Anexo 2.3.3 Lineamientos de Ingeniería de Instrumentación Rev. 0

LINEAMIENTOS DE INGENIERÍA Y ESTUDIOS DE INSTRUMENTACIÓN

ANEXO: 2.3.3 REV. 0 FECHA: ENE 2013

PROYECTO: G-070-05-01 DESCRIPCIÓN: “DESARROLLO DE INGENIERÌA BÁSICA Y DE DETALLE, PROCURA, CONSTRUCCIÓN,

INTEGRACIÓN, PRUEBAS, COMISIONAMIENTO Y PUESTA EN SERVICIO DE LA ESTACIÓN DE CONDENSACIÓN DE VAPOR “EC-04” A INSTALARSE EN LA REFINERÍA ING. ANTONIO M. AMOR EN SALAMANCA, GTO.”

2.3.3 LINEAMIENTOS INSTRUMENTACIÓN REV. 0 PÁGINA 1 de 47

ANEXO 2.3.3

LINEAMIENTOS DE INGENIERIA Y ESTUDIOS INSTRUMENTACIÓN






ÍNDICE

1. OBJETIVO 2. GENERALIDADES

3. GLOSARIO DE TÉRMINOS

4. REQUERIMIENTOS TÉCNICOS Y NORMATIVOS APLICABLES

5. DESCRIPCIÓN

6. LINEAMIENTOS PARA LA INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL

7. CARACTERÍSTICAS ESPECIFICAS 7.1 INSTRUMENTACIÓN, DISPOSITIVOS DE CONTROL Y EQUIPO DE ANÁLISIS 7.2 SISTEMA DIGITAL DE MONITOREO Y CONTROL

8. SISTEMAS DE DE ENERIGÍA ININTERRUMPIBLE

9. SOFTWARE

10. LINEAMIENRTOS PARA INSTALACIÓN Y MONTAJE

11. CANALIZACIONES ELÉCTRICAS.

12. CAPACITACIÓN

13. INSPECCIÓN

14. EMPAQUE Y EMBARQUE

15. GARANTÍAS






1. OBJETIVO El propósito del presente documento es definir los lineamientos mínimos que debe cumplir la Contratista para el desarrollo de la Ingeniería de Detalle, la Construcción e Instalación y Puesta en Operación de una Estación de Condensación de Vapor “EC-04”, en la Refinería “Ing. Antonio M. Amor” para cumplir con los requerimientos del área operativa de PEMEX Refinación y que esté de acuerdo a las normas y/o estándares nacionales e internacionales vigentes.

2. GENERALIDADES.

Estos lineamientos complementan los alcances descritos en el documento ESP-P-01 y están expresados bajo el amparo de las normas y/o estándares y especificaciones descritos en el punto 3.3.4 de este documento, los cuales cubren los requisitos mínimos necesarios para las siguientes actividades que realizara la Contratista:

• Desarrollo de Ingeniería de Detalle, • Suministro, • Instalación y Montaje, • Interconexión, • Calibración, • Programación y Configuración, • Pruebas FAT y SAT, • Puesta en Marcha, • Comisionamiento, • Capacitación del Personal, • Garantías y Refaccionamiento.

Así como también, para la integración e interconexión y configuración en el SCD (existente en RIAMA) de las condiciones para el monitoreo y control de la operación normal, regeneración y detección de contaminantes en el tren de filtración y arranque/paro del equipo de bombeo de la Estación de Condensación de Vapor “EC-04”, a instalarse en la Refinería “Ing. Antonio M. Amor”.

La tecnología de los instrumentos de indicación, medición, análisis y control debe ser de tecnología reciente, probada comercialmente y de acuerdo con la filosofía del Sistema de Control Distribuido existente, utilizando equipo e instrumentación y materiales nuevos. No se acepta el empleo de equipo e instrumentos y materiales reconstruidos.

El cumplimiento de estos lineamientos no libera a la Contratista de la responsabilidad de suministrar la instrumentación, equipos de control, de análisis, materiales y accesorios adecuados para operar bajo las condiciones especificadas en el documento de Alcances ESP-P-01, y cumplir con las normas y estándares referidos.






3. GLOSARIO DE TÉRMINOS.

COROS: Contol Room System. D/A: Convertidor Digital – Analógico. E/S: Entrada / Salida (Input / Output). FAT: Factory Acceptance Test (Pruebas de Aceptación en Fabrica). HMI: Human Machine Interface (Interfaz Humano – Maquina). LAN: Local Área Network (Red de Área Local). mA: Miliampere. PLC: Programmable Logic Controler (Controlador Lógico Programable). RIAMA: Acrónimo de Refinería “Ing. Antonio M. Amor”. SAT: Site Acceptance Test (Pruebas de Aceptación en Sitio). SCD: Sistema de Control Distribuido. SDMC: Sistema Digital de Monitoreo y Control. SFI: Sistema de Fuerza Ininterrumpible. SQL: Structured Query Lenguaje (Lenguaje de Consulta Estructurado).

TCP/IP: Transport Control Protocol / Internet Protocol (Protocolo de Control de Transporte / Protocolo de Internet).

UC-01 Unidad de Control de la Estación de Condensación de Vapor EC-04 basado en Controlador Lógico Programable.

SFI: Uninterrupted Power System (Sistema de Fuerza Ininterrumpible)

4. REQUERIMIENTOS TÉCNICOS Y NORMATIVOS APLICABLES.

Como parte integral a estos lineamientos, se presenta en esta sección una lista de los Códigos, Normas, Estándares y Especificaciones Nacionales e Internacionales que deben ser tomados en cuenta en su edición más vigente aprobada a la fecha en que se realice el proyecto previa Firma del Contrato, para el desarrollo de la Ingeniería de Detalle, Diseño, Fabricación, Calidad de Materiales de Construcción, Procura de Materiales y Equipo, Instalación y Montaje, Pruebas de Arranque y de Comportamiento, Configuración, Programación, Interconexión e Integración, Capacitación y Garantías del proyecto en referencia.

La lista de Códigos, Normas, Estándares y Especificaciones incluida en esta sección es suministrada para referencia del Contratista. En caso de conflicto entre cualquiera de los Códigos, Normas, Estándares y Especificaciones de referencia y cualquiera de los documentos que integren el Contrato, prevalecerán los documentos del Contrato seguidos por la referencia más estricta.

Todas las dudas con respecto a la interpretación ó aclaración a la normatividad, se presentarán inmediatamente por escrito al Supervisor autorizado por PEMEX Refinación para su resolución.

Por lo tanto todas las determinaciones, instrucciones y aclaraciones del Supervisor serán finales y definitivas cuando así lo determine, una vez que estén documentadas y sustentadas técnicamente cumpliendo con la normatividad aplicable.






En todo momento el Contratista procederá con las actividades de acuerdo con las determinaciones, instrucciones y aclaraciones del Supervisor. El Contratista será el único responsable de solicitar instrucciones o interpretaciones y de los costos o gastos originados por su omisión.

IDENTIFICACIÓN DESCRIPCIÓN

NORMAS DE REFERENCIA PEMEX

NRF-007-PEMEX-2008 Lentes y Gogles de Seguridad Protección Primaria de los Ojos

NRF-010-PEMEX-2004 Espaciamientos Mínimos y Criterios para la Distribución de Instalaciones Industriales en Centros de Trabajo de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

NRF-022-PEMEX-2008 Redes de Cableado Estructurado de Telecomunicaciones para Edificios Administrativos y Áreas Industriales.

NRF-024-PEMEX-2009 Requisitos Mínimos para Cinturones, Bandolas, Arneses, Líneas de Sujeción y Líneas de Vida.

NRF-027-PEMEX-2009 Espárragos y Tornillos de Acero de Aleación y Acero Inoxidable para Servicios de Alta y Baja Temperatura.

NRF-032-PEMEX-2005 Sistemas de Tubería en Plantas Industriales Diseño y Especificaciones de Materiales.

NRF-036-PEMEX-2010 Clasificación de Áreas Peligrosas y Selección de Equipo Eléctrico.

NRF-046-PEMEX-2003 Protocolos de Comunicación en Sistemas Digitales de Monitoreo y Control.

NRF-048-PEMEX-2007 Diseño de Instalaciones Eléctricas.

NRF-053-PEMEX-2006 Sistemas de Protección Anticorrosiva A Base de Recubrimientos para Instalaciones Superficiales.

NRF-058-PEMEX-2004 Casco de Protección para la Cabeza.

NRF-070-PEMEX-2004 Sistemas de Protección a Tierra para Instalaciones Petroleras.

NRF-091-PEMEX-2010 Grupo generador (Planta de Emergencia).

NRF-105-PEMEX-2005 Sistemas Digitales de Monitoreo y Control

NRF-111-PEMEX-2006 Equipos de Medición y Servicios de Metrología

NRF-114-PEMEX-2006 Guantes de Cuero, Algodón y/o Combinados para Trabajos Generales

NRF-142-PEMEX-2006 Válvulas Macho

NRF-148-PEMEX-2011 Instrumentos de Medición para Temperatura






NRF-149-PEMEX-2011 Secadores de Aire para Instrumentos

NRF-150-PEMEX-2011 Pruebas Hidrostáticas de Tuberías y Equipos

NRF-152-PEMEX-2006 Actuadores para Válvulas

NRF-156-PEMEX-2008 Juntas y Empaques

NRF-162-PEMEX-2006 Placas de Orificio Concéntricas

NRF-163-PEMEX-2006 Válvulas de Control con Actuador Tipo Neumático

NRF-164-PEMEX-2006 Manómetros

NRF-172-PEMEX-2007 Válvulas de Alivio de Presión y Vacío para Tanques de Almacenamiento

NRF-192-PEMEX-2008 Amortiguadores de Pulsación de Gas

NRF-199-PEMEX-2009 Instrumentos de Medición Tipo Radar

NRF-203-PEMEX-2008 Arrestadores de Flama

NRF-204-PEMEX-2008 Válvulas de Bloque de Emergencia

NRF-215-PEMEX-2009 Analizadores de pH, Conductividad y Potencial Oxi-Reducción

NRF-225-PEMEX-2009 Integración y Seguridad de Datos de Procesos Industriales

NRF-226-PEMEX-2009 Desplegados Gráficos y Base de Datos del Sistema Digital del Monitoreo y Control de Procesos

NRF-237-PEMEX-2009 Estructuras Metálicas Para Trabajos en Altura (Andamios)

NRF-241-PEMEX-2010 Instrumentos Transmisores de Presión y de Presión Diferencial

NRF-242-PEMEX-2010 Instrumentos Transmisores de Temperatura

NRF-243-PEMEX-2010 Instrumentos Interruptores de Nivel

NRF-244-PEMEX-2010 Válvulas Operadas por Motor Eléctrico

NRF-245-PEMEX-2010 Válvulas Solenoides

NRF-249-PEMEX-2010 Sistemas de Fuerza Ininterrumpible






ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE PEMEX

1.010.01 Código de Requisiciones de Materiales y Equipo

1.030.01 Guía para la Elaboración de Planos y Formatos para Documentos Diversos

2.201.01 Símbolos Eléctricos

Símbolos de Comunicaciones Eléctricas.

Clasificación de Aéreas Peligrosas y Selección de Equipo Eléctrico.

2.223.01 Diseño de Sistemas a Tierra

2.227.01 Proyecto y Diseño de Instalaciones Eléctricas en Plantas Industriales.

2.253.01 Requisitos Generales de Cuartos de Control.

2.317.01 Lista De Equivalencias de Válvulas ( Apéndice Norma 2.317.01)

2.346.50 Identificación de Dibujos y Requisiciones y Símbolos de Comunicaciones Eléctricas

2.401.01 Simbología de Equipo de Proceso

2.411.01 Sistemas de Protección Anticorrosiva a Base de Recubrimientos.

2.451.01 Instrumentos y dispositivos de Control ( Parte 1)

2.451.02 Instrumentos y Dispositivos de Control ( Parte 2 )

2.453.01 Sistemas de Aire para Instrumentos.

3.223.01 Instalación de Sistemas de Conexión a Tierra.

3.225.01 Construcción de Canalizaciones Eléctricas y Subterráneas

3.270.01 Instalación de Medidores de Flujo de Presión Diferencial.

3.301.01 Especificación de Embalaje y Marcado para Embarque de Equipos y Materiales

3.411.01 Aplicación e Inspección de Recubrimientos para Protección Anticorrosiva.

5.270.01 Instalación de Medidores de Flujo de Presión Diferencial






DOCUMENTOS NORMATIVOS VIGENTES GPASI

DG-GPASI-IT-00207 Procedimiento para la Inspección y Prueba de Válvulas de Relevo de Presión

DG-GPASI-IT-00510 Procedimiento General para Dimensionar y Seleccionar Válvulas de Relevo de Presión

DG-GPASI-SI-2310 Procedimiento y Reglamento para el uso del Permiso del Trabajo

DG-GPASI-SI-2330 Norma sobre Distancias Mínimas y Distribución de Instalaciones Industriales

SP-GPASI-SI-02530 Reglamento para Libranzas de Circuitos y Equipos Eléctricos

DG-GPASI-SI-6910 Especificaciones Básicas para el Diseño de la Instrumentación y Protecciones en los Recipientes.

DG-GPASI-SI-8300 S.I. Manual de Seguridad para Contratistas que Desarrollan Trabajos en las Inst. Industriales de Pemex-Refinación

DOCUMENTOS NORMATIVOS VIGENTES GPEI

GPEI-SI-06370 Recomendaciones Básicas de Seguridad para el Diseño, Construcción y Reacondicionamiento de Cuartos de Control de las Plantas de Proceso

ESPECIFICACIONES GENERALES

K-101 Criterios y Recomendaciones de Diseño para Sistemas de Tuberías de Proceso, Servicios Auxiliares e Integración

K-202 Instalación de Instrumentos y Dispositivos de Protección

K-217 Especificación y Configuración de Sistemas Digitales de Control.

