NRF-287-16 Agosto 2011[1]

Número de documento ANTEPROY-NRF-287-PEMEX-2010

COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS 16 Agosto de 2011

SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DE PEMEX REFINACIÓN PÁGINA 1 DE 49

SISTEMA DE CONTROL Y PROTECCIONES DE CALDERAS

COMITÉ DE NORMALIZACIÓN

DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS


ANTEPROY-NRF-287-PEMEX-2010

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HOJA DE APROBACIÓN

ELABORA:

ING. ERNESTO DANTE ORTA GUTIÉRREZ COORDINADOR DEL GRUPO DE TRABAJO

PROPONE:

ING. MIGUEL TAME DOMÍNGUEZ

PRESIDENTE DEL SUBCOMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PEMEX REFINACIÓN.

APRUEBA:

ING. CARLOS RAFAEL MURRIETA CUMMINGS

PRESIDENTE DEL COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS





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CONTENIDO

CAPÍTULO PÁGINA

0 INTRODUCCIÓN ............................................................................................................................................... 4

1 OBJETIVO ......................................................................................................................................................... 5

2 ALCANCE .......................................................................................................................................................... 5

3 CAMPO DE APLICACIÓN ................................................................................................................................ 5

4 ACTUALIZACIÓN ............................................................................................................................................. 5

5 REFERENCIAS ................................................................................................................................................. 6

6 DEFINICIONES ................................................................................................................................................. 8

7 SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS ....................................................................................................................... 8

8 DESARROLLO ................................................................................................................................................ 10

8.1 Alcance del suministro ........................................................................................................................... 10

8.2 Subsistemas de “monitoreo” y control ................................................................................................... 11

8.3 Subsistema protecciones....................................................................................................................... 16

8.4 Instrumentación ..................................................................................................................................... 38

9 RESPONSABILIDADES. ................................................................................................................................ 39

9.1 Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios ................................................................................. 39

9.2 Proveedores o Contratistas ................................................................................................................... 39

10 CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES .................................................. 39

11 BIBLIOGRAFÍA ............................................................................................................................................... 39

12 ANEXOS .......................................................................................................................................................... 39

12.1 Presentación de documentos normativos equivalentes ........................................................................ 39

12.2 Características generales ...................................................................................................................... 39

12.3 Requisitos del SCPC ............................................................................................................................. 39

12.4 Estaciones de operación / ingeniería .................................................................................................... 40

12.5 Gabinetes .............................................................................................................................................. 40

12.6 Gabinetes de interconexión “Marsahaling” ............................................................................................ 40

12.7 Unidad portátil de configuración y mantenimiento ................................................................................ 40

12.8 Especificación del número y forma de la documentación entregada .................................................... 40

12.9 Cursos de Capacitación......................................................................................................................... 40





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0 INTRODUCCIÓN En los Centros de Trabajo de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios se genera la energía eléctrica para autoconsumo, por medio de turbogeneradores accionados por vapor. Este vapor es producido por calderas, cuya operación, control y protecciones de estas calderas requiere de un sistema que integre el software y el hardware, así como elementos primarios y finales de control. Este sistema incluye: el “monitoreo” y control de las operaciones básicas, las estrategias de control y las protecciones de las calderas. Actualmente no existen normas oficiales mexicanas, normas mexicanas o normas internacionales que establezcan los requerimientos técnicos y de servicio para adquirir este Sistema de Control y Protecciones de Calderas; para ello, Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios emiten la presente Norma de Referencia. Este documento normativo se realizó en atención y cumplimiento a:

Ley de Petróleos Mexicanos, su Reglamento y Las Disposiciones Administrativas de Contratación en Materia de Adquisiciones, Arrendamientos, Obras y Servicios de las Actividades Sustantivas de Carácter Productivo de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

Ley Federal sobre Metrología y Normalización y su Reglamento

Ley de Petróleos Mexicanos y su Reglamento

Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas y su Reglamento

Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público y su Reglamento

CNPMOS-001 Rev.1, 30 septiembre 2004, Guía para la Emisión de Normas de Referencia de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios

En la elaboración de esta Norma de Referencia participaron Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, empresas, institutos de investigación, cámaras de la industria, que a continuación se listan:

Petróleos Mexicanos

PEMEX-Exploración y Producción

PEMEX-Gas y Petroquímica Básica

PEMEX-Petroquímica

PEMEX-Refinación

Instituto Mexicano del Petróleo





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1 OBJETIVO Establecer los requisitos técnicos y de servicios, para la adquisición del sistema de control y protecciones de calderas.

2 ALCANCE Esta Norma de Referencia establece los requisitos de hardware, software y los servicios de configuración, programación, comisionamiento, pruebas, puesta en operación, capacitación y documentación para el Sistema de Control y Protecciones de Calderas. El Sistema de Control y Protecciones de Calderas de esta Norma de Referencia aplica para calderas con capacidad de 120 ton/h o mayores ubicadas en instalaciones terrestres (incluye la modernización en calderas existentes). El alcance del suministro debe incluir: la ingeniería, el hardware, el software, la integración, la infraestructura y los servicios (pruebas en fábrica, embarque, comisionamiento, montaje, configuración, pruebas de aceptación en campo y puesta en servicio de todos los componentes, accesorios y programas) del Sistema de Control y Protecciones de Calderas. Así como también la capacitación del personal de PEMEX para la operación y el mantenimiento de los componentes, accesorios y programas suministrados.

3 CAMPO DE APLICACIÓN Esta Norma de Referencia es de aplicación general y observancia obligatoria en la adquisición del Sistema de Control y Protecciones de Calderas, que lleven a cabo los centros de trabajo de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Por lo que se debe incluir en los procedimientos de contratación: licitación pública, invitación a cuando menos tres personas, o adjudicación directa, como parte de los requisitos que debe cumplir el proveedor o contratista.

4 ACTUALIZACIÓN Esta Norma se debe revisar y en su caso modificar al menos cada 5 años o antes si las sugerencias y recomendaciones de cambio lo ameritan. Las sugerencias para la revisión y actualización de esta Norma de Referencia, se deben enviar al Secretario del Subcomité Técnico de Normalización de PEMEX-Refinación, quien debe programar y realizar la actualización de acuerdo con la procedencia de las mismas y en su caso, inscribirla dentro del Programa Anual de Normalización de Petróleos Mexicanos, a través del Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Las propuestas y sugerencias de cambio deben elaborarse en el formato “CNPMOS-001-A001” de la “Guía para la Emisión de Normas de Referencia (CNPMOS-001 Rev-1)” y dirigirse por escrito al:





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Subcomité Técnico de Normalización de Pemex Refinación. Av. Marina Nacional 329, piso 2, edificio “B-2”, Col. Petróleos Mexicanos, C.P. 11311, México, D. F. Teléfonos directos: 5250-2756 y 5203-4083; conmutador: 1944-2500, extensión: 53107. Correo electrónico [email protected]

5 REFERENCIAS 5.1. NOM-001-SEDE-2005 Instalaciones Eléctricas (utilización). 5.2. NOM-008-SCFI-2002 Sistema general de unidades de medida. 5.3. NMX-CC-9001-IMNC-2008 Sistema de gestión de la calidad – Requisitos. 5.4. IEC 801.2-1991 Electromagnetic compatibility for industrial-process measurement and control equipment, Part 2: Electrostatic discharge requirements (Compatibilidad electromagnética para el proceso industrial de medición y control de equipo, Parte 2: requisitos de descarga electrostática). 5.5. ISO/IEC 10026-1:1998 Information technology - Open Systems Interconnection - Distributed Transaction Processing - Part 1: OSI TP Model (Información Tecnológica – Interconexión de Sistemas Abiertos – Procesamiento de Transacciones Distribuidas – Parte 1: Modelo OSI TP). 5.6. IEC 61086-3-1:2004 Coatings for loaded printed wire boards (conformal coatings) - Part 3-1: Specifications for individual materials - Coatings for general purpose (Class 1), high reliability (Class 2) and aerospace (Class 3), Second edition 2004-02 (Recubrimientos para tarjetas de cableados impresos (recubrimientos conformados). Parte 3-1: Especificaciones para materiales particulares. Recubrimientos para uso general. (Clase 1), usos de alta fiabilidad (Clase 2) y uso aeroespacial (Clase 3)), Segunda edición 2004-02. 5.7. IEC-60529:2001 Degrees of protection provided by enclosures (IP Code), Edition 2.1 2001-02 (Grados de protección proporcionados por las envolventes (Código IP), Edición 2.1 2001-02). 5.8. IEC-61131-3:2003 Programmable Controllers – Part 3: Programming Languages – Second Edition Controladores Programables – Leguajes de Programación – Segunda edición. 5.9. IEC 61508-1:1998 Functional safety of electrical/electronic/programmable electronic safety-related systems - Part 1: General requirements – First edition 1998-12 (Seguridad funcional de sistemas eléctricos/electrónicos/electrónicos programables relativos a la seguridad - Parte 1: Requerimientos Generales- Primera edición 1998-12). 5.10. IEC-61508-2:2000 Functional safety of electrical/electronic/programmable electronic safety -related system - Part 2: Requirements for electrical/electronic/programmable electronic safety-related systems – First edition 2000-05 (Seguridad funcional de sistemas eléctricos/electrónicos/electrónicos programables relativos a la Seguridad - Parte 2: Requerimientos para sistemas eléctricos/electrónicos/electrónicos programables relativos a la seguridad- Primera edición 2000-05). 5.11. IEC-61508-3:1998 Functional Safety of electrical/electronic/programmable electronic safety -related systems- Part 3: Software requirements – First edition 1998-12-15 (Seguridad funcional de sistemas

mailto:[email protected]





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eléctricos/electrónicos/electrónicos programables relativos a la seguridad - Parte 3: Requerimientos de software – Primera edición 1998-12-15). 5.12. IEC-61508-4:1998 Functional Safety of electrical/electronic/programmable electronic safety -related systems- Part 4: Definitions and abbreviations – First edition 1998-12-15 (Seguridad funcional de sistemas eléctricos/electrónicos/electrónicos programables relativos a la seguridad - Parte 4: Definiciones y abreviaturas – Primera edición 1998-12-15). 5.13. IEC-61508-5:1998 Functional Safety of electrical/electronic/programmable electronic safety -related systems- Part 5: Examples of methods for the determination of safety integrity levels – First edition 1998-12 (Seguridad funcional de sistemas eléctricos/electrónicos/electrónicos programables relativos a la seguridad - Parte 5: Ejemplos y métodos para la determinación del nivel de integridad de seguridad – Primera edición 1998-12). 5.14. IEC-61508-6:2000 Functional Safety of electrical/electronic/programmable electronic safety -related systems- Part 6: Guidelines in application of IEC-51508-2 and IEC-61508-3 – First edition 2000-04 (Seguridad funcional de sistemas eléctricos/electrónicos/electrónicos programables relativos a la seguridad - Parte 6: Guías en la aplicación de las IEC-51508-2 and IEC-61508-3 – Primera edición 2000-04). 5.15. IEC-61508-7:2000 Functional Safety of electrical/electronic/programmable electronic safety -related systems- Part 7: Overview of techniques and measures – First edition 2000-03 (Seguridad funcional de sistemas eléctricos/electrónicos/electrónicos programables relativos a la seguridad - Parte 7: Resumen de técnicas y mediciones – Primera edición 2000-03). 5.16. NRF-046-PEMEX-2003 Protocolos de Comunicación en Sistemas Digitales de Monitoreo y Control. 5.17. NRF-048-PEMEX-2007 Diseño de instalaciones eléctricas. 5.18. NRF-049-PEMEX-2009 Inspección de bienes y servicios. 5.19. NRF-105-PEMEX-2005 Sistemas Digitales de Monitoreo y Control. 5.20. NRF-148-PEMEX-2011 Instrumentos para medición de temperatura. 5.21. NRF-163-PEMEX-2006 Válvulas de control con actuador tipo neumático. 5.22. NRF-169-PEMEX-2008 Analizadores de oxígeno. 5.23. NRF-215-PEMEX-2009 Analizadores de pH, conductividad y potencial oxi-reducción. 5.24. NRF-241-PEMEX-2010 Instrumentos transmisores de presión y presión diferencial. 5.25. NRF-242-PEMEX-2010 Instrumentos transmisores de temperatura. 5.26. NRF-245-PEMEX-2010 Válvulas solenoides. 5.27. NRF-271-PEMEX-2011 Integración del libro de proyecto para entrega de obras y servicios.





