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UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR

Decanato de Estudios Profesionales

Coordinación de Ingeniería Electrónica

Diseño del Sistema de Instrumentación y Control

utilizando INtools 7.0 en el proyecto piloto CHOPS

Por

Alejandro Rafael Viera Velandia

Sartenejas, Enero 2007

UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR

Decanato de Estudios Profesionales


Diseño del Sistema de Instrumentación y Control

utilizando INtools 7.0 en el proyecto piloto CHOPS

Por


Realizado con la Asesoría de

William Colmenares y

José Luis Añez

Informe Final de Cursos en Cooperación Técnica y Desarrollo Social

Presentado ante la Ilustre Universidad Simón Bolívar

como requisito parcial para optar al título de Ingeniero Electrónico


UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR Decanato de Estudios Profesionales


Diseño del Sistema de Instrumentación y Control utilizando INtools 7.0

proyecto piloto CHOPS

Informe Final de Cursos en Cooperación Técnica y Desarrollo Social presentado por:


REALIZADO CON LA ASESORÍA DE William Colmenares y José Luis Añez

RESUMEN

El trabajo de pasantía estuvo centrado en la elaboración de documentos de ingeniería para un proyecto de producción de crudo pesado, con los cuales se presenta de manera clara y organizada la información de los componentes del Sistema de Instrumentación y Control de la planta. Dicha documentación se elaboró utilizando la herramienta de software SmartPlant Instrumentation de la compañía Intergraph, también conocida como INtools v7.0, versión que no había sido utilizada anteriormente por la empresa VEPICA. Esta herramienta se encarga de mantener toda la información centralizada en una base de datos Oracle, con lo cual se mejora la productividad y la calidad del producto elaborado.

Se elaboraron documentos tales como: índice de instrumentos y señales, hojas de datos de instrumentos, diagramas de conexiones, diagramas de lazos, detalles de instalación de instrumentos, lista de materiales y lista de cables. Además, se contó con herramientas de apoyo como Sybase Infomaker y AutoCAD, los cuales permitieron obtener documentos de gran calidad.

Adicionalmente, se elaboraron especificaciones generales para: Controlador Lógico Programable(PLC), Sistemas de Control Distribuido (DCS), Sistemas de Parada de Emergencia (ESD) y Sistemas de Manejo de Quemadores (BMS). Estos documentos se redactaron utilizando el idioma inglés, por requisito del Departamento de Instrumentación de la empresa.

PALABRAS CLAVES: Instrumentación, documentación, proyectos de ingeniería,

INtools, Sistemas de Control.


AGRADECIMIENTOS

Quiero agradecer al Departamento de Instrumentación de VEPICA por la

oportunidad que me brindaron para comenzar mi desempeño profesional y

a la vez culminar satisfactoriamente mis estudios de Ingeniería

Electrónica. En especial quiero agradecer al Ing. José Luis Añez, por su

apoyo y orientación durante el desarrollo de este trabajo.

Al Prof. William Colmenares por sus correcciones y sugerencias en la

elaboración de este libro.

A mis hermanos, Jorge y Mariela, por su apoyo y momentos de distracción

que me ayudaron a atravesar con tranquilidad y paciencia los estudios

universitarios. Igualmente, a mis otros hermanos, Raúl y Rafael, sin cuya

amistad incondicional y buen sentido del humor no hubiera sido posible

durar los últimos cinco años de estudios.

A Eduardo, mi buen amigo y excelente compañero; de tragedias y alegrías

en los laboratorios y en la Pasantía Corta. Fue un placer haber compartido

muchas ideas y horas de trabajo.

A Maitana, por su gran amor, su cariño, su comprensión y su apoyo

incondicional durante los últimos meses.

Y muchas gracias a mis padres, sin quienes no estaría en donde estoy.

Alejandro Viera V. – Libro de Pasantía i

ÍNDICE GENERAL

Índice General ............................................................................................................... i

Lista de Tablas ............................................................................................................. v

Lista de Figuras ........................................................................................................... vi

Lista de Símbolos y Abreviaturas ............................................................................... vii

1. INTRODUCCIÓN................................................................................................... 1

1.1. VEPICA (Venezolana de Proyectos Integrados, C.A.) ............................... 2

1.1.1. Misión ............................................................................................. 3

1.1.2. Visión ............................................................................................. 3

1.1.3. Valores ........................................................................................... 4

1.2. Justificación del Problema .......................................................................... 5

1.3. Estructura del libro ...................................................................................... 5

2. OBJETIVOS .......................................................................................................... 7

3. FUNDAMENTOS TEÓRICOS ............................................................................... 9

3.1. Proyectos de Ingeniería ............................................................................ 10

3.1.1. Ingeniería Conceptual: ................................................................. 10

3.1.2. Ingeniería Básica.......................................................................... 11

3.1.3. Ingeniería de Detalle .................................................................... 11

3.2. Estimados de costo .................................................................................. 13

3.3. Elaboración de documentos ..................................................................... 13

3.3.1. Diagramas de Tuberías e Instrumentos (P&ID’s) ......................... 14

3.3.2. Índice de instrumentos ................................................................. 14

3.3.3. Hojas de datos de instrumentos ................................................... 16

3.3.4. Diagramas de lazos de control ..................................................... 17

3.3.5. Lista de cables ............................................................................. 19

3.3.6. Plano de ubicación y canalización neumática de instrumentos .... 20

3.3.7. Plano de ubicación y canalización eléctrica de instrumentos ....... 20

3.3.8. Detalles de instalación ................................................................. 21

3.3.9. Lista de conexiones ...................................................................... 22

Alejandro Viera V. – Libro de Pasantía ii

3.4. Instrumentación ........................................................................................ 23

3.4.1. Características de los instrumentos: ............................................ 23

3.4.2. Clasificación de instrumentos ....................................................... 24

3.5. Clasificación de Áreas .............................................................................. 26

3.5.1. Norma norteamericana ................................................................. 28

3.5.2. Norma europea ............................................................................ 29

3.5.3. Métodos de Protección ................................................................. 31

3.6. Sistemas de Control ................................................................................. 38

3.6.1. Introducción .................................................................................. 38

3.6.2. Lazo Simple ................................................................................. 40

3.6.3. Controlador Lógico Programable (PLC) ....................................... 40

3.6.4. SoftPLC o Emulador de PLC ........................................................ 41

3.6.5. Sistema de Control Distribuido (DCS) .......................................... 42

3.6.6. Control Supervisorio y Adquisición de Datos (SCADA) ................ 42

3.6.7. Sistemas instrumentados de seguridad (SIS) .............................. 43

3.7. Normas y Estándares ............................................................................... 45

3.7.1. ANSI/ISA S5.1 .............................................................................. 47

3.7.2. ANSI/ISA S20 ............................................................................... 51

3.7.3. ANSI/ISA 84.00.01 (IEC 61511 Mod.) .......................................... 52

3.7.4. NFPA 85 ....................................................................................... 52

3.8. SmartPlant Instrumentation ...................................................................... 53

3.8.1. Módulo de Administración (Administration Module) ..................... 54

3.8.2. Módulo Navegador (Browser Module) .......................................... 55

3.8.3. Módulo de Índice de Instrumentos (Instrument Index Module) ..... 56

3.8.4. Módulo de Especificaciones (Specifications Module) ................... 57

3.8.5. (Módulo Archivador de Documentos (Document Binder Module) 58

3.8.6. Módulo de Conexionado (Wiring Module) .................................... 59

3.8.7. Módulo de Diagramas de Lazo (Loop Drawings Module) ............. 59

3.8.8. Módulo de Detalles de Instalación (Hook-ups Module) ................ 60

3.8.9. Módulo de Datos de Proceso (Process Data Module) .................. 60

3.8.10. Módulo de Cálculos (Calculation Module) .................................. 61

Alejandro Viera V. – Libro de Pasantía iii

3.8.11. Módulo de Mantenimiento (Maintenance Module) ..................... 61

3.8.12. Módulo de Calibración (Calibration Module) .............................. 61

3.8.13. (Módulo de Construcción (Construction Module) ....................... 62

3.9. Conectividad Abierta de Bases de Datos (Open DataBase Connectivity -

ODBC) ...................................................................................................... 62

3.10. Otras herramientas de Software ............................................................... 63

3.10.1. Sybase Informaker ..................................................................... 63

3.10.2. Microsoft Access ........................................................................ 64

3.10.3. AutoCAD .................................................................................... 64

3.10.4. Enhanced Report Utility .............................................................. 65

3.10.5. Symbol Editor ............................................................................. 65

3.10.6. Import Utility ............................................................................... 66

4. DESARROLLO DE LA DOCUMENTACIÓN PARA EL PROYECTO CHOPS,

UTILIZANDO SMARTPLANT INSTRUMENTATION .......................................... 68

4.1. Familiarización con el diseño de los sistemas de instrumentación

industrial. .................................................................................................. 69

4.2. Familiarización con SmartPlant Instrumentation....................................... 70

4.3. Familiarización con el proyecto CHOPS ................................................... 70

4.3.1. Familiarización con el proceso ..................................................... 71

4.3.2. Familiarización con los criterios de diseño ................................... 73

4.4. Emisión de un Índice de instrumentos ...................................................... 74

4.5. Personalización de reportes ..................................................................... 80

4.6. Elaboración de Hojas de Datos de Instrumentos...................................... 82

4.7. Elaboración de Diagramas de Conexionado ............................................ 85

4.8. Elaboración de Diagramas de Lazos de Control ...................................... 89

4.9. Elaboración de Detalles de Instalación de Instrumentos .......................... 92

4.10. Facilidades para la importación de datos ................................................. 95

4.10.1. Importación de Hojas de Datos de Excel ................................... 97

5. DESARROLLO DE ESPECIFICACIONES GENERALES PARA SISTEMAS DE

CONTROL ......................................................................................................... 102

Alejandro Viera V. – Libro de Pasantía iv

5.1. Controlador Lógico Programable (PLC) ................................................. 103

5.2. Sistema de Control Distribuido (DCS) .................................................... 104

5.3. Sistema de Parada de Emergencia (ESD) ............................................. 104

5.4. Sistema de Gestión de Quemadores (BMS) .......................................... 105

6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .................................................... 107

7. GLOSARIO ....................................................................................................... 109

8. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................. 111

ANEXO 1: DIAGRAMAS DE TUBERÍAS E INSTRUMENTACIÓN

ANEXO 2: ÍNDICE DE INSTRUMENTOS

ANEXO 3: ASIGNAR UN TITLE BLOCK A UN TIPO PERSONALIZADO DE REPORTE EN SMARTPLANT INSTRUMENTATION

ANEXO 4: HOJAS DE DATOS

ANEXO 5: LISTA DE CABLES

ANEXO 6: DIAGRAMAS DE CABLEADO (POR REGLETA)

ANEXO 7: DIAGRAMAS DE CABLEADO (POR SEÑALES)

ANEXO 8: DIAGRAMAS DE CABLEADO PUNTO A PUNTO

ANEXO 9: DIAGRAMAS DE LAZO

ANEXO 10: DETALLES DE INSTALACIÓN DE INSTRUMENTOS

ANEXO 11: LISTA DE MATERIALES

ANEXO 12: ESPECIFICACIONES GENERALES PARA PLC

ANEXO 13: ESPECIFICACIONES GENERALES PARA DCS

ANEXO 14: ESPECIFICACIONES GENERALES PARA ESD

ANEXO 15: ESPECIFICACIONES GENERALES PARA BMS

Alejandro Viera V. – Libro de Pasantía v

LISTA DE TABLAS

TABLA 3-1: TABLA DE ASIGNACIÓN DE GRUPOS SEGÚN LA NORMA NORTEAMERICANA [14] ........................... 30

TABLA 3-2: IEC VS. NEC: GRUPOS ................................................................................................... 31

TABLA 3-3: IEC VS. NEC: CLASIFICACIÓN DE TEMPERATURAS ................................................................ 32

TABLA 3-4: LETRAS DE IDENTIFICACIÓN – ISA S5.1.[21] ....................................................................... 50

TABLA 4-1: IMPORTACIÓN DE INSTRUMENTOS A UN DETALLE DE INSTALACIÓN ........................................... 97

Alejandro Viera V. – Libro de Pasantía vi

LISTA DE FIGURAS

FIGURA 3-1: TRIÁNGULO DE EXPLOSIÓN ............................................................................................. 27

FIGURA 3-2: IEC VS. NEC: DIVISIONES Y ZONAS .................................................................................. 31

FIGURA 3-3: ESQUEMA SIMPLIFICADO DE UN SISTEMA DE SEGURIDAD INTRÍNSECA...................................... 35

FIGURA 3-4: ESQUEMA DE UNA BARRERA DE DIODO ZENER [16] ............................................................ 36

FIGURA 3-5: ESQUEMA DE UNA BARRERA CON AISLAMIENTO GALVÁNICO [16].......................................... 37

FIGURA 3-6: TAG DE IDENTIFICACIÓN [21] .......................................................................................... 48

FIGURA 3-7: LÍNEAS DE CONEXIÓN DE INSTRUMENTOS – ISA S5.1 [21] ................................................... 49

FIGURA 3-8: SÍMBOLOS GENÉRICOS DE INSTRUMENTOS – ISA S5.1 [21] .................................................. 51

FIGURA 3-9: ARQUITECTURA ODBC .................................................................................................. 63

