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ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DEL BIEN DESCRIPCIÓN DE LA ADQUISICIÓN:

“Procura, Instalación, Configuración, Capacitación, Comisionamiento, Puesta en Operación y Pruebas de Aceptación del Sistema de Administración de Quemadores BMS de las Calderas CB-2, CB-3, CB-4, CB-5, CB-6, CB-7 CB-8 y CB-9 de la Planta de Generación de Vapor del Complejo Petroquímico Morelos”.

Cliente PEMEX Petroquímica

Planta Generación de vapor

Documento ANEXO 2

Fecha 09/Sep/11

El licitante deberá dar cumplimiento a las especificaciones particulares de los equipos del Sistema de Administración de Quemadores BMS establecidas en este documento.

ANEXO 2 ANEXO 2 14092011

ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DEL BIEN

ESPECIFICACIONES PARTICULARES DEL SUMINISTRO

DESCRIPCIÓN DE LA ADQUISICIÓN:




Documento ANEXO 2

Fecha 09/Sep/11


ÍNDICE

ÍTEM DESCRIPCIÓN PÁGINA

1 CONTROLADOR LÓGICO PROGRAMABLE (PLC) SIL 2 3

2 INTERFACE DE OPERACIÓN 16

UNIDAD DE PROGRAMACIÓN PORTÁTIL (LAP-TOP).

PANEL LCD TIPO TOUCH SCREEN.

CONSOLAS DE OPERACIÓN

ESTACIÓN DE OPERACIÓN

SERVIDORES

IMPRESORA DE RED

SWITCH

3 CONTROLADOR LÓGICO PROGRAMABLE (PLC) PARA APLICACIONES TIPO INDUSTRIAL

34

4 DETECTOR DE FLAMA 43

5 TRANSMISOR DE PRESIÓN MANOMÉTRICA 45

6 TRANSMISOR DE NIVEL 48

7 TRANSMISOR DE PRESIÓN DIFERENCIAL 50

8 INTERRUPTOR DE LÍMITE 54

9 INTERRUPTOR DE PRESIÓN 55

10 INTERRUPTOR DE TEMPERATURA 57

11 VÁLVULA SOLENOIDE 59

12 ACTUADOR NEUMÁTICO PARA VÁLVULA DE CORTE (ON/OFF) 60

13 IGNITOR 63

14 VÁLVULA DE CORTE (ON/OFF) 66

15 MEDIDOR DE FLUJO 70

16 VÁLVULA REGULADORA DE PRESIÓN 73

17 SENSOR DE PROXIMIDAD 75

18 REQUERIMIENTOS ADICIONALES 78

19 DOCUMENTACIÓN 78

20 CÓDIGOS Y ESTÁNDARES 81

21 SERVICIOS 84

22 PRUEBAS 90

23 ALCANCE DE ESTA ESPECIFICACIÓN 93

24 RELACIÓN DE PLANOS ENTREGADA AL LICITANTE 95






Documento ANEXO 2

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El licitante deberá cumplir las especificaciones aquí indicadas como mínimo para el suministro de cada uno de los equipos del Sistema de Administración de Quemadores BMS.

1 CONTROLADOR LÓGICO PROGRAMABLE

General

1.1 Esta especificación define los criterios de diseño y los requerimientos mínimos de hardware, software y suministrode 8 (ocho) sistemas electrónicos programables (siglas PES en inglés) para aplicaciones de BMS, con un nivel de integridad 2, a ser instalados en la planta de Generación de Vapor que se localiza dentro del Complejo Petroquímico Morelos, y estarán clasificados de la siguiente manera:

1.2 Ocho (8) PES SIL 2 con un PDFAVG (probabilidad de falla en demanda promedio)= 1.02 x10-3 ó mejor, MTTFS= 5.93 años ó mejor y un HFT=0 (tolerancia a falla del hardware by IEC 61508 tipo B) para las funciones instrumentadas de seguridad. Estos valores de PDFAVG son aplicables a los valores en modo de operación en baja demanda.

1.3 El (los) sistemas PES’s suministrados deben mantener el nivel de seguridad SIL 2 después de un evento de falla de hardware ( CPU’s ).

1.4 La cantidad de entradas y salidas tanto analógicas como discretas se puede consultar en los siguientes documentos:

1.4.1 IND-P-001 “Distribución de entradas y salidas E/S en el BMS electrónico para las calderas CB-4, CB-6, CB-7, CB-8 y CB-9”.

1.4.2 IND-P-002 “Distribución de entradas y salidas E/S en el BMS electrónico para las calderas CB-2, CB-3 y CB-5”.

1.4.3 Los listados mencionados anteriormente tienen algunos módulos ya sea de entradas digitales, entradas analógicas y/o salidas digitales, con una pestaña o encabezado que los diferencia de los demás con la siguiente leyenda “Modulo certificado TÜV” en estos módulos se deben de alojar las entradas y salidas que se mencionan en el reporte MC-S-01 “Verificación de SIL”.

1.5 Para la configuración de las funciones instrumentadas de seguridad de las calderas de vapor que queman combustible gas y combustible líquido (CB-2, CB-3 y CB-5) se debe de ejecutar las acciones lógicas de la matriz causa y efecto MCE-S-01 y para las calderas de vapor que queman solo combustible gas (CB-4, CB-6, CB-7, CB-8 y CB-9), se deben de ejecutar las acciones lógicas de la matriz causa y efecto MCE-S-02.

1.6 Es parte también de este alcance la migración de la lógica actual de los interlock’s de protecciones, permisivos de pre-encendio, rutinas de purga, rutina de encendido, rutinas de disparo. hacia el nuevo sistema BMS, para ello se deben considerar los siguientes documentos:

1.6.1 MPR-A-001 “Filosofía de operación” (nuevo).

1.6.2 P-530 “Diagrama de lógico de control” (nuevo).

1.6.3 XXXX “Manual técnico Forney versión Inglés y Español” (Enero 19, 1976).






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1.6.4 P/SGM-3398 “Diagrama eléctrico quemadores”

1.6.5 P/SGM-3399 “Diagrama eléctrico sistema de seguridad (disparos)”

1.6.6 P/SGM-3400 “Diagrama eléctrico sistema de pre-encendido”

1.6.7 P/SGM-3401 “Diagrama eléctrico sistema de protección de válvulas”

1.6.8 D-136-007-01 hoja 4 de 4 rev. B “ Fuel safety logic”

1.6.9 D-136-007-01 hoja 3 de 4 rev. A “purge logic diagram”

1.6.10 D-136-007-01 hoja 2 de 4 rev. A “burner logic diagram”

1.6.11 D-136-007-01 hoja 1 de 4 rev. A “logic diagram symbols”

1.7 Cada uno de los nuevos sistemas PES SIL 2 debe ser tolerante a falla y tener redundancia 1:1 en su CPU, fuente de poder interna (fuente para los bastidores) y fuente de poder externa (hacia los elementos finales de control), esta redundancia no debe afectar ni contribuir para que cada nuevo PES alcance su nivel de integridad SIL 2, esta redundancia solo será para incrementar su capacidad de disponibilidad y su tolerancia a fallas. Además estos PES deben de estar comunicados a través de una red de comunicación ethernet redundante y tolerante a fallas entre ellos mismos y hacia sus consolas de operación.

1.8 El licitante debe asumir total responsabilidad comprometiéndose a entregar en optimas funciones y sin daño alguno por el sistema de administración de quemadores BMS incluyendo como mínimo, pero no limitado a lo siguiente:

1.8.1 Hardware y software del sistema para mantenimiento, configuración y diagnósticos.

1.8.2 Sistema de ingeniería.

1.8.3 Sistema de documentación.

1.8.4 Operación funcional y verificación.

1.8.5 Guía de configuración y programación.

1.8.6 Desarrollo de la programación.

1.8.7 Completa aceptación de la pruebas FAT y entregar el reporte del protocolo de las pruebas.

1.8.8 Completa aceptación de la pruebas SAT y entregar el reporte del protocolo de las pruebas.

1.8.9 Exportación, embalaje, transportación al sitio de trabajo.

1.8.10 Suministro, instalación, cableado interno, montaje interno, interconexión interna, del gabinete.

1.8.11 El Proveedor debe incluir al menos un especialista certificado por TÜV Rheinland, en seguridad funcional para la validación y verificación de las etapas del ciclo de vida de seguridad y para dar cumplimiento a todas las actividades a desarrollar descritos en el numeral 8.1.1.6.1.1 de la norma NRF-045-PEMEX-2010.

1.8.12 Partes de repuesto durante la etapa del comisionamiento y arranque.

1.8.13 Todos y cada uno de los componentes del sistema deben contar con las herramientas (hardware, software, licencias) y documentación necesaria para realizar su configuración, mantenimiento,






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diagnóstico y pruebas. Toda esta información debe ser entregada al cliente sin ninguna restricción.

1.9 Para la fuente de poder ininterrumpible (siglas UPS en inglés) se deben usar las UPS’s existentes para cada caldera y así dar la alimentación de corriente eléctrica a cada sistema nuevo PES, ver planos L-003 y L-004 para diagramas unifilares, documentos MCL-L-001 a MCL-020. (capacidad mínima de respaldo a falla debe ser de 30 minutos a plena carga).

1.10 Los sistemas nuevos PES’s deben proporcionarse con dos consolas de operación ó interfases de operación (HMI’s) de tipo industrial con su consola o mueble de operación idéntica a las existentes, una silla ergonómica por cada estación de operación, una computadora del tipo lap-top para uso industrial, los swiches de la red LAN deben ser del tipo industrial, dos servidores para la red LAN, una impresora, ver documento ESP-P-002.

1.11 Cada sistema nuevo PES debe ser proporcionado con dos pantallas táctiles ver plano P-395 y su protocolo de comunicación debe ser del tipo determinística localizada desde un módulo dedicado del PES se aceptan fielbus, modbus, profibus, modbus/Ethernet, controlnet.

1.12 La ubicación física de los sistemas electrónicos programables y de las HMI’s deben proporcionarse con todos los gabinetes y consolas, acordes a los espacios disponibles en los pasillos de las calderas y en los cuartos de control, ver plano P-001, P-002, P-003 y P-004.

1.13 Es responsabilidad del proveedor suministrar, montar, programar, configurar, puesta en marcha y entregar operando los sistemas electrónicos programables con todos los accesorios y partes de conexión e interconexión para su correcto y adecuado funcionamiento, incluyendo los controladores, interfases de comunicación para bus de control tolerantes a falla y redundante, módulos I/O, lotes de cables, clemas, barreras, cajas de conectores, monitores, CPU’s, teclados Etc.

1.14 Los sistemas de conexión a tierra deben ser completamente nuevos, desde su delta o varilla de conexión hasta los equipos nuevos de acuerdo a los requerimientos del sistema (por el fabricante), se debe de entregar planos siguiendo las normas oficiales mexicanas, los tipos de sistemas de tierra (física, lógica y de seguridad) deben de implementarse de acuerdo a las necesidades del equipo a suministrar (ver manual de instalación de los equipos suministrados).

1.15 El proveedor/fabricante de los nuevos sistemas BMS debe entregar como parte de la documentación el cálculo de cada PFD (probabilidad de falla en demanda), MTTFS (tiempo medio para fallar en falso) para cada PES del sistema entregado, así como también su certificado TÜV - Rheinland vigente que lo acredite que cumple como mínimo el nivel de integridad requerido para esta aplicación en particular.

1.16 Se debe utilizar Ethernet TCP/IP como red de comunicación entre PES’s y HMI’s. Se deben emplear los protocolos de IEEE 802.3 ó IEEE 802.4, IEEE 802.1d, IEEE 802.1w, no se acepta el uso de un HUB como parte de la red, se debe de emplear un switch del tipo industrial.

1.17 El proveedor/fabricante debe proporcionar la memoria de cálculo por cada gabinete suministrado del calor generado por los sistemas electrónicos programables, accesorios y fuentes de poder que estén dentro de este gabinete con el fin de proponer medios de enfriamiento si no fuera suficiente con el aire que se les tiene que suministrar a los gabinetes para cumplir con su clasificación de áreas.






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1.18 El proveedor/fabricante debe proporcionar la memoria de cálculo del consumo de potencia real más el 15% y hacer las adecuaciones a los documentos DGL-L-02, DGL-L-03.

1.19 Los servicios de instalación, pruebas y puesta en operación se deben de realizar por personal que cuente con la experiencia comprobable con un mínimo de 2 sistemas para aplicación de BMS instalados.

1.20 Los servicios de configuración, soporte de arranque y capacitación se deben de realizar por personal que cuente con la experiencia comprobable con un mínimo de dos años y debe ser personal de la misma compañía del fabricante de los equipos PES’s suministrados.

1.21 Los nuevos sistemas BMS, deben ser automáticos, remotos y actuar de forma inmediata, evitando de acuerdo a su diseño, consecuencias mayores que afecten la integridad de equipos, personas y que pongan en riesgo la integridad del proceso, que se encuentre dentro de la planta de generación de vapor y en las inmediaciones, así como proporcionar la mayor protección y seguridad efectiva a la población civil y terceros.

1.22 Las funciones mínimas de la interfase de mantenimiento e ingeniería, según IEC 61511-1 apartado 11.7.1 deben ser:

1.22.1 Protección de seguridad de acceso del modo de operación de los sistemas electrónicos programables, programa, datos, medios de deshabilitación de comunicación de alarmas, pruebas, by-pass, mantenimiento.

1.22.2 Acceso a los diagnósticos de los sistemas electrónicos programables y manejo de servicios.

1.22.3 Protección de seguridad de acceso para agregar, borrar o modificar el software de aplicación.

1.22.4 Acceso a la información necesaria para buscar y resolver fallas en los sistemas electrónicos programables.

1.23 La interfase de mantenimiento e ingeniería de los nuevos sistemas electrónicos programables, debe asegurar que cualquier falla en ésta, no afecta la habilidad del SIS para llevar el proceso al estado seguro, según IEC 61511-1 apartado 11.7

1.24 Los sistemas de administración de quemadores deben estar disponibles y mantenido su nivel de integridad en todo momento, en las funciones de pre-encendido, mantenimiento y operación de la planta.

1.25 Las pantallas táctiles que se van a localizar en el primer nivel y segundo nivel de cada caldera, solo se deben configurar para su visualización de gráficos, los accesos para la apertura y cierre de válvulas, arranque y paro de motores, cambio de parámetros, etc.. deben ser de acceso controlado mediante password. Para la asignación de password y niveles de acceso consultar con el jefe de planta.

Gabinetes de control.

1.26 Los gabinetes de control que se localizarán en campo son tres y están ubicados de la manera siguiente:

1.26.1 Gabinete de control “CAB-PLC” (contiene el PLC, luces piloto y selectores) localizado en primer nivel de la caldera






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1.26.2 Gabinete de control “Pantalla táctil Q-01, Q-02, Q-03” (contiene la pantalla táctil, luces piloto y selectores para el control de los quemadores), este gabinete se localiza en primer nivel al lado del gabinete CAB-PLC.

1.26.3 Gabinete de control “Pantalla táctil Q-04, Q-05, Q-06” (contiene la pantalla táctil, luces piloto y selectores para el control de los quemadores, este gabinete se localiza en segundo nivel.

1.27 Los gabinetes que se localizan en campo se deben suministrar con puertas abatibles por el lado de enfrente y debe estar montado el hardware como los racks, fuentes de alimentación, CPU, módulos de comunicación, módulos de entradas y salidas, incluyendo las fuentes de alimentación externa para las salidas digitales, todos sus dispositivos de entrada de campo tales como clemas, breakers, fusibles etc. Para ello el gabinete debe ser suministrado con platina o panel de montaje, ver detalles de gabinete y localización de sus componentes en el plano correspondiente P-395 y P-393.

1.27.1 Los 8 (ocho) gabinetes de control “CAB-PLC” y 16 (diez y seis) gabinetes de control “pantalla táctil” para los quemadores deben contar con las siguientes características físicas:

1.27.1.1 El gabinete de control donde se montarán los sistemas PES o CAB-PLC y pantallas táctil, se abrirá sólo por la parte de enfrente.

1.27.1.2 Gabinete de línea.

1.27.1.3 Acreditar con certificado que cumpla con Nema 4X, UL508A, cUL, CSA 22.2 N° 94, IEC 60529, IP65 como mínimo.

1.27.1.4 Del tipo auto-soportado. Con orejas de izaje de alta resistencia.

1.27.1.5 Material en acero inoxidable 304 calibre 12.

1.27.1.6 Acabado natural sin pintar.

1.27.1.7 Entrada ajustable para cables en la parte inferior.

1.27.1.8 Retentor de puerta, porta documentos en acero.

1.27.1.9 Barra de tierra lógica (para conexión del blindaje o dren de los cables).

1.27.1.10 Debe tener una placa de identificación del gabinete en parte de enfrente, fijada en forma permanente al gabinete, no se permiten adhesivos.

1.27.2 Revestimiento interior de los gabinetes de control.

1.27.2.1 Canaleta y tapa tipo “F” plástica ranurada para cableado en lugares de alta densidad de bloques terminales, tipo Lina 25 de PVC color gris claro, debe tener requerimientos de material para flama retardante (NFPA 79-2002 sección 14.3.1).

1.27.2.2 Todo tipo de cable que esté dentro del gabinete debe estar debidamente etiquetado, se debe de utilizar recubrimientos plásticos para proteger el estampado de la etiqueta.

1.27.2.3 Cada clema, tablilla de interconexión ó bloque terminal a utilizar dentro del gabinete debe ser lo más delgado posible y se debe etiquetar de acuerdo con el plano P- 034.

1.27.2.4 Los cables de control, poder y tierra deben ser de color codificado de acuerdo a los requerimientos de la NEC.

1.28 Todas las conexiones a cable de control deben ser del tipo atornilladas.






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Requerimientos de diseño del PES SIL 2

1.29 El PES y cada uno de sus componentes (procesadores, módulos de E/S analógicas y digitales) debe contar como mínimo con la certificación SIL 2 de la Technischer Überwachungs Verein (TÜV) para aplicaciones de sistemas instrumentados de seguridad específicamente para BMS (Certified/Safety critical) que incluye diseño de salidas desenergizadas para disparo. El proveedor/fabricante debe presentar el certificado vigente, reporte de pruebas y manual de seguridad correspondientes, que cubran por completo los requerimientos de la propuesta que presenta.

1.30 Debe cumplir con los requerimientos de integridad y funcionalidad del hardware para aplicaciones de los Sistemas Instrumentados de Seguridad según IEC 61508-2.

1.31 Los tipos de falla que el circuito de diagnóstico del PES debe cubrir, se indican según IEC 61508-2 en sus apéndices A y B.

1.32 La capacidad de diagnóstico del PES debe estar implementada en hardware, es decir, debe contar con circuitos de diagnóstico que deben cubrir al procesador (incluyendo memoria, reloj, Etc.) y circuitos de entrada/salida (E/S); para lo anterior se solicita una Cobertura de Diagnóstico (DC) mayor al 95 % y un Safe Failure Fraction (SFF) mayor al 95%.

1.33 El PES debe ser un sistema tolerante a fallas seguras y peligrosas cubriendo los tipos de falla de los procesadores, módulos de fuente de poder y módulos de comunicación, con redundancia preprogramada.

1.34 El procesador lógico, suministro de energía y módulos de comunicación, deben estar diseñados tolerantes a falla en caso de pérdida de energía o bien cuando falla el sistema o alguno de sus componentes. El concepto de falla segura (Fail Safe) para plantas y equipo, es el retorno al estado seguro en caso de falla del sistema lógico de protección, sensores, actuadores o fuentes de alimentación. Este requerimiento debe realizarse desenergizando para disparo las salidas del PES.

1.35 El PES debe ser de un diseño modular con un sistema plug-in en módulo del procesador, módulos de entrada y salida digital, módulos de entrada analógica, módulos de alimentación de poder, y módulos de comunicaciones, estos módulos deben poder ser instalados y removidos sin el uso de herramientas especiales.

1.36 El tiempo de respuesta desde la falla de flama para la desenergización de las válvulas de corte de seguridad no debe exceder de 4 segundos según lo indicado en la NFPA 85 “Boiler and combustion systems hazards code” 2007 Edition. Este tiempo de respuesta aplica también para los demás elementos primarios de control que sean funciones instrumentadas de seguridad.

1.37 Las fuentes propias (fuente interna para alimentación de las módulos electrónicos del PES a través de su propio bus) y las fuentes externas (alimentación a dispositivos de campo como solenoides, relevadores, Etc.) deben ser redundantes.

1.38 El gabinete CAB-PLC localizado en campo contendrá módulos sin certificación de la TÜV y módulos con la certificación de TÜV ver lista IND-P-001 y IND-P-002.






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Parámetros y características técnicas de hardware

1.39 Fuente de alimentación (poder para los módulos) interna para el PES

1.39.1 La fuente de poder del PES debe contar con la capacidad de alarmar en caso de falla vía software y con indicadores tipo led de falla y energizado localizados enfrente del módulo.

1.39.2 El voltaje de entrada a las fuentes de poder del PES debe ser de 120VAC, 60 Hz, desde el UPS.

1.39.3 La capacidad de las fuentes de poder y su distribución entre los diferentes Racks debe cumplir como mínimo con la carga demandada de los módulos electrónicos que se proporciona en el documentos de entradas y salidas así como también en la arquitectura de los BMS’s + 30% de disponibilidad para cada PES y proporcionar los tipos de voltajes requeridos pora la electrónica interna (módulos) del PES.

1.39.4 La fuente de poder debe ser reemplazable en línea sin la necesidad de interrupción de la energía (hot repair), en caso de requerirse herramientas especiales, éstas deben ser proporcionadas. El reemplazo comprende la configuración automática sin que se cause interrupción o disturbios en el proceso.

1.39.5 La fuente de alimentación principal debe tener protección interna para un sobrevoltaje transitorio.

1.39.6 La fuente de alimentación debe contar con redundancia.

1.39.7 Existe un primer rack en donde se están ubicando los módulos con certificación para aplicaciones SIL 2, este primer rack debe contar con fuentes de alimentación redundante, una en cada extremo del rack, los demás racks se deben suministrar con una fuente de alimentación para sus módulos electrónicos.

1.40 Unidad central de procesamiento (CPU).

1.40.1 El PES SIL 2 debe tener una arquitectura que cuando tenga un primer evento de falla tolerable este PES debe seguir manteniendo su nivel de integridad SIL 2 y además el equipo no debe operar bajo restricciones de tiempo. Debe contar con un SFF>90% (safe failure fraction) como mínimo para que cumpla con los requerimientos de seguridad que se le requiere.

1.40.2 Cada uno de los nuevos sistemas PES SIL 2 debe ser tolerante a falla y tener redundancia 1:1 en su CPU, fuente de poder interna (fuente para los bastidores) y módulo de comunicación hacia la HMI, esta redundancia no debe afectar ni contribuir para que cada nuevo PES alcance su nivel de integridad SIL 2, esta redundancia es con la finalidad de incrementar la disponibilidad del equipo. La redundancia debe ser del tipo hot-stand-by y el “switch over” es la transferencia de mando de control entre módulos redundantes, el proveedor/fabricante debe de asegurarse que durante esta transferencia de mando de control “swich over” las salidas digitales energizadas en ese momento no pierdan su estado lógico actual. Esta transferencia debe estar dentro de las pruebas FAT y debe ser un documento entregable para la aceptación de PEMEX Petroquímica.

1.40.3 Se aceptan solo PES SIL 2 con la velocidad del procesador de 64 MHz como mínimo.

1.40.4 Debe poder realizarse el cambio de módulos sin la necesidad de parar el proceso (hot repair). Cuando esto suceda al cambio del módulo este debe ser capaz de actualizar por si mismo la lógica que este corriendo en tiempo real sin tener que hacerse ninguna otra acción.






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1.40.5 Debe poder realizar la adquisición de datos y ser capaz de realizar secuencias de eventos para su transmisión a una terminal de operador. El espacio en memoria para la secuencia de eventos debe contar como mínimo con 2 Mbyte de DRAM.

1.40.6 Debe poder registrar y retener la última lectura para los casos de falla de canal o de las señales discretas en el caso de fallas en módulos de E/S, provenientes de los dispositivos de campo.

1.40.7 El tiempo de procesamiento (scaneo) del PES debe ser no mayor a 1.5ms por Kbyte de memoria de programa.

1.40.8 La memoria de cada procesador debe ser del tipo no volátil (EEPROM o Flash) y debe contar con un medio de protección de escritura que asegure la comunicación de sólo lectura con sistemas externos.

1.40.9 En caso de contar con un respaldo de batería para la memoria de programa de cada procesador, con vida útil de 4 años como mínimo, y un tiempo de respaldo del programa de seis meses como mínimo. Debe proveerse una indicación de batería averiada, cuyo reemplazo debe efectuarse sin la necesidad de remover el módulo procesador y sin provocar disturbios en el proceso.

1.40.10 Cada procesador debe contar con la suficiente memoria para el desarrollo de la aplicación (2 Mbytes de base como mínimo) y la operación en redundancia, además debe ser expandible por lo menos a 4 Mbytes para adecuaciones futuras.

1.40.11 Se debe contar con una indicación luminosa del estado del procesador.

1.40.12 El proveedor debe hacer el cálculo para que la memoria ocupada para la aplicación este al 50% de la capacidad de la memoria raíz a suministrar, si este programa de aplicación sobrepasara los 2Mbytes se debe expandir la memoria.

1.40.13 Cada procesador debe tener un selector de llave física ó clave (password) por software para acceder a los modos de operación que permitan: la ejecución del programa, modificaciones al programa en sitio y de manera remota (ejemplo: RUN, REM, PROG).

1.41 Módulo de entradas analógicas.

1.41.1 Los módulos de entradas analógicas deben estar certificados por la TÜV Rheinland para aplicaciones de seguridad (Safety/Critical) donde se demande el cumplimiento con la función instrumentada de seguridad que resultó del análisis de riesgo y verificación de SIL, cuando no se tengan que cumplir con requerimientos de seguridad entonces no será necesario contar con la certificación de la TÜV Rheinland, la máxima densidad de señales analógicas permitidas para su cableado en ambos casos debe ser de 8 como máximo por módulo, si el licitante ofrece un módulo con más de ocho canales se permite este módulo pero se deben cablear solo 8 canales, la diferencia de canales no se debe tomarse dentro del 30% del total de canales disponibles que se requiere.

1.41.2 Las señales analógicas deben ser de 4-20mA vía 24 VCD a dos hilos, ±5%, 30 VDC como máximo.

1.41.3 Los módulos de entradas analógicas no deben tener interruptores o enlaces de direccionamiento.

1.41.4 El módulo debe ser capaz de suministrar el voltaje de alimentación a los transmisores de campo sin el uso de ninguna fuente de poder externa a su propio módulo.

1.41.5 Cada entrada analógica debe ser eléctricamente aislada desde la entrada a la tarjeta electrónica.






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1.41.6 Las características requeridas de los módulos de entradas analógicas son:

1.41.6.1 Filtro de entrada por canal configurable por software.

1.41.6.2 Canales diferenciales.

1.41.6.3 Con razón de rechazo en modo común (CMRR) > de 80 dB a 60 Hz ó mejor.

1.41.6.4 Circuitos de protección y diagnóstico para valores fuera de rango y sobre corriente.

1.41.6.5 Convertidor analógico/digital de 12 bits como mínimo con precisión de 0.2 % ó mejor.

1.41.6.6 Indicación luminosa del estado actual del módulo (normal y falla).

1.41.6.7 Los módulos deben tener capacidad de autodiagnóstico y señalización del estado del módulo.

1.41.6.8 Tiempo mínimo de barrido de 35 milisegundos ó mejor.

1.41.6.9 Linealidad de .030% del Span ó mejor.

1.42 Entradas digitales.

1.42.1 Los módulos de entradas digitales deben estar certificados por la TÜV Rheinland para aplicaciones de seguridad (Safety/Critical) donde se demande el cumplimiento con la función instrumentada de seguridad que resultó del análisis de riesgo y verificación de SIL, cuando no se tengan que cumplir con requerimientos de seguridad entonces no será necesario contar con la certificación de la TÜV Rheinland, la máxima densidad de señales de entradas digitales permitidas para su cableado en ambos casos debe ser de 16 como máximo por módulo. si el licitante ofrece un módulo con más de diez y seis canales se permite este módulo pero se deben cablear solo 16 canales, la diferencia de canales no se debe tomar dentro del 25 % del total de canales disponibles que se requiere.

1.42.2 Los módulos de entrada no deben tener interruptores o enlaces de direccionamiento.

1.42.3 Los módulos de entrada deben ser adecuados a los requerimientos de voltaje y corriente de los dispositivos de campo. El uso de elementos de interposición tales como relevadores, se debe limitar a cargas que excedan en capacidad de voltaje y/o corriente y con la anuencia de PEMEX Petroquímica.

1.42.4 Las características de los módulos de entradas digitales son:

1.42.4.1 Entradas de instrumentación de campo de contacto seco.

1.42.4.2 Indicación del estado del dispositivo de campo en cada canal (activado o desactivado).

1.42.4.3 Indicación del estado actual por módulo y por canal (normal y falla).

1.42.4.4 Voltaje suministrado de 24 Volts corriente directa proveniente del mismo módulo.

1.42.4.5 Método de conexión del cable proveniente de los dispositivos debe ser del tipo atornillable

1.43 Salidas digitales.

1.43.1 Los módulos de salidas digitales deben estar certificados por la TÜV Rheinland para aplicaciones de seguridad (Safety/Critical) donde se demande el cumplimiento con la función instrumentada de seguridad que resultó del análisis de riesgo y verificación de SIL, cuando no se tengan que cumplir con requerimientos de seguridad entonces no será necesario contar con la certificación de la TÜV Rheinland, la máxima densidad de señales de salida digital permitidas para su






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cableado debe ser de 8 como máximo por módulo para salidas a solenoides y de 16 canales para salidas a luces piloto. Si el licitante ofrece un módulo con más de ocho canales para solenoides y de más de 16 canales para luces piloto se permiten estos módulos pero se deben cablear solo 8 y 16 respectivamente. La diferencia de canales no se debe tomar dentro del 25% del total de canales disponibles que se requiere.

1.43.2 Los módulos de salida no deben tener interruptores o enlaces de direccionamiento.

1.43.3 Los módulos de salidas deben ser adecuados a los requerimientos de voltaje y corriente de los dispositivos de campo (24 VCD). El uso de elementos de interposición tales como relevadores, se debe limitar a cargas que excedan en capacidad de voltaje y/o corriente y con la anuencia de PEMEX Petroquímica.

1.43.4 Las características de los módulos de salidas digitales son:



1.43.4.3 Método de conexión del cable proveniente de los dispositivos debe ser del tipo atornillable.

1.44 Fuentes externas (alimentación a dispositivos de campo como solenoides, relevadores, luces piloto)

1.44.1 El voltaje requerido para las solenoides y relevadores de campo debe ser de 24 VCD ya sea que el propio módulo de salidas digitales suministre este voltaje o que se auxilie con una fuente externa de suministro de energía de 24 VCD. Si se usa una fuente externa de energía esta fuente debe de cumplir con lo siguiente:

1.44.1.1 Debe ser redundante.

1.44.1.2 La alimentación al primario o entrada a cada fuente debe ser de 120 Volts de corriente alterna.

1.44.1.3 La salida de las fuentes debe ser de 24 Volts corriente directa y suministra a todos los canales de salida a los módulos que requieran alimentación externa para los dispositivos de campo dentro de su mismo PES, la capacidad total de la fuente externa debe ser al 70% dejando un 15% para adiciones.

1.44.1.4 Debe ser del tipo conmutada con sincronización en el primario.

1.44.1.5 Las fuentes externas deben trabajar en paralelo y compartir la carga a través de un módulo de diodos.

1.44.1.6 Cada fuente externa debe contar con un contacto seco de salida de alarma en caso de un daño que sufriera y ya no pueda suministrar la energía adecuada.

1.45 Protocolos de comunicación hacia las estaciones de operación(HMI’s) y Pantallas Táctiles.

1.45.1 Los requerimientos de comunicación del PES con otras interfaces deben ser según IEC 61511-1, en las cláusulas 11.7.1 y 11.7.3.