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6 DEFINICIONES Para los propósitos de esta Norma, se establecen las siguientes definiciones: 6.1. Controlador electrónico programable (CEP): Dispositivo configurable basado en tecnología de microprocesadores que está compuesto por hardware, software, unidades entradas y salidas, el cual puede ser un Controlador Programable o Controlador Lógico Programable (PLC), certificado con la IEC-61508 para desarrollar funciones de seguridad. 6.2. Confiabilidad: Es una medida de la fiabilidad en función del tiempo, se define como la probabilidad de que un elemento o sistema opere de acuerdo con las condiciones de operación especificadas de manera continua durante un periodo; se representa como R(t). 6.3. Control dedicado: El control dedicado para SCPC es un sistema de equipos (“hardware”) y programas (“software”) especializado, diseñado, fabricado y configurado para control regulatorio, secuencial y de protección para uso exclusivo en SCPC, por lo que su uso se limita específicamente a esta aplicación. 6.4. Data Point: Punto de datos, unidad de información utilizada en la creación de los gráficos dinámicos del proceso y que se vinculan con variables de la Base de Datos del sistema. 6.5. Disponibilidad: Es una medida de la fiabilidad en función del tiempo y se define como la probabilidad de que un elemento o sistema opere de acuerdo con especificaciones en un instante dado; se representa como A(t). 6.6. Equivalente: Es la norma, especificación, método, estándar o código que cubre los requisitos y/o características físicas, químicas, fisicoquímicas, mecánicas o de cualquier naturaleza establecidas en el documento normativo extranjero citado en esta Norma de Referencia, para la aplicación de un documento normativo equivalente se debe cumplir con lo establecido en el Anexo 12.1 de esta Norma de Referencia. 6.7. Fiabilidad: Es la disciplina que estudia los fenómenos de comportamiento de elementos o sistemas de acuerdo con las condiciones de diseño, construcción y operación especificadas. 6.8. Mantenibilidad: Es una medida de la fiabilidad en función del tiempo y se define como la probabilidad de que un elemento o sistema fallado restablezca su operación (opere de acuerdo con especificaciones) por efectos de un mantenimiento en un cierto tiempo M(t). 6.9. Quemador dual: Es aquel que puede quemar gas combustible o combustóleo.

7 SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS 7.1 A(t) Función de Disponibilidad.

7.2 A Ampere.

7.3 ANSI American National Standards Institute (Instituto Americano de Normas Nacionales).





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7.4 API-RP American Petroleum Institute Recommended Practice (Instituto Americano del Petróleo Práctica Recomendada)

7.5 BDH Base de Datos Histórica.

7.6 CEP Controlador Electrónico Programable

7.7 CO Monóxido de carbono

7.8 FAT Factory Acceptance Test (Prueba de Aceptación en Fábrica).

7.9 IEC International Electrotechnical Commission (Comisión Electrotécnica Internacional).

7.10 IEEE Institute of Electrical and Electronics Engineers (Instituto de Ingenieros Electricistas y en Electrónica).

7.11 IHM Interfaz Humano – Máquina

7.12 IMNC Instituto Mexicano de Normalización y Certificación A.C.

7.13 ISO International Organization for Standarization (Organización Internacional de Normalización).

7.14 mA Miliampere.

7.15 MTTFs Mean Time to Failure Spurious (Tiempo Medio entre Disparos en Falso).

7.16 NACE-MR

The National Association of Corrosion Engineers Material Requirements (La Asociación Nacional de Ingenieros de Corrosión Requerimientos de Materiales)

7.17 NEMA National Electrical Manufactures Association (Asociación Nacional de Fabricantes Eléctricos).

7.18 NOM Norma Oficial Mexicana.

7.19 NRF Norma de Referencia.

7.20 OSAT On Site Acceptance Test (Prueba de Aceptación en Sitio).

7.21 O2 Oxígeno

7.22 PEMEX Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

7.23 PLC Programmable Logic Controler (Controlador Lógico Programable).

7.24 R(t) Función de Confiabilidad.

7.25 RTD Detector de temperatura resistivo (resistance temperature detector).

7.26 SCD Sistema de Control Distribuido

7.27 SCFI Secretaría de Comercio y Fomento Industrial

7.28 SCPC Sistema de Control y Protecciones de Calderas.

7.29 SIL (NIS) Safety Integrity Level (Nível de Integridad de Seguridad).

7.30 SEDE Secretaría de Energía

7.31 SQL Structured Query Languaje (Lenguaje de Consulta Estructurado).

7.32 TCP/IP Transport Control Protocol / Internet Protocol (Protocolo de control de transporte / Protocolo de internet).





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7.33 V Volts.

7.34 Vc.a. Volts Corriente Alterna.

7.35 Vc.d. Volts Corriente Directa.

7.36 VME Valor Máximo de la Escala

8 DESARROLLO 8.1 Alcance del suministro 8.1.1 El proveedor o contratista debe suministrar el SCPC especificado en esta NRF y cumplir con los requisitos del Anexo12.3 de esta Norma de Referencia, el que debe estar formado por los siguientes subsistemas:

I. Subsistema de “monitoreo” y control. II. Subsistema de protecciones.

8.1.2 El SCPC debe recibir todas las señales de las variables de operación de la caldera generadora de vapor y controlar en forma automática o manual durante su arranque, operación normal, paro de emergencia; así como todas las emergencias previsibles, por lo que debe alarmar y parar en condiciones anormales. 8.1.3 El subsistema de “monitoreo” y control se debe integrar y configurar en el SCD y el subsistema de protecciones se debe configurar en una CEP. 8.1.4 El SCPC debe tener los medios para un control manual directo para cada elemento o dispositivo final de control. 8.1.5 Cuando se especifique en el Anexo 12.3 de esta Norma de Referencia, el control maestro de carga del SCPC, debe ser capaz de obedecer al control maestro de vapor. 8.1.6 El proveedor o contratista debe cubrir el siguiente alcance en su oferta técnica, no siendo limitativo el presente listado:

I. La ingeniería, para desarrollar las actividades de ingeniería básica y de detalle para especificar y procurar todos los suministros y trabajos relacionados con el SCPC.

II. El hardware, para suministrar, configurar, programar, instalar, integrar y poner en el hardware que

conforman el SCPC, lo que permite realizar de manera completa las funciones de automatización y estrategias de control avanzado de bajo nivel.

III. El software, para suministrar, configurar, programar, instalar, integrar y poner en operación los programas (software) que residen en los componentes suministrados para el SCPC, lo que debe permitir realizar de manera completa las funciones de automatización y estrategias de control avanzado de bajo nivel.

IV. La infraestructura, para ejecutar todos los trabajos relacionados con el montaje y la alimentación

eléctrica de los componentes del SCPC.





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V. Los servicios, para suministrar y dar cumplimiento a los requerimientos, garantías, compromisos y servicios que se necesitan con motivo del suministro, configuración, calibración, instalación, pruebas, puesta en servicio y capacitación.

VI. Las licencias, de los programas utilizados y desarrollados para el arranque, operación, mantenimiento, configuración, programación y aplicaciones especiales del SCPC.

8.1.7 Cuando se solicite el suministro de instrumentos, el proveedor o contratista debe cumplir con lo siguiente: 8.1.7.1 Las cubiertas de los instrumentos del SCPC, se deben diseñar para su instalación en exteriores, por lo que deben cumplir con los requisitos de IP66 conforma a IEC-60529:2001 o tipo 4X NEMA 250 ó equivalente. 8.1.7.2 Los instrumentos deben cumplir con la clasificación de área que se especifica en el Anexo 12.1 de esta Norma de Referencia y cuando se ubiquen en un área clasificada, debe cumplir con el concepto de seguridad intrínseca; para este caso, el proveedor o contratista debe suministrar las barreras de aislamiento instaladas en gabinetes. 8.1.7.3 El proveedor o contratista debe suministrar transmisores para los elementos primarios, no se permite el uso de interruptores. Para el subsistema de “monitoreo y control” se deben suministrar transmisores “inteligentes” compatibles con el protocolo de comunicación del SCD; para el subsistema de protecciones, se deben suministran transmisores “inteligentes” 4-20 mA con protocolo “HART”. 8.1.7.4 La ubicación y arreglo de los instrumentos, debe permitir su visibilidad y accesibilidad para el operador que permita las pruebas, ajustes y mantenimiento. 8.1.7.5 Todas las tomas de los transmisores en servicios de alta presión, deben tener válvulas de raíz con doble bloqueo. 8.1.7.6 Los medidores de flujo para el combustóleo debe ser del tipo másico de coriolisis. 8.1.7.7 Cuando se especifique gas combustible amargo o servicio de ácido sulfhídrico, los materiales y fabricación de los instrumentos deben ser de acuerdo con:

a) NACE MR0175 / ISO15156:2009 para instalación en centros de trabajo de producción de Petróleo y Gas, y Plantas de tratamiento de gas natural. b) NACE MR0103:2007 o equivalente, para instalación en centros de trabajo de Refinación de petróleo, y procesamientos relacionados conteniendo H2S en gas o disuelto en fase acuosa, con o sin procesos de hidrocarburos.

8.2 Subsistemas de “monitoreo” y control El subsistema de “monitoreo y control debe recibir todas las señales de las variables de operación de la caldera generadora de vapor y debe “monitorear” y controlar en forma automática o manual durante su arranque y operación normal. El proveedor o contratista debe suministrar este subsistema cumpliendo con lo siguiente:





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8.2.1 “Monitoreo” 8.2.1.1 Debe supervisar el proceso en tiempo real de la caldera. 8.2.1.2 Debe “monitorear” las condiciones de entrada y salida de la caldera, como mínimo debe mostrar en la estación de operación, lo siguiente:

a) Aire-Gases (1) Flujo de aire (2) Presión y temperatura en diferentes puntos (entrada/salida tiro forzado, el pre, entre otras) (3) Presión de caja de aire y hogar (4) Salida de gases (de caldera y chimenea) (5) O2 y CO (6) Flujo, presión y temperatura de gases de recirculación (cuando aplique) (7) Flujo, presión y temperatura de aire primario (cuando aplique)

b) Agua-Vapor (1) Flujo, presión y presión de agua de alimentación (2) Flujo, presión y presión de atemperación (3) Flujo, presión y presión de entrada, economizador (antes y después, cuando aplique) (4) Presión y temperatura del domo (5) Niveles del domo (mínimo dos locales y dos remotos) (6) Flujo de purga continua de domo, conductividad (7) Flujo, presión y temperatura de vapor, primer paso y segundo paso (8) Temperatura del sobrecalentador (9) Nivel del tanque de “flasheo”

c) Combustible (1) Flujo, presión y temperatura del gas combustible: en cabezal, después reguladora de

presión, a quemadores y a pilotos (2) Flujo, presión y temperatura del combustóleo: en cabezal, después reguladora de flujo, a

quemadores y a pilotos (cuando aplique) (3) Flujo, presión y temperatura de aire o vapor de atomización (cuando aplique) (4) Flujo, presión y temperatura de vapor de lavado (cuando aplique) (5) Nivel de combustóleo (cuando aplique)

d) Quemadores (1) Indicación de flama a piloto (2) Indicación de flama de quemador (3) Indicación de intensidad de flama

e) Sellos de CO (cuando aplique) (1) Niveles de las botellas (2) Flujo de CO (3) Presión y temperatura de CO y de pared de tubo del hogar

f) Control maestro de caldera (1) Porcentaje de participación de la caldera (2) Medición de flujos de aire, gas y combustóleo (3) Corrección de porciento de O2 y CO

g) Sopladores de hollín (1) Flujo, presión y temperatura de vapor para cada circuito (2) Indicación de sopladores y de las válvulas de purga.

h) Subsistema de protecciones (1) Disparos (2) Alarmas





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8.2.2 Control 8.2.2.1 Control maestro de carga de la caldera

a) El punto de ajuste de carga específico de la caldera debe ser limitado con la señal de carga permitida y adicionando una señal de sincronización de operación a las calderas con el controlador de carga en automático. Esta señal es tratada con señales de flujo de vapor y el valor real del flujo de vapor específico de la caldera. La suma del punto de ajuste de la caldera y la señal sincronizada es la desviación del controlador de carga, la señal de salida de este controlador se limita a la señal de carga permitida, la cual se forma de la suma de los quemadores en operación (un quemador se encuentra en operación cuando el piloto de combustóleo o gas combustible o ambos se encuentran en operación). A partir de este punto de ajuste limitado se deben formar los puntos de ajuste del combustible, del aire y del O2.

(1) Punto de ajuste del combustible

El punto de ajuste de carga a la caldera se debe limitar en el valor real de flujo de aire, para tener una protección de falla de aire y con esto, aunado a cualquier perturbación que impacte de manera importante en el suministro de combustible y produzca una combustión no estequiométrica. Se deben compensar las variaciones del combustible en su poder calorífico. El punto de ajuste del combustible así calculado se reparte entre el punto de ajuste de combustóleo y gas combustible, el cual se debe realizar con la relación del número de quemadores de combustóleo o de gas que se encuentran en operación y el número total de quemadores en operación.

(2) Punto de ajuste del aire

El punto de ajuste de carga a la caldera se debe limitar con el valor real de flujo de combustible (para proteger la falta de aire). Este punto de ajuste de aire estequiométrico se debe adaptar a la operación de combustóleo y gas. El punto de ajuste de aire debe ser estequiométrico y adaptado con un valor de exceso de aire dependiente de la carga que se forma a partir del punto de ajuste del O2.