FIGURA 4-1: DIAGRAMA DE PROCESO DE LA PLANTA CHOPS ................................................................. 72

FIGURA 4-2: AÑADIR INSTRUMENTO .................................................................................................. 77

FIGURA 4-3: PROPIEDADES DE UN INSTRUMENTO ................................................................................. 78

FIGURA 4-4: BLOQUE DE TÍTULO INTERGRAPH ...................................................................................... 81

FIGURA 4-5: CONTROL TIPO TEXTBOX EN UNA HOJA DE DATOS ................................................................ 82

FIGURA 4-6: COMENTARIO DEL CLIENTE – INFORMACIÓN INCORRECTA EN UN CAMPO TIPO TEXTBOX ............. 83

FIGURA 4-7: EJEMPLO DE UN CONTROL TIPO RADIOBUTTON ................................................................... 83

FIGURA 4-8: EJEMPLO DE CONTROL TIPO LISTBOX ................................................................................ 84

FIGURA 4-9: DIAGRAMA GENERAL DEL CONEXIONADO .......................................................................... 87

FIGURA 4-10: BLOQUES DE DIBUJO PARA DIAGRAMAS DE LAZO .............................................................. 90

FIGURA 4-11: MÓDULO DE DIAGRAMAS DE LAZO ................................................................................ 91

FIGURA 4-12: DETALLE DE INSTALACIÓN - MANÓMETRO CON SELLO DIAFRAGMA Y SIFÓN ............................. 94

FIGURA 4-13: FORMATO PARA IMPORTACIÓN DE HOJAS DE DATOS DE EXCEL ............................................ 99

FIGURA 4-14: EXTRACTO DE UNA HOJA DE DATOS HECHA EN EXCEL ....................................................... 100

FIGURA 4-15: INFORMACIÓN EXTRAÍDA DE LA HOJA DE DATOS, LISTA PARA SER IMPORTADA ........................ 100

FIGURA 5-1: ARCHITECTURA TMR EN EL SISTEMA ABB TRIGUARD SC300E [28] .................................... 105

Alejandro Viera V. – Libro de Pasantía vii

LISTA DE SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS

API American Petroleum Institute

BMS Burner Management System

BOM Bill Of Materials

BPCS Basic Process Control System

CAD Computer Aided Design

CCM Centro de Control de Motores

CHOPS Cold Heavy Oil Production with Sand

CP Cold Production

CPM Critical Path Method

DCS Distributed Control System

DDP Dimensional Data for Piping

EMI Electromagnetic Interference

ESD Emergency Shutdown

FAT Factory Acceptance Test

HMI Human Machine Interface

I/O Input/Output

IP Internet Protocol

ISA Instrumentation, System and Automation Society

ISO International Organization for Standardization

MTBF Mean Time Between Failure

MTTF Mean Time To Failure

MTTR Mean Time To Repair

NFPA National Fire Protection Association

ODBC Open Database Connectivity

Alejandro Viera V. – Libro de Pasantía viii

PL Panel Local

PLC Programmable Logic Controller

PPT Pressure Pulsing Technology

RFI Radio Frequency Interference

RTD Resistance Temperature Detector

SAGD Steam Assisted Gravity Drainage

SAT Site Acceptance Test

SCADA Supervisory Control and Data Acquisition

SI-BMS Safety Instrumented Burner Management System

SIL Safety Integrity Level

SIS Safety Instrumented System

SPI SmartPlant Instrumentation

SQL Structured Query Language

TCP Transmission Control Protocol

TMR Triple Modular Redundancy

UPS Uninterrupted Power System

VAPEX Vapor Assisted Petroleum Extraction

111...

IIINNNTTTRRROOODDDUUUCCCCCCIIIÓÓÓNNN

En la actualidad es muy difícil encontrar una planta donde el proceso de producción no

cuente con tecnología de automatización. Con el rápido desarrollo de la tecnología, la

automatización industrial ha venido ganando cada vez más terreno. La industria

petroquímica ha sido uno de los grandes ejemplos desde hace muchos años. Hace un

tiempo atrás, era necesario disponer de una gran cantidad personal de planta, encargado de

hacer mediciones en campo en cada uno de los tanques y tuberías, registrando y tomando

las acciones necesarias para mantener la producción de la planta. Sin embargo, esa mano

de obra es cada vez menor gracias a los avances en el diseño de los instrumentos de

medición y de los sistemas de control.

Antonio Creus, autor de uno de los libros más conocidos en el área, define

instrumentación como el conjunto de dispositivos que permiten medir, registrar y controlar las

variables de un proceso [1]. Es decir, la disciplina de instrumentación no se encarga

solamente de los instrumentos de campo, sino que también se encarga del diseño de los

controladores y de la interconexión de todos los elementos involucrados, en lo que se

conoce como un Sistema de Control. Gracias a la instrumentación industrial, cada vez es

menor la cantidad de personal necesario para la operación de una planta, centrando el

trabajo humano en la supervisión y mantenimiento.

Alejandro Viera V. – Libro de Pasantía Capítulo 1 – Introducción 2

El trabajo de pasantía se llevo a cabo con el Departamento de Instrumentación de la

empresa VEPICA, la cual cuenta con una gran experiencia en proyectos de ingeniería para

la industria petrolera nacional e internacional.

1.1. VEPICA (Venezolana de Proyectos Integrados, C.A.)

Venezolana de Proyectos Integrados VEPICA, C.A. es una empresa líder en el

desarrollo de proyectos de ingeniería, procura, construcción, operación y mantenimiento.

Ofrece 30 años de experiencia, lo que equivale a más de 1500 proyectos realizados para

más de 50 clientes. Sus servicios destacan por la rapidez en la ejecución, el uso de

tecnología de punta y la implementación de las técnicas gerenciales más avanzadas.

VEPICA cuenta con el respaldo accionario de Wood Group, una corporación global

líder en la prestación de servicios en las áreas de petróleo, gas y generación de energía.

Esta alianza permite a VEPICA ofrecer una autentica red mundial de servicios

profesionales y comerciales.

La empresa brinda una amplia variedad de servicios en ingeniería que se

extienden desde la conceptualización, hasta la puesta en marcha de proyectos

a mediana y gran escala. Desde 1997, VEPICA cuenta con la certificación ISO

9001:2000 en Servicios de Gerencia de Proyectos, Ingeniería, Procura y

Gerencia de Construcción. [2]

Los servicios de ingeniería que ofrece VEPICA son:

Gerencia integral de proyectos

Desarrollo de ingeniería conceptual, básica y de detalle

Planificación y control de proyectos

Procura y gestión de procura

Estimación y control de costos

Gerencia de construcción

Automatización y control

La división de ingeniería de la empresa se encuentra dividida en seis disciplinas:

Civil, Eléctrica, Equipos, Tuberías, Procesos e Instrumentación y Control. Dependiendo


del alcance del proyecto, puede que intervengan todas o solo algunas de las disciplinas,

y el alcance de trabajo de cada una de ellas debe ser establecido antes de comenzar el

proyecto. El trabajo de pasantía se elaboró dentro de la disciplina de Instrumentación y

Control, la cual se encarga de diseñar el sistema de control y monitoreo de la planta,

incluyendo la selección, ubicación y configuración de instrumentos medidores,

actuadores y controladores; el diseño de la filosofía de control y la interconexión de todo

el sistema. Las tareas de diseño del sistema se llevan a cabo mediante la elaboración de

una serie de documentos, en los cuales se organiza toda la información del sistema.

Dichos documentos sirven para lograr una fácil instalación del sistema y, posteriormente,

facilitar las labores de mantenimiento y supervisión del mismo.

1.1.1. Misión

Hacer realidad la Visión de los clientes, mediante la participación proactiva de

nuestra gente y la integración de la cadena de suministro, generando valor en la

ejecución de proyectos de inversión y la gerencia de activos.

Vivimos nuestra Misión bajo los principios fundamentales de la excelencia, la

creatividad, el desarrollo del intelecto, la rentabilidad del negocio, el respeto por el

ambiente, las relaciones con la comunidad y el mejoramiento de la calidad de vida de

los miembros de nuestra organización en forma sostenida.

1.1.2. Visión

Ser reconocida como:

La empresa líder en el país, ampliando sus mercados en la búsqueda de la

globalización de sus servicios de ingeniería, procura, construcción,

tecnología, operación y mantenimiento con una sólida capacidad financiera

para aumentar la participación en proyectos a gran escala.

Una escuela tecnológica de clase mundial, para que su gente se forme y

contribuya a transformar a Venezuela en el nuevo prestador de servicios

petroleros para el mundo.

Una empresa conformada por un grupo de profesionales con una cultura

sustentada en la interdependencia, el sentido comercial, la participación en la


toma de decisiones y el compromiso con los valores de conciencia

comunitaria y el desarrollo del país.

1.1.3. Valores

Integridad: Realizan sus tareas y responsabilidades con honorabilidad y

honestidad, respetando los principios éticos del medio donde se desenvuelven

generando confiabilidad en sus clientes, accionistas, colaboradores y

proveedores.

Interdependencia: Valoran el esfuerzo en equipo para el logro de metas y

objetivos comunes. Orientan sus actividades con foco en la colaboración y

efectividad interpersonal, con un alto nivel de respeto, sinceridad y

transparencia en sus relaciones de trabajo. Brindan oportunidades de

mejoramiento y aprendizaje a su personal, estableciendo un esquema de

trabajo basado en el liderazgo efectivo de su gente.

Profesionalismo: Reconocen en cada uno de sus colaboradores la excelencia

y el valor agregado en el ejercicio de sus funciones. Consideran que su más

valioso activo es el capital humano, su conocimiento y experiencia, y la

competencia con que se desarrollan sus actividades. Fortalecen como valor

corporativo el desarrollo de soluciones innovadoras.

Creatividad e Innovación: Reconocen y promueven la capacidad creativa de

sus colaboradores, creando las condiciones que permiten el desarrollo de

soluciones innovadoras.

Conciencia Comercial: Creen en un estilo centrado en el uso efectivo del

tiempo y los recursos de su empresa y sus clientes. Enfocan el

comportamiento corporativo y la medición de resultados, responsabilidad,

visibilidad, rendición de cuentas y logro por objetivos, alineados con las

necesidades de sus clientes y su entorno.

Ambiente de Trabajo: Trabajan con un equipo de personas felices, en un

ambiente retador y estimulante, proveen que su gente junto con sus familiares

mejoren su calidad de vida y potencien su desarrollo personal.


Trascendencia: Promueven el crecimiento sostenido y permanente de su

propio negocio, enfocándose en la productividad, el sentido de pertenencia y

el logro al éxito, como un aporte de su corporación al fortalecimiento de los

valores e institucionalidad de nuestra sociedad.[3]

1.2. Justificación del Problema

La empresa VEPICA, una de las empresas líderes en Venezuela para la realización

de Ingeniería asociada a proyectos industriales, requiere iniciar la utilización de la versión

7.0 de la Plataforma de Diseño INtools, ahora llamada SmartPlant Instrumentation (SPI),

en el desarrollo de los proyectos mayores en la disciplina de Instrumentación y

Automatización.

Los proyectos mayores desarrollados por las empresas de Ingeniería a nivel

mundial para el área de Instrumentación y Automatización en instalaciones industriales,

vienen utilizando en los últimos años la plataforma tecnológica denominada INtools,

software desarrollado por la empresa Intergraph. Algunos clientes exigen el uso de esta

plataforma para manejar toda la información del proyecto, especialmente cuando se trata

de proyectos a nivel internacional. Por lo tanto, es necesario que los ingenieros del

departamento tengan un buen manejo de ésta y otras herramientas de software

esenciales para el buen desempeño y la buena calidad de los productos emitidos por la

empresa.

1.3. Estructura del libro

Capítulo 2: se exponen los objetivos del trabajo de pasantía.

Capítulo 3: se desarrollan los fundamentos teóricos de algunos de los temas

relacionados con el desarrollo de la pasantía, directa o indirectamente. El capítulo se

divide en diferentes puntos, para permitir la clasificación de los diversos temas tratados.

Capítulo 4: en este capítulo se explica el desarrollo del trabajo realizado con

SmartPlant Instrumentation, relacionado con la elaboración de documentos de ingeniería

para el proyecto piloto CHOPS. El capítulo se divide en diferentes puntos, exponiendo las

distintas actividades realizadas. Adicionalmente, se expone el tema de la importación de

datos externos a la plataforma.


Capítulo 5: en este capítulo se explica el desarrollo de unas Especificaciones

Generales para algunos Sistemas de Control

Capítulo 6: Este capítulo contiene las conclusiones y recomendaciones finales para

del trabajo de pasantía.

222...

OOOBBBJJJEEETTTIIIVVVOOOSSS

El objetivo general de la pasantía consiste en elaborar una serie de documentos de

ingeniería, aplicados en el proyecto CHOPS (Producción Fría de Petróleo con Arena). Para

ello se debió cumplir con los siguientes objetivos específicos:

Familiarización con la lectura e interpretación de los Diagramas de Tuberías e

Instrumentación (DTI) y con la Documentación y Normas principales en el

Diseño de los Sistemas de Instrumentación Industrial.

