montados sobre pasamanos, tuberías o en otros sitios sujetos a vibración, golpes u otros maltratos.

Se designa como Sistema Integrado de Protección, a la interacción efectiva de los Subsistemas de Control de Acceso y Sistema Abierto de Video Vigilancia. Estos subsistemas deberán cumplir con las normas PDVSA y con los Códigos y Estándares Nacionales e Internacionales aplicables en forma particular a cada elemento del sistema.

Se toma en cuenta que el perímetro de las instalaciones estará delimitado por una cerca perimetral tipo fortaleza, la cual será construida según los lineamientos indicados por PCP PDVSA PETROCARABOBO.

Todas las modificaciones y nuevos desarrollos a ser implementados en los equipos deberán ser realizados por personal capacitado para esta tarea, por lo cual los mismos deberán presentar certificaciones según los equipos y sistemas a intervenir y consignar sus credenciales para ser aprobados por PDVSA PETROCARABOBO previa ejecución del trabajo.

Los despliegues, gráficos, base de datos, pantallas de interfaz con el operador a ser desarrollados estarán en estricta concordancia con los lineamientos establecidos para el Sistema Integrado de Protección.

15.2 Arquitectura de Control

La arquitectura de control propuesta para el control y medición de las variables físicas en los distintos procesos se puede observar en el plano “Diagrama de Bloques y/o Arquitectura de los Sistemas de Control N°: HW0011037-CO0D3-IP04001”.

La arquitectura de control que se propone instalar para este proyecto será de tipo escalable, ampliable y se configurará en tres niveles:

Nivel 1 Medición básica: comprende la instrumentación asociada a las unidades de medición fiscal, instrumentos de campo pertenecientes a las áreas de proceso, tanques y bombas, la cual corresponde a los diferentes sensores, indicadores,





transmisores, analizadores, válvulas, entre otros; que están asociados al Sistema de Control Básico de Procesos (BSCP) y al Sistema de parada de emergencia (ESD); también comprende los detectores de llama, detectores de gas, luces estroboscópicas, difusores de sonido, estaciones manuales, entre otros, asociados al Sistema Instrumentado de Fuego y Gas (SIFYG); y todos los dispositivos asociados al Sistema de, control, supervisión y control, que están contemplados dentro del alcance del proyecto.

Nivel 2 Control y regulación de variables de procesos: se conforma por las unidades remotas de Entrada/Salida (I/O) a instalar en las áreas proceso, tanques y bombas, el computador de flujo a instalar en las áreas de medición fiscal de crudo, gas combustible y gas de quema al mechurrio, el computador de flujo para las áreas de medición no fiscal de agua y diluente, los paneles de alarma para fuego y gas para edificios; y los controladores a instalar en Sala de control del CPF para los sistemas BSCP, ESD y F&GS.

Nivel 3 Integración de datos: corresponde a la integración de las señales que provienen de la instrumentación de campo hasta los sistemas de supervisión y control instalados en sala de control del CPF.

A continuación se describen cada uno de los componentes que conformarán los diferentes niveles de la arquitectura de control propuesta:

Nivel 1 Medición básica

El sistema contempla la siguiente instrumentación:

Transmisores de presión. Tipo de señal: 4-20 mA y protocolo Hart.

Transmisores de presión diferencial. Tipo de señal: 4-20 mA y protocolo Hart

Transmisores de flujo. Tipo de señal: 4-20 mA y protocolo Hart o protocolo Modbus

Transmisor de nivel. Tipo de señal: 4-20 mA y protocolo Hart.

Transmisor de nivel por onda guiada. Tipo de señal: 4-20 mA y protocolo Hart.

Transmisores de temperatura. Tipo de señal: 4-20 mA y protocolo Hart.

Transmisor de densidad. Tipo de señal: 4-20 mA y protocolo Hart.

Actuador de válvula de control. Tipo de señal: 4-20 mA.

Válvulas shutdown. Tipo de señal: discreta de 24 VDC.





Válvulas blowdown. Tipo de señal: discreta de 24 VDC.

Válvula ON-OFF. Tipo de señal: discreta de 24 VDC.

Detectores de llama "UV/IR". Tipo de señal: 4-20 mA.

Detectores de gas. Tipo de señal: 4-20 mA.

Detector de humo fotoeléctrico. Tipo de señal: discreta 24 VDC

Detector de humo iónico. Tipo de señal: discreta 24 VDC

Detector de calor. Tipo de señal: discreta 24 VDC

Estaciones manuales. Tipo de señal: discreta 24 VDC

Luces estroboscópicas. Tipo de señal: discreta 24 VDC

Sirenas o difusores de sonido. Tipo de señal: discreta 24 VDC

Nivel 2 Control y regulación de variables de proceso

Este nivel corresponde a las unidades de control y computador de flujo:

Unidad de control para el sistema de procesos: Este controlador manejará las señales de los instrumentos a instalarse en las áreas de proceso, área de tanques, área de bombas, áreas para la medición fiscal de crudo, gas combustible y gas de quema al mechurrio; áreas de medición no fiscal para agua y diluente; así como los equipos suministrados como paquete por EL PROVEEDOR, provenientes de la futura planta de tratamiento de agua, futura planta de tratamiento de aguas residuales, futura planta de potabilización de agua, paquetes de inyección de químico, desaladores, mechurrio, filtros de agua de producción, calentadores, paquete de aire comprimido y unidad recuperadora de vapor.

Unidad de control para el sistema de parada de emergencia: Este controlador deberá manejar las señales de los instrumentos a instalarse en las áreas de proceso, área de tanques, área de bombas; así como los equipos suministrados como paquete por EL PROVEEDOR, provenientes del centro de control de motores (bombas), de la futura planta de tratamiento de agua, futura planta de tratamiento de aguas residuales, futura planta de potabilización de agua, paquetes de inyección de químico, desaladores, mechurrio, filtros de agua de producción, calentadores, paquete de aire comprimido y unidad recuperadora de vapor; y que formen parte del Sistema de parada de emergencia (ESD).





Unidad de control para el sistema instrumentado de fuego y gas (SIFYG): Este controlará las señales de los instrumentos a instalarse en las áreas de proceso del sistema de venteo, área de tanques, y área de bombas que formen parte del Sistema instrumentado de fuego y gas (SIFYG).

Computadores de flujo: estos computadores deberán manejar las señales de los instrumentos a instalar en las unidades de medición fiscal de crudo, gas combustible y gas para quema al mechurrio; así como las señales de los instrumentos que se instalarán en las unidades de medición no fiscal de agua y diluente.

Nivel 3 Integración de datos

Este nivel es de supervisión y control, estará conformado por todo el hardware y software que se requiere para cumplir con las funciones de supervisión, control y monitoreo continuo de las principales variables asociadas a los diferentes equipos que se contemplan dentro del alcance del proyecto.

15.3 Criterios para la Selección de Instrumentos

Se deberán utilizar los criterios pautados en los documentos en el Manual de Ingeniería de Diseño (MID) de PDVSA, en particular Volumen 9-I y Volumen 9-II. En estos documentos se describen en detalle los criterios de medición para los siguientes tipos de instrumentos:

Instrumentos de temperatura (indicadores de temperatura, transmisores de temperatura, sensor de temperatura y termopozos).

Instrumentos de presión (indicadores de presión, interruptores de presión y transmisores de presión).

Instrumentos de flujo (transmisores de flujo, medidores de flujo magnético, medidor de flujo tipo coriolis).

Instrumentos de nivel (visor de nivel, interruptores de nivel, transmisores de nivel)

Analizador de densidad.

Transmisor de densidad.

Válvulas de control.

Válvulas shutdown.

Válvulas blowdown.





Válvula ON-OFF.

Válvulas reductoras de presión.

Detectores de llama "UV/IR".

Detectores de gas.

Detector de humo fotoeléctrico.

Detector de humo iónico.

Detector de calor.

Estaciones manuales.

Luces estroboscópicas.

Sirenas o difusores de sonido.

Para los instrumentos de medición de presión se considerará el uso de sellos remotos, cuando las condiciones del proceso sean con fluidos corrosivos o viscosos. Estos sellos deben proporcionar una medición fiable de la presión del proceso y evitar que el fluido entre en contacto con las partes internas del instrumento.

Para las hojas de datos de los instrumentos se deberán emplear los correspondientes formatos ISA normalizados. Cada hoja de datos está acompañada de un texto descriptivo, especificación técnica, con información referente al funcionamiento general del instrumento.

Todos los instrumentos de campo se instalarán en lugares de fácil acceso al operador de planta y personal de mantenimiento, sin obstruir el libre tránsito.

El cambio en la señal de salida de toda la instrumentación, causado por un cambio en la temperatura ambiental de 38 °C (100°F), no deberá exceder el 1% del rango.

Todos los materiales de construcción deberán ser compatibles con el servicio y condiciones atmosféricas y deben estar en estricta concordancia con las especificaciones de tuberías (piping class) contenidas en los documentos de la disciplina mecánica.

Los instrumentos que requieren soporte no se deberán montar sobre pasamanos, tuberías o en otros sitios sujetos a vibración, golpes u otros maltratos.





Las conexiones al proceso de los instrumentos que requieren mantenimiento, deberán estar provistas de válvulas de cierre hermético, con el objeto de no interrumpir el proceso al momento de realizar dicho mantenimiento. Estas válvulas deben ser de guarnición (trim), de flujo directo (compuerta, bola o tapón), para permitir desbloquearlas con varilla, adicionalmente deben cumplir con las especificaciones de las tuberías y recipientes.

Todos los instrumentos tendrán una placa de identificación de acero inoxidable, la cual será instalada o sujetada al instrumento mediante una guaya de acero inoxidable, en donde se deberá grabar en relieve la siguiente información, como mínimo: logo de PDVSA PETROCARABOBO, número de identificación o Tag’s del instrumento, servicio, marca de fábrica, modelo y número de serial. Donde concierna debe incluir el voltaje y frecuencia del suministro eléctrico, rango y punto de ajuste.

15.4 Instrumentación Electrónica

Para transmisión de señales digitales y/o discretas, con excepción de aquellas que por sus propias características sean de medición directa (indicadores locales, actuadores neumáticos, entre otros), la instrumentación de campo deberá ser electrónica o de características eléctricas.

En general, la instrumentación deberá cumplir como mínimo con lo siguiente:

Las señales analógicas de instrumentación serán de 4-20 mA y protocolo Hart.

Las señales discretas de instrumentación y control serán de 0=0VDC y 1=24 VDC.

Las señales discretas de control de salida serán de contacto seco 24 VDC y un rating de 5 A.

Los interruptores de control y protección serán del tipo “snap - action”, contacto seco, DPDT. El rating de los contactos deberá ser de 250 VAC@5 A. / 30 VDC @ 5 A.

Las unidades de medición para instrumentos indicadores de presión deberán estar en escala BAR/PSIG.

Las unidades de medición para instrumentos indicadores de temperatura serán en °F.

Las unidades de medición para transmisores, registradores y controladores deberán ser las indicadas en el Sistema Internacional (SI).

La precisión de medida de los instrumentos indicadores, transmisores, deberá ser del 0,5% de la escala completa como mínimo.

La histéresis no deberá exceder el 0,5% del span.





La banda muerta no deberá exceder el 0,25% del span.

La variación de la indicación como resultado de la fluctuación de la temperatura, no excederá del 1% del rango superior de medición.

Los equipos electrónicos a utilizar deberán poseer inmunidad a la interferencia que causan los campos electromagnéticos (EMI) y radiofrecuencias (RFI).

Los transmisores deberán ser del tipo electrónico serie inteligente, con indicación local digital preferiblemente.

La instrumentación de campo deberá cumplir con la clasificación de área y soportar las condiciones ambientales.

Los materiales de construcción deberán ser compatibles con el proceso y las condiciones ambientales.

Las conexiones a proceso de los instrumentos se efectuarán en estricta conformidad de lo especificado en la norma PDVSA HF-201 “Diseño de tuberías para instrumentación e instalación de instrumentos”.

Las bridas de ensamblaje de instrumentos en línea se especificarán con el rating que determine las condiciones de proceso.

Los equipos e instrumentación en general, a instalar en campo, deberán tener la capacidad para operar en intemperie y en ambientes corrosivos, o en su defecto, se deben instalar en gabinetes adecuados al uso. Asimismo, los instrumentos deben satisfacer la clasificación del área donde se van a instalar y tener medio de desconexión en su alimentación eléctrica.

Los instrumentos se instalarán preferiblemente en soportes y no directamente al proceso o sobre la línea, con excepción de manómetros y termómetros, los cuales se pueden instalar directamente, siempre que no estén sujetos a vibraciones y sean accesibles para facilitar su mantenimiento. Además, todo indicador local debe ser fácilmente visible.

Los transmisores e interruptores pesados no se deberán instalar directamente sobre la línea, adicionalmente aquellos que están sometidos a vibración, son inaccesibles o representan un obstáculo, se deben montar en un soporte adyacente a la toma de proceso.

La alimentación de los instrumentos eléctricos y circuitos de interruptores deberá ser preferiblemente de 24 VDC (alimentación por el lazo).





El criterio para la utilización de cables deberá de seguir lo que se establece en la especificación PDVSA K-334 “Intrumentation Electrical Requirements”.

El tipo de cable que se utilizará va a depender de la función a realizar. Para señales discretas se deberá utilizar cable de dos conductores, no apantallado con aislamiento para 300 V. Para señales analógicas, se deberá utilizar cable de dos conductores, apantallado, con aislamiento para 300 V.

El uso del multipar, pantalla común, con aislamiento para 300 V se utilizará para establecer el conexionado entre la(s) caja(s) de conexión y el controlador.

Se debe prestar especial atención a los valores de corriente y caída de voltaje en el diseño de cableado para los instrumentos.

Todo cable multiconductor deberá transmitir un solo tipo de señal, analógica, discreta, protocolo, comunicación, etc. y nunca combinadas.

15.5 Instrumentación Neumática

Pueden instalarse instrumentos que por sus características propias tengan propiedades neumáticas; estos son:

Posicionadores neumáticos.

Transductores ó convertidores electro-neumáticos.

Cualquier otro instrumento que se requiera, con características neumáticas, deberá ser aprobado por PDVSA PETROCARABOBO y regirse por los siguientes criterios:

La transmisión de señales estándar neumática será de 3-15 Psig. Los instrumentos operados neumáticamente requieren una presión de aire de 35 Psig o menos. Los posicionadores de las válvulas de control y los actuadores tipo pistón pueden requerir una presión de aire de 60 Psig o más según norma PIP PCCIA001 “Instrument Air System Criteria””).

La conexión neumática (3-15 Psig), deberá ser 1/2" ó 3/8". La tubería de conexión neumática de instrumentos (tubing) deberá ser de acero inoxidable 316.

Se instalarán instrumentos con propiedades neumáticas; tales como los actuadores neumático para las diferentes válvulas de control a instalar como alcance del proyecto.





15.6 Montaje de Instrumentos

15.6.1. Instrumentos en líneaEl rating y el tipo de cara de las bridas está especificado en la hoja de datos respectiva, el acabado de las bridas deberá estar en concordancia al ASME/ANSI B16.5 “Steel Pipe Flanges and Flanged Fittings” y la especificación de tuberías.

15.6.2 Instrumentos sobre tuberías y recipientes Los instrumentos tales como manómetros y termómetros, se instalarán directamente

sobre la tubería, siempre que no estén sujetos a vibraciones y sean accesibles para facilitar su mantenimiento.

Todos aquellos instrumentos con conexiones eléctricas, que se instalan sobre tuberías, se deberán conectar a proceso mediante una unión universal aislante.

Se deberán seguir las recomendaciones dadas en las especificaciones de materiales de tuberías que se mencionan en los documentos de la disciplina de mecánica.

15.6.3 Instrumentos en soportes Aquellos instrumentos que se sometan a vibración, o están inaccesibles o representen

un obstáculo, se deberán instalar igualmente en un soporte externo.

Todos los soportes serán de acero al carbono de 2" de diámetros mínimos SCH-40 y accesorios (abrazadera, pernos U, entre otros).

Cuando el instrumento se ubica a una distancia mayor de 3 m de la conexión del proceso, se deberá proveer una válvula de bloqueo y venteo (o purga) adicional adyacente al instrumento.

La posición relativa de los instrumentos respecto a las tomas de proceso y la ubicación relativa de las tomas en la tubería deberá estar de acuerdo con las normas API-RP 550 "Installation of Refinery Instruments and Control Systems" y API 551 "Process Measurement Instrumentation".

15.7 Instrumentos de los Sistemas BPCS y ESD

15.7.1 Instrumentos de Temperatura.

Todos los instrumentos de temperatura deberán cumplir con todo lo que establece la norma PDVSA K-304 “Temperature measurement criteria”.





15.7.1.1. Indicadores de temperatura (termómetros)

Los termómetros serán del tipo bimetálico, de ángulo ajustable, dial de 5 pulgadas de diámetro y longitud mínima del vástago de 2,5 pulgadas.

Las escalas deberán ser de lectura directa y concordar con los rangos normales de EL FABRICANTE en tanto sea posible.

Los rangos se deberán seleccionar de manera que la indicación de la temperatura normal de operación se encuentre al 50% de la escala del instrumento y que la temperatura máxima de operación del proceso no exceda el 80% del rango de indicación del instrumento.

El elemento termómetro bimetálico se deberá especificar y suministrar con su respectivo termopozo de acero inoxidable 316, 1" NPT roscada y rosca interna de diámetro 1/2" NPT.

Deberán tener estabilidad de operación continúa bajo condiciones adversas tales como: vibración, impactos, corrosión, humedad y temperatura sin tener desviaciones mayores al 1% del rango máximo de calibración

El diámetro del elemento de fijación del termómetro al termopozo deberá de ser de 1/2" NPTM.

15.7.1.2. Transmisores de temperatura

La salida del transmisor será de 4-20 mA con protocolo Hart, con un encapsulamiento según la especificación de clasificación de área.

El transmisor de temperatura deberá compensar las no linealidades de los sensores con respecto a la temperatura medida. Igualmente deben estar en capacidad de minimizar el error debido al ruido y voltajes inducidos.

El transmisor deberá permitir la conexión con termoresistencias (RTD) a tres (3) hilos para compensación de la resistencia de los cables.

El transmisor deberá cubrir los rangos de medición que se requieren en los puntos de medición y que se especifican para el elemento sensor.

La precisión del transmisor deberá ser igual o menor a 0,03% del span; la linealidad 0,1% y la repetibilidad debe ser calibrada en fábrica para el rango que se especifica en las hojas de datos correspondientes.

Alimentación 24 VDC.





Conexión eléctrica de 1/2" - 14 NPT.

Con certificación FM. A prueba de explosión (enclosure x-proof).

Con indicador local tipo LCD, en unidades de ingeniería, en encapsulado de aluminio.

Bloque terminal para protección contra transientes, cumplir con IEEE C62.41, category B, y IEEE C37.90.1, surge withstand capability.

Inmune a efectos de radio frecuencia e interferencia electromagnética (IEC/EN 61326 y NAMUR NE-21).

La conexión a proceso y longitud del termopozo y RTD se encuentran en la hoja de datos respectiva.