NORMA OFICIAL MEXICANA

NOM-001-SEDE-2005 Instalaciones Eléctricas.

http://asipa.ref.pemex.com/normatividad/gpasi/00207.pdf�



http://asipa.ref.pemex.com/normatividad/gpei/6370.pdf�






NOM-008-SCFI-2002 Sistema General de Unidades de Medida

NOM-093-SCFI-1994 Válvulas de Relevo de Presión (Seguridad, Seguridad-Alivio Y Alivio) Operadas por Resorte y Piloto. Fabricadas de Acero y Bronce.

INTERNATIONAL ESTÁNDAR ORGANIZATION

ISO 9001 Quality Systems-Model for Quality Assurance in Design/Procurement, Production, Installation and Service

ISO-9002

Quality Systems-Model for Quality Assurance in Design/Procurement, Production, Installation and Service Model For Quality Assuring In Development, Production Installation And Servicing (Converted To American National Standard As Q 9002)

ISO-9003 Model For Quality Assuring In Inspection And Tests End (Converted To American National Standard As Q 9003)

ISO 14001 Quality Systems-Model for Quality Assurance in Environmental Management.

ISO 6817 Measurement of conductive liquid flow in closed conduits -- Method using electromagnetic Flowmeters.

INTERNATIONAL ELECTROTECHNICAL COMMITTE

IEC-801-1 General Introduction

IEC-801-2 Electrostatic Discharge Requirements

IEC-801-3 Radited Electromagnetic Field Requirements

IEC-801-4 Electrical Fast Transient/ Burst Requirement

IEC-1331-3 Languages of Programming

IEC-1000.4-3 Compatibilidad Electromagnética

IEC 60617-12 Graphical symbols for diagrams. Binary logic elements

IEC-TC77B-72 Magnetic Field ( Radiateo Susceptibility )

UNDERWRITERS LABORATORY

UL-CSA Explosion Proof, Class 1, Division 2.

UL-CRA “ CRA “ Meters And Preamplifier Assemblies, Location Class 1, Group B,C And D, Division I And Rain tight.

UL 6 Para Tubo Conduit Metálica Rígido de Seguridad

ANSI/UL 698 Industrial Control Equipment for use in Hazardous Locations






UL-1604 Electrical Equipment for use in Hazardous Locations, Class I and II, Division 2, and Class II, Divisions 1 Y 2.

AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE

API-SPEC-6D Specification or Pipeline Valves (Gate, Plug, Ball and Check Valves).

API-SPEC-6FA Specification for Fire Test for Valves.

API RP 6 Fire Test for Valves.

API RP 500 Recommended Practice for Classification of Locations for Electrical Installations at Petroleum Facilities Classified as Class I, Division 1 and Division 2.

API RP 521 Guide for Pressure Relief and de Pressurizing Systems.

API RP 526 Flanged Steel Safety Relief Valves.

API 527 Commercial Seat Tightness of Safety Relief Valves with Metal to Metal Seats.

API RP 540 Electrical Installations in Petroleum Processing Plants.

API RP 550 Manual on Installation of Refinery Instruments and Control Systems. Part I Process.

API RP 551 Process Measurement Instrumentation.

API RP 552 Transmission Systems.

API RP 553 Válvulas de Control de la Refinería

API RP 554 Process Instrumentation and Control.

API RP 555 Process Analyzers

API 598 Valve Inspection and Testing.

API 600 Steel Gate Valves - Flanged and Butt-Welding Ends.

API 603 Class 150, Cast, Corrosion-Resistant, Flanged-End Gate Valves.






API RP 1615 Installation of Underground Petroleum Storage Systems

API RP 2003 Protection Against Ignitions Arising out of Static, Lightning and Stary Currents.

NATIONAL FIRE PROTECTION ASSOCIATION

NFPA 70 National Electrical Code

NFPA 75 Standard for the protection of electronic Computer/Data Processing Equipment

NFPA 77 Recommended (practice on Static Electricity)

NFPA 79 Electrical Standard for Industrial Machinery

Nec Art-250 National Electrical Code (Tomas De Tierra)

NFPA 325M Guide to Fire Hazard Properties of Flammable Liquids, Gasses and Volatile Solids

NFPA 497M Manual for Classification of Gasses, Vapors and Dusts for Electrical Equipment in hazardous (Classified) Location

INSTRUMENTS SOCIETY OF AMERICA

ISA S5.1 Instrumentation Symbols and Identification.

ISA S5.2 Binary Logic Diagrams for Process Operations

ISA RP S 5.3 Graphic Symbols for Distribuited Control/Shared Display Instrumentation Logic and Computer Systems

ISA S5.4 Instrument Loop Diagrams

ISA S5.5 Graphical symbols for diagrams. Binary logic elements

ISA S12.00.01 Electrical Apparatus for Use in Class I, Zones 0, 1, & 2 Hazardous (Classified) Locations — General Requirements.

ISA S12.1 Electrical Instruments in Hazardous Atmospheres

ISA S12.22.01 Electrical Apparatus for Use in Class I, Zone 1 Hazardous (Classified) Locations Type of Protection Flameproof "d".






ISA S50.1 Compatibility of Analog Signal for Electronic Industrial Process Instruments

ISA S71.02 Environmental Conditions for Process Measurement and Control Systems: Power

ANSI/ISA-S72.01 PROWAY-LAN, Industrial Data Highway

ISA S71.04 Environmental Conditions for Process Measurement and control Systems: Airborne Contaminants.

AMERICAN SOCIETY OF MECHANICAL ENGINEERS

ASME B16.5 Pipe Flanges and Flanged Fittings NPS ½” Through NPS 24”

ASME B16.10 Face-to-Face and End-to-End Dimentions Valves.

ASME B16.11 Forged Fittings, Socket-Welding and Threaded

ASME B16.20 Metallic Gaskets for Pipe Flanges, Ring-Joint, Spiral-Wound and Jacketed (95-Errata 94)

ASME B16.34 Valves Flangend and Buttewelding End.

ASME B1.20.1 Pipe Thread, General Purpose (Inch) (Revision and Redesignation)

ASME-B31.3 Tuberías de Proceso para Plantas y Refinerías de Petróleo.

ASME B31.4 Liquid Transportation Systems for Hydrocarbons, Liquid Petroleum Gas, Anhydrous Ammonia, and Alcohols

ASME PTC 19.3 Part 3 Instruments and Apparatus-Temperature Measurement.

ASME/ANSI B40.1 Gauges, Pressure, Indicating Dial Type-Elastic Element

ASME MFC-16 Measurement of Liquid Flow in Closed Conduits with Electromagnetic Flowmeters

INSTITUTE OF ELECTRICAL AND ELECTRONIC ENGINEERS

IEEE 74 Test Code for Industrial Control

IEEE-518 Guide for Installation of Electrical Equipment to Minimize Electrical Noise Inputs to Controllers from External Sources Revision of ANSI/IEEE Std

IEEE – 802.3 – 90 Info Processing Sys. Local Network (CSMA/CD)

IEEE – 802.5 –89 Standards for Local Area Network






5. DESCRIPCION

La Contratista desarrollarán la ingeniería de detalle apegándose a los Códigos, Normas, Estándares y Especificaciones Nacionales e Internacionales vigentes tal y como se indica en el punto 4 de este documento y con la aplicación de buenas prácticas de ingeniería. Esto con la finalidad de proporcionar al proyecto en referencia una buena calidad con la

IEEE – 802.7 – 89 Recommended Practices Broadband Local Area Network

IEEE –1100 - 1999 Recommended Practice for Powering And Grounding

NATIONAL ELECTRICAL MANUFACTURERS ASSOCIATION

NEMA ICS 2 Standards for Industrial Control Devices, Controllers And Assemblies.

NEMA ICS 3 - 304 Programmable Controller Standard Recommendations

NEMA ICS 6 Enclosures for Industrial Controls and Systems

AMERICAN SOCIETY FOR TESTING AND MATERIALS

ASTM A-36 Especificaciones para Acero Estructural

ASTM A53 Specification for Pipe, Steel , Black and Hot Dipped, Zinc-Coated Welded and Seamless

ASTM A-105 Forgings, Carbon Steel, for Piping Components

ASTM A126 Standard Specification for Gray Iron Casting for Valves, Flanges and Pipe Fittings

ASTM A-269 Seamless and Welded Austenitic Stainless Steel Tubing for General Service

ACI 318 Building Code Requeriments for Reinforced Concrete

ASOCIACIONES PARA CERTIFICACION

FM Factory Mutual

UL Underwriters Laboratories

TÜV Rheinland Ibérica Inspection, Certification & Testing, S.A

IACS Asociacion Internacional de las Sociedades de Classificacion

CSA Canadian Standarts Association






mejor tecnología y flexibilidad en la operación y mantenimiento, sin descuidar la seguridad para la operación, el personal e instalaciones y medio ambiente que lo rodea. La Contratista deben desarrollar su Ingeniería de Básica y Detalle de manera que las operaciones del proceso de la Estación de Condensación de Vapor “EC-04”, actúen de manera automatizada, y que deben tener en consideración que su Sistema Digital Monitoreo y Control UC-01 se instalara en el Cuarto de Operadores y Jefatura de Tratamiento de Aguas Norte “COROS”, y que se deberá enviar información al SCD existente en RIAMA. La Contratista debe permitir el acceso a sus instalaciones durante el desarrollo de la ingeniería al personal PEMEX-REFINACIÓN y a sus representantes, para la revisión, emisión de sus comentarios y/o aprobación. Por lo que se deben reportar avances de acuerdo a como se establezca en la junta de arranque y entregar los documentos que respalden dicho avance.

Para fincar la orden de compra la Contratista debe entregar con anticipación a PEMEX-REFINACIÓN las evaluaciones técnicas y su resultado de cuando menos tres proveedores. En caso de ser un único proveedor se debe presentar la justificación técnica y económica al supervisor de PEMEX-REFINACIÓN.

Así mismo, también presentara al supervisor de PEMEX-REFINACIÓN la orden de compra para su verificación y aprobación de que cumple con los requerimientos del contrato. Para la Ingeniería de Detalle la Contratista debe entregar los siguientes documentos y dibujos técnicos para la Estación de Condensación de Vapor “EC-04”, todos los documentos y dibujos técnicos están sujeto a revisión y aprobación (o según se determine en la junta de arranque). Lo cual no libera a la Contratista de cumplir con el contrato.

5.1 Arquitectura de control La arquitectura de control contendrá la información necesaria para la integración de datos de proceso, para cumplir con el flujo de información entre los diferentes niveles:

• Nivel de proceso (Instrumentación en campo).

• Nivel de control (Controlador del SDMC).

• Nivel de supervisión (Monitoreo y acciones de control en SDMC y SCD).

Se deben identificar los servicios y la infraestructura existente conforme a los niveles de cobertura indicados y aprovechar la infraestructura existente de PEMEX.

Se debe de indicar las tecnologías que utilizaran, los medios físicos para transportar e integrar los datos que provienen del nivel proceso (Instrumentación en campo), los cuales estarán en función de los requisitos específicos del proyecto; dichas tecnologías para transportar y manejar los datos, deben ser compatibles con las existentes en PEMEX.

5.2 Índice de Instrumentos. El índice de instrumentos deberá estar de acuerdo con los lineamientos de la norma P.1.0000.06:2000 y deberá contener el total de instrumentos en campo que sirven para controlar, monitorear y dar seguridad al proceso además de incluirse como mínimo la siguiente información:

- Identificación del instrumento ó tag.

- Servicio.






- Componentes.

- Localización.

- Diagrama de tubería e instrumentación.

- No. de línea ó equipo.

- Hoja de datos.

- Típico de instalación y montaje.

- Diagrama de lazo.

- Lógico de control.

- Hoja de datos u hoja de especificaciones.

- No. De Requisición.

5.3 Hojas de Datos ó Hoja de Especificación de Instrumentos.

Por cada tipo de instrumento ó dispositivo de control debe elaborarse una hoja de datos ó de especificación completamente llena con la información técnica correctamente del instrumento ó dispositivo de control del que se trate.

Las hojas datos ó de especificación deben ser elaboradas conforme a los formatos del estándar ISA S20 ó mínimo contener la información técnica indicada en ese estándar y la selección de los instrumentos debe cumplir con la normatividad.

5.4 Especificaciones Técnicas. Se elaboraran especificaciones técnicas para: instrumentos, dispositivos de control en campo, analizadores, equipos paquete, sistemas de control, Interfaz HMI, dispositivos periféricos para el SDC ó SDMC y SFI. Este documento deberá contener como mínimo lo siguiente:

- Descripción general.

- Alcance de suministro.

- Bases, criterios de diseño y fabricación.

- Códigos y estándares aplicables.

- Pruebas a realizar.

- Partes de repuesto y herramientas especiales.

- Empaque y embarque.

- Servicios que proporcionara el proveedor.

- Garantías.

- Información requerida (con la oferta y en la compra).

- Documentos de referencia






6. LINEAMIENTOS PARA LA INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL

Toda la documentación generada por el Contratista para la construcción de la obra de instrumentación y control, debe ser proporcionada para su aprobación por personal encargado del proyecto de Pemex Refinación, antes de su construcción.

La instalación de toda la instrumentación será de acuerdo las recomendaciones de la K-101 (Criterios y recomendaciones de diseño para sistemas de tuberías de proceso, servicios auxiliares e integración), K-202 (Instalación de Instrumentos y Dispositivos de Protección) y API RP 550 (Bases de Instalación de Instrumentos).

Los sistemas de control estarán diseñados sobre instrumentación electrónica tipo inteligente basada en microprocesador con señal protocolizada, rango de control de 4 a 20mA, (sistema de transmisión a dos hilos, señal analógica con protocolo Hart).