Familiarización con la filosofía de operación de la planta.

Estudiar a fondo el funcionamiento de la plataforma SmartPlant Instrumentation

para lograr la elaboración de planos y documentos de ingeniería.

Una vez alcanzado un nivel avanzado en el manejo de la plataforma SPI y su

integración con otras herramientas de software, se procedió a la emisión de los siguientes

documentos:

Índice de instrumentos.

Hojas de datos de instrumentos en línea, como medidores de flujo, RTDs,

válvulas de control, etc.

Alejandro Viera V. – Libro de Pasantía Capítulo 2 – Objetivos 8

Hojas de datos de instrumentos fuera de línea, como transmisores de

presión y temperatura.

Lista de cables de instrumentación.

Diagramas de conexionado entre cajas de conexión, paneles locales de

control, paneles de “Marshalling”.

Diagramas de Lazos de Control de Procesos.

Detalles de instalación de instrumentos: conexión a proceso, conexión

eléctrica, conexión neumática y de soportes.

Lista de Materiales.

Como objetivos adicionales de la pasantía, se realizaron un par de tareas que no

estaban involucradas al proyecto CHOPS:

Estudiar los métodos de importación de datos externos a la base de datos de

SmartPlant Instrumentation.

Elaboración de Especificaciones de Sistemas de Control.

La importación de datos es un tema de mucha importancia, ya que consiste en ingresar

información a la base de datos de SPI de una forma casi automática. En muchos casos se

puede tener información en archivos externos, principalmente hechos en Microsoft Excel, la

cual se necesita integrar con el resto de la información de la base de datos, y hacerlo

manualmente implica una inversión de tiempo y recursos que podría evitarse. Sin embargo,

se requiere de un conocimiento profundo de la base de datos para poder lograr importar

información de una manera segura y satisfactoria.

Por otra parte, la elaboración de Especificaciones de Sistemas de Control se hizo con

el objetivo de actualizar las especificaciones generales que la empresa utiliza como

referencia, adaptándolas a las necesidades de cada proyecto. Se elaboraron

especificaciones generales para:

Controlador Lógico Programable (PLC – Programmable Logic Controller).

Sistema de Control Distribuido (DCS – Distributed Control System).

Sistema de Parada de Emergencia (ESD – Emergency Shutdown System).

Sistema de Gestión de Quemadores (BMS – Burner Management System).

333...

FFFUUUNNNDDDAAAMMMEEENNNTTTOOOSSS TTTEEEÓÓÓRRRIIICCCOOOSSS

3.1. Proyectos de Ingeniería ............................................................................ 10

3.2. Estimados de costo .................................................................................. 13

3.3. Elaboración de documentos ..................................................................... 13

3.4. Instrumentación ........................................................................................ 23

3.5. Clasificación de Áreas .............................................................................. 26

3.6. Sistemas de Control ................................................................................. 38

3.7. Normas y Estándares ............................................................................... 45

3.8. SmartPlant Instrumentation ...................................................................... 53

3.9. Open DataBase Connectivity (ODBC) ...................................................... 62

3.10. Otras herramientas de Software ............................................................... 63

En este capítulo se exponen los fundamentos teóricos de los temas más relacionados

con el trabajo realizado durante la pasantía. En las secciones 3.1 a 3.3 se exponen las fases

Alejandro Viera V. – Libro de Pasantía Capítulo 3 – Fundamentos teóricos 10

de desarrollo de un proyecto de ingeniería, indicando los documentos que se suelen generar

en cada una de las fases, así como también explicando en qué consiste cada uno de ellos.

Luego, en la sección 3.4, se explican conceptos básicos de instrumentación, indicando la

clasificación de los instrumentos y las características más comunes de los mismos. En la

sección 3.5 se explica un tema de suma importancia para los instrumentistas, aunque esté

más relacionado con la Disciplina de Electricidad: la Clasificación de Áreas. Es importante

que el instrumentista conozca las características del área donde se instalaran los

instrumentos, con el fin de poder especificarlos correctamente, y que no se produzcan fallas

durante la puesta en marcha de la planta. En la sección 3.6 se habla brevemente de las

arquitecturas más comunes de los Sistemas de Control. En la sección 3.7 se explican

brevemente algunas de las Normas y Estándares más importantes en el área de

instrumentación, tratando principalmente con la norma ISA S5.1, la más fundamental para

los instrumentistas. Finalmente, entre las secciones 3.8 y 3.10 se exponen las herramientas

de software que sirvieron de base para el desarrollo del trabajo. Se hace énfasis en

SmartPlant Instrumentation, explicando brevemente cada uno de sus módulos, ya que fue la

principal herramienta de trabajo.

3.1. Proyectos de Ingeniería

Un proyecto de ingeniería se lleva a cabo en las siguientes fases:

Ingeniería conceptual

Ingeniería básica

Ingeniería de detalle

Procura

Construcción

A continuación se explican las primeras tres fases:

3.1.1. Ingeniería Conceptual:

En esta fase se establecen las metas y necesidades, con las cuales se obtiene

un concepto final de lo que se quiere, con las debidas justificaciones (cambio de

instrumentos y equipos existentes por obsolescencia o inexistencia de repuestos,

mejora de los sistemas de control para optimizar el funcionamiento de la planta,

mejora de la seguridad de la instalación, etc.).


Se deben preparar documentos que definan los tipos de instrumentos, el

sistema de control, los servicios requeridos, la infraestructura requerida y la

arquitectura del sistema.

Al finalizar esta fase, se deben definir los criterios necesarios para el desarrollo

de la siguiente fase: la Ingeniería Básica.

3.1.2. Ingeniería Básica

Durante esta fase se establecen las características de los equipos que

conforman la instalación y se sientan las bases para la Ingeniería de Detalle.

Los documentos más comunes que se elaboran en la fase de Ingeniería Básica

son los siguientes:

Diagrama de flujo

Tabla de Balance de Servicios

Diagrama de Tuberías e Instrumentación (P&ID’s)

Hojas de Datos de Equipos

Hojas de Datos de Instrumentos

Listado de Líneas

Índice de instrumentos

Plano de Implantación de Equipos o Plot Plan

Diagrama Unifilar

Planos de Clasificación de Áreas

3.1.3. Ingeniería de Detalle

Es la fase de un Proyecto donde se genera el paquete de información que

establece las especificaciones para ejecutar la construcción del proyecto, así como la

adquisición de Equipos, instrumentos y materiales.

A continuación se da una lista de los documentos que se suelen generar en la

fase de Ingeniería de Detalle:


Disciplina Mecánica:

o Plot Plan o Implantación de Equipos

o Planos de Equipos

o Planos de Tuberías (Planta)

o Planos de Tuberías (Isométricos)

o Lista de Líneas

Disciplina Electricidad

o Diagrama Unifilar

o Canalizaciones Eléctricas

o Esquema funcional

o Lista de Cables

Identificación de los Cables

Puntos de Salida y Entrada

Ruta

Longitud

Tensión de Operación

Tipo de Cable

Disciplina Civil

o Topografía Modificada

o Vialidad

o Implantación de Fundaciones

o Fundaciones (detalles)

o Instalaciones Sanitarias

o Edificaciones

o Soportes

Disciplina Instrumentación

o P&ID

o Índice de Instrumentos

N° de Detalles de Instalación

N° de Plano de Ubicación

N° de Diagrama de Lazo

N° de Orden de Compra

Fabricante / Modelo


o Detalles de Instalación

o Ruta de Señales

o Cajas de Conexiones

o Diagrama de Lazo

o Diagramas de Lógica

o Diagrama de Bloque o Funcionales

o Planos de Paneles

3.2. Estimados de costo

Durante el desarrollo de un proyecto de ingeniería se hacen estimados de

costo, los cuales son pronósticos de los costos de los diferentes elementos que

integran el proyecto, y que respaldan la toma de decisiones en cada una de las

etapas de dicho proyecto.

Objetivos:

o Evaluación de la factibilidad

o Análisis de su rentabilidad económica

o Aprobación presupuestaria

o Bases de comparación de Ofertas en Licitaciones

o Control de Costos

Clases:

I. Contratación o Control de Ejecución

II. Propuestas firmes a presupuesto de inversiones

III. Propuestas tentativas a presupuesto de inversiones

IV. Para desarrollo de ingeniería básica

V. Estimado de Orden de Magnitud

3.3. Elaboración de documentos

A continuación se explican los documentos que suelen ser elaborados en un

proyecto de ingeniería, dependiendo de la fase del proyecto: [4]


3.3.1. Diagramas de Tuberías e Instrumentos (P&ID’s)

Los Diagramas de Tuberías e Instrumentos (DTI) son más conocidos por sus

siglas en inglés P&ID, que se traduce como Piping and Instruments Diagram. Como

su nombre lo indica, este documento es elaborado en conjunto por las disciplinas de

procesos e instrumentación.

Los diagramas consisten en una representación gráfica del diseño detallado de

una sección de la instalación, en la cual se refleja la información más relevante

referente al proceso: equipos, tuberías de interconexión y la instrumentación

necesaria para una adecuada operación. Estos diagramas son una herramienta

básica en todas las fases del proyecto, ya que reflejan la filosofía de operación y

sirven como base para el diseño y preparación de otros documentos, tales como

especificaciones de equipos, índice de instrumentos, etc. [5]

La información contenida en estos diagramas es principalmente la siguiente:

Representación esquemática de todos los lazos de control, incluyendo la

numeración de cada uno de sus componentes (Tag)

Representación esquemática de los enclavamientos y señales que

interrelacionan a los diferentes lazos de control.

Representación de dispositivos e instrumentos de seguridad.

Indicación de las características generales y particulares de los

instrumentos.

En la fase de Ingeniería de Detalle de un proyecto se deben intentar minimizar

los cambios en los P&ID’s, adaptándose de la mejor manera posible a la información

generada en fase de Ingeniería Básica. Sin embargo, esto no siempre es posible

debido a que en muchos casos no se dispone de toda la información detallada

necesaria al culminar la Ingeniería Básica.

3.3.2. Índice de instrumentos

En este documento deben aparecer indicados todos los instrumentos que

intervienen en el sistema, con la información necesaria para la correcta interpretación


de su función y las características generales que definen su ubicación, instalación y

origen de compra.

El índice de instrumentos recopila la información más importante asociada a

cada instrumento, por lo que para su elaboración es necesario utilizar información de

gran cantidad de otros documentos elaborados, De tal modo que su emisión final

suele ser posterior a la emisión del resto de los documentos. Entre estos documentos

necesarios para la elaboración del índice de instrumentos están: Diagrama de

Tubería e Instrumentación (DTI), Hojas de Datos, Diagramas o Listas de Conexión,

Diagramas de Lazo, Plano de Ubicación de Instrumentos, Plano de Canalizaciones

Eléctricas, Plano de Canalizaciones Neumáticas, Detalles de Instalación,

Requisiciones, Especificaciones de Instrumentos, Codificación de Instrumentos.

Los campos que aparecen en el índice pueden variar, dependiendo de las

exigencias del cliente. Los principales campos que conforman un índice de

instrumentos son: [6]

1. Campos extraídos del P&ID:

Tag o etiqueta del instrumento: agrupados por lazos de control o por el

orden definido en el proyecto.

Servicio: breve descripción de la parte del proceso a la cual se

encuentra asociado el instrumento.

Equipo / Línea: Tag del equipo o línea a la cual se encuentra conectado

el elemento de campo

P&ID No: número del DTI en el cual se encuentra representado el

instrumento.

Tipo de instrumento

Ubicación: ubicación física del instrumento:

C – Campo

PLC – Controlador de Lógica Programable

PL – Panel Local

DCS – Sistema de Control Distribuido

SCADA – Control Supervisorio y Adquisición de Datos

CCM – Centro de Control de Motores


2. Códigos de documentos que son la data de otros campos

Hoja de datos

RPM (Requisición de material)

Diagrama de conexiones

Diagrama de lazos

Plano de ubicación de instrumentos (opcional)

Plano de canalizaciones eléctricas

Plano de canalizaciones neumáticas (opcional)

Plano de detección de incendio (opcional)

Isométricos de tuberías (opcional)

Detalle de instalación eléctrico

Detalle de instalación a proceso

Detalle de instalación neumático

Detalle de soporte (opcional)

3. Campos que dependen de otros documentos

Fabricante (opcional): a través de la Hoja de Datos o por la orden de

compra

Modelo (opcional)

Tipo de alimentación (opcional): Disciplina de Electricidad

Observaciones o notas

3.3.3. Hojas de datos de instrumentos

Estos documentos consisten en formularios, en los cuales se llena la

información técnica de un instrumento, de acuerdo a las necesidades del proceso.

Estos formularios normalmente no deben ser diseñados, ya que en su mayoría se

encuentran estandarizados en el estándar ISA S20; por lo que normalmente sólo se

requiere ingresar la información necesaria en los campos correspondientes. Sin

embargo, estos formularios pueden ser modificados para adaptarlos a las

necesidades del proyecto y a las exigencias del cliente. Estas modificaciones deben

ser, preferiblemente, en agregar campos adicionales, y no en eliminar campos que se

encuentran en el estándar ISA.