La medida no deberá verse afectada por los efectos de la vibración (IEC60770-1).

Las piezas en contacto directo con el proceso deberán ser en acero inoxidable (316SS).

Para montaje en soporte de 2” de diámetro, debe incluir accesorios.

15.7.1.3. Sensores de temperatura (Termoresistencias RTD)

Las termoresistencias serán según IEC 751, PT100 (platino de 100 ohmios @ 0° C) de tres (3) hilos.

Las termoresistencias se deberán instalar en termopozos, excepto donde expresamente se indique lo contrario.

La conexión de la termoresistencia con el termopozo es 1/2” NPT-M y la misma deberá ser del tipo spring loaded.

15.7.1.4. Termopozos

Según la norma PDVSA N° 90620.1.202 “Temperature measurement fabrication details”, la longitud de inserción para líneas menores o iguales a 8" (203 mm) deberá ser 4,5” (114 mm), para tuberías de diámetros entre 10” (254 mm) y 12” (305 mm), la longitud de inserción será de 7,5" (191 mm) y para tuberías de diámetros mayores a 12” (305 mm), la longitud de inserción deberá ser de 10,5" (267 mm). En recipientes o tanques la longitud de inserción debe ser 6" (150 mm) como mínimo. El termopozo deberá ser del tipo “tapered” o escalonado.





La conexión del termopozo, en general, será roscada, en diseños metálicos cuya temperatura sea inferior a los 538 °C (1000 °F) o donde las condiciones de presión y temperatura del diseño no requieran cumplir la norma ANSI class 900.

El material del termopozo deberá ser como mínimo acero inoxidable ANSI 316, y se debe construir en su totalidad de una sola barra sólida calibrada.

El diámetro del termopozo deberá ser el mínimo permitido y debe ser especificado en función a los requerimientos del proceso y diámetros de las líneas. De acuerdo con la norma de PDVSA “Engineering Design Manual: Temperature Measurement Fabrication Details” Volumen 90620.1.202.

15.7.2. Instrumentos de Presión

Todos los instrumentos de presión deben cumplir con todo lo establecido en la norma PDVSA K-301 “Pressure Instrumentation”.

15.7.2.1. Indicadores de presión (manómetros)

El elemento de medición de los manómetros será del tipo tubo Bourdon de preferencia, al menos que se especifique un tipo diferente en la hoja de datos, teniendo diales de 4 1/2" (estándar), fondo blanco, con marcas y números en color negro.

La precisión de medidor deberá ser del 0,5% del rango de la escala.

El manómetro estará provisto de sello de diafragma con conexión de 1/2” NPT hacia proceso para el caso de servicios corrosivos y viscosos.

El elemento primario del instrumento deberá ser normalmente de acero inoxidable 316.

Los rangos se conformarán de acuerdo con los diales normales de EL FABRICANTE, siempre que sea posible y se deben seleccionar de manera que la indicación de la presión normal de operación esté aproximadamente en medio de la escala y la medida máxima de presión del proceso no exceda el 80% del rango de la escala.

El elemento sensor deberá ser capaz de soportar una sobre presión de 1,2 veces el máximo rango de la escala, sin que ello repercuta en su calibración.

La cubierta del manómetro, en general, deberá usar un frente sólido de fenol y un disco o respaldo de voladura posterior.

Los medidores de presión para montaje en tubería deberán tener una conexión inferior roscada, de 1/2” NPTM.





15.7.2.2. Transmisores de presión

La salida del transmisor será de 4-20 mA con protocolo hart, con un encapsulamiento según la especificación de clasificación de área.

El transmisor deberá venir con sello de diafragma, el cual debe estar integrado al transmisor.

Indicación tipo LCD con 4 dígitos.

El cuerpo del transmisor deberá ser como mínimo de acero inoxidable 316, incluyendo el adaptador y las bridas.

El cuerpo del diafragma del transmisor deberá llenarse con glicerina, aislar externamente y encerrar de bridas separables del proceso.

El rango del transmisor de presión se deberá seleccionar de manera que la presión normal de operación esté entre 30% y 80% del rango calibrado (SPAN).

El transmisor se diseñará para soportar una sobre presión de 1 a 3 veces su rango de trabajo al igual que el vacío absoluto, sin requerir recalibración.

La conexión eléctrica de los transmisores será de 1/2" NPTF.

La conexión a proceso será de 1/2" NPTF

El sello de diafragma deberá ser mínimo de 2” RF, la clasificación de la brida (rating), depende del “Piping Class” del instrumento.

15.7.2.3. Interruptores de presión.

El elemento primario del instrumento deberá ser del tipo diafragma, con material de construcción en acero inoxidable 316 y rango ajustable.

El material del elemento será acero inoxidable ANSI 316, como mínimo. Las conexiones de proceso son roscadas de 1/2" NPTF. La válvula de aislamiento es de 3/4" NPT.

Deberá descartarse el uso de interruptores de presión provistos con accionamiento de mercurio. El elemento de medición debe ser del tipo diafragma.





Los interruptores deberán tener protección a la intemperie como mínimo. La carcasa del interruptor debe cumplir con la clasificación eléctrica del área.

Los interruptores deberán estar provistos con dos (2) contactos DPDT de tres (3) terminales, los contactos pueden ser seleccionados NO o NC, dichos contactos deben ser del tipo seco y poseer un rating de 24 VDC, 5 A mínimo

15.7.3. Instrumentos de flujo

Los Instrumentos de Flujo deben seguir lo establecido en la especificación PDVSA, K-302 “Flow Instrumentation”.

15.7.3.1. Transmisores de flujo.

La salida del transmisor será de 4-20 mA + HART, con un encapsulamiento según la especificación de clasificación de área.

El transmisor deberá ser con indicador y la caja de la electrónica del transmisor debe ser NEMA 4X, el transmisor debe ser para montaje en campo.

La medición de presión diferencial y estática se hará empleando placa orificio.

El material de construcción de las partes húmedas debe estar de acuerdo al fluido que maneje, siendo el mínimo aceptable el de acero inoxidable 316.

La conexión del transmisor al proceso deberá ser de 1/2" NPT.

En aquellos casos donde el fluido sea corrosivo, contaminante, entre otros, se deberá emplear la protección del elemento primario, en tal caso se colocaran sellos capilares en ambas cámaras del transmisor, estos deben ser de tipo roscado con diámetro de 3/4" NPT, la longitud mínima para los capilares debe ser de un (1) metro, siendo la máxima longitud de tres (3) metros por capilar.

La conexión eléctrica de los transmisores deberá ser de 1/2" NPTF.

Se deberá suministrar protección contra polaridad inversa y por corto circuito en las líneas de señales.

El transmisor deberá ser del tipo indicador con pantalla LCD y debe tener la capacidad para mostrar la variable medida ó unidades de ingeniería. La escala del indicador debe ser lineal de 0 a 100%.

15.7.3.2. Placa orificio.





Para el cálculo y selección de la placa de orificio se deberá utilizar el método recomendado por la norma ISO Nº 5167-1980.

La relación de diámetros entre el orificio de la placa (d) y la tubería (D), será definida como BETA (ß = d/D), la misma debe cumplir con lo siguiente:

- La relación BETA no deberá exceder de 0,7 (ß < 0,7), si dicha relación es excedida para una diferencia de presión de 200 pulgadas de agua (48 KPA), el diámetro de la línea de proceso debe ser incrementado.

- Diámetros de orificio cuya relación d/D sea superior a 0,25 deberán ser usados con tuberías de 2" de NPS (50 mm) y rangos de 20 ó 25 pulgadas de agua. Relaciones menores de d/D < 0,25 pueden ser usadas siempre que el diámetro del orificio no caiga por debajo de 0,25" (d > 6 mm).

- El rango del medidor y el diámetro del orificio se deberá seleccionar de manera que la rata de flujo normal indique aproximadamente un 7,5 sobre una escala 0 -10 con raíz cuadrada.

- Las bridas de ensamblaje del orificio se deberán especificar con “rating” de acuerdo a las especificaciones de tubería del proyecto y 4 tomas de 1/2" con rosca NPT, a 90°, a menos que las condiciones de proceso requieran un “rating” superior.

- Las distancias rectas sin perturbaciones, antes y después de las placas orificio, deben ser tomadas según la aplicación de la Norma PDVSA HF-201 “Diseño de tubería para instrumentación e instalación de instrumentos”.

- Los termopozos usados para la corrección de la medición de flujo por temperatura deberán ser instalados entre 5 y 10 diámetros de tubería de la placa orificio.

El material de las placas orificio deberá ser compatible con la especificación de tubería, como mínimo se debe usar de acero inoxidable tipo 316.

15.7.3.3. Orificio de restricción.

Los orificios de restricción deberán cumplir con todas las características y requerimientos especificados en las Hojas de Datos del Instrumento mencionado.

El material de construcción de las placas deberá ser como mínimo de 316 SS.

Las placas deberán estar libres de rayas o golpes.





El espesor de las placas de orificio estará acorde con las norma PDVSA K-302 “Flow Instrumentation”, es decir 1/8” de espesor para tuberías de diámetro hasta 14” y 1/4” de espesor para tamaños de tuberías desde 16” y mayores.

Deberá tomarse en cuenta para su cálculo, las recomendaciones de la norma PDVSA K-302 “Flow Instrumentation”, Sección 9.

La placa deberá tener impreso en alto relieve, los datos y características técnicas, en un lugar visible luego de ser instaladas

15.7.3.4. Rotámetro

Los rotámetros de vidrio deberán ser de lectura directa y deben ser usados en fluidos no corrosivos y a bajas presiones. Para otras aplicaciones, un tubo metálico de acero inoxidable debe ser especificado.

El tubo será de vidrio específicamente Borosilicato.

Los rotámetros tendrán una indicación a escala completa grabada en latón o aluminio, montada a lo largo del tubo y situada en coincidencia con la línea del cero del mismo.

El material del flotador deberá ser acero inoxidable 316SS. El flotador deberá será autolimpiante y debe estar diseñado con una máxima inmunidad para las variaciones de viscosidad, estabilidad dimensional y máxima capacidad de flujo.

Los rotámetros estarán equipados con unos topes para el flotador a la entrada y la salida, y con tapones para limpieza, para lo cual podrán ser usados tapas de conexión.

La visibilidad del flotador no deberá ser afectada por la humedad.

La conexión al proceso deberá ser roscada o bridada de acuerdo a la especificación de la línea, y será especificada en la respectiva hoja de datos.

La precisión deberá ser de ±2% a escala completa.

La repetibilidad deberá ser de ±0.5% de la escala completa o mejor.

La escala estará graduada en unidades de flujo (m³/s), y debe ser claramente visible

15.7.3.5. Medidores de flujo magnético.

Deberán ser instalados en tuberías diseñadas de acuerdo con las recomendaciones del fabricante.





Los materiales de construcción deberán ser compatibles con el fluido del proceso.

Los medidores de flujo magnéticos serán instalados de manera que el medidor este siempre lleno de líquido, preferiblemente de forma vertical con el flujo hacia arriba.

El material de revestimiento adecuado y la selección de electrodos, deberá realizarse de acuerdo a las recomendaciones del fabricante, para asegurar la compatibilidad con el fluido del proceso.

Se necesitará una conductividad mínima del fluido en para que el medidor funcione correctamente.

El medidor de flujo magnético deberá ser digital basado en microprocesadores.

El método de puesta a tierra seguirá las recomendaciones del fabricante.

El medidor de flujo magnético, deberá tener su propia fuente de alimentación independiente.

15.7.3.6. Medidor de flujo tipo Coriolis.

La operación del elemento sensor deberá ser por el efecto “Coriolis” y basado en la Segunda Ley de Newton (F=m*a).

El material de la caja del sensor será de acero inoxidable 316 SS como mínimo, a menos que sea especificado diferente en la respectiva hoja de datos.

La conexión a proceso deberá ser bridada. El material, tipo y rating de la misma dependerá de la tubería donde será instalada el medidor coriolis. Esta será especificada en la respectiva hoja de datos.

Los medidores másicos coriolis deberán ser instalados con válvulas de bloqueo, válvulas de purga y válvulas de desvío (by-pass) para el mantenimiento y calibración del sensor, sin la interrupción del proceso.

EL PROVEEDOR suministrará el medidor másico coriolis completamente ensamblado (transmisor-sensor) y todos los accesorios para su instalación, a menos que se especifique de manera diferente en la respectiva hoja de datos.

15.7.3.7. Medidor de flujo ultrasónico.

El medidor de flujo ultrasónico debe producir salida directamente proporcional al flujo y debe seguir lo establecido en la norma ANSI B16.5 “STEEL PIPE FLANGES AND FLANGES FITTINGS” entre otras.





Los medidores de flujo por ultrasónico deben tener por lo menos cuatro (4) haces de sonido para garantizar la lectura de medición.

El montaje debe ser tipo carreto, directo al proceso. El material del carreto debe ser de acero al carbono y su conexión a proceso sera bridada tipo RTJ con las bridas de acuerdo al estandar ANSI B16.5. EL PROVEEDOR debe suministrar todos los pernos, empaquetaduras, juntas de expansión y todos los accesorios necesarios para la instalación del medidor de flujo por ultrasonido.

La conexión a proceso debe ser de acuerdo a las especificaciones de tuberías y a las recomendaciones del fabricante de los medidores; manteniendo el mismo diámetro de la tubería, tanto diámetro interno, como el diámetro externo.

En el cuerpo del medidor debe marcar la dirección del flujo.

Los transductores del medidor de flujo deben ser de acero inoxidable 316 a menos que otro material sea requerido por las condiciones del proceso.

El transmisor debe poder comunicarse con el sistema de control por medio de una señal analógica 4-20 mA/protocolo HART, y por medio de Modbus RS232/485 con computador de flujo, para aplicaciones de Fiscalización.

La conexión eléctrica debe ser ½” NPTF.

El transmisor debe ser calibrado en fábrica para el rango especificado en la respectiva Hoja de Datos.

La protección eléctrica debe estar de acuerdo con la clasificación de área especificada en la hoja de datos.

La precisión ± 1% de la rata de flujo.

Los transmisores deben tener autodiagnóstico continuo.

La configuración al cambio de rango y el autodiagnóstico del transmisor debe hacerse desde la sala de control y en campo con el configurador portátil.

De ser el caso, la conexión entre el elemento primario de medición y el transmisor se debe hacer con el tipo de cable sugerido por el fabricante e incluido como parte integral del equipo.

El transmisor del medidor debe tener la capacidad de compensar por presión y temperatura para llevar el flujo volumétrico instantáneo al controlador.





15.7.4. Instrumentos de nivel

Los Instrumentos de Nivel deben seguir lo establecido en la especificación PDVSA, K-303 “Level Instrumentation”.

15.7.4.1. Visor de nivel.

Los visores de nivel deberán suministrarse completamente ensamblados con niples y válvulas con conexiones de 3/4” bridadas, y el rating estará de acuerdo al equipo en el cual se van a instalar.

El material de la cámara en contacto con el líquido será de acero inoxidable 316 como mínimo.

Los visores de nivel serán del tipo transparente para los recipientes a presión; y el instrumento a utilizar será del tipo visor de columna tipo flotador magnético.

Los indicadores de nivel deberán ser de construcción integral, formados por una cámara que alojara un flotador magnético y un indicador externo con banderas magnéticas (de colores: Naranja/Negro, Amarillo/Negro y Rojo/Blanco) que giraran 180º al pasar el flotador, la cámara se conectara al proceso mediante válvulas de bloqueo y uniones; además la cámara poseerá conexiones para venteo y drenaje.

La indicación deberá ser visible desde una distancia de 25 a 30 metros.

15.7.4.2. Interruptores de nivel.

Los interruptores de nivel deberán ser tipo flotador magnético para montaje interno y deben cumplir como mínimo con las siguientes características:

El rating de presión deberá estar acorde con la especificación de tuberías.

La conexión del interruptor de nivel deberá ser bridada de 2" como mínimo según norma PDVSA HF-201 “Diseño de tubería para instrumentación e instalación de instrumentos”).

El material del cuerpo es generalmente de acero al carbono y el material del flotador es generalmente de acero inoxidable 316, a menos que las condiciones de proceso requieran de otro tipo de material, o donde el material estándar de EL FABRICANTE sea compatible con el proceso.

Los contactos del instrumento deberán ser DPDT acción rápida y secos, con un rating de 24 VDC, 6 A máximo con encapsulamiento según la clasificación de área. La conexión eléctrica es de 3/4" NPT





15.7.4.3. Transmisores de nivel.

La salida del transmisor será de 4-20 mA con protocolo hart, con un encapsulamiento según la especificación de clasificación de área.

El transmisor deberá venir con sello de diafragma, el cual debe estar integrado al transmisor.

Indicación tipo LCD con 4 dígitos.

El cuerpo del transmisor deberá ser como mínimo de acero inoxidable 316, incluyendo el adaptador y las bridas.

El cuerpo del diafragma del transmisor se deberá llenar con glicerina, aislar externamente y encerrar de bridas separables del proceso.

El rango del transmisor de presión se deberá seleccionar de manera que la presión normal de operación esté entre 30% y 80% del rango calibrado (SPAN).

El transmisor se diseñará para soportar una sobre presión de 1 a 3 veces su rango de trabajo al igual que el vacío absoluto, sin requerir recalibración.

La conexión eléctrica de los transmisores será de 1/2" NPTF.

La conexión a proceso deberá ser de 1/2" NPTF.

El sello de diafragma deberá ser mínimo de 2” RF, la clasificación de la brida (rating), depende del “Piping Class” del instrumento.

15.7.4.4. Transmisor de nivel tipo desplazador.

La salida del transmisor será de 4-20 mA con protocolo hart, con un encapsulamiento según la especificación de clasificación de área, capaz de soportar como mínimo, una carga de 600 ohm () para un suministro de 24 VDC

Los transmisores de nivel tipo desplazador deberán ser con cámara externa y cabeza girable.

El tamaño de la conexión eléctrica deberá ser de 1/2" NPTF.

La conexión al proceso deberá ser de 1” NPTF como mínimo, y en caso de requerir conexión bridada el mínimo tamaño debe ser 1 1/2” y el rating de la conexión debe estar de acuerdo al diseño del equipo.





La conexión para drenaje deberá ser de 1/2" NPTF. EL FABRICANTE debe de suministrar el tapón del mismo material del cuerpo del transmisor.

La electrónica del transmisor de nivel tipo desplazador deberá estar basada en microprocesadores de tecnología reciente y probada.

La linealidad del transmisor de nivel deberá ser de ± 0,25% del span total o mejor. La exactitud mínima debe ser de ± 0,1% del span o mejor. La repetibilidad mínima debe ser de 0,1% del span o mejor.

La precisión será de ±0.075% del rango calibrado.

15.7.5. Unidad de Medición Fiscal para Crudo.

El diseño de la unidad de medición fiscal deberá cumplir con todo lo que establece la norma PDVSA K-342 “Design criteria for fiscal, sale and custody transfer measurement systems” y las normas técnicas para la fiscalización de hidrocarburos líquidos que dicta el Ministerio de Energía y Minas.