(3) Punto de ajuste del O2

Durante la operación de la caldera con combustóleo o gas o ambos, se debe fijar la curva de ajuste de O2 en función de la carga. Se debe indicar una estrategia que incluya el punto de ajuste efectivo de O2, en función del punto de ajuste efectivo del combustible (flujo real de combustóleo).

b) Se debe cumplir con la estrategia de que el controlador de carga pueda operar en automático cuando los controles de aire y combustible, además de encontrarse por lo menos un ventilador de tipo forzado, debe encontrarse en operación.

8.2.2.2 Control de aire de combustión Se debe proporcionar una estrategia de control en la que se relacionen los controles de aire, separados del tiro forzado, en los que se debe ajustar el aire dado por el controlador de carga de la caldera. 8.2.2.3 Control de combustión dual (cuando aplique)

a) Se debe suministrar un control de combustión dual para mantener una presión estable en el cabezal de vapor generado, por lo que se debe tener un controlador de presión cuya señal de salida debe ser el punto de ajuste del controlador de flujo de combustibles.





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b) El control también debe tener el objetivo de mantener en todo momento un exceso de aire respecto a los combustibles, para evitar condiciones peligrosas de explosividad.

c) El proceso de combustión debe tener la opción de operar en alguno de los siguientes modos:

(1) Quemar sólo gas combustible. (2) Quemar sólo combustóleo.

d) El control se puede dividir en las siguientes partes:

(1) Determinación de la demanda de razón de calentamiento. (2) Control de combustibles dual. (3) Control de aire de combustión. (4) Control de vapor de atomización o aire primario.

8.2.2.4 Control de recirculación de combustóleo y vapor de atomización (cuando aplique)

a) Se debe incluir un control de recirculación de combustóleo y monitoreo de equipos asociados al mismo, que permita precalentar el combustóleo para lograr la viscosidad requerida por el equipo de quemadores y que permita el quemado del combustóleo, mediante la atomización con una corriente de vapor a presión. Este sistema debe residir en el SCD y realizar como mínimo las siguientes funciones:

(1) Cálculo de la cantidad de combustóleo efectivamente quemado, resultante de la diferencia del

combustóleo suministrado menos el combustóleo reciclado. (2) Controles de temperatura y nivel del tanque de almacenamiento de combustóleo. (3) Indicación de presión diferencial a través de los filtros de combustóleo de tanques. (4) Indicación y control de la presión de descarga de las bombas de combustóleo. (5) Paro manual de emergencia de las bombas de combustóleo desde la consola del operador, así

como disparo por muy bajo nivel. (6) Control de temperatura en el precalentador de combustóleo. (7) “Monitoreo” de flujo de combustóleo, suministro y retorno a la caldera por medio de elementos

primarios de alta exactitud como Coriolis. (8) “Monitoreo” de las presiones de entrada y salida de combustóleo a la caldera y del cabezal de

distribución de vapor a quemadores. (9) Control de presión de combustóleo a los quemadores. (10) Control de relación combustóleo-vapor de atomización. (11) Alarma por baja presión de combustóleo en el cabezal de distribución a quemadores. (12) Analizador de viscosidad en línea de suministro de combustóleo a la caldera.

b) Así mismo, se deben proveer las indicaciones locales de las siguientes variables:

(1) Nivel y temperatura del tanque de combustóleo. (2) Temperatura de alimentación de combustóleo a las calderas. (3) Presión en los cabezales de distribución de combustóleo y vapor a quemadores

8.2.2.5 Control de agua de alimentación

a) El control de nivel del domo debe ser de tres elementos. El flujo de agua de alimentación se debe determinar mediante el flujo de vapor y corregir mediante la desviación de nivel.





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b) El nivel en el domo se debe corregir por la presión del domo de vapor. Se debe diferenciar la presión del domo (dx/dt) para compensar los cambios en el nivel de agua del domo cuando haya rápidos cambios en la presión del domo de vapor. De esta manera un cambio en el nivel debido a un cambio en la presión no genera ninguna desviación del control. El punto de ajuste del nivel de agua del domo se ajusta desde el SCD. c) El flujo de vapor del domo se debe corregir por presión y temperatura de vapor, a este valor se le resta la suma de los flujos de agua de alimentación y flujo de purgas continuas. El agua de alimentación se corrige por temperatura.

8.2.2.6 Control de temperatura de vapor final Se debe proponer una estrategia que control de la temperatura de vapor a la salida de la caldera, la cual se debe controlar dentro del rango de carga nominal aún con cambios rápidos de carga. Para esto, se debe inyectar agua a un atemperador, el cual se debe ubicar entre el primero y segundo sobrecalentador. 8.2.2.7 Control de temperatura, aire de combustión Para evitar la formación de condensado en la caja del precalentador, la temperatura del aire antes de la entrada de la caja del precalentador debe tomar un valor que garantice que la temperatura del gas de combustión a la salida sea lo suficientemente alta, para que no tenga lugar una condensación de vapor de agua en ese punto. 8.2.2.8 Control de los sopladores de hollín

a) El control de los sopladores de hollín debe:

(1) Automatizar la operación en cualquier secuencia, frecuencia o agrupación deseada, (2) “Monitorear” el estado antes, durante o después de la operación de los sopladores, (3) Diagnosticar e indicar las condiciones de falla e implementar las acciones correctivas, (4) Operar individualmente los diferentes tipos de sopladores, válvulas de suministro de vapor y

válvulas de drenado. 8.2.2.9 Control de botellas de sello para gas CO (cuando aplique) El proveedor o contratista debe implementar la estrategia de control del sobreflujo de CO para mantener el nivel del agua de las botellas de sello y sintonizar los controles para su óptima operación, en bajas y altas cargas, así como la transición en ambos sentidos. 8.2.2.10 Caracterización de la caldera El proveedor o contratista debe caracterizar la caldera, con el propósito de generar la curva de caracterización de ésta. 8.2.3 SCD 8.2.3.1.1 El subsistema de “monitoreo” y control se debe integrar y configurar en el SCD especificado en el Anexo 12.3 de esta Norma de Referencia. 8.2.3.1.2 Cuando se indique en el Anexo 12.3 de esta Norma de Referencia, la integración del subsistema de “monitoreo” y control a un SCD existente, el proveedor o contratista debe suministrar el hardware, software y los servicios como se establezcan en la bases de licitación.





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8.2.3.1.3 Cuando se indique en el Anexo 12.3 de esta Norma de Referencia, el suministro de un SCD nuevo, el proveedor o contratista debe suministrar el hardware, software y los servicios cumpliendo con los numerales 8.2 y 8.3 de la NRF-105-PEMEX-2005. 8.3 Subsistema protecciones El proveedor o contratista debe suministrar en el subsistema de protecciones los permisivos, alarmas y disparos necesarios para garantizar que la caldera opere de manera segura y tenga la capacidad de llevar la caldera a un paro ordenado y seguro en caso de requerirse, el subsistema debe cumplir con lo siguiente: 8.3.1 Permisivos El subsistema debe incluir los siguientes permisivos, como mínimo:

I. Válvulas de combustible cerradas II. Válvulas de venteo de gas abiertas. III. Flamas no presentes. IV. Tiro forzado operando. V. Aire primario operando (cuando aplique).

VI. Precalentador regenerativo operando. VII. Compuertas de aire abiertas. VIII. Nivel de agua domo mayor como mínimo. IX. Flujo de aire para combustión. X. Barrido del hogar.

XI. Presión de gas a pilotos, permisivo para encender pilotos con gas combustible. XII. Piloto encendido. XIII. Presión de gas a quemadores, permisivo para encender quemadores con gas combustible. XIV. Temperatura de combustóleo (cuando aplique), permisivo para encender quemadores con

combustóleo. XV. Presión de combustóleo (cuando aplique), permisivo para encender quemadores con combustóleo. XVI. Bayoneta lavada.

8.3.2 Disparos El subsistema debe incluir los siguientes disparos, como mínimo:

I. Protección por Falla en el Tiro Forzado II. Protección por Falla Ventiladores Aire Primario (cuando aplique) III. Protección por Bajo Nivel en el Domo IV. Protección por baja Presión de combustibles V. Protección por Alta Presión en el Hogar

VI. Protección por Baja Presión Diferencial en Vapor de Atomización (cuando aplique) VII. Protección por Falla de Flama VIII. Protección por Falla de Energía Eléctrica IX. Protección por Falla de Aire de Instrumentos X. Protección por válvulas de combustible cerradas

XI. Protección por retardo de encendido XII. Protección por alta relación de combustible/aire XIII. Baja presión de aire primario XIV. Alto nivel de domo (cuando aplique)





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XV. Baja temperatura a la entrada de economizador (cuando aplique) XVI. Pérdida de bola de fuego (cuando aplique) XVII. Disparo de emergencia manual local

XVIII. Disparo de emergencia manual remoto XIX. Protección por alta presión en domo XX. Protección por alta presión de gas combustible cabezal de pilotos. XXI. Protección por alta presión de gas combustible cabezal de quemadores

8.3.3 Alarmas El subsistema debe incluir las siguientes alarmas como mínimo:

I. Alta/baja presión de suministro de combustibles a quemadores II. Alta/baja presión de suministro en cabezal de combustible III. Alarma por baja presión diferencial a través de ventiladores de aire primario (cuando aplique IV. Alarma por baja presión diferencial a través de ventiladores de aire forzado V. Alarma por baja presión en agua de alimentación a calderas

VI. Alarma por alto/bajo nivel en domo VII. Alarma por alta presión en el hogar VIII. Alarma por alta relación combustible-aire IX. Alarma por pérdida de flama X. Alarma por baja presión en vapor de atomización (cuando aplique)

XI. Alarma por alta temperatura en vapor final XII. Alarma por alta temperatura en gases de combustión XIII. Alarma por baja temperatura en el suministro de combustóleo XIV. Alarma de alta temperatura de aceite lubricación del balero lado caliente del precalentador regenerativo

(cuando aplique) XV. Alarma de alta temperatura de aceite de lubricación de la turbina de tiro forzado (cuando aplique) XVI. Alarma de baja presión de aceite de lubricación a chumacera de la turbina de tiro forzado XVII. Alarma de baja presión de aceite de lubricación de baleros del calentador regenerativo (cuando

aplique) XVIII. Alarma por pérdida de velocidad del calentador regenerativo (cuando aplique).

XIX. Alarma por el disparo del motor eléctrico del calentador regenerativo (cuando aplique) 8.3.4 Controlador electrónico programable 8.3.4.1 Generales 8.3.4.1.1 Cuando se especifique en el Anexo 12.3 de esta Norma de Referencia, el proveedor o contratista debe suministrar el CEP del subsistema protecciones debe cumplir con lo siguiente:

I. Debe proporcionar un paro ordenado, con las señales de alarma e “interlooks".

II. El subsistema se debe diseñar cumpliendo como mínimo con los requisitos establecidos en 4.6 de la NFPA-85:2007 o equivalente, entre los que deben estar los siguientes:

(1) Los canales de entrada de cada módulo E/S se deben comprobar periódicamente para verificar su

capacidad de detectar cambios de estado en los dispositivos de campo en la posición de "fallo seguro".





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(2) Las salidas críticas se deben “monitorear” realimentando el estado de la salida en forma de señal de entrada independiente y se debe comparar con el estado exigido por el subsistema.

(3) Un dispositivo de vigilancia del sistema (watchdog), completamente independiente del CEP, el cual

debe verificar continuamente la función de temporización del procesador, así como su capacidad para ejecutar la lógica y salidas de control.

(4) La lógica debe estar protegida de cambios no autorizados mediante bloqueos de software, para evitar posibles modificaciones del programa del procesador.

(5) Un circuito de disparo de emergencia cableado permite al operador o al dispositivo de vigilancia del subsistema iniciar un corte de la línea principal de combustible.

(6) Mensajes de encendido, causa primaria de paro y alarmas/diagnósticos del subsistema.

(7) El diseño debe incluir el “monitoreo” y diagnóstico del subsistema, “monitoreo” de la funcionalidad

de la lógica de los procesadores.

(8) La falla del sistema lógico no debe evitar la intervención apropiada del operador.

(9) El tiempo de respuesta del sistema (throughput) debe ser suficientemente corto para prevenir efectos negativos en la aplicación.

(10) La inmunidad al ruido debe prevenir una falsa operación.

(11) La falla en algún componente del sistema lógico, no debe impedir que se produzca una secuencia de paro de emergencia, por condiciones de seguridad. Se deben tener interruptores de operación manual, que de manera independiente puedan generar un paro de emergencia.

(12) La operación de cualquier “interlock” que pueda ocasionar una falla debe de anunciarse.

III. El proveedor o contratista debe describir en su propuesta técnica, punto por punto la manera en la cual el subsistema propuesto cumple con los numerales 4.6.3.2.3, 4.6.3.2.4 y 4.6.3.2.4 de la NFPA-85:2007.