Existe un formulario distinto para cada tipo de instrumento, y en ellos podemos

encontrar: información referida al proceso sobre el cual el instrumento actúa o hace


su medición (tipo y ancho de la conexión, valores mínimo, normal y máximo de

temperatura, presión, flujo, densidad, etc., dependiendo del tipo de instrumento),

información referida al instrumento como tal (rango de medida, precisión, puntos de

ajuste, alimentación, señales que debe manejar, material de construcción de sus

piezas, etc.), información referida a los elementos adicionales que requiere el

instrumento (sello diafragma, sifón, etc.) e información sobre fabricante y modelo que

cumple con la especificación.

Estos documentos proveen información útil para los procedimientos de procura

de instrumentos, ya que con un instrumento debidamente especificado, el proveedor

reconoce fácilmente las necesidades del cliente y puede realizar su oferta.

Adicionalmente, sirven posteriormente como un registro de los instrumentos

instalados, siendo de utilidad para las labores de mantenimiento de la planta.

3.3.4. Diagramas de lazos de control

En estos diagramas se muestra toda la información necesaria para que se

pueda interpretar cada uno de los lazos de control que intervienen en el sistema;

tanto desde el punto de vista de instalación como de funcionamiento, sin la necesidad

de consultar otro documento. En los diagramas se representa la información

correspondiente al recorrido de la señal y el conexionado requerido por todos los

instrumentos que forman un lazo.

Criterios generales:

a) Cada uno de los lazos de control representado en un P&ID tiene un diagrama

de lazos propio. En el caso de que la complejidad de un lazo de control no

permita una clara representación en un solo diagrama, se podrá dividir el

mismo por funciones; sin embargo, el número de identificación de cada una de

las hojas utilizadas será el mismo, diferenciándolas con un sufijo por las letras

A, B, C, etc.

b) En el diagrama de lazo se representan todos los instrumentos que intervengan

en el lazo de control con sus características más significativas y sus regletas

de conexiones tal como aparecen en el catalogo del fabricante.

c) El diagrama del lazo de control se divide en zonas, comúnmente

correspondientes a Campo, Sala de Control y Sistema Remoto de


Supervisión, etc. Cada uno de los instrumentos aparece representado en la

zona de ubicación que le corresponda.

d) En el diagrama de lazo de control debe aparecer toda la información que

permita la interpretación de su instalación desde el punto de vista de su

conexión eléctrica y neumática. Para ello deberán indicarse todos los equipos

y accesorios que interviene en el mismo, tales como fusibles, breakers,

fuentes de alimentación, terminales, cables, colectores, puesta a tierra, etc.

e) Cada instrumento representado en el diagrama de lazo de control tendrá

indicadas las características relevantes para la interpretación funcional del

mismo, tales como: puntos de ajustes, rangos, alimentaciones, etc.

i. Transmisores electrónicos: tag, marca, rango, ajuste

ii. Switches: tag, marca, rango, set y acción

iii. Controladores: tag, ,marca, acción, rango, ajuste entrada

iv. Válvulas de control: tag, marca, diámetro, fallo aire, alimentación

f) En el diagrama se encuentra una representación de todos los elementos de

conexión entre instrumentos de campo y sala de control que pertenecen al

lazo, debidamente identificados.

g) También se encuentra una representación de todas las cajas de conexión,

que contengan conexiones correspondientes al lazo representado, con la

identificación de la caja y de las regletas.

h) Se incluye también la representación de todas las regletas de entrada y salida

que intervienen en el lazo,

i) Representación de todos los seccionadores, switches y breakers de

alimentación que intervengan en el lazo con sus regletas de conexiones

correspondientes.

j) Relés, alarmas y circuitos de enclavamiento del lazo en el panel de control. En

caso de circuitos complejos se hará referencia al diagrama correspondiente.

k) Se debe incluir la identificación de los multicables, indicando el tipo (cantidad

de conductores y calibre), manteniendo el código de colores e indicando la

polaridad (si aplica).


l) Generalmente se incluye un pequeño diagrama P&I que represente el lazo de

control correspondiente, incluyendo en éste todos los instrumentos del lazo y

aquellos que aunque pertenezcan a otro lazo de control tienen alguna relación

con su funcionamiento. [7]

3.3.5. Lista de cables

Este documento se elabora con la finalidad de dar información detallada al

contratista o constructor de cada uno de los cables que se tenderán en el área donde

se ejecutará la obra.

Para la elaboración del documento se debe tener a mano la información de

otros documentos, tales como:

Especificaciones Generales de Cables de Instrumentación

Plano de Canalizaciones Eléctricas

Diagramas de Conexionado(en Sala de Control, en Paneles Locales, en

Cajas de Conexión)

En cuanto a la información contenida en la lista de cables, ésta debe ser como

mínimo:

Identificación de cada uno de los cables

Longitud

Tipo (cantidad de pares o conductores y calibre)

Identificación del carrete o bobina que contiene los cables

Origen/Destino (identificación del equipo, instrumento, caja de conexiones

o panel donde comienza o llega el tendido del cable)

Tipo de señal que manejará. (Analógica 4-20mA, Discreta 24VDC, Discreta

110VAC, etc.).

Notas (por ejemplo, si el cable o multicable es armado, apantallado, etc.)

Es importante destacar que normalmente se define un porcentaje de reserva en

las regletas de las cajas de conexión y en los paneles, los cuales también deben ser

cableados. Estos cables de reserva no se encuentran en la lista de cables; sin

embargo, el porcentaje debe ser tomado en cuenta a la hora de realizar la

requisición. [8]


3.3.6. Plano de ubicación y canalización neumática de instrumentos

En este documento se indica la localización de los instrumentos neumáticos de

una determinada área de la planta y/o equipo de proceso, mostrando su identificación

(tag) junto con su elevación (en metros sobre el nivel del mar o en metros relativos a

la superficie de la planta), además de la ruta y elevación de las señales neumáticas, y

subcabezales de suministro de aire a instrumentos.

Estos planos toman como base los planos de implantación de equipos (Plot

plan) y utilizan como referencia el índice de instrumentos, del cual se obtiene un

listado de los instrumentos neumáticos ubicados en campo; y los planos de ruta de

tuberías de proceso y los isométricos, elaborados por la disciplina de tuberías, donde

se indican las tomas de los instrumentos; así como los P&ID, para ubicar en el plano

todos los instrumentos neumáticos correspondientes al área del plano de

implantación de equipos respectivo. [9]

Una vez trazada la ruta de las señales neumáticas se debe actualizar la lista de

materiales.

3.3.7. Plano de ubicación y canalización eléctrica de instrumentos

En este documento se indica la localización de los instrumentos eléctricos de

una determinada área de planta y/o equipo de proceso, mostrando su identificación

(tag) y su elevación respectiva, además de la ruta y elevación de las señales

eléctricas y alimentación eléctrica a instrumentos, a través de conduits y/o bandejas a

la vista y/o enterradas, desde el instrumento hasta la caja de conexión o panel local, y

desde la caja o panel local hasta los gabinetes del sistema de control en sala de

control, así como también los materiales necesarios para llevar a cabo su instalación.

Estos planos, al igual que los planos de ubicación y canalización neumática,

toman como base los planos de implantación de equipos (Plot plan), tomando un

listado de instrumentos eléctricos del índice de instrumentos y usando como

referencia los planos de ruta de tuberías de proceso y los isométricos, generados por

la disciplina de Tuberías, donde se indican las tomas de los instrumentos; junto con

los P&ID, para ubicar en el plano todos los instrumentos eléctricos correspondientes

al área del plano de implantación de equipos respectivo. [9]


Una vez trazada la ruta de las señales eléctricas se debe actualizar la lista de

materiales.

3.3.8. Detalles de instalación

Los detalles de instalación están clasificados en cuatro tipos, los cuales indican

la forma de montaje y los materiales necesarios para la instalación de instrumentos.

Un detalle de instalación normalmente es aplicable a más de un instrumento, por lo

que se suele añadir una lista de tags, indicando todos los instrumentos a los cuales

aplica el detalle.

3.3.8.1. Detalles de Instalación a Proceso

Indican la forma en que se debe realizar la conexión del instrumento a la

toma del proceso. Los detalles de instalación a proceso agrupan los instrumentos

según la variable que miden, y luego dependiendo de su función.

Los siguientes detalles de instalación se pueden encontrar por separado:

Temperatura: Termómetros bimetálicos (TI), termopares y RTD (TE). Estos

detalles deben estar separados, dependiendo del termopozo. Por ejemplo: con

termopozo roscado, con termopozo bridado, con termopozo soldable, etc.

Flujo: transmisores (FT), indicadores (FI), registradores (FR), controladores

(FC) e interruptores (FS). Los instrumentos para indicación o medición de flujo

que son directamente elementos de línea (placa orificio, rotámetro, tubo Venturi,

entre otros) no requieren de un detalle de instalación. Estos detalles deben estar

separados de acuerdo al tipo de servicio (líquido, gas, vapor o corrosivo).

Nivel: Interruptores (LS) (tipo flotador lateral, tipo flotador tope, tipo

desplazador interno, tipo desplazador externo), indicadores (LI) (para montaje al

techo de tanques y para montaje al pie de tanques), visores (LG) (transparentes,

reflectores), transmisores (LT), controladores (LC), etc.

Presión: manómetros (PI), indicadores de presión diferencial (PDI),

transmisores (PT), transmisores de presión diferencial (PDT), controladores


(PC), registradores (PR), interruptores (PS). Se generan por separado

dependiendo del tipo de servicio (líquido, gas, vapor o corrosivo).

Analizadores: analizador de oxígeno, de azufre, cromatógrafo de gases,

etc.

Otras variables: medidor de peso, medidor de velocidad, etc.

3.3.8.2. Detalles de Instalación Eléctrico


canalización eléctrica. Los detalles de instalación eléctrico se agrupan por tipo de

instrumento (transmisores, convertidores, interruptores, válvulas solenoides,

elementos de temperatura, etc.), y luego por clasificación de área (no clasificada,

clase 1 división 2, clase 1 división 2).

3.3.8.3. Detalle de Instalación Neumático


canalización neumática y el suministro de aire. Los detalles de instalación

neumático se agrupan por servicio corrosivo y servicio no corrosivo, y luego por

tipo: válvulas con solenoide, válvulas con posicionador, válvulas con convertidor,

transmisores neumáticos, controladores neumáticos, etc.

3.3.8.4. Detalle de Instalación de Soporte

Indican cómo se deben fabricar y ensamblar los diferentes tipos de

soportes para instrumentos, cajas, conduits y bandejas. En un detalle de

instalación de soporte se pueden mostrar diferentes alternativas, como: soporte

sencillo, soporte doble, soporte para tuberías horizontales, y soporte para

tuberías verticales. [10]

3.3.9. Lista de conexiones

Este documento contiene información detallada sobre cómo se interconectan

los distintos elementos de un sistema de control, mostrando la distribución de los

conductores que forman los cables y multicables en los bornes de los instrumentos,


cajas de conexionado, paneles, regletas de gabinetes y/o terminales de un PLC,

DCS, etc.

La lista de conexiones debe contener la siguiente información: [11]

Instrumentos y dispositivos de conexión

o Tag o identificación del instrumento

o Identificación de las regletas de conexión

o Identificación de los bornes o terminales

Cables y/o multicables:

o Tag o identificación

o Especificación, calibre de los conductores, cantidad de conductores

o Identificación de cada uno de los pares y cada uno de los

conductores que los conforman

Cajas de conexionado o paneles

o Tag de la caja de conexionado o panel

o Identificación de cada una de las regletas contenidas en la caja o

panel

o Información de los bornes (o terminales), ocupados y/o de reserva.

Sistema de Control Final

o Tag del gabinete

o Identificación de los módulos de I/O

o Identificación del borne

La lista de conexiones suele ir acompañada de un diagrama de conexiones, en

los cuales se muestra gráficamente los cables conectados a cada uno de los bornes

de cada una de las regletas de conexión o tarjetas de I/O.

3.4. Instrumentación

3.4.1. Características de los instrumentos:

Rango: conjunto de valores dentro de los límites superior e inferior de medida, en los

cuales el instrumento es capaz de trabajar en forma confiable

Alcance: diferencia entre el valor superior e inferior del campo de medida.


Error: diferencia que existe entre el valor que el instrumento indique que tenga la

variable de proceso y el valor que realmente tiene la variable en ese momento. Se

expresa normalmente en % del rango o del alcance.

Precisión: tolerancia mínima de medida que permitirá indicar, registrar o controlar el

instrumento. En otras palabras, es la mínima división de escala de un instrumento

indicador. Generalmente se expresa en % del alcance.

Zona muerta: es el máximo campo de variación de la variable en el proceso real,

para el cual el instrumento no registra ninguna variación en su indicación, registro o

control. Representa la inercia ante los cambios de proceso del instrumento.

Sensibilidad: relación entre la variación de la lectura del instrumento y el cambio en

el proceso que causa este efecto. Representa las pérdidas o ineficiencias del

instrumento.