La unidad de medición fiscal, deberá estar conformada por los siguientes elementos: transmisor medidor de flujo tipo coriolis, computador de flujo, indicador de presión, transmisor de presión, indicador de temperatura, transmisor de temperatura, analizador de agua en crudo, medidor de densidad, y tomamuestras automático.

Toda la información que manejan los equipos electrónicos de medición y cálculo fiscal, deberán estar disponible al operador mediante el acceso al sistema de supervisión y control.

El método a utilizar para el cálculo de flujo debe ser previamente aprobado por EL CLIENTE.

Los equipos que se usarán para fiscalización y transferencia de custodia deben tener todo lo necesario para la medición del flujo de crudo. Así mismo, este equipo deberá tener la capacidad de informar su estado de funcionamiento, mediante el reporte de cualquier falla.

El sistema de medición fiscal deberá operar 24 horas al día y 365 días al año.

Los equipos de medición fiscal se deberán instalar en campo, por tanto deben estar en capacidad de trabajar en condiciones de intemperie, en ambiente de alta humedad, bajo la acción directa de rayos solares y con clasificación de área a definir por la disciplina electricidad.





15.7.6. Unidad de Medición Fiscal para Gas.

El diseño de la unidad de medición fiscal deberá cumplir con todo lo que establece la norma PDVSA K-342 “Design criteria for fiscal, sale and custody transfer measurement systems” y las normas técnicas para la fiscalización de hidrocarburos líquidos que dicta el Ministerio de Energía y Minas.

La unidad de medición fiscal, deberá estar conformada como mínimo por los siguientes elementos: transmisor medidor de flujo tipo ultrasónico, computador de flujo, indicador de presión, transmisor de presión, indicador de temperatura, transmisor de temperatura, BTU o cromatógrafo para medición de densidad, medidor de densidad, y tomamuestras automático.

Toda la información que manejan los equipos electrónicos de medición y cálculo fiscal, deberán estar disponible al operador mediante el acceso al sistema de supervisión y control.

El método a utilizar para el cálculo de flujo debe ser previamente aprobado por EL CLIENTE.

Los equipos que se usarán para fiscalización y transferencia de custodia deben tener todo lo necesario para la medición del flujo de gas. Así mismo, este equipo deberá tener la capacidad de informar su estado de funcionamiento, mediante el reporte de cualquier falla.

El sistema de medición fiscal deberá operar 24 horas al día y 365 días al año.

Los equipos de medición fiscal se deberán instalar en campo, por tanto deben estar en capacidad de trabajar en condiciones de intemperie, en ambiente de alta humedad, bajo la acción directa de rayos solares y con clasificación de área a definir por la disciplina electricidad.

15.7.7. Transmisor de flujo

El transmisor de flujo debe cumplir con todo lo que establece la norma PDVSA, K-302 “Flow Instrumentation”.

La señal de salida deberá ser de 4 – 20 mA + Hart o bajo protocolo Modbus.

El transmisor y sensor se deberán suministrar con todo el hardware de protección contra descargas atmosféricas.

El instrumento deberá asegurar la linealidad de medición dentro de los límites de precisión requeridos, cubriendo el flujo mínimo de operación que se especifique.





El medidor de flujo será capaz de medir flujo másico, flujo volumétrico, densidad y temperatura con gran exactitud.

El material de construcción de las partes húmedas, cuerpo y bridas del sensor de flujo debe será adecuado para el fluido que maneja, siendo el mínimo aceptable acero inoxidable 316.

El transmisor de flujo deberá tener indicación local y debe ser del tipo inteligente, capaz de transmitir señales analógicas, de frecuencia y digitales, con memoria de configuración no volátil.

La exactitud mínima para flujo deberá ser ± 0,10% del “SPAN”, para densidad debe ser ± 0,0005 g/cc, y para temperatura debe ser ± 1° C ± 0,5% de la lectura, con una rangoabilidad de 80:1

El suministro eléctrico será de 24 VDC.

Los transmisores deberán tener filtros adecuados para eliminar las interferencias por radiofrecuencia (RFI) (800- 950 MHz) y electromagnéticas (EMI).

La conexión eléctrica deberá ser de 3/4” NPT.

El sistema de medición y el medidor deberán contar con la certificación en ISO 9001, además de un certificado de calibración, donde se indique el número de serie y la trazabilidad del equipo con que se calibrada.

Deberán tener autodiagnóstico continuo.

15.7.8. Computador de flujo

El computador de flujo deberá ser capaz de realizar la medición electrónica y regulación del flujo del crudo o gas. Debe ser capaz de operar en condiciones extremas con confiabilidad y seguridad.

Se deberá basar en microprocesador e incluir software de aplicación configurable y programable con tecnología de punta.

Operará en forma independiente, por lo que debe tener conectividad con transmisores analógicos convencionales, transmisores inteligentes, computadoras personales, interfase con el operador, impresoras, cromatógrafo de proceso y cualquier otro equipo de medición de calidad.

Reunirá como mínimo las siguientes características: procesador 32 bits, coprocesador numérico, respaldo de batería de memoria RAM, reloj de tiempo real, puertos de





comunicación RS-232/RS-485, modem para línea privada, pantalla LCD, teclado alfanumérico integrado, lenguaje de control de alto nivel, indicación con LED’s para señales digitales, LED’s de diagnóstico, entre otros.

El Computador de flujo se comunicará con el sistema de control de planta a través de las I/O remotas, por medio de Modbus IP.

Deberá contener tarjetas de entradas/salidas, las cuales se integran a bloques de terminales de conexión y se alimentan en 24 VDC.

El computador de flujo se deberá alojar en un gabinete, a prueba de intemperie, con protección NEMA 4X, con la clasificación eléctrica clase 1, división 2, la cual corresponde al área donde se va a ubicar.

Deberá contener una fuente externa con entrada de 120 VAC y salida de 24 VDC, con breakers, fusibles y borneras para conectar múltiples instrumentos con protecciones contra picos y capacidad para la alimentación directa de los medidores de flujo, el analizador de corte de agua y el medidor de densidad.

15.7.9. Analizador de agua en crudo

La señal del analizador deberá ser electrónica y se debe comunicar con el sistema de control a través de una señal en 4 – 20 mA.

El analizador tendrá indicación local y remota, la pantalla del indicador debe ser del tipo de cristal líquido.

El analizador será a prueba de intemperie (protección NEMA 4X)

La conexión de proceso del analizador a la tubería se hará a través de un sistema de toma muestra, el cual se debe incorporar al mismo equipo.

El analizador estará aprobado para uso en áreas clasificadas y para ambientes corrosivos e intemperie.

El analizador deberá garantizar el menor error de lectura posible, de acuerdo a los requerimientos de la aplicación.

15.7.10. Medidor de densidad

Operará bajo el principio de vibración, con precisión de 0,1% (Norma técnica de fiscalización de hidrocarburos líquidos sección 14.2.5.1.1).

Será compacto, ligero y fácil de instalar.





Deberán tolerar un alto grado de vibración de la planta y se pueden instalar directamente en los conductos existentes sin necesidad de acondicionar el caudal aguas arriba ni de utilizar soportes de instrumentos.

El sensor de paso recto ofrecerá una trayectoria del flujo sin obstrucciones que minimiza las caídas de presión y permite mayores caudales a fin de mantener a los productos en movimiento a una velocidad óptima.

Deberán ser intrínsicamente seguro, a prueba de llama y a prueba de explosión, clase I, div. 2, grupos B, C y D

La presión máxima de funcionamiento se tomará según la clasificación de la brida.

Tendrá requerimientos de repetibilidad de 0,02 kg/m3 (0,0012 libras/pie3).

Señal de pulsos (Frecuencia) que se debe convertir a una salida de 4-20 mA compatible con Hart.

. 15.7.11. Cromatógrafo de Gas.

Premisas Generales

EL PROVEEDOR debe proporcionar el cromatógrafo de gas completo con todos los componentes necesarios tales como sistema de acondicionamiento de muestra, sistema de calibración, sonda de recolección de muestra con todos sus accesorios, unidad de control e interfaz de despliegue, entre otros.

El cromatógrafo debe operar las 24 horas del día y 365 días al año, y debe tener la capacidad de trabajar en condiciones de intemperie en ambiente de alta humedad, con clasificación de área Clase I División 2.

Alta disponibilidad operacional del equipo de medición. La disponibilidad operacional se debe considerar a nivel del procesamiento o cálculo del volumen.

Debe ser capaz ante falla de alimentación eléctrica, ir a una posición o condición segura del mismo.

Debe incluir unidad de control para el almacenamiento de datos y registro

Debe incluir unidad de interfaz con el operador a fin poder supervisar y controlar las actividades del mismo.

Debe incluir facilidades de comunicación con el sistema de control de planta (BPCS ó PLC) a través de las I/O remotas, por medio de Modbus IP.





Requerimientos Técnicos

La sección de análisis y el controlador deben estar completamente ensamblados en una unidad, el controlador del analizador y su sistema de toma de muestras deben estar completamente diseñados, ensamblados, probados y listos para instalar en el campo o sitio designado para él.

El sistema acondicionador de la muestra debe incluir pero sin limitarse a ello: filtrado, condensación, enfriamiento, regulación de la presión y la temperatura, entre otros. Este sistema debe ser suministrado por EL PROVEEDOR, y debe ser diseñado de tal manera que se entregue y acondicione las muestras con un mínimo de retraso y volumen muerto.

Las columnas para análisis deben proporcionar la separación adecuada de los componentes que han de ser medidos. Se prefiere una separación, de línea base, de los componentes de interés para obtener así una estabilidad de largo término

El tiempo de respuesta por muestreo debe ser máximo de 4-6 minutos.

Capacidad para operar bajo el principio de medición por conductividad térmica u ionización, lo cual implica detectores térmicos TCD (sensibilidad hasta 3ppm),detector de ionización de llama FID (sensibilidad en niveles de ppb)

La construcción mecánica de la válvula debe ser tal que sus internos nunca se encuentren en contacto con el flujo de muestra, lo cual asegure mayor tiempo de vida útil de la válvula antes de reparación.

El rendimiento del cromatógrafo se encuentra directamente relacionado con la estabilidad de la temperatura del horno (columnas y detectores), por tanto se debe disponer de un controlador electrónico tipo PID a fin de asegurar la precisión y estabilidad de la presión, temperatura y flujo en la columna y detector, garantizando así la repetitibilidad del análisis de los componentes. La temperatura del horno debe ser seleccionable, vía software.

El sistema del controlador debe incluir programas de diagnósticos para mantenimiento a fin de permitir la solución rápida de problemas que se puedan presentar.

El controlador debe tener capacidad de almacenar hasta 254 valores promedios mantenidos en memoria por tres meses de corridas estándar de 5 minutos. Además debe tener capacidad de futura ampliación de memoria.

Requerimientos Eléctricos

El nivel de alimentación debe ser 24 VCC.





El grado de protección del equipo debe ser IP66/NEMA 4X, con clasificación de área Clase 1, División 2.

La electrónica del cromatógrafo debe poseer inmunidad a la interferencia causada por campos electromagnéticos (EMI) y por radio frecuencia (RFI). En caso de una caída de voltaje de alimentación por debajo del mínimo requerido para la operación del analizador, el equipo ejecutará una parada sin generar salidas erráticas de voltaje.

Especificaciones del Cromatógrama.

El cromatógrama debe mostrar un reporte indicando como mínimo los siguientes datos:

- Valor calorífico.

- Temperatura y presión pseudo-crítica.

- Presión y temperatura de muestreo.

- Factor de compresibilidad (Z).

- Medición de componentes.

15.7.12. Válvulas

Las Válvulas y Actuadores deben seguir lo establecido en las especificaciones PDVSA K-332 “Control Valves” y K-333 “Valve Actuators”.

15.7.12.1. Válvulas de control.

Encapsulamiento seguirá la especificación de clasificación de área.

Las válvulas de control operarán 24 horas al día y 365 días al año.

La selección de tipos y modelos de las válvulas de control se hará con un criterio de mínima diversidad, con miras a facilitar su compra y minimizar la variedad de partes de repuesto.

La selección de las válvulas se realizará bajo los programas de cálculo de los proveedores y basados en fórmulas ISA.

El conjunto actuador – posicionador de las válvulas de control deberá operar en un rango de señal neumática de 3 - 15 psig para el desplazamiento total del vástago. Todos los posicionadores deben ser provistos con una línea de desvío de aire “by-





pass” y sus respectivos indicadores de presión. Se deben instalar posicionadores electro – neumáticos.

Todas las válvulas estarán provistas de bridas. Sólo se deben considerar las válvulas sin bridas y tipo waffer si la especificación de tuberías permite la utilización de pernos largos.

Los materiales y el rating de las válvulas de control deberán ser determinados por la especificación de tuberías correspondiente a la línea. El rating en todo caso, no deberá ser menor que ANSI 300#. El cuerpo será generalmente de acero al carbono de diversos tipos. El asiento deberá ser generalmente de acero inoxidable tipo 316 ó 304 como mínimo.

No se deberán utilizar válvulas de control de un tamaño de cuerpo nominal menor a la mitad del diámetro de la tubería. En caso de que se necesiten capacidades menores a éste mínimo, se especificará la válvula con trim reducido.

Siempre que sea práctico, todas las válvulas de control serán del tipo neumático, actuadas por un mecanismo de resorte y diafragma.

Se deberá considerar el uso de actuadores tipo pistón retorno por resorte, únicamente si la fuerza requerida está fuera del rango normal de los actuadores de diafragma.

Para todas las válvulas, se deberá especificar el cumplimiento del nivel de ruido permisible de acuerdo a las normas aplicables, el cual se debe calcular por los métodos que recomienda la ISA S75.01 y por el proveedor específico. En caso de que el ruido exceda el límite permisible (no mayor a 85 dB) se deben aplicar los métodos correctivos apropiados.

Todos los cuerpos de las válvulas de control deberán ser con bridas o se deben adecuar para inserción en tubería bridada y deben cumplir los tamaños ANSI normalizados para válvulas.

La característica de la válvula se deberá elegir con base en el mejor servicio de control para las condiciones del proceso: para aplicaciones de control de presión y condiciones del proceso donde se tengan grandes variaciones, se deben seleccionar válvulas con característica tipo "igual porcentaje".

Para aplicaciones de servicio "abrir-cerrar" se seleccionarán válvulas con características tipo "apertura rápida". Las válvulas deberán poseer actuador del tipo neumático de retorno por resorte, el cual se debe activar por una válvula solenoide de 24 VDC, la cual se debe suministrar como parte integral de la válvula, dichas válvulas se deben diseñar para cerrar completamente, contra la máxima presión de entrada.





Las válvulas de control se deberán suministrar con empaques de teflón para temperaturas menores de 232 °C, a menos que la construcción de una válvula específica, permita límites mayores de temperatura. Se deberán suministrar empaques de grafito para temperaturas de operación sobre el límite que se recomienda para el empleo de teflón.

En general, las válvulas de control se suministrarán con prensa estopas atornilladas (bolted packing glands).

Las válvulas de control se deberán suministrar con un cuello/ extensión de enfriamiento, para temperaturas de operación que superen el límite de diseño de los empaques a emplear, generalmente para temperaturas por encima de 232 °C.

Todas las válvulas de control se deberán suministrar con posicionador.

No se deberán utilizar válvulas de control en tamaños menores de 1". Igualmente no serán usadas válvulas en tamaños de 1-1/4", 2-1/2" y 5".

En general, las válvulas de control se deberán dimensionar para que en condiciones de diseño, la máxima rata de flujo a controlar que debe pasar a través de la válvula, sea igual al 10% más del caudal de diseño (Q+ = 1,10 Qd) y la máxima rata de flujo que pasará a través de la válvula de control completamente abierta, debe ser igual o mayor que el máximo flujo a controlar (Qo = Q+). La mínima rata de flujo a controlar debe será el 50% de la rata de flujo de diseño (Q- = 0,5 Qd), a menos que existan requerimientos específicos de proceso.

La válvula de control se deberá dimensionar de modo que el flujo mínimo de operación corresponda a un porcentaje de apertura superior del 10%, en válvulas de característica lineal, y del 20% en válvulas de característica "igual porcentaje". El flujo normal de operación debe corresponder a un porcentaje de apertura superior del 40% y el flujo máximo inferior del 90%.

En general, la guía y el asiento del tapón deberán ser de acero de grados diferentes, para prevenir el deterioro del tapón por formación de escamas (lapping).

El "trim" de la válvula de control deberá ser de acero inoxidable ANSI 316 como mínimo.

Los actuadores neumáticos se deberán especificar, suministrar y ensamblar en fábrica con la válvula de control. Los actuadores se deberán dimensionar en función del diferencial de presión a través de la válvula.





Las válvulas de acción rotacional deberán tener un eje de diámetro adecuado, con guía apropiada, para prevenir una deflexión excesiva del eje, debido a la fuerza que ejerce el actuador a la máxima presión diferencial de operación.

Todo el tubing para aire de instrumentos y aquellas ubicadas aguas abajo del filtro regulador de aire, será de acero inoxidable o de cobre recubierto con PVC.

Los posicionadores estarán provistos de indicador de presión de aire de suministro, indicador de presión de carga e indicador de señal de salida. Adicionalmente, tendrán filtros y regulador de aire de suministro, los posicionadores pueden emplear el filtro-regulador del convertidor electro-neumático.

Las válvulas de control deberán estar provistas de interruptores de fines de carrera (ZSO, ZSC ) e indicación local de posición

15.7.12.2. Válvulas de emergencia.

Las válvulas deberán ser de un cuarto de vuelta “Turn-Quarter” para operación de corte, para aislamiento de grandes inventarios de hidrocarburos. La construcción del cuerpo de las válvulas será a prueba de fuego (Fire Safe) por lo que deberán cumplir con la estándar API-607 “Fire test for soft-seated quarter-turn valves” en su última edición.

La válvula deberá proporcionar cierre hermético que no permita fugas en situaciones de exposición a fuego, de acuerdo con el estándar API-598 “Valve inspection and testing” en su última edición.

Todas las válvulas de emergencia deberán tener conexiones bridadas. Las bridas estarán integradas al cuerpo, las bridas tipo deslizantes (“slip on”) no son aceptables. La clase de bridas en cuanto a material y libraje debe estar de acuerdo con el ASME B16.5 última edición.

Se requiere que la válvula cierre en un tiempo máximo de 10 segundos, por lo que se requiere que se suministre con control de velocidad para prevenir velocidades excesivas.

El panel de posición deberá estar construido de acero, resistente a las condiciones ambientales descritas anteriormente y protegido con recubrimiento epóxico

El actuador de las válvulas de emergencia deberá ser electrohidráulico, compacto, con conectores y tubing de acero inoxidable 316SS (el material del tubing deberá cumplir con el estándar ASTM- A 269 última revisión), el cual debe ser protegido contra el fuego en conjunto con todos sus accesorios, de acuerdo a la hoja de datos. En caso de





usar cubierta contra fuego en el actuador, esta debe ser removible, de tal manera que se pueda contar con la accesibilidad para proporcionar mantenimiento al actuador

El actuador deberá ser adecuado para montaje en la parte superior de la válvula sobre la brida del cuello que debe ser lo suficientemente robusta para soportar directamente el cuerpo de dicho actuador. Asimismo, debe suministrarse con volante manual lateral. El cálculo de los actuadores es responsabilidad del vendedor

Cada válvula de emergencia deberá contar con cilindros o recipientes de respaldo para operar sin aire de suministro de capacidad suficiente para dos ciclos completos. Dicho recipiente deberá contar con una válvula de seguridad, válvula al fondo para desalojo manual del agua, manómetro testigo y demás accesorios.