1.45.2 La comunicación del PES con respecto a la interfase hombre máquina y pantallas táctiles debe ser en un solo sentido (solo lectura), lo que significa que sólo se pueden leer del PES, los datos de todas las variables importantes de las funciones instrumentadas de seguridad, tal como lo marca la norma IEC 61511. En caso de contar con la comunicación de escritura se debe contar con niveles de protección y palabras clave.






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1.45.3 Los PES deben contar con un módulo de comunicación para ser parte de una topología de red de área local basada la norma IEEE-802.03, en la cual los dispositivos (PES, la estación de operación y mantenimiento) deben compartir la misma red. Este puerto de comunicación debe ser Ethernet (TCP/IP) y debe ser redundante y tolerante a fallas del tipo estrella hacia las estaciones de operación, ver detalle de la topología en plano P-600. En ningún momento es parte del alcance la conexión de esta nueva red Ethernet hacia la red interna de PEMEX Petroquímica u otra intranet local.

1.45.4 Los PES deben contar con un módulo de comunicación para cada pantalla táctil siendo dos en total. Este puerto de comunicación debe ser del tipo determinístico, no debe ser redundante hacia las pantallas táctiles, el tipo de cable de comunicación debe ser suministrado por el proveedor del sistema porque el protocolo de comunicación queda abierto solo debe cumplir que sea del tipo determinístico, ver detalle de la topología en plano P-600.

1.45.5 Todos los puertos de comunicación deben permitir la conexión y desconexión sin interrumpir la operación del sistema, deben capturar la comunicación de manera automática sin la necesidad de reconfiguración o restablecimiento por medio de software; adicionalmente, todos los módulos de comunicación deben tener la capacidad de reemplazo en línea (hot swap).

1.45.6 Las comunicaciones no deben interferir con la ejecución de la lógica de seguridad.

1.46 Unidad de programación portátil (LAP-TOP).

1.46.1 El proveedor debe suministrar a PEMEX Petroquímica una estación portátil de ingeniería en empaque sellado de fábrica con las siguientes características:

1.46.2 Debe ser del tipo industrial ó grado militar esto es que debe contar con un certificado de pruebas en donde especifique que fue expuesta a diferentes grados de impactos, estrés mecánico, campos magnéticos, vibración, sin afectar la funcionalidad de la lap-top.

1.46.2.1 El sistema operativo para la estación portátil debe ser preferente Windows XP profesional ó posteriores de acuerdo a los requerimientos de los software de programación y configuración citados en el punto 7.5 del apartado 7 de esta especificación. Debe contener además el software instalado necesario para la comunicación, programación y mantenimiento a los sistemas PES, debe tener instalado Microsoft Office 2007 como mínimo.

1.46.3 El procesador Intel Pentium One Intel® Xeon® X5460. Velocidad 2.8 GHz,1333 MHz, 2x6 MB Cache, Quad Corel duo 1.4 GHz. Memoria RAM 2GB DDR2 667 MHz Quad Channel FBD. Disco duro de 120 GB removible montado en gel para absorber los golpes, de canal dual hasta 533 MHz, pantalla LCD 17” de ultra alta definición, 1 puerto serial (DB9), 1 paralelo (DB25), 4 USB, dos tarjetas de red Ethernet 10/100/1000 MBPS (Jack RJ-45), DVD±RW de 8X y dos ranuras para PCMCIA, debe incluir un ratón óptico USB con cable retráctil y maletín de piel.

1.46.4 La estación portátil debe ser dedicada al sistema instrumentado de seguridad sin ninguna excepción.

1.46.5 El proveedor debe entregar interfases, cables y accesorios de comunicación, que se requieren para la configuración, programación, mantenimiento y pruebas del PES.

1.46.6 La estación portátil debe considerarse una sola para todos los sistemas de seguridad nuevos a suministrar, en la cual se deben entregar los software’s necesarios para hacer el respaldo en línea de los sistemas instrumentados de seguridad SIL 2.






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1.47 Panel LCD tipo touch screen.

1.47.1 Pantalla tipo TFT-LCD touch screen, tamaño 12 pulgadas en diagonal, gráficos de 800x600 18 bit color, CPU Intel Xscale 416 Mhz, memoria flash de 64MB, memoria ram de 64 MB, alimentación de 24 VCD, material de housing en aluminio, protección IP 66 en la parte frontal e IP 20 por la parte trasera. Un puerto USB, un puerto serial y otro puerto compatible con el protocolo de comunicación del PES a suministrar. El software de programación y run-time del panel debe ser el mismo que se use para la configuración y run-time de las HMI’s a suministrar. Considerar licencia de run-time para este caso.

1.48 Partes de repuesto y garantías.

1.48.1 El proveedor debe entregar todas las partes de repuesto del PES, las cuales deben ser originales y determinadas con base a las listas de partes de repuesto recomendados por el fabricante; debe cubrirse este equipamiento de repuestos para el arranque y para dos años posteriores a la puesta en operación y aceptación del SIS.

1.48.2 El refaccionamiento es responsabilidad del contratista/proveedor durante las pruebas y el periodo de garantía con tiempo de respuesta inmediato.

1.48.3 El periodo de garantía de equipos y servicio que debe cubrir al SIS debe ser de uno y dos años respectivamente, contados a partir de la puesta en operación y aceptación del SIS. El proveedor debe administrar y apoyar en todas las actividades referentes al otorgamiento de garantías de todos los elementos del PES durante el periodo de garantía del SIS.

1.48.4 El proveedor y los fabricantes de los equipos deben garantizar mancomunadamente la disponibilidad de refacciones originales como mínimo por diez años. Adicionalmente deben garantizar que el PES y cada uno de sus componentes son lo más actual en tecnología.

Parámetros y características técnicas del software

1.49 La programación del PES puede realizarse en lenguajes de escalera, diagramas de flujo secuencial, bloques de funciones, Etc., cumpliendo con el estándar IEC-61131-3.

1.50 La implementación de la lógica de disparo de las nuevas funciones instrumentadas de seguridad debe hacerse como se indica en los documentos MCE-S-01, MCE-S-02. Para la migración de la lógica existente a base de relevadores de control mecánicos ver documentos P/SGM-3398 “Diagrama eléctrico quemadores”, P/SGM-3399 “Diagrama eléctrico sistema de seguridad (disparos)”, P/SGM-3400 “Diagrama eléctrico sistema de pre-encendido”, P/SGM-3401 “Diagrama eléctrico sistema de protección de válvulas” y P-035 para ver la nueva implementación de lógica con el BMS’s.

1.51 El software de programación debe cumplir en su totalidad con el estándar IEC-61508-3.

1.52 Los bloques funcionales y/o instrucciones de escalera deben estar certificados por la TÜV Rheinland para aplicaciones de seguridad.

1.53 Los lenguajes de programación soportados por el software de seguridad deben contar con utilerías para la edición de comentarios por instrucción, función y renglón, con la finalidad de facilitar la programación, prueba y mantenimiento del programa; utilerías para el manejo






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referencias cruzadas de direcciones; la capacidad de forzado de direcciones de E/S; también debe incluir herramientas que permitan la simulación de la aplicación en la estación de ingeniería.

1.54 El proveedor debe entregar el paquete de software y librerías necesarias para la programación y configuración del PES y puertos de comunicación; software y librerías de simulación de aplicaciones, pruebas de diagnóstico del PES, así como las respectivas licencias.

1.55 El personal técnico que desarrolle la aplicación debe contar con la certificación del fabricante del equipo suministrado en los trabajos relacionados a la programación del equipo PES, debe contar con un mínimo de dos años de experiencia en la programación de aplicaciones para Sistemas Instrumentados de Seguridad y estar certificado en el manejo del software de programación a emplear. Para ello debe proporcionar original y copia del certificado que lo avale y curriculum que indique la experiencia de la compañía y el personal desarrollador en la programación de Sistemas Instrumentados de Seguridad.

1.56 Los puntos que el programador debe considerar en el desarrollo de la aplicación de seguridad con el fin de mantener los parámetros de integridad y funcionalidad de todas las funciones de seguridad, son:

1.56.1 La programación de la lógica derivada de la(s) función(es) de seguridad y la matriz causa y efecto.

1.56.2 La configuración y arquitectura del Sistema Instrumentado de Seguridad.

1.56.3 Los requerimientos de integridad de seguridad del PES, sensores y actuadores para cada función (consultar las SRS’s).

1.56.4 Las capacidades de integridad de seguridad del hardware tales como coberturas de diagnóstico, intervalos de pruebas, pruebas automáticas o manuales.

1.56.5 Los tiempos de disparo requeridos para llevar el proceso al estado seguro, desde que se detecta la señal correspondiente de cada función instrumentada de seguridad (véanse documentos SRS’s y matriz causa y efecto).

1.56.6 El tiempo de ejecución de una función instrumentada de seguridad, está determinado por la suma de: el tiempo de respuesta del sensor, tiempo de adquisición de entradas, tiempo de barrido y procesamiento del programa, actualización de salidas y tiempo de actuación del elemento final de campo para cada función instrumentada de seguridad; y debe verificarse contra los tiempos de disparo requeridos para cada función instrumentada de seguridad definidas en la especificación de requerimientos funcionales del Sistema Instrumentado de Seguridad (SRS’s).

1.56.7 Las interfases de operador comunicadas con el PES y equipos, tales como, UPS, fuentes de poder de dispositivos de campo, Etc., así como sus capacidades y requerimientos funcionales.

1.57 La aplicación debe ser desarrollada con las mejores prácticas y métodos de programación para equipos de control.

1.58 La programación debe documentarse de manera clara, precisa y por completo, según IEC 61511-1 cláusula 12.4.4; la documentación debe realizarse a nivel instrucción, función y renglón dependiendo de los lenguajes manejados. En el caso de realizarse programación de lógica secuencial, debe documentarse de acuerdo al estándar IEC-1131-3.






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1.59 El proveedor debe entregar la versión final (última modificación después de 1 semana del arranque de la planta) de los archivos fuente del programa de la lógica; la memoria de desarrollo del programa de la lógica y toda su documentación en forma electrónica e impresa, además, dos respaldos de la versión final aceptada.

1.60 El proveedor debe entregar un procedimiento con programa establecido de mantenimiento y pruebas del PES.

1.61 La lógica programada en el PES para la aplicación es propiedad de PEMEX Petroquímica.

1.62 El proveedor debe entregar toda la documentación y archivos de programación en idioma español.

1.63 El proveedor debe entregar los procedimientos de carga y descarga de la programación hacia el PES, procedimientos para el forzamiento de salidas.

Aseguramiento y control de calidad

1.64 El fabricante del equipo (dueño de la tecnología del PLC) debe tener un programa QA/QC en fábrica, y en todo momento debe claramente establecer la autoridad y responsable del programa QA/QC. Las personas que realizan funciones de calidad deben tener la suficiente y bien definida responsabilidad y autoridad para aplicar los requerimientos de calidad y para identificar, iniciar, recomendar y proveer soluciones a los problemas de calidad, y para verificar la efectividad de la solución.

1.65 El fabricante del equipo debe cumplir con los requerimientos de la norma ISO 9001.

2 INTERFACE DE OPERACIÓN

General

2.1 Esta especificación define los criterios de diseño y los requerimientos mínimos de hardware, software y suministro de dos (2) estaciones de operación a ser instaladas en la planta de Generación de Vapor que se localiza dentro del Complejo Petroquímico Morelos.

2.2 Esta especificación define los criterios de diseño y los requerimientos mínimos de hardware, software y suministro de 1 (una) red ethernet protocolo industrial, tolerante a fallas y redundante (siglas ethernet/IP en inglés) a ser instaladas en la planta de generación de vapor que se localiza dentro del Complejo Petroquímico Morelos.

2.3 No es parte de este alcance la interconexión de la nueva red Ethernet hacia la red existente (intranet) de PEMEX, ni a ningún otro tipo red local que existiera dentro del complejo petroquímico Morelos, esta nueva red Ethernet es solamente para uso exclusivo del nuevo sistema instrumentado de seguridad (BMS).






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2.4 PEMEX Petroquímica es propietario de los derechos de uso de todo el software utilizado y de la aplicación en la configuración con el fin de que no tenga limitación en cuanto a la configuración y operación de los equipos y todas las licencias deben estar a nombre de PEMEX Petroquímica.

2.5 Es responsabilidad del proveedor que dentro del alcance proporcione todos los accesorios, cables, equipos, gabinetes, consolas y licencias de software necesarios para garantizar la funcionalidad de la HMI, paneles táctiles y la red de comunicación de área local de los sistemas instrumentados de seguridad.

2.6 La topología de red de área local debe estar basada en la IEEE 802.3, debe ser redundante y del tipo estrella y debe ser administrada Cliente/OPC Servidor.

2.7 El medio de transmisión para la red de comunicación debe ser eléctrico mediante el tipo de cable UTP ó FTP debe ser para aplicaciones de 10/100 base T (categoría 6 mínimo), cable calibre 24 AWG, la ruta conduit y sus longitudes para su instalación se especifican en el plano P-057 y P-058.

2.8 El cable UTP ó FTP debe ser de cobre sólido cuatro pares trenzados con aislamiento de polietileno y cubierta exterior de PVC anti-flama color gris.

2.9 Se deben proporcionar los conectores 8 pin RJ-45 y accesorios de parcheo para la interconexión entre los dispositivos que conforman la nueva red de los sistemas instrumentados de seguridad.

2.10 Debe existir un sincronizador de reloj único para todos los CPU’s implícitos en la red (PLC’s, estaciones de operación e ingeniería), este sincronizador debe estar alojado en un servidor.

2.11 El proveedor debe dejar bien documentadas en idioma español todas las partes que compongan la estación de operación de los sistemas instrumentados de seguridad, tanto a nivel operador como a nivel técnico, como son la interfase de usuario, configuración para la comunicación con los equipos relacionados, mapas de memoria de los equipos monitoreados, base de datos, servidores y clientes OPC, Etc.

2.12 El número de pantallas a elaborar en las estaciones de operación son de por lo menos ocho pantallas incluyendo una pantalla de la matriz causa-efecto por cada caldera de generación de vapor. Estas pantallas son de media densidad de tag’s. Se debe consultar y tener la aprobación del personal de operación de Petroquímica Morelos, para la elaboración de las pantallas dinámicas.

2.13 Las estaciones de operación para el sistema de administración de quemadores BMS deberán permitir el envío y despliegue de información al operador tal como diagnósticos del sistema, estado del sensor ubicado en campo, estado del elemento final de control como válvulas solenoides, pérdida de energía de los dispositivos electrónicos, desplegados de las alarmas de las desviaciones del proceso, desplegados de los auto-diagnósticos contenidos en el hardware, toda la información necesaria para tomar una acción correctiva por parte del operador y así lograr el buen funcionamiento del sistema instrumentado de seguridad.

2.14 La estación de operación debe diseñarse usando principios de factor humano. La presentación de la información al operador debe ser clara y no ambigua. El volumen de alarmas y mensajes que se presentarán al operador debe ser clara y que no confundan al operador, para que en caso de que surgiera una alarma esta sea visualizada en forma contundente y rápida para ser






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evaluada y así poder tomar decisiones en forma oportuna por parte de personal de la planta en uso.

2.15 Los controles deben localizarse asegurando que sólo el personal autorizado podrá cambiar datos o acceder a los programas. El control de acceso de debe dar mediante el uso de contraseña.

2.16 En el diseño de los sistemas instrumentados de seguridad se debe reducir al mínimo la necesidad de que el operador seleccione y desvíe el sistema mientras la unidad se está ejecutando. Solamente si el diseño requiere el uso de acciones del operador, el plan debe incluir los medios para proteger contra errores del operador se mencionan como mínimo los siguientes:

2.16.1 Protección de seguridad de acceso del modo de operación de los sistemas electrónicos programables, programa, datos, medios de des habilitación de comunicación de alarmas, pruebas, by-pass, mantenimiento.

2.16.2 Acceso a los diagnósticos de los sistemas electrónicos programables y manejo de servicios.

2.16.3 Acceso para agregar, borrar o modificar el software de aplicación.

2.16.4 Acceso a la información necesaria para buscar y resolver fallas en los sistemas electrónicos programables.

2.16.5 La estación de operación de los nuevos sistemas electrónicos programables (PES’s ó PLC’s), debe asegurar que cualquier falla en ésta, no afecta la habilidad del sistema de administración de quemadores y sistema instrumentado de seguridad para llevar el proceso al estado seguro, según IEC 61511-1 apartado 11.7.2.1.

Consolas de operación.

2.17 Se debe suministrar e instalar dos consolas de operación al extremo izquierdo de las existentes vistas de enfrente, las dimensiones máximas son: 81.25 x 41.75 x 55.25 (Frente x Profundidad x Altura) in. “Esquemáticos de consolas existentes”.

CALDERAS DE BAJA






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REGISTRO HISTÓRICO






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CALDERAS DE ALTA






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2.18 Se debe suministrar también una pequeña mesa tipo de oficina para que se instale una

impresora a suministrar.

2.19 El gabinete de la red LAN y sus accesorios se deben ubicar e instalar en el mismo cuarto que las estaciones de operación solo que su ubicación es en la parte posterior al gabinete existente de las reguladoras de presión. Debe tener las siguientes características técnicas: gabinete auto soportado; fabricado con lámina de acero calibre 12 como mínimo; inhibidor de corrosión no tóxico de larga duración (mínimo 5 años); pintura ral 9005 texturizado negro en poliéster; entrada ajustable para cables en la parte inferior; tapas en los costados del tipo removible para su mantenimiento, puerta trasera con louvers, por la parte superior de enfrente debe tener una ventana de vidrio para que el monitor de 21” sea totalmente visible, debe tener un cajón deslizable para alojar el teclado, por la parte inferior de enfrente debe tener una puerta con louvers, ambas puertas deben tener llave para la cerradura se deben proporcionar tres juegos; debe suministrarse con ductos ranurados con tapa (canaleta para cableado) en pvc; cableado ordenado en arneses y sujetado con cinturones de plástico dentro de cada ducto; todo el cableado interno, los componentes y equipos deben estar plenamente etiquetados con etiquetas de línea. Los accesorios mínimos con que debe contar este gabinete son:

2.19.1 Panel, rieles din ó Racks, canaletas tipo F, clemas, reglas de parcheo, etc.

2.19.2 Dos swich’s de por lo menos 12 puertos cada uno.

2.19.3 Dos servidores para almacenamiento de datos y administradores de la red LAN.

2.19.4 Un monitor tipo TFT LCD de 21” y sus periféricos (teclado y mouse).






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Esta sección define los requerimientos mínimos permitidos que el proveedor/fabricante debe proporcionar en su oferta técnica.

2.20 Estación de operación

2.20.1 Monitor con pedestal

2.20.1.1 Tiempo de vida Mínimo 3 años trabajando los 365 días del año.

2.20.1.2 Tamaño 21” visible en diagonal.

2.20.1.3 Tipo TFT-LCD.

2.20.1.4 Resolución 1280 x 1024 SXGA configurado.

2.20.1.5 Colores Color verdadero, 24 bits (16.7 millones).

2.20.1.6 Ángulo de visibilidad 170° horizontal, 170° vertical.

2.20.1.7 Alimentación 120 VAC @ 60hz.

2.20.2 Teclado

2.20.2.1 Tipo Industrial estándar para Windows.

2.20.2.2 Tipo de teclas De membrana a prueba de derrames.

2.20.2.3 Idioma Español.

2.20.2.4 Conector USB.

2.20.3 Track ball

2.20.3.1 Dos botones y bola de desplazamiento (scroll-bar).


2.20.4 CPU Para la estación de operación

2.20.4.1 Tipo Gabinete ó torre

2.20.4.2 Procesador Intel® Core™2 Quad Processor.

2.20.4.3 Velocidad 2.83 GHz,1333MHz FSB, L2x6MB Cache, # cores=4, # threads=4

2.20.4.4 Memoria RAM 2GB DDR2 667 MHz Quad Channel FBD.

2.20.4.5 Disco duro Disco duro de 120 GB c/u ó mayor;

2.20.4.6 Unidades Sin unidades.

2.20.4.7 Tarjeta de red 2 puertos ethernet 802.3 10/100/1000 Mbps (auto detección).

2.20.4.8 Puertos seriales 1

2.20.4.9 Puertos paralelos 1






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2.20.4.10 Puerto USB Solo los necesarios para los periféricos


2.21 Servidores (OPC)

2.21.1 Monitor con pedestal

2.21.1.1 Tiempo de vida Mínimo 3 años trabajando los 365 dias del año.

2.21.1.2 Tamaño 17” visible en diagonal.

2.21.1.3 Tipo TFT-LCD.

2.21.1.4 Resolución 1280 x 1024 SXGA configurado.

2.21.1.5 Colores Color verdadero, 24 bits (16.7 millones).

2.21.1.6 Ángulo de visibilidad 170° horizontal, 170° vertical.


2.21.1.8 Teclado

2.21.1.9 Tipo Industrial estándar para Windows.

2.21.1.10 Tipo de teclas De membrana a prueba de derrames.

2.21.1.11 Idioma Español.


2.21.2 Mouse

2.21.2.1 Dos botones y bola de desplazamiento (scroll-bar).


2.21.3 CPU

2.21.3.1 Tipo Gabinete ó torre ó montaje en rack.

2.21.3.2 Procesador One Intel® Xeon® X5460.

2.21.3.3 Velocidad 3.16GHz,1333MHz FSB, L2x12MB Cache, # cores=4, # threads=4

2.21.3.4 Memoria RAM 4 GB DDR2 667 MHZ QUAD CHANNEL FBD.

2.21.3.5 Disco duro 2 discos de 160 GB c/u o mayores, configurados en espejo, proporcionando integridad en los datos al contar con la misma información en ambos. Si un disco falla en el otro se cuenta con la información actualizada.

2.21.3.6 Unidades 1 DVD±RW.

2.21.3.7 Tarjeta de red 2 puertos ethernet 802.3 10/100/1000 Mbps (auto detección).

2.21.3.8 Puertos seriales 1

2.21.3.9 Puertos paralelos 1

2.21.3.10 Puerto USB 6+







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2.22 Impresora de red.

2.22.1 Impresión láser en blanco y negro

2.22.2 Velocidad de impresión normal hasta 35 ppm a4, 18 ppm a3

2.22.3 Calidad de impresión normal hasta 1200x1200 ppp

2.22.4 Volumen de páginas mensuales recomendado de 2500 a 1000

2.22.5 Opción de impresión a doble cara

2.22.6 Número de bandejas de papel uno

2.22.7 Tamaños estándares de soporte: a3, a4, a4 rotado, a5, a6, b4 (jis), b5, b5 (jis), b6 (jis), c5, dl, ejecutivo, ejecutivo (jis), legal, carta, carta rotada, monarch, postal (jis), dpostcard (jis), ra3, declaración, 8k, 16k, #10, 8,5 x 13 pulgadas, 11 x 17 pulgadas

2.22.8 Puerto de comunicación para instalarse en red fast ethernet

2.22.9 Alimentación 120 vac @ 60hz

2.23 Switch.

2.24 Módulos para aplicaciones de seguridad y automatización.

2.25 Deben ser tipo industrial

2.25.1 Tipo de conectores RJ-45

2.25.2 VELOCIDAD 10/100 MBPS IEEE 802.3AF POE

2.25.3 Alimentación 120 VAC @ 60hz.

2.25.4 El número de puertos RJ 45 debe ser el número de dispositivos + 5 que conforman la red ethernet mostrado en el plano P-600.

2.25.5 Software

2.25.6 Debe suministrarse un sistema operativo para la estación y debe ser en ambiente Windows, también debe de estar de acuerdo a los requerimientos de los softwares descritos en esta especificación.

2.25.7 Debe suministrarse todo el software necesario para correr la aplicación de la HMI en modo run-time, configuración de gráficos, OPC, etc.

2.25.8 Se debe utilizar el mismo software suministrado para la funcionalidad de las pantallas táctiles (programación y run-time).

2.25.9 Debe suministrarse el pack Microsoft Oficce 2007 como mínimo.


2.26 PEMEX Petroquímica es propietario de los derechos de uso de todo el software utilizado en la configuración con el fin de que no tenga limitación en cuanto a la configuración y operación de los equipos.






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2.27 El sistema operativo en conjunto con el hardware empleado, deben tener la capacidad de asegurar la recuperación total de la información en el caso de tenerse problemas en los equipos.

2.28 El proveedor proporcionará todo el software y licencias para todos los equipos que formarán parte de la HMI de los nuevos sistemas instrumentados de seguridad, así mismo, efectuará la configuración para la comunicación satisfactoria con todos los equipos relacionados.

2.29 El proveedor debe considerar una licencia de desarrollo de tags ilimitados para cada servidor la cual debe permitir crecimiento y futuros cambios a la HMI tanto en modo configuración y en modo “Run time”. El modo de la otra licencia puede ser de manera que solo permita correr la HMI.

2.30 Debe contarse con detección, diagnóstico y eliminación de virus informáticos en la red en forma activa y automática alertando al operador mediante un mensaje.

2.31 Los accesos permitidos al operador deben ser hechos con la aprobación de PEMEX Petroquímica, y además contar con un login/password para cada operador/supervisor.

2.32 El software que forma parte de la HMI de los nuevos sistemas instrumentados de seguridad incluye sistema operativo Windows XP o Windows 7, software de desarrollo para funciones de la interfase hombre-máquina, herramientas de soporte así como el programa de aplicación.

2.33 La herramienta de desarrollo empleada para la interfase del usuario de los nuevos sistemas instrumentados de seguridad debe cumplir con las siguientes características:

2.33.1 Diseño de sistema abierto.

2.33.2 Arquitectura cliente-servidor.

2.33.3 Soportar tecnologías Microsoft (ActiveX, ODBC, OLE, OPC, DDE, COM/DCOM, XML, Windows metafiles).

2.33.4 Soporte estándares industriales (OPC, TCP/IP).

2.33.5 Comunicaciones con dispositivos (capaz de soportar decenas de dispositivos y protocolos)

2.33.6 Interfase DDE cliente y servidor.

2.33.7 Interfase OPC cliente y servidor.

2.33.8 Control basado en calendario.

2.33.9 Manejar lenguaje de alto nivel para el soporte de operaciones matemáticas de punto flotante.

2.33.10 Redundancia.

2.33.11 Soporte para tecnologías Web (netscape o internet explorer).

2.34 El proveedor debe mantener de manera precisa y con identificación única toda la configuración de los objetos los cuales son necesarios para mantener la integridad de la HMI de los sistemas instrumentados de seguridad. La configuración de estos incluye al menos: análisis de seguridad y requerimientos, especificación de software y diseño de documentos, módulos de código, planes de prueba y resultados, componentes de software y paquetes a incorporarse.

2.35 La aplicación debe permitir documentar la siguiente información para una posterior auditoría:

2.35.1 Estado de la configuración.






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2.35.2 Estado de la liberación.

2.35.3 La justificación y aprobación de todas las modificaciones.

2.35.4 Detalles de la modificación.

Lineamientos para el desarrollo de gráficos de la interfase

2.36 La información se desplegará en la interfase de usuario mediante gráficos dinámicos de manera homogénea y consistente, con menús fácilmente transitables que garanticen una operación segura del sistema.

2.37 Deben configurarse las siguientes funciones de despliegue:

2.37.1 Desplegado de la matriz causa-efecto de acuerdo a los documentos MCE-S-01, MCE-S-02.

2.37.2 Desplegado de gráficos en donde estén involucradas las salidas finales de control mostradas en los lógicos de control se debe mostrar por lo menos 1 gráfico por cada 3 salidas final de control.

2.37.3 Desplegado de alarmas y eventos.

2.37.4 Desplegado de gráficos con la aprobación de PEMEX Petroquímica.

2.37.5 Reportes con la aprobación de PEMEX Petroquímica.

2.37.6 Monitoreo de comunicaciones de la red.

2.38 El acceso y/o profundidad a estas debe ser acotado de acuerdo al rol de operador, contando con la aprobación del jefe de planta.

2.39 Todos los comandos, ayudas y mensajes que se mostrarán en las diversas ventanas de la interfase del usuario deben estar en el idioma español.

2.40 El proveedor debe entregar un procedimiento escrito completo, y otro simplificado que indique a detalle como reiniciar el sistema parcial y totalmente.

2.41 La interfase debe tener, dos medios diferentes para alertar al operador cuando cada señal recibida indique un cambio de estado. Una visible y otra audible, la cual persista hasta que sea manualmente reconocida.

2.42 En la interfase se debe desplegar un anuncio de alarma visual cada vez que ocurra un evento de alarma.

2.43 La información básica manejada por HMI y que debe desplegar en todo momento es:

2.43.1 Usuario actual (ventana superior).

2.43.2 Fecha y hora del sistema (ventana superior).

2.43.3 Botones de navegación para acceder a todas las pantallas (disponibles de acuerdo al rol de usuario, ventana superior).

2.43.4 Ventana en la parte inferior de alarmas y eventos.






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2.43.5 Pantalla actual (esta es presentada al centro, y algunas de estas pantallas son la representación gráfica de alta resolución que presente alguna de las funciones de despliegue.

2.44 El proveedor debe considerar que cualquier falla en las comunicaciones no debe afectar de manera adversa el funcionamiento de los sistemas instrumentados de seguridad, se entiende que solamente se presentará una alarma en la interfase por falla de comunicación.

2.45 La interfase de usuario debe contar con un archivo de ayuda por cada uno de los objetos y variables de interés que muestre en pantalla, y este debe aparecer mediante una tecla de función especial o un evento del mouse cuando el usuario se posicione en este. Estos archivos de ayuda deben ser aprobados por PEMEX y se debe de contar con ayuda en línea referente al funcionamiento del sistema.

2.46 Todas las variables a desplegarse a través de las ventanas de la interfase de usuario deben contar con sus unidades correspondientes en el SISTEMA INTERNACIONAL.

2.47 La interfase de usuario debe presentar el área correspondiente a cada instalación de la planta Petroquímica Morelos en una versión adaptada, de tal forma que resalte los elementos a monitorear de manera entendible, debe ser con símbolos gráficos animados de acuerdo a sus valores y/o estado de la variable a representar. El objetivo es que el usuario identifique de manera inmediata la falla en curso y los elemento(os) que intervienen en campo.

2.48 La interfase de usuario debe manejar información de proceso y equipo en tiempo real, con información diferenciada en varios colores, destello, video inverso y mecanismos o elementos similares.

2.49 La estación de ingeniería (lap-top ó HMI), debe permitir ejecutar las funciones necesarias para la configuración y operación del sistema, por lo que el usuario no tendrá que salirse en ningún momento de la aplicación, solamente hasta que sea necesario salvar los cambios.

Computadora portátil tipo (laptop) tipo industrial y a prueba de golpes, con las siguientes características técnicas;

Software con sistema operativo Windows.

Software (software suite) de configuración, programación y diagnóstico para el PLC, módulos de comunicación hacia las consolas de operación y hacia los paneles táctiles, en empaque cerrado de fábrica que incluye licencias a nombre de Complejo Petroquímico Morelos para su uso exclusivo, la funcionalidad del software suite debe contar con: herramientas de configuración del hardware para los PES’S de seguridad, herramientas de programación y documentación de la lógica de disparo basado en los estándares IEC-61131-3 (fs aproval: safety critical); herramientas de simulación de programas en PC; herramientas para puesta en sincronía de los procesadores; herramientas de programación de matrices de causa y efecto; herramientas para detección y diagnóstico de fallas del hardware del PES de seguridad; herramientas de programación de los módulos de comunicación Ethernet y los módulos de comunicación hacia las pantallas táctiles; herramienta para realizar cambios, forzados pruebas en línea y reparaciones del PES de seguridad que cuente con control de usuarios. Este suite de software debe ser el mismo y con la misma licencia para la configuración de los PES’S en las calderas CB-2, CB-3, CB-4, CB-5, CB-6, CB-7, CB-8 y CB-9.

Ambos softwares deben ser compatibles entre si, las licencias deben estar a nombre de Complejo Petroquímico Morelos, la licencias deben ser del tipo off-line/stand alone.

Software pack microsoft office 2007 compatible con el sistema operativo a suministrar.