8.3.4.1.2 Debe ser tecnología digital y de línea del fabricante del CEP con no más de 5 años de haber salido la versión al mercado, además de haber sido probado a nivel industrial al menos en cuatro aplicaciones similares a las contempladas para esta aplicación con 1 año como mínimo de estar en operación en plantas de proceso. 8.3.4.1.3 Deben permitir desviar (“by-pass”) los permisivos de alarma y disparo, y sustituir componentes redundantes, con el equipo operando. 8.3.4.1.4 La ubicación y arreglo de los procesadores, debe permitir su visibilidad y accesibilidad para prueba, ajuste y mantenimiento. 8.3.4.1.5 Si se indica que su instalación en exteriores, las cubiertas de los procesadores del CEP, se deben diseñar para cumplir con los requisitos de IP66 conforma a IEC-60529:2001 o tipo 4X NEMA 250 ó equivalente. 8.3.4.1.6 El CEP debe cumplir con la clasificación de área que se especifica en el Anexo 12.2 de esta Norma de Referencia.





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8.3.4.1.7 El CEP debe estar diseñado para el reemplazar en línea (remover en caliente) cualquiera de los módulos de E/S, de tal forma que si una tarjeta falla el reemplazo subsiguiente no afecte la operación de los demás componentes. 8.3.4.1.8 Para la instrumentación con protección intrínsecamente segura, se deben suministrar las barreras de aislamiento instaladas en gabinetes 8.3.4.2 Hardware 8.3.4.2.1 Características generales

I. Debe ser obligación del proveedor o contratista proporcionar componentes (hardware) que cumpla al menos con las siguientes características generales, lista enunciativa no limitativa:

a) Los circuitos impresos y elementos de conexión deben soportar las condiciones ambientales y el

tipo de atmósfera especificado en el Anexo 12.2 de esta Norma de Referencia, para lo cual el proveedor o contratista debe presentar con la oferta técnica, una carta del fabricante donde garantice que sus componentes y elementos de conexión del CEP soportan las condiciones antes indicadas; en caso de requerir algún recubrimiento, se debe especificar cuál es y con qué códigos y/o estándares cumplen estos, y se debe incluir los certificados.

b) Debe integrar una plataforma de componentes (hardware) funcional para implementar las funciones del Subsistema protección especificadas en esta Norma de Referencia.

c) Debe realizar la función de comunicaciones. d) Debe realizar la función de operación del proceso. e) Debe realizar la función de ingeniería del sistema. f) Debe realizar la función de registro histórico. g) Debe realizar de forma completa la integración de la función de sistemas de información. h) Debe realizar de forma completa, la función de administración de periféricos. i) Debe lograr de forma completa la distribución funcional de información en los diferentes

componentes del sistema, a través de redes de comunicación abiertas en los niveles de control y operación, basadas en el uso de fibra óptica en exteriores y fibra óptica, cable UTP industrial o cable coaxial en interiores.

j) Debe respaldar la información global del sistema en las bases de datos de configuración. k) Debe ofrecer un conjunto de interfaces Humano - Máquina unificado para todas las variables y

funciones del sistema. l) Los componentes deben convertir las señales de/hacia dispositivos de campo a un formato

digital compatible con los procesadores de secuenciación, control y protecciones. La comunicación entre los módulos de E/S y los procesadores de secuenciación, control y protecciones deben cumplir con el nivel de fiabilidad estipulado para el CEP, según lo requerido en el numeral 8.3.4.3 de esta Norma de Referencia.

m) Todas las E/S analógicas deben tener aislamiento entre cualquier punto de E/S y tierra, y cumplir con IEEE C37.90.3 o equivalente para protección contra transitorios espurios.

n) Los módulos o fuentes que proveen energía a los módulos del CEP y a la instrumentación de campo asociada, deben proporcionar 24 Vc.d. y se deben diseñar acorde con el nivel de fiabilidad especificado en el Anexo 12.2. de esta Norma de Referencia, para el CEP.

o) Cada interfaz de E/S debe ser homogénea, es decir, dedicada a salida o entrada exclusivamente.

p) El número de tarjetas E/S para la implementación de las funciones de automatización debe calcularse considerando al menos un 20 % del total de señales de cada tipo como reserva, para el crecimiento de funciones posteriores a su puesta en operación.





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q) Cuando se especifique, el proveedor o contratista debe suministrar un puerto de comunicación para enviar información a sistemas de control a niveles superiores.

II. Las tarjetas de circuito impreso que suministre el proveedor o contratista como parte del CEP deben

tener indicadores luminosos (tipo diodo emisor de luz) para indicar el estado operativo, incluyendo estados de falla, así como puntos de prueba.

III. La falla de un dispositivo en el CEP no debe generar degradación en ninguno de sus demás

dispositivos.

IV. La arquitectura de los componentes del sistema debe proponerse acorde con el nivel de fiabilidad estipulado para el CEP, según lo solicitado en el numeral 8.3.4.3 de esta Norma de Referencia, por lo que el proveedor o contratista debe proporcionar un documento de análisis de la fiabilidad, donde se demuestre que se logran los valores de Confiabilidad, Disponibilidad y Mantenibilidad especificados para cada función, basándose en la arquitectura de componentes y programas.

V. En la oferta técnica, el proveedor o contratista debe presentar el Manual de Procedimientos de

Aseguramiento de Calidad con el propósito de asegurar el más alto nivel de calidad en la manufactura de los componentes y accesorios suministrados.

8.3.4.2.2 Características Particulares

I. Adquisición de Datos

1) Las magnitudes analógicas y digitales de las variables de proceso deben ser almacenadas para generar una base de datos en tiempo real. La frecuencia de refresco para cada una de las señales de proceso debe ser con base en lo requerido en el numeral 8.3.4.2.2.IV de esta Norma de Referencia, para permitir desplegar dicha información en los desplegados gráficos de las estaciones de operación e ingeniería.

2) La base de datos debe ser relacional, global, mantener los datos de proceso actualizados y

permitir compartir el manejo de la base de datos entre todos los usuarios del CEP. 3) La Base de Datos de Tiempo Real debe cumplir con las siguientes características:

a) Ser fuente única de información del proceso. b) Residir en los componentes dedicados a tal fin. c) La información debe tener el mismo formato. d) Tener independencia de almacenamiento físico y diseño lógico de los datos. e) Garantizar el intercambio, actualización y consulta de información con aplicaciones de

programación que cumplan con los estándares SQL y/o ODBC. f) Modificar y actualizar la información de proceso. g) Representar los datos a través de tablas. h) Manipular datos de alto nivel. i) Asegura la información (protección contra accesos y modificaciones sin autorización). j) Administrar el acceso de la base de datos mediante una clave de acceso “password”. k) Realizar consultas, búsquedas y lectura de datos condicionales. l) Registrar el acceso a su información y modificaciones (bitácora de eventos). m) Registrar el estampado de tiempo de datos con base en el tiempo que manejen los

componentes,





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n) Todos los cambios que se realicen en la operación a la base de datos, se deben realizar a través de Vistas.

o) Se debe entregar el mapa de memoria de los procesadores que deben contener la información de los valores de variables, alarmas, entre otros.

p) Todos los valores de las variables deben estar en las mismas unidades de ingeniería de las mediciones de campo.

II. Interfaces de Entrada

1) Los componentes de adquisición de datos, secuenciación, control y protecciones deben

incorporar los diferentes tipos de señales de la instrumentación de campo (sensores, transmisores, analizadores, entre otros). Estas señales deben ser validadas, acondicionadas y estandarizadas por los componentes.

2) Las características que deben cumplir las señales de entrada para los diferentes tipos son como

mínimo las siguientes:

i. Interfaces de entradas analógicas de alto nivel: a. Señales de entrada: 0-20 mA. b. Tiempo de escaneo no mayor a 25 ms. c. Resolución: 12 bit (o mejor). d. Precisión: +/- 0.2% @ 25°C VME (o mejor).

ii. Interfaces de entradas digitales generales:

a. Aislamiento óptico. b. Filtrado en concordancia con la familia lógica usada. c. Conexión punto a punto. d. Contar con sistema de filtrado que reduzca el ruido eléctrico y los rebotes de las señales.

iii. Cualquiera de los siguientes Protocolos:

a. Modbus (RTU) b. TCP/IP, c. Protocolos propietarios.

Los protocolos deben cumplir los requisitos especificados para estos en la NRF-046-PEMEX-2003.

III. Interfaces de Salida

1) Los componentes de secuenciación, control y protecciones proporcionan las señales de salida a

dispositivos eléctricos, tales como válvulas solenoides, arrancadores, luces indicadoras, elementos finales de control, entre otros, así como validar estas señales y mantener su último valor durante la operación normal. En caso de falta de energía o falla se define el valor al que debe ir: mantenerlo, o tomar un valor previamente definido (por ejem. 0 ó 1 para las señales binarias, 0.0, escala completa o 4 mA para las señales analógicas).

2) Las características que deben cumplir las señales de salida para los diferentes tipos son al menos las siguientes:

i. Interfaces de salidas analógicas (4-20 mA):

a. Precisión: +/- 0.1% @ 25°C escala completa (o mejor).





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b. Efecto de temperatura 0 a 60°C: ± 0.2% escala completa (o mejor).

ii. Interfaces para salidas digitales (24 Vc.d. / 120 Vc.a.): a. Carga: Inductiva o resistiva. b. Capacidad de corriente: 1 A (solenoides, arrancadores). c. Cada salida debe tener protección contra sobrecorriente. d. Capacidad de contactos: 1 A (corrientes mayores a 1 A se debe utilizar relevadores de

interposición). e. Tipo de señales digitales: Continuas y pulsantes. f. Aislamiento óptico o galvánico. g. Conexión punto a punto.

Nota: En caso de requerir amplificadores o relevadores para accionamiento de válvulas solenoides, motores u otros dispositivos, éstos deben cumplir con el nivel de fiabilidad requerido en el numeral 8.3.4.4 de la presente Norma de Referencia.

IV. Frecuencia del Refrescamiento de Información

El proveedor o contratista debe especificar los componentes para cumplir con el intervalo mínimo de muestreo-almacenamiento-despliegue para el tipo de variable como se indica a continuación:

1) Funciones para la supervisión del proceso:

VARIABLE BDH (segundos) Desplegado

(segundos)

Presión 0,5 1,0

Nivel 0,5 1,0

Temperatura 1,0 1,0

Flujo 0,25 1,0

Análisis 1,0 1,0

Eventos digitales del proceso 0,5 1,0

Eventos digitales de secuencia de eventos

Cada vez que ocurran con resolución de 1 ms.

N/A

2) Funciones para el control del proceso y seguridad (disparos): con base en la constante de tiempo

del proceso a controlar para cada función, el tiempo de respuesta del lazo de control (incluye adquisición de señales de campo, procesamiento y actuación a señales en campo) debe ser como máximo la mitad de dicha constante de tiempo del proceso.

3) Las acciones y cambios de operación y configuración del CEP, se deben almacenar con una

capacidad como mínimo de 4,000 eventos, para consulta en línea.

4) El CEP debe realizar un análisis cíclico permanente para cada componente del mismo, las fallas deben ser reportadas al IHM en tiempo real y almacenadas como alarma en el BDH.

5) Todas las alarmas sin excepción deben ser almacenadas en forma continua y directa en la BDH para su análisis posterior, conteniendo como mínimo la siguiente información: a. Fecha y hora de ocurrencia de la alarma, b. Prioridad de la alarma, c. Clave (Tag) y Descripción (identificación de la variable),





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d. Unidades de ingeniería, e. Valor de la variable al momento de alarma, y f. Límite de la alarma (en variables de tipo analógico).

V. Procesadores

Las características que deben presentar los componentes de control son:

i. Ser equipo dedicado y de línea del fabricante. ii. Ejecutar acciones que permitan al proceso operar en forma automática y sin la intervención

del operador, funciones que le permitan tener un autodiagnóstico continuo para la detección e indicación de fallas, en la configuración, en la ejecución del control, el diagnostico del estado de las interfaces de E/S, la indicación de fallas en los canales por circuito abierto o por cortocircuito así como en fallas de comunicación.

iii. Se debe cumplir con los tiempos especificados para el refrescamiento de la información, según lo descrito en el numeral 8.3.4.2.2.IV de esta Norma de Referencia.

iv. Capacidad de lógico y secuencial. v. Realizar multiprocesamiento de tareas y asignación automática de dirección de cualquiera de

los nodos que requieran ser reemplazados sin necesidad de utilizar interruptores o configuración por programación.

vi. Los componentes deben cumplir con el nivel de fiabilidad requerido para el CEP, descrito en el numeral 8.3.4.4 de esta Norma de Referencia, considerando lo siguiente en los casos cuando aplique la redundancia: a. Transferencia automática sin la intervención del operador y sin saltos, en caso de que se

presente una falla en el procesador primario, la transferencia al procesador secundario no debe interrumpir la ejecución de ninguna función y debe permitir ejecutar mantenimiento en línea (al procesador dañado), sin afectar la operación del proceso.

b. El procesador debe mantener una copia actualizada espejo de todos los datos, programas y configuraciones contenidas en la unidad de control primaria, para garantizar la continuidad en las funciones que el procesador primario ejecute en el CEP.

c. Tener indicadores luminosos (tipo diodo emisor de luz) y desplegado en la estación de operación / ingeniería, para mostrar en cuál de los siguientes modos de operación se encuentra:

Operación en línea.