Cada válvula debe suministrarse con un panel de control remoto. El panel de control debe estar construido de metal con: puertas traseras, chapa de seguridad, montaje sobre piso, instalación en el área de proceso, acometidas laterales, superior e inferior y protegido con recubrimiento epóxico. Los dispositivos eléctricos asociadas a las válvulas de emergencia deben tener encapsulados a prueba de intemperie, humedad, corrosión y polvo (NEMA 4X), apropiada para sistemas de seguridad intrínseca con barreras galvánicas, adecuadas para áreas Clase I, División 1 ó 2, Grupos B, C y D, a menos que se especifique lo contrario en los “Planos de Clasificación de Área Eléctrica N° HW0011037-CO0D3-EP04001 al EP04004” de la disciplina Electricidad.

Se deberán suministrar dos (02) interruptores de posición (válvula abierta/válvula cerrada), estos deben de ser tipo magnético o similar de no contacto de acuerdo al diseño de la válvula, con contactos doble polo doble tiro (DPDT), suministro eléctrico de 24 VDC, con conexión conduit de 1/2" NPTF.

Cada válvula de emergencia deberá suministrarse con una válvula solenoide de 4 vías y cuerpo en acero inoxidable, el tamaño de las conexiones a proceso debe ser de 1/4" NPTF. El aislante de la bobina debe ser adecuado para trabajo continuo, normalmente energizada la válvula y temperatura ambiente máxima de 48 ºC. Alimentación eléctrica de 24 VDC, bajo consumo eléctrico. El encapsulado debe ser Nema 4X, adecuado para sistemas de seguridad intrínseca Clase 1, Div. 2, Grupos B, C y D a menos que se indique lo contrario en los “Planos de Clasificación de Área Eléctrica N° HW0011037-CO0D3-EP04001 al EP04004” de la disciplina Electricidad

15.7.12.3. Válvulas ON/OFF

El diseño de las válvulas deberá seguir los lineamientos establecidos en las versiones actualizadas y vigentes de las normas, procedimientos y estándares.





Las válvulas a usar deberán ser diseñadas para operar en el ambiente y clasificación de área en donde se van a instalar.

La válvula proporcionará cierre hermético que no permita fugas en situaciones de exposición a fuego, de acuerdo con el estándar API-598 última edición

Todas las válvulas tendrán conexiones bridadas. Las bridas deben ser integrales al cuerpo, las bridas tipo deslizantes (“slip on”) no son aceptables. La clase de bridas en cuanto a material y libraje debe estar de acuerdo con el ASME B16.5 última edición

Las válvulas emplearán bridas para su conexión a las líneas. Sólo se permitirá el empleo de válvulas sin bridas (tipo wafer) cuando la especificación de tuberías permite la utilización de pernos largos.

Los materiales de construcción serán seleccionados según ANSI/ISA. El cuerpo de las válvulas será de acero al carbono de diversos tipos. El asiento será de acero inoxidable tipo 316 ó 304 como mínimo.

El tipo de actuador, deberá ser neumático de pistón con retorno a resorte, de movimiento lineal y rotativo. El fabricante debe suministrar el actuador más adecuado a las especificaciones indicadas en la hoja de datos.

El material del cuerpo de la válvula deberá ser el especificado en el documento hoja de datos de válvulas ON/OFF. El trim de la válvula debe ser de acero inoxidable 316 como mínimo.

La capacidad de la válvula deberá ser seleccionada para garantizar los requerimientos de flujo del proceso.

Se deberán suministrar dos interruptores de posición (válvula abierta/cerrada), estos deben de ser tipo magnético o similar de no contacto de acuerdo al diseño de la válvula, con contactos doble polo doble tiro (DPDT), suministro eléctrico de 24 VDC, con conexión conduit de 1/2" NPT-F. Adicionalmente, debe suministrarse con una válvula solenoide de tres vías, acero inoxidable, de bajo consumo eléctrico para 24 VDC.

15.7.12.4. Válvulas Reguladoras

El actuador de las válvulas reguladoras deberá ser de tipo diafragma con retorno por resorte. El material del cuerpo de la válvula y del trim debe ser como mínimo acero al carbono y debe estar acorde a la aplicación y a la especificación de la línea correspondiente.





Para conexiones en tuberías menores de 2”, la conexión a proceso será del tipo roscada “NPT”. Para tuberías mayores de 2” la conexión será bridada e integrada al cuerpo. El material, tipo y rating de la brida deberá estar de acuerdo a la especificación de tuberías y será indicado en la respectiva hoja de datos.

La calibración del punto de ajuste de la válvula autorregulada deberá ser realizada en fábrica.

15.7.12.5. Válvulas Reguladoras de Blanketing

Para los tanques que requieran blanketing se especificará el arreglo de válvulas de alivio, válvulas reguladoras y válvula de rompevacío de acuerdo a las siguientes características:

El cuerpo, el trim y el asiento de las válvula alivio y rompevacio deberá ser como mínimo de acero al carbono, a menos que se especifique lo contrario en la respectiva hoja de datos.

Las conexiones a proceso de la válvula alivio y rompevacio serán como mínimo 2” bridadas e integradas al cuerpo. El material y tipo de bridas será indicado en la respectiva hoja de datos, y el libraje o rating de la misma debe ser de 150#. La clase de bridas en cuanto a material debe estar de acuerdo con el ANSI/ASME B16.5 última edición.

El cuerpo y el bonete de las válvulas reguladoras de gas blanketing deberán ser como mínimo acero al carbono y acero inoxidable 316SS respectivamente, a menos que se especifique lo contrario en la respectiva hoja de datos.

El material del resorte y el diafragma de las válvulas reguladoras de blanketing será como mínimo de acero inoxidable y teflón respectivamente, a menos que se especifique diferente en la respectiva hoja de datos.

La calibración del punto de ajuste de la válvula reguladora de blanketing será realizada en fábrica de acuerdo a lo indicado en la respetiva hoja de datos.

La conexión de las válvulas reguladoras de blanketing deberá ser de 1” NPTF. De requerirse bridada, será de 1” 150# e integrada al cuerpo. La toma de la línea sensora (“Sense Line”) deberá ser de 1/2" NPT-F.

El tamaño de la conexión de la válvula deberá ser de 16”, 20” ó 24”, la cual dependerá de la aplicación y debe ser bridada 150# RF e integrada al cuerpo. El material de la misma debe estar de acuerdo a la hoja de datos respectiva y con ANSI/ASME B16.5 última edición





15.7.12.6. Válvulas de alivio.

El cálculo de las válvulas de alivio se hará siquiendo los requerimientos que se describen en la norma API 2000 “Venting atmospheric and low-pressure storage tanks”, API 520 “Sizing, selection and instalation of pressure-relieving devices in refineries” y código ASME sección VIII. Div 1” Pressure Vessels”.

Las válvulas de alivio de presión se deberán utilizar para evitar el daño estructural en los equipos debido a un exceso de presión. Los equipos se presurizan cuando se bombea líquido a su interior comprimiendo el vapor existente.

El diámetro interior de la boquilla de la trampa deberá ser mayor o igual al diámetro interior de la brida de entrada de la válvula.

El material del cuerpo de la válvula deberá ser de acero al carbono (C.S) (aplicaciones no corrosivas con temperaturas mayores a 20ºF y menores a 750ºF.)

El material del asiento y todas las partes en contacto con el proceso será de 316SS.

Dependiendo de las condiciones de proceso, el material del diafragma será de Vitón, Teflón o Buna –N.

Los materiales de las partes internas de la válvula de alivio, se deben definir en la hoja de datos.

15.7.12.7 Válvulas de diluvio.

Las válvulas automáticas de diluvio deberán ser neumáticamente operadas, con característica de apertura rápida y estar diseñadas para abrir y aliviar un aumento de la presión interna del fluido, por exposición a condiciones anormales de operación o emergencias.

Las válvulas automáticas de diluvio serán del tipo bola, extremos roscados, clase 150, de dos (2) vías y deberán suministrarse con todos los accesorios necesarios para su operación, tales como válvula solenoide (operación remota), interruptor límite, filtro, etc; completamente ensamblados como una unidad.

Las válvulas automáticas de diluvio podrán ser instaladas en cualquier posición (horizontal, vertical ó angular) sin que por ello afecte su funcionamiento.

Las válvulas automáticas de diluvio deberán tener cuerpo de acero al carbón ASTM A 216 Gr. WCB extremos bridados de acuerdo a la especificación de tuberías que aplique, el material de las partes en contacto con el fluido de proceso deberá ser de bronce ASTM B61 ó resistente a las propiedades corrosivas, abrasivas, erosivas, etc.,





del mismo, para lo cual se deberá de tomar como referencia base, las especificaciones de la tubería en que se hace la instalación.

La relación de todos los accesorios o materiales no contemplados por la especificación, pero que son necesarios para la completa fabricación del equipo, debe ser responsabilidad de EL PROVEEDOR.

EL PROVEEDOR deberá suministrar la memoria de cálculo de las válvulas automáticas de diluvio.

La capacidad de las válvulas automáticas de diluvio se seleccionará de acuerdo a la memoria de cálculo.

Cuando se especifique la válvula solenoide esta deberá ser adecuada a la clasificación eléctrica del área donde se instale.

Para direccionar el flujo de agua las válvulas solenoides deberán de suministrarse de tres vías, con configuración normalmente cerrada (N.C.) para la válvula de diluvio, con cuerpo e interiores de acero inoxidable, cubierta a prueba de explosión, alimentación neumática, provista de cilindro para almacenaje de gas nitrógeno, con autonomía para tre (3) “disparos” (strokes).

Todos los conectores y tubing del arreglo válvula principal-solenoide, deberán ser de acero inoxidable.

El tamaño de la conexión al conduit deberá ser de 1/2” Ø NPT hembra o bien proporcionar la reducción bushing de 3/4” x 1/2” Ø de aluminio.

La dirección de flujo a través de las válvulas automáticas de diluvio deberá estar claramente indicada con una flecha fundida en el cuerpo de la misma.

Las válvulas serán roscadas bridadas y maquinadas de acuerdo a la norma ASME B16.34 (Valves Flanged, Threaded and Welding End) para el tipo de cara y régimen especificado.

El cuerpo debe ser de hierro dúctil ASTM A 536 Gr. o níquel-aluminio-bronce ASTM B-148 o equivalentes.

El diafragma debe ser elastómero reforzado ASTM D-2000 o hule sintético o hule natural o equivalente y las partes metálicas que entran en contacto con el agua debe ser en acero inoxidable ASTM A 182/A 182M Gr. F 316 (UNS S31600), latón ASTM B 36 aleación UNS C23000 o bronce ASTM B 62 aleación UNS C83600 o equivalentes.





La tubería (tubing) debe ser en acero inoxidable ASTM A 269 Grado TP 316 (UNS S31600) o equivalente y los dispositivos del arreglo (trim) de la válvula de latón ASTM B 135 aleación UNS C28000 o equivalente.

15.7.12.8. Válvulas solenoide.

La alimentación eléctrica a la válvula solenoide será de 24 VDC bajo un consumo (15 W máx.) y un “rating” de 2 A.

Las válvulas solenoides para corte de suministro de aire a válvulas de bloqueo, serán del tipo universal que no requieren de presión mínima de operación.

La alimentación neumática será de 100 psig máximo. La conexión eléctrica es 1/2 pulgada “conduit”. La conexión neumática es 3/8" pulgada NPTF.

El encapsulado deberá estar de acuerdo a la clasificación del área.

15.7.12.9. Acción de Falla de Válvulas

La acción de falla de la válvula, es una combinación de la modalidad de cierre de la válvula (vástago baja para cerrar o para abrir) y la modalidad de acción del actuador directa (aire para bajar el vástago) o inversa (aire para subir el vástago). La acción de válvulas es clasificada de la siguiente manera:

Falla Abierta o Fail Open (FO): La válvula abre en falla de aire o de señal.

Falla Cerrada o Fail Closed (FC): La válvula cierra en falla de aire o de señal.

Falla Bloqueada o Fail Lock-up: La válvula mantiene su última posición.

La acción de falla de la válvula debe ser seleccionada de forma tal que el actuador coloque a la válvula en la posición más segura para la operación de la planta en caso de falla de alimentación o de señal.

La falla de la válvula estará indicada en los DTIS.

15.7.12.10. Convertidores I/P (Electro-Neumáticos)

La alimentación eléctrica del instrumento será de 24 VDC.

El encapsulado será según la clasificación de área. La alimentación neumática será de 60 Psig y una salida seleccionable de 3-15 ó 6- 30 Psig. La conexión neumática de salida deberá ser de 1/2" ó 3/8" NPTF.





El instrumento será para montaje en soporte de 2 pulgadas, en caso que la tubería presente un alto grado de vibración. En los demás casos, el convertidor I/P está montado en la válvula de control.

15.8 Dispositivos del Sistema Instrumentado de Fuego y Gas (SIFYG).

El sistema SIFYG deberá ser diseñado de acuerdo a lo establecido en las normas PDVSA, K-363 “Sistemas Instrumentados de Fuego y Gas”, IR-I-01 “Sistema de Detección y Alarma de Incendio”, IR-I-02 “Sistemas de Detección de Gases Inflamables / Tóxicos” y COVENIN 1041 “Tablero Central de detección y Alarma de Incendio”.

15.8.1 Detectores de llama.

Los detectores de fuego a utilizar en el proyecto deben ser del tipo UV/IR, de tecnología de última generación, que posean un amplio espectro de detección y altamente confiables. Estos detectores deberán tener la capacidad de diferenciar entre llamas de fuego reales y las falsas alarmas de incendio, como por ejemplo los arcos de soldadura. Dichos dispositivos deben manejar señales de salida en un rango de 4 a 20 mA.

Deberán cumplir con lo establecido en las Normas PDVSA, IR-I-01 “Sistema de Detección y alarma de Incendio”, NFPA 72 “National Fire Alarm Code”, y además cumplir como mínimo con las siguientes características:

Ser muy confiables, de alta velocidad de detección y menos propensos a falsas alarmas provenientes de descargas atmosféricas (rayos), o equipos calientes.

Deben poseer capacidad de autodiagnóstico y detección de falla, con prueba de integridad óptica e inmune a la interferencia electromagnética.

El tiempo de respuesta debe ser menor a 10 segundos.

El material del cuerpo debe ser resistente a la intemperie y a prueba de explosión.

Debe cumplir con el grado de protección Clase I, división II, grupos B, C & D, IP67.

Distancia mínima de inmunidad a los arcos de soldadura de 5 a 15 pies.

Voltaje de Operación: 24 VDC.

Protección: Clase I, división II, grupos B, C & D, IP67.

Rango espectral de 2 a 5 micrones.

La conexión eléctrica debe ser de 3/4" NPTF.





15.8.2. Detectores de Gas.

Los detectores de gas combustible deberán cumplir con lo establecido en las Normas PDVSA, IR-I-02 “Sistemas de Detección de Gases Inflamables / Tóxicos” y además cumplir como mínimo con las siguientes características:

Los detectores de gas a implementarse deberán ser del tipo infrarrojo.

Deberán tener capacidad para detectar la presencia de gases o vapores inflamables en la atmósfera.

Voltaje de operación de 24 VDC.

Inmunidad a la interferencia electromagnética.

Memoria no volátil que registra los últimos eventos de alarma.

Bajo tiempo de respuesta.

Señal de Salida: 4-20 mA

El material del cuerpo debe ser de acero inoxidable 316, a prueba de explosiones.

15.8.3. Detector de Humo y Calor.

Para uso en recintos cerrados.

La base del sensor será de montaje en cajetín octogonal de 4 pulgada.

El detector deberá ser a dos hilos, multisensor y enchufable, con entradas tanto fotoeléctricas como térmicas. Cada detector estará compuesto de una cámara fotoeléctrica resistente al polvo y limpiable en el campo, un sensor térmico no mecánico de estado sólido, y tecnología electrónica basada en microprocesador.

La sensibilidad se podrá ajustar remotamente.

El sensor deberá poseer autodiagnóstico para comprobar la funcionalidad del mismo.

El sensor deberá ser capaz de no generar señales erróneas debido a partículas de polvo u otros contaminantes del ambiente, que no sean humo.

15.8.4. Estaciones manuales.

Se utilizarán de estaciones manuales de tecnología inteligente y direccionables.





El uso de las estaciones manuales de alarma, deberá estar restringido a la señalización de emergencias debidas a incendios, explosiones o escapes de sustancias peligrosos.

Las estaciones manuales de alarma, se instalarán en áreas de riesgo potencial de incendio y acorde a lo establecido en la norma

Deberán ser del tipo doble acción “Presione y hale hacia abajo”. Una vez bajada la palanca, esta debe permanecer así hasta su reposición.

Presentar facilidades de montaje para ser instalada en pared.

La operación deberá ser a dos hilos.

Estarán ubicadas en las áreas de proceso, tanques y bombas; así como en el área de la subestación eléctrica, la caseta de vigilancia y control de acceso y la sala de control.

15.8.5. Difusores de sonido.

Los difusores de sonido deberán cumplir con lo establecido en las Normas COVENIN 1041 “Tablero Central de Detección y Alarma de Incendio”, PDVSA, IR-I-01 “Sistema de Detección y alarma de Incendio”, NFPA 72 “National Fire Alarm Code”

La señal de alarma se deberá activar en forma manual o automática una vez que se detecte cualquier situación de emergencia. Esta señal debe ser audible, variando su frecuencia y tono de acuerdo con lo establecido en los planes de emergencia de cada instalación.

El difusor de sonido deberá tener la capacidad de transmisión de voz, con la finalidad de emitir instrucciones al personal que opera en la sala de control. Este difusor debe ser operado desde el Tablero Central de Control.

Deberán colocarse estratégicamente dentro y fuera de las edificaciones con el fin de alertar al personal de la planta de la presencia de algún evento de incendio y cumplir como mínimo con los siguientes requerimientos:

Salida de ajustable hasta 120 db @ 1m.

Configuración para diferentes tonos.

Alimentación 24 VDC.

Amplificador y control de ganancia en el mismo cuerpo del equipo.





Debe poseer diferentes tonos, de manera que, el operador pueda distinguir el tipo de alarma que se está presentando (Fuego, Gas)

La conexión eléctrica debe ser de 1/2" NPT.

Montaje: Soporte Metálico

Grado de protección: Nema 4, IP 66.

Encapsulado: Resistente a la Intemperie

15.8.6. Luz estroboscópica.

Las luces estroboscópicas deberán cumplir con lo establecido en las Normas COVENIN 1041 “Tablero Central de Detección y Alarma de Incendio”, NFPA 72 “National Fire Alarm Code”.

Deberán colocarse estratégicamente dentro y fuera de las edificaciones, con el fin de alertar al personal de la existencia de algún evento anormal, para ello se debe disponer de luces de rojo para indicar alarma por fuego y azul para indicar presencia de gas.