Estos Lineamientos de Ingeniería de la especialidad de Instrumentación y Control, describen en forma general, los lineamientos de PEMEX Refinación que deben ser tomados como referencia para el diseño de: • La Ingeniería de Detalle, Procura, Instalación, Interconexión, Intercomunicación, Integración, Configuración, Pruebas en Fábrica (FAT), Pruebas en Sitio (SAT), Capacitación, Comisionamiento y Puesta en operación de los Sistemas de Control “UC-01”, Sistemas de Control de Equipos y Sistemas paquete, para la operación de la Planta Estación de Condensado de Vapor “EC-04”. El contratista debe incluir los equipos de control, equipos de cómputo, software, hardware, licencias de software, equipos de análisis de proceso, instrumentos, gabinetes, consolas de operación, cables, materiales, accesorios, muebles y equipos periféricos necesarios para garantizar el óptimo desempeño de los sistemas de control y protección de la planta. El contratista debe incluir como complemento de este documento, los alcances indicados en el Anexo 2.2.3. En general debe diseñarse de acuerdo a la documentación siguiente: • Anexos de estas Bases de Licitación. • Ingeniería del Licenciador del Proceso de la Planta • Estándares de PEMEX-Refinación • Normas y especificaciones técnicas aplicables indicadas en este documento. Los documentos relacionados con el desarrollo de la Ingeniería básica y la Ingeniería de Detalle deben de seguir con los siguientes estándares y practicas recomendadas para la instrumentación y control:

La simbología de la instrumentación e identificación establecidas por las normas ANSI/ISA-S5.1-1984. Diagramas lógicos binarios para operaciones de proceso ISA-S 5.2, (ANSI/ISA-1976, R1981), R1981. Símbolos gráficos para control distribuido/desplegado compartido de instrumentación, sistemas de

cálculo y lógicas. ISA-S5.3, 1982. Diagramas de Lazo de instrumentos. ISA-S5.4, (ANSI/ISA-1976, R1989), 1989. Símbolos gráficos y desplegados de proceso. ISA-S5.5 (ANSI/ISA-1986), 1986. Definiciones e información perteneciente a Instrumentos eléctricos en localizaciones peligrosas. ISA-

S12.1, 1991. Formatos de especificación para mediciones de proceso e instrumentos de control, elementos primarios y

válvulas de control. ISA-S20, R1981. Documentación para cuartos de control. ISA-RP60.4, 1990.






Ecuaciones de flujo para dimensionamiento de válvulas de control. ISA-S75.01, (ANSI/ISA-1986), 1985. Terminología para válvulas de control. ISA-S75.05, 1983. Estándares nacionales americanos para mediciones de temperatura. MC96.1, (ANSI/ISA-1975, R1982),

1982. Deben aplicarse todos los estándares de ISA aplicables al Proyecto.

La documentación generada durante el desarrollo de la Ingeniería y la que se incluya dentro de los libros finales de proyecto, se debe elaborar por medio de paquetes de software que generen archivos de extensión DWG ó DGN, así como PDF, DOC y XLS. La ingeniería que desarrolle el contratista debe contar con la base de memorias de cálculos técnicos, los cuales deben ser realizados con software de cálculo de reconocido uso y prestigio dentro del ámbito de la ingeniería de control. Dentro de la memoria de cálculo debe incluirse la impresión de los datos de entrada y los reportes de salida del software utilizado. No se aceptan cálculos hechos en hojas de Excel, Word o a mano que substituya el software mencionado anteriormente. PEMEX-Refinación se reserva el derecho de revisar la documentación que se genere por el Contratista durante el desarrollo de la ingeniería y podrá emitir los comentarios procedentes, sin relevar al Contratista de la responsabilidad total y absoluta del desarrollo y resultados de ésta. Los comentarios que se realicen deben estar dentro del alcance técnico de estas bases de licitación y el Contratista debe atenderlos y aplicarlos dentro de su Ingeniería de Detalle. Todos los planos y memorias de cálculo elaborados durante el desarrollo de la ingeniería, deben ser entregados mediante una copia en archivos electrónicos grabados en disco compacto CD-R en formato “PDF” y en copias impresas. El sistema de medidas a utilizar en los documentos técnicos del Proyecto, debe estar de acuerdo a la NOM-008-SCFI-2002, debiendo incluir de común acuerdo con PEMEX Unidades que por “Usos y Costumbres” se utilizan en Refinería, las cuales serán indicadas al licitante ganador, durante el desarrollo de la ingeniería de detalle. El diseño, la Ingeniería, los Manuales de Operación y Mantenimiento y en general toda la documentación técnica desarrollada por el Contratista debe ser en idioma Español, incluyendo todos los documentos de Ingeniería de Detalle desarrollados, excepto catálogos, información técnica y otros documentos de los fabricantes de Equipos y Materiales, el cual podrá ser en idioma Inglés. El Contratista debe elaborar el Paquete de Ingeniería, los Libros Finales del Proyecto y los Planos “AS BUILT”, incluyendo los manuales de operación y mantenimiento de los instrumentos y equipos suministrados por el contratista para el sistema de control “UC-01” y sus equipos periféricos que integren las plantas y el área de almacenamiento, en donde se deben incluir los documentos descritos en el Anexo 2.2.3 más los que resulten adicionales como consecuencia al desarrollo de la Ingeniería de Detalle. El Manual de Operación de las plantas, debe incluir las condiciones de operación que se tendrán en las mismas con la capacidad nominal de diseño. El manual de Operación debe entregarse a PEMEX Refinación en idioma español. Debe entregarse también la Base de Datos del total de señales analógicas y digitales que serán integradas al sistema de control “UC-01” del proyecto. El alcance correspondiente a la especificación, procura, suministro, instalación, pruebas y puesta en operación de dicho Sistema, es responsabilidad del Contratista de esta Licitación.






Debe entregarse también la Base de Datos del total de señales analógicas, digitales y discretas que serán integradas al Sistema de adquisición de datos y de control (SCD Existente) que se localiza en el Cuarto de Control “COROS”. El alcance correspondiente a la especificación, procura, suministro, instalación, pruebas y puesta en operación de dichos Sistemas, es responsabilidad del Contratista de esta Licitación. Asimismo, el Contratista de la Unidad debe suministrar las Memorias de Cálculo y selección del total de la Instrumentación de campo, con base al uso de paquetería de Software especializado reconocido en el campo de la Instrumentación y Control. En caso de discrepancia entre estos documentos se analizará el caso en forma particular, para lo cual el contratista debe presentar las propuestas por escrito a PEMEX-REFINACIÓN, quien definirá la norma, especificación o criterio que se debe aplicar para el desarrollo del Proyecto. Para el diseño y especificación de los instrumentos de campo, equipos, accesorios, materiales, cables y sistemas de control, tanto de proceso como de seguridad, el licitante deberá basarse en las especificaciones técnicas de instrumentos de este proyecto incluidas en este documento. El Contratista debe elaborar el Sumario de señales de entradas y salidas e Índice de la instrumentación como parte del alcance de la Ingeniería del Proyecto, incluyendo señales analógicas y digitales del total de la Instrumentación de campo que interactúa y no interactúa con el Sistema de control “UC-01”. Para la conducción de señal de proceso y suministro de aire de instrumentos, la Contratista cotizara válvulas de bloqueo y/o venteo, las cuales deberán ser tipo aguja de acero inoxidable 316. Los lazos locales neumáticos operarán sobre una señal de 0.2 a 1.0 Kg/cm2, siendo la tubería de señal neumática resistente a la corrosión.

Toda la instrumentación y conexiones eléctricas deberán de estar aprobadas por FACTORY MUTUAL para uso en Clase I, División 2, Grupo D, aprueba de explosión (antideflagrante). Y los instrumentos tendrán su cubierta para la electrónica con clasificación NEMA 4X. Para las escalas y rangos de los instrumentos se utilizarán las unidades del sistema internacional de pesas y medidas (S.I.), de acuerdo con la NOM-008-SCFI-2002. Las unidades requeridas para el proyecto que difieran a las especificadas en esta norma, deben indicarse en una escala secundaria en la carátula del instrumento o en pantalla. La instrumentación relacionada con el sistema de control “UC-01” de la Planta Estación de Condensado de Vapor “EC-04”, debe tener electrónica tipo inteligente, diseño modular trabajando bajo comunicación 4-20 mA, protocolo de comunicación Hart y los transmisores deben contar con indicador digital integrado (LCD]) en unidades de ingeniería. La instrumentación relacionada con las demás áreas de este proyecto, debe ser electrónica tipo inteligente con envío de señal protocolizada y compatible con el sistema de control “UC-01”. Los circuitos y componentes internos de la electrónica para la instrumentación local (campo) debe ser tropicalizada, resistente al ambiente en el cual debe instalarse. El material del cuerpo de los transmisores debe ser como mínimo de acero inoxidable 316, a menos que por las condiciones del proceso se requiera otro material especial. Los instrumentos se seleccionarán de forma que, en general, la medida normal de la variable, esté comprendida entre el 50% y el 75% del valor superior del rango de medida del instrumento.






Todos los instrumentos que operen con fluidos deberán contar con válvula de purga en los puntos más bajos interconectados al sistema de drenaje correspondiente. Todos los contactos de instrumentos (presión, temperatura, nivel, etc.) tendrán puntos de ajuste independientes y ajustables a todo lo largo del rango. Dichos contactos serán siempre de conmutación, tipo DPDT, con capacidad de corte de 2A a 120 V C.A. Tiempo de conmutación de 45 ms o menor (sin rebote). Para todas las válvulas de control, deben instalarse válvulas de desvío (by-pass) tipo globo y de bloqueo para el mantenimiento. En general la elaboración de los típicos para la instalación de la instrumentación debe cumplir como mínimo con las recomendaciones indicadas en el Estándar API RP-551 Última Edición, así como las normas de PEMEX aplicables en cada caso. Las plantas deben diseñarse para protección por condición de falla de aire de instrumentos, electricidad, vapor, agua de enfriamiento o incendio. Todos los transmisores electrónicos y posicionadores electro-neumáticos para válvulas de control, deben ser de tipo inteligente. Los transmisores e indicadores remotos deben ser suministrados con caja en material de aluminio con recubrimiento epóxido. Los instrumentos deben ser suministrados con un reporte de calibración en banco referido a un patrón certificado con trazabilidad a un laboratorio de certificación nacional, o en su caso internacional, avalado por el fabricante del instrumento. La calibración y ajuste de los instrumentos será realizada en fábrica, emitiéndose por cada instrumento una hoja de calibración independiente y un certificado técnico por cada tipo de instrumento. Todos los indicadores y transmisores deben tener purgas conectadas a un cabezal colector cuando el fluido sea corrosivo o peligroso para el personal. Si de acuerdo a las características del fluido este se puede enviar al drenaje pluvial o aceitoso, se deberá realizar. Todos los instrumentos que operen con fluidos deberán contar con válvula de purga en los puntos más bajos interconectados al sistema de drenaje correspondiente.

El Contratista debe desarrollar la ingeniería necesaria para diseñar, suministrar y construir la trayectoria del tubo conduit para el soporte del cableado dentro del límite de batería de las plantas, desde el instrumento hasta el Cuarto de Control COROS, considerando que esta debe ser la opción más práctica, económica y segura, de acuerdo a la localización de los instrumentos, equipos y marcos de Soportería (Rack). También debe incluir la construcción de ductos y registros subterráneos dentro del límite de baterías hasta la acometida al Cuarto de control “COROS”. Adicional a la placa de identificación, la instrumentación de campo debe ser rotulada con el TAG correspondiente, con pintura alquílica una vez que se encuentren montados en campo. La instrumentación de campo debe ser montada a nivel de piso en áreas de fácil acceso para mantenimiento o sobre plataformas en el caso de equipos de mayor altura. En los casos que por excepción los transmisores se instalen en áreas inaccesibles, se deben instalar indicadores remotos a nivel de piso para las variables de flujo, nivel, presión, presión diferencial y temperatura. Las bombas deben tener indicadores de presión en la descarga. El contratista debe suministrar todos los servicios necesarios para integrarse al sistema de Control Distribuido existente y para que se tenga la capacidad de monitorear el estado de los motores (operando / fuera), así como de poder realizar su paro, desde el Sistema de Control Distribuido (SCD), el arranque debe ser únicamente de manera local. Para los motores






de las bombas y ventiladores de la planta. Por requerimientos de seguridad, el arranque no debe realizarse de manera remota, únicamente podrá realizarse de manera local. Se considera como alcance de este Proyecto, el suministro de materiales (incluyendo los requeridos para soportería) y accesorios necesarios para la instalación y pruebas de las interconexiones neumáticas desde la tubería de suministro de aire de instrumentos a los elementos finales de control que lo requieran. Las cajas de distribución de campo deben ser a prueba explosión, abisagradas y certificadas para Sistemas a prueba de explosión para instalación en áreas clasificadas Clase II, Div. 1, 2 Grupos AG. Las entradas/salidas requeridas para las cajas de conexiones en campo, deben ser por la parte inferior de las mismas, sellándolas perfectamente con el material adecuado para evitar filtraciones de humedad al interior. Para conexiones punto a punto, las tablillas terminales deben ser de alta densidad tipo clemas, circuito sencillo para el cable del calibre 22 al calibre 12 AWG, de acuerdo a los requerimientos del Proyecto. El cableado eléctrico de interconexión para el sistema de control “UC-01”, debe en estricto cumplimiento al calibre y tipo de cable recomendado por el fabricante de este Sistema y el requerimiento de prueba de explosión. Todos los conductores que conduzcan señalización de Instrumentos, deben ser provistos con pantalla electrostática y trenzado para protección contra campos electromagnéticos externos. La tubería conduit debe ser sellada con material adecuado en los puntos de posibles filtraciones de agua, La tubería conduit debe ser instalada y después, previa limpieza del interior, realizar la instalación del cable. Todas las conexiones de los instrumentos deben estar identificadas en cajas de paso, multiconductores de cajas de paso y en gabinetes. Para efectos de balance de materia, el Contratista debe incluir el diseño, suministro y la instalación de toda la instrumentación para medición, en límite de batería, de las entradas y salidas de productos, subproductos y servicios auxiliares (agua, vapor, condensado, electricidad, etc.). El sistema de control “UC-01” de la Estación de Condensación de Vapor “EC-04”, debe ser ubicado en el interior del Cuarto de Control de Operadores y Jefatura de Tratamiento de Aguas Norte “COROS”, y deberá tener comunicación a través del protocolo de comunicación ETHERNET TCP/IP 10BASET con el SCD existente en RIAMA. Ver Plano P-001.