Respaldo en espera.

Falla. d. Reemplazo físico de la unidad en falla sin requerir de la interrupción del programa sin

desenergizar el CEP. vii. Las comunicaciones en todas sus redes deben cumplir con el nivel de fiabilidad requerido

para el CEP, según lo descrito en el numeral 8.3.4.4 de esta Norma de Referencia. viii. Ser modular, desmontable y ser instalados en el mismo chasis donde se instalan las

interfaces de entrada / salida. ix. En dispositivos redundantes, se debe permitir el reemplazo de tarjetas electrónicas estando

energizados los componentes, así como mecanismos físicos para prevenir inserciones incorrectas en el chasis para prevenir activación del procesador colocado erróneamente.

x. Capacidad de configuración y programación desde la estación de ingeniería. xi. Capacidad de manejo de diversos estados seguros de salidas lógicas y analógicas a falla de

sistema. xii. Tener capacidad de integrar subsistemas de entradas y salidas remotas. xiii. Incluir funciones del siguiente tipo:





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a. Aritméticas de números representados en formato fijo (también denominado entero) y en punto flotante (denominado real):

Suma.

Resta.

Multiplicación.

División.

Diferencial.

Raíz cuadrada.

Valor absoluto

Logaritmo.

Exponencial.

Polinomios lineales y no lineales.

Funciones trigonométricas y estadísticas. b. Lógicas binarias.

Y (AND).

O (OR).

O exclusiva (Exclusive OR).

Inversor.

Y negada (NAND).

O negada (NOR).

Memoria “Flip-Flop”. c. Comparación.

Igual que.

No igual que.

Mayor que.

Mayor o igual que.

Menor que.

Menor o igual que. d. De tiempo, contadores y temporizadores.

Temporizador.

Secuenciador.

Contador. e. Funciones de límite.

Límite de operación en señales analógicas o cambios de estado en señales discretas en valores seleccionados.

f. Funciones de alarma.

Estado de operación de los módulos y canales de E/S. g. Caracterización de entradas / salidas.

Linealización.

Extracción de raíz cuadrada.

Escalamiento.

Límites fuera de rango mediante alarmas.

Totalización de entrada analógica y entrada de pulsos.

Manejo de señales RTD. xiv. Incluir reloj para eventos con puntos de disparo, cálculos y otras funciones que dependan del

tiempo para operar en Tiempo Real, dicho reloj debe utilizar la misma referencia de tiempo del sistema de sincronización que utilicen todos los componentes del CEP.

xv. Incluir fuentes de poder. xvi. Incluir protecciones eléctricas.





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xvii. Los acondicionadores de señal para las variables de proceso (como: extractores de raíz cuadrada par la medición de flujo) deben ser incluidos vía software en los mismos Procesadores y no mediante dispositivos externos de hardware.

VI. Comunicaciones

1) Los componentes de comunicaciones deben comunicar al CEP con sistemas de control

dedicados, redes de control, redes de instrumentos, sistemas de procesamiento de información, entre otros. Utilizando tecnología de sistemas abiertos que empleen el modelo OSI normalizado por ISO/IEC 10026-1:1998.

2) Los componentes deben ajustarse en los parámetros siguientes:

i. Transmisión “half duplex”, “full duplex”. ii. Paridad. iii. Longitud de carácter. iv. Número de bits de inicio / paro. v. Comunicación síncrona / asíncrona. vi. Velocidad de comunicación en bits por segundo. vii. Método de codificación de protocolo y método de seguridad usado.

3) Con el fin de garantizar la seguridad de las redes de comunicaciones, deben verificarse la

estructura y longitud de cada mensaje recibido. Los errores detectados son corregidos con una retransmisión.

4) Debe tener mecanismos físicos de seguridad para evitar inserciones incorrectas en el chasis

5) Los componentes deben tener indicadores luminosos (tipo diodo emisor de luz) que muestren su

estado de funcionamiento y/o presencia de fallas. Cualquier falla debe tener su indicación y alarma asociada en un desplegado en la estación de operación / ingeniería.

6) Los enlaces de comunicación deben operar a un 40% de su valor de saturación como máximo

promedio, además nunca deben rebasar el 80% en momentos de carga máxima de flujo de información; por lo que el proveedor o contratista debe suministrar la memoria de cálculo de saturación del sistema de comunicaciones entre componentes (con los valores de carga final en fábrica y con el estimado con las adiciones futuras).

7) El medio físico debe ser cable de fibra óptica en exteriores y fibra óptica, cable UTP industrial o

cable coaxial en interiores, siempre y cuando se satisfagan los requerimientos de velocidad y fiabilidad.

8.3.4.3 Software 8.3.4.3.1 Características generales

I. Se deben incluir todos los programas, lenguajes y procedimientos necesarios, en la última versión cargada en el CEP, para que los componentes de éste, arranquen, operen, se configuren, reparen y reciban mantenimiento. Así mismo se deben entregar las claves de acceso (los “password”) de los programas para su posterior actualización.





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II. El proveedor o contratista debe entregar las copias del sistema operativo en DVD’s o CD’s, a nombre de quien PEMEX designe.

III. Los acondicionadores de señal para las variables de proceso (como: extractores de raíz cuadrada

para la medición de flujo) deben ser incluidos vía software en los mismos Procesadores y no mediante dispositivos externos de hardware.

8.3.4.3.2 Sistemas Operativos

I. Procesadores

El sistema operativo para los procesadores debe ser en tiempo real, el cual debe soportar lo siguiente, lista enunciativa y no limitativa:

1. Inicialización del sistema, inicio del reloj de tiempo real y configuración de fecha y hora. 2. Programación de tareas en forma de intervalos y por fecha/hora. 3. Ejecución de programas en forma cíclica y bajo demanda. 4. Servicio de interrupciones y manejo de periféricos. 5. Detección de falla de energía. 6. Capacidad de autoarranque.

II. Programas de Aplicación

i. El CEP debe tener un programa de diagnóstico que realice las funciones:

1. Diagnóstico en línea. 2. Diagnóstico fuera de línea. 3. Pruebas de rutina.

ii. El diagnóstico en línea y fuera de línea debe ser aplicado en los conceptos siguientes:

1. Circuitos y funciones. 2. Equipos, accesorios e interfaces. 3. Componentes de comunicaciones. 4. Configuración. 5. Operación. 6. Mantenimiento.

iii. Suministrar los procedimientos para la realización de las pruebas de rutina,

III. Detección de condiciones anormales.

i. Suministrar los medios visibles y audibles para detectar cualquier condición anormal en el en el

CEP.

ii. Las condiciones anormales son:

1. Señales fuera de rango. 2. Ocurrencia de alarma absoluta (alta, muy-alta, baja, muy-baja). 3. Ocurrencia de alarmas relativas (desviación o razón de cambio). 4. Ocurrencia de alarmas de autodiagnóstico.





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5. Circuitos abiertos, cortocircuito y falla a tierra. 6. Fallas de los transmisores de proceso. 7. Conmutación automática o manual en dispositivos redundantes (Unidades de control,

módulos de alimentación eléctrica, canales de comunicación).

iii. Las condiciones anormales presentes en el CEP deben generar una señal de alarma visual y audible asociada, la señal de alarma visual debe ser desplegada en las estaciones de operación. La señal de alarma audible debe escucharse en las bocinas de la consola (fácilmente detectables a 10m).

IV. Programas de Configuración

El proveedor o contratista debe cumplir con lo siguiente:

A. La configuración y/o programación del CEP debe ser restringida vía clave de acceso (password).

B. La configuración debe ser almacenada en dispositivos de lectura / escritura de la estación de

operación / ingeniería en medios de almacenamiento óptico (CD-R o DVD-R). La estación de operación / ingeniería debe proveer una indicación automática y confiable de que la configuración se ha instalado o salvado apropiadamente.

C. EL CEP debe incluir un sistema de sincronización que establezca la misma referencia de tiempo

(tiempo real) en todos los componentes y nodos del sistema.

D. La lógica y estrategias de control se deben integrar vía programación, sin requerir modificación alguna en el equipo o alambrado.

E. El programa para la configuración del CEP debe tener las siguientes capacidades generales:

1) Debe realizar la configuración de la lógica de control, funciones de control así como la

distribución y configuración de las estaciones de operación - ingeniería. 2) Debe realizar un diagnóstico en todos los elementos y nodos del CEP. 3) Debe realizar una programación en línea de todos los componentes que conforman el CEP. 4) Respaldo de información histórica mediante la transferencia de datos a dispositivos de

almacenamiento integrados como nodos en el CEP. 5) Respaldo de la configuración, lógica de control y base de datos, programada con políticas de

seguridad en módulos dedicados y en estaciones de operación/ingeniería. 6) Modificar la lógica de control previamente desarrollada. 7) Ayuda en línea para facilitar al usuario la configuración. 8) Programar las funciones matemáticas, para realizar cálculos de las variables de control. 9) Permitir el ajuste en el cálculo de los parámetros o variables del proceso. 10) Uso de librerías con las funciones de control. 11) Adicionar, eliminar o modificar registros en la base de datos con el CEP en línea y fuera de

línea.

F. El programa para la configuración del CEP debe cumplir con la IEC-61131-3:2003, al menos con los lenguajes de programación siguientes:

1) Texto estructurado. 2) Diagrama de bloque de funciones. 3) Diagrama de escalera.





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4) Lista de instrucciones.

G. Los programas y lenguajes para la configuración del CEP deben ser compatibles con los sistemas operativos instalados en las estaciones de operación/ingeniería. Deben ser suministrados en medios ópticos (CD-R o DVD-R).

H. Configurador de Bases de Datos.

i. El programa debe estar basado en el uso de una base de datos en tiempo real. En dicha base

de datos todos los valores de entrada, salida y calculados son procesados como “ficheros” (“data point”) a los cuales es posible asociar diversos atributos como clave (TAG), valor, fecha y hora, entre otros.

ii. Se debe proporcionar, para cada punto (“data point”), frecuencia de refresco que estén en el

rango de 0,1 a 3600 segundos.

iii. La base de datos debe modificarse en línea a través de la estación de ingeniería o la propia.

iv. Los tipos de puntos (“data points”) que deben incluirse son los siguientes, lista enunciativa no limitativa:

1) Punto variable de proceso, punto relacionado con una variable de entrada o salida del

sistema. Se debe tener la capacidad de realizar las siguientes funciones: algoritmos de compensación por tiempo muerto, revisión y supresión extensivas de alarmas, filtrado de señales.

2) Punto digital compuesto, permite la asociación de la base de datos con múltiples entradas y salidas discretas.

3) Bandera, punto de dos estados (encendido-apagado “ON/OFF”), utilizado para archivar valores “booleanos”. No es especificado ni procesado, y su estado puede ser cambiado por el operador o por medio de un programa residente.

4) Contador, permite el conteo (timing) de eventos, ya sea por medio del operador o por medio del programa de secuencias.

8.3.4.4 Fiabilidad del Sistema. 8.3.4.4.1 Es responsabilidad del proveedor o contratista el analizar y definir la redundancia en los componentes electrónicos (hardware), programas (software tolerante a fallas) y redes de comunicación del CEP, con base en el nivel de fiabilidad que se especifica en el Anexo 12.2 de esta Norma de Referencia. 8.3.4.4.2 El nivel de tolerancia falla mínima aceptada debe ser definida en base al nivel de fiabilidad que se especifica en el Anexo 12.2 de esta Norma de Referencia, para todo componente electrónico que sea parte de la configuración propuesta del CEP, el cual debe tolerar al menos una falla simultánea. Así mismo, los procesadores y componentes inteligentes deben incluir diagnósticos en línea a fin de incrementar la fiabilidad. 8.3.4.4.3 La fiabilidad del CEP debe cumplir con los valores especificados en el Anexo 12.2 de esta Norma de Referencia. Los parámetros de fiabilidad de las funciones del CEP deben ser al menos un orden de magnitud mejor que los correspondientes al proceso a controlar. En particular, los mantenimientos programados del CEP no deben ser más frecuentes que los correspondientes al proceso, de manera que nunca se tenga que suspender la operación de la caldera para realizar trabajos de mantenimiento al CEP.