Las luces a utilizarse en el proyecto deberán ser a prueba de explosiones y para intemperie donde éstas apliquen; y además cumplir con las siguientes características:

Cerramiento contra la intemperie a prueba de agua y adecuadas para trabajar en ambientes corrosivos.

Tensión de operación en 24 VDC.

Frecuencia mínima de un (01) segundo.

La conexión eléctrica de 3/4" NPTF.

Grado de protección: Nema 4X, IP 66.

Velocidad de Destello: 60 fpm.

Material: Vidrio poliéster reforzado.

Montaje: Soporte Poste Metálico.

Color: Rojo para fuego/Azul para gas

15.9 Sistema de telecomunicaciones.





15.9.1. General

El sistema de telecomunicaciones a implementarse en las áreas contempladas en el alcance del proyecto, deberá estar diseñado para proporcionar las vías de comunicación entre el personal del Centro de Procesamiento de Fluidos (CPF) de manera eficiente, confiable y segura a través de la transferencia de información entre las áreas de proceso y sala de control del CPF; así como la integración entre los sistemas de voz/data, SAVV y SCA pertenecientes al sistema integrado de protección (SIP).

Los sistemas de voz, datos, videos y control de acceso de las áreas de proceso y de las edificaciones (Sala de Control, Sub-Estación Eléctrica/Centro Control de Motores, Caseta de Vigilancia y Control de Acceso) serán conectadas a la red mediante Fibra Óptica de 24 hilosque llegara a los gabinetes de telecomunicaciones que se ubicaran en el cuarto de telecomunicaciones en la Sala de Control, adema de la interconexión de la Sala de Control del CPF con el Centro Operativo Petro Monagas (COPEM), se deberá realizar a través de un enlace de fibra óptica monomodo de 36 hilos y con respaldo de un enlace de radio frecuencia.

El sistema de telecomunicaciones propuesto deberá cumplir como mínimo con los siguientes requerimientos:

El tipo de cable a implementar en el área de procesos será fibra óptica monomodo de 12, 24 y 36 hilos, que ira en bancada.

Se dispondrá de switches para conectar la información correspondiente a las señales de control y alarma.

Los switches para interconexión en la redes LAN, deberán poseer los protocolos necesarios para soportar las funciones de disponibilidad, seguridad, Calidad de Servicio y administración de la plataforma de interconexión de redes.

Así mismo se dispondrá de patch panel, como organizador del cableado correspondiente a las señales de comunicación. Este se puede presentar para cableado UTP y Fibra óptica.

Los equipos de telecomunicación seleccionados deberán ser compatibles con otros equipos similares existentes en otras infraestructuras de producción de petróleo y gas de PDVSA PETROCARABOBO.

Los equipos de telecomunicación deben cumplir con los lineamientos establecidos por AIT.





Los equipos deben ser instalados en un cuarto con temperatura controlada las 24 horas del día.

Los dispositivos para el sistema de telecomunicaciones a implementarse en las áreas contempladas en el alcance del proyecto “Facilidades para el Procesamiento de 60 MBPD de crudo extrapesado en el CPF”, incluyen lo relacionado a transmisión de datos, voz y video asociado al proyecto estará basado en un cableado estructurado y documentado bajo la norma ANSI/TIA-606-B. Adicionalmente, los dispositivos del Sistema Abierto de Video Vigilancia (SAVV) y dispositivos de control de acceso (SCA) los cuales forman parte del Sistema Integrado de Protección (SIP).

La característica primordial de éste, será la de un sistema con un alto grado de disponibilidad y confiabilidad, diseñado de manera tal que se garantice el mantenimiento coordinado y planificado del mismo, así como su evolución tecnológica y coherente.

Todos los equipos y accesorios deben ser certificados en fábrica, instalados y probados de acuerdo con lo establecido en la última versión de los códigos, normas, especificaciones, regulaciones y procedimientos aplicables al proyecto.

Se deberá seguir cuidadosamente las recomendaciones de los fabricantes de los equipos en lo que respecta a los requisitos de instalación, conexionado, pruebas, requerimientos especiales, instalación de software, entre otros, para garantizar el correcto y óptimo funcionamiento y operación de los mismos.

Todos los equipos asociados al sistema de telecomunicaciones que así lo requieran serán alimentados con corriente alterna 120 V, 60 Hz, manteniendo un voltaje continuo y estable provisto por adaptadores conectados a 120 VAC, con respaldo de energía a través de un sistema de potencia ininterrumpida (UPS).

Los elementos que formaran parte del sistema de telecomunicaciones deben cumplir con el listado de estándares de red IEEE 802, el cual describe la topología, el medio, acceso, seguridad, redes inalámbricas, entre otros.

Mediante acceso a través de radio enlace, se permitirá labores de administración, mantenimiento, monitoreo y configuración. Estas tareas podrán ser accesadas sólo por personal autorizado a través de “password”, para lo cual se utilizarán los servicios de seguridad disponibles en la plataforma tecnológica de EL CLIENTE.

La red local deberá ser flexible y escalable desde la misma base de puntos finales de red. La mínima velocidad de cada punto de red deberá ser de 1000 Mbps como mínimo.

La clase de servicio y la habilitación del tráfico de datos del servicio de red deberá ser flexible en cada punto de red. Para cada clase de servicio debe ser posible ajustar la





graduación de calidad y activar - desactivar los servicios en función de las necesidades y utilización de red de los usuarios.

El sistema debe permitir especificar y configurar los Servicios de Red para soportar adecuadamente el tráfico y la QoS de todas las aplicaciones de red. Esta característica de administración de red deberá gestionarse a través de la red y no a través de premisas en los equipos de usuario.

La red local debe contar con capacidad de monitoreo de todos los parámetros relacionados con la clase de servicio, la tolerancia a fallas y la eficiencia. Esta facilidad debe estar disponible desde cualquier punto de la red.

Se instalaran switches en gabinetes de telecomunicaciones del cuarto de telecomunicaciones de cada edificación y permite conmutar los paquetes de datos, audio, voz y video de aquellos dispositivos y equipos conectados al cableado estructurado.

Para el correcto funcionamiento de las redes LAN y su interconexión con la red WAN de PDVSA, se deben tomar en consideración la instalación de una serie de equipos de redes, los cuales deben cumplir en general con las siguientes características:

Switches de Acceso

Montaje en rack de 19” para red administrativa y en din rail para switches de proceso.

Mínimo 24 puertos ethernet 10/100 Mbps para red administrativa y 4 puertos ethernet 10/100 Mbps para red de proceso.

Memoría 128 MB DRAM como mínimo.

Protocolo de direccionamiento RIP-1, RIP-2, HSRP, direccionamiento IP estático, IGMPv3.

Protocolo de gestión remota SNMPv1, SNMPv2c, y SNMPv3.

Conmutación en modo Duplex, Full-duplex.

Ranuras para inclusión de transceivers SFP.

Basado en CoS 802.1p y diferenciación del servicio por códigos de punto (DSCP). Dirección de Control de Acceso a Medios (MAC)

Soportar redundancia de las conexiones del backbone según el estándar IEEE 802.1D STP.





Fuente de Alimentación redundante.

Switches Core

Tipo modular.

Para montaje en rack de 19”.

Capacidad para módulos SFP

Memoría 128 MB DRAM como mínimo.

Protocolo de gestión remota SNMPv1, SNMPv2c, y SNMPv3.

Basado en CoS 802.1p y diferenciación del servicio por códigos de punto (DSCP). Dirección de Control de Acceso a Medios (MAC).

Soportar redundancia de las conexiones del backbone según el estándar IEEE 802.1D STP.

Patch Panel

Proporciona un diseño modular para facilitar las reparaciones en campo.

Tipo inteligente.

Terminación estandarte 110.

Instalación en Rack de 19”.

Capacidad mínima 24 puertos.

Categoría 6 o superior.

Para Red Gigabit Ethernet según IEEE802.3ab.

Routers

Plataforma modular.

Capacidad para alojar múltiples conexiones ST1/E1.

Capacidad para servicios de datos, seguridad, voz y video.

Hasta 1500 canales para Virtual Network Private (VPN).





Puertos Ethernet 10/100/100 Mbps.

Fuente de alimentación redundante.

Para garantizar la operación continua del sistema de telecomunicaciones en caso de falla eléctrica se contará con un generador eléctrico de emergencia con autonomía de venticuatro (24) horas continuas, el cual estará listo para aceptar toda la carga de instrumentos y equipos en un lapso de 10 segundos después del inicio de la señal de arranque del mismo. Además, se contará con un sistema de potencia ininterrumpida (UPS) del tipo de diseño doble conversión para ofrecer protección y respaldo de energía por un periodo de al menos ocho (8) horas a los equipos instalados en el cuarto de telecomunicaciones.

El UPS debe estar constantemente monitoreando condiciones de energía regulando constantemente tensión y frecuencia y tendrá un banco de baterías con capacidad suficiente para suministrar la potencia nominal durante un periodo de ocho (8) horas, sin alimentación CA y sin que la tensión de descarga de las baterías se ubique por debajo del mínimo admisible.

El diseño e instalación del generador de emergencia y del UPS será responsabilidad de la disciplina Electricidad.

15.9.2. Radio Enlace

Permitirá la interconexión entre la red de local del CPF y la Red de PDVSA. El equipo deberá contemplar las siguientes características minimas:

Estante de grado operador 2U para montaje gabinete o rack

Gestión de sesiones y abonado

Seguridad

Integridad de datos y voz

End-to-End Calidad de Servicio (QoS)

NEBS-3 / ETSI Opción de alimentación dual 120 VAC o 24VDC

Alarmas

Redundancia





Interfaz de 10 GB

Tipo IPv4 / IPv6 / IPv4v6 PDN

El radio enlaces, establecerá una comunicación dúplex, de donde se deben transmitir dos portadoras moduladas: una para la transmisión y otra para la recepción. Los enlaces se harán entre puntos visibles, es decir, puntos altos de la topografía. Para poder calcular las alturas libres deberá conocerse la topografía del terreno, así como la altura y ubicación de los obstáculos que puedan existir en el trayecto.

15.9.3 Sistema de Telefonía IP

La Telefonía IP, brindarán servicio de telefonía con tecnología IP a los diversos edificios, mediante interconexión con la central IP-PBX, proporcionando comunicaciones de voz en las áreas administrativas conformada por:

Sala de Control.

Subestación / CCM.

Caseta de Vigilancia.

Algunas de las funciones que están disponibles en una PBX son:

Transferencia de llamadas

Sistema para conocer el estado de las extensiones

Sistema de espera: Hace que si alguien llama a una extensión ocupada, el sistema haga esperar al llamante hasta que la extensión quede libre (eso que ponen una musiquilla repetitiva)

Conferencias, que permite que llamadas del exterior lleguen a hablar con varias extensiones a la vez.

Mantener un archivo con información sobre las comunicaciones

Sistema de contraseñas

Desviar llamadas a petición de los usuarios, por si se van a mover de su puesto

El sistema PBX conectará las extensiones internas del CPF y al mismo tiempo con la red pública conmutada, conocida también como PSTN (public switched telephone network).





15.9.3.1 Central telefónica IP

El medio físico de distribución interna de la red, es decir, entre los aparatos telefónicos y los switches de acceso en cada una de las instalaciones, se hará con cable UTP Cat. 6A, mientras que su integración desde los switches de acceso hasta los switches core ubicados en el edificio administrativo se realizará a través de fibra monomodo, siempre y cuando la distancia entre estos equipos supere los 90 metros. Dentro de las ventajas de integrar la telefonía a la red de datos están: reducir anchos de banda ya que se procesará voz a 8 Kbps, mayor integración a la WAN de PDVSA, procedimientos simplificados de soporte y configuración.

El sistema de telefonía IP deberá del mismo modo permitir la integración de equipos analógicos (fax), para esto se deberá contemplar la instalación de módulos destinados para el manejo de estos equipos en cada uno de los switches de acceso que correspondan.

La red de voz sobre IP deberá soportar QoS (Calidad de Servicio) de manera adecuada y suficiente para garantizar la transmisión de voz dentro de los parámetros aceptables de nivel de servicio.

Toda la plataforma telefónica de la planta deberá soportar aplicaciones colaborativas, de modo que otorgue valor agregado a esta tecnología por medio de funciones de manejo y transmisión de información expedita, eficiente y segura utilizando como medio el mismo sistema de telefonía.

La red debe ser 100% no bloqueante de modo que la única causa aceptable de bloqueo se encuentre en la disponibilidad de los puntos finales de red, y no en la capacidad de red.

Para diferenciación de la red de datos, los patch cords correspondientes al sistema de telefonía serán de color rojo, Cat. 6A.

El sistema de telefonía IP deberá contar con aparatos telefónicos de última generación, su central deberá manejar señalización QsiG, correo de voz con conexión e integración a la plataforma de mensajería tradicional (Lotus notes, IBM), facilidad de fax, entre otras aplicaciones.

El enrutamiento de los paquetes del servicio de telefonía y correo se garantizará mediante la instalación de router de red con capacidad de manejo de tarjetas E1.

Los aparatos telefónicos del CPF deben cumplir con los siguientes requerimientos:

– Plataforma de aplicaciones abierta.

– Compatibilidad con los protocolos IETF SIP (RFC 3261) y H.323.





– Implementación, gestión y mantenimiento simplificados.

– Soporte de protocolo DHCP de configuración de red manual o dinámica.

– Sincronización de fecha y hora utilizando SNTP.

– Compatibilidad con caracteres Unicode, Conjunto de caracteres europeo.

– Pantalla gráfica LCD retroiluminada de alta resolución.

– Soporte de múltiples idiomas incluyendo español e inglés.

– Teclas en la parte frontal para navegación del menú, para funciones dedicadas y programables, control de volumen y silenciar.

– Función manos libres.

– Audio de alta calidad tanto para el auricular como para el manos libres.

– Capacidad de funciones avanzadas de llamada como: llamada compartida, llamada en espera, transferencia y desvió de llamadas, llamadas en conferencia, función "No Molestar", rediscado de llamadas, marcación rápida e identificador de llamadas.

– Tonos personalizables para llamadas entrantes.

– Puerto especializado para auriculares RJ-9.

– Conmutador Ethernet de dos puertos 10/100.

– Capacidad PoE integrada IEEE 802.3af (Clase 2) .

– Garantía de un año (mínimo).

– Alimentación externa mediante adaptador 120 VAC universal a 24 VDC, 12 W.

– Temperatura de operación de 0 a 40°C (32 a 104°F).

– Humedad relativa de operación 5% a 95% sin condensación.

– Temperatura de almacenaje de -40 a 70°C (-40 a 160°F).





15.9.4. Sistemas de suministro de potencia.

La instrumentación del Sistema Integrado de Protección deberá recibir alimentación eléctrica de una fuente confiable y exclusiva (independiente del sistema de alimentación del área de proceso), por lo que debe conectarse a una doble fuente de potencia ininterrumpible (UPS). Este sistema debe ser del tipo estático, configurado en línea y eficiencia mínima del 90% a plena carga, cuentan además con un interruptor estático de transferencia automática y un inversor con circuito de sincronización. El sistema eléctrico de los tableros y controladores que forman parte del SIP, también debe cumplir con las disposiciones indicadas en la norma PDVSA PETROCARABOBO pertinente.

El sistema de respaldo de energía deberá ser en 120 VAC e independiente de cualquier otro sistema de respaldo.

15.9.5. Cableado Estructurado

Los siguientes criterios deben ser considerados para el diseño del cableado estructurado de las edificaciones en el CPF:

Se instalará una placa de pared por área de trabajo a una altura de 30 cm en referencia al nivel de piso.

Las salidas (placas de pared y conectores) ubicados en las áreas de trabajo que permiten la conexión física de los computadores, teléfono IP, impresoras y cámaras IP con el cableado horizontal de los edificios. Las salidas deben contar con placas de pared con capacidad mínima de dos conectores del tipo RJ-45 hembra categoría 6A o superior y contar con ranuras para el montaje de etiquetas identificadoras.

Las placas de pared deberán ser de color blanco, construidas en ABS y ser adecuadas para montaje en cajetín de 4"x2" empotrado en pared (incluir tornillos de fijación).

Los conectores hembras RJ-45 de 8 contactos (4 pares) serán de color azul para puntos de datos y de color rojo para punto de voz, para montaje en placas sin herramientas. Con capacidad para aceptar cables de 23 AWG a 24 AWG conectados bajo el estándar T568A ó T568B, de acuerdo a la TIA/EIA- 568-C.2.

Los medios que conforman el cableado estructurado:

– Cable UTP horizontal instalado entre las salidas del área de trabajo y el Patch Panel del cuarto de de telecomunicaciones o gabinete en cada edificación.

– Medios de canalización (tubería EMT, tubería ARG, cajas de paso, canaletas PVC y bandeja portacables) para tendido del cableado horizontal .





– Cables de enlace o patch cord, utilizados para el conexionado de las salidas en las áreas de trabajo con los equipos informáticos o cámaras IP, y para realizar los enlaces entre los equipos en el gabinete de telecomunicaciones.

– Paneles de empalme (patch panel) utilizados para administrar el cableado horizontal.

A continuación se describen cada uno de los equipos:

15.9.5.1. Cable UTP

Se empleará cable sin blindaje o pantalla de par trenzado (UTP) categoría 6A (cat. 6A) o superior para el cableado horizontal entre las áreas de trabajo y el cuarto de telecomunicaciones en la Sala de Control.

15.9.5.2. Medios de canalización

El cableado horizontal será tendido mediante conduit EMT y por canaletas PVC a lo largo de las diferentes áreas internas de las edificaciones, así como por bandejas portacables tipo escalerilla dentro del cuarto de telecomunicaciones en sala de control.

El conduit EMT será el principal medio de canalización, podrá ser empotrado o adosado a la pared, o colgado del techo según el requerimiento y el área de instalación.

El conduit será galvanizado con diámetros entre 3/4 y 2 pulgadas según se requiera. Estos conduits deben ser fijados mediante abrazaderas y accesorios disponibles para este fin, los cuales deben ser suministrados con la tubería.

Las canaletas deben ser decorativas autoadhesivas y construidas en PVC auto-extintor, con accesorios y consumibles requeridos.

Las bandejas portacables serán con fondo tipo escalerilla fabricadas en acero galvanizado en caliente AISI 316, con profundidad de 6 cm y ancho de 15 cm.

Las bandejas portacables deben ser suministradas con todos sus accesorios: curva horizontal, uniones, soportes a techo, soportes a pared, flejes, ganchos de fijación, arandelas, tornillos y tuercas.

Para el tendido en las áreas externas del cableado horizontal se requiere tubería serie pesada de acero rígido galvanizado en caliente (ARG) con recubierta de zinc de 3/4" de diámetro.

Esta tubería ARG deberá poseer rosca a los extremos para facilitar su instalación y no tener ningún borde o aspereza cortante para evitar daños o roturas al cableado en el proceso de instalación.

Los accesorios para instalación de la tubería ARG (codos, uniones, cajas de paso y elementos de fijación), al igual que la tubería, deben ser adecuados para uso exterior,





resistente a la corrosión (ambientes marinos altamente corrosivos), fabricados en materiales compatibles con la tubería y con las misma resistencia, hermeticidad y durabilidad que la tubería. Las cajas de paso deben ser del tipo NEMA 4X.