El SDMC debe ser diseñado, fabricado, probado e instalado de tal manera que asegure una larga vida y una alta disponibilidad y confiabilidad. La disponibilidad mínima del sistema SDMC debe ser 99.95% por año, debiendo suministrar el proveedor los cálculos de la misma, incluyendo los siguientes conceptos como mínimo:

• Estación de trabajo.

• Interfases con el proceso.

• Unidades de control.

• Módulos de alimentación eléctrica.

• Sistemas de fuerza ininterrumpible.

• Sistemas de comunicaciones.






Además el SDMC debe tener la capacidad para realizar actualizaciones tanto de equipos y accesorios como de programas y lenguajes para evitar su obsolescencia por un periodo mínimo de 10 años, sin alterar la operabilidad y funcionalidad del mismo. 7. CARACTERISTICAS ESPECIFICAS 7.1 INSTRUMENTACIÓN, DISPOSITIVOS DE CONTROL Y EQUIPO DE ANALISIS. ELEMENTO PRIMARIO DE MEDICIÓN DE FLUJO Y TOTALIZADOR. El elemento primario de caudal a suministrar es un medidor tipo magnético. Su fabricación e instalación deberán cumplir con las recomendaciones del estándar ASME MFC-16 Measurement of Liquid Flow in Closed Conduits with Electromagnetic Flowmeters, ISO 6817 - Measurement of conductive liquid flow in closed conduits -- Method using electromagnetic Flowmeters.

El caudal normal de funcionamiento debe permanecer entre el 70% y 80% del rango de medida.

Los materiales en contacto con el fluido de proceso serán adecuados y resistentes al ataque de la corrosión por contacto con el vapor/condensado y el propio material de la línea a instalarse.

El medidor de flujo magnético estará integrado por el cuerpo y totalizador remoto, en el cual se podrá visualizarse la indicación de flujo instantáneo y su totalización, que estará localizado en el cuarto de control.

Sensor

El cuerpo del tubo debe ser de material no magnético recubierto de material no conductos su especificación deberá ser de acuerdo a la especificación correspondiente del índice de servicios y deberá ser suministrado con todos sus componentes para garantizar su funcionamiento (bobinas generadoras del campo magnético y electrodos detectores de voltaje inducido). Las conexiones deberán ser bridas e integrales al cuerpo de acuerdo a B.16.5.

Se deberá considerar para el cálculo y selección del medidor adecuado, las condiciones de operación y los valores de caída de presión requeridos.

Transmisor

Tipo electrónico basado en microprocesador, remoto al sensor, la caja de aluminio libre de cobre. Y debe de cumplir con lo indicado en el punto 6 de este apartado y resistente a la corrosión e intemperie.

La alimentación eléctrica debe ser a 24 VCD, y la exactitud para servicio liquido será de ±0.25%, con una repetibilidad ± 0.2%.

El medidor de flujo magnético deberá instalarse de acuerdo a las recomendaciones del fabricante, considerando como mínimo 5 diámetros corriente arriba y 3 diámetros corriente abajo. Nivel: Los instrumentos de nivel montados en recipientes, deben ser instalados sobre piernas de nivel de 50 mm (2 pulgadas), con válvulas de bloqueo (tanto en pierna como en cada instrumento) y purgas individuales, a menos que se indique






instalación directamente al recipiente conexiones bridadas. Los instrumentos deben ubicarse de tal forma de facilitar su lectura y mantenimiento. INDICADORES DE NIVEL. Para vidrios de nivel se utilizaran tipo cámara chica transparentes, con conexiones laterales de ½” NPT, con empaques de teflón siendo responsabilidad del proveedor recomendar el tipo de empaque.

Las válvulas y conexiones laterales deben ser tipo ángulo, de construcción recta con conexiones al recipiente de ¾” NPT macho, al vidrio de ½” y al dren o venteo de ½” con tapón. En caso de especificar el vidrio con conexiones arriba y abajo las válvulas serán tipo vástago excéntrico (compensada).

Los vidrios de nivel tipo transparentes deben suministrarse con iluminadores a prueba de explosión (nema 7). Las lámparas deben ser adecuadas para operar @ 120 VCA y 60 Hz.

El vidrio de nivel estará formado por un máximo de cuatro secciones, las cuales a su vez cubrirán un máximo de 1.40 m de longitud visible, en caso de requerir cubrir una longitud mayor se utilizaran cristales traslapados con conexiones independientes.

Para indicadores de nivel tipo regleta, el sistema deberá estar basado en el equilibrio de pesos a través del desplazamiento del palpador dentro del tanque y de un indicador guía que se desplazara fuera del tanque.

La exactitud del indicador tipo regleta debe ser de +/- 1% de la escala total, el material del palpador será de acuerdo al tipo de fluido a manejar, deberá considerarse de acero inoxidable 316 o de aluminio bajo de cobre.

El palpador deberá tener un sistema de guía doble para desplazarse dentro del tanque con mucha mayor facilidad con la finalidad de evitar atoramientos.

El palpador como mínimo deberá estar separado de la pared del tanque una distancia de 16” y máxima de 36”.

La regleta debe ser de aluminio bajo en cobre y deberá estar graduada en centímetros, el ancho de la regleta debe ser mínimo de 10”.

El cable que une al palpador y al indicador guía será de acero inoxidable 316. El sistema de rodamientos por el cual el cable se deslizara será construido de aluminio bajo de cobre.

El tamaño y tipo de conexión estará de acuerdo a la hoja de especificación del tanque correspondiente.

INTERRUPTORES DE NIVEL. Los interruptores deberá ser tipo micro DPDT, contactos para 1 Amp @ 24 VDC y 5 Amp, @ 120/240 V, 60 Hz, diferencial fija (la mínima posible) conexión conduit de 3/4” NPT.

El material y/o recubrimiento necesario para el elemento sensor debe ser de acuerdo con lo indicado en el punto 8.2 de la NRF-243-PEMEX-2010.

La caja del interruptor de nivel deberá cumplir con el grado de protección NMX-J-ANCE-2006 y/o IEC 60529, y con la clasificación eléctrica de acuerdo con lo indicado en el punto 6 de este apartado y resistente a la corrosión e intemperie.

Los interruptores de nivel deberán ser a prueba de vibración y herméticamente sellados., además de cumplir, con el punto 8.1.3 de la NRF-243-PEMEX-2010 dependiendo del tipo de principio seleccionado.






TRANSMISORES INDICADORES DE NIVEL (TIPO RADAR). El transmisor indicadores de nivel debe funcionar bajo el principio del eco, utilizando una antena tipo radar la cual emitirá microondas hacia el líquido contenido en el tanque las cuales se reflejaran en la superficie del líquido contenido, y una vez de regreso las microondas deben ser detectadas por la misma antena.

Los transmisores de nivel tipo radar deben utilizar el principio de operación de frecuencia modulada de onda continua (FMCW) ó de pulsos en una frecuencia de banda de 6 GHz a 26 GHz.

El medidor deberá poder medir la distancia hasta la superficie del líquido contenido en el tanque, además de cumplir con lo indicado en la NRF-199-PEMEX-2009.

Y debe de cumplir con lo indicado en el punto 6 de este apartado y resistente a la corrosión e intemperie. Presión: Los manómetros deben ser suministrados de acuerdo a los materiales indicados en las hojas de datos correspondientes y cumplir con la NRF-164-PEMEX-2006 “Manómetros”. Cuando se requiera el uso de sifón, debe ser suministrado en material acero inoxidable 304. Los transmisores de presión y de presión diferencial, deben tener indicación digital, en unidades de ingeniería e integrada al mismo transmisor, en caso de que la válvula de control correspondiente se encuentre retirada, se debe instalar el indicador junto a la válvula o a nivel de piso terminado en los casos en que el indicador del transmisor quede fuera de la vista del operador. Los indicadores remotos deben ser digitales, en unidades de ingeniería y configurables desde el SCD y desde el mismo transmisor. Los transmisores deben incluir maneral de válvulas de acero inoxidable para bloqueo y purga. La configuración y monitoreo de los transmisores debe poder hacerse desde el Cuarto de Control “COROS” existente y a través de un configurador portátil (hand-held), pudiendo visualizar la configuración y despliegue de todos los parámetros de operación del transmisor (clave, servicio, valores medidos, unidades de ingeniería, diagnostico). Los transmisores deben incluir maneral de válvulas de acero inoxidable para bloqueo y purga. Los manómetros deben ser instalados con toma independiente al proceso con válvula de bloqueo y válvula de purga. INDICADORES DE PRESIÓN. Los indicadores de presión local (manómetros) serán con elemento sensor tipo tubo de bourdon, el material de todas las partes en contacto con el proceso será, generalmente de acero inoxidable AISI 316, salvo que se requieran consideraciones particulares debido al tipo de fluido de proceso y deben de estar de acuerdo con la NRF-164-PEMEX-2006.

Deberán contar con carátula de vidrio inastillable de 4½” de diámetro, fondo blanco con caracteres negros, de uso rudo, doble escala (Kg./cm2 y PSI), caja de fenol, tipo lleno de líquido, el cual debe ser translucido y no degradable por la luz solar directa. Las conexiones deberán estar de acuerdo a la especificación de tuberías de acuerdo a la NRF-032-PEMEX-2005.

La presión normal de operación se debe indicar, aproximadamente, entre el 30% y 60% y la máxima entre 75% de la escala total.

Los instrumentos de presión podrán soportar una sobre-presión de al menos 1.3 veces la presión máxima de proceso, salvo que algún caso se indique otra cosa, y en servicio de vacío, tienen que ser capaces de soportar el vacío total sin pérdida de la calibración.






INDICADORES DE PRESIÓN DIFERENCIAL El tipo de elemento sensor será del tipo diafragma, fuelle o bourdon, el material del movimiento deberá ser de acero inoxidable 316 mínimo, el material del enchufe deberá ser de acero inoxidable 316 mínimo. La caja deberá ser de aluminio, aprueba de intemperie y para ambiente tropical, con disco de seguridad.

El diámetro de la carátula deberá ser 152 mm (6") de color blanco con caracteres negros, con cubierta de vidrio inastillable, doble escala (Kg./cm2 y PSI).

El tamaño de las conexiones al proceso deberá ser de 1/2" NPT, tipo hembra, localizado en la parte inferior.

La exactitud mínima del instrumento deberá ser ± 1% del span.

Los manómetros deberán resistir un sobre-rango de 1.5 veces la escala total, sin sufrir ningún daño permanente. Los manómetros deberán tener protección por sobre-rango en ambas direcciones, por una válvula bidireccional de relevo.

TRANSMISORES INDICADORES DE PRESIÓN Y PRESIÓN DIFERENCIAL. Los transmisores indicadores de presión y presión diferencial serán del tipo inteligente, basados en microprocesador, display de LCD, con señal analógica de salida de 4-20 mA (protocolo de comunicaciones HART) y transmisión a dos hilos, debiendo admitir una impedancia de carga, exterior como mínimo de 600 ohms. Alimentación eléctrica de 24 VCD. Además de cumplir con lo indicado en el punto 6 de este apartado y resistente a la corrosión e intemperie

En general, la precisión será de al menos ±0,25% del span calibrado, salvo en aquellas mediciones que intervengan en las variables eléctricas para el cálculo del consumo térmico, cuya precisión será de ±0,10%.

Dispondrán de ajuste del cero y span independientes.

Las partes en contacto con el fluido serán de acero inoxidable como mínimo.

Todos los transmisores tendrán soportes adecuados para montajes en tubos de 2" o en placa de montaje en bastidor y deben estar de acuerdo con lo indicado en la NRF-241-PEMEX-2010. Temperatura: Los indicadores locales de temperatura deben ser suministrados con elemento de temperatura tipo bimetálico y termopozo o el que se indique en la Ingeniería Básica del Licenciante. Deben ser suministrados con carátula de ángulo ajustable, la lectura de la temperatura de operación deberá indicarse al 50% del rango del instrumento, con escala en °C y deben contar con ajuste externo para calibración. El vidrio de la carátula será de tipo inastillable, la conexión del vástago del indicador al termopozo debe ser de 25 mm (½”) Ø NPT. Los termopozos deben ser de tipo bridado, construidos de una sola pieza en material de acero inoxidable tipo AISI 316 de barra perforada con terminación cónica y cumplir con NRF-148-PEMEX-2005. Para instalación en tubería, la longitud de inserción del termopozo para el sensor de temperatura bimetálico, debe ser de acuerdo a la línea de proceso donde será instalado de tal forma que quede dentro del 50 % al 75 % del diámetro interno de la tubería, preferentemente con posición vertical. El elemento de temperatura debe tener una longitud de acuerdo a la longitud del termopozo. Para los transmisores de temperatura que estén localizados en campo, tanto el instrumento como la trayectoria del cableado deben estar alejados de las fuentes de calor que los dañen, tal como las paredes de los calentadores a fuego directo, a la salida de los serpentines, etc., cuando no sea posible enviar las trayectorias fuera de las fuentes de calor, el cableado, las tuberías y accesorios deben ser especificados para soportar la radiación.






INSTRUMENTOS DE TEMPERATURA Todos los instrumentos para medir temperaturas de proceso irán provistos de termopozos, fijados a la tubería o tanque, que proteja el elemento sensible y permita la sustitución del mismo sin interrumpir el proceso. Y deben estar de acuerdo con la NRF-148-PEMEX-2011.

