Al conectar el sistema de medición de nivel al sistema de control y monitoreo ( plc y

sistema scada), es necesario la identificación de los cables y las cajas de conexión.

Identificación de Cables.

La codificación de los cables desde el instrumento hasta la caja de conexión, deberá ser

con la siguiente identificación:

ZZZZZZZZ-XX-YY

Donde:

ZZZZZZZZ = Tag del instrumento.

XX = Regleta donde llega el cable.

YY = Punto de conexión en regleta.

La codificación de los cables desde la caja de conexiones hasta los paneles de control o

sala de control, deberá ser como sigue:

ZZXX/YYYAABB

Donde:

ZZ: Regleta de donde sale el cable.

XX: Punto de conexión de salida del cable.

YYY: Gabinete o panel donde llega el cable.

AA: Regleta donde llega el cable.

BB: Punto de conexión donde llega el cable.

La codificación del multiconductor deberá contener la siguiente identificación:

Z-XXXXX-NNN

Donde:

Z = Código descriptivo del tipo de señal:

IAC = Señales de control 4-20 mA (Analógicas).

IDC = Señales de control 24 Vdc (Discretas).

IAF = Señales de F&G 4-20 mA (Analógicas).

IDF = Señales de F&G 24 Vdc (Discretas).

IAZ = Señales de ESD 4-20 mA (Analógicas).

IDZ = Señales de ESD 24 Vdc (Discretas).

XXXXX = Tag. de origen (caja o instrumento).

NNN: Número Consecutivo.

Identificación de Cajas de Conexión.

La nomenclatura para la identificación de Cajas de Conexión, será asignada como sigue

a continuación:

AA-JBZ-XXX

Donde:

AA = Área de la planta.

JB = Caja de conexión.

Z = Código descriptivo del tipo de señal en la caja que puede ser:

IAC = Señales de control 4-20 mA (Analógicas).

IDC = Señales de control 24 Vdc (Discretas).

IAF = Señales de F&G 4-20 mA (Analógicas).

IDF = Señales de F&G 24 Vdc (Discretas).

IAZ = Señales de ESD 4-20 mA (Analógicas).

IDZ = Señales de ESD 24 Vdc (Discretas).

XXX = Código numérico indicando el consecutivo de la caja.

Clasificación eléctrica de instrumentos.

La instalación de instrumentos electrónicos y eléctricos tales como: Transmisores,

medidores, interruptores, etc., deberá cumplir con los requerimientos de clasificación

eléctrica del área establecidos en el “Código Eléctrico Nacional”, Normas PDVSA N-

201”Obras Eléctricas” y las normas del American Petroleum Institute API RP-500 A y B

“Classification of Location for Electrical Installation in Petroleum Refineries”.

La instrumentación deberá ser especificada y diseñada tomando en cuenta que será

instalada en un ambiente tropical y según las condiciones ambientales del lugar. Además

deberá ser compatible con el servicio para el cual será destinado.

En las especificaciones se solicitará que los instrumentos electrónicos de campo estén

certificados por un organismo de autoridad reconocida (U.L., C.S.A., F.M., etc.).

La instrumentación asociada a los sistemas deberá ser de la forma descrita a

continuación:

Clase I, Div 1 instalación a ser evitada y solo bajo autorización escrita de PDVSA.

Control de Proceso: A prueba de explosión.

Sistemas Instrumentados de Seguridad: A prueba de explosión.

Detección y Alarma de fuego y gases tóxicos e inflamables: A prueba de

explosión.

Clase I, Div 2.

Control de Proceso: A prueba de explosión.

Sistemas Instrumentados de Seguridad: A prueba de explosión.

Detección y Alarma de fuego y gases tóxicos e inflamables: A prueba de

explosión.

SISTEMAS DE UNIDADES.

El sistema de unidades será de acuerdo a lo siguiente:

Medida Unidad

Temperatura °F, °C

Presión Absoluta Psia

Presión Manométrica Psig

Longitud Pie

Diámetro Pulgadas

Volumen Pie3, Bl, US gal

Densidad Lb/Pie3

Flujo Másico Lb/h

Flujo Volumétrico (Líquido) Bl/d (BPD), GPM

Condiciones Estándar: 60°F / 14.7 Psia

Viscosidad cP, lb/ft-h

Nivel: Pulgadas %

TRANSMISIÓN, ALIMENTACIÓN Y PROTECCIÓN DE INSTRUMENTOS.

Sistema de Transmisión de Señales.

En general, las señales de transmisión y control a utilizarse para el Sistema de

Supervisión y Control serán:

Señales de entrada y salida de 4-20 mA con protocolo HART, para monitoreo,

control y supervisión.