15.9.5.3. Patch cord

Estos elementos se utilizarán para la conexión de los equipos informáticos y cámaras IP a las salidas de las áreas de trabajo, también serán utilizados para realizar la interconexión entre equipos de red dentro del gabinete de telecomunicaciones.

Deberán cumplir con los mismos requerimientos mecánicos, de código de colores, polarización y secuencia de transmisión del cableado horizontal.

Todos los patch cords deberán ser tipo flexible (100% cobre) con conectores RJ-45 tipo botas "snagless", de categoría 6A y deben ser suministrados en longitudes que faciliten su manejo (máximo 5 metros).

Deben suministrarse 100 % certificados.

Atenuación de la señal ≤ 2 dB.

15.9.5.4. Patch panel

Para la administración del cableado UTP que llega al gabinete de telecomunicaciones en los edificios, se deben disponer paneles de conexionado (patch panel) con las siguientes características:

– Para instalación en rack normalizado de 19".

– Capacidad de 48 puertos como mínimo.

– Compatibilidad para montaje de jack tipo RJ-45.

– Categoría 6A o superior.

– Diseñado y probado para continuidad de corriente de 850 mA por conductor.

– Requerimiento según norma TIA 568-C.2.

– Conexionado universal según estándar T568A o T568B.

– Certificado (100% probado).

– Aprobado para Gigabit Ethernet.

15.9.5.5. Gabinetes de Pared para telecomunicaciones

– Se instalarán gabinetes de pared con capacidad para 26 unidades de rack, para el montaje de equipos de telecomunicaciones activos y pasivos que acepten el estándar EIA para rack de 19”, este gabinete se colocara en: Caseta de Vigilancia y en la Subestación/centro control de motores. Deben cumplir con las siguientes características:





Montaje: En pared

Material: Aluminio o acero

Dimensiones máximas:25.81"H x 25"W x 22.85"D (655.6cm x 635cm x 580.4 cm)

Capacidad de carga: 250 libras

Puerta frontal: Con ventana de plexiglas u otro material transparente y resistente

15.9.6. Sistema de SAVV

El Sistema de SAVV tendrá como función principal proveer inspección visual de todas las áreas contempladas dentro del alcance del Proyecto para propósitos de monitoreo, supervisión y control.

Los criterios básicos de diseño del Sistema de SAVV serán los siguientes:

Todos los equipos y accesorios deberán ser certificados en fábrica, instalados y probados de acuerdo con lo establecido en la última versión de los códigos, normas, especificaciones, regulaciones y procedimientos aplicables al proyecto.

Todos los equipos a utilizar en el Sistema de SAVV deberán ser compatibles con el formato NTSC (Comité nacional de estándares de televisión) en caso de video compuesto, y con el formato MPEG-4 con resolución de 640X480 como mínimo para los equipos IP. Las cámaras deben ser integradas a través del protocolo ethernet TCP/IP, a manera de permitir las actividades de supervisión y registro desde la Caseta de Vigilancia.

El Sistema de SAVV deberá supervisar automáticamente las 24 horas del día, las distintas áreas que conforman los accesos y perímetros de la planta (contemplados en el proyecto), a través de cámaras tipos Domos fijas y PTZ. Las cámaras tipo domo dispondrán de funciones PTZ: Pan (ampliación del arco de visión), Tilt (inclinación), Zoom (acercamiento); generando movimientos tanto verticales como horizontales y acercamiento. El modo de grabación se realizará por medio de la anunciación de eventos y no por grabación continua las 24 horas del día.

Se deberán instalar cámaras en el área interna de las estaciones, a fin de monitorear todos los equipos y área de proceso, permitiendo realizar tomas de más de un elemento relacionado al mismo equipo, así como también supervisar al personal al momento de entrar al recinto.





Deberá poder actuar de forma desatendida.

Deberá presentar facilidades para conectarse a redes “LAN” o “WAN” existentes.

Capacidad de almacenamiento de información de buena calidad para un período mínimo de 30 días.

Facilidades de leer y escribir copias de información en “CD” y “DVD”.

Capacidad para fijar imágenes.

Capacidad para cambiar imágenes en las diferentes vistas de los monitores en forma automática, según secuencias prefijadas.

En cada monitor se deberán poder ver una (01), dos (02), cuatro (04) o más vistas según requerimiento del operador.

El Sistema de SAVV deberá integrarse con el Sistema de Control de Acceso “Lenel On Guard” aprobado por PDVSA PETROCARABOBO.

El sistema de grabación y el servidor de video deberán tener las funcionalidades de auditabilidad y de registro, con la finalidad de llevar y controlar los cambios que se pudieran realizar en un momento dado.

Las cámaras deben tener capacidad de visión día y noche, con la finalidad de cubrir las áreas poco iluminadas durante la noche.

15.9.6.1. Dispositivos del Sistema de SAVV.

Cámara IP PTZ.

El sistema de cámaras IP PTZ será apto para instalación en áreas internas y externas, estará formado por cámara, lentes y la estructura tipo domo. Y deberá cumplir con los requerimientos para instalaciones en donde la integridad estructural y la resistencia al vandalismo son prioritarias.

A continuación se describen los requerimientos mínimos que deberán cumplir las Cámaras IP PTZ:

Voltaje de entrada: High Power over Ethernet, 12 VDC, 24 VAC

Sensor de Imagen: CCD de 1/4” con barrido progresivo





Imagen: Imagen de alta calidad, Panoramización de 360°/segundo, Inclinación de 180°/segundo, Zoom: 36x óptico y 12x digital

Objetivo: F1.4 - 4.2; f = 3.3 - 119 mm; filtro IR automático; auto focus

Ángulo de visión: 1,7° - 57,2° Horizontal

Iluminación mínima: Color: 0,5 lux a 30 IRE

B/N: 0,008 lux a 30 IRE

Compresión de Video: H.264 (MPEG-4 Parte 10/AVC), Motion JPEG

Resoluciones: 752x480 y 176x120.

Movimientos PTZ: 100 posiciones predefinidas, recorrido protegido, cola de control de usuarios.

Soporte para joysticks compatibles con Windows.

Frecuencia de imagen Motion JPEG (NTSC): Hasta 30 imágenes por segundo en todas las resoluciones

Frecuencia de imagen H.264 (NTSC): Hasta 30 imágenes por segundo en todas las resoluciones

Transmisión de Audio: Bidireccional

Interfaces: Ethernet 10/100, MiniUSB, MxBus.

Transmisión de Video: Múltiples transmisiones configurables individualmente en H.264 y Motion JPEG.

Velocidad de imagen y ancho de banda controlables VBR/CBR H.264

Grado de protección: IP65, a menos que el plano de clasificación de áreas indique lo contrario.

Accesorios: Set de montaje y carcasa para protección de exteriores.

Montaje en poste para áreas externas y montaje en techo para áreas internas (tipo Domo)





Cámaras IP fijas

El sistema de cámaras IP fijas deberá ser apto para su uso en interiores y exteriores; deberá ofrecer una excelente calidad de imagen tanto en condiciones de video vigilancia exigentes, como en situaciones de iluminación variable o de poca iluminación, y deben cumplir como mínimo con los siguientes requerimientos:

Voltaje de entrada: 24 VDC

Potencia Consumida: 6,5 W

Sensor de Imagen: CCD de 1/3” con barrido progresivo

Objetivo: Varifocal, 2,8– 8,0 mm, F1.2, compatible con iris tipo P.

Ángulo de visión: 34° - 100° Horizontal

Iluminación mínima: Color: 0,05 lux a F 1.2 B/N: 0,008 lux a F1.2

Velocidad de obturación: 1/59000 s a 2 s

Compresión de Video: H.264 Perfil principal y perfil base (MPEG-4 Parte 10/AVC), Motion JPEG

Resoluciones: De 768 x 576 a 160 x 90.

Velocidad de Imagen MPEG-4: Hasta 30 imágenes por segundo en todas las resoluciones

Velocidad de Imagen JPEG: Hasta 30 imágenes por segundo en todas las resoluciones

Seguridad: Protección por contraseña, filtro de direcciones IP, cifrado HTTPS, control de acceso a la red IEEE 802.1X, registro de acceso de usuarios.

Conectores: Ethernet 10BaseT/100 BaseTX para RJ-45, DC jack

Carcasa: Base de metal (Aluminio)

Grado de Protección: IP66/67/68, a menos que el plano de clasificación de áreas indique lo contrario.

Accesorios: Soporte de montaje y fijación. Carcasa para prueba contra explosión.





Grabador de video (NVR)

El Grabador de Video en Redes (NVR) deberá contar como mínimo con las siguientes características funcionales:

Supervisión, grabación, almacenamiento y reproducción simultánea.

Funcionamiento duplex: Grabación y reproducción simultáneas.

Reproducción sincronizada de canales de video (Cámaras) y canal de audio análogo.

Medio de archivo o almacenamiento computarizado combinado con herramienta de búsqueda amigable al usuario.

Suministro automático de datos (Automatic Data Replenishment, ADR) que asegura la grabación incluso cuando la red no funciona.

Certificación digital mediante técnicas de marca de agua digitales.

Supervisión y/o reproducción a tiempo-real empleando uno de los siguientes medios: líneas análogas, red LAN / WAN.

El fabricante del sistema deberá suministrar los cálculos cualitativos de la confiabilidad y disponibilidad del sistema.

Disponibilidad para grabar en forma digital la información de video en forma continua y a alta velocidad (hasta 30 imágenes por segundo por cada cámara de grabación).

Disponibilidad para grabar eventos basados en los detectores de movimiento interno o en sus detectores de intrusión externos, con capacidad de grabación previa y posterior a la alarma.

Generar alarma a la computadora, en caso de producirse una falla del sistema y archivar en forma automatizada, de modo de no afectar las capacidades de grabación o reproducción del sistema.

Cada módulo debe tener capacidad de expansión para así poder incluir cámaras adicionales.

El almacenamiento o grabaciones a largo plazo se guardan en un medio digital con capacidad de espacio suficiente y se mantiene la calidad de la información por un mayor lapso de tiempo.

Disponer de una interfaz GUI amigable para el usuario final, que permita a múltiples usuarios autorizados (mediante una palabra clave) buscar y hallar rápidamente





segmentos de video para su reproducción inmediata a través del PC. La búsqueda puede basarse en diferentes criterios, tales como fecha y hora, designación y número de la cámara, descripción de un evento específico, desencadenantes, entre otros.

Admite hasta 24 cámaras a 30 imágenes por segundo, con resolución de 4CIF.

Debe suministrar hasta 32 pistas de reproducción simultánea y hasta 10 consultas simultáneas.

Deberá disponer de un disco con una capacidad de almacenamiento mínimo de 40 GB.

Capacidad de almacenamiento expandible mediante Cajas de Expansión de Almacenamiento hasta al menos de 3 TB.

Configuración “Plug-and-Play”.

Admitir configuraciones cliente-servidor.

Deberá permitir realizar la autenticación de datos.

Salida visualizable de hasta 32 estaciones de trabajo individuales.

Deberá grabar pistas de video, audio y datos para cada canal.

Dispondrá de un sistema de administración de almacenamiento.

Deberá permitir que los discos duros y fuentes de alimentación se instalen sin apagar o encender el sistema (hot-swap).

Tolerancia a errores y rendimiento perfeccionado por medio del uso de RAID 5.

Tendrá capacidad para bloqueo de almacenamiento.

Será compatible con la arquitectura “Lenel OnGuard®”.

Ofrecerá diagnóstico del sistema y registro de errores.

Tendrá la capacidad de administración y control remotos completos a través de la red.

Procesador Intel® Pentium® Core 2 Duo, 3.0 GHz o superior.

Sistema Operativo Microsoft Windows® 2000 Service Pack 4, Microsoft XP® Service Pack 2 ó Microsoft Windows® 2003.

Memoria de 3 GB o superior.





Fuente de alimentación redundante.

Manipulación de señales de entradas analógicas y digitales.

Digitalización de señales.

Alta confiabilidad con redundancia en los elementos críticos intercambiables en caliente.

Diseño bajo arquitectura abierta y modular con capacidad de expansión futura.

Medio de archivo o almacenamiento computarizado combinado con herramienta de búsqueda amigable al usuario.

Supervisión y/o reproducción a tiempo-real por medio de la red LAN/WAN.

Disponibilidad de puertos:

- RJ-45 (Dos Puertos Ethernet (10/100/1000 Base-T).

- USB 2.0 (Dos puertos de alta velocidad).

- RCA (Salida de Audio).

- DB9 (dos puertos para conectar dispositivos externos)

Montaje en bastidor (“Rack”) EIA estándar de 19 pulgadas.

Voltaje de entrada 120 Vac, 60 Hz.

Adaptador de video: VGA Estándar.

Resolución en pantalla de 800x600 píxeles o superior.

Tarjeta de red: 10/100/1000.

Unidad de CD-ROM 24X mínimo

15.9.7. Sistema de control de acceso (SCA)

El Sistema de Control de Acceso (SCA) comprenderá los equipos y dispositivos especialmente diseñados para el monitoreo y control de todos los accesos tanto de personal como vehicular de la planta.





El Sistema de Control de Acceso deberá ser diseñado de acuerdo a lo indicado en las normas PDVSA, IR-S-01 “Filosofía de Diseño Seguro”.

El sistema de Control de Acceso, deberá tener la capacidad de monitorear y controlar de manera integral sobre la plataforma “Lenel OnGuard”, las siguientes operaciones:

Identificación y validación de acceso a las instalaciones por medio de tarjetas de proximidad.

Configuración de funciones tales como “Antipassback” y “Tracking” para el control de personal y ubicación en las instalaciones.

Integración del Sistema SAVV con el Sistema de Control de Acceso.

Integración del Sistema de Detección de Intrusos al Sistema de Control de Acceso.

Arquitectura cliente/servidor.

Soportar los estándares de la industria en el manejo de base de datos.

Autodiagnóstico en forma remota.

Disponibilidad para integrarse con otros sistemas.

Configuración y actualización en forma remota.

Disponibilidad para definir diferentes perfiles de acceso.

Administración de Credenciales.

Trazabilidad de los eventos y/o cambios generados en el sistema.

Facilidades para realizar actualizaciones de software en caso de requerirse.

Ofrecer características de expansibilidad, modularidad, confiabilidad y disponibilidad.

Rastreo histórico o en tiempo real de alarmas

15.9.7.1. Dispositivos del Sistema de control de acceso (SCA)

Lectoras de tarjetas

Entre los requerimientos mínimos que deben cumplir las lectoras de proximidad tenemos las siguientes:





Diseño para interiores y exteriores; debe disponer de una caja robusta de policarbonato resistente al exterior, a fuertes temperatura sin afectar el rendimiento y malos tratos.

Poseer una interfaz con todos los sistemas de protocolos de control de acceso Wiegand existentes, además de la interfaz en serie RS-232 y RS-422.

Debe Incluir un selector de seguridad para indicar una notificación electrónica en caso de ser forzado. Reconoce más de 137.000 millones de códigos únicos.

Interfaz Wiegand, LED de tres estados, beeper interno activado.

Alimentación: 10 -28.5 VDC.

Corriente: 100 mA (12VDC)/ 120 mA pico a 24 VDC.

Frecuencia de Transmisión de 125 KHz.

Formato de Salida, Wiegand 32 bit.

Distancia de lectura: aproximadamente hasta 20 cm

Grado de Protección: IP 65, NEMA 4X, a menos que el plano de clasificación de áreas indique lo contrario.

Módulo de interfaz lectora.

Este equipo será usado para integrar el lector de tarjetas de proximidad al Sistema de control de acceso, y debe cumplir como mínimo con los siguientes requerimientos:

Corriente de entrada, 24 VDC ± 15%; 450 mA.

Corriente de salida, 12 VDC, 125 mA regulada o 12 a 24 VDC 125 mA a corriente limitada.

Protocolo de comunicación: Data 1/ Data 0/ CLOCK AND DATA/ LENEL OSDP Compatible RS-485.

Interfaz: RS-485.

Permite integrar hasta 32 tarjetas controladoras (SRI).

Soporta hasta 16 formatos diferentes. Soporta formatos magnetic y Wiegand.





Disponibilidad para supervisar hasta 8 entradas. Contactos abierto/cerrado de las puertas.

Control de salida a través de Strike.

Lectura de códigos magnéticos y códigos Wiegand.

Disponibilidad de 2 led para monitorear el estado de la tarjeta en forma local

Controlador inteligente (CT).

El Sistema de Control de Acceso deberá permitir el acceso de personas a cada una de las zonas seleccionadas de acuerdo a los criterios establecidos por la gerencia de PCP de PDVSA PETROCARABOBO. Su uso adecuado deberá permitir adicionalmente establecer diagnósticos más precisos en caso de la ocurrencia de un evento o contingencia.

El sistema estará diseñado para que los Controladores del Sistema Inteligente (CT) tomen todas las decisiones, con un tiempo de respuesta menor a un segundo, incluso en las horas de alto tráfico de personal.

Los CT deberán ser para manejo de alta densidad de usuarios, flexibles, de alto desempeño y tendrán capacidad para manejo de un amplio rango de módulos para control de entradas discretas, control de salidas discretas y de la interfaz lectora de tarjetas. Estarán ubicados estratégicamente, donde se realizará las gestiones de control de acceso, y debe cumplir como mínimo con los siguientes requerimientos:

Comunicación:

- Puerto 0: Puerto Ethernet 10/100 Base-T de alta velocidad

- Puerto 1: RS-232 9600 a 115,2 kbps async.

- Puerto 2 y 3: RS-485 9600 a 38,4 kbps async.

Dispositivo DNS a través de comandos extendidos DHCP para integración a la red.

Memoria flash de15 Mb.

Algoritmo de comunicación estándar AES de 128 bits

Batería de respaldo, no volátil, con capacidad para almacenas 50.000 eventos.

Hasta 16 formatos diferentes. (8 formatos de tarjetas y 8 formatos de activos, asociados a las tarjetas lectoras).





Debe soporta hasta 32.000 niveles de acceso.

Debe soportar PIN de hasta 9 dígitos.

LED para indicar el estado de la tarjeta (dispone de 20 LED).

Deberá disponer de dos entradas dedicadas y estado de falla de batería.

Protocolos mínimos a manejar; Wiegand, Data1/Data0, Manegtic Clock/Data, F/2F single wire protocol, Bioscryp RS-485, OSDP (Open Supervised Device Protocol RS-485).

Corriente de Entrada 12 - 24 VDC ± 15% - 300 mA máximo.

Salida Relay 4 forma C 5A @ 30 VDC

Contactos Magnéticos.

Diseño robusto que permita un funcionamiento óptimo sobre superficies de metal sin la necesidad de aditamentos especiales para su instalación.

Amplio rango de accionamiento que permita una instalación más rápida, previniendo malos alineamientos del contacto magnético con el sensor.

Deben ser del tipo embutido en marco o superficial.

Ser de tipo Forma–C SPDT, herméticamente sellado, los contactos tendrán recubrimiento de rodio.