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Procesador One Intel® Xeon® X5460. Velocidad 2.8 Ghz, 1333MHZ, l2x6mb cache, Quad Corel duo 1.4 Gghz. memoria Ram 2gb ddr2 667 Mhz Quad Channel Fbd. disco duro de 120 Gb removible montado en gel para absorber los golpes, de canal dual hasta 533mhz, pantalla LCD 17” de ultra alta definición, 1 puerto serial (db9), 1 paralelo (db25), 4 USB, dos tarjetas de red Ethernet 10/100/1000 mbps (jack rj-45), dvd±rw de 8x y dos ranuras para PCMCIA, debe incluir un ratón óptico Usb con cable retráctil, dos baterías para computadora portátil con capacidad de 2 horas de operación como mínimo; cable de alimentación con eliminador/cargador de batería para conectar la computadora portátil a alimentación de 100-240 Vac, 50-60 Hz.

Un estuche de piel para transporte de la computadora portátil.

2.50 El proveedor debe garantizar que el monitoreo y supervisión reúna los requerimientos establecidos en las especificaciones de seguridad bajo todas las condiciones de operación previstas. Para esto debe considerarse lo siguiente:

2.50.1 Deben desarrollarse pruebas para llevar el monitoreo mas allá de los límites normales de operación para datos, comandos, entradas del teclado y otras acciones para que se revelen posibles fallas al sistema.

2.50.2 En el monitoreo debe implementarse un reporte de errores y respuestas del sistema.

2.50.3 El monitoreo y supervisión debe probarse para determinar su comportamiento en presencia de fallas de hardware.

2.50.4 Registros completos de todas las señales recibidas deben almacenarse en el SISTEMA DE ALARMA BMS por lo menos por un año.

2.51 Gráficos

2.51.1 Se debe desplegar una pantalla general de carácter dinámico que proporcione información en tiempo real del estado de la instalación y que permita la interacción con el sistema. Esta pantalla general debe desplegar un diagrama de la instalación que muestre de manera esquemática cada uno de los equipos, sensores y válvulas, cabezales y tuberías debidamente identificados mediante etiquetas o “tags”. Las condiciones de operación y su estado lógico de cada una de los instrumentos se deben mostrar en sub pantallas divididas en zonas de la planta de tal forma que se despliegue en forma clara cada uno de los diferentes sensores, válvulas, y equipos dinamicos debidamente identificados y codificados mediante colores.

Los siguientes puntos son guías para la elaboración de los desplegados gráficos en la estación de operación. Las desviaciones a estas guías deben ser aprobadas por PEMEX, antes de comenzar las configuraciones del sistema.

Los gráficos se deben desarrollar sobre una herramienta del tipo HTML (hyper text markup lenguaje) y el diseño del contenido debe estar acorde con los DTI’s del proyecto que proporcione el proveedor.

El título debe ser un texto color amarillo, texto de doble tamaño, centrado en la parte superior de la página. Este es el único texto en tamaño diferente al estándar. El titulo por lo general debe corresponder al titulo indicado en el DTI y se debe incluir el número del DTI abreviado si es posible.

En todo texto los descriptores estáticos deben ser en color blanco. Esto incluye los Tag’s de instrumentos e identificación de recipiente y equipos y otros descriptores.






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La asignación de colores debe ser como sigue:

Rojo:

a) Representación dinámica de todas las válvulas cerradas.

b) Representación dinámica que esta fuera de operación.

c) Alarmas prioritarias por ejemplo: muy alto, muy bajo, etc…

Verde:

a) Títulos gráficos.

b) Identificación de intrumentos.

c) Líneas de conexión de instrumentos (achuradas).

Gris:

a) Área dentro del contorno del recipiente.

Amarillo:

a) Títulos gráficos.

b) Identificación de intrumentos.

c) Líneas de conexión de instrumentos (achuradas).

Azúl:

a) Líneas de servicio.

b) (Nota: identificar claramente el servicio de la línea y la dirección de flujo).

Cyán:

a) Datos de variables de proceso.

b) Identificación de instrumentos.

c) Línea de conexión de instrumentos (achuradas).

d) Barras gráficas de nivel.

Blanco:

a) Textos descriptores.

b) Líneas de proceso.

c) (Nota: identificar claramente el medio de proceso y la dirección del flujo).

Negro:

a) Fondo.

Recipientes:

Todos los recipientes deben ser de color gris, el contorno debe ser de color verde. Los nombres y los tag’s de recipientes deben ser de color blanco y deben incluirse dentro del recipiente, si es posible.






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La forma del recipiente debe de corresponder a la representación del DTI y de acuerdo con lo indicado a norma K-217. Todas las líneas que entren y salgan del recipiente deben ser de acuerdo a lo posición física relativa como se muestra en los DTI’s.

Válvulas:

Las válvulas on-off deben ser del color rojo cuando estén en posición cerrada y de color verde cuando estén posición abierta. Las válvulas que se abran ó cierren como resultado de un interlock deben tener una letra “I”, de color amarillo dentro de un rombo de fondo amarillo conectado a la válvula en modo de apagado bajo condiciones normales de la operación “I” y el rombo deben ser visibles.

Motores y bombas:

Los dispositivos mostrados en los DTI’s con indicación de estado en la estación de operación, tales como bombas u otros equipos accionados por motor deben ser de color verde cuando estén operando y de color rojo cuando estén fuera de operación. La simbología de la bombas deben ser de acuerdo con los DTI’s. Los equipos que tengan control on-off desde la estación de operación deben delimitados en un cuadro de control.

Valores de datos analógicos:

Los valores de datos analógicos deben ser de color cyan bajo condiciones de operación normal (estado no alarmado). La identificación de los instrumentos deben ser de color cyán y las unidades de medición deben ser de color blanco y deben aparecer junto al valor de la medición. Las unidades de medición deben aparecer en seguida del valor de la medición cuando sea posible, de otra forma deben aparecer debajo del valor de la medición.

Gráficos para representar enlaces de páginas:

El acceso para continuar un gráfico de proceso o para asociar pantallas puede ser por medio de ligas configuradas en el gráfico por medio de flechas y etiquetas o vía teclas “page forward / page back keys” ó touch screen. Las líneas de proceso que salen o entran de un gráfico deben terminar en un área del tipo “control target”. Dentro del área delimitada deben tener un descriptor estático que describa adecuadamente el servicio y el destino.

Debe haber una página con enlaces para acceder a todas las pantallas o viceversa. Esta pantalla debe estar constituida por una serie de ventanas con títulos que describan cada pantalla.

Gráficos para la representación de lazos de control.

Para lazos de control, el tag de identificación del lazo se debe escribir en tres espacios sobre el valor de la variable en color cyan, si el espacio lo permite. En la línea siguiente debajo se debe desplegar el valor de los datos analógicos, un fondo blanco de control debe encerrar el tag correspondiente del lazo, el valor y las unidades.

Sobre la selección del fondo blanco el gráfico debe desplegar los parámetros del controlador para acción del operador.

Una línea achurada de color cyan conectará al controlador, a la válvula y al punto de origen de medición.

Gráficos para representación de alarmas:






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En el evento de disparo todas las alarmas deben estar parpadeando en el color de alarmas asignado hasta ser reconocida por el operador. Después del reconocimiento el color de la alarma debe permanecer fija mientras exista la condición de alarma.

Las alarmas discretas deben ser invisibles cuando no estén en condición de alarma. Cuando exista una condición de alarma el tag debe estar en color rojo si es una alarma prioritaria y debe ser conectado al punto de origen de la medición por una línea achurada color cyan.

Cuando los valores de datos para controladores e indicadores excedan los límites de alarma, el fondo del valor de datos debe estar de acuerdo con los colores definidos anteriormente. Los tipos de alarma tales como alto, bajo, etc… se deben indicar claramente. Al regresar a condición normal, los valores de los datos retornarán al color cyan.

2.52 Durante las pruebas FAT y SAT se deben definir los colores y se deben ajustar los tamaños en los gráficos con personal de PEMEX, en caso de que se tenga alguna modificación.

2.53 Control de usuarios.

2.53.1 La interfase debe contar con control de usuarios para restringir el acceso a funciones críticas, acceso a cierta información y operaciones tales como comunicación, datos, pruebas, mantenimiento, cambio a otros programas (alt+tab), salirse de programa, acceso a Windows (incluso hasta para apagar la máquina), Etc., así como a la configuración del sistema, para ello cada usuario debe contar con su propio Nombre de Usuario y Contraseña.

2.53.2 Acceso restringido a datos que sirven para descubrir futuras fallas.

2.53.3 Los usuarios deben ser agrupados en las siguientes categorías: operadores, jefes de turno, jefes de planta, superintendentes y administradores. Cada uno con determinado número de privilegios de acuerdo con las necesidades de PEMEX Petroquímica.

2.53.4 El grupo de administradores no tendrá ninguna restricción, a fin de realizar las modificaciones que el sistema requiera para un crecimiento y/o mejora posterior.

2.53.5 Por lo anterior debe haber un usuario por default al inicio del sistema que permitirá las funciones básicas de monitoreo.

2.54 Alarmas.

2.54.1 La interfase de usuario debe contar con una ventana para que en todo momento pueda ver los eventos y alarmas ocurridas.

2.54.2 Cada evento y/o alarma que suceda debe ser registrado en la base de datos, junto con el usuario que este activo en ese momento.

2.54.3 La interfase de usuario debe contar con una ventana especial para ver los históricos de alarmas sucedidos en el rango de fechas que se especifique, en esta se permite al usuario ordenar las alarmas ocurridas por cada uno de los siguientes campos (los cuales se verán en esta ventana):

2.54.3.1 Fecha y hora inicial de la alarmas.

2.54.3.2 TAG.

2.54.3.3 Mensaje informativo.

2.54.3.4 Estado actual de la alarma.






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2.54.3.5 Ubicación de la alarma en campo.

2.54.3.6 Nivel de alarma.

2.54.3.7 Fecha y hora final.

2.54.3.8 Usuario que reconoció la alarma.

2.54.4 El usuario no esta restringido a seleccionar un solo campo, podrá elegir incluso todos; el desplegado de las alarmas se mostrará tomando en cuenta el orden en que se van seleccionando.

2.54.5 El usuario debe poder consultar alarmas hasta con un año de anterioridad.

2.54.6 El sistema debe de contar con auto depuración para eliminar aquellos registros que tengan una antigüedad de más de uno y medio años.

2.54.7 La interfase de usuario debe contar con una ventana donde puede formar grupos de alarmas y salvarlos con un nombre para su posterior consulta, esto le permitirá ver exclusivamente en la ventana de históricos las alarmas que el usuario haya elegido.

2.54.8 Se debe contar con la opción de mandar el reporte de alarmas en el rango de fechas seleccionado hacia la impresora.

2.54.9 La interfase de usuario debe soportar el “bloqueo de alarmas”. Los usuarios deben poder definir la jerarquía de las alarmas y bloquear la generación de alarmas de “nivel bajo” si una alarma de “nivel alto” esta presente. Esto permite al operador concentrarse en causas primarias más que recibir todos los problemas ocasionados como efectos secundarios.

2.55 Reportes.

2.55.1 El total de información contenida en la base de datos debe estructurarse de forma que permita al usuario a través de herramientas proporcionadas por el sistema crear y modificar con facilidad formatos y reportes de operación y de mantenimiento mismos que se imprimirán manual y/o automáticamente.

2.55.2 El proveedor dentro de la documentación debe dejar bien documentada la base de datos (tablas, contraseñas, relaciones, etc.) de tal forma que personal de PEMEX Petroquímica pueda exportar la información hacia otros sistemas.

2.55.3 Manejar un sistema de reporte de eventos que incluya cualquier cambio en las variables del sistema y que este fuera de especificación o cualquier cambio en las variables del sistema que requiera un nivel de privilegios mayor que el de operador; este debe ser en pantalla pero con la opción de mandarse a impresora, contando también con históricos, es decir, se le debe permitir al usuario elegir un rango de fechas.

2.55.4 El proveedor debe suministrar el hardware y software para generar y dar formato para el despliegue en el monitor e impresión de los reportes, cualquier parámetro definido en la base de datos del sistema instrumentado de seguridad tanto en tiempo real como en historicos.

2.55.5 La generación de reportes debe ser como tareas de fondo y no debe interrumpir la operación dinámica del sistema instrumentado de seguridad.

2.55.6 El software debe incluir un modo de reporte periódico automático que permita la selección del tipo de reporte a ser generado, el intervalo de tiempo en el que el reporte inicial va a ser






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generado, el intervalo de tiempo entre reportes y el direccionamiento a la impresora a utilizar. El software debe incluir facilidades para modificar o inhibir reportes por personal autorizado, los reportes podrán ser impresos en forma periódica o a solicitud del operador.

2.55.7 Los siguientes son algunos tipos de reportes que deben estar disponibles para ser generados periódicamente o a solicitud del operador:

2.55.7.1 Registros de valor actual: Registros de todos los valores más recientes de cualquier área de la planta.

2.55.7.2 Registros históricos: variables que se deben registrar desde cualquier archivo histórico.

2.55.7.3 Un sumario de instrumentos que se encuentre fuera de servicio ó en condición de alarma vía diagnostico de reporte.

2.55.7.4 Un resumen de todos los lazos que estén actualmente fuera de operación.

2.55.7.5 El estado de todos los lazos de control en un área seleccionada.

2.55.7.6 Un registro cronológico de aquellos eventos que han ocurrido durante un periodo de tiempo especificado por el usuario.

2.55.7.7 El proveedor debe incluir en sus reportes, un ejemplo de reportes estándar, así como los procedimientos para diseñar reportes personalizados.

3 CONTROLADOR LÓGICO PROGRAMABLE (PLC) PARA APLICACIONES TIPO INSDUSTRIAL

General

Para La caldera CB-6 se deberá suministrar un PLC de seguridad SIL2 y un PLC del tipo industrial , el PLC de seguridad SIL 2 además de tener migrada la lógica de protecciones con la que actualmente están operando las calderas CB-2, CB-3, CB-4,CB-5, CB-6 y CB-7, CB-8, CB-9 se le asignaron a algunas protecciones existentes un nivel de seguridad apoyándose en el estudio de un análisis HazOp realizado a la operación de la caldera en cuanto a protecciones existentes el cual dio como resultado funciones instrumentadas de seguridad con niveles de seguridad de SIL 1 y SIL 2, a su vez el PLC del tipo industrial va a tener migrada la lógica de alarmas y el control de las compuertas primarias y secundarias de aire a la caldera, la lógica de las turbinas de vapor y motores eléctricos.

EL hardware existente tiene las siguientes características:

El equipo existente es un PLC Siemens Simatic S5115U sin redundancia en componentes.

Tiene módulos de entradas digitales de campo a 24 VCD y salidas digitales a campo a 24 VCD, también tiene salidas digitales a campo a 120 VCA.

Para ver los detalles de configuración referirse al documento (Programa del inter-look de la caldera CB-6 ) elaborado por la compañía Instrumentación Digital Automatizada S.A. de C.V.

Esta especificación define los criterios de diseño y los requerimientos mínimos de hardware, software y suministro de un (1) controlador lógico programable (siglas PLC en inglés) para aplicaciones de tipo






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industrial, a ser instalado en el primer nivel de la caldera CB-6 de la planta de Generación de Vapor que se localiza dentro del Complejo Petroquímico Morelos, y estarán clasificados de la siguiente manera:

3.1 Un (1) PLC del tipo industrial.

3.2 La cantidad de entradas y salidas tanto analógicas como discretas se puede consultar en el siguiente documento:

3.2.1 IND-P-004 “Distribución de entradas y salidas E/S en el PLC del tipo industrial para la caldera CB-6”.

3.3 Los listados mencionados anteriormente tienen algunos módulos ya sea de entradas digitales, salidas digitales, con una pestaña o encabezado que los diferencia de los demás con el voltaje que se debe suministrar a los dispositivos de campo.

3.4 Para la configuración se debe hacer una migración idéntica a la lógica actual del PLC de la caldera CB-6 de la lógica referente a las alarmas de proceso, control de las compuertas primarias y secundarias del suministro de aire a la caldera, control y protecciones de las turbinas de vapor y de los motores eléctricos, quedando excluida la lógica de protecciones existentes relacionado con las secuencias de pre-encendido, barrido, encendido y paro de la caldera, también queda excluido las señales provenientes de termopares y salidas analógicas.

3.5 Para hacer la migración de la lógica actual al nuevo PLC se debe hacer primeramente un respaldo en línea del diagrama de escalera que esta corriendo en el PLC y de su base de datos actual, para su posterior implementación lógica idéntica en el lenguaje de programación que este disponible en el PLC nuevo contando con la aprobación de PEMEX-Petroquímica.

3.6 El software utilizado para la programación de este PLC debe ser el idéntico que se use para la programación de los PES’s de seguridad que se suministrarán dentro del mismo proyecto

3.7 Se debe entregar en duro y dos juegos (CD, VCD, USB) la información referente al respaldo en línea del PLC que tiene actualmente de la caldera CB-6

3.8 El licitante debe asumir total responsabilidad comprometiéndose a entregar en optimas funciones y sin daño alguno por el sistema instrumentado de seguridad incluyendo como mínimo, pero no limitado a lo siguiente:

3.8.1 Hardware y software del sistema para mantenimiento, configuración y diagnósticos.

3.8.2 Sistema de ingeniería.

3.8.3 Sistema de documentación.

3.8.4 Operación funcional y verificación.

3.8.5 Guía de configuración y programación.

3.8.6 Desarrollo de la programación.

3.8.7 Completa aceptación de la pruebas FAT y entregar el reporte del protocolo de las pruebas.

3.8.8 Completa aceptación de la pruebas SAT y entregar el reporte del protocolo de las pruebas.

3.8.9 Exportación, embalaje, transportación al sitio de trabajo.






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3.8.10 Suministro, instalación, cableado interno, montaje interno, interconexión interna, del gabinete.

3.8.11 Partes de repuesto durante la etapa del comisionamiento y arranque.

3.8.12 Todos y cada uno de los componentes del sistema deben contar con las herramientas (hardware, software, licencias) y documentación necesaria para realizar su configuración, mantenimiento, diagnóstico y pruebas. Toda esta información debe ser entregada al cliente sin ninguna restricción.

3.9 Para la fuente de poder ininterrumpible (siglas UPS en inglés) se deben usar las UPS’s existentes para cada caldera y así dar la alimentación de corriente eléctrica a cada sistema nuevo PES y PLC, ver planos L-003 y L-004 para diagramas unifilares, documentos MCL-L-001 a MCL-020. (capacidad mínima de respaldo a falla debe ser de 30 minutos a plena carga).

3.10 Es responsabilidad del proveedor suministrar, montar, programar, configurar, puesta en marcha y entregar operando el PLC con todos los accesorios y partes de conexión e interconexión para su correcto y adecuado funcionamiento, incluyendo los controladores, interfases de comunicación para bus de control, módulos I/O, lotes de cables, clemas, barreras, cajas de conectores, Etc.

3.11 Los sistemas de conexión a tierra deben ser completamente nuevos, desde su delta o varilla de conexión hasta los equipos nuevos de acuerdo a los requerimientos del sistema (por el fabricante), se debe de entregar planos siguiendo las normas oficiales mexicanas, los tipos de sistemas de tierra (física, lógica y de seguridad) deben de implementarse de acuerdo a las necesidades del equipo a suministrar (ver manual de instalación de los equipos suministrados).

3.12 Se debe utilizar Ethernet TCP/IP como red de comunicación entre el PLC y HMI’s propuestas en este proyecto en el documento ESP-P-002. Se deben emplear los protocolos de IEEE 802.3 ó IEEE 802.4, IEEE 802.1d, IEEE 802.1w, no se acepta el uso de un HUB como parte de la red, se debe de emplear un switch del tipo industrial.

3.13 El proveedor/fabricante debe proporcionar la memoria de cálculo por el gabinete suministrado del calor generado por el PLC, accesorios y fuentes de poder que estén dentro de este gabinete con el fin de proponer medios de enfriamiento si no fuera suficiente con el aire que se les tiene que suministrar a los gabinetes para cumplir con su clasificación de áreas.

3.14 El proveedor/fabricante debe proporcionar la memoria de cálculo en duro y en forma electrónica del consumo de potencia real más el 15%.

3.15 Los servicios de instalación, pruebas y puesta en operación se deben de realizar por personal que cuente con la experiencia comprobable con un mínimo de cuatro sistemas BMS instalados.

3.16 Los servicios de configuración, soporte de arranque y capacitación se deben de realizar por personal que cuente con la experiencia comprobable con un mínimo de tres años y debe ser personal de la misma compañía del fabricante de el equipo PLC suministrado.

Gabinete de control para PLC industrial.

3.17 El nombre del gabinete que alojará el PLC del tipo industrial para la caldera CB-6 se debe rotular en pintura negra en la parte superior de enfrente del gabinete con el nombre de “ CAB-PLC industrial”






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3.18 El gabinete a suministrar “CAB-PLC Industrial” se localizará en campo en el primer nivel al lado derecho del “CAB-PLC” viendo de frente este gabinete.

3.19 El gabinete “CAB-PLC Industrial” Se debe suministrar con una puerta abatible por el lado de enfrente y debe estar montado su hardware (racks, fuentes de alimentación, CPU, módulos de comunicación, módulos de entradas y salidas, incluyendo las fuentes de alimentación externa para las salidas digitales, todos sus dispositivos de entrada de campo tales como clemas, breakers, fusibles etc.) sobre una platina o panel de montaje, para ello el gabinete se debe suministrar con paneles de montaje principal y laterales, ver detalles de gabinete y localización de sus componentes en el plano correspondiente P-397.

3.20 El “CAB-PLC Industrial” debe ser suministrado con un sistema de purga/presurización tipo “Z” para un pequeño volumen de entre 2 a 10 pies cúbicos de aire, este sistema permite el uso en locaciones de áreas eléctricas clasificadas, como una alternativa para gabinetes nema 7 o 9. Debe incluir por lo menos un panel de montaje, regulador ajustable, filtros con purgas automáticas, indicador de presión, Etc. Este sistema debe ser de línea y no debe ser implementado en campo. Poner tantos filtros sea necesario para evitar en lo mínimo una entrada de agua ya que el aire con que se cuenta no es seco. Auxiliarse con buenas prácticas de instalación para entrampar el mayor volumen de agua que lleve el aire.

3.20.1 El gabinete de control “CAB-PLC Industrial debe ser suministrado con las siguientes características físicas:

3.20.1.1 El gabinete de control “CAB-PLC Industrial”, se abrirá sólo por la parte de enfrente teniendo una puerta.

3.20.1.2 El gabinete debe ser de línea comercial.

3.20.1.3 Acreditar con certificado que cumpla con Nema 4X, UL508A, cUL, CSA 22.2 N° 94, IEC 60529, IP65 como mínimo.

3.20.1.4 Del tipo auto-soportado. Con orejas de izaje de alta resistencia.

3.20.1.5 Material en acero inoxidable 304 calibre 12.

3.20.1.6 Acabado natural sin pintar.

3.20.1.7 Entrada ajustable para cables en la parte inferior.

3.20.1.8 Retentor de puerta, porta documentos en acero inoxidable.

3.20.1.9 Barra de tierra lógica (para conexión del blindaje o dren de los cables).

3.20.1.10 Debe tener una placa de identificación del gabinete en parte de enfrente, fijada en forma permanente al gabinete, no se permiten adhesivos, se permite estar rotulado con color negro.

3.20.2 Revestimiento interior de los gabinetes de control.

3.20.2.1 Canaleta y tapa tipo “F” plástica ranurada para cableado en lugares de alta densidad de bloques terminales, tipo Lina 25 de PVC color gris claro, debe tener requerimientos de material para flama retardante (NFPA 79-2002 sección 14.3.1).

3.20.2.2 Todo tipo de cable que esté dentro del gabinete debe estar debidamente etiquetado, se debe de utilizar recubrimientos plásticos para proteger el estampado de la etiqueta.






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3.20.2.3 Cada clema, tablilla de interconexión ó bloque terminal a utilizar dentro del gabinete debe ser lo más delgado posible y se debe etiquetar de acuerdo con el plano P- 037, P-397.

3.20.2.4 Los cables de control, poder y tierra deben ser de color codificado de acuerdo a los requerimientos de la NEC.

3.20.2.5 Todas las conexiones a cable de control deben ser del tipo atornilladas.

3.21 El nuevo “CAB-PLC industrial” será alimentado por la actual alimentación del PLC Siemens simatic S5 que es de 110VAC y proviene de la UPS asignada para la caldera CB-6 ver plano unifilar L-004.

3.22 En el cuarto de control de las calderas CB’s existen unos tableros de alarmas visuales denominados “panalarm”, a excepción de la caldera CB-6 que no cuenta con este “panalarm” pero que en su sustitución tiene un desplegador de alarmas digital, el cual también se va a modernizar y es especificado en el documento ESP-P-001, el suministro de voltaje a este desplegador de alarmas digital será a través de su actual alimentación y que esta proviene de la salida de la fuente de poder de 24 VCD que se encuentra en el gabinete “CAB-PLC Industrial” localizado en campo. La comunicación de este desplegador de alarmas debe ser vía Ethernet y los datos los tomará de los switch Ethernet propuestos para las HMI’s.

Requerimientos de diseño del PLC tipo industrial

3.23 El PLC y cada uno de sus componentes (procesadores, módulos de E/S analógicas y digitales) debe contar como mínimo con la certificación UL para aplicaciones del tipo industrial. El proveedor/fabricante debe presentar el certificado vigente y reporte de pruebas correspondientes, que cubran por completo los requerimientos de la propuesta que presenta.

3.24 El PLC debe ser de un diseño modular con un sistema plug-in en módulo del procesador, módulos de entrada y salida digital, módulos de alimentación de poder, y módulos de comunicaciones, estos módulos deben poder ser instalados y removidos sin el uso de herramientas especiales.


3.25 Fuente de alimentación (poder para los módulos) interna para el PLC

3.25.1 La fuente de poder del PLC debe contar con la capacidad de alarmar en caso de falla vía software y con indicadores tipo led de falla y energizado localizados enfrente del módulo.

3.25.2 El voltaje de entrada a las fuentes de poder del PLC debe ser de 120VAC, 60 Hz, desde el UPS.

3.25.3 La capacidad de las fuentes de poder y su distribución entre los diferentes Racks debe cumplir como mínimo con la carga demandada de los módulos electrónicos que se proporciona en el documentos de entradas y salidas así como también en la arquitectura del PLC + 30% de disponibilidad y proporcionar los tipos de voltajes requeridos para la electrónica interna (módulos) del PLC.






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3.25.4 La fuente de poder debe ser reemplazable en línea sin la necesidad de interrupción de la energía (hot repair), en caso de requerirse herramientas especiales, éstas deben ser proporcionadas. El reemplazo comprende la configuración automática sin que se cause interrupción o disturbios en el proceso.

3.25.5 La fuente de alimentación principal debe tener protección interna para un sobrevoltaje transitorio.

3.26 Unidad central de procesamiento (CPU).

3.26.1 Se aceptan solo PLC con la velocidad del procesador de 64 MHz como mínimo.

3.26.2 Debe poder realizar la adquisición de datos y ser capaz de realizar secuencias de eventos para su transmisión a una terminal de operador. El espacio en memoria para la secuencia de eventos debe contar como mínimo con 2 Mbyte de DRAM.

3.26.3 Debe poder registrar y retener la última lectura para los casos de falla de canal o de las señales discretas en el caso de fallas en módulos de E/S, provenientes de los dispositivos de campo.

3.26.4 El tiempo de procesamiento (scaneo) del PLC debe ser no mayor a 1.5ms por Kbyte de memoria de programa.

3.26.5 La memoria de cada procesador debe ser del tipo no volátil (EEPROM o Flash) y debe contar con un medio de protección de escritura que asegure la comunicación de sólo lectura con sistemas externos.

3.26.6 En caso de contar con un respaldo de batería para la memoria de programa de cada procesador, con vida útil de 4 años como mínimo, y un tiempo de respaldo del programa de seis meses como mínimo. Debe proveerse una indicación de batería averiada, cuyo reemplazo debe efectuarse sin la necesidad de remover el módulo procesador y sin provocar disturbios en el proceso.

3.26.7 Cada procesador debe contar con la suficiente memoria para el desarrollo de la aplicación (1 Mbytes de base como mínimo), además debe ser expandible por lo menos a 4 Mbytes para adecuaciones futuras.

3.26.8 Se debe contar con una indicación luminosa del estado del procesador.

3.26.9 El proveedor debe hacer el cálculo para que la memoria ocupada para la aplicación este al 50% de la capacidad de la memoria raíz a suministrar, si este programa de aplicación sobrepasara el 1 Mbytes se debe expandir la memoria.

3.26.10 Cada procesador debe tener un selector de llave física ó clave (password) por software para acceder a los modos de operación que permitan: la ejecución del programa, modificaciones al programa en sitio y de manera remota (ejemplo: RUN, REM, PROG).

3.27 Entradas digitales.

3.27.1 En los módulos de entradas digitales la máxima densidad de señales permitidas para su cableado debe ser de 16 como máximo por módulo. si el licitante ofrece un módulo con más de diez y seis canales se permite este módulo, pero se deben cablear solo 16 canales, la diferencia de canales no se debe tomar dentro del 25 % del total de canales disponibles que se requiere.

3.27.2 Los módulos de entrada no deben tener interruptores o enlaces de direccionamiento.

3.27.3 Los módulos de entrada deben ser adecuados a los requerimientos de voltaje y corriente de los dispositivos de campo. El uso de elementos de interposición tales como relevadores, se debe






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limitar a cargas que excedan en capacidad de voltaje y/o corriente y con la anuencia de PEMEX Petroquímica.

3.27.4 Las características de los módulos de entradas digitales son:

3.27.4.1 Entradas de la instrumentación de campo que tienen contacto seco.



3.27.4.4 Voltaje suministrado de 24 Volts corriente directa proveniente del mismo módulo.

3.27.4.5 El método de conexión del cable proveniente de los dispositivos debe ser del tipo atornillable

3.28 Salidas digitales.

3.28.1 En los módulos de salidas digitales la máxima densidad de señales permitidas para su cableado debe ser de 16 como máximo por módulo. si el licitante ofrece un módulo con más de diez y seis canales se permite este módulo, pero se deben cablear solo 16 canales, la diferencia de canales no se debe tomar dentro del 25 % del total de canales disponibles que se requiere.

3.28.2 Los módulos de salida no deben tener interruptores o enlaces de direccionamiento.

3.28.3 Los módulos de salidas deben ser adecuados a los requerimientos de voltaje y corriente de los dispositivos de campo (24 VCD ó 120 VCA). El uso de elementos de interposición tales como relevadores, se debe limitar a cargas que excedan en capacidad de voltaje y/o corriente y con la anuencia de PEMEX Petroquímica.

3.28.4 Las características de los módulos de salidas digitales son:



3.28.4.3 Método de conexión del cable proveniente de los dispositivos debe ser del tipo atornillable.

3.29 Fuentes externas (alimentación a dispositivos de campo como solenoides, relevadores, luces piloto)

3.29.1 Cuando se requiera que el voltaje requerido para las solenoides y relevadores de campo deba ser de 24 VCD ya sea que el propio módulo de salidas digitales suministre este voltaje o que se auxilie con una fuente externa de suministro de energía de 24 VCD. Si se usa una fuente externa de energía esta fuente debe de cumplir con lo siguiente:

3.29.1.1 La alimentación al primario o entrada a cada fuente debe ser de 120 Volts de corriente alterna.

3.29.1.2 La salida de las fuentes debe ser de 24 Volts corriente directa y suministra a todos los canales de salida a los módulos que requieran alimentación externa para los dispositivos de campo dentro de su mismo PLC, la capacidad total de la fuente externa debe ser al 70% dejando un 15% para adiciones.

3.29.1.3 Debe ser del tipo conmutada con sincronización en el primario.

3.29.1.4 La fuente externa debe contar con un contacto seco de salida de alarma en caso de un daño que sufriera y ya no pueda suministrar la energía adecuada.