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8.3.4.4.4 Algunas señales de salida, tanto analógicas como binarias, que actúan directamente a proceso, o a través de un actuador, deben cumplir con la característica de llevar a la variable de actuación a un valor predeterminado al fallar el sistema de control o la energía, lo que se identifica como señales a falla segura. Para este tipo de señales, el proveedor o contratista debe proporcionar en su oferta técnica los documentos técnicos para constatar el cumplimiento de esta característica e incluirlo en su análisis de fiabilidad de las funciones correspondientes. 8.3.4.4.5 El proveedor o contratista debe proporcionar en su oferta técnica los documentos técnicos para constatar el cumplimiento del nivel de fiabilidad establecido para el CEP, donde se demuestre el cálculo de los parámetros de confiabilidad y disponibilidad especificados en el Anexo 12.2 de esta Norma de Referencia; así mismo, los valores de fiabilidad de los componentes que intervienen en el cálculo deben ser comprobables mediante datos estadísticos. Los requerimientos de SIL y MTTFs se deben comprobar mediante certificados bajo la norma IEC-61508:2010 o edición anterior (Parte 1 a 7) emitidos por una laboratorio acreditado en términos de la LFMN. 8.3.5 Gabinetes Cuando se especifique en el Anexo 12.3 de esta Norma de Referencia, el proveedor o contratista debe suministrar los gabinetes, los cuales deben cumplir con lo siguiente: 8.3.5.1 El proveedor o contratista debe suministrar los gabinetes y “marshaling”, indicados en los Anexos 12.5 y 12.6 de esta Norma de Referencia. 8.3.5.2 El diseño y la cantidad de gabinetes deben ser definidos por el proveedor o contratista tomando en cuenta las características específicas de los componentes a suministrar; el diseño debe permitir un fácil acceso a los componentes contenidos en él. 8.3.5.3 Deben ser estructuralmente independientes, construidos para cumplir con la clasificación de área especificada en el Anexo 12.5 y 12.6 de esta Norma de Referencia, deben ser autosoportados, contener y fijar adecuadamente a los componentes y accesorios asociados a éstos. 8.3.5.4 Deben ser fabricado conforme los materiales especificados en el Anexo 12.5 y 12.6 de esta Norma de Referencia, sin esquinas cortantes ni uniones visibles, todas las superficies deben estar pulidas. Los acabados y su color deben cumplir con lo indicado en los referidos Anexo 12.5 y 12.6. 8.3.5.5 Se debe asegurar la continuidad eléctrica entre las paredes, paneles y puertas, así como su conexión a la red de tierras, todo esto a través de un cable de tierras como lo especifica la NOM-001-SEDE-2005. 8.3.5.6 También se deben incluir todos los accesorios para formar la red de tierras del CEP. Todas las terminales de las redes de tierra deben ser debidamente identificadas, tanto en campo como en cada gabinete, para su correcta conexión con la red de tierras correspondiente. Se deben suministrar todos los accesorios y materiales (cable, tubería conduit, entre otros) para las conexiones a tierra requeridas por el equipo. 8.3.5.7 Se deben instalar terminales o borneras tipo clemas en los gabinetes para interconectar el CEP con las señales de campo e incluir todos los accesorios para su instalación (rieles, separadores, canaletas, entre otros). En los gabinetes se deben tener como disponibles (“spare”) lo siguiente:

i. El 20% adicional de las clemas requeridas, éstas deben estar instaladas y cableadas. ii. El 20% de ranuras libres del espacio para las clemas futuras.





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8.3.5.8 Toda las instalaciones de interconexiones, cableado y conduit deben estar identificadas entre los diferentes puntos con material legible y permanente, y soportadas en los racks para este servicio. Asimismo, en las obras de instalación eléctrica se debe cumplir con la NOM-001-SEDE-2005 y donde aplique con la NRF-048-PEMEX-2007. 8.3.5.9 Todos los botones de arranque o paro deben protegerse con una cubierta transparente abatible que permita su operación y evite su accionamiento accidental. 8.3.6 Unidad portátil de configuración/mantenimiento 8.3.6.1 El proveedor o contratista debe suministrar una unidad portátil de configuración/ mantenimiento con los programas y lenguajes para la configuración, programación, operación (como una estación de operación incluyendo desplegados gráficos) y mantenimiento del CEP. 8.3.6.2 La unidad debe incluir y ejecutar los desplegados gráficos y base de datos del CEP, para usarla como una estación de operación/ingeniería y ejecutar los diagnósticos para la detección y análisis de fallas. 8.3.6.3 La unidad debe ser de tipo “Lap Top” uso industrial, equipada con accesorios y maletín para protección y transporte, para su correcta operación e integración al CEP; cuando se especifique en las Bases de Licitación, el proveedor o contratista debe suministrar la “Lap Top” de uso industrial que cumpla con el estándar militar MIL-STD 810F. 8.3.6.4 La unidad portátil de programación debe cumplir con las características técnicas requeridas en el Anexo 12.7 de la presente Norma de Referencia. 8.3.7 Montaje e Instalación de componentes y accesorios Para los trabajos de montaje e instalación de componentes y accesorios, el proveedor o contratista debe incluir la mano de obra requerida, el personal de supervisión, los materiales y equipos necesarios, las herramientas y los materiales de consumo. 8.3.7.1 Además debe incluir como mínimo los siguientes servicios: Montaje de gabinetes y componentes electrónicos (hardware). 8.3.7.2 Alimentación Eléctrica.

1) El proveedor o contratista debe efectuar los trabajos y proporcionar los materiales necesarios para suministrar alimentación eléctrica a todos los componentes que deben utilizarse con base en la NOM-001-SEDE-2005.

2) El proveedor o contratista debe interconectar la red de tierras de la electrónica y de seguridad

física, siendo su responsabilidad el correcto funcionamiento del sistema. 8.3.8 Requerimientos de servicios 8.3.8.1 El proveedor o contratista debe suministrar y dar cumplimiento a los requerimientos, compromisos y servicios que se especifican a continuación, mismos que deben ser detallados en su oferta técnica:

1) Responsabilidades del proveedor o contratista, 2) Soporte técnico, 3) Configuración y programación del sistema,





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4) Documentación, 5) Pruebas del sistema, 6) Entrenamiento, 7) Empaque, resguardo de materiales y equipo por el proveedor o contratista, 8) Fiabilidad y obsolescencia, 9) Garantías, 10) Inspección, y 11) Aseguramiento de calidad. 12) Listado de refacciones recomendado por el fabricante, para un espacio de dos años de

mantenimiento. 8.3.8.2 Responsabilidades del proveedor o contratista 8.3.8.2.1 Debe entregar un programa detallado de trabajo, el cual indique los tiempos de cada una de las siguientes fases del proyecto, lista enunciativa no limitativa:

1) Ingeniería. 2) Procura de materiales y equipo. 3) Instalación y cableado de todos los componentes que conforman el CEP. 4) Capacitación del personal. 5) Pruebas y arranques. 6) Puesta en servicio.

8.3.8.2.2 Así mismo debe dar cumplimiento a los siguientes puntos:

a) Suministrar un sistema completo, instalado, configurado, calibrado y operando a satisfacción de PEMEX.

b) Proporcionar todos los componentes, accesorios, programas y servicios para satisfacer los requerimientos indicados. Cualquier omisión en las especificaciones técnicas de esta Licitación no libera al proveedor o contratista de su obligación para proporcionar las partes omitidas, para contar con el sistema completo y operando conforme al diseño propuesto.

c) Realizar la integración total y la garantía del sistema completo, no importando las diferentes marcas y patentes de los componentes que lo integren.

d) Realizar la entrega de programas fuente de las aplicaciones desarrolladas a nombre de quien PEMEX designe.

e) Cumplir con los tiempos de recepción en sitio de los diferentes componentes del sistema propuesto y por lo tanto debe aceptar las penalizaciones que se estipulan en el contrato por el no cumplimiento.

8.3.8.3 Soporte Técnico. El proveedor o contratista debe anexar a su cotización el cuadro organizacional indicando: nombre, cargo y teléfono de cada uno de los gerentes de área y de los ingenieros especialistas responsables de cada especialidad del proyecto, así como de los ingenieros elegibles para la supervisión de la instalación, integración y puesta en servicio de los componentes del CEP. 8.3.8.4 Configuración y Programación del Sistema. El proveedor o contratista es responsable de la configuración, programación y activación de todos y cada uno de los componentes y programas que conforman el CEP. PEMEX debe supervisar las actividades de





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configuración y programación de los mismos con objeto de esclarecer situaciones propias de operación del proceso, todo esto sin costo adicional. 8.3.8.5 Documentación. 8.3.8.5.1 El proveedor o contratista debe entregar la documentación generada durante todas las fases del proyecto para la correcta operación y mantenimiento de todos y cada uno de los componentes, accesorios y programas que conforman el CEP. Como mínimo, no siendo limitativo, debe incluir los siguientes documentos (toda la documentación asociada al proyecto debe estar escrita en español, solo se aceptan en idioma inglés los catálogos originales de los fabricantes):

1. Libros de proyecto de Ingeniería Básica y de Detalle, los que deben cumplir con la NRF-271-PEMEX-2011.

2. Libros de Procura. los que deben cumplir con la NRF-271-PEMEX-2011. 3. Libros de Dibujos de Fabricante, los que deben cumplir con la NRF-271-PEMEX-2011. 4. Certificados o reportes de calibración. 5. Libros de Instrumentos y Componentes. 6. Diagramas eléctricos, 7. Diagramas lógicos, 8. Diagramas de control, 9. Instalación. 10. Mantenimiento. 11. Libros de cada componente que forma parte del CEP. 12. “As Build Book”. 13. Protocolo y Reportes de pruebas en fábrica. 14. Protocolo y Reportes de pruebas en Sitio. 15. Manual de Instalación. 16. Manual de Configuración. 17. Manual de Mantenimiento. 18. Manual de Operación. 19. Planos dimensionales de gabinetes. 20. Demás documentos explícitamente indicados en la presente Norma de Referencia.

8.3.8.5.2 El proveedor o contratista debe entregar todos los dibujos, diagramas y documentos en forma impresa y en medio electrónico (magnético), así como su relación completa y detallada, en número y forma con base en lo especificado en el Anexo 12.8 de esta Norma de Referencia. 8.3.8.5.3 Toda la documentación final debe reflejar la forma de "cómo quedó construido el CEP”, ésta debe ser entregada al centro de trabajo en la fecha que se estipule. El proveedor o contratista debe ser responsable de entregar cualquier documentación complementaria de los componentes que forman parte del CEP, pero que deben ser fabricados por otras compañías (terceros); el proveedor o contratista debe asegurar que dicha información cumple con los requerimientos de esta NRF. 8.3.8.5.4 El proveedor o contratista debe entregar toda la información, configuraciones, entre otros, de trabajos requeridos para lograr la integración de variables, alarmas, entre otros, del CEP a un sistema de control de nivel superior (cuando aplique).





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8.3.8.6 Pruebas del Sistema. 8.3.8.6.1 Pruebas de aceptación en fábrica (FAT).

I. El proveedor o contratista debe incluir en su oferta las pruebas de aceptación en fábrica (FAT) que deben ser realizadas por el personal designado por PEMEX en las instalaciones del proveedor o contratista, por lo que se debe asignar un área exclusivamente para estas pruebas en forma organizada y de ambiente controlado.

II. Es requisito entregar al área técnica de PEMEX, por lo menos con un mes de anticipación, los

documentos que contienen el protocolo de pruebas de los diversos componentes a probar, para su revisión y aprobación. El protocolo debe incluir lo siguiente, lista enunciativa no limitativa:

1) Índice del contenido. 2) La Arquitectura, identificación y descripción de los componentes del sistema. 3) Verificación de la trazabilidad de los simuladores y equipo de pruebas. 4) Indicar los servicios técnicos y componentes físicos asociados con la preparación y ejecución de las

FAT. 5) Las rutinas que serán ejecutadas en los componentes. 6) La revisión de pantallas dinámicas, menús, editores y reportes. 7) La capacidad de respuesta y metodología de operación de cada equipo o componente. 8) Los programas instalados, así como la comunicación de cada equipo en todas sus partes. 9) Los resultados de las pruebas a todos los subsistemas interconectados entre sí. 10) Una simulación estática y/o dinámica de las entradas y salidas para probar satisfactoriamente todos los

componentes del CEP. 11) Resultados esperados. 12) Formatos para el seguimiento del avance y para la aceptación o rechazo de la prueba. 13) Espacio adecuado para comentarios. 14) Diagramas de alambrado, bases de datos y lista de materiales

III. En equipos de terceros, donde se deben efectuar las pruebas según el protocolo del fabricante del

mismo, el proveedor o contratista debe proporcionar el procedimiento de prueba debidamente autorizado por el fabricante.

IV. Se deben tener integrados todos los equipos y accesorios, identificados y correctamente conectados,

con los programas finales depurados en operación, antes de proceder a realizar las pruebas de aceptación en fábrica del CEP. Las pruebas deben realizarse en un área que permita probar el CEP en forma integral.

V. Antes de proceder a realizar cualquier prueba al sistema se debe garantizar y verificar que todos los

componentes necesarios para la FAT del sistema estén completos, identificados (anexar listado con No. de serie, No. de parte y código de barras) y correctamente conectados con la finalidad de probar en forma integral cada equipo y componente para comprobar y demostrar la correcta operación de los mismos.

VI. En las pruebas de aceptación en fábrica se debe realizar lo siguiente:

1) Prueba de los equipos y accesorios que integran el CEP. 2) Prueba de todas las entradas y salidas del CEP. 3) Prueba del sistema de comunicación.





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4) Verificar la continuidad de terminaciones y cables de interconexión. 5) Verificar el funcionamiento de las fuentes de corriente alterna y corriente directa. 6) Verificar los diagnósticos de los equipos y accesorios. 7) Verificar la carga de base de datos y desplegados gráficos y comprobar que exista el enlace adecuado. 8) Verificación del inventario de equipos que conforman el CEP. 9) Revisión de licencias y versiones de los programas que debe entregar el proveedor o contratista

(programas de librería y de usuario). Verificar que las licencias de programas de librería y usuario estén a nombre de quien PEMEX designe.