Ser configurables normalmente abiertos; es decir, el contacto se abre cuando es removido el magneto de la proximidad del interruptor.

Ser de material de construcción del magneto, deberá ser Alnico V.

Configuración eléctrica normalmente abierta.

Manejar 3 W máximo a 30 VDC ó 30 VAC con una corriente máxima de 0,25 amperios.

Tener una resistencia máxima de 100 m ohm.

Resistir como mínimo una tensión 200 VDC.

Encapsulado plástico ABS, retardante de llama.





Cerradura Electromagnética

Cerradura Electromagnética para puerta simple, para aplicaciones en áreas internas y externas, con LED de indicación remota del estado de bloque del sensor, tensión de alimentación seleccionable 12 /24 VDC.

Deben ser de tipo superficial o empotrado en puerta metálica y tensión de alimentación en 12 VDC.

Tener capacidad de ajuste con la barra metálica y el magneto.

Salida a relé de 3 Amp@12VDC. Para monitorear si la puerta está cerrada correctamente o está abierta.

Fácil integración sistema de control de acceso.

Diseño de bajo perfil. Cara de la placa desprendible y soporte ajustable.

Alimentación de 12/24 VDC, seleccionable.

Protección contra sobretensiones.

Fuerza de Agarre de 1200 lb.

Operación electromecánica con desacople manual en caso de falla de energía eléctrica.

Pulsador de Apertura Remota (Botón de emergencia).

Los pulsadores de apertura remota serán utilizados para abrir las puertas de control de acceso en caso de fallas del sistema, de igual manera debe accionar una alarma de emergencia local al ser activado, y debe cumplir como mínimo con los siguientes requerimientos:

A continuación se mencionan las características más relevantes:

Diseño tipo hongo de dos (02) posiciones.

Accionamiento tipo Push-Pull (Por disparo).

Desbloqueo por giro con llave (Se requiere por Protección, desbloquea todas las puertas asociadas al sistema de Control de Acceso)

Material metálico (Boletín 800FM).





Dos (02) contactos secos, NC/NO.

Fuerzas de funcionamiento: Al ras/extendido = 5 N, Hongo = 9 N.

Identificación de terminales: IEC 60947-1.

Capacidades nominales del bloque de contacto de bajo voltaje: 5 v, 1 mA cc mín.

Voltaje nominal: 10…30 VDC (RANGO).

Consumo de corriente: 24 mA.

Corriente térmica: 10 A máx. (40°C ambiente) según UL 508, EN 60947-5-1.

Protección IP66, Nema 4X, a menos que el plano de clasificación de áreas indique lo contrario.

Barrera vehicular.

Las Barreras Vehiculares destinadas a restringir el acceso vehicular del CPF, serán instaladas en la entrada vehicular principal junto a la caseta de vigilancia y control de acceso. Deberán ser de diseño robusto y proporcionar un accionamiento rápido y silencioso, y debe cumplir como mínimo con los siguientes requerimientos.

La Barrera debe ser del tipo Brazo flotante con la finalidad de evitar algún aplastamiento.

Debe tener tratamiento superficial anticorrosivo y recubierto con pintura de poliéster y protector de goma amortiguadora de impacto.

Todas las partes móviles deben estar soportadas por rodamientos proporcionando mínimo desgaste.

Debe ser diseñada para alto tráfico.

Debe poseer sistema de accionamiento manual en caso de fallas.

Tiempo de apertura: 4,2 s.

Longitud del Brazo: 6 m

Debe poseer sistema antiaplastamiento mediante fotocelda o sensores magnéticos.





Debe ser compatibles con sistemas de control de acceso y señales de activación con niveles de 12 ó 24 VDC.

Debe poseer contactos secos de indicación de estado (Abierto/Cerrado).

Para uso interior o exterior.

Elaborada en aluminio y pintada en color amarillo tráfico.

Utilizada en canales de circulación unidireccionales con uno y dos lazos, ubicados en el piso y configurable a través de un microprocesador.

Debe ser de sensibilidad programable.

Debe poseer un dispositivo de reconocimiento del número de vehículos y sentido de circulación (Tailgate), y debe ser capaz de diferenciar la cantidad de vehículos de entrada y salida.

Voltaje de alimentación: 120 VAC 60 Hz.

Motor monofásico con protección térmica y temporizador de retroceso, con toma de servicio adicional.

15.10 Fibra óptica para telecomunicaciones.

Los criterios de diseño para la selección del tipo de fibra óptica que será instalada en el Proyecto deben cumplir con la norma G.651 (multimodo) / G.652 (monomodo) como mínimo con los siguientes requerimientos:

Para ser utilizada en bancadas de terreno normal y en cruce de vialidad, directamente enterrada. Para su instalación se utilizará lo dispuesto Sección 770 del Código Eléctrico Nacional (Cables de Fibra Óptica y Canalizaciones).

Para las bancadas el diámetro de la tubería que se especificará será tal que ocupe solo el 60% del espacio.

El cable de fibra óptica trabajará en las dos ventanas estandarizadas más utilizadas, estas longitudes son 1300 nm y 1550 nm. Para la transmisión a larga distancia se utiliza la ventana de 1550 nm, ya que tiene una atenuación menor.

Para la escogencia del cable de fibra óptica se tomará en consideración los parámetros de construcción del mismo: Diámetro Exterior, Máxima Tensión de Instalación, Peso, Radios de Curvatura, Temperatura. En cuanto a las características de la fibra óptica se





especificará: Índice de Refracción, Apertura Numérica, Atenuación, Diámetro del Núcleo, Ancho de Banda, Temperatura de Operación y Dispersión.

El revestimiento del cable de fibra óptica deberá cumplir con la calificación bajo humo, antirroedores, resistente a la tracción, cubierta de material termoplástico retardante de la llama y libre de halógenos.

Durante la instalación el máximo radio de curvatura debe ser 20 veces el diámetro del cable de fibra óptica, luego de instalado, el radio de curvatura deberá ser 10 veces el diámetro.

El cable de fibra óptica para exteriores deberá cumplir con las siguientes características mecánicas: doble chaqueta, no armada, tener una tensión máxima 3000 N, resistencia al aplastamiento 30 N/mm, resistencia al impacto 5 J, según norma IEC 60794-1 “Optical Fibre Cables. Part 1: Generic Specification Secciones 1 y 2”.

Los extremos del cable de fibra óptica serán completamente terminados con “Patch-Cords” con conectores LC del tipo epoxy. Todos los conectores quedarán en instalaciones internas. Las etiquetas identificadoras con el código de colores de los hilos de fibra serán ubicadas en la cubierta posterior del panel de fibra.

Cuando se amerite realizar empalmes al tendido de fibra, dichos empalmes serán de tipo Fusión y estarán alojados en cajas de empalmes totalmente selladas y de uso intemperie.

Como parte de la aceptación del cable de Fibra Óptica y antes de su instalación, se realizarán pruebas de reflectometría para verificar los parámetros de diseño y fabricación, a fin de asegurar la integridad y calidad del cable. La empresa suplidora entregará a PDVSA PETROCARABOBO un programa de pruebas de aceptación.

Para realizar las pruebas de aceptación se utilizarán los siguientes equipos: un Reflectrómetro Óptico en el Dominio del Tiempo (OTDR) y un Medidor de Perdida Óptica (OLTS).

16. CONSIDERACIONES DE AUTOMATIZACIÓN

16.1 Sistema de Control BPCS, ESD y SIFYG.

El sistema de control deberá cumplir con lo que se establece en la norma PDVSA, K-360 “Programmable Logic Controllers”, K-308 “Distributed Control Systems y como mínimo cumplir con los siguientes requerimientos:





El sistema de control se conformará por la unidades de control (PLC) ubicadas en sala de control del CPF encargados de la supervisión y control de los sistemas proceso, parada de emergencia y fuego y gas de la planta; y los computadores de flujo a instalar en campo para la medición fiscal de crudo y gas, y la medición no fiscalizada de agua y diluente y gas de la planta.

Deberá estar basado en microprocesadores de última tecnología.

Ser construido de manera tal que presente la mayor robustez posible.

Tendrá capacidad para incorporar funciones de auto-diagnóstico ya desarrolladas, que permitan detectar e identificar, al menos, las condiciones siguientes:

Interrupción, transientes o pérdida parcial de la energía.

Anormalidad o pérdida de la memoria.

Errores o pérdida de comunicación.

Errores de direccionamiento.

Pérdida de señal y señal fuera de intervalo o falla del sensor.

Falla de procesador.

Los módulos de entradas/salidas deben cumplir como mínimo, los requerimientos siguientes:

Todas las entradas y salidas deben tener aislamiento óptico y protección contra sobrevoltaje.

Las salidas deben colocarse en su posición de falla segura (configurable) en caso de falla del módulo asociado.

La capacidad de los contactos de salida debe ser de 5 A como mínimo.

Los módulos de entradas/salidas deben tener indicación visual del estado individual de cada uno de sus puntos.

Estar provisto de dispositivos de seguridad tipo llaves o contraseñas (“Password”), que permitan asegurar que sólo el personal autorizado pueda ejecutar nuevas configuraciones o modificar las existentes.





Será capaz de manejar, sin requerir dispositivos de interfaz externos, señales de entradas discretas en 24 VDC, y señales analógicas de bajo y alto nivel, tales como señales de pulsos, detector de temperatura por resistencias (RTD), 4-20 mA, HART, Modbus, entre otros.

El PLC deberá tener los puertos independientes de datos que permitan la comunicación, vía Ethernet TCP, con la red Corporativa de Automatización del Distrito.

16.2 Gabinetes de Control

Se deberán instalar gabinetes estandarizados NEMA 12 para el resguardo de los controladores que se van a instalar en la sala de control del CPF, y los equipos del sistema de telecomunicación instalados en la sala de control de motores de la subestación eléctrica, caseta de vigilancia y control de acceso, cuarto de telecomunicaciones.

Se deberá instalar un gabinete estandarizado NEMA 4X y NEMA 7, para el resguardo de los módulos de I/O, módulos de comunicación y fuente de poder ubicados en el área de proceso de la planta.

Los gabinetes deberán incluir ventiladores para la apropiada extracción de calor interno.

Los gabinetes deberán ser auto soportado tipo “Racks”, con los accesorios completamente ensamblados, montados y conectados de acuerdo a los requerimientos del proyecto y normas de clasificación de área. Adicionalmente, debe estar diseñado para ser fijado al piso o soportería.

El gabinete se deberá construir con armadura o estructura en la cual se implementen ángulos de acero, las paredes deben ser de acero laminado con espesor mínimo de 3 mm. El acabado exterior no debe tener presencia de puntos de soldaduras o de tornillos.

Los gabinetes deberán ser pintados de acuerdo a las especificaciones indicadas en el documento PR-PR-016-99 “Protección con Pintura de Cajas y Gabinetes Eléctricos”.

El acabado interior del gabinete deberá ser de color blanco e iluminado con luz fluorescente, auto soportante de un solo cuerpo totalmente ensamblado y cableado en conformidad con el estándar PDVSA PETROCARABOBO K-300 “Lineamientos generales de Instrumentación, Automatización y Control” y diseñado para operar bajo las siguientes condiciones ambientales: temperatura de 0-60 ºC y 5 a 95% de no-condensación y cumplir con la clasificación de área acorde a su ubicación física.





El acceso de las puertas, manilla y cerradura deberán estar reforzados para evitar distorsiones y daños por uso frecuente y debe ser del tipo retraible de tres posiciones, la cual se bloquea o desbloquea manualmente. Las llaves de los gabinetes deben ser idénticas.

Las puertas deberán ser bordeadas por una cinta de goma de por lo menos 3 mm de espesor, que debe hacer la función de sello al momento de cerrarla. Las puertas deben abrir a un ángulo de 130º y deben ser fácilmente removibles.

La entrada de los cables al gabinete deberá ser por la parte inferior y debe estar provisto de rieles y demás accesorios que permitan la adecuada segregación y fijación de los cables.

El arreglo de equipos en los gabinetes deberán considerar las facilidades de acceso y ejecución de mantenimiento de manera segura.

El gabinete deberá incluir una barra de cobre para la puesta a tierra, aislada, con cantidad de puntos de conexión de acuerdo al número de componentes electrónicos que se van a conectar a tierra.

16.3 Redes de datos.

Para los servicios de datos de las nuevas instalaciones, se contemplará el diseño de una red de proceso con interconexión lógica que permita la ejecución de acciones administrativas, operativas, modificación bases de datos y mantenimiento.

Se contemplará la implementación de un sistema de seguridad contra accesos no autorizados, virus y protección de bases de datos, basado en la adquisición de dispositivos de hardware y software estandarizados, los cuales deben integrarse al switch a fin de prevenir la protección del acceso remoto.

Los switches a ser adquiridos deberán ser compatibles 100% con los utilizados por PDVSA PETROCARABOBO. Para la escogencia de estos equipos se deben considerar los parámetros siguientes: interoperabilidad, multiservicios, compresión, manejo de calidad de servicio, escalabilidad, flexibilidad, administración, protocolos abiertos y estandarizados, vida útil, mínimo riesgo tecnológico, entre otros.

Los switches como mínimo deberán satisfacer las siguientes características:

- Deberán soportar la transmisión de voz, datos y video.

- Calidad de Servicio (QoS) para jerarquizar los mensajes de mayor prioridad, en tiempo real.





- Montaje en rack estándar de 19".

- 128 MB de memoria RAM.

- Protocolos de interconexión de datos Ethernet, Fast Ethernet.

- Comunicación Full-Duplex; entre otros.

16.4 Sistema de Supervisión y Adquisición de Datos (SCADA) de Procesos.

El sistema de supervisión y control se debe diseñar de acuerdo a lo que se indica en las normas PDVSA, K-360 “Controlador Lógico Programable” y K-362 “Control Networks”.

En general debe cumplir, como mínimo, con los siguientes criterios:

El sistema de supervisión y control de proceso, se deberá basar en componentes electrónicos, eléctricos y sistemas electrónicos programables de alta integridad con alta tolerancia a falla, con capacidad de ejecutar aplicaciones por medio de servidores que manejan información de los dispositivos de campo.

Las características básicas que debe conformar son: editores en línea y una variedad de funciones, tales como adquisición remota de datos, procesamiento de datos, dirección de alarma/evento, inicialización y parada, datos y eventos históricos, variables, entre las principales.

El sistema deberá ser flexible, con capacidad para incorporar fácilmente hardware y software, por ejemplo: consolas de operación, programas (lazos de control, despliegues y secuencias), unidades de memoria, entre otros, con las mínimas interrupciones de proceso, incluyendo las facilidades para ejecutar el mantenimiento, prueba y reconfiguración de todos los componentes en línea.

El SCADA se deberá diseñar para una máxima disponibilidad del 99,99 % en ambos casos: falla segura y modo de falla peligrosa

Deberá cubrir los requerimientos del proceso y tener como mínimo un 30% de reserva en puntos de base de datos.

Deberá tener alta capacidad para el manejo y almacenamiento de información de secuencia de evento y almacenamiento de eventos. Sin embargo, la capacidad definitiva se debe establecer por requerimiento de operación, personal de aplicación y proceso.

El sistema deberá estar protegido contra fallas que puedan tener como resultado daños en el hardware por transitorios eléctricos, señales de potencia o cualquier otro tipo de





señal eléctrica; para ello se deben seguir las recomendaciones dadas en IEEE 472-1974.

El sistema no deberá ser afectado por interferencia de radio frecuencia UHF o VHF, radiotransmisores manuales de 5 W de potencia de salida, los cuales pueden operar en un radio de distancia menor de 2 pies de cualquier componente del sistema, de acuerdo a lo establecido en IEC 801-1 a 3.

El sistema deberá mantener una estadística completa concerniente al funcionamiento de las comunicaciones y del sistema informático.

El SCADA deberá alertar al operador cuando el estado de la comunicación con el sistema de control se interrumpe.

La adquisición de datos se deberá implementar bajo un protocolo abierto y los medios se deben apoyar en varios proveedores del sistema de control.

Debe ser posible quitar o agregar los dispositivos a la red sin afectar la operación de los otros dispositivos en la misma.

Las alarmas se deben procesar por el sistema y deben proporcionar una vía de auditoría exacta de todos los eventos del sistema.

El sistema deberá tener un nivel de madurez y tiempo en el mercado no menor a 10 años.

17. CRITERIOS PARA LA FILOSOFÍA DE CONTROL

Todas las funciones de supervisión y control de los diferentes procesos, deberán ser completamente automatizados y además, se deben realizar por medio de unidades de control y lazos de control local.

En la sala de control del CPF se deberán centralizar todas las funciones de operación, monitoreo y control de los instrumentos a instalar en el proyecto.

El diseño del sistema se deberá realizar de acuerdo a lo que se indica en las normas y prácticas recomendadas referentes a los sistemas de control, PDVSA, K-360 para los Controladores Lógicos Programables (PLC), K-308 para las Consolas de Control, API RP-550 e ISA.

La filosofía contemplará el uso de fibra óptica para la interconexión de las señales desde los I/O remotos ubicados en campo hacia los controladores ubicados en sala de control y la interconexión de las señales del sistema de telecomunicaciones a nivel de patch panel





de fibra óptica, desde los dispositivos ubicados en campo y en las diferentes edificaciones contempladas dentro del alcance del proyecto hasta los gabinetes en sala de control.

17.1 Fibra óptica para procesos.

Las interconexiones con Fibra Óptica entre los I/O ubicados en las áreas de proceso de las diferentes áreas, se realizará utilizando un cable de doce (12) hilos (como mínimo) monomodo, tamaño estándar 9/125 micrones, cumpliendo con la norma G.652.

El cable de Fibra Óptica a considerar será para instalación, con las siguientes características:

Para ser utilizada en bancada de terreno normal y en cruce de vialidad, directamente enterrada.

Para ser utilizado en bancadas de terreno normal y en cruce de vialidad. Para su instalación se utilizará lo dispuesto Sección 770 del Código Eléctrico Nacional (Cables de Fibra Óptica y Canalizaciones)

Para las bancadas el diámetro de la tubería que se especificará en el documento “Especificaciones de Equipos de Telecomunicaciones” será tal que ocupe solo el 60% del espacio.

El cable de fibra óptica trabajará en las dos ventanas de longitud de onda nominal estandarizadas más utilizadas, estas longitudes son 1300 nm y 1550 nm. Para la transmisión a larga distancia se utiliza la ventana de 1550 nm, ya que tiene una atenuación menor.

Para la escogencia del cable de Fibra Óptica se tomará en consideración los parámetros de construcción del mismo: Diámetro Exterior, Máxima Tensión de Instalación, Peso, Radios de Curvatura, Temperatura. En cuanto a las características de la Fibra Óptica se especificará: Índice de Refracción, Apertura Numérica, Atenuación, Diámetro del Núcleo, Ancho de Banda, Temperatura de Operación y Dispersión.

El revestimiento del cable de fibra óptica deberá cumplir con la calificación bajo humo, antirroedores, resistente a la tracción, cubierta de material termoplástico retardante de la llama y libre de halógenos, doble chaqueta, no armada.

Durante la instalación el máximo radio de curvatura debe ser 20 veces el diámetro del cable de Fibra Óptica, luego de instalado el radio de curvatura deberá ser 10 veces el diámetro.