3.30 Micropanel LCD tipo desplegador de alarmas.






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3.30.1 Desplegador de alarmas tipo LCD, resolución de 33 x 181 pixels o mejor, dos líneas de desplegado al mismo tiempo con 20 caracteres por línea, tamaño del carácter de 13mm como mínimo, con 4 botones configurables y un botón de reconocimiento de alarmas, 8 pantallas de desplegado por cada botón configurable, 80 alarmas de mensajes, con indicador de alarma visual y de sonido, sin iconos (gráficos) enbebidos en el mensaje, con protección de password, idioma en español configurable, dimensiones máximas del faceplate 138mm de largo x 68 mm de alto, para montaje en panel, suministrar empaques y accesorios para montaje, voltaje de alimentación a 24 VCD, puerto de comunicación Ethernet ( suministrar convertidor de protocolo en caso de no tener la comunicación Ethernet como nativa). Suministrar software de programación en caso de requerirse, que sea compatible con el sistema operativo de la lap-top a suministrar.

3.30.2 El proveedor debe considerar las licencias y software necesario para la funcionalidad total de este micropanel.

3.31 Protocolos de comunicación hacia las estaciones de operación (HMI’s) y desplegador de alarmas digital (micropanel LCD).

3.31.1 Los requerimientos de comunicación del PLC con otras interfaces deben ser según IEC 61511-1, en las cláusulas 11.7.1 y 11.7.3.

3.31.2 La comunicación del PLC con respecto a la interfase de desplegador de alarmas digital (mini panel) debe ser en ambos sentidos de lectura y escritura ya que es necesario interactuar con los dispositivos de campo relacionados con la lógica programada. Esta comunicación se hará a través de la red LAN nueva.

3.31.3 El PLC debe contar con un módulo de comunicación para ser parte de una topología de red de área local basada la norma IEEE-802.03. Este puerto de comunicación debe ser Ethernet (TCP/IP) y debe ser redundante y tolerante a fallas del tipo estrella, ver detalle de la topología en plano P-600. En ningún momento es parte del alcance la conexión de esta nueva red Ethernet hacia la red interna de PEMEX Petroquímica u otra intranet local.

3.31.4 Todos los puertos de comunicación deben permitir la conexión y desconexión sin interrumpir la operación del sistema, deben capturar la comunicación de manera automática sin la necesidad de reconfiguración o restablecimiento por medio de software; adicionalmente, todos los módulos de comunicación deben tener la capacidad de reemplazo en línea (hot swap).

3.31.5 Las comunicaciones no deben interferir con la ejecución de la lógica de seguridad.

3.32 Partes de repuesto y garantías.

3.32.1 El proveedor debe entregar todas las partes de repuesto del PLC, las cuales deben ser originales y determinadas con base a las listas de partes de repuesto recomendados por el fabricante; debe cubrirse este equipamiento de repuestos para el arranque y para dos años posteriores a la puesta en operación y aceptación del PLC.

3.32.2 El refaccionamiento es responsabilidad del contratista/proveedor durante las pruebas y el periodo de garantía con tiempo de respuesta inmediato.

3.32.3 El periodo de garantía de equipos y servicio que debe cubrir al PLC debe ser de uno y dos años respectivamente, contados a partir de la puesta en operación y aceptación del PLC. El proveedor debe administrar y apoyar en todas las actividades referentes al otorgamiento de garantías de todos los elementos del PLC durante el periodo de garantía del PLC.






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3.32.4 El proveedor y los fabricantes de los equipos deben garantizar mancomunadamente la disponibilidad de refacciones originales como mínimo por diez años. Adicionalmente deben garantizar que el PLC y cada uno de sus componentes son de última tecnología.


3.33 El software utilizado debe ser el idéntico que se use para la programación de los PES’s de seguridad que se suministrarán dentro del mismo proyecto.

3.34 La programación del PLC puede realizarse en lenguajes de escalera, diagramas de flujo secuencial, bloques de funciones, Etc., cumpliendo con el estándar IEC-61131-3.

3.35 Los lenguajes de programación soportados por el software debe contar con utilerías para la edición de comentarios por instrucción, función y renglón, con la finalidad de facilitar la programación, prueba y mantenimiento del programa; utilerías para el manejo referencias cruzadas de direcciones; la capacidad de forzado de direcciones de E/S; también debe incluir herramientas que permitan la simulación de la aplicación en la estación de ingeniería.

3.36 El proveedor debe entregar el paquete de software y librerías necesarias para la programación y configuración del PLC y puertos de comunicación; software y librerías de simulación de aplicaciones, pruebas de diagnóstico del PLC, así como las respectivas licencias.

3.37 El personal técnico que desarrolle la aplicación debe contar con la certificación del fabricante del equipo suministrado en los trabajos relacionados a la programación del equipo PLC, debe contar con un mínimo de tres años de experiencia en la programación de aplicaciones para Sistemas Instrumentados de Seguridad y estar certificado en el manejo del software de programación a emplear. Para ello debe proporcionar original y copia del certificado que lo avale y curriculum que indique la experiencia de la compañía y el personal desarrollador en la programación de Sistemas Instrumentados de Seguridad.

3.38 Los puntos que el programador debe considerar en el desarrollo de la aplicación de seguridad con el fin de mantener los parámetros de integridad y funcionalidad de todas las funciones de seguridad, son:

3.38.1 La programación de la lógica derivada de la migración de la lógica existen del PLC Siemens Simatic S5.

3.39 La aplicación debe ser desarrollada con las mejores prácticas y métodos de programación para equipos de control.

3.40 La programación debe documentarse de manera clara, precisa y por completo, según IEC 61511-1 cláusula 12.4.4; la documentación debe realizarse a nivel instrucción, función y renglón dependiendo de los lenguajes manejados. En el caso de realizarse programación de lógica secuencial, debe documentarse de acuerdo al estándar IEC-1131-3.

3.41 El proveedor debe entregar la versión final (última modificación después de 1 semana del arranque de la planta) de los archivos fuente del programa de la lógica; la memoria de desarrollo del programa de la lógica y toda su documentación en forma electrónica e impresa, además, dos respaldos de la versión final aceptada.






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3.42 El proveedor debe entregar un procedimiento con programa establecido de mantenimiento y pruebas del PLC.

3.43 La lógica programada en el PLC para la aplicación es propiedad de PEMEX Petroquímica.

3.44 El proveedor debe entregar toda la documentación y archivos de programación en idioma español.

3.45 El proveedor debe entregar los procedimientos de carga y descarga de la programación hacia el PLC, procedimientos para el forzamiento de salidas.

Aseguramiento y control de calidad

3.46 El fabricante del equipo (dueño de la tecnología del PLC) debe tener un programa QA/QC en fábrica, y en todo momento debe claramente establecer la autoridad y responsable del programa QA/QC. Las personas que realizan funciones de calidad deben tener la suficiente y bien definida responsabilidad y autoridad para aplicar los requerimientos de calidad y para identificar, iniciar, recomendar y proveer soluciones a los problemas de calidad, y para verificar la efectividad de la solución.

3.47 El fabricante del equipo debe cumplir con los requerimientos de la norma ISO 9001.

4 DETECTOR DE FLAMA

General

4.1 Los detectores de flama suministrados bajo esta especificación deberán ser productos estándar en los catálogos del fabricante. Donde sea posible, se deben utilizar componentes idénticos para permitir su intercambiabilidad.

4.2 Los detectores de flama deben ser adecuados para trabajo pesado, para aplicaciones industriales y deberán suministrarse totalmente ensamblados, probados e identificados.

4.3 Cada uno de los detectores de flama, deberá contar con una placa de acero inoxidable 304 en la que esté grabado en forma permanente el número de identificación (TAG) del detector. Esta placa deberá fijarse en forma permanente al cuerpo del detector (no se acepta el uso de adhesivos). Además de la placa anterior, el detector de flama deberá tener la placa normal del fabricante localizada en lugar visible en la que se anotarán mínimo los siguientes datos:

Marca.

Número de modelo.

Número de serie.

Material de construcción.






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Suministro eléctrico.

4.4 Para montaje en campo, el detector de flama, deben tener conexión bridada para acoplamiento con boquilla de la caldera.

4.5 Eléctrico

4.5.1 Las envolventes para los instrumentos deben cumplir con los requerimientos de la clasificación eléctrica del área en la cual estén instalados. En el caso de que el fabricante de ciertos instrumentos no pueda suministrar las envolventes adecuadas para el área, se debe considerar la purga del envolvente con gas inerte, aire seco, de acuerdo a NFPA 496. Para los casos de instrumentos y dispositivos montados localmente deben cumplir conformidad a los requerimientos NEMA 7 como mínimo.

4.5.2 Las terminales para conexiones eléctricas deben ser claramente identificadas cuando se requiera para indicar polaridad, tierra física donde aplique, y conexión para prueba. Las terminales de sujeción deben ser identificadas de acuerdo a los estándares de etiquetado de los fabricantes.

4.5.3 Las conexiones de tubo conduit para instrumentos montados localmente deben ser de rosca interna. Las conexiones deben ser adecuadas para la clasificación eléctrica del área en la cual el instrumento esté instalado.

4.5.4 Se requiere de la tropicalización de los circuitos electrónicos de los instrumentos.

Requerimientos de diseño

4.6 Los detectores de flama tendrán indicación local y deben ser del tipo inteligentes basados en microprocesadores utilizando sensores de estado sólido tipo dual, infrarrojo y ultravioleta (IR + UV), con electrónica sellada y memoria de configuración no volátil.

4.7 Las tarjetas de los circuitos electrónicos del transmisor deben ser tropicalizadas.

4.8 Los detectores de flama deben de tener incorporado un amplificador de flama interno y relevador con ajuste de umbrales para entrada y salida.

4.9 Los detectores de flama deben de tener incorporados los medios para seleccionar como mínimo tres frecuencias de modulación, ganancia del sensor ajustable y los umbrales del relevador de flama ajustables, salida analógica de 4-20 mA de la señal de flama y dos memorias programables a seleccionar para almacenar los ajustes correpondientes (para dos combustibles diferentes o regímenes de fuego).

4.10 La selección de frecuencias UV e IR, del detector de flama debe ser de manera automática.

4.11 El tiempo de respuesta al fallo de la flama debe ser seleccionable en un rango de 1 a 6 segundos.

4.12 El umbral de entrada (ON) del relevador de flama interno y el umbral de caída (OFF) del relevador de flama interno, deben ser ajustables.

4.13 Los detectores de flama deben tener integrado un display alfanumérico de al menos 8 caracteres y un teclado para la visualización de parámetros de operación y selección de puntos de ajuste.






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4.14 Los detectores de flama deben tener integrado un relevador de falla.

4.15 La alimentación eléctrica a los detectores de flama debe ser de 24 VCD.

4.16 Los detectores de flama deben operar satisfactoriamente en un rango de temperatura de operación de -40 °C a 65 °C.

4.17 El tipo de montaje del detector de flama debe ser mecánico por medio de brida, para acoplamiento con tubo de 3” de diámetro.

4.18 Se deben suministrar junto con los detectores de flama, los configuradores portátiles que sean requeridos para configuración local o remota, considerando mínimo 1 configurador por cada 10 detectores de flama. Estos configuradores debe ser intrínsecamente seguros (aprobación FM).

4.19 Los detectores de flama deberán suministrarse con todos los accesorios necesarios para garantizar su adecuada instalación considerando las condiciones de operación (presión, temperatura, Etc.).

5 TRANSMISOR DE PRESIÓN MANOMÉTRICA

General

5.1 Los transmisores de presión manométrica suministrados bajo esta especificación deberán ser productos estándar en los catálogos del fabricante. Donde sea posible, se deben utilizar componentes idénticos para permitir su intercambiabilidad.

5.2 Los transmisores deben ser adecuados para trabajo pesado, para aplicaciones industriales y deberán suministrarse totalmente ensamblados, probados e identificados.

5.3 Cada uno de los transmisores de presión manométrica, deberá contar con una placa de acero inoxidable 304 en la que esté grabado en forma permanente el número de identificación (TAG) del transmisor. Esta placa deberá fijarse en forma permanente al cuerpo del transmisor (no se acepta el uso de adhesivos). Además de la placa anterior, el transmisor de presión manométrica deberá tener la placa normal del fabricante localizada en lugar visible en la que se anotarán mínimo los siguientes datos:

Marca.

Número de modelo.

Número de serie.


Rango de operación.

Presión y temperatura máxima.

5.4 Unidades de medición






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La siguiente unidad de ingeniería debe ser usada en la medición del proceso, cálculos e instrumentación:

Presión: Pulgadas de agua (in H2O)

5.5 Los instrumentos para montaje en campo deben tener cubierta para sujeción en yugo en tubería de 2”.

5.6 Eléctrico

5.6.1 Las envolventes para los instrumentos y cajas de interconexión deben cumplir con los requerimientos de la clasificación eléctrica del área en la cual estén instalados. En el caso de que el fabricante de ciertos instrumentos no pueda suministrar las envolventes adecuadas para el área, se debe considerar la purga del envolvente con gas inerte, aire seco, de acuerdo a NFPA 496. Para los casos de instrumentos y dispositivos montados localmente deben cumplir conformidad a los requerimientos NEMA 7 como mínimo.



5.7 Se requiere de la tropicalización de los circuitos electrónicos de los instrumentos.


5.8 Los transmisores deben cumplir íntegramente los siguientes requerimientos SIL:

5.8.1 Tipo de dispositivo: type B to IEC 61508.

5.8.2 Tolerancia a falla de hardware (IEC 61511-1-2003, sección 11.4): HFT = 0.

5.8.3 Fracción de falla segura: Entre 90 y 99%.

5.8.4 Estructura de nivel de integridad segura: 1oo1 – SIL 2.

5.8.5 El transmisor debe contar como mínimo con la certificación de la Technischer Überwachungs Verein (TÜV) para aplicaciones de Sistemas Instrumentados de Seguridad (Certified/Safety Critical).

5.9 Los transmisores tendrán indicación local y deben ser del tipo inteligentes basados en microprocesadores, señal de salida de 4 – 20 mA y compatibles con protocolo de comunicación HART, sin distorsión hasta 600 ohms de carga, con sistema de transmisión de 2 hilos, con electrónica sellada, memoria de configuración no volátil.

5.10 Los transmisores deben tener autodiagnóstico continuo.

5.11 El suministro eléctrico debe ser de 16.5 a 42 VCD nominales, a dos hilos, el proveedor deberá especificar cualquier desviación a este valor.

5.12 Los transmisores deben operar satisfactoriamente en un rango de temperatura de operación de -45 °C a 138 °C y temperatura ambiente de -10 °C a 50 °C.






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5.13 Los transmisores deben ser adecuados para montaje en yugo, con abrazaderas para tubo de 2”.

5.14 La estabilidad mínima debe ser ±0.125% del URL (Upper Range Limit) por 5 años y una rangeabilidad de 100:1.

5.15 La exactitud mínima debe ser de ≤± 0.075% del rango o mejor.

5.16 Los transmisores de presión electrónicos deben ser del tipo de balance de fuerza (capacitancia variable) o de medición de esfuerzo.

5.17 El sensor de presión debe resistir una presión de prueba igual o mayor al 150% del valor máximo de la presión del proceso sin dañarse.

5.18 El mecanismo detector deberá ser tipo diafragma de material mínimo de acero inoxidable 316, ó un material mejor el cual deberá ser especificado de acuerdo con las normas a este respecto, además de cumplir con las especificaciones de la tubería en la cual se instalará el transmisor.

5.19 Los transmisores deben tener filtros adecuados para eliminar interferencias por señales de radiofrecuencia (RFI) e interferencia electromagnética (EMI).

5.20 Los transmisores deben ser suministrados con protección a polaridad inversa.

5.21 El ajuste de cero y “span” debe ser externo y con cubierta.

5.22 Los transmisores deben tener rangos de ajuste de supresión y elevación del cero del 100% del “span”.

5.23 El error máximo por variación de la temperatura ambiente debe ser de 0,02% del intervalo de medición "span" por grado centígrado.

5.24 El error máximo por ajuste de cero por variaciones en presión estática debe ser de + 0,3% del límite superior del rango.

5.25 El efecto por variación en el suministro eléctrico deberá ser menor que 0.005% del “span” calibrado por volt.

5.26 Los transmisores de presión para salidas 4-20 mA con protocolo de comunicación HART debe tener un tiempo de respuesta menor o igual a 250 milisegundos.

5.27 El tamaño de la conexión al proceso debe ser de ½” NPT hembra, en el caso de que el fabricante suministre conexión a ¼” de diámetro en el transmisor también debe de suministrar los accesorios para poder realizar la conexión a ½”.

5.28 El tamaño de la conexión al conduit debe ser de ¾” NPT hembra, o bien proporcionar el conector de ½” X ¾” de aluminio.

5.29 Los transmisores deben ser a prueba de explosión NEMA 7 para operación en áreas de acuerdo a Clase I, División 2, Grupos C y D y deben ser aprobados por FM (Factory Mutual), UL u otra certificación expedida por compañías de reconocimiento internacional para este fin. El acabado debe ser tropicalizado.

5.30 El cuerpo del transmisor debe ser de acero inoxidable 316 como mínimo, entendiéndose como cuerpo aquellas partes que no tienen contacto con el fluido de proceso (Incluye tuercas y tornillos).






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5.32 Los transmisores deben suministrarse con indicación de salida en unidades de ingeniería, dicho indicador debe cumplir con la clasificación del área del transmisor, además de contar con protección de diodos para retiro del indicador sin afectar la señal de salida del transmisor.

5.33 Se deben suministrar junto con los transmisores, los configuradores portátiles que sean requeridos para configuración local o remota, considerando mínimo 1 configurador por cada 10 transmisores. Estos configuradores debe ser intrínsecamente seguros (aprobación FM).

5.34 Los transmisores deberán suministrarse con todos los accesorios necesarios para garantizar su adecuada instalación considerando las condiciones de operación (presión, temperatura, Etc.).

6 TRANSMISOR DE NIVEL

General

6.1 El transmisor de nivel del tipo columna de agua y principio conductivo suministrado bajo esta especificación deberán ser productos estándar en los catálogos del fabricante. Donde sea posible, se deben utilizar componentes idénticos para permitir su intercambiabilidad.

6.2 El ensamble integral del transmisor de nivel del tipo columna de agua y principio conductivo debe ser adecuado para trabajo pesado, para aplicaciones industriales y deberán suministrarse totalmente ensamblados, probados e identificados.

6.3 Cada transmisor de nivel del tipo columna de agua y principio conductivo, deberá contar con una placa de acero inoxidable en la que esté grabado en forma permanente el número de identificación (TAG) del transmisor. Esta placa deberá fijarse en forma permanente al cuerpo del transmisor (no se acepta el uso de adhesivos). Además de la placa anterior, el transmisor deberá tener la placa normal del fabricante localizada en lugar visible en la que se anotarán mínimo los siguientes datos:

Marca.

Número de modelo.

Número de serie.



6.4 Para montaje en campo, el transmisor de nivel del tipo columna de agua y principio conductivo, deben tener conexión soldable en caja (S.W.) para acoplamiento con boquilla del domo de vapor de la caldera.

6.5 Eléctrico






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6.5.2 Las terminales para conexiones eléctricas deben ser claramente identificadas cuando se requiera para indicar polaridad, tierra física donde aplique, y conexión para prueba. Las terminales de sujeción deben normalmente ser identificadas de acuerdo a los estándares de etiquetado de los fabricantes.

6.5.3 Las conexiones de tubo conduit para instrumentos montados localmente deben ser normalmente de rosca interna. Las conexiones deben ser adecuadas para la clasificación eléctrica del área en la cual el instrumento esté instalado.



6.7 El transmisor de nivel del tipo columna de agua y principio conductivo, debe estar integrado por los siguientes elementos básicos: recipiente para columna de agua con sondas conductivas integradas y gabinete de control que aloja los componentes de la lógica de relevadores.

6.8 Esta especificación aplica para el transmisor de nivel tipo columna de agua y principio conductivo que se utilizará para el control de la señalización luminosa del nivel de agua del domo de vapor y para el transmisor de nivel tipo columna de agua y principio conductivo que se utilizará para la señal de alarma y disparo por bajo nivel de agua en el domo de vapor.

6.9 El material del cuerpo del recipiente para la columna de agua debe ser de acero al carbón ASTM A106 como mínimo.

6.10 El recipiente para la columna de agua debe tener conexión soldable en caja (S.W.) de 1 ½” de diámetro, para acoplamiento con boquilla del domo de vapor de la caldera. La separación entre conexiones para acoplamiento con boquillas del domo de vapor se indica en la hoja de datos HD-P-003.

6.11 El recipiente para la columna de agua debe tener un dren por la parte inferior del recipiente, de diámetro indicado en la hoja de datos HD-P-003.

6.12 El recipiente para la columna de agua que se utilizará para el control de la señalización luminosa del nivel de agua del domo de vapor, deberá de tener integradas 10 sondas conductivas colocadas en el sentido de la longitud vertical del recipiente, cada sonda cerrará un circuito para activar una señal luminosa que indique el nivel físico del agua en el domo de vapor. La separación entre sondas se indica en la hoja de datos HD-P-003.

6.13 El recipiente para la columna de agua que se utilizará para la señal de alarma y disparo por bajo nivel de agua en el domo de vapor, deberá de tener sondas para enviar señal de; alto nivel de líquido, bajo nivel de líquido, corte de combustible y una sonda que se utilizará como común para cerrar el circuito. La separación entre sondas se indica en la hoja de datos HD-P-003.






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6.14 Las terminales de conexión de las sondas de conductividad deben tener una protección fabricada de lámina de acero inoxidable que impida el acceso libre a estas, pero que permita las labores de mantenimiento a las sondas de conductividad.

6.15 El recipiente para la columna de agua debe ser suministrado con un aislamiento envolvente y flexible que cubra toda la parte mecánica e impida el contacto con las partes calientes del equipo.

6.16 El aislamiento para las sondas conductivas se indica en la hoja de datos HD-P-003.

6.17 El control para las señales luminosas del nivel de agua del domo de vapor (señales provenientes del recipiente de la columna de agua con 10 sondas conductivas) se debe alojar en un gabinete NEMA 7.

6.18 La lógica de control para la señalización luminosa del nivel de agua del domo de vapor (señales provenientes del recipiente de la columna de agua con 10 sondas conductivas) se debe implementar con relevadores de contacto seco (dos contactos forma C, con capacidad del contacto de 5 A @ 120 VCA) y con alimentación de bobina de 110 VCA. La señal de cada sonda de conductividad se debe conectar a un relevador que activará la señal luminosa correspondiente al nivel del agua en el domo de vapor.

6.19 La lógica de control para la señal de alarma y disparo por bajo nivel de agua en el domo de vapor (señales provenientes del recipiente de la columna de agua con cuatro sondas) se debe implementar con relevadores de contacto seco (dos contactos forma C, con capacidad del contacto de 5 A @ 120 VCA) y con alimentación de bobina de 110 VCA. La señal de cada sonda de conductividad se debe conectar a un relevador que activará la señal correspondiente de: alto nivel de líquido, bajo nivel de líquido y corte de combustible.

6.20 Todas las terminales de los componentes de la lógica de control por relevadores deben estar alambrados a tablillas terminales, las cuales deben tener etiquetas que las identifiquen.

6.21 Todos los componentes de la lógica de control deben estar montados sobre una placa base (platina) de tamaño adecuado al gabinete.

6.22 Todos los componentes de la lógica de control deben estar identificados con etiquetas de material indeleble.

6.23 La puerta de gabinete debe ser embisagrada, con apertura de 120° como mínimo, con cerradura de llave.

6.24 El gabinete que aloja la lógica de control debe ser para montaje sobreponer.

6.25 Los transmisores de nivel del tipo columna de agua y principio conductivo y sus respectivas unidades de lógica de control, deberán suministrarse con todos los accesorios necesarios para garantizar su adecuada instalación considerando las condiciones de operación (presión, temperatura, etc.).

7 TRANSMISOR DE PRESIÓN DIFERENCIAL

General






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7.1 Los transmisores de presión diferencial suministrados bajo esta especificación deben ser productos estándar en los catálogos del fabricante. Donde sea posible, se deben utilizar componentes idénticos para permitir su intercambiabilidad.

7.2 Los transmisores de presión diferencial deben ser adecuados para trabajo pesado, para aplicaciones industriales y deben suministrarse totalmente ensamblados, probados e identificados.

7.3 Cada uno de los transmisores de presión diferencial, deberá contar con una placa de acero inoxidable 304 en la que esté grabado en forma permanente el número de identificación (TAG) del transmisor. Esta placa deberá fijarse en forma permanente al cuerpo del transmisor (no se acepta el uso de adhesivos). Además de la placa anterior, el transmisor deberá tener la placa normal del fabricante localizada en lugar visible en la que se anotarán mínimo los siguientes datos:

Marca.

Modelo.

Número de serie.



Rango de presión diferencial.



Presión diferencial: pulgadas de agua (in H2O), PSIG.

Flujo: Pies cúbicos por hora (ft3/hr).

7.5 Los instrumentos para montaje en campo deben tener cubierta para sujeción en yugo en tubería de 2”.

7.6 Eléctrico

7.6.1 Las envolventes para los instrumentos y cajas de interconexión deben cumplir con los requerimientos de la clasificación eléctrica del área en la cual estén instalados. En el caso de que el fabricante de ciertos instrumentos no pueda suministrar las envolventes adecuadas para el área, se debe considerar la purga del envolvente con gas inerte, aire seco, de acuerdo a NFPA 496. Para los casos de instrumentos y dispositivos montados localmente deben cumplir conformidad a los requerimientos NEMA 7 como mínimo.







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7.8 Los transmisores de presión diferencial deben cumplir íntegramente los siguientes requerimientos SIL:

7.8.1 Tipo de dispositivo: type B to IEC 61508.

7.8.2 Tolerancia a falla de hardware (IEC 61511-1-2003, sección 11.4): HFT = 0.

7.8.3 Fracción de falla segura: Entre 90 y 99%.

7.8.4 Estructura de nivel de integridad segura: 1oo1 – SIL 2.

7.8.5 El transmisor debe contar como mínimo con la certificación de la Technischer Überwachungs Verein (TÜV) para aplicaciones de Sistemas Instrumentados de Seguridad (Certified/Safety Critical) y debe entregar esta certificación con el instrumento.

7.9 Los transmisores de presión diferencial tendrán indicación local y deben ser del tipo inteligentes basados en microprocesadores, señal de salida de 4 – 20 mA y compatibles con protocolo de comunicación HART, sin distorsión hasta 600 ohms de carga, con sistema de transmisión de 2 hilos, con electrónica sellada, memoria de configuración no volátil.

7.10 Los transmisores de presión diferencial deben tener autodiagnóstico continuo.

7.11 El elemento sensor deberá ser tipo diafragma, de material mínimo acero inoxidable 316.

7.12 El suministro eléctrico debe ser de 16.5 a 42 VCD nominales, a dos hilos, el fabricante deberá especificar cualquier desviación a este valor.

7.13 Los transmisores de presión diferencial deben operar satisfactoriamente en un rango de temperatura de operación de -45 °C a 138 °C y temperatura ambiente de -10 °C a 50 °C.

7.14 Los transmisores de presión diferencial deben ser adecuados para montaje en yugo, con abrazaderas para tubo de 2”.

7.15 La estabilidad mínima debe ser de ±0.125% del URL (upper range limit) por 5 años y una rangeabilidad de 100:1.

7.16 La exactitud mínima debe ser de ≤± 0.075% del rango o mejor.

7.17 Los transmisores de presión diferencial deben tener filtros adecuados para eliminar interferencias por señales de radiofrecuencia (RFI) e interferencia electromagnética (EMI).

7.18 Los transmisores de presión diferencial deben ser suministrados con protección a polaridad inversa.

7.19 El ajuste de cero debe ser externo y con cubierta.






Documento ANEXO 2

Fecha 09/Sep/11


7.20 Los transmisores de presión diferencial deben tener rangos de ajuste de supresión y elevación del cero del 100% del “span”.

7.21 El error máximo por variación de la temperatura ambiente debe ser de 0,02% del intervalo de medición "span" por grado centígrado.

7.22 El error máximo por ajuste de cero por variaciones en presión estática debe ser de + 0,3% del límite superior del rango.

7.23 El efecto por variación en el suministro eléctrico debe ser menor que 0.005% del “span” calibrado por volt.

7.24 El suministro de los transmisores de presión diferencial debe incluir un manifold de 3 vías; válvula reguladora, válvula de operador tipo T de acero inoxidable 316, internos de acero inoxidable 316, empaque de teflón, con conexión a proceso de ½” NPT hembra. En el caso de que el fabricante suministre conexión a ¼” de diámetro en el transmisor, también deberá suministrar los accesorios para poder realizar la conexión a ½”.

7.25 El tamaño de la conexión al conduit debe ser de ¾” NPT hembra, ó bien proporcionar el conector de ½” X ¾” de aluminio.

7.26 Los transmisores de presión diferencial deben ser a prueba de explosión NEMA 7 para operación en áreas de acuerdo a Clase I, División 2, Grupos C y D y deben ser aprobados por FM (Factory Mutual), UL u otra certificación expedida por compañías de reconocimiento internacional para este fin. El acabado debe ser tropicalizado.

7.27 El cuerpo del transmisor debe ser de acero inoxidable 316 como mínimo, entendiéndose como cuerpo aquellas partes que no tienen contacto con el fluido de proceso (Incluye tuercas y tornillos).

7.28 El material de las partes internas del transmisor que tienen contacto con el proceso deberá ser mínimo acero inoxidable 316, considerando que otro material podría ser utilizado, de acuerdo a las características del fluido.


7.30 Los transmisores de presión diferencial deben suministrarse con indicación de salida en unidades de ingeniería, dicho indicador debe cumplir con la clasificación del área del transmisor, además de contar con protección de diodos para retiro del indicador sin afectar la señal de salida del transmisor.


7.32 Los transmisores de presión diferencial deberán suministrarse con todos los accesorios necesarios para garantizar su adecuada instalación considerando las condiciones de operación (presión, temperatura, Etc.).

7.33 El sensor de presión debe resistir una presión de prueba igual o mayor al 150% del valor máximo de la presión del proceso sin dañarse.






Documento ANEXO 2

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7.34 Los transmisores de presión diferencial para salidas 4-20 mA con protocolo de comunicación HART debe tener un tiempo de respuesta menor o igual a 250 milisegundos.

8 INTERRUPTOR DE LÍMITE

General

8.1 Los interruptores de límite suministrados bajo esta especificación deberán ser productos estándar en los catálogos del fabricante. Donde sea posible, se deben utilizar componentes idénticos para permitir su intercambiabilidad.

8.2 Los interruptores de límite deben ser adecuados para trabajo pesado, para aplicaciones industriales y deberán suministrarse totalmente ensamblados, probados e identificados.

8.3 Cada uno de los interruptores de límite, deberá contar con una placa de acero inoxidable 304 en la que esté grabado en forma permanente el número de identificación (TAG) del interruptor. Esta placa deberá fijarse en forma permanente al cuerpo del interruptor (no se acepta el uso de adhesivos). Además de la placa anterior, el interruptor de límite deberá tener la placa normal del fabricante localizada en lugar visible en la que se anotarán mínimo los siguientes datos:

Marca.

Número de modelo.

Número de serie.



8.4 Eléctrico










Documento ANEXO 2

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8.6 El interruptor de límite debe ser del tipo de actuador mecánico rotatorio, con brazo tipo leva y balero en el extremo.

8.7 El circuito interno del interruptor de límite debe ser con un arreglo de contactos 1 normalmente cerrado más 1 normalmente abierto (1NC + 1NA), un polo doble tiro, acción instantánea.

8.8 La capacidad de los contactos debe ser de 10 amperes, para un voltaje de operación de 600 VCA y 250 VCD máximo.

8.9 Los interruptores de límite deben operar satisfactoriamente en un rango de temperatura de operación de -40 °C a 70 °C y temperatura ambiente de -10 °C a 50 °C.

8.10 El rango de precarrera y sobrecarrera del actuador rotatorio de leva será entre 15 ° y 60 °.

8.11 La diferencial de carrera no debe ser mayor de 7°

8.12 La fuerza requerida para la operación del actuador rotatorio será máxima de 0.45 N.


8.14 Los interruptores de límite deben ser a prueba de explosión NEMA 7 para operación en áreas de acuerdo a Clase I, División 2, Grupos C y D y deben ser aprobados por FM (Factory Mutual), UL u otra certificación expedida por compañías de reconocimiento internacional para este fin. El acabado debe ser tropicalizado.

8.15 Los interruptores de límite deberán suministrarse con todos los accesorios necesarios para garantizar su adecuada instalación considerando las condiciones de operación (presión, temperatura, Etc.).