La carátula deberá ser de 127 mm. (5”), blanca y caracteres negros y escala graduada en grados centígrados.

La caja debe ser de acero inoxidable apropiada para uso rudo, herméticamente sellada, ángulo ajustable, ajuste externo de cero; y vástago de acero inoxidable de longitud acorde a la del termopozo.

El indicador y su termopozo deben considerarse como una misma unidad. La conexión del vástago del termómetro al termopozo deberá ser roscada de ½” NPT. Todos los termopozos deberán ser del tipo barra perforada, de construcción cónica.

RTD´S. Para la medida remota de la temperatura se emplearán, RTD´s, de acuerdo con las recomendaciones de la ISA-RP-3 y cumplir con lo indicado en la NRF-148-PEMEX-2011.

Los RTD tendrán tolerancia Clase I, División 1, Grupo D según la norma ISA.

En ciertos casos puede utilizarse termo-resistencias (RTD's) con salida a cuatro hilos. El elemento sensible, es de platino con resistencia nominal de 100 ohmios a 0ºC. Los RTD's serán Clase A según norma ISA.

El elemento sensor estará aislado con óxido de magnesio y embutidos, aislamiento y sensor, en un tubo de protección exterior de acero inoxidable 316 de 3/8" de diámetro exterior como máximo.

Los RTD´s, incluirán en el suministro la cabeza, el termopozo y el accesorio de unión entre ambos. Analizadores: ANALIZADORES DE ACEITE EN AGUA. Los analizadores deben ser adecuados para realizar análisis continuos, deben en general tener las partes integrantes completamente ensambladas, interconectadas y alambradas en un rack auto soportado con acabado tropicalizado:

a) Muestreo (Toma de Muestra)

b) Sistema de acondicionamiento de muestra

c) Unidad de análisis.

d) Unidad electrónica de control.

El analizador y los componentes del sistema de acondicionamiento de muestra deben poder preparar la muestra de tal manera que el aceite disuelto y el no disuelto sean detectados y medidos por el analizador.

Se debe verificar si la aplicación que se requiere medir es de más de 20 ppm, en caso afirmativo se debe suministrar el analizador con un homogeneizador ultrasónico continuo para garantizar la exactitud en la medición.






El Sistema de Acondicionamiento de Muestra debe estar en forma integral con la unidad de análisis y la unidad electrónica de control, contenidos en un rack autosoportado, los dispositivos eléctricos del sistema de acondicionamiento de muestra deben tener cubiertas a prueba de explosión NEMA 7 adecuadas para áreas Clase I, División 1, Grupo D.

Unidad de Análisis.

Debe ser adecuada para la medición de la cantidad de aceite en agua en el rango que se requiere de acuerdo a la composición de la corriente.

Se debe suministrar un analizador con el principio de operación de absorción ultravioleta

El analizador debe ser del tipo Fotómetro de doble longitud de onda, contar con filtros ópticos y la celda del analizador debe contar con autolimpieza.

La Unidad de Análisis debe ser adecuada para mediciones continuas en línea de proceso, y debe contar con la flexibilidad para programarse la frecuencia de análisis en operación normal.

La exactitud debe ser de ±2 % de la escala total ó mejor y la repetibilidad debe ser de ± 1 de la escala total ó mejor.

La Unidad de Análisis debe estar en forma integral con el sistema de acondicionamiento de muestra y la unidad electrónica de control contenidos en un rack autosoportado ambos, y los dispositivos eléctricos de la unidad de análisis deben tener cubiertas a prueba de explosión NEMA 7 adecuadas para áreas Clase I, División 1, Grupo D.

Unidad Electrónica de Control.

La unidad electrónica de control debe estar en forma integral con el sistema de acondicionamiento de muestra y la unidad de análisis contenidos en rack autosoportado, con cubierta a prueba de explosión NEMA 7 adecuada para áreas Clase I, División 1, Grupo D.

La unidad electrónica de control debe suministrar una señal de salida continua de 4-20 mA aislada,

El equipo de análisis debe compensar la absorción que haya sido contribuida por la presencia de agentes extraños que provoquen interferencias electro-ópticas. Así como también, tener compensación automática por turbidez.

El suministro eléctrico debe ser de 120 VAC, 60 Hz., conexiones de conduit serán de ¾” NPT hembra.

La unidad de control debe incluir todo el software necesario y comunicación digital vía protocolo MODBUS, para la exportación de información al SDMC de la planta de condensación.

ESPECIFICACIONES GENERALES PARA ANALIZADORES DE CONDUCTIVIDAD. Los analizadores deben ser adecuados para realizar análisis continuos y sus partes integrantes completamente ensambladas, interconectadas y alambradas en un rack auto soportado con acabado tropicalizado:

a) Muestreo (Toma de Muestra)

b) Sistema de acondicionamiento de muestra

c) Unidad de análisis.

d) Unidad electrónica de control.






Se debe proporcionar los accesorios necesarios para la instalación de la probeta, así como las recomendaciones de instalación.

Sistema de Acondicionamiento de Muestra.

Se debe proporcionar el sistema de acondicionamiento de muestra totalmente ensamblado y alambrado con todos los accesorios necesarios para suministrar la muestra a las condiciones requeridas por el analizador.

En donde sea posible se deben proporcionar filtros tipo autolimpieza y además deben ser removidos sin necesidad de desmontar el cuerpo que los contiene.

Se deberán solicitar los líquidos estándares de calibración para el analizador cuyos contenedores se deben montar en el mismo rack del analizador y deben indicarse los estándares de calibración para posteriores adquisiciones.

Todas las partes integrantes del Sistema de Acondicionamiento de Muestra deben ser resistentes a la corrosión.

El Sistema de Acondicionamiento de Muestra debe estar en forma integral con la unidad de análisis y la unidad electrónica de control, contenidos en un rack autosoportado, los dispositivos eléctricos del sistema de acondicionamiento de muestra deben tener cubiertas a prueba de explosión NEMA 7, adecuadas para áreas Clase I, División 1, Grupo D.

Unidad de Análisis.

Sistema de medición debe ser con electrodo sensor de conductividad del agua para alta temperatura, con compensación por temperatura y cubierta tipo “flujo a través” (flow-through)

Los sensores deben tener protección contra hidrocarburos y no debe utilizar métodos ultrasónicos de autolimpieza.

La Unidad de Análisis debe ser adecuada para mediciones continuas en línea de proceso, y debe contar con la flexibilidad para programarse la frecuencia de análisis en operación normal.

La repetibilidad y la exactitud deben ser de ±0.1% de la lectura ó mejor.

La Unidad de Análisis debe estar en forma integral con el sistema de acondicionamiento de muestra y la unidad de análisis, contenidos en un rack autosoportado, los dispositivos eléctricos de la unidad de análisis deben tener cubiertas a prueba de explosión NEMA 7 adecuadas para áreas Clase I, División 1, Grupo D.

Unidad Electrónica de Control.

La unidad electrónica de control debe estar en forma integral con el sistema de acondicionamiento de muestra y la unidad de análisis contenidos rack autosoportado, con cubierta a prueba de explosión NEMA 7 adecuada para áreas Clase I, División 1, Grupo D.

La unidad electrónica de control debe proporcionar una señal de salida continua de 4-20 mA aislada.

La unidad electrónica de control debe incluir:

a) Una pantalla con enunciados en idioma español y con tendencias de 24 horas como mínimo. b) Teclado para alimentar datos y operar el equipo en forma manual, o los controles equivalentes.

c) Con teclados de función para seleccionar configuración y diagnóstico de falla.






La respuesta a los cambios en la conductividad debe ser lineal.

El suministro eléctrico debe ser de 120 VAC, 60 Hz., conexiones de conduit serán de ¾” NPT hembra.

El equipo se debe suministrar con alarmas por desviación de cero, desviación de span, falla del analizador, falla del proceso y falla de energía, como mínimo.

La unidad de control debe incluir todo el software necesario y comunicación digital vía protocolo MODBUS, para la exportación de información al SDMC de la planta de condensación.

ESPECIFICACIONES GENERALES PARA SISTEMAS DE MONITOREO DE VIBRACIÓN. Los sistemas de monitoreo de vibración debe estar integrado por: sensor, cuerpo del sensor, cable y conector de forma integral, acondicionador de señal del sensor y módulos de monitoreo de vibración.

Sensor/Acondicionador de Señal.

Los elementos detectores deben ser del tipo No-Contacto, para la medición de la vibración en los soloaires, el tipo de sensor seleccionado debe ser adecuado con el rango de medición correspondiente, para la aplicación especificada.

Los elementos sensores deben ser adecuados para soportar temperaturas de operación entre -34ºC a 170ºC.

El proveedor debe indicar la máxima distancia recomendable entre el sensor y el acondicionador de señal, la cual debe ser tomada durante el desarrollo de la ingeniería.

El diseño del sensor debe ser apropiado para áreas peligrosas Clase I, División 1, Grupo D; resistente a la corrosión y la intemperie.

El acondicionador de señal debe ser el apropiado para el tipo de sensor y cable de extensión a suministrar para la aplicación especificada.

El acondicionador de señal debe ser calibrado para el tipo de ensamble sensor y cable de extensión.

Las conexiones del acondicionador de señal deben ser apropiadas para trabajo pesado y resistentes a la corrosión. Además deben ser mecánicamente y eléctricamente intercambiables.

El acondicionador de señal debe de ser alojado en una caja metálica a prueba de intemperie, humedad y polvo NEMA 4X.

Módulos de Monitoreo de Vibración.

Se deben suministrar los monitores apropiados para medir la vibración de los soloaires y debe estar formado por lo menos de los siguientes componentes:

El tamaño y cantidad depende del número de elementos sensores de vibración a instalar en los soloaires.

El rack ó módulos deben ser apropiados para montarse en pared, deben de suministrarse los accesorios de montaje correspondientes.

El tamaño de las conexiones al conduit debe ser de ¾” NPT hembra, o bien proporcionar el adaptador apropiado de aluminio libre de cobre.






Deberá tener una fuente de alimentación de 24 VCD, con relevador de diagnóstico. La cantidad depende del número de racks a instalar para la aplicación especificada.

Así también deberá de contar autodiagnóstico y protección del sistema de Monitoreo. Los módulos de monitoreo de vibración deben tener dos relevadores de salida de 0-24 VCD integrados (uno para alarmar y otro para disparo de paro) por cada sensor de vibración especificado y un relevador de diagnóstico sobre el estado o condición de operación de cada módulo.

El Módulo de Monitoreo de vibración debe ser electrónico basado en microprocesadores, los relevadores de alarma y disparo deben ser del tipo DPDT con contactos aislados eléctricamente.

Los relevadores de salida para alarma y disparo de paro deben de ser normalmente energizados.

El relevador de diagnóstico debe ser del tipo SPDT con contactos aislados eléctricamente.

Los contactos de los relevadores deben tener una capacidad mínima de 5 Amp. a 24 VCD (carga resistiva).

El módulo de monitoreo de vibración debe contar con salida analógica de 4-20 mA., y debe ser adecuado para trabajar en un rango de temperatura de operación de -30ºC a 70ºC.

El módulo de monitoreo de vibración debe contar con un indicador de cristal líquido con indicadores de barras, para visualizar los valores vibración del sensor, el ajuste de cada alarma y disparo de paro, voltaje de cada sensor de vibración, la indicación continua del valor más alto de vibración, ajustar individualmente de los valores de disparo de cada relevador de salida, luces indicadoras del estado del módulo, identificación de la primera alarma y/o disparo de paro, configuración por programación de la escala en diferentes unidades, la sensibilidad sensor, los niveles de alarma y disparos de paro, retardo de alarma, condición del sensor.

El sistema de monitoreo debe incluir todo el software necesario y comunicación digital vía protocolo MODBUS, para la exportación de información al SDMC de la planta de condensación.

Válvulas de Control: Las válvulas de control deben ser tipo globo, balanceadas con tapón guiado en caja, solo se aceptará otra alternativa en caso de que por el tipo de servicio no se recomiende por el fabricante y esté plenamente justificado por el Contratista y avalado por PEMEX Refinación. Deben contar con bloqueos y directos para dar mantenimiento en forma segura. No se aceptan válvulas de mariposa para control de flujo. Las válvulas de control regulatorio deben ser de una sola marca, procurando estandarizar los tamaños, en función de los CV’s calculados. Sólo se aceptará otra marca cuando el Contratista justifique plenamente que no es posible suministrar algún tipo de válvula por el mismo fabricante. Las válvulas suministradas por el fabricante deben cumplir con las normas NRF-152-PEMEX-2006 Y NRF-163-PEMEX-2006. El Contratista debe determinar la acción de la válvula (posición a falla de aire) en función de la filosofía de control y operación. La instalación de válvulas de control debe tener el espacio suficiente para un fácil mantenimiento. Los diferentes accesorios (actuador, electroposicionador, válvula solenoide, etc.) para la operación de las válvulas de control deben ser adquiridos como parte integral de la válvula y probados en fábrica en conjunto.






Los transmisores y electroposicionadores para válvulas de control deben ser tipo inteligente y señal de entrada/salida 4-20 mA, protocolo Hart, compatible con el sistema de control “UC-01”. No se acepta el arreglo de posicionador neumático y transductor de corriente a presión. El contratista debe cumplir invariablemente con este requerimiento. Las válvulas de control deben ser instaladas con válvulas de bloqueo, by-pass y purga de acuerdo con NRF-132-PEMEX-2005 y API-550 Sección 6. Todas las válvulas de control deben tener conexiones bridadas. Las bridas deben ser parte integral del cuerpo, el tipo deslizantes (slip-on) no son aceptadas. La clase de las bridas deberá estar de acuerdo con ASME B16.5.