Repetibilidad: capacidad de un instrumento de repetir el valor de una medición, en

las mismas condiciones de servicio y en el mismo sentido de variación. Da una idea

de la confiabilidad del equipo en forma estática. Generalmente se expresa en

términos de % del alcance.

Histéresis: Es la diferencia máxima que se observa en los valores de una misma

medición, para un punto cualquiera dentro del rango del instrumento, cuando la

variable recorre toda la escala en los dos sentidos. Representa la conducta dinámica

del equipo. Generalmente se expresa en términos de % del alcance.

Campo de medida con supresión de cero: es aquél rango de un instrumento cuyo

valor mínimo se encuentra por encima del cero real de la variable

Campo de medida con elevación de cero: es aquel rango de un instrumento cuyo

valor mínimo se encuentra por debajo del cero de la variable.

3.4.2. Clasificación de instrumentos

1. Por su función

1.1. Instrumentos indicadores: aquellos que, como su nombre bien dice,

indican directamente el valor de la variable de un proceso.


1.2. Instrumentos ciegos: aquellos que cumplen una función reguladora en el

proceso, pero no muestran nada directamente. Los presostatos y

termostatos son ejemplos de instrumentos ciegos.

1.3. Instrumentos registradores: aquellos que se utilizan cuando es necesario

tener un registro histórico de la variable que se estudia en un determinado

proceso.

1.4. Elementos primarios: aquellos que entran en contacto directo con la

variable de proceso que se desea medir, con el fin de recibir algún efecto

de éste, y por este medio evaluar la variable en cuestión.

1.5. Transmisores: reciben la variable de proceso a través del elemento

primario y la transmiten a algún lugar remoto. La señal transmitida por lo

general es una señal electrónica de 4 a 20 mA de c.c. El elemento

primario puede formar parte del transmisor.

1.6. Convertidores: En ciertos casos, la señal de un transmisor puede no ser

compatible con lo esperado por el receptor de esa señal; en ese caso se

utilizará un elemento Convertidor para lograr la antes mencionada

compatibilidad de señal. Por ejemplo, un convertidor I/P convierte una

señal eléctrica en una señal neumática.

1.7. Transductores: su señal de entrada es función de una o más cantidades

físicas, y se encargan de convertirla en una señal de salida. Su señal de

entrada no es una señal de instrumentos.

1.8. Receptores: Son los instrumentos que generalmente son instalados en el

panel de control, como interfaz entre el proceso y el hombre. Estos reciben

la señal de los transmisores o de un convertidor.

1.9. Controladores: son los encargados de ejercer la función de comparar lo

que está sucediendo en el proceso, con lo que realmente se desea que

suceda en él, para posteriormente, en base a la desviación, producir los

cambios requeridos mediante el elemento final de control que logren la

corrección de dicha desviación.

1.10. Elemento final de control: será el elemento que reciba la señal del

controlador y el cual, estando en contacto directo con el proceso (en

línea), ejerza un cambio en éste, de tal forma que cambien los parámetros

hacia el valor deseado. [1]


2. De acuerdo a la variable de proceso que miden

2.1. Variables directas: presión, velocidad, nivel

2.2. Variables indirectas: temperatura, pH, eficiencia de un equipo, nivel por

presión diferencial.

3. De acuerdo a la energía de operación

3.1. Neumáticos

3.2. Electrónicos

3.3. Mecánicos

Los instrumentos en un lazo de control normalmente se clasifican por el tipo de

señal medida, independientemente del número y tipo de instrumentos existentes entre el

elemento primario y el elemento final de control. Por ejemplo, se puede tener un medidor

electrónico de nivel, con salida 4-20mA, un controlador con salida 4-20 mA, un

convertidor I/P con salida 3-15 psi y una válvula neumática de control; y todos estos

instrumentos se consideran de nivel, y son identificados como tal.

3.5. Clasificación de Áreas

Un área clasificada o peligrosa es aquella que contiene, o eventualmente puede

contener, suficientes cantidades de gases inflamables, fibras o polvos combustibles

capaces de explotar o hacer ignición. [12]

Generalmente se habla de un “triángulo de explosión” (Figura 3-1) para referirse a

los tres agentes que deben estar presentes para que se produzca una explosión: Energía

(fuente de ignición), material explosivo o combustible y un agente oxidante. Para evitar

una ignición se siguen métodos de protección, ya sea por contención, segregación o por

prevención. Todos los métodos de protección están dirigidos a eliminar uno o más

componentes del triángulo de explosión. En base a este triángulo surgen algunos

conceptos que se deben tener claros:

Energía Mínima de Ignición (EMI): es la mínima energía necesaria para que

ocurra la ignición de una mezcla gas-aire en la más favorable concentración

para una determinada sustancia o mezcla de producto inflamable. Cualquier

valor de energía por debajo de éste, es incapaz de producir una ignición.


Límite Explosivo Inferior (LEI): es el límite de concentración de combustible

por debajo del cual la mezcla no puede producir ignición debido a la pérdida

del elemento combustible.

Límite Explosivo Superior (LES): límite de concentración por encima del cual

la mezcla no puede producir ignición debido a la pérdida del elemento

oxidante.

Temperatura de Ignición: es la temperatura a la cual la mezcla

peligrosamente puede ocasionar la ignición sin necesidad de energía

eléctrica.

Punto de inflamación por temperatura (Flash Point): es la temperatura más

baja a la cual el líquido crea suficiente vapor como para producir la ignición

en presencia de una fuente de energía. Por lo tanto, si el punto de

inflamación de una determinada mezcla está muy por encima de la máxima

temperatura que se puede alcanzar en el ambiente, no se formaría una

atmósfera explosiva.

La tarea de clasificar las áreas de una planta corresponde a la disciplina de

Electricidad, quienes establecen dónde existen atmósferas peligrosas, en qué condición y

por cuánto tiempo, en base a los datos suministrados por la disciplina de Procesos. Sin

embargo, un ingeniero de instrumentación debe estar en conocimiento de la clasificación,

Figura 3-1: Triángulo de Explosión


para poder seleccionar e instalar correctamente los instrumentos y sistemas electrónicos

de medición y control.

Existen dos normas de clasificación de áreas: la norma norteamericana y la norma

europea. Ambas normas son consideradas en el estándar ISA S12.1. [13]

3.5.1. Norma norteamericana

En Estados Unidos, los principios de clasificación de áreas se encuentran entre

los artículos 500 y 505 del estándar ANSI/NFPA 70, también conocido como National

Electric Code (Código Eléctrico Nacional). De acuerdo a esta norma, las áreas

peligrosas pueden ser de 3 clases:

Clase I: si el material inflamable es un gas o vapor inflamable

Clase II: si el material es un polvo

Clase III: si se hallan presentes fibras inflamables o combustibles.

Adicionalmente, cada clase tiene 2 divisiones.

Clase 1, División 1: corresponde a áreas con concentraciones peligrosas

del agente combustible durante operaciones normales, tanto sea en forma

continua o intermitente; donde concentraciones peligrosas puedan existir

frecuentemente por operaciones de mantenimiento o fugas; o cuando una

rotura o el mal funcionamiento de algún equipo o proceso pueda liberar

concentraciones peligrosas de gases o vapores, y pueda ocurrir

simultáneamente una avería en el equipo eléctrico que cause una fuente de

ignición.

Clase I, División 2: corresponde a áreas donde los agentes combustibles

están normalmente confinados en recipientes cerrados, desde los cuales

sólo podrían escaparse en caso de una ruptura accidental de dichos

recipientes, o en condiciones anormales de operación. También corresponde

a áreas donde las concentraciones inflamables se evitan normalmente por la

operación de un ventilador, pero que pudieran convertirse en peligrosos por

falla de dichos ventiladores; y aquellas áreas adyacentes a zonas Clase I,

División 1, a las que puedan llegar ocasionalmente concentraciones

peligrosas.


Clase II, División 1: áreas donde el polvo combustible se encuentra

suspendido en el aire en cantidades suficientes para producir una mezcla

explosiva, ya sea de manera continua, intermitente o periódica, en

condiciones normales de operación; donde el mal funcionamiento de algún

equipo o proceso pueda liberar concentraciones peligrosas de polvo, y

simultáneamente pueda ocurrir una falla en el equipo eléctrico que actúe

como fuente de ignición.

Clase II, Division 2: áreas donde concentraciones peligrosas de polvo

suspendido es improbable, pero donde la acumulación de polvo pueda

interferir con la disipación de calor de equipos eléctricos; o donde la

acumulación de polvo cerca de equipos eléctricos pueda encenderse por

arcos o chispas provenientes de dichos equipos.

Clase III, División 1: áreas donde se manipulen, fabriquen o usen fibras que

puedan hacer ignición fácilmente.

Clase III, División: aquellas áreas donde se almacenen fibras que puedan

hacer ignición fácilmente.

Finalmente, las normas norteamericanas también reconocen 7 grupos, de

acuerdo a la capacidad de ignición de los materiales. Los grupos A,B,C y D aplican

para las áreas Clase I; mientras que los grupos E, F y G se utilizan para áreas Clase

II. Las áreas clase III no están separadas en grupos. En la Tabla 3-1 se pueden

observar los materiales más conocidos pertenecientes a cada grupo.

3.5.2. Norma europea

Esta norma pertenece a la International Electrotechnical Commission (IEC), y

divide las áreas en 3 zonas: Zona 0, Zona 1 y Zona 2.

Zona 0 corresponde a áreas donde existe una mezcla explosiva, ya sea

de manera continua o por largos períodos de tiempo (más del 10% del

tiempo).

Zona 1 corresponde a áreas donde es posible que ocurra una

concentración peligrosa durante operaciones normales.


Zona 2 corresponde a áreas donde no es probable que ocurra una

concentración peligrosa de la mezcla gas-aire, o sólo puede existir por

períodos de tiempo muy cortos.

La norma de la IEC también define 4 grupos:

Grupo I: aplica a instalaciones bajo tierra, donde existe la presencia de

metano.

Grupo IIA: aplica para instalaciones donde pueden existir gases o

vapores con propiedades inflamables similares a las del propano.

Grupo IIB: aplica para instalaciones donde pueden existir gases o

vapores con propiedades inflamables similares a las del etileno.

Group IIC: corresponde a instalaciones donde pueden existir gases o

vapores con propiedades inflamables similares al hidrógeno y al

acetileno.

En la figura se muestra la equivalencia que suele hacerse entre la clasificación

por divisiones y la clasificación por zonas. Nótese que un equipo certificado para

División 1 no siempre puede utilizarse para un área clasificada como Zona 0,

mientras que lo contrario sí es cierto.

Tabla 3-1: Tabla de asignación de grupos según la norma norteamericana [14]


Adicionalmente, en las tabla se puede observar la equivalencia que suele

hacerse entre los grupos de ambas normas, y en la tabla se presenta una

comparación de las clasificaciones por temperatura

3.5.3. Métodos de Protección

Para poder utilizar equipos dentro de áreas clasificadas, es necesario utilizar

algún método de protección. Existen varios principios de protección (contención,

segregación y prevención), y varias técnicas de implementación, pero no todos son

aplicables a cualquier división o zona. A continuación se presentan las principales

técnicas de protección: [15]

A prueba de explosión (Explosion-proof o Flame-proof):

o Método de contención

o Identificado por la letra “d”.

o Válido hasta Zona 1.

o Se utiliza un encapsulado que es capaz de soportar la presión de

la explosión interna y de “enfriar” la llama antes de que llegue al

exterior.

IEC NEC

Grupo I

Grupo IIA Grupo D

Grupo IIB Grupo C

Grupo IIC Grupos A y B

Tabla 3-2: IEC Vs. NEC: Grupos

Figura 3-2: IEC Vs. NEC: Divisiones y Zonas


o Ventajas: ampliamente aceptado y aplicable a equipos de alta

potencia.

o Desventajas: alto costo, errores comunes en la instalación y

mantenimiento son muy peligrosos.

Purga/Presurización

o Método de segregación

o Identificado por la letra “p”.


o Se utiliza un gas limpio/inerte a presión positiva, que permite a

los componentes internos operar dentro de un área segura,

rechazando la entrada de gases o vapores explosivos.

o Ventajas: única solución para equipos grandes

o Desventajas: instalación compleja y no permite mantenimiento en

caliente (en vivo)

Temperaturas Clasificación

(°C) IEC NEC

85 T6 T6

100 T5 T5

120 T4

T4A

135 T4

160

T3

T3C

165 T3B

180 T3A

200 T3

215

T2

T2D

230 T2C

260 T2B

280 T2A

300 T2

450 T1 T1

Tabla 3-3: IEC Vs. NEC: Clasificación de Temperaturas


Seguridad Incrementada o Expandida.

o Método de prevención

o Identificado por la letra “e”.


o Se fundamenta en someter los equipos a pruebas en condiciones

extremas de operación, a fin de evitar la posibilidad de que se

produzcan temperaturas excesivas o se generen arcos o chispas,

tanto en las partes internas como en las externas, de manera tal

que nunca puedan ocurrir en condiciones normales de operación.

o Ventajas: aplicable a equipos de alto consumo.

o Desventajas: normalmente requiere otro método de protección

para completar la seguridad.