9 INTERRUPTOR DE PRESIÓN

General

9.1 Los interruptores de presión suministrados bajo esta especificación deberán ser productos estándar en los catálogos del fabricante. Donde sea posible, se deben utilizar componentes idénticos para permitir su intercambiabilidad.

9.2 Los interruptores de presión deben ser adecuados para trabajo pesado, para aplicaciones industriales y deberán suministrarse totalmente ensamblados, probados e identificados.

9.3 Cada uno de los interruptores de presión, deberá contar con una placa de acero inoxidable 304 en la que esté grabado en forma permanente el número de identificación (TAG) del interruptor. Esta placa deberá fijarse en forma permanente al cuerpo del interruptor (no se acepta el uso de adhesivos). Además de la placa anterior, el interruptor de presión deberá tener la placa normal del fabricante localizada en lugar visible en la que se anotarán mínimo los siguientes datos:






Documento ANEXO 2

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Marca.

Número de modelo.

Número de serie.





Presión: Kilogramos por centímetro cuadrado medidos (kg/cm2 G).

9.5 Los instrumentos para montaje en campo deben tener cubierta para sujeción en muro ó yugo en tubería de 2”.

9.6 Eléctrico






9.8 Los interruptores de presión deben ser del tipo pistón-diafragma.

9.9 El circuito interno del interruptor de presión debe ser con un arreglo de contactos 1 normalmente cerrado más 1 normalmente abierto (1NC + 1NA), dos polos, doble tiro, acción instantánea.


9.11 La conexión a proceso debe ser de ½” HNPT, en el caso de que el fabricante suministre conexión a ¼” de diámetro también debe de suministrar los accesorios para poder realizar la conexión a ½”.







Documento ANEXO 2

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9.13 Los interruptores de presión deben ser de rango y banda muerta ajustable, alta repetibilidad y resistente a la vibración.

9.14 Los interruptores de presión deben operar satisfactoriamente en un rango de temperatura de operación de -40 °C a 70 °C y temperatura ambiente de -10 °C a 50 °C.

9.15 Los interruptores de presión deben ser a prueba de explosión NEMA 7 para operación en áreas de acuerdo a Clase I, División 2, Grupos C y D y deben ser aprobados por FM (Factory Mutual), UL u otra certificación expedida por compañías de reconocimiento internacional para este fin. El acabado debe ser tropicalizado.

9.16 Las partes del interruptor que se encuentren en contacto con el fluido del proceso, deben ser suministradas como mínimo en acero inoxidable 316 para soportar las condiciones de operación del fluido descritas en las hojas de datos respectivas.

9.17 Los interruptores de presión deberán suministrarse con todos los accesorios necesarios para garantizar su adecuada instalación considerando las condiciones de operación (presión, temperatura, Etc.).

10 INTERRUPTOR DE TEMPERATURA

General

10.1 Los interruptores de temperatura suministrados bajo esta especificación deberán ser productos estándar en los catálogos del fabricante. Donde sea posible, se deben utilizar componentes idénticos para permitir su intercambiabilidad.

10.2 Los interruptores de temperatura deben ser adecuados para trabajo pesado, para aplicaciones industriales y deberán suministrarse totalmente ensamblados, probados e identificados.

10.3 Cada uno de los interruptores de temperatura, deberá contar con una placa de acero inoxidable 304 en la que esté grabado en forma permanente el número de identificación (TAG) del interruptor. Esta placa deberá fijarse en forma permanente al cuerpo del interruptor (no se acepta el uso de adhesivos). Además de la placa anterior, el interruptor de temperatura deberá tener la placa normal del fabricante localizada en lugar visible en la que se anotarán mínimo los siguientes datos:

Marca.

Número de modelo.

Número de serie.









Documento ANEXO 2

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Temperatura: Grados centígrados (°F).

10.5 Los instrumentos para montaje en campo deben tener cubierta para sujeción en muro ó yugo en tubería de 2”.

10.6 Eléctrico






10.8 Los interruptores de temperatura deben ser del tipo que operen a través de un elemento sensible (bulbo), utilizando el principio de presión de vapor del fluido que se encuentra en el bulbo.

10.9 El elemento sensor del interruptor de temperatura se debe de conectar en forma remota a través de un capilar soldado al puerto de presión.

10.10 El material de la conexión al proceso (puerto-bulbo) debe ser de acero inoxidable 316, como mínimo.

10.11 El capilar (para montaje remoto) debe ser de acero inoxidable 316 y con armadura en acero inoxidable 304.

10.12 El interruptor de temperatura debe tener un rango ajustable de temperatura de 140 a 540 °C.

10.13 El elemento sensor debe ser capaz de operar a una temperatura sostenida de 600 °C.

10.14 El elemento sensor debe ser capaz de operar a una presión máxima de 70 kg.

10.15 El circuito interno del interruptor de temperatura debe ser con un arreglo de contactos 1 normalmente cerrado más 1 normalmente abierto (1NC + 1NA), dos polos, doble tiro, acción instantánea.







Documento ANEXO 2

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10.17 La conexión a proceso debe ser de ½” HNPT.


10.19 Los interruptores de temperatura deben ser de rango y banda muerta ajustable, alta repetibilidad y resistente a la vibración.

10.20 Los interruptores de temperatura deben operar satisfactoriamente en un rango de temperatura ambiente de -10 °C a 50 °C.

10.21 Los interruptores de temperatura deben ser a prueba de explosión NEMA 7 para operación en áreas de acuerdo a Clase I, División 2, Grupos C y D y deben ser aprobados por FM (Factory Mutual), UL u otra certificación expedida por compañías de reconocimiento internacional para este fin. El acabado debe ser tropicalizado.

10.22 Las partes del interruptor que se encuentren en contacto con el fluido del proceso, deben ser suministradas como mínimo en acero inoxidable 316 para soportar las condiciones de operación del fluido descritas en las hojas de datos respectivas.

10.23 Los interruptores de temperatura deberán suministrarse con todos los accesorios necesarios para garantizar su adecuada instalación considerando las condiciones de operación (presión, temperatura, Etc.).

11 VÁLVULA SOLENOIDE

General

11.1 Las válvulas solenoides suministradas bajo esta especificación deberán ser productos estándar en los catálogos del fabricante. Donde sea posible, se deben utilizar componentes idénticos para permitir su intercambiabilidad.

11.2 Las válvulas solenoides deben ser adecuadas para trabajo pesado, para aplicaciones industriales y deberán suministrarse totalmente ensambladas, probadas e identificadas.

11.3 Cada uno de las válvulas solenoides, deberá contar con una placa de acero inoxidable 304 en la que esté grabado en forma permanente el número de identificación (TAG) de la válvula. Esta placa deberá fijarse en forma permanente al cuerpo de la válvula (no se acepta el uso de adhesivos). Además de la placa anterior, la válvula solenoide deberá tener la placa normal del fabricante localizada en lugar visible en la que se anotarán mínimo los siguientes datos:

Marca.

Número de modelo.

Número de serie.







Documento ANEXO 2

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11.4 Eléctrico






11.6 El cuerpo de la válvula debe ser de acero inoxidable y asientos de material adecuado para el servicio requerido, el material debe estar de acuerdo con las especificaciones de tuberías de la instalación, considerando como mínimo de acero inoxidable 316.

11.7 La válvula solenoide debe ser suministrada para operación normalmente energizada y adecuada para sistemas en áreas Clase I, División 2, Grupos C y D, con caja resistente a la corrosión.

11.8 El suministro eléctrico a la solenoide debe ser de 24 VCD, bajo consumo de energía.

11.9 La cantidad de vías y el tamaño de las conexiones deben ser las que se indiquen en la hoja de datos correspondiente.

11.10 Los devanados para válvulas solenoides deben ser encapsulados y resistentes a las altas temperaturas para servicio continuo, reajuste automático o manual según se requiera.

11.11 Las válvulas solenoides que sean instaladas para cierre de válvulas de corte ON/OFF deben ser del tipo desfogue rápido.

11.12 Las válvulas solenoides deberán suministrarse con todos los accesorios necesarios para garantizar su adecuada instalación considerando las condiciones de operación (presión, temperatura, etc.)

11.13 Las válvulas solenoides se deben suministrar con un mecanismo para cierre manual sostenido.

12 ACTUADOR NEUMÁTICO PARA VÁLVULA DE CORTE (ON/OFF)






Documento ANEXO 2

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General

12.1 Los actuadores neumáticos para válvulas de corte ON/OFF suministradas bajo esta especificación deberán ser productos estándar en los catálogos del fabricante. Donde sea posible, se deben utilizar componentes idénticos para permitir su intercambiabilidad.

12.2 Los actuadores neumáticos para válvulas de corte ON/OFF deben ser adecuadas para trabajo pesado, para aplicaciones industriales y deberán suministrarse totalmente ensambladas, probadas e identificadas.

12.3 Cada uno de los actuadores neumáticos para válvulas de corte ON/OFF, deberá contar con una placa de acero inoxidable 304 en la que esté grabado en forma permanente el número de identificación (TAG) del actuador. Esta placa deberá fijarse en forma permanente al cuerpo del actuador (no se acepta el uso de adhesivos). Además de la placa anterior, el actuador neumático para la válvula de corte ON/OFF deberá tener la placa normal del fabricante localizada en lugar visible en la que se anotarán mínimo los siguientes datos:

Marca.

Número de modelo.

Número de serie.

Servicio.




Material de los interiores.


La siguiente unidad de ingeniería debe ser usada en la medición del proceso, cálculos e instrumentación para flujo en unidades másicas: Kilogramo por hora (kg/hr).

12.5 Eléctrico









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12.7 Los actuadores de las válvulas de corte ON/OFF serán neumáticos del tipo pistón (pistón con retorno por resorte). Los actuadores moverán las válvulas a posición abierta, cerrada o posición segura, según se requiera, ante una falla de aire.

12.8 El actuador debe ser suministrado con ensamble completo, cubierta, tapas, pistón, cilíndro neumático, reguladores de presión, válvula de relevo, topes de carrera, válvulas solenoides, etc.

12.9 Todos los conectores y el tubing deben ser de alto sello (con doble férula) de acero inoxidable 316. El actuador debe ser dimensionado utilizando un factor de seguridad de 1.3 veces el máximo torque calculado y una presión mínima de suministro de aire de 4 Kg/cm2.

12.10 El fabricante debe informar acerca del consumo y/o suministro de aire del pistón. El suministro máximo disponible será de 80 PSIG (5.62 kg/cm2).

12.11 El fabricante debe suministrar la memoria de cálculo y los documentos donde se verifiquen que el tamaño del actuador son los adecuados para el trabajo a desarrollar, considerando condiciones de operación, características de la válvula y acción a falla de aire.

12.12 El actuador neumático debe suministrarse con una válvula solenoide para operación normalmente energizada y adecuada para sistemas en áreas Clase I, División 2, Grupos C y D, con caja resistente a la corrosión.

12.13 El suministro eléctrico a la solenoide debe ser de 24 VCD, bajo consumo de energía.

12.14 La cantidad de vías y el tamaño de las conexiones de la válvula solenoide deben ser las que se indiquen en la hoja de datos correspondiente.

12.15 La válvula solenoide debe tener suficiente capacidad expresado en Cv para el manejo de fluidos la cual se debe indicar en las hojas de datos del instrumento para operar con un tiempo que no exceda de 4 segundos en la apertura o cierre total de la válvula de control (señal al actuador). Se debe proporcionar memoria de cálculo.



12.18 Se deben suministrar interruptores de posición para indicación de estado (abierta/cerrada) de la válvula de corte ON/OFF.

12.19 El interruptor de posición debe ser del tipo mecánico rotatorio, adecuado para acoplamiento con la flecha del actuador de una válvula automática ON/OFF, y capaz de sensar la posición de abierto o cerrado de la válvula.

12.20 El circuito interno del interruptor de posición debe ser con un arreglo de contactos 1 normalmente cerrado más 1 normalmente abierto (1NC + 1NA), dos polos, doble tiro, acción mecánica instantánea.






Documento ANEXO 2

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12.21 La capacidad de los contactos debe ser de 15 amperes para un voltaje de operación de 125 VCA y de 10 amperes para un voltaje de operación de 250 VCD, máximo.

12.22 Los interruptores de posición deben operar satisfactoriamente en un rango de temperatura de operación de -40 °C a 70 °C y temperatura ambiente de -10 °C a 50 °C.


12.24 Los interruptores de posición deben ser a prueba de explosión NEMA 7 para operación en áreas de acuerdo a Clase I, División 2, Grupos C y D y deben ser aprobados por FM (Factory Mutual), UL u otra certificación expedida por compañías de reconocimiento internacional para este fin. El acabado debe ser tropicalizado.

12.25 Los actuadores neumáticos para válvulas de corte ON/OFF deben ser entregadas con un recubrimiento de pintura epóxica.

13 IGNITOR

General

13.1 El ensamble integral de ignitor de gas y varilla de detección de flama, suministrado bajo esta especificación deberán ser productos estándar en los catálogos del fabricante. Donde sea posible, se deben utilizar componentes idénticos para permitir su intercambiabilidad.

13.2 El ensamble integral de ignitor de gas y varilla de detección de flama, debe ser adecuado para trabajo pesado, para aplicaciones industriales y deberán suministrarse totalmente ensamblados, probados e identificados.

13.3 Cada ensamble integral de ignitor de gas y varilla de detección de flama, deberá contar con una placa de acero inoxidable en la que esté grabado en forma permanente el número de identificación (TAG) del ignitor y varilla de detección de flama. Esta placa deberá fijarse en forma permanente al cuerpo del equipo (no se acepta el uso de adhesivos). Además de la placa anterior, el equipo deberá tener la placa normal del fabricante localizada en lugar visible en la que se anotarán mínimo los siguientes datos:

Marca.

Número de modelo.

Número de serie.



13.4 Para montaje en campo, el ensamble integral de ignitor de gas y varilla de detección de flama, deben tener conexión bridada para acoplamiento con boquilla de la caldera.






Documento ANEXO 2

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13.5 Eléctrico






13.7 El ignitor de gas debe ser diseñado para cumplir con los requerimientos establecidos por NFPA 85 para ignitores clase 2.

13.8 El ignitor de gas debe estar integrado por los siguientes elementos básicos, tubo de gas, boquilla, deflector, varilla de chispa, varilla de detección de flama y paquete de suministro de alta energía para la varilla de chispa.

13.9 El ignitor debe suministrarse con un tubo guía de ensamble que contenga las partes de trabajo del ignitor y aloje el tubo de transporte de gas, boquilla, deflector, varilla de chispa de alta energía y varilla de detección de flama.

13.10 El tamaño físico del ignitor esta dado por la longitud “L”, que es igual a 84” (2133.6 mm), medida desde la punta del ignitor hasta la cara posterior de la brida de montaje, ver hoja de datos HD-P-010.

13.11 El ensamble integral de ignitor de gas y varilla de detección de flama se debe suministrar con un tubo de montaje, para permitir el ensamble con la brida de montaje de 3” de diámetro existente en el cuerpo de la caldera. El tubo de montaje debe ser adecuado para soportar y alojar en su interior el tubo guía de ensamble. El tubo de montaje debe suministrarse con los accesorios mecánicos necesarios para el soporte del tubo guía de ensamble. Los accesorios mecánicos de soporte deben tener las previsiones necesarias para permitir el retiro del tubo guía de ensamble y así poder realizar las labores de mantenimiento al ensamble integral de ignitor de gas y varilla de detección de flama.

13.12 El material de construcción del cuerpo del ignitor debe ser como mínimo acero inoxidable 304.

13.13 El combustible a utilizar para alimentar el ignitor de gas es gas natural.

13.14 Se requiere que el diseño y construcción del ignitor de gas sea adecuado para trabajar con una presión de suministro de gas natural de 8 psig.






Documento ANEXO 2

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13.15 Se requiere que el diseño y construcción del ignitor de gas sea adecuado para trabajar con un flujo de gas natural de 750 ft3/hr.

13.16 La boquilla del tubo de gas del ignitor debe tener el número de orificios y diámetros adecuados para los datos de proceso indicados en los numerales 13.10.

13.17 La distancia entre la placa frontal de la boquilla del ignitor y el deflector debe ser adecuada para los datos de proceso indicados en los numerales 13.10.

13.18 El ignitor debe tener la preparación mecánica requerida para la conexión de manguera flexible de suministro de aire para la combustión de ¾” NPT de diámetro.

13.19 El ignitor debe tener la preparación mecánica requerida para la conexión de manguera flexible de suministro de gas natural de ¾” NPT de diámetro.

13.20 El ensamble integral de ignitor y varilla de detección de flama debe ser suministrado con un paquete de suministro de alta energía para la varilla de chispa. Este paquete de alta energía debe contener como mínimo los siguientes elementos; transformador de ignición, varilla de chispa y cable para alta energía.

13.21 El transformador de ignición debe estar diseñado para recibir alimentación de 110 VCA, 60 Hz en el primario y poder disponer de 12000 VCA en el lado secundario. La potencia del transformador debe ser adecuada para poder generar una chispa con la energía necesaria para encender la mezcla de gas natural/aire en la boquilla del ignitor, con las condiciones de proceso indicadas en los numerales 13.14 y 13.15.

13.22 El transformador de ignición debe estar alojado en un gabinete para uso en área Clase I, División 2, Grupos C y D, NEMA 7, con tapa abatible, apertura mínima de 120°, montaje sobreponer. Las terminales de conexión del transformador de ignición y de sus accesorios auxiliares alojados dentro de su mismo gabinete, debe estar cableados a tablillas de conexión debidamente identificadas con material indeleble.

13.23 La varilla de chispa debe de ser construida de material de acero inoxidable como mínimo y con aislamiento adecuado para soportar la alta tensión generada por el transformador de ignición y las temperaturas generadas en el ignitor.

13.24 La varilla de chispa debe ser construida en una sola sección (una sola pieza), no se permite que sea formada por secciones ensambladas unas con otras. Este requerimiento es para evitar la posibilidad de discontinuidad eléctrica en la varilla, por causa de esfuerzos mecánicos y térmicos originados por la operación normal del ignitor.

13.25 El diámetro de la varilla de chispa debe ser de acuerdo con la alta tensión generada por el transformador de ignición y la cantidad de energía que debe desarrollar para generar una chispa que permita el encendido de la mezcla de gas natural/aire en la boquilla del ignitor, con las condiciones de proceso indicadas en los numerales 13.8 y 13.9.

13.26 La longitud de la varilla de chispa debe ser la requerida para la dimensión “L” igual a 84” (2133.6 mm), medida desde la punta del ignitor hasta la cara posterior de la brida de montaje, ver hoja de datos HD-P-010.

13.27 El paquete de suministro de alta energía debe suministrarse con un cable para alta energía que conecte las terminales de alta tensión de 12000 VCA del transformador de ignición y las






Documento ANEXO 2

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terminales de conexión de la varilla de chispa instalada en el ignitor. El cable para alta energía debe ser del calibre y tipo de aislamiento requerido para el servicio de alta tensión. El cable se debe suministrar con las terminales de conexión necesarias en ambos extremos. La longitud requerida del cable para alta energía es de 4.6 m (15 ft).

13.28 El ignitor debe ser suministrado con una varilla de detección de flama, instalada como un ensamble integral del ignitor. La varilla de flama debe detectar la ionización inducida por la flama en el arco producido entre la varilla de chispa y la parte circundante del tubo de montaje del ignitor.

13.29 El material de construcción y el diámetro de la varilla de detección de flama debe ser el adecuado para la detección de la ionización inducida por la flama del ignitor.

13.30 La varilla de detección de flama debe ser construida en una sola sección (una sola pieza), no se permite que sea formada por secciones ensambladas unas con otras. Este requerimiento es para evitar la posibilidad de discontinuidad eléctrica en la varilla, por causa de esfuerzos mecánicos y térmicos originados por la operación normal del ignitor.

13.31 La longitud de la varilla de detección de flama debe ser la requerida para la dimensión “L” igual a 84” (2133.6 mm), medida desde la punta del ignitor hasta la cara posterior de la brida de montaje, ver hoja de datos HD-P-010.

13.32 La varilla de detección de flama debe se suministrada con un módulo sensor de flama, el cual amplificará y acondicionará la señal de ionización de la varilla de detección de flama para señalizar la ausencia o presencia de flama en el ignitor.

13.33 El módulo sensor de flama de la varilla de flama, debe ser adecuado para una alimentación eléctrica de 110 VCA, 60 Hz.

13.34 El módulo sensor de flama de la varilla de flama debe tener disponible una salida de relevador con contactos tipo seco, que actúen con la detección de ausencia o presencia de flama en el ignitor. Se requiere un contacto normalmente abierto (N.O.) y uno normalmente cerrado (N.C.), con capacidad de contactos 1 A @ 120 VCA como mínimo.

13.35 El módulo sensor de flama de la varilla de flama debe tener una envolvente adecuada para áreas Clase I, División 2, Grupos C y D, NEMA 7.

13.36 El módulo sensor de flama de la varilla de flama debe ser parte integral del ensamble del ignitor y localizado en una sección accesible para su conexión y mantenimiento.

13.37 El módulo sensor de flama de la varilla de flama debe estar diseñado para soportar las condiciones ambientales indicadas en el numeral 4 de esta especificación.

13.38 El ensamble integral de ignitor de gas y varilla de detección de flama deberán suministrarse con todos los accesorios necesarios para garantizar su adecuada instalación considerando las condiciones de operación (presión, flujo, temperatura, Etc.).

14 VÁLVULA DE CORTE (ON/OFF)






Documento ANEXO 2

Fecha 09/Sep/11


General

14.1 Las válvulas de corte ON/OFF suministradas bajo esta especificación deberán ser productos estándar en los catálogos del fabricante. Donde sea posible, se deben utilizar componentes idénticos para permitir su intercambiabilidad.

14.2 Las válvulas de corte ON/OFF deben ser adecuadas para trabajo pesado, para aplicaciones industriales y deberán suministrarse totalmente ensambladas, probadas e identificadas.

14.3 Cada una de las válvulas de corte ON/OFF, deberán contar con una placa de acero inoxidable 304 en la que esté grabado en forma permanente el número de identificación (TAG) de la válvula. Esta placa deberá fijarse en forma permanente al cuerpo de la válvula (no se acepta el uso de adhesivos). Además de la placa anterior, la válvula de corte ON/OFF deberá tener la placa normal del fabricante localizada en lugar visible en la que se anotarán mínimo los siguientes datos:

Marca.

Número de modelo.

Número de serie.

Servicio.






La siguiente unidad de ingeniería debe ser usada en la medición del proceso, cálculos e instrumentación para flujo en unidades másicas: Kilogramo por hora (kg/hr).

14.5 Eléctrico









Documento ANEXO 2

Fecha 09/Sep/11




14.7 Las válvulas de corte ON/OFF serán del tipo bola, de paso completo, excepto que se indique otra característica, según hoja de datos correspondiente, con actuador neumático tipo pistón con retorno por resorte.

14.8 La apertura o cierre de la válvula será de un cuarto de vuelta, el tiempo de operación para apertura/cierre deberá ser de acuerdo a las condiciones de operación.

14.9 Las válvulas de bola deben tener cuerpo de acero al carbón al carbón, el material de la bola debe ser adecuado al fluido de proceso manejado.

14.10 El tamaño de las válvulas deberá ser igual al tamaño de la línea donde se instalarán y el de los actuadores deberá calcularse, por lo que el fabricante tendrá que proporcionar estas memorias de cálculo a PEMEX Petroquímica, antes de efectuar el trámite de adquisición de los mismos.

14.11 Las válvulas de corte ON/OFF deben tener extremos bridados con régimen de acuerdo a la especificación de tuberías de la línea de proceso donde sean instaladas.

14.12 Las válvulas para servicios ON/OFF se emplearán con característica de cierre y apertura rápida.

14.13 Los tamaños del cuerpo de 1-1/4", 2-1/2" y 5” no serán aceptados.

14.14 Las bridas de las válvulas de corte ON/OFF deben ser maquinadas de acuerdo a la norma ASME B16.34, ANSI B16.5 y norma PEMEX K-101, respectivas para el tipo de cara y régimen especificado. Las dimensiones de cara a cara de todas las válvulas estarán en apego con las normas ASME B16.10 y ANSI B46.1, 125AARH, a menos que se especifique otra cosa.

14.15 Las válvulas de bola deben ser con sello hermético para cero fugas de acuerdo con ISO 14313 (API 6D).

14.16 El material de las partes en contacto con el fluido de proceso de las válvulas debe ser como mínimo de acero inoxidable 316.

14.17 Cuando se especifiquen aleaciones endurecidas, deben ser como mínimo endurecidas a 45 Rockwell C, preferentemente se especificará estelita No. 6.

14.18 Cuando se especifique medio amargo, se debe recomendar la combinación de materiales tratamientos térmicos adecuados para la corrosión por ácido sulfhídrico, de acuerdo con NACE MR0175/ISO 15156.

14.19 El fabricante debe proporcionar el tipo de bonete adecuado a las condiciones de temperatura de operación, debiendo considerar bonete estándar para temperaturas arriba de 446 °F (230 °C) y para temperaturas por debajo de 32 °F (0 °C). Los empaques para temperaturas de operación hasta 400 °F (204.4 °C) deben ser de teflón, para temperaturas mayores debe ser de grafoil. Cuando se especifique empaque de grafoil, todos los demás empaques de la válvula deben ser grafitados también. En las válvulas que manejen hidrógeno, los vástagos y empaques deben ser suministrados para manejar un control de emisiones de 500 ppm como máximo.






Documento ANEXO 2

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14.20 Los empaques y sellos para las válvulas de corte ON/OFF deben ser especificados de acuerdo a las condiciones de operación y tipo de fluido, considerando además un mínimo de emisiones a la atmósfera.

14.21 En caso de cavitación ó vaporización en flujos de líquidos, es responsabilidad del fabricante informar y suministrar los accesorios y materiales apropiados para reducir ó soportar tales condiciones.

14.22 Los actuadores de las válvulas de corte ON/OFF serán neumáticos del tipo pistón (acción pistón con resorte). Los actuadores moverán las válvulas a posición abierta, cerrada o posición segura, según se requiera, ante una falla de aire.

14.23 El actuador debe ser suministrado con ensamble completo, cubierta, tapas, pistón, cilíndro neumático, reguladores de presión, válvula de relevo, topes de carrera, válvulas solenoides, etc.

14.24 Todos los conectores y el tubing deben ser de alto sello (con doble férula) de acero inoxidable 316. el actuador debe ser dimensionado utilizando un factor de seguridad de 1.3 veces el máximo torque calculado y una presión mínima de suministro de aire de 4 Kg/cm2.

14.25 El fabricante debe informar acerca del consumo y/o suministro de aire del pistón. El suministro máximo disponible será de 70 PSIG (4.92 kg/cm2).

14.26 El fabricante debe suministrar la memoria de cálculo y los documentos donde se verifiquen que los tamaños de la válvula y del actuador son los adecuados para el trabajo a desarrollar, considerando condiciones de operación, características de la válvula y acción a falla de aire.

14.27 Los niveles de ruido para las válvulas no deberán ser mayores de 85 dB a las condiciones normales de flujo a 1000 mm de la válvula y a 1000 mm de la tubería.

14.28 En los casos en que el nivel de ruido exceda lo permitido, el fabricante debe proporcionar los accesorios adecuados para su atenuación, debiendo proporcionar las alternativas más económicas y eficientes.

14.29 El cuerpo de la válvula solenoide debe ser de acero inoxidable y asientos de buna-N para servicio de aire, para otros servicios de proceso el material debe estar de acuerdo con las especificaciones de tuberías de la instalación, considerando como mínimo de acero inoxidable 316.

14.30 La válvula solenoide debe ser suministrada para operación normalmente energizada y adecuada para sistemas en áreas Clase I, División 2, Grupos C y D, con caja resistente a la corrosión.

14.31 El suministro eléctrico a la solenoide debe ser de 24 Vcd, bajo consumo de energía.

14.32 La cantidad de vías y el tamaño de las conexiones de la válvula solenoide deben ser las que se indiquen en la hoja de datos correspondiente.

14.33 La válvula solenoide debe tener suficiente capacidad expresado en Cv para el manejo de fluidos la cual se debe indicar en las hojas de datos del instrumento para operar con un tiempo que no exceda de 4 segundos en la apertura o cierre total de la válvula de control (señal al actuador). Se debe proporcionar memoria de cálculo.







Documento ANEXO 2

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14.36 Se deben suministrar interruptores de límite para indicación de estado (abierta/cerrada) de la válvula de corte ON/OFF según se indica en la HD-P-011.

14.37 El interruptor de límite debe ser del tipo mecánico rotatorio, adecuado para acoplamiento con la flecha del actuador de una válvula automática ON/OFF, y capaz de sensar la posición de abierto o cerrado de la válvula.

14.38 El circuito interno del interruptor de posición debe ser con un arreglo de contactos 1 normalmente cerrado más 1 normalmente abierto (1NC + 1NA), dos polos, doble tiro, acción mecánica instantánea.

14.39 La capacidad de los contactos debe ser de 15 amperes para un voltaje de operación de 125 Vca y de 10 amperes para un voltaje de operación de 250 Vcd. máximo.

14.40 Los interruptores de límite deben operar satisfactoriamente en un rango de temperatura de operación de -40 °C a 70 °C y temperatura ambiente de -10 °C a 50 °C.

14.41 La fuerza requerida para la operación del actuador rotatorio será máxima de 850 gramos fuerza.


14.43 Los interruptores de límite deben ser a prueba de explosión NEMA 7 para operación en áreas de acuerdo a Clase I, División 2, Grupos C y D y deben ser aprobados por FM (Factory Mutual), UL u otra certificación expedida por compañías de reconocimiento internacional para este fin. El acabado debe ser tropicalizado.

14.44 Las válvulas de corte ON/OFF deben ser entregadas con un recubrimiento de pintura epóxica.

14.45 La dirección del fluido debe estar indicada en el cuerpo de la válvula, ya sea desde la forja, estampado o por medio de una placa.

14.46 Las válvulas de corte ON/OFF deberán suministrarse con todos los accesorios necesarios para garantizar su adecuada instalación considerando las condiciones de operación (presión, temperatura, Etc.).

15 MEDIDOR DE FLUJO

General

15.1 Los medidores de flujo con orificio integral suministrados bajo esta especificación deberán ser productos estándar en los catálogos del fabricante. Donde sea posible, se deben utilizar componentes idénticos para permitir su intercambiabilidad.






Documento ANEXO 2

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15.2 Los medidores de flujo con orificio integral deben ser adecuados para trabajo pesado, para aplicaciones industriales y deberán suministrarse totalmente ensamblados, probados e identificados.

15.3 Cada uno de los medidores de flujo con orificio integral , deberán contar con una placa de acero inoxidable 304 en la que esté grabado en forma permanente el número de identificación (TAG) del medidor. Esta placa deberá fijarse en forma permanente al cuerpo del medidor (no se acepta el uso de adhesivos). Además de la placa anterior, el medidor de flujo deberán tener la placa normal del fabricante localizada en lugar visible en la que se anotarán mínimo los siguientes datos:

Marca.

Modelo.

Número de serie.

Servicio.






La siguiente unidad de ingeniería debe ser usada en la medición del proceso, cálculos e instrumentación para flujo: libras por hora (lb/hr).

15.5 Eléctrico











Documento ANEXO 2

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15.7 Los medidores de flujo con orificio integral deberán suministrarse con todos los accesorios necesarios para garantizar su adecuada instalación considerando las condiciones de operación (presión, temperatura, flujo, Etc.).

15.8 Cualquier omisión en esta especificación, no libera al proveedor de su responsabilidad para suministrar los medidores de flujo con orificio integral completos y adecuados para que operen satisfactoriamente de acuerdo con las condiciones de operación especificadas.

15.9 El proveedor debe certificar que el modelo es el correcto para el servicio y condiciones de operación especificadas.

15.10 Los medidores de flujo con orificio integral deben tener preferentemente orificios concéntricos, a menos que por las características del fluido a medir se requiera de un tipo diferente.

15.11 La relación d/D (β), será preferentemente alrededor de 0.63. La relación d/D (β) será aceptable en el rango de 0.3 a 0.7.