Señales de entrada y salida discretas utilizando contactos secos, en un circuito 24

Vdc.

Señales de comunicación o protocolos propietarios del instrumento o equipo.

13.2 Sistema de Puesta a Tierra.

El sistema de puesta a tierra de instrumentación se hará siguiendo los criterios del

documento “SISTEMA DE PROTECCIÓN CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS

(JOSE)” de la disciplina de electricidad, el cual especifica los requerimientos, tanto para la

puesta a tierra de instrumentación como de otros equipos o gabinetes.

La conexión a tierra de las pantallas de los cables de instrumentos analógicos (4-20 mA)

solo se conectará a las barras de tierra en la sala de control.

Alimentación Eléctrica.

En general los instrumentos se alimentarán en 24 VDC, tomando en consideración, al

momento de selección de los instrumentos, que cumplan con el estándar de

PETROCEDENO (del área de trabajo) de alimentación flotante -12 a +12 VDC,

exceptuando aquellos que por sus características particulares de funcionamiento normal

requieran obligatoriamente alimentación en 120 VAC, 60 Hz.

Los sistemas especiales de medición tales como los medidores de nivel de los tanques,

asociados a los Sistema de Supervisión y Control se alimentarán en 120 VAC, 60 Hz

respaldados mediante sistemas de potencia ininterrumpible (UPS).

14. CRITERIOS GENERALES DE DISEÑO.

14.1 General.

Los instrumentos asociados a paradas y protecciones deberán estar conectados a tomas de

proceso independientes.

Los materiales especificados deberán cumplir con los requerimientos de resistencia química

a la corrosión y a la abrasión. En aquellos casos donde el fluido de proceso pueda ocasionar

daños o problemas operacionales en la instrumentación, se utilizarán sellos para aislar el

fluido de proceso de los componentes, partes y accesorios de los instrumentos.

Los equipos e instrumentación, en general, deben ser del tipo industrial y para servicio

severo, aprobados para su uso en las instalaciones de EL CLIENTE y fabricados con

materiales y componentes compatibles con el ambiente y con las condiciones de proceso

especificadas en el proyecto.

Los equipos electrónicos deberán poseer inmunidad a la interferencia causada por campos

electromagnéticos (EMI) y a la interferencia causada por radio frecuencia (RFI).

La instrumentación para indicación y para control local, que no requieran modificaciones y

ajustes periódicos de sus puntos de operación será de tipo mecánico.

Se tendrán todas las facilidades para controlar, ajustar, modificar y supervisar los

parámetros de control desde el Sistema de Control de la Planta.

Todos los instrumentos y equipos de control, deberán tener fácil acceso desde el suelo,

pasillo o plataforma, a fin de facilitar las labores de instalación y mantenimiento.

Los tanques deberán estar protegidos por un sistema de detección de alarma de fuego o

calor el cual constará de dos anillos de detección de calor lineal y reportando alarma al

sistema de control de fuego y gas de la planta, o al sistema de control (como aplique según

sea el caso).

Todas las señales de paro electrónico, y en general los sistemas de protección, deberán ser

concebidos bajo un esquema de falla segura “Normally Closed” (circuitos normalmente

cerrado), de forma tal que se garantice la activación de la secuencia de paro de las unidades

ante una condición de anormalidad, bien sea en el proceso o por mal funcionamiento de la

instrumentación.

En caso de falla de la energía eléctrica, los dispositivos de regulación y protección deberán

adoptar una posición que origine el paro seguro.

Se deberá proveer la adecuada y suficiente instrumentación para permitir una fácil

operación, control y supervisión de los procesos.

Los instrumentos deberán estar provistos de indicación local.

El criterio de falla segura debe prevalecer en toda lógica de operación y protección.

El flujo de información entre las instalaciones de campo, los sistemas de control y sistemas

de supervisión superior, debe ser a través de una arquitectura de canales y redes de

comunicación acorde con los sistemas en funcionamiento en las plantas donde se

construirán los nuevos tanques:

La alimentación de potencia eléctrica para los sistemas de control y los instrumentos de

campo deberá ser suministrada con fuentes de potencia del tipo ininterrumpible (UPS), con

una autonomía de 8 horas como mínimo, en caso de falla. Esta alimentación será en 120

Vac 1 fase y 60 Hz para Consolas Computadoras, Servidores, Unidad de Control, Sistemas

de Monitoreo y la fuente de alimentación de 24 Vdc para la instrumentación de campo, en

este proyecto en particular se acondicionara a los estándares que rigen en cada una de las

plantas donde se construirán los nuevos tanques.