Protección Simplificada (non-incendive o non-sparking)

o Método de prevención.

o Se identifica con la letra “n”.

o Válido para Zona 2.

o Se limita la energía del circuito eléctrico, considerando

condiciones normales de operación, en base a la correcta

ingeniería del producto.

o Ventajas: bajo costo.

o Desventajas: se basa en probabilidades y no acepta

mantenimiento en caliente.

Encapsulado:

o Método de segregación.

o Identificado por la letra “m”.


o Las partes capaces de producir ignición son recubiertas de un

material que excluye al medio explosivo.

o Ventajas: fácil de implantar en piezas pequeñas.

o Desventajas: No soporta altas temperaturas ni equipos con

partes móviles. Además, requiere métodos de protección

complementarios.


Inmersión en aceite:



o Los circuitos eléctricos están inmersos en aceite, eliminando la

posibilidad de que se produzca la ignición del medio explosivo.

o Ventajas: aplicable a equipos de alta potencia. Normalmente

utilizado en transformadores.

o Desventajas: requiere métodos de protección complementarios.

Inmersión en polvo:



o Los circuitos eléctricos están inmersos en polvo de vidrio o

cuarzo, evitando que se produzca la ignición del medio explosivo.

o Ventajas: generalmente utilizado en transformadores,

condensadores y otros componentes electrónicos.

o Desventajas: requiere métodos de protección complementarios y

no puede ser utilizado en equipos con partes móviles.

Seguridad intrínseca

o Método de prevención.


o Un circuito intrínsecamente seguro es aquél que es incapaz de

generar la energía suficiente para causar la ignición de una

mezcla explosiva o de un material combustible.

o Ventajas: no requiere cables especiales, seguro para el personal,

mantenimiento en caliente, único método aplicable en todas las

zonas, menor costo de adquisición e instalación que “explosión-

proof”, aceptado internacionalmente, las estadísticas demuestran

que ofrece una probabilidad de causar explosiones inferior a

10-18.

o Desventajas: no es aplicable a equipos de alta potencia y

requiere más trabajo de ingeniería y documentación.


3.5.3.1. Seguridad Intrínseca

Seguridad Intrínseca o Intrinsic Safety es un método basado en la

prevención, que permite la operación segura de la instrumentación de control de

procesos en áreas peligrosas. Un circuito se eléctrico se define como

intrínsecamente seguro cuando ninguna chispa ni efecto térmico, producidos

durante el funcionamiento normal o en condiciones específicas de fallo, es capaz

de provocar la ignición de una determinada atmósfera explosiva. Los sistemas de

seguridad intrínseca mantienen la cantidad de energía eléctrica en un nivel

suficientemente bajo como para que pueda ocurrir una ignición. Es decir, elimina

la energía del triangulo de explosión: energía, combustible y oxígeno.

Existen dos categorías de seguridad intrínseca: los aparatos de categoría

“ia” garantizan la seguridad ante dos fallos, mientras que los aparatos “ib” con un

fallo solamente. La categoría “ia” es la única admitida en Zona 0.

Ningún dispositivo es intrínsecamente seguro por sí solo, como algunos

suelen pensar, sino que son intrínsecamente seguros solamente cuando se

utilizan en un sistema configurado apropiadamente. Un circuito intrínsecamente

seguro consta de: el equipo intrínsecamente seguro, un dispositivo asociado y un

cable de interconexión. El dispositivo asociado sirve para conectar un aparato

eléctrico situado en zona peligrosa con otro equipo instalado en zona segura.

Además, dicho dispositivo es el componente encargado de limitar la energía del

sistema por debajo de la Energía Mínima de Ignición. En la Figura 3-3 se puede

ver un esquema simplificado de un sistema de seguridad intrínseca.

Figura 3-3: Esquema simplificado de un Sistema de Seguridad Intrínseca


El dispositivo asociado recibe comúnmente el nombre de “barrera”. Existen

dos tipos de barreras:[16]

Barreras de Diodo Zener, o Barreras Pasivas: Fueron las primeras

en darse a conocer en la industria y, por lo tanto, son las más

conocidas actualmente. Son bastante sencillas desde el punto de vista

de su circuito, como se puede ver en la Figura 3-4. Funcionan de la

siguiente manera: en caso de la presencia de una tensión peligrosa

proveniente del área segura, los diodos zener desvían la corriente

hacia tierra hasta el momento en el cual el fusible se interrumpe,

manteniendo en la zona peligrosa un voltaje “seguro”, equivalente al

voltaje de zener a circuito abierto. A su vez, la corriente máxima de

corto circuito se limita por la resistencia Rlim.

o Ventajas:

Facilidad de uso.

Posibilidad de transformar un aparato sencillo en un sistema de

seguridad intrínseca.

Bajo costo y tamaño compacto.

o Desventajas:

Requieren de una conexión a tierra de alta integridad.

Si las entradas y salidas no están aisladas correctamente,

pueden presentarse problemas de lazos de corriente.

Figura 3-4: Esquema de una Barrera de Diodo Zener [16]


La resistencia limitadora de corriente reduce el voltaje

disponible para los transmisores, e introduce errores en el caso

de conexión a un sensor de temperatura resistivo (RTD).

Los diodos zener pueden generar errores de medición debido a

la corriente de dispersión a tierra.

Pueden dañarse fácilmente en el caso de fallos o mala

conexión.

Barreras con aislamiento galvánico o Barreras Activas: estas

barreras son activas porque contienen una etapa de acondicionamiento

de la señal que reciben; por lo que requieren de una alimentación

separada. El esquema del circuito de una barrera con aislamiento

galvánico se puede ver en la Figura 3-5. La diferencia básica de este

circuito está en los componentes de seguridad que se utilizan para

obtener el aislamiento. Puesto que todo el circuito es flotante con

respecto a tierra, no existe la posibilidad de que la corriente de fallo

debida al voltaje de entrada recorra el circuito de limitación de energía,

y por lo tanto no es necesaria la puesta a tierra de éste.

Figura 3-5: Esquema de una Barrera con Aislamiento Galvánico [16]


o Ventajas:

No requiere aterramiento.

Reducción de ruido.

Independencia de la carga.

Mayor voltaje de salida.

Mejor precisión en las medidas.

Evita problemas de corrientes de retorno.

o Desventajas:

Mayor costo inicial

Algunas veces requiere energización separada.

3.6. Sistemas de Control

3.6.1. Introducción

En todos los procesos industriales, ya sean de supervisión manual o

automática, siempre es necesario mantener un control de todas las variables

involucradas. Para ello, es necesario comparar el valor medido en el proceso contra

el resultado deseado, tomando acciones correctivas si estos fueran diferentes. Este

procedimiento se conoce con el nombre de Control de Procesos.

Un lazo de control está formado básicamente por: un elemento de medición o

sensor, que informa sobre el valor de la variable del proceso que se desea controlar;

un controlador, que determina si el proceso está dentro de los parámetros deseados

en base a la información suministrada por el elemento de medición, y de no serlo

envía una señal correctiva; y un elemento final de control, que recibe la señal del

controlador y actúa sobre el proceso, haciendo que éste tienda al valor deseado de la

variable.

En cada lazo de control se tienen 4 conceptos fundamentales:

Variable controlada: aquella cuyo valor se quiere cambiar para que

tienda al valor deseado.

Variable manipulada: aquella sobre la cual actúa el elemento final de

control.


Punto de ajuste (set-point): el valor deseado para la variable controlada.

Este valor reside en el controlador.

Perturbaciones: son los agentes externos al proceso que pueden actuar

sobre éste, modificando el equilibrio del sistema.

Si no hubieran perturbaciones en el proceso, las condiciones de operación al

momento del diseño prevalecerían, y no existiría la necesidad de monitorear

continuamente el proceso. Sin embargo, esta no es la realidad, y se requiere de un

sistema de control automático para ajustar la variable manipulada para así mantener

la variable controlada en el punto de ajusto, a pesar de las perturbaciones.

Por otra parte, los lazos pueden ser de dos tipos:

Lazo de Control cerrado: cuando la señal del proceso tiene un efecto

directo sobre la acción de control.

Lazo de Control abierto: cuando la señal del proceso no tiene ningún

efecto sobre la acción de control. Generalmente este tipo de lazos son

manipulados en base a una función de tiempos.

Un sistema de control es un conjunto de equipos (hardware) y programas

(software), dedicados a facilitar las labores de control, monitoreo y supervisión de las

variables de proceso de la planta. Los objetivos de un sistema de control son:

Garantizar la calidad de los productos

Maximizar la producción

Mantener la seguridad de la planta

Reducción en los costos de operación

En la figura se muestra una visión simplificada de un sistema de control. Aquí se

puede ver que el sistema de control es capaz de traducir los comandos de un

operador en las acciones de control requeridas, y de mostrar al operador el estado de

toda la planta. En la mayoría de los casos el operador se considera parte del sistema

de control.


3.6.2. Lazo Simple

Un Controlador de lazo simple es un dispositivo dedicado a generar una sola

salida de control. Estos controladores típicamente incorporan una interfaz para el

operador, mostrando la variable del proceso, el punto de ajuste y la salida. Los

controladores podrían estar montados en paneles de sala de control, en regletas

dentro de un gabinete, en el campo cerca del punto de medición, o directamente

sobre el elemento final de control.

En general, su uso en grandes industrias ha sido descartado hace varios años,

pero podría encontrarse todavía en pequeños procesos o con algoritmos de control

especiales como lógica difusa. Este tipo de controladores tiene a su favor el bajo

costo por su simplicidad, así como una alta confiabilidad, debido a que la pérdida de

un equipo afecta a un solo lazo. Sin embargo, tiene capacidades de control e

integración extremadamente limitadas.

3.6.3. Controlador Lógico Programable (PLC)

Básicamente, un PLC típico consiste de una unidad de programación, una

unidad de procesamiento, una unidad de E/S, una unidad de memoria y una fuente

de alimentación. Un controlador lógico programable no es más que un dispositivo

basado en un microprocesador programado para realizar una secuencia de

instrucciones en respuesta a una entrada.

La unidad de programación es un dispositivo que permite el desarrollo del

programa y el mantenimiento del mismo. Las instrucciones que debe ejecutar el PLC

son cargadas en la memoria con este dispositivo. Esta unidad de programación

puede ser una laptop o un PDA. El lenguaje de programación de PLC’s más utilizado

es el diagrama de escalera, pero además de éste existen otros lenguajes aceptados


por la normativa IEC 61131-3: gráficos secuenciales de funciones (SFC), diagramas

de bloques funcionales, texto estructurado y lista de instrucciones.

Existen dos categorías de controladores programables: fijos y modulares. Los

controladores programables fijos vienen como una sola unidad, con el procesador, la

fuente de alimentación y un número predeterminado de entradas y salidas discretas y

analógicas. Además, puede tener componentes separados capaces de ser

interconectados para futura expansión. Son más económicos y fáciles de instalar. Por

otra parte, los controladores modulares son mucho más flexibles, ofreciendo más

opciones para aumentar la capacidad de E/S, aumentar la capacidad de memoria,

utilizar módulos distintos para cada tipo de comunicación, etc. Los controladores

modulares generalmente están basados en el uso de regletas, las cuales están

conectadas a la unidad de procesamiento. En las regletas se instalan los distintos

módulos, de acuerdo a las necesidades de la aplicación. Se pueden conseguir

módulos de E/S analógicas, módulos de E/S digitales, módulos para seguridad

intrínseca, módulos de comunicaciones, etc. En cada regleta se instala un módulo de

alimentación, y a través de la regleta ésta se transmite a cada uno de los módulos

instalados.

Los sistemas de control con PLC tienen varias características positivas, como:

su alta escalabilidad, debido a la flexibilidad de configuración; bajo costo por E/S,

facilidad de integración, alta velocidad de procesamiento y posibilidad de

redundancia. Sin embargo, estos sistemas no suelen ser demasiado eficientes en el

manejo de datos históricos, en comparación con los sistemas DCS. Esta función

normalmente se deja a un sistema SCADA.

3.6.4. SoftPLC o Emulador de PLC

Esta tecnología de control consiste en un software que emula el funcionamiento

de un PLC, corriendo en el hardware tradicional de un computador personal. Las

ventajas de esta tecnología están en: el uso de hardware estándar, bajo costo,

facilidad de conseguir componentes y repuestos, alta capacidad de procesamiento.

Sin embargo, un computador personal no ofrece la confiabilidad ofrecida por los PLC

convencionales. Además, en general, este tipo de sistemas no permite una

configuración redundante.


3.6.5. Sistema de Control Distribuido (DCS)

Un DCS es un sistema de control y adquisición de datos basado en

microprocesadores, uniendo múltiples módulos operando en una red de

comunicaciones. En este tipo de sistemas las funciones de control son distribuidas

geográficamente o por el tipo de funciones que realizan. Típicamente, un sistema

DCS ofrece funciones como: control PID, control discreto, control avanzado, manejo

de alarmas, información gráfica y esquemática, adquisición de datos, reportes de

datos históricos, comunicación con otros dispositivos y sistemas, entre otras.