15.12 La tolerancia de maquinado máxima para el tamaño de los diámetros de orificio (d) mayores o iguales a 1” (25.4 mm) será de 0.0005” (0.013 mm) por pulgada de diámetro nominal y para diámetros de orificio menores de 1” (25.4 mm) será de 0.0003” (0.008 mm) a 0.0005” (0.013 mm).

15.13 Los medidores de flujo con orificio integral deben contar con las protecciones adecuadas para ser instalados en ambiente húmedo y corrosivo.

15.14 Cuando se manejen fluidos amargos con H2S, los materiales en contacto con éste, deben apegarse a lo indicado por la norma NACE MR0175/ISO 15156 en su más reciente edición.

15.15 Los cálculos de los orificios deberán ser realizados por el Licitante de acuerdo a los datos de proceso, basados en el ”API MPMS 14-3-1, ISO 15377, ASME MFC-3M” y siguiendo los procedimientos de cálculo descritos en el “Flow Measurement Engineering Handbook” por R.W. Miller, última edición. El proveedor deberá suministrar la memoria de cálculo junto con su cotización.

15.16 Las dimensiones del orificio deberán estar conforme al API 2530 última edición.

15.17 Para las mediciones de placa, mango, dren, espesor, bisel, localización del venteo y orificios, el licitante deberá apegarse a las recomendaciones de API MPMS Chapter 14 y al ISO TR 15377.

15.18 Cuando los orificios de dren o venteo sean especificados, su localización será tangencial a la línea de conducción.

15.19 El tramo de la tubería en donde haya instalado el medidor de flujo con orificio integral debe llevar un pulimento interior evitando perturbaciones debido a soldaduras.

15.20 El montaje del transmisor de flujo debe ser integral al sensor.

15.21 El cuerpo del transmisor debe ser de acero inoxidable como mínimo, entendiéndose como cuerpo aquellas partes que no tienen contacto con el fluido de proceso (Incluye tuercas y tornillos).

15.22 Los transmisores de flujo deben ser NEMA 4X para operación en áreas de acuerdo a Clase I, División 2, Grupos C y D y deben ser aprobados por FM (Factory Mutual), UL u otra certificación expedida por compañías de reconocimiento internacional para este fin.






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15.23 Los transmisores de flujo deben ser suministrados con electrónica tropicalizada, la cual debe ser aplicada en fábrica de acuerdo con los procedimientos del fabricante.

15.24 Los transmisores de flujo tendrán indicación local y deben ser del tipo inteligentes basados en microprocesadores, señal de salida de 4–20 mA y compatibles con protocolo de comunicación

HART, sin distorsión hasta 600 de carga, con sistema de transmisión de 2 hilos, con electrónica sellada y memoria de configuración no volátil.


15.26 Los transmisores de flujo deben tener la capacidad de calibrarse, configurarse y auto-diagnosticarse mediante una unidad portátil.

15.27 El suministro eléctrico debe ser de 18 a 30 VCD nominales, a dos hilos, el proveedor deberá especificar cualquier desviación a este valor.

15.28 El efecto por variación en el suministro eléctrico deberá ser menor que 0.005% del “span” calibrado por volt.

15.29 Los transmisores deben operar satisfactoriamente en un rango de temperatura de operación de -45 °C a 138 °C y temperatura ambiente de -40 °C a 60 °C.

15.30 La exactitud mínima debe ser de ± 0.95% del rango o mejor.

15.31 La rangeabilidad mínima debe ser 14:1.

15.32 Los transmisores deben tener filtros adecuados para eliminar interferencias por señales de radiofrecuencia (RFI) e interferencia electromagnética (EMI).

15.33 Los transmisores deben ser suministrados con protección a polaridad invertida.

15.34 El ajuste de cero y “span” debe ser externo y con cubierta.

15.35 Los transmisores deben tener rangos de ajuste de supresión y elevación del cero del 100% del “span”.

15.36 El error máximo por variación de la temperatura ambiente debe ser de 0.02% por grado centígrado.


15.38 Los transmisores deben suministrarse con indicación de salida en unidades de ingeniería, dicho indicador debe cumplir con la clasificación del área del transmisor, además de contar con protección de diodos para retiro del indicador sin afectar la señal de salida del transmisor.

16 VÁLVULA REGULADORA DE PRESIÓN

General






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16.1 Las válvulas reguladoras de presión suministradas bajo esta especificación deberán ser productos estándar en los catálogos del fabricante. Donde sea posible, se deben utilizar componentes idénticos para permitir su intercambiabilidad.

16.2 Las válvulas reguladoras de presión deben ser adecuadas para trabajo pesado, para aplicaciones industriales y deberán suministrarse totalmente ensambladas, probadas e identificadas.

16.3 Cada una de las válvulas reguladoras de presión, deberán contar con una placa de acero inoxidable 304 en la que esté grabado en forma permanente el número de identificación (TAG) de la válvula. Esta placa deberá fijarse en forma permanente al cuerpo de la válvula (no se acepta el uso de adhesivos). Además de la placa anterior, las válvulas reguladoras de presión

deberán tener la placa normal del fabricante localizada en lugar visible en la que se anotarán mínimo los siguientes datos:

Marca.

Modelo.

Número de serie.

Servicio.






16.5 La siguiente unidad de ingeniería debe ser usada en la medición del proceso, cálculos e instrumentación para flujo: libra por hora (lb/hr).


16.6 Las bridas de las válvulas reguladoras de presión deben ser maquinadas de acuerdo a la norma ASME B16.34, ANSI B16.5 y norma NRF-032-PEMEX-2005 respectivas para el tipo de cara y régimen especificado. Las dimensiones de cara a cara de todas las válvulas estarán en apego con las normas ASME B16.10 y ANSI B46.1, 125AARH, a menos que se especifique otra cosa.

16.7 El proveedor debe proponer el modelo de válvula reguladora de presión correcto para el servicio y condiciones de operación especificadas.

16.8 Los componentes externos de las válvulas deben ser protegidos adecuadamente para ser instalados en ambiente corrosivo.

16.9 El material de las partes en contacto con el fluido de proceso de las válvulas debe ser como mínimo de acero inoxidable 316.

16.10 Cuando se especifiquen aleaciones endurecidas, deben ser como mínimo endurecidas a 45 Rockwell C, preferentemente se especificará estelita No. 6.






Documento ANEXO 2

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16.11 Cuando se especifique medio amargo, se debe recomendar la combinación de materiales tratamientos térmicos adecuados para la corrosión por ácido sulfhídrico, de acuerdo con NACE MR0175/ISO 15156.

16.12 Los empaques y sellos para las válvulas deben ser especificados de acuerdo a las condiciones de operación y tipo de fluido, considerando además un mínimo de emisiones a la atmósfera.

16.13 En caso de cavitación ó vaporización en flujos de líquidos, es responsabilidad del fabricante informar y suministrar los accesorios y materiales apropiados para reducir ó soportar tales condiciones.

16.14 El fabricante debe suministrar la memoria de cálculo y los documentos donde se verifique el tamaño de la válvula, considerando condiciones de operación y características de la válvula reguladora de presión.

16.15 Los niveles de ruido para las válvulas no deberán ser mayores de 85 dB a las condiciones normales de flujo a 1000 mm de la válvula y a 1000 mm de la tubería.

16.16 En los casos en que el nivel de ruido exceda lo permitido, el fabricante debe proporcionar los accesorios adecuados para su atenuación, debiendo proporcionar las alternativas más económicas y eficientes.

16.17 Las válvulas reguladoras de presión deben ser entregadas con un recubrimiento de pintura epóxica.

16.18 La dirección del fluido debe estar indicada en el cuerpo de la válvula, ya sea desde la forja, estampado o por medio de una placa.

16.19 Las válvulas reguladoras de presión deberán suministrarse con todos los accesorios necesarios para garantizar su adecuada instalación considerando las condiciones de operación (presión, temperatura, Etc.).

17 SENSOR DE PROXIMIDAD

General

17.1 Los sensores de proximidad suministrados bajo esta especificación deberán ser productos estándar en los catálogos del fabricante. Donde sea posible, se deben utilizar componentes idénticos para permitir su intercambiabilidad.

17.2 Los sensores de proximidad deben ser adecuados para trabajo pesado, para aplicaciones industriales y deberán suministrarse totalmente ensamblados, probados e identificados.

17.3 Cada uno de los sensores de proximidad, deberá contar con una placa de acero inoxidable en la que esté grabado en forma permanente el número de identificación (TAG) del sensor. Esta placa deberá fijarse en forma permanente al cuerpo del sensor (no se acepta el uso de adhesivos). Además de la placa anterior, el sensor de proximidad deberá tener la placa normal del fabricante localizada en lugar visible en la que se anotarán mínimo los siguientes datos:






Documento ANEXO 2

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Marca.

Número de modelo.

Número de serie.



17.4 Eléctrico






17.6 El sensor de proximidad debe ser del tipo inductivo.

17.7 Las tarjetas de los circuitos electrónicos del sensor deben ser tropicalizadas.

17.8 La distancia de conmutación de medición requerida debe ser de 20 mm.

17.9 La función de salida del sensor de proximidad inductivo debe tener un contacto normalmente abierto (NO).

17.10 La frecuencia de conmutación de salida debe ser entre 0 a 250 Hz.

17.11 La alimentación eléctrica al sensor de proximidad inductivo debe ser de 24 VCD.

17.12 Los sensores de proximidad inductivos deben ser suministrados con protección a polaridad invertida.

17.13 Los sensores de proximidad inductivos deben ser suministrados con protección contra corto circuito.

17.14 La conexión eléctrica al sensor de proximidad inductivo debe ser con cable a dos hilos.

17.15 Los sensores de proximidad inductivos deben operar satisfactoriamente en un rango de temperatura de operación de -40 °C a 65 °C.






Documento ANEXO 2

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17.16 El montaje del sensor de proximidad inductivo debe ser no rasante.

17.17 Los sensores de proximidad inductivos deben ser a prueba de explosión NEMA 7 para operación en áreas de acuerdo a Clase I, División 2, Grupos B, C y D y deben ser aprobados por FM (Factory Mutual), UL u otra certificación expedida por compañías de reconocimiento internacional para este fin. El acabado debe ser tropicalizado.

17.18 El cuerpo del sensor de proximidad inductivo debe suministrarse con los accesorios de montaje necesarios para su instalación.

17.19 Los sensores de proximidad inductivos deberán suministrarse con todos los accesorios necesarios para garantizar su adecuada instalación considerando las condiciones de operación (presión, temperatura, Etc.).

18 REQUERIMIENTOS ADICIONALES Pintura y recubrimiento especial

18.1 El fabricante deberá suministrar los detectores de flama con el acabado y recubrimientos necesarios para resistir las condiciones ambientales, así como las condiciones de operación descritas en las hojas de datos de los detectores de flama.

EL PROVEEDOR DEBE SUMINISTRAR Y COLOCAR PARA IDENTIFICACIÓN DE CADA INSTRUMENTO INTERVENIDO Y EN CADA CALIBRACIÓN, UNA TARJETA PLÁSTICA DE 10 X 7 CMS, DE PVC O CUALQUIER OTRO MATERIAL RESISTENTE A LA INTEMPERIE, LA CUAL INCLUIRÁ COMO MÍNIMO LA SIGUIENTE INFORMACIÓN: NOMBRE DEL TÉCNICO QUE REALIZA EL TRABAJO, TAG Y SERVICIO DEL EQUIPO, FECHA DE ÚLTIMA Y DE PRÓXIMA CALIBRACIÓN. DEBE EVITARSE LA MANIPULACIÓN DE LA INFORMACIÓN QUE CONTIENE Y EL DETERIORO DE LA MISMA Y DEBE SUJETARSE AL EQUIPO CORRESPONDIENTE MEDIANTE CINTURÓN PLÁSTICO. DISEÑO PROPUESTO, EL DISEÑO DEFINITIVO SERÁ DETERMINADO CON EL COMPLEJO PETROQUÍMICO MORELOS PREVIO A LA FASE DE INSTALACIÓN






Documento ANEXO 2

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VISTA FRONTAL VISTA POSTERIOR

19 DOCUMENTACIÓN

19.1 El fabricante deberá entregar al proveedor y al personal asignado de PEMEX Petroquímica todos los documentos e informes que se generen como parte de los resultados obtenidos en las pruebas realizadas a los equipos o instrumentos, estos documentos incluyen los informes de calibración de cada equipo ó instrumento que suministre.

19.2 El fabricante deberá entregar al proveedor y al personal asignado de PEMEX Petroquímica como parte de la información, los manuales de instalación, operación, configuración y mantenimiento de cada uno de los equipos ó instrumentos.

19.3 Diez días posteriores a la colocación de la orden de compra, el fabricante deberá proporcionar al proveedor toda la información necesaria para la correcta instalación y óptimo funcionamiento de los equipos ó instrumentos (diagramas de dimensiones, accesorios, procedimientos de instalación, procedimientos de operación, etc.).

19.4 El fabricante deberá especificar el modelo de los equipos ó instrumentos ofertados (incluyendo todos los sufijos).

19.5 El fabricante deberá incluir dentro de su oferta técnica, toda aquella información que sirva de respaldo para comprobar que el equipo ó instrumento ofertado cumple con todos los requerimientos especificados en este documento (catálogos, certificados de pruebas, curvas de desempeño y/o cualquier otro documento que juzgue necesario).






Documento ANEXO 2

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19.6 En su caso, carta de apoyo técnico del fabricante al participante.

19.7 Carta garantía de refaccionamiento en el mercado por 5 años.

19.8 Lista de refaccionamiento por 2 años contados partir de la entrega del equipo en el almacén de PEMEX Petroquímica.

19.9 Carta garantía de servicio post-venta directa del fabricante o de su representante en México.

19.10 Carta compromiso para brindar asistencia técnica directa del fabricante ó de su representante en México.

19.11 Carta de representación ó distribución del fabricante en original. Sólo se presentará cuando el proveedor no tenga la calidad de fabricante, en la que el fabricante manifieste que el proveedor cuenta con su representación ó distribución y autorización para el suministro de los bienes solicitados y que además, en caso de requerirse, le proporcionará el soporte técnico en el suministro de los mismos, de acuerdo a lo solicitado en estas bases de cotización.

19.12 No se aceptan entregas parciales de los detectores de flama.

19.13 El fabricante deberá entregar al proveedor y al personal asignado de PEMEX Petroquímica la siguiente información de acuerdo a las cantidades señaladas.

Descripción del documento Adjuntos

con cotización

Adjuntos con orden de compra

Preliminares Finales

C F Días C F Días

Lista de excepciones 3

Dibujos certificados 3 3 10 5 1 10

Hojas de datos complementadas

3 3 10 5 10

Lista de partes de repuesto para 2 años

3 3 10 5 1 10

Manual de instalación, operación y mantenimiento

5 1 10

Información técnica y catálogos

3 5 10

Procedimiento de pruebas 5 10

Certificado de calibración 5 10

Carta de garantía 5 10

Certificado de calidad 5 10

C. Indica copias en papel.

F. Indica copias informáticas en disquete ó CD-ROM.






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Días. Indica el plazo en días hábiles para la entrega de la documentación, en el caso de la información preliminar es a partir de la fecha de la orden de compra y para los finales a partir de la aprobación de los preliminares.

REQUERIMIENTOS DE DOCUMENTACIÓN APLICABLES A PLC’S E INTERFACES DE OPERACIÓN.

19.14 La siguiente documentación es la mínima requerida y debe ser desarrollada durante las fases de configuración, pruebas y puesta en marcha del sistema de administración de quemadores BMS, las correcciones hechas durante las pruebas FAT y SAT deben ser incluidas para conformar el libro de proyecto, cuyo contenido se desglosa a continuación:

19.15 Antes de iniciar la instalación.

19.15.1 Se debe entregar un mínimo de cinco juegos de la documentación que se describe a continuación, a más tardar 30 días antes de iniciar la instalación del sistema de administración de quemadores y sistemas instrumentados de seguridad

19.15.2 Especificaciones finales del sistema de administración de quemadores y sistemas instrumentados de seguridad.

19.15.3 Manuales de instalación de los equipos.

19.15.4 Planos de distribución general del sistema de administración de quemadores y sistemas instrumentados de seguridad que indiquen claramente la ubicación de todas y cada una de las partes que lo constituyen. En dichos planos, los números de identificación de cada equipo deben concordar con los que aparecen físicamente en sus placas de identificación.

19.15.5 Diagramas eléctricos y unifilares que describan claramente las interconexiones entre las partes, puntos de prueba de las tarjetas electrónicas y/o módulos de los equipos.

19.15.6 Diagramas electrónicos al nivel de bloques y componentes (manual de fabricante), de cada módulo(s) y tarjeta(s) electrónica(s) de los equipos que integran el sistema. Los diagramas deben incluir relación de componentes.

19.16 Antes de concluir y durante la conclusión de la instalación.

19.16.1 Se debe entregar un mínimo de seis juegos de manuales con descripción de la documentación en español (preferentemente) o en inglés, excepto la indicada con * (asterisco), la cual debe ser necesariamente en español, en 15 días calendario después de poner en operación el sistema de administración de quemadores y sistemas instrumentados de seguridad. Se debe proporcionar por lo menos, pero no estar limitado en forma y cantidad, la siguiente documentación:

19.16.2 Especificaciones finales del sistema de administración de quemadores y sistemas instrumentados de seguridad.

19.16.2.1 Manuales de operación del sistema completo (descripción del sistema), instrucciones, mantenimiento e instalación deben ser en idioma español.

19.16.2.2 Manuales de componentes físicos (hardware) que componen el sistema de administración de quemadores y sistemas instrumentados de seguridad.






Documento ANEXO 2

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19.16.2.3 Planos de cada gabinete de control suministrado, con identificación de todos sus componentes, módulos con sus correspondientes Tag’s con que fueron asignados, los dibujos como típicos no son aceptados.

19.16.2.4 Planos de detalles de la instalación de los componentes y equipos que incluyan relación de materiales y accesorios de instalación, así como toda la documentación técnica de los componentes y equipos.

19.16.2.5 Planos detallados del cableado y conexiones internas de los equipos y dispositivos que conformen el sistema de administración de quemadores y sistemas instrumentados de seguridad, incluyendo los diagramas eléctricos que muestren claramente las interconexiones hechas para el montaje y pruebas del sistema.

19.16.2.6 Los dibujos eléctricos deben ser aprobados por gente del PEMEX Petroquímica y deben mostrar todos los puntos de interconexión (incluyendo tierras), clemas, bloques terminales debidamente identificados y señalizados. Dibujos como típicos, no son aceptados.

19.16.2.7 Documentos donde estén las medidas, estación de operación/ingeniería, consumo de energía y calor disipado por los equipos dentro del gabinete de control.

19.16.2.8 Actualización del plano P-600 en donde se refleje la arquitectura del sistema suministrado.

19.16.2.9 Documentación de gráficos dinámicos, reportes, configuración, reportes de las pruebas FAT, reportes de las pruebas SAT, y documentos de certificación.

19.16.3 EL proveedor debe entregar por lo menos 6 juegos de la información arriba mencionada, en forma impresa y electrónica.

19.16.4 Todos los diagramas, planos, dibujos y listados de la documentación deben ser elaborados usando el software que indique el Complejo Petroquímico la Morelos.

20 CÓDIGOS Y ESTÁNDARES

20.1 El diseño, equipo, material e instalación estará de acuerdo a la última edición de los siguientes códigos y estándares, impresa al momento de la solicitud de la cotización:

20.1.1 API (American Petroleum Institute)

API 6D Petroleum and natural gas industries / Pipeline transportation systems / Pipeline valves

API 6FA Specificaction for Fire Test for Valves.

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

API RP 551 Process Measurement Instrumentation.

API RP 552 Transmission System.

API RP 554 Process Instrumentation and Control.






Documento ANEXO 2

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API RP 540 Electrical Installations in Petroleum Processing Plants.

20.1.2 ANSI (American Nacional Standard Institute)

ANSI B16.34 Valves-Flanged Threaded and Welding End.

ANSI B31.3 Chemical Plant and Petroleum Refinery Piping.

ANSI B16.104 Quality Control Standard for Control Valve Seat Leakage.

ANSI B16.5 Pipe Flanges and Flanges Fittings.

ANSI/ISA S.84 International Society for Measurement & Control (ISA),

Standards and practices committee No. 84 application of safety

Instrumented system for process industries

20.1.3 ASME (American Society of Mechanical Engineers)

2007 ASME Boiler & Pressure Vessel Code – Section I

ASME B1.20 Pipe threads, general purpose (inch).

ASME B16.5 Pipe flanges and flanged fittings.

ASME B16.10 Face to Face and End to End Dimensions Valves.

ASME B16.34 Valves-Flanged, Threaded and Welding End.

ASME/ANSI B46.1 Surface Texture (Surface Roughness, Waviness and Lay).

20.1.4 ISO (International Organization for Standardization)

ISO 5208 Industrial valves / Pressure testing of valves.

ISO 10497 Testing of valves – Fire Type – Testing Requirements.

ISO 14313 Petroleum and natural gas industries – pipeline transportation systems – pipeline valves.

BS EN ISO 9001 Quality systems

20.1.5 ISA (Instrument Society of America)

ISA S5.1 Instrument Symbols and Identification.

ISA S20 Specification Forms for Process Measurement and Control Instruments Primary Elements and Control Valves.

ISA 7.3 Quality standard for instrument air

ISA S75.01 Flow Equations for Sizing Control Valves.

ISA 75.04 Face-to-face dimensions for flangeless control valves.

ISA RP75.17 Control Valve Aerodynamic Noise Predicition.






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ISA RP12.1 Electrical Instruments in Hazardous Athmospheres.

ISA S12.10 Area Classification in Hazardous Athmospheres.

ISA S84.01 Application of Safety Instrumented System for the Process Industries.

20.1.6 IEC (International Electrotechnical Commission)

IEC 61508 / IEC 61511-1 Functional Safety: Safety-Related-System.

IEC 61511 Framework, definitions, system, hardware and software requirements

20.1.7 IEEE Institute of Electrical and Electronic Engineers.

IEE WIRING IEE 16th edition wiring regulations.

20.1.8 NEMA (National Electrical Manufacturers Association)

ICS 6 Industrial Control and Systems Enclosures.

20.1.9 NFPA (National Fire Protection Association)

NFPA 31 Standard for the installation of oil-burning equipment

NFPA 70 National Electrical Codes.

NFPA 79 Electrical Standards for Industrial Machinery.

NFPA 85 Boyler and Combustion Systems Hazards Code

NFPA 85.01 National Fire Protection Association part 85.01, standard for the

prevention of furnace explosions/implosions in single burner boilers

NFPA 85.02 National fire Protection Association part 85.01, standard for the

prevention of furnace explosions/implosions in multiple single burner boilers

NFPA 85C Standard for the prevention of furnace explosions/implosions in multiple burner boiler-furnaces

NFPA 86 Standard for Ovens and furnaces

20.1.10 FM (Factory Mutual).

FM 7605 Factory Mutual para uso de PLC en quemadores.

20.1.11 UL (Underwriter Laboratories).

UL 372 Standard for Safety automatic electrical controls for household and similar use – Part 2: Particular requirements for burner ignition systems and components.

20.1.12 TÜV - Rheinland Technischer Überwachungs Verein - Rheinland

20.1.13 NOM (Norma Oficial Mexicana)

NOM-001-SEDE-2005 Instalaciones Eléctricas (utilización).

20.1.14 Normas de Referencia






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NRF-045-PEMEX-2010 Seguridad Funcional – sistemas Instrumentados de Seguridad – Para los Procesos del Sector Industrial.

NFR-046-PEMEX-2003 Protocolos de comunicación en sistemas digitales de monitores y control

NRF-241-PEMEX-2010 Instrumentos transmisores de presión y de presión diferencial

NRF-245-PEMEX-2010 Válvulas Solenoide

NRF-152-PEMEX-2006 Actuadores para válvulas.

NRF-032-PEMEX-2005 Sistemas de tubería en plantas industriales - diseño y especificaciones de materiales.

NRF-111-PEMEX-2006 Equipos de medición y servicios de metrología.

20.2 Garantía de calidad

20.2.1 Pruebas certificadas

La parte física de los instrumentos suministrados para el proyecto debe ser aprobada y certificada por alguna de las siguientes entidades:

UL (Underwriters Laboratories)

FM (Factory Mutual Engineering Corporation)

20.3 Aseguramiento de calidad

Los instrumentos y equipos de control deben estar certificados bajo las normas ISO 9000.

21 SERVICIOS:

21.1 Capacitación:

EL OBJETIVO DE LA CAPACITACIÓN ES QUE EL PROVEEDOR PROPORCIONE LOS ELEMENTOS NECESARIOS PARA QUE EL PERSONAL DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DEL COMPLEJO PETROQUÍMICO MORELOS OBTENGA LAS HABILIDADES Y CONOCIMIENTOS NECESARIOS PARA REALIZAR LA CONFIGURACIÓN, MANTENIMIENTO DEL SISTEMA DE ADMINISTRACIÓN DE QUEMADORES (BMS) INSTALADO Y QUE OBTENGAN LAS HABILIDADES Y CONOCIMIENTOS NECESARIOS PARA REALIZAR LA OPERACIÓN Y MONITOREO DEL SISTEMA DE ADMINISTRACIÓN DE QUEMADORES (BMS) EN EL MANEJO DE DISPAROS, ALARMAS, DESPLEGADOS, RECONOCIMIENTO DE ALARMAS, ETC. EN CONCORDANCIA A LO INDICADO EN EL NUMERAL 8.12.1.4 AL 8.12.1.7 DESCRITOS EN LA NORMA NRF-045-PEMEX-2010 “SEGURIDAD FUNCIONAL - SISTEMAS INSTRUMENTADOS DE SEGURIDAD -PARA LOS PROCESOS DEL SECTOR INDUSTRIAL”. EL SUPERVISOR DESIGNADO POR EL COMPLEJO PETROQUÍMICO MORELOS DEBE COORDINAR CON EL JEFE DE LA PLANTA, EL LUGAR DONDE SE DEBEN IMPARTIR LOS CURSOS DE CAPACITACIÓN, DENTRO DE LAS INSTALACIONES DEL COMPLEJO PETROQUÍMICO MORELOS (EN LA PLANTA DE GENERACIÓN DE VAPOR). LA CAPACITACIÓN DEBE REALIZARSE DENTRO DEL PLAZO DE ENTREGA. EL PROVEEDOR DEBE CONSIDERAR EL EQUIPO NECESARIO PARA QUE CADA PARTICIPANTE RECIBA LOS CONOCIMIENTOS EN FORMA ADECUADA. AL FINAL DE CURSO SE REALIZARÁ UNA EVALUACIÓN A LOS PARTICIPANTES, ENTREGANDO EL REPORTE CORRESPONDIENTE Y UNA CONSTANCIA DE PARTICIPACIÓN. DICHA CAPACITACIÓN SE DEBE LLEVAR A CABO CON EL SISTEMA OPERANDO. LA CAPACITACIÓN DEBE FINALIZAR CON EL CORRECTO USO DEL SISTEMA. ES OBLIGACIÓN DEL PROVEEDOR CUMPLIR CON ESTE PUNTO Y EN CASO DE NO CUMPLIR CON EL CONTENIDO Y LAS






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EXPECTATIVAS REQUERIDOS DE LOS CURSOS, EL PROVEEDOR DEBE PREPARARLOS E IMPARTIRLOS NUEVAMENTE. CURSO DE OPERACIÓN.

ESTOS CURSOS PERMITIRÁN AL PERSONAL DE OPERACIÓN FAMILIARIZARSE CON EL AMBIENTE DEL SISTEMA PARA MANIPULAR, INTERPRETAR Y CONTROLAR VARIABLES UTILIZANDO LAS HERRAMIENTAS OFRECIDAS POR EL SISTEMA, TALES COMO TECLADOS DEDICADOS A FUNCIONES DE CONTROL E INFORMACIÓN EN PANTALLA (TENDENCIAS, GRÁFICOS, RECONOCIMIENTO DE ALARMA, APLICACIONES), MANEJO DE DISPOSITIVOS DE CONTROL DE CURSOR, OPERACIÓN DE DISPOSITIVOS DE ALMACENAMIENTO MAGNÉTICO FIJOS REMOVIBLES Y OPERACIÓN DE IMPRESORAS, ESTO CON EL FIN DE APROVECHAR LAS CAPACIDADES DEL SISTEMA. LOS TEMAS MÍNIMOS A CONSIDERAR PARA CADA EJERCICIO PRÁCTICO A REALIZAR EN LOS CURSOS DE OPERACIÓN SON LOS SIGUIENTES:

1. MANEJO OPERATIVO DEL SISTEMA. 2. INTERPRETACIÓN DE GRAFICOS DINAMICOS. 3. LOGIN Y LOGOUT DEL PERSONAL. 4. INTERPRETACIÓN DE LA MATRIZ CAUSA Y EFECTO. 5. CAMBIOS DE PÁGINAS DE PANTALLAS. 6. CAMBIOS EN SEÑALES DE ALARMAS. 7. RECONOCIMIENTO DE ALARMAS. 8. PROCEDIMIENTOS POR PARO SEGURO POR ACTUACIÓN DEL BMS. 9. MANEJO POR DISPAROS EN FALSO. 10. REINICIALIZACIÓN DEL SISTEMA. 11. SOLICITUD DE IMPRESIÓN DE REPORTES. 12. PROCEDIMIENTO DE EMERGENCIA.

POR LO TANTO EL PROVEEDOR DEBE DAR LA CAPACITACIÓN Y EFECTUAR LA EVALUACIÓN DEL PERSONAL QUE OPERE EL SISTEMA DE ADMINISTRACIÓN DE QUEMADORES (BMS). LA CAPACITACIÓN A LA QUE SERÁN SOMETIDOS LOS OPERADORES DEBE DEFINIR LOS SIGUIENTES PUNTOS:

1. CÓMO SE LLEVAN A CABO LAS FUNCIONES DEL SISTEMA DE ADMINISTRACIÓN DE QUEMADORES (BMS) (PUNTOS DE AJUSTE Y LAS ACCIONES QUE TOMA EL SISTEMA DE ADMINISTRACIÓN DE QUEMADORES (BMS) CUANDO SE REBASAN DICHOS PUNTOS).

2. LOS RIESGOS CONTRA LOS CUALES PROTEGE EL SISTEMA DE ADMINISTRACIÓN DE QUEMADORES (BMS). 3. LA OPERACIÓN Y CONSECUENCIAS EN LA OPERACIÓN DE TODOS LOS RECONOCIMIENTOS DE ALARMAS Y

BAJO QUE CIRCUNSTANCIAS APLICAR ESTE RECONOCIMIENTO. 4. SU COMPORTAMIENTO Y ACCIONES A TOMAR DURANTE LA ACTIVACIÓN DE CUALQUIER ALARMA. 5. LA APLICACIÓN DE LA LÓGICA DEL SISTEMA DE ADMINISTRACIÓN DE QUEMADORES (BMS).

CURSO DE MANTENIMIENTO.

ESTE CURSO PROPORCIONARÁ AL PERSONAL TÉCNICO LA CAPACIDAD Y HABILIDAD DE RECONOCER LOS DIFERENTES TIPOS DE FALLAS QUE SE PUEDEN TENER EN EL SISTEMA, UTILIZANDO LOS DIFERENTES NIVELES DE AUTODIAGNÓSTICO Y LOS PROCEDIMIENTOS DE MANTENIMIENTO ESTABLECIDOS POR EL PROVEEDOR. DENTRO DE ESTOS CURSOS, SE DEBE CAPACITAR EN EL USO DE LOS PAQUETES PARA DIAGNÓSTICOS DE HARDWARE Y SOFTWARE DE LOS COMPONENTES DEL SISTEMA COTIZADO. LOS TEMAS COMO MÍNIMO A CONSIDERAR EN LOS CURSOS DE MANTENIMIENTO SON LOS SIGUIENTES:

PARTE TEÓRICA.