Los transmisores, indicadores, interruptores y transductores deben cumplir con los

siguientes requerimientos:

El error de medición máximo no debe exceder +/- 0.5 % del rango.

La histéresis no debe exceder el 0,5 % del rango.

La banda muerta no debe exceder el 0,25 % del rango.

Todos los materiales de construcción deben ser compatibles con el servicio y condiciones

atmosféricas y deben estar en estricta concordancia con las Especificaciones de Materiales

de Tuberías (Piping Class) del Proyecto.

No se permiten interruptores con los contactos de mercurio. Se recomienda interruptores

con contactos secos tipo DPDT (Doble Polo - Doble Tiro).

Los procesos y equipos no deberán ser diseñados para operar en el límite de capacidad, esto

debe evitarse para minimizar los riesgos de paradas.

Solamente se permitirá el uso de tecnología probada y basada en estándares internacionales

y aceptados por EL CLIENTE. Cualquier otra consideración debe ser sometida a

evaluación de EL CLIENTE.

El control de proceso se realizará mediante lazos de control (PI-PID) que se ejecutarán en

instrumentos electrónicos dedicados en campo (4-20 mA, protocolo HART).

En términos generales todos los instrumentos deberán poseer cubiertas a prueba de

intemperie y ser resistentes a la corrosión, a atmósferas marina y a clima tropical.

Las especificaciones de instrumentos se realizarán en las hojas de datos normalizadas por

ISA (ISA FORM – S20, ver Norma PDVSA K-307 “ELECTRONICAL and PNEUMATIC

INSTRUMENTATION”), y normas PDVSA No. K-330 a 336. En ellas se describirán con

exactitud las corrientes de proceso correspondientes; también se especificarán las válvulas

y accesorios, los cuales serán la referencia para usarse en las requisiciones.

Adicionalmente a las hojas de datos, se generará el documento de especificaciones

generales, la cual contendrá la parte textual que describe los requerimientos de

identificación, manuales, dibujos, planos, calibración, repuestos para el arranque y para dos

(02) años de operación, pruebas y garantías que deberá cumplir EL PROVEEDOR del

instrumento o equipo.

Se instrumentarán las instalaciones suficientemente, a fin de que estas puedan ser operadas

de forma Automático-Remoto, Manual-Remoto y Local.

Los transmisores deberán ser calibrados en fábrica para el rango especificado en las hojas

de datos.

Todos los transmisores deberán poder ser calibrados en campo utilizando instrumentos

patrones certificados por El Servicio Autónomo Nacional de Normalización, Calidad,

Metrología y Reglamentos Técnicos SENCAMER, adscrita al Ministerio Del Poder

Popular para las Industrias Ligeras y Comercio o desde la sala de control a través del

Sistema de Control sin la necesidad de sacar de funcionamiento el instrumento.

Las tuberías de procesos no se utilizarán como soporte de los instrumentos.

Todos los instrumentos como transmisores e interruptores deberán ser instalados sobre

soportes individuales, construidos en tubos de acero galvanizado de 2” de diámetro SCH

40, fijados con abrazaderas.

La altura y forma del soporte deberá estar acorde con el sitio de instalación del instrumento

y éste último deberá quedar a 1,50 metros de altura con respecto al piso o plataforma desde

donde se accederá al mismo.

Se instalarán conexiones a tomas de proceso por separado para cada instrumento.

Las líneas de transmisión para los instrumentos serán del tipo “Tubing” de acero inoxidable

304 sin costura con diámetro externo de ½” y espesor de 0.049” con accesorios de acero

inoxidable 316, tipo compresión.

Las tuberías de proceso deberán mantener una orientación e inclinación tal que elimine

cualquier posibilidad de creación de bolsas de aire o sifón.

Se deberán utilizar tuberías dobladas en vez de codos.

Todas las conexiones al proceso estarán provistas de válvulas de cierre hermético que

permitan efectuar mantenimiento a los instrumentos sin interrumpir el proceso.

Estas válvulas serán de guarnición (trim) de acero inoxidable 316 SS, conexión roscada y

de flujo directo (compuerta, bola o tapón) para permitir desbloquearlas con varilla.

De existir un proceso de características “Ruidosas”, se deberán especificar válvulas de

aguja como atenuadoras de ruido, siempre y cuando, la viscosidad del fluido de proceso lo

permita.

En general la posición de los instrumentos respecto a las tomas de proceso y la ubicación de

las tomas en la tubería deberá estar de acuerdo con las normas API-RP 550 “Installation of

Refinery Instruments and Control Systems” y PDVSA HF-201 “Diseño de Tubería Para

Instrumentación e Instalación de Instrumentos”.