10) Inspección visual de ensamblado del CEP y de encendido de los equipos. 11) Saturación de la unidad de control. 12) Verificación de la capacidad del sistema de suministro de energía eléctrica y red de tierras. 13) Verificación del cableado, conectores, conexiones e identificación. 14) Verificación de la configuración del CEP, incluyendo lo siguiente:

a. Configuración de la unidad de control. b. Configuración de interfaces con el proceso. c. Configuración de los programas y lenguajes.

15) Verificación de operación de equipo de prueba. 16) Comprobación de operación del sistema de adquisición de datos y comunicación. 17) Verificar el grado de protección que ofrece el gabinete, de acuerdo a lo que solicita PEMEX. 18) Pruebas de funcionalidad:

a. Variables analógicas. Se debe probar el 0, 25, 50, 75 y 100 por ciento de la escala total. b. Variables digitales. Se deben probar los cambios de estado. c. Prueba de alarmas. d. Prueba de desplegados gráficos. e. Prueba de registros/reportes. f. Prueba de históricos y tendencias. g. Prueba de los lazos de control. h. Prueba de los modos de conmutación. i. Prueba de sincronización de comunicación. j. Prueba de fiabilidad. k. Prueba de llaves de acceso (físicas y/o de programación) al CEP. l. Prueba de configuración de base de datos. m. Prueba de desempeño del CEP.

19) Sintonización previa de los lazos de control. 20) Prueba de sintonía. 21) Pruebas de redundancia y respaldo del sistema. 22) Prueba de la lógica y secuencia 23) Apagado y encendido del sistema.

VII. PEMEX se reserva el derecho de complementar o adicionar pruebas que juzgue necesarias para el

correcto funcionamiento del sistema, por lo que el proveedor o contratista debe contemplar en su oferta base estas pruebas complementarias.

VIII. Únicamente después de que el sistema han sido probado rigurosamente y aceptado durante las FAT,

los componentes pueden embarcarse a sitio. 8.3.8.6.2 Pruebas de aceptación en sitio (OSAT).

I. Los diferentes componentes, accesorios y programas que conforman el CEP deben ser totalmente probados en sitio por el proveedor o contratista y atestiguadas por personal de PEMEX.





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II. En las pruebas de aceptación en sitio se debe realizar lo siguiente:

a) Revisión de lista de materiales, componentes, arquitecturas. b) Revisión de sistema de tierras. c) Encendido. d) Variables analógicas. Se debe probar el 0, 25, 50, 75 y 100 por ciento de la escala total (un muestreo

aleatorio de entradas y salidas puede ser probado para determinar si la exactitud del sistema es adecuada).

e) Variables digitales. Se deben probar los cambios de estado. f) Prueba de los modos de conmutación. g) Prueba de sincronización de comunicación. h) Prueba de configuración de base de datos. i) Prueba de desempeño del CEP. j) Pruebas de redundancia y respaldo del sistema. k) Apagado y encendido del sistema. l) Puesta en funcionamiento del SCPC a condiciones de operación.

III. Se deben incluir pruebas de integración con sistemas de control de nivel superior (cuando aplique).

8.3.8.7 Capacitación. 8.3.8.7.1 Si no se indica otra cosa, el proveedor o contratista debe suministrar cursos de capacitación utilizando el CEP. Los cursos deben ser los siguientes:

I. Operación del proceso mediante el CEP. II. Configuración y administración del CEP. III. Mantenimiento (diagnóstico y detección de fallas) del CEP.

8.3.8.7.2 El curso de mantenimiento debe proporcionar al personal la capacidad y habilidad de reconocer los diferentes tipos de fallas que se pueden tener en el sistema, utilizando los diferentes niveles de diagnóstico y los procedimientos de mantenimiento establecidos por el fabricante. 8.3.8.7.3 El proveedor o contratista debe suministrar los cursos de entrenamiento teórico-prácticos antes indicados bajo las condiciones generales requeridas en el Anexo 12.9 de esta Norma de Referencia, considerando adicionalmente lo siguiente:

1) Debe ser impartido en idioma español o con traducción simultánea cuando se efectúe en el extranjero. 2) Los cursos deben ser impartidos utilizando el equipo, base de datos y programas de aplicación

adquiridos. 3) Los cursos deben impartirse secuencialmente, sin traslaparse y programándose para concluir

aproximadamente un mes antes de la puesta en servicio del CEP, a consideración del personal de PEMEX.

4) El material de cada curso debe estar escrito en español. 5) Los temarios detallados de cada curso deben ser sometidos a la aprobación de PEMEX antes del inicio

de cada uno de ellos. 6) Los cursos deben ser eminentemente prácticos con la teoría mínima necesaria.

8.3.8.7.4 El proveedor o contratista debe proporcionar toda la infraestructura necesaria para efectuar los cursos en tiempo y forma.





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8.3.8.8 Empaque y resguardo de materiales y componentes. 8.3.8.8.1 El proveedor o contratista debe empacar y preparar para embarcar los componentes, accesorios y programas del sistema, considerando lo siguiente, lista enunciativa no limitativa:

1) Debe garantizar la protección de los componentes durante la transportación de éstos y debe soportar el almacenaje a la intemperie.

2) Todos los cables de interconexión se etiquetan en sus extremos con material plástico permanente, especificando el gabinete y panel terminal donde se interconectan.

3) Los gabinetes se deben embarcar intactos y empacados de tal manera que se eviten daños durante su envío, pudiéndose incluir en su interior los componentes del CEP.

4) Cada componente, accesorio y programa del sistema debe empacarse y embarcarse con seguridad, identificándose cada uno con el número completo de orden de compra.

5) Todos los accesorios sensibles a cargas electrostáticas deben tener doble protección. 8.3.8.8.2 El proveedor o contratista debe ser el responsable del empaque y transportación de todos los componentes, accesorios y materiales hasta el sitio de instalación, todos aquellos componentes, accesorios y/o materiales que lleguen dañados al sitio deben ser remplazados por el proveedor o contratista sin costo alguno para PEMEX en un lapso que no afecte al programa de arranque del sistema. 8.3.8.9 Fiabilidad y obsolescencia. El proveedor o contratista debe garantizar la fiabilidad operativa y la no obsolescencia del CEP en los términos que se indican a continuación. 8.3.8.9.1 Fiabilidad.

A. La programación, los protocolos de comunicación, los programas de terceros utilizados y el resto de los componentes que integran el CEP, aseguran el 100% de su funcionalidad con una disponibilidad mínima según lo requerido en el numeral 8.3.4.3 de esta Norma de Referencia.

B. Cuenta, y se incluyen en la Oferta Técnica, con procedimientos y convenios establecidos para el cambio o adquisición de partes de repuesto una vez que el período de garantía haya terminado.

8.3.8.9.2 Obsolescencia.

A. El aprovisionamiento del servicio y el refaccionamiento de los componentes (hardware) y de los programas (software) del CEP se deben asegurar por un mínimo de 10 años a partir de la puesta en operación.

B. Se debe contar y se debe incluir en la Oferta Técnica, con políticas y programas de actualización de tecnología que deben ser totalmente compatibles con el sistema cotizado, sin que se modifique la arquitectura del mismo.

8.3.8.10 Garantías. 8.3.8.10.1 El proveedor o contratista debe establecer en su oferta técnica, claramente, todas las cláusulas de la garantía requerida:

1) Período.- El período de la garantía del CEP debe ser de 12 meses a partir de la aceptación en operación satisfactoria del mismo de acuerdo con PEMEX o 18 meses después de la entrega de éstos.

2) Alcance.- La garantía debe incluir todo el período, ya sea 12 ó 18 meses a partir de la aceptación, mencionado lo siguiente:





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a) Los componentes, accesorios y programas que abarquen la garantía. b) Los materiales nuevos y libres de defectos. c) La Mano de Obra libre de defectos. d) Reposición de todos los componentes, partes y servicios dañados o defectuosos. e) Disponibilidad de asistencia técnica remota de 2 a 4 horas, mientras que la asistencia en sitio

debe ser en un máximo de 24 horas. f) La responsabilidad total de la garantía debe ser por cada componente, accesorio, programa y

servicio contratado. No se deben aceptar transferencias de responsabilidad en las garantías. 8.3.8.10.2 La garantía de todos los componentes, accesorios y programas se considera vigente a partir de que quede debidamente instalado, puesto en servicio y recibido por parte del personal de operación de PEMEX. 8.3.8.11 Inspección. 8.3.8.11.1 Los servicios ofertados para el CEP deben estar sujetos a la supervisión de PEMEX bajo los términos indicados en cada uno de los apartados, más los que se convengan con el proveedor o contratista. 8.3.8.11.2 El personal designado para la supervisión por PEMEX, debe tener libre acceso a todos los equipos utilizados en la fabricación y pruebas del sistema. A dichos supervisores se les debe proporcionar una oficina apropiada durante sus visitas de inspección, si así se conviene. 8.3.8.11.3 El personal designado para la supervisión por PEMEX, debe tener acceso a todos los documentos de aseguramiento de calidad y otros registros del diseño, pruebas e integración del sistema (la toma de fotografías debe permitirse durante el ensamble del sistema para registrar el avance de fabricación). 8.3.8.11.4 Todos los componentes electrónicos, estaciones y demás accesorios de control automático, deben estar disponibles para inspección visual por PEMEX antes del embarque. 8.3.8.11.5 Cuando la supervisión o inspección se realice por PEMEX, se deben cumplir los requerimientos que indica el procedimiento PA-800-70600-01, cuando se realice a través de una empresa contratada por PEMEX, se debe cumplir con lo que establece la NRF-049-PEMEX-2006, según se especifique en las Bases de Licitación. 8.3.8.12 Aseguramiento de calidad. El proveedor o contratista debe comprobar con documentación oficial que cuenta con un sistema de aseguramiento de la calidad NMX-CC-9001-IMNC-2008, misma que debe aplicar al desarrollo del sistema objeto de la presente licitación. 8.3.9 Licencias 8.3.9.1 Todas las licencias de los programas utilizados y desarrollados para el arranque, operación, mantenimiento, configuración, programación y aplicaciones especiales del CEP, deben ser instaladas en cada uno de los componentes o equipos de conformidad con los alcances establecidos. 8.3.9.2 El proveedor o contratista debe proporcionar el original de las Licencias de uso a nombre de quien indique PEMEX en las Bases de Licitación, dichas licencias deben cumplir con la modalidad multiusuario, no tener prescripción y ser entregados los respaldos en medio electrónico u óptico.





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8.3.9.3 La Licencia de uso del software debe ser comercialmente abierta sin que se tenga que adquirir un desarrollo junto con ésta. Así también debe existir una Licencia de desarrollo que proporcione al comprador los derechos de realizar aplicaciones sin pagar regalías al proveedor o contratista por el desarrollo. 8.3.9.4 La distribución debe ser de acuerdo a las características del software, ya sea en forma de ejecutables o bien por medios de módulos “Run Time”. En caso de existir módulos “Run Time” en la licencia de desarrollo se debe establecer el precio del “Run Time” desde el momento de su adquisición. 8.3.9.5 No se acepta el software que no cuente con Licencia de desarrollo. 8.3.9.6 El proveedor o contratista debe suministrar con la entrega/recepción, las siguientes licencias que se listan a continuación y copias del software y/o programación en los medios magnéticos que establezca PEMEX en las Bases de Licitación:

a) Licencia y medios del software de programación del procesador de control. Cuando aplique. b) Licencias y medios de los programas ejecutables de cada una de las aplicaciones realizadas. c) Licencias y medios de los paquetes de cómputo (software) adquiridos a terceros.

8.3.9.7 El proveedor o contratista debe proporcionar las actualizaciones de la última versión software incluido en su alcance durante el período de garantía del sistema. 8.4 Instrumentación 8.4.1 Las válvulas de control deben cumplir con la NRF-163-PEMEX-2006. 8.4.2 Los analizadores de oxígeno con la NRF-169-PEMEX-2008. 8.4.3 Los analizadores de conductividad deben ser de celdas de contacto y cumplir con la NRF-215-PEMEX-2009 y tener acondicionamiento de muestra a 60°C, compensación de temperatura. 8.4.4 Los analizadores de pH debe cumplir con la NRF-215-PEMEX-2009 y tener acondicionamiento de muestra a 60°C, compensación de temperatura. 8.4.5 Los transmisores de presión o presión diferencial deben cumplir con la NRF-241-PEMEX-2010 y su exactitud debe ser la indicada en el inciso c) del 8.1.3.1 de la misma. 8.4.6 Los transmisores de temperatura deben cumplir con la NRF-242-PEMEX-2010 y su exactitud debe ser la indicada en el 8.1.3.2 de la misma. 8.4.7 Los elementos de temperatura tipo RTD deben ser duales y cumplir con la NRF-148-PEMEX-2011. 8.4.8 Las placas de orificio deben cumplir con la NRF-162-PEMEX-2006. 8.4.9 Las válvulas solenoides deben cumplir con la NRF-245-PEMEX-2010. 8.4.10 Se deben cumplir las especificaciones y norma incluidas en el contrato. 8.4.11 Sí no se especifica otra cosa, la instalación instrumentación debe cumplir con el API-RP-551:1993 o equivalente. 8.4.12 Sí no se especifica otra cosa, los analizadores deben cumplir con el API-RP-555:1995 o equivalente.