Los sistemas DCS tienen gran capacidad de cálculo, por lo que permiten

realizar complejas estrategias de control. Por otra parte, los costos por E/S suelen ser

más elevados. Las principales ventajas de la distribución de funciones son:

Menor exposición a la falla de un componente o subsistema

Facilidad para ejercer labores de mantenimiento y actualizaciones del

sistema

Mejora en la modularidad para desarrollo de aplicaciones

Facilita la distribución geográfica, reduciendo los costos de instalación

por cableado, ofreciendo mayor supervisión local, a la vez que ofrece

acceso global a la información y a las capacidades de control desde una

sala de control.

3.6.6. Control Supervisorio y Adquisición de Datos (SCADA)

Un sistema SCADA consiste de unas unidades remotas (RTU – Remote

Terminal Units) que se encargan de colectar datos del campo, enviando la

información a una estación principal a través de un sistema de comunicaciones. La

estación principal muestra en pantalla los datos adquiridos y también permite al

operador ejecutar tareas de control de manera remota.

Hoy en día el límite entre los sistemas SCADA y los sistemas DCS es cada vez

menos notable. Los proveedores de sistemas SCADA alegan que su sistema es

capaz de realizar tareas de control distribuido y viceversa. En general, un sistema

DCS está enfocado en el control del proceso, distribuyendo geográficamente las

funciones de control, ofreciendo además la posibilidad de consultar datos históricos


gracias a sus funciones de adquisición de datos. Por otra parte, un sistema SCADA

está enfocado en la adquisición de datos, y en mostrar toda la información en la

consola de operación, aún y cuando también pueda ejercer funciones de control a

través de las unidades remotas. Es decir, se dice que un sistema DCS está enfocado

hacia el proceso, mientras que un sistema SCADA está enfocado hacia el operador y

la información.

Las unidades remotas en la planta suelen ser Controladores Lógicos

Programables ubicados en distintas áreas de la planta, conectados a la red de

comunicaciones del SCADA. A mayor escala, las unidades remotas también podrían

ser sistemas DCS.

Muchas veces se utiliza el nombre SCADA para hacer referencia únicamente al

software que realiza las funciones de interface con el operador, supervisión y

recolección de datos históricos, etc.

3.6.7. Sistemas instrumentados de seguridad (SIS)

Según el estándar ISA 84.00.01, se definen como aquellos sistemas usados

para implementar una o más funciones necesarias para prevenir que se produzca

una condición riesgosa y/o aplacar sus consecuencias [17]. Estos sistemas están en

capacidad de tomar ciertas acciones automáticas e independientes del operador en

los casos de que las desviaciones de cualquiera de las variables del proceso se

escapen del Sistema de Control Básico del Proceso (BPCS). Por lo tanto, un Sistema

Instrumentado de Seguridad debe ser implementado aparte del resto de los sistemas,

aún y cuando podría estar conectado a un sistema SCADA, siempre y cuando no

dependa de éste para su debido funcionamiento.

El SIS incluye todos los elementos, desde el sensor hasta el elemento final de

control, incluyendo módulos de entrada y salida, fuentes de poder y soluciones

lógicas. La interfaz para el SIS es considerada como parte del mismo, si ella posee

un impacto potencial en su función de seguridad.

Un SIS está compuesto por:

Entradas: señales provenientes de los sensores de campo.


Un logic solver, encargado de realizar todas las funciones lógicas del sistema;

por lo tanto, es el encargado de monitorear las entradas y tomar acciones correctivas

ante condiciones de falla en el proceso.

Salidas: señales destinadas a operar los elementos finales de control (válvulas

solenoides, arrancadores de motores, etc.) [18]

Las funciones que realiza un Sistema Instrumentado de Seguridad se les

conoce como SIF, por sus siglas en inglés (Safety Instrumented Function), y pueden

ser de dos tipos: funciones de control o funciones de protección. Cada función tiene

un nivel de integridad de la seguridad (SIL – Safety Integrity Level) [17]

Los Sistemas Instrumentados de Seguridad suelen ser implementados

utilizando Controladores Lógicos Programables especializados en el área de

seguridad. Este tipo de controladores básicamente difieren de los PLC’s

convencionales en el grado de redundancia que tienen integrada, tanto a nivel de

módulos de E/S como a nivel del CPU.

3.6.7.1. Sistemas de Parada de Emergencia

Estos sistemas son conocidos como ESD por sus siglas en inglés

(Emergency ShutDown System). Se utilizan para mantener la seguridad de la

planta cuando alguna variable del proceso alcanza valores fuera del rango de

operación normal. Cuando eso ocurre, el Sistema de Control Básico del Proceso,

como puede ser un PLC o un DCS, no puede seguir operando, por lo que el

Sistema de Parada de Emergencia ejerce las acciones necesarias para que

dichas variables vuelvan a valores seguros de operación, generalmente

deteniendo algunas secciones de la planta.

Para definir el Sistema de Parada de Emergencia, se deben definir los

distintos niveles de parada, y las distintas causas y efectos que éstos pueden

ocasionar. Dichas causas y efectos se recopilan en el documento conocido como

Diagrama Causa/Efecto, que sirve como base para el diseño. Dependiendo del

nivel de parada, se detienen determinadas secciones de la planta.


3.6.7.2. Sistema de Manejo de Quemadores

Más conocidos por sus siglas en inglés: BMS (Burner Management

System). Originalmente no eran considerados como Sistemas Instrumentados de

Seguridad, pero actualmente se consiguen en el mercado Sistemas

Instrumentados de Seguridad para el Manejo de Quemadores, o SI-BMS; y la

ISA ha comenzado a dar conferencias sobre el tema.

Según la norma NFPA 85, un quemador es un dispositivo o grupo de

dispositivos utilizados para introducir una mezcla de aire y combustible dentro de

una cámara de combustión, con la velocidad y concentración requerida para

mantener la ignición. Por su parte, un Sistema de Manejo de Quemadores, es un

sistema de control dedicado exclusivamente para lograr una combustión segura

y asistir al operador en la puesta en marcha y detención de la preparación de

combustible y equipos para quemar, así como para la prevención de fallas de

operación y daños en dichos equipos. Además, se encarga de manejar la purga

del horno(remover combustible gaseoso o suspendido y reemplazarlo con aire),

así como del monitoreo de llamas y de los sistemas de interrupción.

Al igual que los Sistemas de Parada de Emergencia, los Sistemas BMS

suelen ser implementados con PLC’s de seguridad, ya que la naturaleza de los

procesos que se están controlando requieren de la mayor confiabilidad posible

en el sistema de control.

3.7. Normas y Estándares

Andrew S. Tanenbaum enunció una frase interesante sobre los estándares: “Lo

bueno de los estándares es que hay muchos entre los que elegir” [20]. Por ejemplo,

cuando se habla de una red local de computadoras, la mayoría de las personas piensan

en la palabra Ethernet, y no en Token Ring. Ambos son estándares de redes LAN, el

IEEE 802.3 y el IEEE 802.5 pero es posible elegir entre una de las dos. Adicionalmente,

si se quiere ir más allá, se podrían diseñar protocolos de comunicaciones que se ajusten

mejor a la aplicación; saliendo de los estándares. Esto quiere decir que el hecho de que

exista un estándar no significa que éste deba aplicarse siempre, ya que existen muchos

estándares que se oponen entre sí; y por otra parte, no es necesario seguir un estándar

para que algo funcione correctamente.


Los estándares son un conjunto de reglas, que son dictadas a partir de la

experiencia, a partir de técnicas que han sido probadas satisfactoriamente. Existe un

gran número de asociaciones encargadas de establecer estándares en la industria, y

cada una puede tener sus propios criterios para aceptar o no algo como un estándar. Es

muy común encontrar un estándar norteamericano y un estándar europeo enfocados en

un mismo tema, pero que pueden ser opuestos el uno al otro en algunos aspectos.

Cuando se trabaja en proyectos de ingeniería, es importante cumplir con los

estándares internacionales, ya que con ellos es posible que tanto usuarios, proyectistas,

vendedores y fabricantes puedan mantener un lenguaje universal durante el desarrollo y

mantenimiento de un proyecto de ingeniería.

Por otra parte, existen normas internacionales de calidad que es importante

cumplirlas, ya que obtener una certificación de calidad aumenta el valor de la empresa y

de sus productos. Tal es el caso de la norma ISO 9001:2000, la cual establece los

requisitos para los sistemas de gestión de la calidad. En Venezuela, la asociación

Fondonorma se encarga de otorgar los certificados de calidad. Como se dijo

anteriormente, VEPICA se enorgullece de su certificación de calidad desde el año 1997.

En el área de instrumentación, una de las asociaciones de estándares más

importantes es la ISA – The Instrumentation, Systems, and Automation Society,

anteriormente conocida como la Instrument Society of America. Hoy en día, muchos

estándares originalmente escritos por ISA son aprobados por ANSI (American National

Standards Institute), por lo que estos estándares pueden encontrarse como ANSI/ISA.

También se suele hacer referencia a estándares de otras asociaciones como: NFPA

(National Fire Protection Association), IEEE (Institute of Electrical and Electronics

Engineering), IEC (International Electrotechnical Commission), API (American Petroleum

Institute), NEMA (National Electric Manufacturers Association), entre otras. Por otra parte,

tambén existen normas nacionales como las Normas Covenin y las normas de PDVSA

(Petróleos de Venezuela, S.A.).

Es importante mantener un seguimiento de los estándares a los que se hace

referencia, ya que muchas veces éstos pueden ser reemplazados por otros, y se estaría

haciendo referencia a estándares que han sido declarados obsoletos.


A continuación, se mencionan y resumen las normas y estándares más importantes

del área de instrumentación y que estuvieron más relacionadas con el trabajo de

pasantía:

3.7.1. ANSI/ISA S5.1

“Instrumentation Symbols and Identification”. Este estándar fue preparado en

1984, siendo para la fecha su última revisión en 1992, naciendo a partir de la

“práctica recomendada” (Recommended Practice) RP5.1, preparada en 1949. En

este estándar se encuentra la convención internacional que se utiliza para simbolizar

e identificar los instrumentos usados para medición y control. La identificación de los

instrumentos se utiliza en todos los documentos para poder diferenciar cada

instrumento. La simbología se utiliza normalmente en los Diagramas de Tuberías e

Instrumentos (DTI).

Cada instrumento es identificado por un código alfanumérico o tag de

identificación. En la Figura 3-6 se puede observar que un tag está compuesto

principalmente por dos partes: un conjunto de letras (normalmente no mayor de 4

letras, pero también se pueden encontrar de 5) que identifican la variable involucrada

y la función del instrumento; y un número, que identifica el lazo. Adicionalmente, se

puede tener un prefijo y un sufijo. El primero se suele utilizar para identificar la unidad

o área dentro de la planta en la cual el instrumento está ubicado; y el segundo se

utiliza cuando en un mismo lazo hay dos instrumentos con el mismo tag, para poder

diferenciarlos. En algunos casos, el número de la unidad de la planta puede

encontrarse incorporado al número de lazo, sin la implementación del prefijo.

En la Tabla 3-4 se muestran las letras de identificación utilizadas según el

estándar. La primera letra identifica la variable medida (es importante que no se

identifica un lazo por la variable sobre la que se actúa, sino sobre la variable medida).

Esta primera letra puede ir acompañada de un modificador, siendo el más común la

letra D. Por ejemplo, un lazo donde se mide presión diferencial, está identificado por

las letras PD. Luego siguen tres letras que identifican la acción pasiva del

instrumento, la función de salida y un modificador. Por ejemplo, un instrumento

indicador de temperatura se identificaría como TI, un controlador sería TC; y si es un

controlador con indicador local, la identificación sería TIC. Los modificadores en las


letras sucesivas se pueden conseguir normalmente acompañando una alarma,

utilizando H para una alarma de alta y L para una alarma de baja. En algunos casos

se pueden cuatro niveles de alarma: LL (low-low), L (low), H (high) y HH (high-high).

Por ejemplo, una alarma de temperatura muy alta sería identificada como TAHH; y

una alarma de presión diferencial muy baja se identificaría como PDALL.

La parte numérica del tag de identificación se utiliza principalmente para la

identificación del lazo. Sin embargo, la identificación del lazo está compuesta también

por la primera letra, indicando la variable involucrada en el lazo de control. Debido a

esto, la numeración se puede hacer de dos formas: serial o paralela. La numeración

serial consiste en no repetir los números; mientras que la numeración paralela

consiste en comenzar la numeración para cada primera letra distinta. En el primer

caso dos lazos consecutivos podrían ser F-101 y L-102, mientras que en la

numeración paralela se pueden tener los lazos F-101 y L-101. La forma de

numeración de los lazos se hace de acuerdo a las exigencias del cliente. Es

importante notar que cuando la primera letra está acompañada de un modificador se

tiene una variable nueva, por lo que en una numeración paralela se pueden tener los

lazos P-203 y PD-203.

En cuanto a los símbolos, el estándar S5.1 presenta en primer lugar los

símbolos para representar las líneas de conexión de instrumentos, con los cuales se

TAG TÍPICO

TIC 103 - Identificación del Instrumento (tag)

T 103 - Número de identificación del lazo

103 - Número de lazo

TIC - Identificación funcional

T - Primera letra

IC - Letras sucesivas

TAG EXPANDIDO

10-PAH-5A - Número de Tag

10 - Prefijo opcional (identifica área)

A - Sufijo opcional

Figura 3-6: Tag de identificación [21]


puede diferenciar si una línea transmite una señal eléctrica, neumática, hidráulica,

sónica, etc. Estos símbolos se pueden observar en la Figura 3-7.