ESTE PUNTO SE REFIERE AL TIPO DE ANTECEDENTES DE CONOCIMIENTOS ACERCA DE LA ARQUITECTURA Y TOPOLOGÍA DEL SISTEMA, PARA IDENTIFICAR CADA UNA DE SUS PARTES. LOS TEMAS A CONSIDERAR EN ESTE CURSO COMO MÍNIMO, SON:

1. ARQUITECTURA DEL SISTEMA OFERTADO. 2. FILOSOFÍA DE OPERACIÓN 3. IDENTIFICACIÓN DE COMPONENTES (CONECTORES, CONTROLADORES, FUENTES DE ALIMENTACIÓN,

PERIFÉRICOS, BUSES PRINCIPAL Y DE CAMPO).






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4. FUNCIONES DE CADA UNO DE LOS CONTROLADORES. 5. DEFINICIÓN DE LOS DIFERENTES PAQUETES DE SOFTWARE Y/O FIRMWARE COTIZADOS, UBICACIÓN DEL

MÓDULO DONDE ESTÁN INSTALADOS Y LA INTERRELACIÓN ENTRE ELLOS. 6. PAQUETES PARA DIAGNÓSTICO DE FALLAS Y DESPLEGADOS DE AUTODIAGNÓSTICO. 7. INTERPRETACIÓN DE FALLAS Y DIAGNÓSTICOS. 8. PROCEDIMIENTO DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO DEL SISTEMA. 9. PROCEDIMIENTO DE MANTENIMIENTO CORRECTIVO DEL SISTEMA. 10. CRITERIO Y TÉCNICAS DE REEMPLAZO DE PARTES. 11. PRUEBAS DE DIAGNÓSTICO DEL SISTEMA DE ADMINISTRACIÓN DE QUEMADORES (BMS). 12. LISTADO DE REFACCIONAMIENTO DEL SISTEMA (POR EQUIPO). 13. RESPALDO DE LA CONFIGURACIÓN DIRECTAMENTE DESCARGADA DEL PLC, HMI´S Y DE CUALQUIER

DISPOSITIVO QUE REQUIERA SER CONFIGURADO. 14. CARGAR LA APLICACIÓN DE UN ARCHIVO DE CONFIGURACIÓN DESDE CUALQUIER ESTACIÓN DE

MANTENIMIENTO A LOS DISPOSITIVOS QUE DEBAN SER PROGAMADOS (PLC, HMI´S, SWITCH DE COMUNICACIÓN, PANTALLA TÁCTIL, DESPLEGADOR DE TEXTOS DIGITAL).

PARTE PRÁCTICA. 1. CORRECCIÓN DE FALLAS E INTERPRETACIÓN DE AUTODIAGNÓSTICO. 2. MANTENIMIENTO PREVENTIVO DEL SISTEMA. 3. MANTENIMIENTO CORRECTIVO DEL SISTEMA. 4. CALIBRACIÓN DE INSTRUMENTOS. 5. REEMPLAZO DE PARTES EN TALLER. 6. REEMPLAZO DE PARTES EN CALIENTE. 7. INSTALACIÓN Y OPERACIÓN DEL SOFTWARE DE CONTROL, SUPERVISIÓN Y ALARMAS. 8. ARRANQUE Y PUESTA EN SERVICIO DEL SISTEMA. 9. RESPALDO DE LA CONFIGURACIÓN DIRECTAMENTE DESCARGADA DEL PLC, HMI´S Y DE CUALQUIER

DISPOSITIVO QUE REQUIERA SER CONFIGURADO. 10. CARGAR LA APLICACIÓN DE UN ARCHIVO DE CONFIGURACIÓN DESDE CUALQUIER ESTACIÓN DE

MANTENIMIENTO A LOS DISPOSITIVOS QUE DEBAN SER PROGAMADOS (PLC, HMI´S, SWITCH DE COMUNICACIÓN, PANTALLA TÁCTIL, DESPLEGADOR DE TEXTOS DIGITAL).

11. PRUEBA DE DIAGNÓSTICO DEL PLC DE ACUERDO AL MANUAL DE SEGURIDAD DEL PLC,L PARA CUMPLIR CON LOS REQUISITOS DE SEGURIDAD REQUERIDOS DE ACUERDO A LOS ESTÁNDARES DEL FABRICANTE Y DE LA IEC 61508.

CURSO DE CONFIGURACIÓN.

ESTE CURSO PERMITIRÁ QUE EL PERSONAL ADQUIERA LAS HABILIDADES Y CONOCIMIENTOS REQUERIDOS PARA APLICAR LOS PROCEDIMIENTOS ESTABLECIDOS POR EL PROVEEDOR Y UTILIZARLOS EN LA CONFIGURACIÓN TOTAL DEL SISTEMA OFERTADO MEDIANTE LA COMPUTADORA PORTÁTIL Y/O LA ESTACIÓN DE OPERACIÓN CONFORME A LAS RESTRICCIONES DE SEGURIDAD (PASSWORD DE ACCESO) QUE PARA LA CONFIGURACIÓN DEL SISTEMA DE ADMINISTRACIÓN DE QUEMADORES (BMS) SE REQUIERAN. LOS TEMAS COMO MÍNIMO A CONSIDERAR PARA CADA EJERCICIO PRÁCTICO A REALIZAR EN LOS CURSOS DE CONFIGURACIÓN SON LOS SIGUIENTES:

1. INSTALACIÓN DE SOFTWARE Y NAVEGACIÓN EN EL MISMO. 2. INTERFASE HOMBRE-MÁQUINA. 3. PROCESADOR LÓGICO. (PES) 4. CONFIGURACIÓN DE LA ARQUITECTURA DEL SISTEMA. 5. ASIGNACIÓN DE ENTRADAS/SALIDAS. 6. CREACIÓN DE BASE DE DATOS. 7. CONFIGURACIÓN DE ESTRATEGIAS DE CONTROL. 8. CONFIGURACIÓN DE GRÁFICOS DINÁMICOS. 9. ENLACE DE DATOS. 10. CONFIGURACIÓN DE SUMARIOS DE ALARMAS. 11. CONFIGURACIÓN DE TENDENCIAS E HISTÓRICO. 12. CONFIGURACIÓN DE REPORTES. 13. CONFIGURACIÓN DE LOS PROTOCOLOS DE COMUNICACIÓN.






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14. ADMINISTRACIÓN DE LOS SISTEMAS Y RECURSOS INFORMÁTICOS. 15. CREACIÓN DE NIVELES DE ACCESO Y ADMINISTRACIÓN DE CONTRASEÑA DE SEGURIDAD. MÓDULO DE ADMINISTRACIÓN DE LOS SISTEMAS Y RECURSOS INFORMÁTICOS (REDES)

COMO PARTE DEL CURSO DE CONFIGURACIÓN SE DEBE CONTEMPLAR ESTE MÓDULO QUE PERMITIRÁ AL PERSONAL DE MANTENIMIENTO DE LA PLANTA Y AL JEFE DE LA PLANTA DE GENERACIÓN DE VAPOR, ADQUIRIR LAS HABILIDADES Y CONOCIMIENTOS REQUERIDOS PARA APLICAR LOS PROCEDIMIENTOS ESTABLECIDOS POR EL PROVEEDOR Y UTILIZARLOS EN LA ADMINISTRACIÓN TOTAL DE LOS SISTEMAS Y RECURSOS INFORMÁTICOS INSTALADOS TANTO EN LA COMPUTADORA PORTÁTIL COMO EN LA ESTACIÓN DE OPERACIÓN CONFORME A LAS RESTRICCIONES DE SEGURIDAD (CONTRASEÑA DE ACCESO) QUE PARA LA CONFIGURACIÓN DEL SISTEMA DE ADMINISTRACIÓN DE QUEMADORES (BMS) SE REQUIERAN. LOS TEMAS COMO MÍNIMO A CONSIDERAR PARA CADA EJERCICIO PRÁCTICO A REALIZAR EN LOS CURSOS DE CONFIGURACIÓN SON LOS SIGUIENTES:

1. INSTALACIÓN DEL SOFTWARE Y NAVEGACIÓN EN EL MISMO, A NIVEL DE ADMINISTRADOR (INTERFASE

HOMBRE-MÁQUINA). 2. SERVIDORES Y RED REDUNDANTE (ARQUITECTURA) 3. ADMINISTRACIÓN Y MANTENIMIENTO.

MIGRACIÓN

RESPALDO DE SUS BASES DE DATOS A SUS DIFERENTES TIPOS DE ALMACENAMIENTO (DVD) Y COMO RESTABLECERLAS. AÚN SI ESTÁN EN UN SERVER CENTRALIZADO (RESPALDAR – RESTAURAR)

PROCEDIMIENTO DE RECUPERACIÓN.

DEPURACIÓN (SI HAY INFORMACIÓN HISTÓRICA) 4. ENTREGA DE MANUALES Y PROCEDIMIENTOS A SEGUIR PARA LOS PUNTOS ANTES MENCIONADOS.

PROCEDIMIENTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO. LOS PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS Y DE MANTENIMIENTO DEL SISTEMA DE ADMINISTRACIÓN DE QUEMADORES (BMS) DEBEN SER DESARROLLADOS POR EL PROVEEDOR, ENTREGADOS PARA REVISIÓN Y APROBACIÓN DEL COMPLEJO PETROQUÍMICO MORELOS, AÑADIR LOS COMENTARIOS QUE SE INDIQUEN DURANTE LA EJECUCIÓN DEL PROYECTO E INTEGRARLOS A LA DOCUMENTACIÓN FINAL DE “COMO QUEDÓ CONSTRUIDO EL SISTEMA” TOMANDO EN CUENTA LOS REQUERIMIENTOS CITADOS A FIN DE ASEGURAR QUE EL SIS DEL BMS REALIZARÁ SUS FUNCIONES DE ACUERDO CON LAS ESPECIFICACIONES DE DISEÑO DESCRITAS EN LA NORMA NRF-045-PEMEX-2010 “SEGURIDAD FUNCIONAL - SISTEMAS INSTRUMENTADOS DE SEGURIDAD - PARA LOS PROCESOS DEL SECTOR INDUSTRIAL”. DICHOS PROCEDIMIENTOS DEBEN SER LOS SIGUIENTES, (LOS CUALES DEBEN INCLUIRSE EN LOS CURSOS DE CAPACITACIÓN):

1. PROCEDIMIENTOS DE ACCIONES RUTINARIAS NECESARIAS PARA MANTENER LA SEGURIDAD FUNCIONAL REQUERIDA DEL SISTEMA DE ADMINISTRACIÓN DE QUEMADORES (BMS).

2. PROCEDIMIENTOS DE CÓMO LLEVARÁ EL SISTEMA DE ADMINISTRACIÓN DE QUEMADORES (BMS) AL PROCESO A UN ESTADO SEGURO.

3. PROCEDIMIENTOS DEL USO CORRECTO DE DESVÍOS OPERATIVOS O DE MANTENIMIENTO (BYPASS), PERMISIVOS, RESTABLECIMIENTOS DEL SISTEMA, ENTRE OTROS, A FIN DE PREVENIR ESTADOS INSEGUROS O REDUCIR LAS CONSECUENCIAS DE UN EVENTO PELIGROSO.

4. PROCEDIMIENTOS DE RESPUESTAS A ALARMAS DEL SISTEMA DE ADMINISTRACIÓN DE QUEMADORES (BMS).

5. PROCEDIMIENTOS DE MANTENIMIENTO QUE DEBEN SEGUIRSE CUANDO OCURREN FALLAS EN EL SISTEMA DE ADMINISTRACIÓN DE QUEMADORES (BMS).

6. PROCEDIMIENTOS PARA SEGUIR EL DESEMPEÑO DEL MANTENIMIENTO. 7. PROCEDIMIENTOS PARA SEGUIR LA ACTIVACIÓN Y FALLAS DEL SISTEMA DE ADMINITRACIÓN DE

QUEMADORES (BMS).

PLAN DE MANTENIMIENTO. EL PROVEEDOR DEBE ESTABLECER Y ENTREGAR LOS PROGRAMAS DE MANTENIMIENTO, EN LO CUALES SE DETALLE DE MANERA EXPLÍCITA LOS PROCEDIMIENTOS DE MANTENIMIENTO, PRUEBAS Y REPARACIÓN DEL SISTEMA DE ADMINISTRACIÓN DE QUEMADORES (BMS) A FIN DE MANTENER EL NIVEL DE INTEGRIDAD DE SEGURIDAD DISEÑADO. EL PROGRAMA DE MANTENIMIENTO DEBE DISEÑARSE DE TAL FORMA QUE PERMITA REVELAR LO QUE EL SISTEMA DE ADMINISTRACIÓN DE QUEMADORES (BMS) NO DETECTE AUTOMÁTICAMENTE.






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LA CONFIABILIDAD GLOBAL DEL SISTEMA DEBE CONSIDERAR LA NO-DISPONIBILIDAD DURANTE LAS PRUEBAS ASÍ COMO LOS TIEMPOS MEDIOS DE REPARACIÓN. EL PLAN DE MANTENIMIENTO DEL SISTEMA DE ADMINISTRACIÓN DE QUEMADORES (BMS) DEBE INCLUIR:

A) PROGRAMAS PERIÓDICOS DE PRUEBAS FUNCIONALES DEL SISTEMA DE ADMINISTRACIÓN DE QUEMADORES (BMS).

B) INSPECCIONES REGULARES A LOS EQUIPOS DE CAMPO PARA DETECTAR CUALQUIER DETERIORO VISIBLE.

C) PROGRAMAS PERIÓDICOS DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO A LOS SISTEMAS QUE LO REQUIERAN. D) REPARACIÓN DE FALLAS DETECTADAS. UNA VEZ TERMINADAS LAS REPARACIONES SE DEBEN

REALIZAR LAS PRUEBAS APROPIADAS.

21.2 INSPECCIÓN NIVEL III

CATEGORÍAS Y CALIFICACIÓN DE INSPECTORES CON ESPECIALIDAD DE LA RAMA DE INGENIERÍA ELECTRÓNICA E INSTRUMENTOS CON CATEGORÍAS B Y/O C CATEGORÍA A: PUNTUACIÓN 70 A 100 CALIFICADO PARA REALIZAR FUNCIONES DE INSPECCIONES DE LA CALIDAD EN LOS NIVELES DE INSPECCIÓN I, II, III, Y IV DE LA RAMA DE INGENIERÍA EN LA QUE HAYA ACREDITADO SU CALIFICACIÓN COMO INSPECTOR Y EN LOS NIVELES DE INSPECCIÓN II, III Y IV DE OTRAS RAMAS DE LA INGENIERÍA DIFERENTES A LA ACREDITADA. CATEGORÍA B: PUNTUACIÓN 50 A 69 CALIFICADO PARA REALIZAR FUNCIONES DE INSPECCIÓN DE LA CALIDAD EN LOS NIVELES DE INSPECCIÓN II, III Y IV DE LA RAMA DE INGENIERÍA EN LA QUE HAYA ACREDITADO SU CALIFICACIÓN COMO INSPECTOR Y EN LOS NIVELES DE INSPECCIÓN III Y IV DE OTRAS RAMAS DE LA INGENIERÍA DIFERENTES A LA ACREDITADA. CATEGORÍA C: PUNTUACIÓN 30 A 49 CALIFICADO PARA REALIZAR FUNCIONES DE INSPECCIÓN DE LA CALIDAD EN LOS NIVELES DE INSPECCIÓN III Y IV DE LA RAMA DE INGENIERÍA EN LA QUE HAYA ACREDITADO SU CALIFICACIÓN COMO INSPECTOR Y EN EL NIVEL DE INSPECCIÓN IV DE OTRAS RAMAS DE LA INGENIERÍA DIFERENTES A LA ACREDITADA. EL INSPECTOR CALIFICADO DEBE DE TENER LAS CUALIDADES TÉCNICAS Y DE EDUCACIÓN NECESARIAS PARA REALIZAR Y DIRIGIR LAS ACTIVIDADES DE INSPECCIÓN. LA PUNTUACIÓN PARA LA CALIFICACIÓN DEL INSPECTOR SE OBTIENE PONDERANDO Y SUMANDO LAS CONDICIONES DEL CANDIDATO APLICABLES COMO SE INDICA A CONTINUACIÓN: A).- POSGRADO EN RAMAS AFINES A LA INGENIERÍA: 2 PUNTOS ASIGNADOS POR AÑO (MÁXIMO 15) B).- POSGRADO EN RAMAS NO AFINES A LA INGENIERÍA: 1 PUNTO ASIGNADOS POR AÑO (MÁXIMO 10) C).- CON CARRERA A NIVEL LICENCIATURA TITULADO: 25 PUNTOS ASIGNADOS D).- CON CARRERA A NIVEL LICENCIATURA PASANTE: 15 PUNTOS ASIGNADOS E).- ESTUDIANTE DE CARRERA A NIVEL LICENCIATURA: 3 PUNTOS ASIGNADOS POR AÑO (MÁXIMO 10) F).- CON CARRERA A NIVEL TÉCNICO TITULADO: 15 PUNTOS ASIGNADOS G).- CON CARRERA A NIVEL TÉCNICO PASANTE: 10 PUNTOS ASIGNADOS H).- ESTUDIANTE CARRERA A NIVEL TECNICO: 2 PUNTOS ASIGNADOS POR AÑO (MÁXIMO 8) I).- CON EXPERIENCIA EN ACTIVIDADES DE ASEGURAMIENTO DE LA CALIDAD EN ÁREAS ESPECÍFICAS DE LA INGENIERÍA EN LAS QUE PRETENDE SU CALIFICACIÓN: 1 PUNTO ASIGNADO POR AÑO (MÁXIMO 10) J).- EXAMEN PRÁCTICO EN FUNCIONES DE ASEGURAMIENTO DE LA CALIDAD: 0 A 25 PUNTOS ASIGNADOS K).- EXAMEN TEÓRICO EN FUNCIONES DE ASEGURAMIENTO DE LA CALIDAD: 0 A 25 PUNTOS ASIGNADOS

21.3 VALIDACIÓN DEL SIS DEL BMS

VALIDACION DEL SISTEMA DE ADMINISTRACIÓN DE QUEMADORES (BMS).- CONFORME A LO INDICADO EN EL NUMERAL 8.1.1.6.1.1 DESCRITO EN LA NORMA NRF-045-PEMEX-2010 “SEGURIDAD FUNCIONAL - SISTEMAS INSTRUMENTADOS DE SEGURIDAD - PARA LOS PROCESOS DEL SECTOR INDUSTRIAL”.






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EL RESPONSABLE DE PROVEER ESTE SERVICIO, DEBE DESARROLLAR UN PLAN PARA LA VALIDACIÓN DE LA INSTALACIÓN Y DE LA FUNCIONALIDAD DEL SISTEMA, DE ACUERDO A LAS ESPECIFICACIONES DE REQUERIMIENTOS DE SEGURIDAD (SRS) DESARROLLADAS.

COMO PRIMERA ACTIVIDAD DEBE REVISAR LA INSTALACIÓN Y CONFIGURACIÓN DE LOS EQUIPOS COMPONENTES, PARA ASEGURAR SU CONFORMIDAD CON LAS ESPECIFICACIONES FUNCIONALES Y REQUERIMIENTOS DE SEGURIDAD. ESTA REVISIÓN DEBE INCLUIR UNA VERIFICACIÓN GENERAL DE LA INSTALACIÓN DE LA INSTRUMENTACIÓN DE CAMPO, REVISIÓN DE LA INSTALACIÓN Y CONFIGURACIÓN DEL PLC DE SEGURIDAD. Y SU INTERACCIÓN CON EL SISTEMA BÁSICO DE CONTROL DE PROCESOS. DERIVADO DE ESTA REVISIÓN, DEBE ENTREGAR UN INFORME EN DONDE SE INDIQUE EN CASO DE EXISTIR NO CONFORMIDADES DETECTADAS CON RESPECTO A LAS ESPECIFICACIONES FUNCIONALES DE SEGURIDAD, LAS ACCIONES QUE DEBE ATENDER EL PROVEEDOR PARA GARANTIZAR AL FINAL DE LAS PRUEBAS EL CUMPLIMIENTO CON LOS REQUERIMIENTOS DE SEGURIDAD SOLICITADOS PARA EL SISTEMA COMPLETO.

DESPUES DE LA INSTALACIÓN DEL SISTEMA EN CADA SECCIÓN DE LA PLANTA, PERO ANTES DE SU ARRANQUE, EL VALIDADOR DEBE ASISTIR EN LOS TRABAJOS DE PLANIFICACIÓN Y EJECUCIÓN DE LAS PRUEBAS DE PRE-ARRANQUE DEL SISTEMA DE ADMINISTRACIÓN DE QUEMADORES (BMS). INDICANDO AL PROVEEDOR LA MANERA DE EMITIR LA DOCUMENTACIÓN NECESARIA DE ACUERDO A LAS NORMATIVAS VIGENTES (IEC 61511). ASIMISMO DURANTE LA EJECUCIÓN DE LOS TRABAJOS, DEBE INTERPRETAR, REVISAR Y DE SER NECESARIO MODIFICAR LOS PLANES DE PRUEBA, DE ACUERDO A LOS REQUERIMIENTOS DE LA NORMATIVIDAD.

LUEGO DE VERIFICAR LA INSTALACIÓN CON RESPECTO A LAS ESPECIFICACIONES FUNCIONALES, DEBE ASISTIR AL PROVEEDOR EN LA EJECUCIÓN DE LAS PRUEBAS DE PRE-ARRANQUE DEL SISTEMA DE ADMINISTRACIÓN DE QUEMADORES (BMS), EMITIENDO UN INFORME DE REVISIÓN DEL DISEÑO DEL SISTEMA DE ADMINISTRACIÓN DE QUEMADORES (BMS) EN SITIO Y RESULTADO DE LAS PRUEBAS DE PRE-ARRANQUE.

VALIDACIÓN DEL SISTEMA DE ADMINISTRACIÓN DE QUEMADORES (BMS), EMITIENDO EL REPORTE FINAL DE VALIDACIÓN DEL SISTEMA INSTALADO DE ACUERDO A LAS NORMATIVAS VIGENTES E INDICANDO EL CUMPLIMIENTO CON LOS REQUERIMIENTOS DE SEGURIDAD.

LOS RESULTADOS DE CADA ACTIVIDAD DESARROLLADA DEBEN SER DOCUMENTADOS DE ACUERDO A LAS NORMAS IEC 61511, EN UN INFORME DE VALIDACIÓN, LUEGO DE FINALIZADAS LAS PRUEBAS. ESTE INFORME INCLUIRÁ TODAS LAS LISTAS DE VERIFICACIÓN EJECUTADAS, ASÍ COMO LOS RESULTADOS OBTENIDOS Y LAS MODIFICACIONES EJECUTADAS EN SITIO PARA AJUSTAR EL DISEÑO A LOS REQUERIMIENTOS FUNCIONALES.

21.4 INSPECCIÓN RADIOGRÁFICA

EL PROVEEDOR PREVIAMENTE A LA APLICACIÓN DE LAS SOLDADURAS ENTREGARÁ A LA ADMINISTRACIÓN DEL CONTRATO LOS PROCEDIMIENTOS DE SOLDADURA CONFORME AL TIPO DE MATERIAL PROPUESTO EN LA DOCUMENTACIÓN D IONGENIERÍA, ASI COMO LAS CALIFICACIONES VIGENTES DE LOS SOLDADORES, MISMOS QUE DEBERÁN ESTAR APROBADOS POR ALGUNA INSTITUCIÓN CERTIFICADORA PARA TAL FIN O POR UN INSPECTOR DE LA AWS (AMERICAN WELDING SOCIETY).

AL MENOS EL 10% DE LAS SOLDADURAS EJECUTADAS POR UN SOLDADOR DEBEN SER RADIOGRAFIADAS; ADEMÁS, SI EN CADA GRUPO DE SOLDADURAS EXISTEN MENOS DE 10 SOLDADURAS, EL PROVEEDOR DEBERÁ RADIOGRAFIAR POR LO MENOS UNA.

22 PRUEBAS

EL PROVEEDOR DEBE REALIZAR LAS PRUEBAS FAT Y PRUEBAS OSAT DE LOS EQUIPOS Y COMPONENTES DEL SIS SUMINISTRADO EN CONCORDANCIA CON LO INDICADO EN EL NUMERAL 8.9 DESCRITO EN LA NORMA NRF-045-PEMEX-2010 “SEGURIDAD FUNCIONAL - SISTEMAS INSTRUMENTADOS DE SEGURIDAD - PARA LOS PROCESOS DEL






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SECTOR INDUSTRIAL”. CORRESPONDERÁ A LA EMPRESA SUBCONTRATADA VALIDAR ESTAS PRUEBAS CONFORME A LO INDICADO EN EL NUMERAL 8.11 VALIDACIÓN DE SEGURIDAD DEL SIS. 1.- PRUEBAS FAT

EL PROVEEDOR DEBE DESARROLLAR UN PROTOCOLO DE PRUEBAS FAT, DE ACUERDO A NORMA NRF-045-PEMEX-2010 NUMERAL 8.9 EN EL CUAL SE ESTABLEZCAN DE FORMA CLARA EL TIPO Y CANTIDAD DE PRUEBAS QUE SE REALIZARÁN EN EL SISTEMA CON EL OBJETO DE COMPROBAR SU CORRECTO ENSAMBLE Y CONFIGURACIÓN. DEBE ENTREGAR LOS PROTOCOLOS DE PRUEBA CON UN MES DE ANTICIPACION A LA REALIZACIÓN DE LA MISMA PARA SU APROBACIÓN Y/O COMENTARIOS POR PARTE DEL COMPLEJO PETROQUÍMICO MORELOS. INCLUYE PROPORCIONAR RELACIÓN DE TODOS LOS COMPONENTES DEL SIS QUE SEAN INSTALADOS INDICANDO MARCA, MODELO Y NÚMERO DE SERIE. EL PROVEEDOR DEBE FACILITAR LA ASISTENCIA DEL PERSONAL DEL COMPLEJO PETROQUÍMICO MORELOS O PEMEX PETROQUÍMICA A ESTAS PRUEBAS. 2.- PRUEBAS OSAT

EL PROVEEDOR DEBE DESARROLLAR UN PROTOCOLO DE PRUEBAS OSAT, DE ACUERDO A NORMA NRF-045-PEMEX-2010 NUMERAL 8.10 EN EL CUAL ESTABLEZCA DE FORMA CLARA EL TIPO Y CANTIDAD DE PRUEBAS QUE SE REALIZARÁN AL SISTEMA Y A CADA LAZO DE CONTROL E INCLUSIVE AL SERVIDOR Y EQUIPOS DE CÓMPUTO INCLUYENDO PARA ESTOS, AL MENOS REVISIÓN DE HARDWARE, ARREGLOS DE DISCOS DUROS, FUENTES, VENTILADORES, HOT ZAP, HOT PLUS, ETC. Y DE ACUERDO A LAS ESTABLECIDAS EN LA ESPECIFICACIÓN ESP-P-001 Y ESP-P-002. ESTAS PRUEBAS SERÁN VERIFICADAS POR PERSONAL DE MANTENIMIENTO Y OPERACIÓN DE LA PLANTA. EL PROVEEDOR DEBE ENTREGAR LOS PROTOCOLOS DE PRUEBA CON UN MES DE ANTICIPACION A LA REALIZACIÓN DE LA MISMA PARA SU APROBACIÓN Y COMENTARIOS POR PARTE DEL COMPLEJO PETROQUÍMICO MORELOS. 3.- PRUEBAS DE CAMPO DE LOS EQUIPOS DE CÓMPUTO:

LAS PRUEBAS DE CAMPO DESCRITAS A CONTINUACIÓN DEBEN SER REALIZADAS POR EL COMPLEJO PETROQUÍMICO MORELOS A LOS EQUIPOS SUMINISTRADOS, DURANTE LA INSTALACIÓN PARA COMPROBAR QUE EL RENDIMIENTO DE ESTOS EQUIPOS ES ACEPTABLE BAJO PRUEBAS ESTÁNDAR RECONOCIDAS POR LA INDUSTRIA Y QUE SE PRECISAN EN EL PRESENTE DOCUMENTO. SI LOS EQUIPOS SUMINISTRADOS NO CUMPLEN ESTAS PRUEBAS EL PROVEEDOR ESTÁ OBLIGADO AL REEMPLAZO CON LOS EQUIPOS QUE CUMPLAN SIN COSTO ALGUNO EL COMPLEJO PETROQUÍMICO MORELOS.

3.1 REGLAMENTO PARA PRUEBAS DE CAMPO.

CADA UNA DE LAS ACTAS DE PRUEBAS (DONDE SE REGISTRAN LOS RESULTADOS, CONFIGURACIÓN, ETC.) ASÍ COMO LOS LISTADOS DE RESULTADOS DEBEN SER FIRMADOS POR EL PROVEEDOR, RESPONSABLE DE LA REALIZACIÓN DE DICHAS PRUEBAS Y EL REPRESENTANTE DEL COMPLEJO PETROQUÍMICO MORELOS.

3.2 TIEMPO ESTABLECIDO PARA REVISIÓN DE COMPONENTES Y PRUEBAS DE EQUIPO SUMINISTRADOS.

EN CASO DE QUE LA CONFIGURACIÓN DEL EQUIPO SUMINISTRADO NO CUMPLA CON LA DEL EQUIPO OFERTADO, NO SE REALIZARÁ LA PRUEBA DE CAMPO, Y ASÍ SE ASENTARÁ EN LA ACTA CORRESPONDIENTE ESTANDO OBLIGADO AL REEMPLAZO DEL EQUIPO.

EQUIPO DE CÓMPUTO REVISIÓN DE COMPONENTES

PRUEBA DE RENDIMIENTO

ESTACIÓN DE OPERACIÓN COMPLETA (CPU, GABINETE, TECLADO, MOUSE Y MONITOR) CUYAS CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS SON CONFORME A LO DESCRITO EN EL ANEXO CORRESPONDIENTE

0.5 HORAS 5.0 HORAS

3.3 CRITERIOS NORMATIVOS PARA LA REALIZACIÓN DE LAS PRUEBAS.

a) LAS JORNADAS DE TRABAJO SERÁN DEFINIDAS POR EL COMPLEJO PETROQUÍMICO MORELOS EN SUS INSTALACIONES.

b) EL EQUIPO SUMINISTRADO DEBE SER EL EQUIPO OFERTADO. NO SE ACEPTAN CONFIGURACIONES Ó MODELOS DIFERENTES A LOS OFERTADOS EN SU PROPUESTA.

c) EL HORARIO Y SECUENCIA DE LAS PRUEBAS DEBE SER RESPETADO EN SU TOTALIDAD, SALVO SITUACIONES EXTRAORDINARIAS IMPUTABLES DIRECTAMENTE AL COMPLEJO PETROQUÍMICO






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MORELOS, EN ESTOS CASOS, SE COMPENSARÁ EL TIEMPO DE PRUEBA. A CONTINUACIÓN SE DESCRIBEN LAS EXCEPCIONES POSIBLES:

EQUIPO PERTENECIENTE AL COMPLEJO PETROQUÍMICO MORELOS FUERA DE SERVICIO.

RECURSOS NO DISPONIBLES EN COMPUTADORES DEL COMPLEJO PETROQUÍMICO MORELOS

d) NO SE ACEPTARÁN SUSTITUCIONES Y/O JUSTIFICACIONES DE NO DISPONIBILIDAD DE EQUIPO Ó FALTA DE EQUIPOS PROPUESTOS, SOFTWARE PARA PRUEBAS, ASÍ COMO SUPLEMENTOS (CABLES, CONECTORES, MEMORIAS, ETC.) PARA LA REALIZACIÓN DE LAS PRUEBAS.

e) SÓLO SE PERMITIRÁ EL PERSONAL NECESARIO DE PARTE DEL PROVEEDOR DENTRO DE LAS INSTALACIONES DEL COMPLEJO PETROQUÍMICO MORELOS PARA LA REALIZACIÓN DE LAS PRUEBAS.

f) LA PRUEBA DE RENDIMIENTO PODRÁ REALIZARSE HASTA EN DOS OCASIONES DURANTE EL TIEMPO DEFINIDO DE LAS CINCO HORAS.

g) LA REALIZACIÓN DE LAS PRUEBAS DE CAMPO Y LOS RESULTADOS OBTENIDOS SERÁ RESPONSABILIDAD ABSOLUTA DEL PROVEEDOR.