Las válvulas de control tipo globo serán de tipo balanceado con tapón guiado en caja, como otra alternativa se aceptan válvulas desbalanceadas de un puerto guiadas o de doble puerto guiadas arriba y abajo, solo cuando el CV no se adapte al % de la carrera del vástago requerido.

Por otra parte el actuador debe ser tipo resorte-diafragma ó de actuador resorte pistón siempre y cuando el empuje se exceda la capacidad del actuador resorte-diafragma.

El dimensionamiento de las válvulas de control reportado, referido al Cv @ gasto normal debe estar entre:

a) 60 – 80 % de la carrera del vástago, para válvulas con tapón tipo igual porcentaje

b) 40 – 60 % de la carrera del vástago, para válvulas de tapón lineal

c) 50 – 70 % de abertura, para válvulas tipo mariposa o bola con tapón de características de flujo igual porcentaje

En todos los casos se deberá verificar que el Cv a gasto máximo sea cubierto por el Cv de la válvula seleccionada. Además, de verificar el nivel de ruido, la cavitación y flasheo a condiciones de operación de flujo normal/máximo/mínimo.

Para la instalación de un transmisor de posición este deberá tener alimentación eléctrica a 24 VCD y debe de cumplir con lo indicado en el punto 6 de este apartado y resistente a la corrosión e intemperie.

VÁLVULAS CON ATEMPERADOR INTGRADO. La válvula de control con atemperador integrado deben tener conexiones bridadas. Las bridas deben ser parte integral del cuerpo, el tipo deslizantes (slip-on) no son aceptadas. La clase de las bridas deberá estar de acuerdo con ASME B16.5.

Precisión ± 1% del rango de la temperatura a controlar.

Es responsabilidad del Proveedor se suministrar la válvula de control con atemperador integrado completa e integrada al actuador, posicionador y filtros.

Los materiales del cuerpo serán de acero inoxidable, el proveedor debe sugerir y recomendar los tipos de materiales y empaques de acuerdo al tipo de fluido a manejar.

POSICIONADORES ELECTRO-NEUMATICOS. La caja de conexiones del posicionador electro-neumático debe ser de aluminio libre de cobre, y debe de cumplir con lo indicado en el punto 6 de este apartado y resistente a la corrosión e intemperie. El montaje del posicionador debe ser parte integral del cuerpo del actuador.






El transductor debe ser inmune a radiofrecuencias y radiaciones electromagnéticas, y deben poder recibir señal de entrada en el rango de 4-20 mA y convertir esta señal de salida en un rango de 3-15 psig, con una presión de aire de suministro a 20 psig (1.41 kg/cm2 man.) y un suministro eléctrico de 24 VCD.

Las conexiones neumáticas deben ser de ¼” NPT, hembra y las conexiones eléctricas deben ser del tipo tablilla de terminales y conexión para conduit de ¾”.

La exactitud debe ser de ± 0.25 del span, o mejor, con una repetibilidad de 0.05% del “span”.

El error máximo de variaciones en temperatura ambiente debe ser de ±0.035%/°F del span, o mejor.

Los transductores deben estar equipados con un filtro-regulador y dos manómetros (entrada y salida) de 2”, con un rango de 0-30 psig.

VÁLVULAS OPERADA POR SOLENOIDES. Las válvulas operadas por solenoide contaran con material del cuerpo de acero al carbón, conexiones bridadas de acuerdo al tamaño de la tubería y su especificación, empaque y sellos de acuerdo al fluido a manejar, interiores de acero inoxidable, con arreglo de dos válvulas de aguja para regulación de un flujo determinado.

Las válvulas solenoides serán apropiadas para operar a 24 VCA, a prueba de agua y resistente a crecimiento de hongos. Clasificación eléctrica a prueba de explosión aprobada por Factory Mutual para Clase 1 División 1 Grupo D.

El cuerpo de la válvula solenoide y sus internos deben ser de acero inoxidable, la bobina será simple y de trabajo continuo, para evitar consumos excesivos de energía su operación deberá ser normalmente desenergizada y energizarse para actuar. Debiendo cumplir con lo indicado en la NRF-245-PEMEX-2010.

Válvulas de seguridad Las válvulas de seguridad deben ser suministradas con estampado ASME y deben ser probadas en banco por el contratista antes de la instalación final, excepto aquellas que requieran ser probadas en el sitio. Se debe suministrar válvulas de bloqueo en las válvulas de seguridad y deben ser del tipo bola de paso completo cumpliendo con los requerimientos del API 520. Las pruebas de fugas en válvulas de relevo de presión bridadas y de asientos metal a metal, deberán estar de acuerdo con el API 527. Toda la instrumentación deberá ser suministrada con una placa permanente de identificación de acero inoxidable (no serán aceptados si están sujetas con adhesivos, todos los datos serán en español con el código o tag según planos y lista de instrumentos), indicando en esta como mínimo los siguientes datos de acuerdo al norma 2.451.01 (Instrumentos y Dispositivos de Control parte 1 y 2):

a) Nombre del fabricante. b) Modelo. c) Número de identificación. d) Número de serie. e) Servicio. f) Rango y Libraje del instrumento. g) Suministro eléctrico (cuando se requiera).

Tubing






El suministro de aire de instrumentos a equipos como válvulas de control, a la instrumentación que lo requiera debe ser mediante tubing de acero inoxidable 316/316L sin costura con diámetro exterior 6.3 mm (1/4”) y espesor de pared de 0.89 mm (0.035”) como mínimo siempre que no se afecte la capacidad de volúmenes de aire a manejar por las válvulas de control y avalado por el fabricante de las mismas. Las líneas de conexión a proceso deben ser de tubing de acero inoxidable 316 sin costura con diámetro exterior 25 mm (½”) y espesor de pared de 1.2 mm (0.049”) como mínimo. Se debe utilizar conectores de alto sello en material acero inoxidable 316 con anillo cónico. Se debe incluir soporte mecánico cada 1.5 m a la trayectoria del tubing. La protección mecánica al tubing debe suministrarse en áreas donde el tubing este sujeto a golpes o daños por trabajos de mantenimiento a otros equipos como cambiadores, torres, etc. El tubing no debe ser instalado en áreas cercanas a equipo de alta temperatura; en casos en que por excepción no se pueda cumplir este requerimiento, se debe instalar protección termica al tubing. Esto aplica tanto para el tubing de conexión a proceso como para el de suministro de aire de instrumentos. El método de protección anticorrosiva debe ser de acuerdo con la NRF-053-PEMEX-2006. Para el caso de las conexiones internas de las válvulas de control (actuador/posicionador), el tubing debe ser de acero inoxidable 316 sin costura con diámetro exterior de 6.3 mm (¼”) o 25 mm (½”) de acuerdo al diseño y requerimientos de la válvula (por el fabricante). Los actuadores de alto volumen, deben suministrarse con tubing de 9.5 mm (3/8”) de diámetro y espesor de pared de 0.035” como mínimo, de acero inoxidable 316 sin costura. Los tapones donde se requiera, deben ser de barra sólida circular con cabeza hexagonal. 7.2 SISTEMA DIGITAL DE MONITOREO Y CONTROL.

ARQUITECTURA. La arquitectura del SDMC, debe tener la característica de poder distribuir funcionalmente todos sus componentes, de manera que satisfaga las estrategias de control y los requerimientos de seguridad del proceso de control de la Estación de Condensación de Vapor “EC-04” a instalarse en RIAMA.

Debe tener la capacidad para soportar futuras expansiones y/o modificaciones (arquitectura abierta) de acuerdo al modelo OSI, considerando los conceptos de conectividad e interoperabilidad necesarios para integrar los equipos al SDMC.

La arquitectura del SDMC deberá tener una estructura jerárquica de tres niveles: nivel de información, nivel de control y nivel de dispositivos en campo.

Todos los componentes del sistema ofertado deben estar desarrollados con tecnología más actualizada probada en operación en procesos iguales o similares al de esta aplicación, a fin de que cumplan con las características mínimas de funcionamiento indicadas en la filosofía de

operación de proceso (ver apartado correspondiente al área de proceso). No se aceptaran equipos reconstruidos. El sistema en general deberá cumplir con la Norma NRF-105-PEMEX-2005.

RED DE INFORMACIÓN.

Esta red estará conformada por los siguientes equipos:

a) Estación de Operación/Configuración y Trabajo

b) Impresora Laser para Reportes y Alarmas






c) Sistema de Fuerza Ininterrumpible

d) Unidades de Control de Analizadores de Grasas y aceites

e) Unidades de Control de Analizadores de Conductividad

f) Controlador de las unidades de filtración

g) Sistema de detección de vibración de soloaires

Esta red de comunicación debe cumplir, como mínimo con las siguientes especificaciones:

Tipo de Red: ETHERNET (IEC 8802.3)

Protocolo: TCP/IP

Topología: ESTRELLA

Velocidad 10/100Mbps

Medio Físico UTP CATEGORIA 5

Redundancia 1:1

Se deberá considerar el hardware y software necesario para recibir y/o transmitir información a través de un Switch Ethernet este deberá tener los puertos necesarios para conectar a todos los componentes del SDMC de acuerdo a la arquitectura propuesta.

También debe tener capacidad de comunicarse con el nodo existente en COROS para enviar información al SCD (existente) de RIAMA.

Se deben considerarse tarjetas de interface de red con puertos tipo 10/100base-t (conector RJ-45) con las características adecuadas para todos los dispositivos que se conectaran al switch.

Cada puerto del switch debe tener un sensor automático de velocidad para detectar la velocidad a la cual se conecta un dispositivo, ya sea 10 ó 100 Mbps., y reconocer las cadenas de datos.

El switch deberá tener redundancia mínimo en fuente de alimentación, en tarjetas y módulos de comunicaciones.

La comunicación con la UC-01 y el computador de flujo, detectores de vibración y controlador de la paquete de filtración será a través del protocolo de comunicación Modbus, utilizando la configuración maestro-esclavo, donde la UC-01 es el maestro y los equipos mencionados anteriormente son esclavos.

Protocolo MODBUS RTU

Estándar Configurable: EIA RS-232, RS-422 y RS-485

Modo De Transmisión FULL-DUPLEX

Baud Rate 19200 BAUDS






Redundancia 1:1

Aislamiento requerido, con respecto a la UC-01 y con los otros puertos

En todos los casos, los enlaces deberán ser punto-punto, no se admite enlaces multi-drop.

UNIDAD DE CONTROL (UC-01). Este sistema de control es el encargado de controlar y monitorear las señales de la instrumentación, dispositivos de control, analizadores detectores localizados en campo en las áreas siguientes:

a) Área de Condensación

b) Área de Filtración

Todos los módulos de la UC-01 deberán operar satisfactoriamente bajo las siguientes condiciones ambientales, en caso de presentarse una falla en el sistema de HVAC:

Temperatura 0 – 60 °C

Humedad Relativa 0-95% sin condensación

Todos los módulos deberán tener protección tipo conformal coating contra agentes ambientales de acuerdo a ISA S71.04 clase G3.

Los módulos que conforman a la UC-01 deberán operar satisfactoriamente, tanto en forma independiente como en conjunto con cualquier otro equipo que este situado a su alrededor, sin que se vea afectado por interferencia de radiofrecuencia y campos electromagnéticos producidos por fuentes externas; también se requiere que no sea en si mismo una fuente de interferencias la cual pueda afectar la operación de otros equipos.

MODULO PROCESADOR El tiempo de ejecución de la estrategia de control debe ser tal que garantice un alto desempeño en función de los requerimientos de control y estabilidad del proceso a controlar. Deberá, como mínimo ejecutar un ciclo de scan en un tiempo no mayor a 100 ms.

Para garantizar la confiabilidad del sistema el procesador debe soportar un esquema de redundancia con otro modulo procesador de igual tipo, que permita la ejecución de la aplicación de control un esquema de hot-standby.

Memoria tipo SRAM para alojar programa de aplicación, con capacidad suficiente para no saturar más del 70% de almacenamiento. Debe contar con batería de respaldo integrada, para respaldar el programa en caso de falla en el suministro eléctrico.

Debe contar con un conjunto de instrucciones avanzado que permita un fácil entendimiento y documentación de las estrategias de control. Se debe considerar como mínimo (sin ser limitante) las siguientes funciones de control:

Propósito General a) Banderas

b) Temporizadores

c) Contadores






Control Regulatorio a) PID

b) Transferencia Auto-Manual-Auto Sin Saltos

c) Control de Relación

d) Control en Cascada

Procesamiento de Variables a) Adquisición de Datos

b) Totalización

c) Linearización

d) Operaciones Aritméticas

Control Lógico a) Operaciones entre Bits: And, Or, Not, Nand, Nor, Xor

b) Comparación: Gt, Ge, Eq,Ne, Lt, Le

c) Funciones de Retardo

d) Flip-Flop´s

e) Operaciones Con Registros

f) Operaciones Aritméticas

Funciones de Control Secuencial a) De Acuerdo al Estándar ISA S88.01

MÓDULOS DE ENTRADA ANALÓGICA Los módulos de entradas analógicas deberán contar, como mínimo, con las siguientes características:

Número de Canales Máximo ocho canales con aislamiento del sistema y de campo (1000 V.C.D.)

Rango Nominal de la Señal 4 – 20 mA (Dos Hilos)

Resolución 16 Bits

Relación de Rechazo en Modo Normal 60 dB @ 60hz

Relación de Rechazo en Modo Común 120 dB, Mínimo

Protección Por fusible para cada modulo






MÓDULOS DE SALIDA ANALÓGICA Los módulos de salida analógica deberán contar, como mínimo, con las siguientes características:

Número de Canales Máximo ocho canales, con aislamiento del sistema y de campo (1000 V.C.D.)