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9 RESPONSABILIDADES. 9.1 Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios Verificar el cumplimiento de esta Norma de Referencia, en la adquisición de Sistema de Control y Protecciones de Calderas. 9.2 Proveedores o Contratistas Que el Sistema de Control y Protecciones de Calderas cumpla con los requisitos especificados en esta Norma de Referencia, que sea un sistema completo y nuevo, compatible en operación con todas sus partes y componentes a las condiciones técnicas y ambientales requeridas por PEMEX.

10 Concordancia con normas MEXICANAS O INTERNACIONALES Esta Norma de Referencia no tiene concordancia con ninguna norma mexicana o internacional.

11 BIBLIOGRAFÍA 11.1 IEEE C37.90.3-2001 IEEE Standard Electrostatic Discharge Tests for Protective Relays (Pruebas de descargas electrostáticas estándar de relevadores de protección). 11.2 ISA-18.1:2004 Annunciator Sequences and Specifications, Reaffirmed 25 February 2004 (Secuencias y especificaciones de anunciador, Reafirmada el 25 de Febrero de 2004). 11.3 MILC-17E Coaxial Cable (cable coaxial). 11.4 NEMA ANSI C12.8:1981 (R2002) Test Blocks And Cabinets For Installation Of Self-Contained "A" Base Watthour Meters (Prueba de bloques y gabinetes para instalaciones autocontenidas "A" Base medidores de Watt/hora). 11.5 PA-800-70600-01 Procedimiento institucional de inspección de bienes, arrendamientos y servicios en Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Empresas Filiales.

12 ANEXOS 12.1 Presentación de documentos normativos equivalentes 12.2 Características generales 12.3 Requisitos del SCPC





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12.4 Estaciones de operación / ingeniería 12.5 Gabinetes 12.6 Gabinetes de interconexión “Marsahaling” 12.7 Unidad portátil de configuración y mantenimiento 12.8 Especificación del número y forma de la documentación entregada 12.9 Cursos de Capacitación





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ANEXO 12.1

Presentación de documentos normativos equivalentes.

12.1.1 Si el proveedor o contratista considera que un documento normativo es equivalente a un documento normativo (Norma, Código, Especificación o Estándar extranjero) indicado en esta Norma de Referencia, debe someterlo a autorización por parte de PEMEX a través de los medios establecidos, anexando los antecedentes y argumentación en forma comparativa, concepto por concepto, demostrando que cumple con los requisitos indicados en 12.1.2 a) y en 12.1.2 b) de esta Norma de Referencia. PEMEX debe responder por escrito a dicha solicitud, indicando si es o no autorizado para utilizarse como documento normativo equivalente. 12.1.2 La leyenda “o equivalente”, que se menciona en esta Norma de Referencia, después de las palabras Normas, Códigos y Estándares Extranjeros, significa lo siguiente: a) Las Normas, Códigos y Estándares Extranjeros “equivalentes” deben cumplir o ser superiores a las

propiedades mecánicas, físicas, químicas, de seguridad, protección ambiental, de diseño y de operación establecidas en las Normas de Referencia, en las Especificaciones de PEMEX, en las Especificaciones Particulares del Proyecto y en las Normas, Códigos y Estándares Extranjeros ahí referenciados.

b) No se aceptan como equivalentes las Normas, Códigos, Estándares Extranjeros o Normas Mexicanas, que

tengan requerimientos menores a los solicitados por PEMEX en sus documentos, por ejemplo: menores espesores, menores factores de seguridad, menores presiones y/o temperaturas, menores niveles de aislamiento eléctrico, menores propiedades a la temperatura, mayor emisión de humos y características constructivas de los conductores eléctricos, menores capacidades, eficiencias, características operativas, propiedades físicas, químicas y mecánicas, entre otros; de equipos y de materiales, y todos los casos similares que se puedan presentar en cualquier especialidad dentro del proyecto.

12.1.3 Los criterios anteriores aplican también en relación a los requerimientos señalados en los Documentos Técnicos de los Paquetes de Ingeniería Básica de los Licenciadores (Tecnólogos). 12.1.4 En todos los casos, las características establecidas en las Normas, Códigos, Estándares y en los documentos indicados en esta Norma de Referencia, son requerimientos mínimos a cumplir por el proveedor o contratista. 12.1.5 Los documentos señalados en el párrafo anterior, si no son de origen mexicano, deben estar legalizados ante cónsul mexicano o, cuando resulte aplicable, apostillados de conformidad con el “Decreto de Promulgación de la Convención por la que se suprime el requisito de Legalización de los Documentos Públicos Extranjeros”, publicado en el Diario Oficial de la Federación del 14 de agosto de 1995. Los documentos que se presenten en un idioma distinto al español deben acompañarse con su traducción a dicho idioma Español, hecha por perito traductor, considerando la conversión de unidades conforme a la NOM-008-SCFI-2002. 12.1.6 En caso que PEMEX no autorice el uso del documento normativo equivalente propuesto, el proveedor o contratista está obligado a cumplir con la normatividad establecida en esta Norma de Referencia.





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Anexo 12.2

CARACTERÍSTICAS GENERALES

Nombre de proyecto:

Localización:

Elaboró:

Fecha:

Hoja: 1 de 1

SISTEMAS DE CONTROL Y PROTECCIONES DE CALDERAS

Condiciones ambientales

Presión barométrica: Temperatura ambiente:

Humedad relativa: Velocidad del viento

Tipo de atmósfera

Humedad Salina: Corrosiva:

Clasificación de área peligrosa Clase: División: Grupo:

Fiabilidad del CEP:

Tipo de Componente CEP Comunicaciones IHM

Confiabilidad R(t)

Disponibilidad A(t)

SIL

MMTFs

NOTAS:

RefinaciónRefinaciónRefinaciónRefinaciónRefinaciónRefinación





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SUBSISTEMAS QUE FORMAN EL SCPC

SUBSISTEMA INTEGRADO EN

CEP SCD No aplica

“Monitoreo” y Control Existente

Nuevo

Sistema de protecciones

TABLEROS, “MARSHALING” Y GABINETES

SUBSISTEMA TABLERO

LOCAL “MARSHALING”

GABINETE EN CUARTO

DE CONTROL

No aplica

“Monitoreo” y control

BMS Administración de quemadores

INTERFAZ HUMANO-MÁQUINA

SUBSISTEMA TABLERO

LOCAL CUARTO DE CONTROL

GABINETE EN CUARTO

DE CONTROL

No aplica

Pantallas de cristal líquido “Display”

Estación de Operación

Panel de alarma Sí No

ANEXO 12.3 REQUISITOS DEL SCPC

EQUIPOS

Centro de trabajo: Clave Caldera:

Ubicación:

Caldera SI MARCA MODELO

Sin recuperación de calor

Con recuperación de calor

Con Control Maestro

Otros Economizador

Precalentador de aire

Tiro Forzado

Tiro inducido

Purga continua

Desgasificador





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ANEXO 12.4

ESTACIONES DE OPERACIÓN / INGENIERÍA Nombre del Proyecto:

Localización: Realizó:

Fecha:

Hoja 1 de 1

Estación de Operación / Ingeniería Servidor

Número de licencias de conexión:

Cantidad:

Sistema Operativo:

Procesador: Velocidad:

Memoria RAM, capacidad: Expandible hasta:

Discos Duros: Cantidad: Capacidad: Tipo:

Discos Ópticos: Tipo: DVD / RW Cantidad: Velocidad:

CD / RW Cantidad: Velocidad:

DVD ROM Cantidad: Velocidad:

Puertos: Tipo: Serie Cantidad:

Paralelo Cantidad:

USB Cantidad: Tipo:

Ethernet Cantidad: Velocidad:

Controlador de Video: Tipo: Acelerador de gráficos Número de bits:

Tarjeta de video Capacidad de Memoria: Teclado:

Mouse: Tipo: Óptico Cantidad: Características:

“Track Ball” Cantidad: Características:

Táctil panta Cantidad: Características: Monitor: Tamaño: Tecnología:

Resolución mínima: Características:

Compartimientos de expansión:

Programas incluidos:

NOTAS:





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ANEXO 12.5

GABINETES Nombre del Proyecto:


Fecha:

Hoja 1 de 1

Clasificación de Área:

No Clasificada Clase: División:

Grupo:

Lugar de Instalación: Interior Exterior

Clasificación NMX-J-235/1-ANCE-2000 (NEMA):

Tipo envolvente: Purga tipo: Características de fabricación:

Material: Color:

Recubrimiento: Entrada de ductos: Inferior

Superior

Otros:

Accesorios:

Pantalla de cristal líquido: Sí No

Orejas de izaje: Sí No

Elementos de aterrizaje (cables de calibre 2AWG): Sí No

Soportes de amortiguadores: Sí No

Inhibidor de humedad: Sí No

No Tóxico: Sí No

Placa de identificación: Sí No

Ventilador: Sí No

Tipo: Tiro forzado Tiro inducido

Limitación de espacio:

NOTAS:





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ANEXO 12.6

GABINETES DE INTERCONEXIÓN “MARSHALING” Nombre del Proyecto:


Fecha:

Hoja 1 de 1

Clasificación de Área:

No Clasificada Clase: División:

Grupo:

Lugar de Instalación: Interior Exterior

Clasificación NMX-J-235/1-ANCE-2000 (NEMA):

Tipo envolvente: Purga tipo: Características de fabricación:

Material: Color:

Recubrimiento: Entrada de ductos: Inferior

Superior

Otros:

Accesorios:

Orejas de izaje: Sí No

Elementos de aterrizaje (cables de calibre 2AWG): Sí No

Soportes de amortiguadores: Sí No

Inhibidor de humedad: Sí No

No Tóxico: Sí No

Placa de identificación: Sí No

Ventilador: Sí No

Tipo: Tiro forzado Tiro inducido

Limitación de espacio:

NOTAS:





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ANEXO 12.7

UNIDAD PORTÁTIL DE CONFIGURACIÓN/MANTENIMIENTO Nombre del Proyecto:


Fecha:

Hoja 1 de 1

Cantidad:

Sistema Operativo:

Procesador: Velocidad:

Memoria RAM, capacidad: Expandible hasta:

Disco Duro: Capacidad: Tipo:

Disco Óptico: Tipo: DVD / RW Cantidad: Velocidad:

CD / RW Cantidad: Velocidad:

DVD ROM Cantidad: Velocidad:

Puertos: Tipo: Serie Cantidad:

Paralelo Cantidad:

USB Cantidad: Tipo:

Ethernet Cantidad: Velocidad:

Controlador de Video: Tipo: Acelerador de gráficos Número de bits:

Tarjeta de video Capacidad de Memoria:

Teclado:

Mouse adicional: Tipo: Óptico Cantidad: Características:

Pantalla: Tamaño: Tecnología:

Resolución mínima: Características:

Tiempo mínimo de respaldo por batería:

Programas incluidos:

NOTAS:





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ANEXO 12.8

ESPECIFICACIÓN DEL NÚMERO Y FORMA DE LA DOCUMENTACIÓN ENTREGADA

Nombre del Proyecto:


Fecha:

Hoja 1 de 1

Tipo de documento: Impreso Cantidad Respaldo

Óptico Cantidad

1. Arquitectura del Sistema.

2. Libros de proyecto de Ingeniería Básica y de Detalle.

3. Libros de Procura.

4. Libros de Dibujos de Fabricante.

5. Libros de Documentación de Pruebas.

6. Libros de Instrumentos y Equipos.

7. Instalación.

8. Calibración.

9. Mantenimiento.

10. Diagramas de Tubería e Instrumentación.

11. Diagramas de Flujo de proceso.

12. Lista de las señales de entrada / salida del sistema.

13. Libros de cada componente del SIICPPT.

14. Libro de construcción “Build Book”.

15. Evaluación de la Fiabilidad del Sistema.

16. Protocolo y Reportes de pruebas en fábrica.

17. Protocolo y Reportes de pruebas en Sitio.

18. Manual de Instalación.

19. Manual de Configuración.

20. Manual de Mantenimiento.

21. Otros (especifique):

Notas:





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ANEXO 12.9

CURSOS DE CAPACITACIÓN Nombre del Proyecto:


Fecha:

Hoja 1 de 1

Título del Curso:

Tipo de Curso:

Teórico Práctico Teórico / Práctico

Duración:

Número de Participantes:

Idioma:

Material didáctico:

Incluido No incluido

Descripción del Curso:

Sede del Curso:

Instalaciones del contratista o proveedor Instalaciones del Cliente

NOTAS:

Documents

NRF-287-16 Agosto 2011[1]