El cable de fibra óptica para exteriores deberá cumplir con las siguientes características mecánicas: tener una tensión máxima 3000 N, según norma IEC 794-1-E1, resistencia al aplastamiento 30 N/mm, según norma IEC 794-1-E3, resistencia al impacto 5 J, según norma IEC 794-1-E4.

En el cuarto de equipos de Telecomunicaciones de la Sala de Control, terminarán los cables de fibra proveniente de la red de proceso estos llegarán por el plafond o por el piso falso del cuarto. El cable será concentrado en un Patch Panel para Fibra Óptica dotado con los adaptadores completos para todos los hilos de fibra. Este panel será ubicado en un Rack de Telecomunicaciones estándar de 19” del tipo abierto.

Los extremos del cable de fibra óptica serán completamente terminados con “Patch-Cords” con conectores LC del tipo epoxy. Todos los conectores quedarán en instalaciones internas. Las etiquetas identificadoras con el código de colores de los hilos de fibra serán ubicadas en la cubierta posterior del panel de fibra.

Cuando se amerite realizar empalmes al tendido de fibra, dichos empalmes serán de tipo Fusión y estarán alojados en cajas de empalmes totalmente selladas y de uso intemperie.

Como parte de la certificación y aceptación del cable de Fibra Óptica y antes de su instalación, se realizarán pruebas de reflectometría para verificar los parámetros de diseño y fabricación, a fin de asegurar la integridad y calidad del cable. La empresa suplidora entregará a PDVSA PETROCARABOBO un programa de pruebas de aceptación.

Para realizar las pruebas de aceptación se utilizarán los siguientes equipos: un Reflectrómetro Óptico en el Dominio del Tiempo (OTDR) y un Medidor de Perdida Óptica (OLTS).

18. CANALIZACIONES ELÉCTRICAS

18.1 General

La caída de voltaje a través de las rutas de cableado de instrumentación se deberá evaluar para garantizar que las señales operen apropiadamente.

Los cables del sistema automatizado de protección deberán ser capaces de garantizar un funcionamiento continuo bajo ciertas condiciones ambientales tales como: temperatura, humedad, polvo y corrosión.

En ningún caso se deberá permitir empalme de cables entre el instrumento y gabinetes o controladores.





Los cables se deberán instalar de la siguiente manera:

En canalizaciones por bancadas.

En canalizaciones a la vista por tubería conduit.

En canalización por bandejas porta cables.

18.2 Canalizaciones por Bancadas

Las canalizaciones subterráneas se deberán realizar en bancadas de tubería plástica serie pesada de PVC de dos pulgadas (2") de diámetro como mínimo, de acuerdo a la norma PDVSA N-201 “Obras eléctricas”.

Las zanjas deberán tener sus paredes verticales y sus dimensiones de acuerdo al número y separación de los tubos.

La profundidad de la capa superior de tubos a la “cota 0” del terreno deberá ser (como mínimo) 750 mm en tramos de vialidad y 450 mm para el resto.

Las canalizaciones subterráneas deberán estar recubiertas de concreto pobre (80 kg/cm2) y para cruce de carreteras debe utilizarse concreto (210 kg/cm²) teñido de rojo.

La distancia mínima entre tubos deberá ser de 50 mm y la distancia mínima entre tubo y pared debe ser de 75 mm. El fondo de la zanja debe estar provisto de una capa de piedra picada de 50 a 100 mm de espesor para facilitar el drenaje.

Los tubos de las bancadas se deberán unir por medio de pegamento aprobado para su uso en PVC.

Las bancadas deberán estar provistas de 20% de espacio para tubos de reserva como mínimo. Así mismo, el porcentaje máximo de ocupación de cables dentro de las canalizaciones debe ser 40%.

Se deberán instalar tanquillas para facilitar los empalmes y el halado de cables, separadas cada 50 m por tramo de bancada como mínimo. De igual modo, se deberán utilizar tanquillas para las entradas y salida de los cables tipo multiconductor desde las cajas de conexión en campo.

Las bancadas de instrumentación deberán guardar una distancia mínima de 600 mm de separación de las bancadas de electricidad hasta un recorrido máximo de 6 m, de allí en adelante deben guardar una separación en forma lineal de un metro (1 m) adicional por cada cien metros (100 m) de recorrido en tramos paralelos.





Los cruces de bancadas de instrumentación y de electricidad se deberán hacer a noventa grados (90°).

El paso de las bancadas de instrumentación, por tuberías de servicio o proceso, se deberá hacer siempre por encima de las mismas y manteniendo una separación prudencial de 1500 mm como mínimo.

Las tuberías enterradas que provengan de áreas clasificadas peligrosas Clase I, División 1 ó 2 y entren en áreas no clasificadas serán selladas con un sello a prueba de explosión. El sello se ubicará dentro del área no clasificada, antes del primer accesorio de conexión, donde la tubería emerja a la superficie, en caso de que esto no se pueda evitar, todos los cables y accesorios deberán tener protección para áreas clasificadas.

La instalación subterránea de la ruta se hará evitando áreas susceptibles a derrames y filtración de hidrocarburos. Esta se identificará mediante marcadores de concreto, en cada punto de cambio de dirección de la bancada y a intervalos máximos de 15 m dentro ó 45 m fuera, de los límites de las áreas de proceso, en caso de que esto no se pueda evitar, todos los cables y accesorios deberán tener protección para áreas clasificadas.

18.3 Canalizaciones a la Vista por Tubería Conduit

Las canalizaciones por conduits deberán ser de acero rígido galvanizado en caliente según norma COVENIN 538 y ASTM A-53, serie pesada de extremos roscados. Las canalizaciones superficiales no se deben fijar a ningún tipo de tubería de proceso o servicio, se deben diseñar soportes específicos para su fijación.

La tubería conduit se deberá fijar a soportes adecuados, los cuales estarán separados a una distancia máxima de tres (3) metros. Los conduits no se deberán soldar a los soportes ni a recipientes o tuberías de proceso. Se deben utilizar abrazaderas tipo “clamp” apropiadas, del mismo material del conduit.

Todas las conexiones entre tuberías deberán ser roscadas, se deben utilizar anillos o acoplamientos aprobados por el código eléctrico nacional.

En ningún caso el tendido de conduit deberá obstaculizar el acceso o la remoción de equipos (bombas, motores, compresores, entre otros).

Se deberán utilizar cajas de paso y uniones de tres piezas para facilitar las labores de instalación de cables y conduit, a tal fin se requiere que por cada tramo de veinte (20) metros de tubería se coloque una caja y cuando el tramo presente curvas, ésta distancia se deberá reducir en 3,5 m por cada curva de 90°.





En cada tramo de tubería, no se deberán permitir más de 270° en curvas y su disposición debe garantizar el paso de los conductores previstos sin exceder la tolerancia requerida por los cables.

Los radios de curvatura, no deberán ser mayores de los permitidos por el código eléctrico nacional.

Se deberán utilizar cajas de paso y accesorios acorde a la clasificación del área. Las conexiones a instrumentos en áreas clasificadas deberán estar provistas de sello corta fuego.

Para la conexión entre tubería rígida y cada instrumento se deberá emplear conduit flexible en tramos que no deben superar los 1,5 m.

Uso de sello corta fuego a la entrada y salida de las cajas conexiones y a la entrada de los instrumentos.

El porcentaje de ocupación de los conductores no deberá exceder el 40% del área real del conduit (debe chequearse para cada conduit la suma de los diámetros en la disposición probable de conductores sea muy inferior al diámetro interno del tubo).

Se usaran este tipo de canalizaciones de ser necesarias en las áreas de edificaciones, donde aplique, ya sea por techo o piso falso, para la ruta de cables desde el dispositivo hasta el controlador, o paneles de control necesarios.

18.4 Canalización por bandejas

Las bandejas para cables deben ser de acero galvanizado en caliente, para instalación horizontal ó vertical, con fondo tipo escalera, con espaciamiento de apoyo cada 200 mm. Su diseño debe cumplir las exigencias del artículo 318 del NEC-1999.

Los tramos rectos y las curvas deben tener provisiones para la instalación de cubiertas o tapas. En tramos verticales las tapas se deben instalar hasta 1 m de altura desde el nivel del piso.

Las curvas y accesorios deben tener un radio adecuado para los cables a ser instalados y deben ser del mismo material y resistencia que los tramos rectos. Los cables se deben disponer de forma de minimizar la cantidad de cruces. Los radios de curvatura de las secciones no rectas de una bandeja dada, se deben seleccionar entre:





300, 600 y 900 mm, dependiendo de las características de los cables en ellas contenidos.

Cada sistema de bandejas debe ser conectado a la red de tierra en dos puntos como mínimo. Las uniones flexibles deben estar provistas de una cinta para mantener la continuidad eléctrica.

18.5 Tanquillas

Las tanquillas se deberán diseñar en forma tal que su tamaño permita un adecuado manejo, instalación y mantenimiento de los cables. El espaciamiento entre tanquillas se debe definir en relación a la máxima distancia de halado de los cables y a los requerimientos propios del proyecto.

No se deberán utilizar tanquillas en áreas clasificadas peligrosas, en tal caso de que esto no se pueda evitar, todos los cables deberán estar protegidos para áreas clasificadas.

18.6 Stub Up

Los stub - up deben ser diseñados de forma tal que su tamaño permita un adecuado manejo, instalación y mantenimiento de los cables.

El espaciamiento entre stub-up debe definirse en relación a la máxima distancia de halado de los cables y a los requerimientos propios del proyecto.

No se deben utilizar stub-up en áreas clasificadas peligrosas, en tal caso de que esto no se pueda evitar, todos los cables deberán estar protegidos para áreas clasificadas.

19. PINTURA

Se deberá considerar el sistema Nº 9, de acuerdo a lo que se especifica en el programa de pintura de la norma PDVSA, Nº O-201. “Selección y Especificaciones de Aplicación de Pinturas Industriales” en los elementos de acero y el color es similar al existente, con las siguientes especificaciones y valores:

Preparación de la superficie: NACE 1.

Rango de perfil de anclaje: 1,5 – 2,0.

Capa inicial: fondo inorgánico rico en zinc.

Capa intermedia: epoxi poliamida, alto espesor.





Capa de acabado: epoxi esmalte poliamida o poliuretano color aluminio difuso o similar al existente.

Espesor promedio de la película seca de la capa inicial: 3 milésimas de pulgada.

Espesor promedio de la película seca de la capa intermedia: 4 milésimas de pulgada.

Espesor promedio de la película seca de la capa de acabado: 2 milésimas de pulgada.

Intervalo de tiempo de secado: 24 a 72 h.

No incluye los elementos galvanizados en caliente.

20. DISEÑO DE INSTALACIONES

20.1 Diseño de Instalaciones Eléctricas

El diseño de las instalaciones eléctricas deberá cumplir con los lineamientos que se indican en el Código Eléctrico Nacional (CEN, FONDONORMA NTF 200-2009, NEC-1996), API RP-550 y PDVSA-N-201 (Instalaciones eléctricas).

El diseño de las instalaciones eléctricas deberá estar acorde con la clasificación de área.

El sistema de puesta a tierra para instrumentación y telecomunicaciones deberá tener una resistencia menor o igual a un (1) ohmio.

Se deberá utilizar canalización subterránea en bancadas para las áreas de tránsito principal y de mantenimiento en donde exista la circulación de tráfico pesado.

Los ductos que se van a embutir en concreto deben ser de PVC, serie pesada, SCH. 40, para la canalización de cables de control, instrumentación y comunicaciones.

Por lo general, se instalarán salidas de bancada tipo stub up y cajas de paso para halado, para la continuación de rutas enterradas.

La canalización principal a la vista entre instrumentos y cajas de conexión se deberá hacer en conduit rígido de acero galvanizado, serie pesada.

Los conduits deberán tener un arreglo tal que, impida la entrada de agua a las cajas, es decir, que se conecten por debajo o en forma lateral.

La conexión entre el instrumento y el conduit rígido se deberá realizar mediante conduit flexible tipo liquid-tight en áreas no clasificadas de uso general.





Se deberán proveer los medios de sellado (sellos cortafuegos) en la conexión eléctrica de instrumentos y equipos, de acuerdo a los requerimientos de la clasificación eléctrica de área.

Los conduit deberán tener la puesta a tierra apropiada.

En los cables que se utilizan para conectar instrumentos de campo a la caja de conexión y al sistema de control, se deberá indicar en sus terminaciones mediante mangas termocontraibles, el número de identificación del instrumento al cual se conectan.

El criterio para la utilización de cables deberá seguir lo que establece la especificación PDVSA, K-334 “Intrumentation Electrical Requirements”.

El tipo de cable a utilizar dependerá de la función a realizar.

Se deberán utilizar conduit flexible para la instalación eléctrica de los instrumentos. El mismo deberá ser tipo liquid tight hecho de base de acero recubierto con PVC para áreas no clasificadas. Por otro lado, para áreas clasificadas que requieran instalaciones a prueba de explosión, se deberán usar conduits flexibles a prueba de explosión. Los accesorios asociados a este tipo de canalización deberán ser de aluminio.

20.2 Sistema de Puesta a Tierra.

Los criterios fundamentales en la puesta a tierra de equipos electrónicos son eliminar lazos de tierra susceptibles a campos magnéticos y diferencias de potencial en la tierra, además de mantener baja resistencia e inductancia a fin de minimizar las tensiones producidas al circular corriente en el sistema de puesta a tierra.

El sistema de puesta a tierra exterior, tiene la función de brindar protección al personal y a los equipos contra descargas atmosféricas, además de reducir los efectos de ruidos y estática, que tanto afectan a los equipos de comunicaciones.

Las protecciones contra sobre tensiones eléctricas son requeridas por los equipos. En el tablero principal deberá existir un dispositivo de protección que evite, que los picos de voltaje lleguen a los equipos.

El sistema de puesta a tierra interior de las salas eléctricas consistirá de un punto común para todos los equipos, dicho punto deberá estar conectado a todo el sistema de puesta a tierra exterior.





El punto común se realizará como medida de precaución, ya que al existir un transiente de corriente, los equipos deben quedar al mismo potencial, evitando de esta forma la creación de los conocidos “arcos eléctricos”.

Se deberán analizar cuidadosamente los puntos de conexión de puesta a tierra para reducir al mínimo los posibles lazos de tierra, producidos cuando los nodos interconectados de la malla de tierra se encuentren a diferentes potenciales.

El sistema de puesta a tierra para instrumentación, cuarto de telecomunicaciones y cuarto de gabinetes, deberá tener una resistencia menor o igual a un (1) ohmio.

21. MATERIALES DE INSTALACIÓN

La gama de materiales a utilizar, se agrupará bajo distintas especificaciones de materiales de instrumentación. La especificación de material de instrumentación a utilizar debe ser compatible y correspondiente a la especificación de tuberías aplicable en el punto de conexión del instrumento.

21.1 Accesorios de Tuberías

Los materiales y accesorios a utilizar deberán estar de acuerdo a la especificación de materiales de la tubería.

21.2 Materiales Eléctricos

21.2.1 Conduits y accesorios

Los materiales y accesorios de la canalización tipo conduit, deberán ser del tipo apropiado para instalación en plantas petroquímicas, de acuerdo al ambiente y a la clasificación de área correspondiente.

21.2.2. Caja de conexión eléctrica

Las cajas de conexión eléctrica deberán ser para uso acorde con la clasificación de áreas eléctricas de la planta donde se van a instalar los equipos y en ningún caso de tipo inferior a prueba de intemperie y corrosión NEMA 4X, en caso de áreas clasificadas se deberán emplear del tipo NEMA 7, siguiendo los lineamientos de los “Planos de Clasificación de Área Eléctrica N° HW0011037-CO0D3-EP04001 al EP04004 de la disciplina Electricidad.





Estas cajas de conexión deberán venir provistas con regletas adecuadas para las señales a procesar, así mismo cada regleta deberá estar provista con una reserva del veinte por ciento (20%). Las señales deberán tener separación a nivel de cajas de conexión, es decir, cada caja deberá contener un solo tipo de señal.

El material de las cajas deberá ser de acero galvanizado no menor a N° 16, debido a que se deberán instalar en condiciones ambientales severas.

22. CRITERIOS DE IDENTIFICACIÓN

22.1 Codificación de Unidades de Control

Para las unidades de control se establecerá la siguiente codificación:

UDCxx_YYY_ZZZ

Donde:

xx : Número consecutivo.

YYY : Sistema al que pertenecen

BPCS: Procesos

ESD: Parada de emergencia

F&G: Fuego y Gas

ZZZZZ : Nombre de la zona de ubicación.

Ejemplo : UDC01_F&G_CPF.

22.2 Codificación de Equipos de Redes

Para los equipos de redes se establece la siguiente codificación:

SWxx_ZZZ

Donde:


ZZZ : Nombre de la zona de ubicación.





Ejemplo : SW01_CPF.

22.3 Codificación de Gabinetes de Control

Para los gabinetes de control se establece la siguiente codificación:

GABxx_YYY_ZZZ

Donde:



BPCS: Procesos


F&G: Fuego y Gas

ZZZ : Nombre de la zona de ubicación.

Ejemplo : GAB01_F&G_CPF.

22.4 Codificación de los Cables

Los cables individuales, multiconductores y multipares se deben codificar de la siguiente manera:

IY-XXX-ZxZZB#ZZAWG

Donde:

I : Instrumentación

Y : Señal asociada al instrumento:

- A : Analógicas.

- D : Discretas.

- C : Comunicaciones.

XXX : Tag. origen (caja o instrumento).





ZxZZC : Cantidad de conductores.

ZxZZP : Cantidad de pares.

#ZZAWG : Calibre del conductor.

Ejemplo : ID-JBD101-1x12P#16AWG.

22.5 Codificación de Conduit

Los conduits se deben codificar con el siguiente formato:

CZ-XXX

Donde:

C : Conduit

Z : Código descriptivo del tipo de señal:

A : Analógica.

D : Discreta.

C : Comunicación.

DE : Parada de emergencia

XXX : Número consecutivo.

Ejemplo : CA-101

22.6 Codificación de Cajas de Conexión

Las cajas de conexionado deben ser los puntos de agrupación de los cables provenientes de equipos e instrumentos de campo.

JB-YYY-Z-XXX

Donde:

JB : Identificación funcional de la caja






BPCS: Procesos


F&G: Fuego y Gas

Z : Tipo de señal

A : Analógica

D : Discreta

C : Comunicación (sistema de telecomunicaciones).

XXX : Código numérico indicando el consecutivo de la caja.

Ejemplo : JB-ESD-D-001

22.7 Codificación de Bancadas

Las bancadas se deben codificar con el siguiente formato:

BY-AA-XXT-Øz

Donde:

Y : Código descriptivo del tipo de función:

- I : Instrumentación.

AA : Número consecutivo.

XXT : Cantidad de tubos.

Z : Diámetro del tubo.

Ejemplo : BI-01-6T-Ø4”

22.8 Codificación de Bandejas

Las bandejas se deben codificar con el siguiente formato:

CT-XXC





Donde:

CT : Cable Tray

XXX : Número consecutivo.

Ejemplo : CT-001



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HW0011307-CO0D3-GD11005_0