Rango Nominal De La Señal 4 – 20 mA (Dos Hilos)

Resolución 14 Bits,

Protección Por fusible para cada modulo

Detección De Circuito Abierto Requerido

MÓDULOS DE ENTRADA DISCRETA Los módulos de entrada discreta deberán contar, como mínimo, con las siguientes características:

Número de Canales Máximo 16 canales, con aislamiento óptico con el sistema y con los otros canales

Rango Nominal de Operación 0 –24 VCD

Protección Por fusible para cada canal

MODULO DE SALIDA DISCRETA Los módulos de salida discreta tipo estado sólido deberán contar, como mínimo, con las siguientes características:


Rango Nominal de Operación 0 –24 VCD


Corriente De Salida Máximo 1 a por canal

Los módulos de salida discreta tipo contacto seco deberán contar, como mínimo, con las siguientes características:


Rango Nominal de Operación 0 –24 VCD, 0 – 127 VCA


Corriente De Salida Máximo 2 A por canal

FUENTES DE ALIMENTACIÓN






La unidad de control deberá contar con un esquema de alimentación principal y redundante en línea para cada uno de sus racks de módulos. En caso de falla de la fuente de alimentación principal, sé debe proporcionar una señal de alarma a la interfase con el usuario; así mismo, la carga será transferida automáticamente a la fuente de alimentación redundante, sin que esto afecte la operación en su totalidad.

Las fuentes de alimentación deberán tener, como mínimo las siguientes características:

Voltaje de Entrada 127 V.C.A., 60 Hz, una fase

Protección Por Sobre Voltaje 130 %

Protección Interna Por fusible, no intercambiable

Voltajes De Salida Por contratista

Potencia De Salida Por contratista

Indicadores De Estado Tipo led para las siguientes funciones:

a) Voltaje de entrada aplicado

b) Falla de la fuente

Salida de Estado Tipo contacto seco SPST, para alarmar en caso de falla de la fuente.

GABINETE PARA LA UC-01 Este gabinete será diseñado y fabricado de acuerdo a los requerimientos propios del equipo, debiendo cumplir, como mínimo, con las siguientes especificaciones:

Clasificación. NEMA 12.

Tipo Autosoportado

Calibre de Lamina. Cuerpo 16, puerta 14

Material. Acero al carbón ASTM A366, rolado en frio con recubrimiento epóxico

Acometida de Conductores. Por la parte inferior

Acceso Frontal Puertas abatibles sistema de cierre con manija y llave

Acceso Posterior . Puertas abatibles con bisagras ocultas, sistema de cierre con manija y llave.

Accesorios: • Anclaje al piso. • Orejas para izaje desmontables. • Panel de montaje






• Barra de cobre aislado para tierra de instrumentos. • Barra de cobre aislado para tierra de seguridad • Persianas tipo pagoda para ventilación • Riel tipo Din para montaje de tablillas terminales,

barreras de seguridad intrínseca y canaleta. • Rieles para acceso de equipo. • Iluminación interior, tipo autoencendido al abrir/cerrar

las puertas. El alambrado en los gabinetes se realizara utilizando canal de ductos (canaleta) para sus trayectorias, considerando la separación de conductores que se utilizan para diferentes voltajes y tipo de señal, así como la separación adecuada de superficies calientes.

Cuando los conductores tengan que atravesar partes metálicas los bordes de la perforación y/o barrenos deben estar protegidos con material aislante.

Las tablillas de interconexión deben ser del tipo "punto de conexión por presión", las cuales utilizan muelle de acero recubierto de cromo-níquel para la fijación mecánica de los conductores, esto a su vez deben tener terminales de férula corrugada con aislamiento.

Todas las tablillas y terminales deben ser correctamente identificadas. Se debe considerar 30% adicional en tablillas para conexiones futuras (spare).

La identificación de entradas/salidas, bornes, cables y conductores será por medio de rotulación apoyada en sistemas de cómputo a través de marcadores tipo regleta para bornes y cables y etiquetas termocontractiles para conductores.

Todo el cableado de interconexión deberá estar oculto, el acceso y montaje del equipo deberá ser por la parte frontal.

ESTACIÓN DE OPERACIÓN/CONFIGURACIÓN/TRABAJO La estación de operación/configuración/trabajo estará integrada como mínimo por las siguientes partes:

CPU:

a) Tipo de procesador: Intel Core Duo i-5 o similar b) Frecuencia de reloj: 2.0 Ghz o superior c) Memoria cache: 512 Kb d) Memoria: 256 MB SDRAM, expandible a 2 Gb e) Memoria de video: 16 MB SDRAM f) Acelerador de gráficos: AGP 2X g) Tarjeta de red: dos, Ethernet 100 base-T h) Puertos de E/S:

• 2 USB • 2 seriales RS-232 • 1 paralelo • 2 PS/2

i) Ranuras de expansión: 3 PCI y 2 HISA j) Unidades de almacenamiento:






• Disco duro 36 Gb, controlador SCSi 2 • Unidad de CD-Write ROM 20/48x • Disco zip 250 Mb • Disco flexible 3.5 in, 1.44 mb

k) Fuente de alimentación: • Redundantes, hot swap • Alimentación 120 VAC, 60 Hz

MONITOR:

a) Tamaño: 21” diagonal b) Resolución: 1280 x 1024 c) 256 colores base d) Pantalla antireflejante e) Alimentación: 127 VCA, 60 Hz

TECLADO DE INGENIERÍA:

a) Teclado de membrana (antiderrames) b) 105 teclas c) Conector tipo PS/2

DISPOSITIVO APUNTADOR

a) Tipo: Mouse b) Dos botones c) Conector : PS/2

UNIDAD DE IMPRESIÓN La unidad de impresión para reportes y alarmas debe ser con las siguientes características como mínimo:

a) Tipo laser monocromática b) Resolución de 600 x 600 dpi. c) Velocidad de 17 ppm. d) Un puerto paralelo Centronics. e) Un puerto serial rs-232 f) Memoria RAM de 4 Mb mínimo con capacidad de expansión a 64 Mb. g) Bandeja universal principal para alimentación de papel (carta, folio y legal), con capacidad de 250 hojas. h) Tarjeta de interfase de red para ser integrada a una red Ethernet TCP/IP (10base T y conector RJ-45), a

través de un switch.

8. SISTEMA DE ENERGÍA ININTERRUMPIBLE (SFI)

Para fines de concurso para la SFI-01 debe considerarse una carga de 5 KVA’s. El SFI-01 debe calcularse para soportar toda la carga requerida de todos los componentes del SDMC e instrumentación y equipo de análisis (incluye detección de vibración) de campo considerando un 25% adicional sobre la carga total, con un tiempo de respaldo de 30 minutos,






de acuerdo con el equipo seleccionado en la ingeniería de detalle. Considerando las siguientes características como mínimo:

4.1.1 GENERALIDADES a) Configuración: on-line tipo doble conversión. b) Tecnología: PWM c) Eficiencia total de la unidad: 90% a plena carga. d) Ruido audible máximo: 65 dB @ 5 pies. e) Tablero digital para el monitoreo del estado del sistema. f) Gabinete autosoportado.

4.1.2 4.1.3 CARGA

a) Voltaje: 220 VCA. ±1% (L-L) b) Frecuencia: 60Hz ± 0.5Hz c) Distorsión armónica total (THD): MENOR A 5% d) Fases: 2 e) Conductores: 3

4.1.4 INTERRUPTOR ESTÁTICO DE TRANSFERENCIA a) Tiempo máximo de transferencia: 1/4 de ciclo. b) Restablecimiento automático. c) Interruptor ("by pass") manual. d) Capacidad de sobrecarga: por 60 minutos 125% / por 30 minutos 150%

4.1.5 INVERSOR a) Circuito de sincronización. b) Protección entrada/salida. c) Circuito limitador de corriente. d) Desconexión automática por bajo voltaje.

4.1.6 BANCO DE BATERÍAS a) Tipo de baterías: sellada (libre de desprendimiento de vapores). b) Tiempo de respaldo (descarga) a plena carga: 2 hr. c) Vida útil de funcionamiento: mínimo 20 años. d) Tipo de celda: níquel-cadmio sin efecto memoria. e) Bastidor de acero para colocación de baterías y accesorios para instalación.

4.1.7 RECTIFICADOR CARGADOR a) Regulación (desde 0 a 100% de carga): ±1% b) Rizo: menor a 2 % RMS.






c) Circuitos de protección y/o limitación para entrada/salida. d) Transformador de aislamiento a la entrada.

4.1.8 SECCIÓN DE ENTRADA a) Alimentación b) Tensión: 220VCA ±10 % c) Factor de potencia: 0.95 d) Frecuencia: 60hz ±5 % e) No. De conductores y fases: 4 y 3φ

4.1.9 INDICACIONES MÍNIMAS REQUERIDAS a) Alarma por carga transferida. b) Lámpara piloto para condiciones normales/anormales. c) Indicadores para batería descargada, cargando y cargada. d) Detección de falla a tierra, con alarma e interruptor de prueba. e) Alarma por falla de CA/CD.

4.1.10 MEDICIONES a) Voltaje de entrada (L-N) para cada fase b) Voltaje de entrada (L-L) fases A,B,C c) Voltaje de salida (L-N) para cada fase d) Voltaje de salida (L-N) fases A,B,C e) Voltaje promedio de baterías f) Frecuencia del inversor g) Frecuencia de entrada h) Corriente de carga por fase i) Potencia de salida en KVA

La SFI-01 deberá contar con un tarjeta de red Ethernet 10 baseT, para comunicarse por medio del switch hacia la interfaz HMI.

TRANSFORMADOR DE BY-PASS La SFI-01 deberá contar con un transformador de “by pass”, para regular el voltaje de entrada y proteger contra transitorios. La dimensión del transformador deberá soportar los requerimientos de la carga bajo condición de sobrecarga.

TABLERO DE DISTRIBUCIÓN DE CARGAS Se deberá instalar un centro de distribución de cargas para la distribución del cableado de potencia del sistema, el cual deberá contar con los interruptores adecuados a la capacidad de las cargas eléctricas del sistema, materiales para su instalación e identificación interna en sus componentes para facilidades de instalación.






9. SOFTWARE.

El Contratista debe proporcionar en CD ROM (5 licencias) todo el software utilizado para la configuración, para reinicializar cualquier componente del SDMC (garantizando que no estén dañados o contaminados). En estos se deberá proporcionar la información de programas fuente de toda la configuración/programación (diagramas de flujo, listados, mapas de memoria, diagramas de escalera, bloques funcionales, texto estructurado, estructura de programas). Incluyendo las licencias de software y llaves de hardware y/o software a nombre de PEMEX Refinación. El sistema operativo de las estaciones y servidores deberá ser Windows versión 7.0 o superior. Este permitirá que se tenga acceso simultáneo en ambiente de ventanas tanto de los programas de configuración de la UC-01, como de la interfase del usuario HMI. Todas las herramientas utilizadas para configurar, operar, administrar, supervisar y registrar la información del SDMC deberán ser aplicaciones de 64-bits nativas de Windows 7 lo que significa, que ninguna de estas requiera de otra plataforma operativa para ser ejecutada. Las funciones básicas a desarrollar por el software cargado en la estación de operación/configuración/trabajo deberán ser, como mínimo, las siguientes:

a) Comunicación entre aplicaciones utilizando el estándar. OPC cliente/servidor, que permita integrar la información del UC-01 y de otros sistemas de control que forman parte del SDMC.

b) Conversión de unidades del sistema ingles al métrico. c) Operación total de la estación. d) Autodiagnóstico del sistema (hardware/software). e) Comunicación con las otras estaciones de operación/configuración mediante un canal de comunicación

redundante, que permita compartir datos a través de la red Ethernet. f) Asignación de entradas/salidas alta/baja de módulos y dispositivos de SDMC. g) Modificación de estrategias de control. h) Generación de las estrategias de control en línea y fuera de línea. i) Generación de gráficos dinámicos. j) Base de datos tipo relacional con formato ODBC que permita el intercambio de información mediante

manejadores SQL. k) Librería de símbolos para la elaboración de gráficos. l) Análisis, predicción de fallas y programación para el mantenimiento. m) Software para el desarrollo de aplicaciones (visual C++, visualbasic). n) Auto entonamiento de lazos de control. o) Software para manejo del protocolo Hart. p) Generación y modificación de reportes. q) Generación de presentaciones (para la elaboración de formatos) r) Generación de índices. s) Procesador de textos. t) Hoja de Cálculo.

Los gráficos dinámicos deben ser diseñados de acuerdo a los lineamientos marcados por la especificación del IMP-K-217 última revisión. 10. LINEAMIENTOS PARA LA INSTALACIÓN Y MONTAJE.

Para la instalación de los instrumentos y sus accesorios se deberá cumplir con lo establecido en estándar API 551.






Los instrumentos a suministrar por el Contratista deberá de cumplir con las conexiones y los materiales adecuados de acuerdo con la especificación de tuberías donde serán instalados.

El montaje de los instrumentos se deberá realizar de tal forma que queden accesibles desde el piso y localizados lo más cerca posible a la toma de proceso, los transmisores no deben soportarse sobre las líneas de proceso.

Todos los instrumentos que por requerimientos de instalación no sean accesibles desde el piso deberán contar con plataformas fijas con escaleras para su inspección, calibración o mantenimiento, a excepción de los instrumentos que requieran ser instalados como parte integral de las líneas de proceso.

Los instrumentos y cajas de interconexión nunca deberán instalarse sobre barandales, peldaños, ni deberán quedar debajo de posibles escurrimientos o localizarse en lugares donde exista alta vibración o expuestos a altas temperaturas.

Toda la instrumentación que por su diseño o requerimiento sea necesario el montaje en yugo (con bracket o placa de acero al carbón), debe utilizar tubería de 2” de acero al carbón ASTM-120 Ced. 40.

El diseño de tierras debe estar de acuerdo con la NRF-048-PEMEX-2007 y API RP 552. Deberá utilizarse cable de cobre trenzado con aislamiento tipo RHW y resistente a la corrosión.

A excepción de los instrumentos que requieran ser instalados como parte integral de las líneas de proceso, todos los demás instrumentos locales deberán instalarse con una válvula de bloqueo y una de drene o venteo que permitan el bloqueo, para su mantenimiento o sustitución.