3.4 REVISIÓN DE COMPONENTES

SE COMPROBARÁ QUE LOS EQUIPOS DE CÓMPUTO SUMINISTRADOS, CUMPLAN CON LOS REQUERIMIENTOS MÍNIMOS ESTABLECIDOS. EL TIEMPO ESTIMADO DE LA REVISIÓN DE COMPONENTES ES DE 30 MINUTOS, ESTE TIEMPO ES INDEPENDIENTE DEL TIEMPO ASIGNADO PARA LA REALIZACIÓN DE LAS PRUEBAS DE RENDIMIENTO. REVISIÓN DE COMPONENTES:

a) DESTAPAR EL EQUIPO, SIN ESTAR CONECTADO A LA LÍNEA DE ALIMENTACIÓN. b) IDENTIFICAR Y VALIDAR LAS CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS Y FÍSICAS CONFORME A LO DESCRITO

EN EL ANEXO 1, VERIFICANDO LAS CARACTERÍSTICAS Y COTEJANDO LOS NÚMEROS DE PARTE DE LOS PRINCIPALES COMPONENTES DE LOS EQUIPOS CON LA INFORMACIÓN TÉCNICA DOCUMENTAL PRESENTADA POR EL PROVEEDOR.

EN ESTE PROCESO DE REVISIÓN DE COMPONENTES, SE VERIFICARÁ QUE LOS EQUIPOS SUMINISTRADOS CUMPLAN CON LOS REQUERIMIENTOS ESTABLECIDOS EN ESTAS BASES DE LICITACIÓN. 3.5 PRUEBAS DE DESEMPEÑO DE EQUIPOS DE CÓMPUTO

EL PROVEEDOR PROPORCIONARÁ A LA ADMINISTRACIÓN DEL CONTRATO EL SOFTWARE DE PRUEBA PARA LOS EQUIPOS DE CÓMPUTO SUMINISTRADOS. LAS PRUEBAS DE CAMPO PODRÁN SER ATESTIGUADAS POR PERSONAL DEL DEPARTAMENTO DE TECNOLOGÍAS DE INFORMACIÓN DEL COMPLEJO PETROQUÍMICO MORELOS Y REALIZADAS POR EL PROVEEDOR CONFORME A LOS ESTÁNDARES DE PRUEBAS ENUNCIADOS A CONTINUACIÓN, MISMOS QUE DEBERÁN SER APROBADOS CON LOS SIGUIENTES PARÁMETROS DE DESEMPEÑO:

PCMARK05 V 1.2.0 PROFESSIONAL EDITION

A).- CPU SCORE = 4090

B).- MEMORY SCORE = 4260

C).- HDD SCORE = 960

SYSMARK2007 PREVIEW V. 1.04 D).- SCORE = 100

LAS PRUEBAS TIENEN LA FINALIDAD DE COMPROBAR QUE EL RENDIMIENTO DE ESTOS EQUIPOS ES ACEPTABLE BAJO PRUEBAS ESTÁNDAR RECONOCIDAS POR LA INDUSTRIA Y QUE SE PRECISAN EN EL PRESENTE DOCUMENTO. SI LOS EQUIPOS SUMINISTRADOS NO CUMPLEN ESTAS PRUEBAS EL PROVEEDOR ESTÁ OBLIGADO A REEMPLAZARLOS SIN COSTO ALGUNO PARA EL COMPLEJO PETROQUÍMICO MORELOS CON NUEVOS EQUIPOS QUE CUMPLAN DICHOS ESTANDARES DE PRUEBA.

DE NO CUMPLIR CON LAS CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS CONFORME A LO DESCRITO EN EL ANEXO 1, EL EQUIPO DEBE REEMPLAZARSE SIN NINGÚN COSTO PARA EL COMPLEJO PETROQUÍMICO MORELOS.






Documento ANEXO 2

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4 PRUEBAS FUNCIONALES EN LÍNEA. EL PROVEEDOR DEBE PROPORCIONAR PROCEDIMIENTOS PARA LLEVAR A CABO PRUEBAS FUNCIONALES EN LÍNEA. DICHOS PROCEDIMIENTOS DEBEN INCLUIR: A) PRUEBAS FUNCIONALES AL ELEMENTO FINAL DURANTE LOS PAROS PROGRAMADOS AL SISTEMA. B) PROBAR LAS SALIDAS HASTA DÓNDE SEA POSIBLE. C) PARA TODAS AQUELLAS APLICACIONES EN LAS CUALES NO SEA PRÁCTICO O SEA DIFÍCIL REALIZAR PRUEBAS EN LÍNEA, SE DEBE LLEVAR A CABO PRUEBAS FUNCIONALES FUERA DE LÍNEA. TODAS LAS PRUEBAS SE COMPLEMENTARAN CON LO DESCRITO EN EL NUMERAL CORRESPONDIENTE “PRUEBAS FAT (FACTORY ACCEPTANCE TEST) Y PRUEBAS SAT (SITE ACCEPTANCE TEST)” DE LOS DOCUMENTOS DE REFERENCIA ESP-P-001 Y ESP-P-002.

5 ARRANQUE Y PRUEBA DE DESEMPEÑO DEL SISTEMA INSTRUMENTADO DE SEGURIDAD EL ARRANQUE DEL SISTEMA DE ADMINISTRACIÓN DE QUEMADORES (BMS) DE SEGURIDAD DEBE REALIZARSE POR PERSONAL TÉCNICO EXPERTO DIRECTO DEL FABRICANTE DEL SISTEMA INSTALADO, DEBIENDO PRESENTAR DOCUMENTOS CERTIFICADOS POR EL FABRICANTE QUE ACREDITEN LA EXPERIENCIA EN CONFIGURACIÓN, MANTENIMIENTO Y PUESTA EN OPERACIÓN DE ESTOS TIPOS DE SISTEMAS. CORRESPONDERÁ A LA EMPRESA SUBCONTRATADA VALIDAR ESTAS PRUEBAS CONFORME A LO INDICADO EN EL NUMERAL 8.11 VALIDACIÓN DE SEGURIDAD DEL SIS. AL TÉRMINO DE LAS PRUEBAS DE DESEMPEÑO Y FUNCIONAMIENTO DEL SISTEMA, ANTES DE QUE EL COMPLEJO PETROQUÍMICO MORELOS PROCEDA A LA RECEPCIÓN DE LOS BIENES, EL PROVEEDOR DEBE PRESENTAR A LA SUPERVISIÓN DESIGNADA POR PEMEX PETROQUÍMICA CARTA MEMBRETADA DEL FABRICANTE DE LOS EQUIPOS DE CONTROL INDICANDO TODO LO RELACIONADO CON CONVENIOS PARA CAMBIOS DE TARJETAS DEFECTUOSAS Y ADQUISICIÓN DE PARTES DE REPUESTO PARA CUANDO EL PERIODO DE GARANTÍA SE HAYA EXTINGUIDO. ASÍ MISMO DEBE INDICAR SUS POLÍTICAS Y PROGRAMAS DE ACTUALIZACIÓN DE TECNOLOGÍA, GARANTIZANDO LA COMPATIBILIDAD DE SUS NUEVOS EQUIPOS CON LOS PRODUCTOS DEL SISTEMA INSTALADO, SIN MODIFICAR LA ARQUITECTURA INICIAL DEL SISTEMA. ASÍ MISMO, SE DEBE INDICAR SU METODOLOGÍA PARA PROPORCIONAR ASISTENCIA Y SOPORTE TÉCNICO, REFACCIONAMIENTO INCLUSIVE PARA GARANTIZAR LA ACTUALIZACIÓN Y FUNCIONALIDAD DE NUEVA TECNOLOGÍA EN EL SISTEMA INSTALADO Y PRESENTAR EL REPORTE DE VALIDACIÓN DÓNDE SE INDIQUE EL CUMPLIMIENTO.

23 ALCANCE DE ESTA ESPECIFICACIÓN:

ESTABLECE LOS REQUERIMIENTOS DE DISEÑO Y LOS REQUERIMIENTOS MÍNIMOS DE HARDWARE Y SOFTWARE, SUMINISTRO, ENSAMBLE, PRUEBAS Y ENTREGA PARA 8 (OCHO) SISTEMAS ELECTRÓNICOS PROGRAMABLES (SIGLAS PES EN INGLÉS) PARA APLICACIONES DE BMS, CON UN NIVEL DE INTEGRIDAD SIL 2 Y 1(UNO) PLC DEL TIPO INDUSTRIAL, A SER INSTALADOS EN LA PLANTA DE GENERACIÓN DE VAPOR QUE SE LOCALIZA DENTRO DEL COMPLEJO PETROQUÍMICO MORELOS, Y ESTARÁN CLASIFICADOS DE LA SIGUIENTE MANERA: OCHO (8) PES SIL 2 CON UN PDFAVG = 1.02 X10-3 COMO MINIMO, MTTFS= 5.9 AÑOS Ó MEJOR Y UN HFT=0 (TOLERANCIA A FALLA DEL HARDWARE BY IEC 61508 TIPO B) PARA LAS FUNCIONES INSTRUMENTADAS DE SEGURIDAD Y CON CERTIFICACIÓN DE LA TÜV PARA APLICACIONES DE BMS. ESTOS VALORES DE PDFAVG SON APLICABLES A LOS VALORES EN MODO DE OPERACIÓN EN BAJA DEMANDA. EL CUAL DEBE ESTAR CONSTITUIDO POR PLC’S DE SEGURIDAD SIL 2, UNO (1) PLC DEL TIPO INDUSTRIAL PARA APLICACIONES INDUSTRIALES, TODOS ESTOS PES DEBEN COMPARTIR UNA RED LAN COMUN CON LAS SIGUIENTES CARACTERÍSTICAS: DEBE SER REDUNDANTE DE CABLEADO; PARA ÁREAS INDUSTRIALES; TIPO ESTRELLA; TOLERANTE A FALLAS; DEL TIPO FAST ETHERNET COMO MÍNIMO, ADMINISTRADA POR SERVIDORES REDUNDANTES (1:1), DOS (2) ESTACIONES DE OPERACIÓN, DIECISÉIS (16) PANTALLAS TÁCTILES DE 12”, UNA (1) MINIPANTALLA DESPLEGADORA DE ALARMAS, INSTRUMENTACIÓN, VÁLVULAS DE CONTROL, ADECUACIONES ELÉCTRICAS, CIVILES Y DE TUBERÍAS. DEBE CUMPLIR CON LA NORMATIVIDAD DESCRITA Y SER VALIDADO POR LA EMPRESA SUBCONTRATADA CONFORME A LO INDICADO EN EL NUMERAL 8.8.4 Y 8.11 DE LA NORMA DE REFERENCIA NRF-045-PEMEX-2010.






Documento ANEXO 2

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EL SISTEMA COMPLETO A SUMINISTRAR DEBE CONSTAR COMO MÍNIMO DE LOS BIENES, TRABAJOS Y ALCANCES INDICADOS EN EL ANEXO A “SUBPARTIDAS”, SIN EMBARGO ES RESPONSABILIDAD DEL PROVEEDOR ENTREGAR UN SISTEMA INSTRUMENTADO DE SEGURIDAD OPERANDO CONFORME A LAS ESPECIFICACIONES DE LAS BASES TÉCNICAS, POR LO QUE DEBE CONSIDERAR TODOS LOS ELEMENTOS Y RECURSOS PARA CUMPLIR CON ESTE OBJETIVO. TODOS LOS COMPONENTES ELECTRÓNICOS DEBEN SER DE ÚLTIMA GENERACIÓN

EL SISTEMA COMPLETO A SUMINISTRAR DEBE CONSTAR COMO MÍNIMO DE LOS EQUIPOS Y COMPONENTES DEL BIEN (SISTEMA), ACTIVIDADES DE INSTALACIÓN Y ALCANCES INDICADOS EN EL ANEXO 1, SIN EMBARGO ES RESPONSABILIDAD DEL PROVEEDOR ENTREGAR UN SISTEMA INSTRUMENTADO DE SEGURIDAD OPERANDO CONFORME A LAS ESPECIFICACIONES DE LAS PRESENTES BASES, POR LO QUE DEBE CONSIDERAR TODOS LOS ELEMENTOS Y RECURSOS PARA CUMPLIR CON ESTE OBJETIVO.

23.1 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL SISTEMA DE ADMINISTRACIÓN DE QUEMADORES:

PARA EL SISTEMA DE ADMINISTRACIÓN DE QUEMADORES (BMS) SE ADICIONAN 1 PLC DE SEGURIDAD POR CALDERA CON REQUERIMIENTOS DE SIL 2, LOS CUALES DEBEN CONTAR CON REDUNDANCIA EN CPU, COMUNICACIONES Y FUENTE DE PODER INTERNA (SE INCLUYE ESPECIFICACIÓN PARTICULAR). EL PLC DE SEGURIDAD ESTARÁ ADEMÁS INTEGRADO POR MÓDULOS DE ENTRADA Y SALIDA, ELEMENTOS LUMINOSOS DE SEÑALIZACIÓN DE ESTADOS. LA COMUNICACIÓN ENTRE LOS TRASMISORES Y LOS MÓDULOS REMOTOS SERÁ POR MEDIO DE SEÑALES CABLEADAS A CAMPO. EL NUEVO SISTEMA DE ADMINISTRACIÓN DE QUEMADORES (BMS) INSTRUMENTADO DE SEGURIDAD EN LA PLANTA DE GENERACIÓN DE VAPOR DE PETROQUÍMICA MORELOS DEBE ESTAR COMPUESTO COMO MÍNIMO DE LOS ELEMENTOS DESCRITOS EN EL DIAGRAMA DE LA ARQUITECTURA LA CUAL ES PARTE DE LA INFORMACIÓN DE LAS PRESENTES BASES: LA RED DE COMUNICACIÓN DONDE SE CONECTAN LOS PLC´S DE SEGURIDAD DEBER SER UNA RED ETHERNET PROTOCOLO INDUSTRIAL TCP/IP, 10/100 BASE T (CATEGORÍA 6 MÍNIMO) CONEXIÓN EN ESTRELLA REDUNDANTE Y TOLERANTE A FALLAS (CUMPLIENDO CON IEEE 802.3), EN LA CUAL SE CONECTARÁN ADEMÁS DE LOS PLC´S DE SEGURIDAD DEL SIS, 02 ESTACIONES DE OPERACIÓN Y DE MANTENIMIENTO (HMI 1, HMI 2), 02 SERVIDORES SERVER EN ARREGLO REDUNDANTE LOS CUALES ADEMÁS DE ADMINISTRAR LA RED Y LA INFORMACIÓN GENERADA , SERVIRÁN DE ENLACE PARA ESTABLECER EN UN FUTURO LA COMUNICACIÓN VÍA OPC Y UNA UNIDAD DE IMPRESIÓN, EN LAS INTERFASES HOMBRE-MÁQUINA SE DESPLEGARÁN LOS GRÁFICOS DE OPERACIÓN A TRAVÉS DE LOS CUALES PODRÁN MONITOREARSE LAS SEÑALES DE TODOS LOS PLC´S QUE COMPONEN EL SISTEMA DE ADMINISTRACIÓN DE QUEMADORES DE LA PLANTA, ASÍ COMO EL ESTADO OPERATIVO DE CADA UNO DE LOS COMPONENTES DE LA RED, EN ESTA INTERFASES SE INCLUYEN LOS TECLADOS PARA OPERACIÓN, UN MANEJADOR DE PUNTERO Y DISPOSITIVOS DE ALARMA AUDIBLE. LAS INTERFASES HOMBRE-MÁQUINA DEBEN SER EXCLUSIVAS PARA LAS FUNCIONES DE SEGURIDAD Y FUNCIONES INSTRUMENTADAS DE SEGURIDAD DE LA PLANTA. TODOS LOS COMPONENTES DE LA RED DE SEGURIDAD DEBEN SER ALIMENTADOS ELÉCTRICAMENTE POR MEDIO DE UNA UPS POR CALDERA LA CUAL SERÁ EQUIPO EXISTENTE. EL SUMINISTRO DE ENERGÍA AL SISTEMA INSTRUMENTO DE SEGURIDAD DE GENERACIÓN DE VAPOR DEBE TENER REDUNDANCIA EN LA FUENTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA. LAS UNIDADES DE SUMINISTRO DEBEN TENER INTEGRADOS FUSIBLES TERMOMAGNÉTICOS DE PROTECCIÓN Y PROTECCIONES POR ALTO VOLTAJE Y ALTA TEMPERATURA. LAS UNIDADES DEBEN INCLUIR INDICADORES DEL ESTADO DE OPERACIÓN Y ALARMAS EN CASO DE QUE LA UNIDAD FALLE. ADICIONALMENTE, EN CADA TERMINACIÓN DE SUMINISTRO DE ENERGÍA ELÉCTRICA DEBE APLICARSE MEDIANTE EL USO DE UNA FUENTE ININTERRUMPIBLE DE ENERGÍA (UPS) EL SISTEMA DE






Documento ANEXO 2

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SUMINISTRO DE ENERGÍA DEBE CONTAR CON ALARMAS QUE INDIQUEN AL OPERADOR TANTO LA TRANSFERENCIA A LA FUENTE SECUNDARIA DE ENERGÍA COMO LA PERDIDA DE LA MISMA. UN CONJUNTO DE VÁLVULAS DE CORTE INSTALADAS EN CAMPO CON ACTUADORES NEUMÁTICOS CON CIERRE POR RESORTE, SEGÚN LOS REQUERIMIENTOS DE LAS ESPECIFICACIONES, HOJAS DE DATOS Y MATRIZ CAUSA-EFECTO, PARA LOS DISPOSITIVOS DE SALIDA DE LAS FUNCIONES INSTRUMENTADAS DE SEGURIDAD. VER MATRIZ CAUSA EFECTO MCE-S-01, MCE-S-02. UN CONJUNTO DE SENSORES QUE SEÑALICEN LAS CONDICIONES DE RIESGO DEL PROCESO, SEGÚN LOS REQUERIMIENTOS DE LAS ESPECIFICACIONES, HOJAS DE DATOS Y MATRIZ CAUSA-EFECTO PARA LOS DISPOSITIVOS DE ENTRADA DE LAS FUNCIONES INSTRUMENTADAS DE SEGURIDAD. SEGÚN MATRIZ CAUSA-EFECTO: MCE-S-01 Y MCE-S-02. ES PARTE TAMBIÉN DE ESTE ALCANCE LA MIGRACIÓN DE LA LÓGICA ACTUAL DE LOS INTERLOCK’S DE PROTECCIONES, PERMISIVOS DE OPERACIÓN, RUTINAS DE PURGA, ETC. HACIA EL NUEVO SISTEMA BMS, PARA ELLO SE PUEDEN APOYAR EN LOS SIGUIENTES DOCUMENTOS:

MPR-A-001 “FILOSOFÍA DE OPERACIÓN” (SE PROPORCIONA). P-530 “DIAGRAMA DE LÓGICO DE CONTROL” (SE PROPORCIONA). DURANTE UN EVENTO DE ALTO RIESGO (FUEGO, EXPLOSIÓN, ETC.) EL PERSONAL OPERATIVO PUEDE TOMAR LA DECISIÓN DE EFECTUAR EL PARO SEGURO DE ALGUNA DE LAS CALDERAS A TRAVÉS DEL BOTÓN MANUAL CORRESPONDIENTE. LAS ACCIONES DE PARO PARCIAL O TOTAL DE PROCESO, DEBE DARSE DE MANERA AUTOMÁTICA CUANDO EL SISTEMA POR MEDIO DE LOS ELEMENTOS PRIMARIOS DEL SIS, INSTALADOS EN CAMPO, DETECTEN LA CONDICIÓN DE RIESGO. EN LOS CASOS CITADOS ANTERIORMENTE, SE PRODUCIRÁ INMEDIATAMENTE (SEGÚN SEA REQUERIDO PARA CADA FUNCIÓN INSTRUMENTADA DE SEGURIDAD): EL CIERRE DE LAS VÁLVULAS DE SUMINISTRO DE GAS A QUEMADORES Y DE CORTE PRINCIPAL. MATRIZ CAUSA EFECTO Y LÓGICA DE PARO DEL SISTEMA DE ADMINISTRACIÓN DE QUEMADORES (BMS) NUEVO SIS. TODOS LOS EVENTOS Y ACCIONES QUE SE DESARROLLARÁN PARA GARANTIZAR LA PROTECCIÓN DEL PERSONAL Y UN PARO SEGURO DE LAS UNIDADES Y EQUIPOS DE PROCESO, SE INDICAN A TRAVÉS DE LOS DOCUMENTOS DENOMINADOS MATRIZ CAUSA-EFECTO. ESTAS ACCIONES DEBEN SER CONFIGURADAS EN EL SISTEMA INSTRUMENTADO DE SEGURIDAD, DE ACUERDO A LA INGENIERÍA DESARROLLADA POR EL CENTRO DE INVESTIGACIÓN Y ASISTENCIA TÉCNICA DEL ESTADO DE QUERÉTARO, A.C. (CIATEQ), AL FINAL DE LA IMPLEMENTACIÓN SE DEBE REALIZAR LA VALIDACIÓN DEL SISTEMA POR UNA COMPAÑÍA CERTIFICADA PARA ESTE TIPO DE TRABAJOS RESPECTO AL CUMPLIMIENTO CON LAS NORMAS EN MATERIA DE SISTEMAS DE SEGURIDAD INSTRUMENTADOS.

24 RELACIÓN DE PLANOS ENTREGADA AL LICITANTE

DOCTO- DESCRIPCIÓN REV

PROCESO

A-303 (1) Diagrama de tuberías e instrumentación calderas de 650 Psig CB-2 a CB-6 diagrama mecánico de flujo 8

A-304 (1) Diagrama de tuberías e instrumentación calderas de 850 Psig CB-7, CB-8 y CB-9 diagrama mecánico de flujo 8

A-305 (1) Diagrama de tuberías e instrumentación detalles caldera de 650 Psig CB-4 diagrama mecánico de flujo 5

A-305 (2) Diagrama de tuberías e instrumentación detalles caldera de 650 Psig CB-2, CB-3 y CB-5 diagrama mecánico de flujo 5

A-305 (3) Diagrama de tubería e instrumentación servicios auxiliares detalles de caldera de 650# CB-6 diagrama mecánico de flujo

5

A-306 (1) Diagrama de tubería e instrumentación servicios auxiliares detalles de calderas de 850# CB-7, CB-8, y CB-9 diagrama mecánico de flujo

5

MPR-A-001 Filosofía para llevar a cabo la operación de los quemadores de gas combustible de las calderas de generación de vapor de baja presión (CB-2, CB-3, CB-4, CB-5 y CB-6) y de alta presión (CB-7, CB-8 y CB-9) del Complejo Petroquímico Morelos.

0






Documento ANEXO 2

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CONTROL

IND-P-001 Distribución de entradas y salidas E/S en el BMS electrónico para calderas CB-4, CB-6, CB-7, CB-8 y CB-9 0

IND-P-002 Distribución de entradas y salidas E/S en el BMS electrónico para calderas CB-2, CB-3 y CB-5 0

IND-P-004 Distribución de entradas y salidas E/S en el PLC tipo industrial para la caldera CB-6 0

P-001 Localización y arreglo del cuarto de control del BMS para calderas 0

P-002 Desmantelamiento de tableros existentes en calderas CB-2, CB-3, CB-4, CB-5 y CB-6 (típico) 0

P-003 Desmantelamiento de tableros existentes en calderas CB-7, CB-8 y CB-9 (típico) 0

P-004 Desmantelamiento de tablero existente de control del ventilador de la turbina de tiro forzado (típico) 0

P-391 Especificación del gabinete de la turbina de tiro forzado para los quemadores del BMS (típico) 0

P-393 Especificación del gabinete del PLC (típico) 0

P-395 Especificación de gabinete para pantalla táctil Q-01, Q-02, Q-03 y Q-04, Q-05, Q-06 0

P-396 Especificación de gabinete CAB - indicadores 0

P-397 Especificación de gabinete CAB-PLC industrial 0

P-600 Diagrama de la arquitectura del sistema de administración de quemadores para las calderas CB-2, CB-3, CB-4, CB-5, CB-6 y CB-7,CB-8, CB-9

0

INSTRUMENTOS

IND-P-003 Índice de instrumentos 0

HD-P-001 Hoja de datos de detector de flama 0

HD-P-002 Hoja de datos de transmisor de presión manométrica 0

HD-P-003 Hoja de datos de transmisor de nivel 0

HD-P-004 Hoja de datos de transmisor de presión diferencial 0

HD-P-005 Hoja de datos de interruptor de límite 0

HD-P-006 Hoja de datos de interruptor de presión 0

HD-P-007 Hoja de datos de interruptor de temperatura 0

HD-P-008 Hoja de datos de válvula solenoide 0

HD-P-009 Hoja de datos de actuador neumático para válvula de corte (on/off) 0

HD-P-010 Hoja de datos de ignitor 0

HD-P-011 Hoja de datos de válvula de corte (on/off) 0

HD-P-012 Hoja de datos de medidor de flujo 0

HD-P-013 Hoja de datos de válvula reguladora de presión 0

HD-P-014 Hoja de datos de sensor de proximidad 0

P-500 Desmantelamiento de tubería y cableado en primer nivel de calderas CB-2, CB-3 y CB-4 0

P-501 Desmantelamiento de tubería y cableado en segundo nivel de calderas CB-2, CB-3 y CB-4 0

P-502 Desmantelamiento de tubería y cableado en primer nivel de calderas CB-5, CB-6 y CB-7 0

P-503 Desmantelamiento de tubería y cableado en segundo nivel de calderas CB-5, CB-6 y CB-7 0

P-504 Desmantelamiento de tubería y cableado en primer nivel de calderas CB-8 y CB-9 0

P-505 Desmantelamiento de tubería y cableado en segundo nivel de calderas CB-8 y CB-9 0

P-051 Distribución y detalles de instalación de tubería y cableado de señales para el BMS en primer nivel para CB-2, CB-3 y CB-4

0

P-052 Distribución y detalles de instalación de tubería y cableado de señales para el BMS en segundo y quinto nivel para CB-2, CB-3 y CB-4

0

P-053 Distribución y detalles de instalación de tubería y cableado de señales para el BMS en primer nivel para CB-5, CB-6 y 0






Documento ANEXO 2

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CB-7

P-054 Distribución y detalles de instalación de tubería y cableado de señales para el BMS en segundo y quinto nivel para CB-5, CB-6 y CB-7

0

P-055 Distribución y detalles de instalación de tubería y cableado de señales para el BMS en primer nivel para CB-8 y CB-9 0

P-056 Distribución y detalles de instalación de tubería y cableado de señales para el BMS en segundo y quinto nivel para CB-8 y CB-9

0

P-057 Distribución y detalles de instalación de tubería y cableado de comunicación de tableros de PLC´s de calderas lado oriente a cuarto de control

0

P-058 Distribución y detalles de instalación de tubería y cableado de comunicación de tableros de PLC´s de calderas lado poniente a cuarto de control

0

P-036 Cédula de cableado de gabinete de interconexiones para señales de detector de flama de quemador y transformador de ignición

0

P-100 Detalles de instalación de detector de flama 0

P-101 Detalles de instalación de transmisor de presión manométrica 0

P-102 Detalles de instalación de transmisor de nivel 0

P-103 Detalles de instalación de transmisor de presión diferencial 0

P-104 Detalles de instalación de transmisor de presión manométrica para la línea de gasolina de pirólisis 0

P-300 Detalles de instalación de válvula solenoide 0

P-301 Detalles de instalación de actuador neumático para válvula de corte (on/off) 0

P-302 Detalles de instalación de válvula de corte (on/off) 0

P-351 Detalles de instalación de interruptor de límite 0

P-352 Detalles de instalación de interruptor de presión 0

P-353 Detalles de instalación de interruptor de temperatura 0

P-354 Detalles de instalación de ignitor 0

P-355 Detalle de instalación de sensor de proximidad 0

P-396 Arreglo físico de gabinete de interconexiones para señales de detector de flama de quemador y transformador de ignición

0

ELÉCTRICO

L-000 Diagrama unifilar general subestación eléctrica SE-1 y 2 0

L-001 Diagrama unifilar general subestación eléctrica SE-12 0

L-003 Diagrama unifilar de sistema de fuerza ininterrumpible (UPS) alimentación típica existente y modificaciones en tableros de distribución de calderas TCA CB-2, CB-3 y SCS-11

0

L-004 Diagrama unifilar de sistema de fuerza ininterrumpible (UPS) de modificaciones en tableros de distribución de calderas TCA CB-4, CB-5, CB-6, CB-7, CB-8 y CB-9

0

L-100 Arreglo de equipo eléctrico en cuarto de CCM's Subestación Eléctrica SE-1 Y 2 0

L-200 Distribución de tubería y cableado en subestación eléctrica SE-1 y 2, reconocimiento de estado de ventiladores de T.F. y sistema de aire primario calderas

0

L-201 Distribución de fuerza en cuarto de control de supervisión del sistema de monitoreo y control de calderas de vapor 0

L-202 Distribución de tubería y cableado en subestación eléctrica SE-12 reconocimiento de estado de ventiladores de T.F y sistema de aire primario calderas

0

L-300 Distribución de fuerza alimentación a gabinetes de PLC's, reconocimiento de estado de ventiladores T. F. y aire primario en área general de calderas

0

L-301 Distribución de fuerza alimentación a gabinetes de PLC's, reconocimiento de estado de V. T. F. y aire primario en caldera CB-2

0

L-302 Distribución de fuerza alimentación a gabinetes de PLC's, reconocimiento de estado de V. T. F. y aire primario en 0






Documento ANEXO 2

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caldera CB-3


0


0


0


0


0


0

L-309 Detalles de instalación de fuerza en calderas de vapor de alta y baja presión 1 de 2 0

L-309 Detalles de instalación de fuerza en calderas de vapor de alta y baja presión 2 de 2 0

L-311 Distribución del sistema de tierras conexión a equipos nuevos a instalar en cuarto de supervisión del sistema de monitoreo y control de calderas de vapor

0

L-312 Distribución del sistema de tierras conexión a equipos nuevos a instalar en calderas de vapor CB-2 y CB-3 0

L-313 Distribución del sistema de tierras conexión a equipos nuevos a instalar en calderas de vapor CB-4, CB-5 y CB-6 0

L-314 Distribución del sistema de tierras conexión a equipos nuevos a instalar en calderas de vapor CB-7, CB-8 y CB-9 0

L-800 Arreglo de equipo eléctrico en cuarto de control supervisorio calderas de baja y alta presión 0

L-801 Arreglo de equipo eléctrico en cuarto de UPS's y bancos de baterías calderas de vapor de alta y baja presión 0

L-802 Arreglo de equipo eléctrico en cuarto de CCM's subestación eléctrica SE-12 0

MECÁNICO-TUBERÍAS

K-001 Modificación en tubería para toma de medición de transmisor de nivel tipo conductivo con electrodos en domo de las calderas CB-2, CB-3, CB-4 y CB-5

0

K-002 Modificación en tubería para toma de medición de transmisor de nivel tipo conductivo con electrodos en domo de las calderas CB-6, CB-7, CB-8 y CB-9

0

K-003 Típico de instalación detalle acoplamiento mecánico para ignitor de gas combustible para calderas 0

K-004 Detalle suministro de aire para gabinetes del PLC y pantallas táctiles para calderas CB-2, CB-3, CB-4 y CB-5 0

K-005 detalle suministro de aire para gabinetes del PLC y pantallas táctiles para calderas CB-6, CB-7, CB-8 y CB-9 0

K-006 Detalle modificación en válvulas de suministro de gas combustible a quemadores de calderas (1 de 2) 0

K-007 Detalle modificación en válvulas de suministro de gas combustible a quemadores de calderas (2 de 2) 0

K-008 Instalación de válvula reguladora de presión en cabezal de alimentación de gasolina de pirólisis a calderas 0

CIVIL

G-001 Planta, elevación y detalles para soporteria de gabinetes de control 0

EN EL ANEXO 1 SE DESCRIBEN LOS EQUIPOS Y COMPONENTES DEL BMS, DE ACUERDO A SU FASE O ESPECIALIDAD ASÍ COMO LAS ACTIVIDADES DEL SUMINISTRO E INSTALACIÓN DEL SISTEMA DE SEGURIDAD PARA LAS CALDERAS CB-2, CB-3 CB-4, CB-5, CB-6, CB-7, CB-8 Y CB-9, LOS CUALES SON ENUNCIATIVOS MÁS NO LIMITATIVOS.

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