Todos los instrumentos que requieran calibración o mantenimiento periódico deberán quedar orientados de tal forma que se permita el acceso a todos sus componentes, al mismo tiempo se deberá tener una correcta visibilidad del medidor o instrumento que sirve de referencia.

Para la instalación de los vidrios de nivel se deberán considerar los accesorios correspondientes a las purgas, venteos y bloqueos necesarios.

El Contratista es responsable de entregar toda la instrumentación con una placa de acero inoxidable remachada al cuerpo (no se aceptan cintas adhesivas, alambres) con al menos los siguientes datos:

a) Identificación (tag).

b) Servicio.

c) Suministro eléctrico (cuando se requiera).

d) Rango.

e) Marca/modelo.

f) Número de serie.

11. CANALIZACIONES ELÉCTRICAS.

La conducción de señales analógicas y digitales será aérea y subterránea hasta el cuarto de control (ver plano No. P-051), la cual debe estar de acuerdo con lo indicado en la NRF-048-PEMEX-2007 y NOM-001-SEDE-2005.






Para la conducción de señal subterránea se debe emplear tubería de acero al carbón galvanizado de pared gruesa (40 mm de espesor). Esta tubería será conducida a través de canalizaciones subterráneas y debe contar con registros cada 45m (distancia máxima 60 m). Se instalaran registros en los límites de cada área de proceso y deberán sobresalir del nivel de piso 150 mm como mínimo para protegerse de posibles inundaciones a los registros (a todos los registros se le deberá colocar una tapa de acero al carbón). Se deberá de dejar un spare (espacio disponible) como reserva para futuras ampliaciones, las tuberías de reserva deberán de sellarse a manera de evitar la entrada de elementos extraños. La parte superior de los bancos de tuberías (rutas) deberá tener una profundidad de 500 mm bajo el nivel de piso terminado. El número máximo de conductores, el factor de relleno y código de colores a utilizar debe estar de acuerdo con la NOM-001-SEDE-2005. Para la conducción aérea de señales eléctricas se utilizará como mínimo lo siguiente:

a) Tubería conduit.

b) Niples.

c) Tuercas unión.

d) Sellos (condulets).

e) Cajas de registro (incluye tapa ciega y empaque de neopreno).

f) Campanas de reducción.

g) Coples flexibles.

La conducción de señal aérea será con tubería conduit y accesorios de aluminio libre de cobre, cedula 40, grado de calidad a, extremos roscados, con recubrimiento externo de PVC e interiores de uretano rojo y uretano claro en cuerdas adecuados para áreas Clase 1, División 2, Grupo D. Además, toda la tubería conduit y sus accesorios estarán libres de rebabas con el objeto de realizar una unión firme y segura. Toda la tubería conduit estará soportada convenientemente con unicanal recubiertas de PVC ó en caso contrario deberá tener un recubrimiento epóxico para ambiente corrosivo, previamente fijado a la estructura de la instalación. La trayectoria de tubería conduit debe realizarse, a fin de no obstruir con maniobras o conducción de líneas de proceso. Se emplearan todas las cajas de registro requeridas para todas las desviaciones y/o cambios de trayectoria que sean necesarios. La sujeción de la tubería conduit serán mediante abrazaderas tipo “U” las cuales serán especialmente diseñadas para ajuste perfectamente al diámetro exterior de la tubería, las cuales se instalaran cada 2.5 metros, estas serán de acero galvanizado recubiertas de PVC. En tramos de tuberías entre dos cajas de registro consecutivas, entre una caja y un accesorio o entre dos accesorios, no se harán más de dos curvas de 90º o su equivalente, 180º en total, incluyendo las curvas inmediatas a la caja o accesorios, de acuerdo a lo establecido en la NOM-001-SEDE-2005 Así mismo un tubo conduit nunca debe tener en su trayectoria más de dos codos de 90º, considerándose que 2 bayonetas de 45º equivalen a un codo de 90º. Cuando por la complejidad de la instalación o la distancia, se requiera un mayor número de vueltas en un conduit, se deben instalar cajas de paso (condulet’s) en la trayectoria. Los radios deben estar de acuerdo con el diámetro de la tubería en la forma siguiente:

Diámetro del Tubo 16 mm Ø (1/2”) 21 mm Ø (3/4”) 27 mm Ø (1”) 35 mm Ø (1 ¼ “)

Radio Interior NOM-001 SEDE 2005






Cada conduit debe quedar perfectamente fijo en caja de conexiones, por medio de sus correspondientes monitores y contratuercas. El ajuste debe ser de tal manera que no permita movimientos o filtraciones de polvo o agua. Así también, cuando se coloquen los monitores o boquillas se evitaran rozaduras en el aislamiento de los conductores. Toda la tubería conduit y los accesorios utilizados en los sistemas de medición deben cumplir con los estándares de certificación UL-6 (Underwriter’s Laboratories) y presentar el sello de verificación ETL para garantizar la calidad de los productos. CONDUCTORES Por ningún motivo se permite más del 40% de relleno en las tuberías conduit. Queda estrictamente prohibido empalmes entre conductores queden en el interior de los tubos conduit, aun en el caso de que estas queden perfectamente aisladas, invariablemente deben quedar todas las conexiones dentro de las cajas registro (condulet’s) colocados para tal objeto. Se suministrará conductores aprobados por UL44 VWI. Los conductores a utilizarse para los instrumentos serán y deberán cumplir con lo indicado en la NOM-001-SEDE-2005:

CONDUCTORES PARA SEÑALES ANALÓGICAS.

El contratista debe suministrar e instalar conductor de cobre estañado para instrumentos, tensión de operación 300 Volts, temperatura máxima de operación 105ºC, con blindaje general, 1 par, color negro y rojo, con un cable desnudo para dren, el calibre será determinado en la ingeniería de detalle, de acuerdo a la caída de tensión máxima permisible conforme a la NOM-001-SEDE-2005, y cumplirá con las especificaciones técnicas de acuerdo a la NOM 001-SEDE-2005 y UL, aislamiento y cubierta de PVC retardante a la flama, cinta reunidora, blindaje por medio de una cinta de aluminio poliéster, para la transmisión de señales analógicas, debe realizarse de acuerdo con las especificaciones de las normas vigentes.

CONDUCTORES PARA SEÑALES DISCRETAS.

El contratista debe suministrar e instalar conductor monopolar cableado tipo B de cobre suave de baja tensión, con aislamiento de PVC tipo THWN para 600 Volts, el calibre será determinado en la ingeniería de detalle, de acuerdo a la caída de tensión máxima permisible conforme a la NOM-001-SEDE-2005, temperatura máxima en el conductor 75ºC, en ambiente seco, especificado por la NOM 001-SEDE-2005 y UL, para la transmisión de las señales discretas, debe realizarse de acuerdo con las especificaciones de las normas vigentes.

CONDUCTORES PARA SEÑALES PROTOCOLIZADAS.

El contratista debe suministrar e instalar conductor multifilar de cobre estañado, 2 pares el calibre será determinado en la ingeniería de detalle, de acuerdo a la caída de tensión máxima permisible conforme a la NOM-001-SEDE-2005, aislante de polietileno con blindaje y malla, impedancia de 120 ohmios, tensión de operación 30volts, temperatura de operación de 80°C, especificado por la NOM 001-SEDE-2005 y UL cubierta de PVC cromo retardante a la flama, pantalla: laminilla de aluminio poliéster y trenzado de alambre de hilo de cobre tipo MYLAR, para la transmisión de las señales protocolizadas, debe realizarse de acuerdo con las especificaciones de las normas vigentes. En la instalación de los conductores; así como sus conexiones a cajas, accesorios y en los equipos debe existir continuidad eléctrica efectiva a lo largo de todo el circuito. Los conductores deberán ser físicamente continuos (sin empalmes) entre dos cajas o entre 2 equipos consecutivos. El aislamiento de los conductores debe ser retardante a las llamas con características de autoextincion, además de no producir ni liberar cantidades dañinas de gases tóxicos, corrosivos o humo denso, excepto en donde los elementos internos de los gabinetes no sea posible su sustitución.






Todos los aislamientos de los conductores deben tener la capacidad de soportar pruebas de fuego sin que estos sirvan como medio de transporte de las llamas. Cada uno de los cables de señal debe estar debidamente identificado, el aislamiento debe estar rotulado a lo largo del cable de manera clara y permanente indicando el nombre del fabricante, tipo de cable, calibre y temperatura de operación. El Contratista es responsable de la ingeniería de detalle para la distribución de tubo conduit y cajas de conexiones dentro de límite de baterías, asimismo del suministro e instalación de las charolas, su soportería y herrajes, suministro e instalación del cableado, dispositivos y accesorios para interconectar la instrumentación con los sistemas de control correspondientes. El cable de instrumentos dentro de los límites de batería de las plantas, son alcance y responsabilidad del Contratista, así como los trabajos relacionados y las pruebas para que se garantice la óptima conectividad e interoperabilidad. La tubería conduit para instalaciones visibles, debe ser de fierro galvanizado por inmersión en caliente tipo pesado de acuerdo a la norma NMX-J-534-ANCE-2008. Los accesorios eléctricos como son cajas de conexiones, condulets, tuercas unión, coples flexibles, niples, reducciones, etc., deben suministrarse con material de aluminio libre de cobre. Las señales provenientes de las cajas de conexión deben ser concentradas sobre el rack central para ser llevadas hasta el Cuarto de Control COROS. 12. CAPACITACIÓN

Se debe proporcionar la capacitación de personal Técnico y manual de PEMEX Refinación. Por tal motivo el Contratista del debe contratar al Licenciador de la Tecnología para realizar el entrenamiento del personal técnico y manual que se hará cargo de la operación de la planta, así también realizar el adiestramiento por parte de los proveedores de equipos para la operación y mantenimiento de los mismos. Los servicios de entrenamiento se impartirán en español para todo el personal con el alcance y fechas acordadas con la Refinería, que permita una operación eficiente y segura de la planta, así como del mantenimiento del equipo especial (sí es requerido). 13. INSPECCIÓN.

Una vez terminada la instalación de instrumentos, se debe revisar la terminación mecánica y realizar inspecciones, chequeos y pruebas de cables, tubing, tubos conduit, charolas, cableado, conexiones eléctricas, conexiones a proceso, conexiones neumáticas, etc. de acuerdo con los requerimientos del Anexo 2.3.3, y en coordinación con personal de PEMEX Refinación con el único fin de dejar la instalación completamente lista para pruebas de planta y puesta en marcha. La aceptación de estas pruebas, junto con los certificados del chequeo de las calibraciones de instrumentos, conformaría la finalización y aprobación de la instalación. 14. EMPAQUE Y EMBARQUE

La instrumentación y equipos deben ser empacados de tal modo, que no se dañen durante el transporte. Debe tenerse especial cuidado con las partes removibles.






Todo el equipo debe ser embarcado seco, libre de polvo y debe ser identificado fácilmente mediante números de clave, requisición y pedido. Una vez que la supervisión de PEMEX Refinación ha autorizado la aceptación de las pruebas FAT el equipo, instrumentos y dispositivos de control del SDMC debe limpiarse antes de empacarlo para el embarque, eliminando el polvo y defectos de fabricación, todos los conectores de los cables de interconexión serán convenientemente protegidos e identificados. Los cables serán empaquetados en forma individual y claramente identificados sobre la parte exterior del paquete.

El equipo será empacado en cajas con un adecuado embalaje, tal que puedan ser trasladadas a través de puertas normales de 1100 por 2000 mm, e identificados claramente en la parte exterior del paquete, si el contratista desea embarcar el equipo en paquetes de embalaje que excedan las dimensiones anteriores, PEMEX Refinación deberá ser notificado para su autorización.

El equipo será empacado en cajas para embarque, las cuales deberán estar herméticamente cerradas para evitar la entrada de polvo, resistentes a la humedad y con rigidez, con el objeto de proporcionar una transportación segura, tal que prevenga de daños al equipo. El equipo debe ser empacado para permitir arrastres, estibajes, movimientos con montacargas y grúas. Las cajas deben estar marcadas, indicando el punto de balance, el peso y el contenido de cada caja. El cual deberá estar marcado mínimo en dos lados con números y letras pintados en dimensiones de tres pulgadas de alto mínimo.

Desecante, ya sea alúmina o silica-gel, en envolturas de baja permeabilidad al vapor de agua, deberán estar colocadas en cada compartimiento o sección para mantener un ambiente seco dentro del equipo. La cantidad de desecantes deberá ser suficiente para asegurar una atmosfera seca dentro del equipo durante el embarque y el tiempo de almacenamiento previo a la puesta en marcha.

Cada partida del equipo debe estar envuelta y sellada en una envoltura plástica para uso rudo, no porosa, a prueba de agua y antiestática. Todos los empaques deberán estar claramente marcados con el número de orden de compra y los números de identificación del equipo. El Contratista deberá incluir en cada caja de embarque la relación de su contenido.

15. GARANTÍAS.

El contratista debe asumir todas las garantías de los instrumentos, equipos (hardware y software), materiales y servicios suministrados por terceros, que formen parte del sistema. En caso de falla, el soporte técnico debe estar disponible dentro de las siguientes cuarenta y ocho (48) horas después de la notificación. El contratista debe informar todo lo relacionado con los convenios para cambio de partes defectuosas por otras en buenas condiciones, así como los procedimientos para la adquisición de las partes de repuesto, una vez que el período de garantía haya terminado. El contratista debe garantizar por escrito que la instrumentación y equipos suministrados para sistema de control, no serán obsoletos en un período de 10 años, a partir de la fecha de entrega en almacenes de la refinería. El contratista debe asumir las garantías, de acuerdo con lo establecido en el modelo de contrato.

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Anexo 2.3.3 Lineamientos de Ingeniería de Instrumentación Rev. 0