Por otra parte, el estándar contiene símbolos genéricos para representar los

instrumentos, los cuales suelen ser llamados “balones”. Estos símbolos se muestran

en la Figura 3-8, mostrando la representación de instrumentos en campo, funciones

implementadas en un sistema de control distribuido y funciones desarrolladas en un

controlador lógico programable (PLC).

Adicionalmente, el estándar incluye una gran cantidad de ejemplos de

representación de instrumentos: válvulas, actuadores, elementos primarios de flujo,

nivel, presión, etc.

Figura 3-7: Líneas de conexión de instrumentos – ISA S5.1 [21]


Tabla 3-4: Letras de identificación – ISA S5.1.[21]


3.7.2. ANSI/ISA S20

“Specification Forms for Process Measurement and Control Instruments,

Primary Elements and Control Valves”. Este estándar fue establecido en 1981, con el

propósito de promover la uniformidad de las especificaciones de instrumentos, tanto

en contenido como en forma. El estándar provee formularios para los instrumentos

más utilizados. Su uso provee varias ventajas: no es necesario diseñar el formato de

las especificaciones de instrumentos, ya que el estándar provee los campos más

importantes; se facilitan los procedimientos de procura, ya que existe una

terminología uniforme; se tiene un registro útil de los instrumentos, que ayuda a la

verificación y mantenimiento de la instalación.

El documento incluye una guía para cada formulario, explicando cada uno de

los campos que éste contiene.

Figura 3-8: Símbolos genéricos de instrumentos – ISA S5.1 [21]


Se incluyen formularios para los siguientes tipos de instrumentos: instrumentos

receptores, anunciadores, potenciómetros, instrumentos de temperatura (rellenos),

termocuplas y termopozos, detectores resistivos de temperatura (RTD), termómetros

bimetálicos, instrumentos de presión diferencial, placas orificio, rotámetros,

medidores magnéticos de flujo, medidores de flujo por turbinas, medidores de

desplazamiento positivo, instrumentos de nivel por desplazamiento, instrumentos

capacitivos de nivel, trampas y drenadores, transmisores de presión, interruptores de

presión, válvulas de control de presión, interruptores de presión, discos de ruptura,

reguladores de temperatura autosuficientes, válvulas de alivio y válvulas solenoides.

[22]

3.7.3. ANSI/ISA 84.00.01 (IEC 61511 Mod.)

“Functional Safety: Safety Instrumented Systems for the Process Industry

Sector”. Este estándar fue desarrollado en el año 2004, como una modificación del

estándar IEC 61511. En él se establecen los niveles mínimos de desempeño que

debe tener la instrumentación utilizada en Sistemas Instrumentados de Seguridad

(SIS – Safety Instrumented Systems). El estándar provee los requisitos para la

especificación, diseño, instalación, operación y mantenimiento de un sistema

instrumentado de seguridad. El estándar está desarrollado como una implementación

en el sector de procesos del estándar IEC 61508.

El trabajo de pasantía estuvo relacionado con este estándar durante la

elaboración de las especificaciones de un Sistema de Parada de Emergencia (ESD -

Emergency Shutdown System) y de un Sistema de Control de Quemadores (BMS -

Burner Management System), los cuales son Sistemas Instrumentados de Seguridad.

3.7.4. NFPA 85

“Boiler and Combustion Systems Hazards Code”. Este estándar fue publicado a

principios del año 2001 como una recopilación de seis estándares: NFPA 8501,

Standard for Single Burner Boiler Operation; NFPA 8502, Standard for the Prevention

of Furnace Explosions/Implosions in Multiple Burner Boilers; NFPA 8503, Standard for

Pulverized Fuel Systems; NFPA 8504, Standard on Atmospheric Fluidized-Bed Boiler

Operation; NFPA 8505, Standard for Stoker Operation; y NFPA 8506, Standard on

Heat Recovery Steam Generator Systems. [23]


Este es uno de los estándares más importantes a ser tomados en cuenta para

el diseño, instalación, operación y mantenimiento de todos los sistemas relacionados

con calderas y sus sistemas de combustión. Por lo tanto, está fuertemente vinculado

a las especificaciones de los sistemas BMS (manejo de quemadores).

3.8. SmartPlant Instrumentation

SmartPlant Instrumentation (SPI) es un software basado en la plataforma Windows,

que sirve como herramienta para el diseño y mantenimiento en todas las etapas del

desarrollo de un proyecto de ingeniería. Este software fue originalmente conocido como

INtools, pero a partir de su versión 7.0 se le conoce como SmartPlant Instrumentation,

siendo parte de la familia de productos SmartPlant de la compañía Intergraph, la cual

incluye productos como: SmartPlant P&ID, SmartPlant Electrical, PDS, entre muchos

otros.

SmartPlant Instrumentation ofrece una interfaz bastante amigable para el usuario,

manejado por menús y ofreciendo barras de herramientas con rápido acceso a las

funciones más comunes en el manejo del programa. Además, SPI provee de un recurso

simple de manejo de la información, debido a que el programa está basado en una base

de datos centralizada.

Normalmente hay muchas personas involucradas en el desarrollo de un proyecto de

ingeniería, donde cada persona puede estar dedicada a una tarea específica, al

desarrollo de un documento en particular. Aún así, la información de los diferentes

documentos está vinculada, ya que éstos se desarrollan alrededor de una misma

instrumentación. Entonces si, por ejemplo, se elimina un instrumento en un P&ID, esto

debe reflejarse en el índice de instrumentos, en la lista de cables, en la lista de

materiales, etc. Por lo general, estos documentos son independientes, y los ingenieros

involucrados en el proyecto deben estar pendientes de notificar y llevar a cabo todos los

cambios que se lleven a cabo y que conlleven un cambio en otros documentos. Por lo

tanto, un descuido puede llevar a una inconsistencia en los documentos.

Con SPI se tiene un fácil acceso a la información, manteniendo una consistencia de

todos los datos introducidos en la base de datos, ya que toda la información es

introducida en un solo punto, y toda la documentación involucrada se refresca de manera

automática.


La base de datos puede ser manejada por Oracle o por SQL Server, siendo Oracle

el servidor utilizado por Vepica. Esta base de datos cuenta con más de 500 tablas

relacionadas entre sí. Esta forma de almacenamiento de la información tiene como

ventaja que se pueden ejecutar búsquedas avanzadas de información de una manera

muy sencilla y, una vez más, de una manera centralizada.

No es necesario tener conocimiento de lenguaje SQL ni un profundo conocimiento

de la estructura de la base de datos para poder utilizar el software en un nivel básico, ya

que éste se encarga de acceder la información y de mostrarla de manera ordenada y

sencilla, y de almacenar la información en las tablas correspondientes. Sin embargo,

dichos conocimientos son de utilidad para un manejo mucho más avanzado, como la

personalización de reportes y la importación de datos externos. Es importante tener

mucho cuidado al tocar la base de datos directamente, lo cual no es recomendable a

menos que se tenga suficiente confianza y conocimiento de ésta, debido a que el

software se encarga de asignar y manejar las claves primarias, y si éstas son

modificadas se podrían ocasionar daños irreparables a toda la información que se

encuentra almacenada en la base de datos.

SmartPlant Instrumentation se encuentra dividido en varios módulos, cada uno de

los cuales se utiliza para consultar o generar un tipo de información. Estos módulos son

los siguientes: [24]

3.8.1. Módulo de Administración (Administration Module)

A diferencia del resto de los módulos, el Módulo de Administración se encuentra

aparte del SPI como tal. En este módulo se realiza configuración avanzada por parte

del administrador del sistema o del administrador de un dominio. Este módulo provee

herramientas administrativas para mantener un seguimiento de los recursos del

sistema y manejar las restricciones de acceso para los usuarios.

El administrador del sistema se encarga del manejo de la infraestructura de la

base de datos, la creación y manejo de dominios, creación y manejo de perfiles de

usuario (incluyendo a los administradores de dominios, los cuales son asignados

como tales por el administrador del sistema), y del manejo de la seguridad de la base

de datos.


Un dominio es un término utilizado en SPI para referirse a un ambiente de

trabajo para las actividades de instrumentación. Este ambiente puede ser un proyecto

en específico o una instalación de operaciones. Por lo tanto, la primera actividad que

se suele realizar al iniciar un proyecto suele ser la creación de un nuevo dominio,

junto con la asignación de un administrador de dicho dominio.

El administrador del dominio es responsable de manejar y configurar el

ambiente de trabajo del proyecto. Para ello, debe encargarse de otorgar o restringir

privilegios de acceso a los distintos usuarios involucrados, definir las convenciones

de nombres del proyecto, configurar la estructura de la planta y configurar opciones

avanzadas.

Se pueden asignar convenciones de nombres para instrumentos, lazos,

paneles, cables, documentos, etc., siendo las más importantes las dos primeras. Es

muy importante configurar las convenciones al iniciar el proyecto, ya que una vez que

se haya introducido algún elemento en la base de datos, la convención

correspondiente al tipo de elemento añadido ya no puede ser cambiada. Es decir, por

ejemplo, una vez añadido un instrumento la convención de nombres (Tag convention)

no podrá ser cambiada.

El administrador del dominio también se encarga del manejo de la configuración

de la emisión de reportes. Esto incluye la asociación de los bloques de título (title

blocks) personalizados y la configuración de las opciones para archivar reportes para

futuras comparaciones dentro del ambiente de SPI.

3.8.2. Módulo Navegador (Browser Module)

El Módulo Navegador es una herramienta que permite consultar la información

de la base de datos, partiendo de ciertos parámetros de búsqueda o filtros (Filter), y

organizando la información como se desee; especificando estilos (Styles) que indican

el orden y ancho de las columnas de datos; parámetros para ordenar los resultados

de la consulta (Sort).

Cada formato de consulta (con su respectivo estilo, orden y filtro) recibe el

nombre de vista (View). Las vistas se encuentran organizadas por módulo o por tipo

de información relacionada, como por ejemplo: “Line Browsers”, “Loop Browsers”, etc.


El Módulo Navegador no ofrece una información de sólo lectura, como suele ser

el resultado de una consulta a una base de datos, sino que también provee la

posibilidad de modificar la información directamente de una manera bastante

amigable para el usuario, permitiendo copiar fácilmente la información de un

elemento a otro.

Los campos de la base de datos que se pueden agregar a una consulta

dependen de la categoría a la cual pertenece la vista. Por ejemplo, una vista

asociada al módulo de conexionado no tiene acceso a los campos de la tabla de

líneas, ya que la información no se encuentra relacionada. Cada categoría tiene

definidas las tablas y los campos que puede incluir.

Por otra parte, se pueden añadir nuevos navegadores (“browsers”) al módulo, y

de dos tipos diferentes. El primer tipo de navegador que se puede añadir es llamado

Powersoft Browser, y son creados utilizando Infomaker. La creación de este tipo de

navegadores tiene como ventaja que se tiene una flexibilidad completa para

especificar los campos de todas las tablas que se requieran, flexibilidad que no se

puede alcanzar con las vistas predefinidas en SPI. Sin embargo, se debe tener un

conocimiento básico de la estructura de la base de datos para poder explotar las

facilidades de esta herramienta.

El otro tipo de navegador es llamado Form Browser (navegador de formularios)

y se utiliza para navegar por la información contenida en las hojas de datos de los

instrumentos. Para poder generar este tipo de navegadores es necesario definir las

propiedades de cada uno de los campos de cada uno de los formularios que se

desea que aparezcan en el navegador. Esto puede hacerse utilizando el “Spec Data

Dictionary” (Diccionario de datos de especificaciones) desde el Módulo de

Especificaciones. Los navegadores de formularios pueden utilizarse para copiar

información entre hojas de datos utilizando las facilidades que ofrece el Módulo

Navegador para ello.

3.8.3. Módulo de Índice de Instrumentos (Instrument Index Module)

Este podría considerarse el módulo más importante de SmartPlant

Instrumentation, ya que permite la creación, modificación y mantenimiento de la

mayor parte de la información de instrumentación de la base de datos.


Principalmente, ofrece herramientas para añadir, editar, duplicar y eliminar

instrumentos y lazos de control. Desde este módulo también se mantiene la

información de soporte para los instrumentos, como tablas de: fabricantes y modelos,

números de identificación de planos DTI, líneas de proceso, ubicación de

instrumentos, tipos de E/S, nombres de equipos, etc.

En resumen, desde este módulo se maneja la información que suele incluirse

en un índice de instrumentos.

3.8.4. Módulo de Especificaciones (Specifications Module)

Con este módulo se pueden generar especificaciones u hojas de datos de

instrumentos bastante detalladas, cumpliendo con los requisitos de la ISA.

SPI viene con una librería de hojas de especificaciones, la cual incluye 70

formularios, abarcando la mayoría de los tipos de instrumentos. El Módulo de

Especificaciones toma automáticamente la información proveniente de los módulos

de Índice de Instrumentos, Datos de Procesos y Cálculos.

Existen dos tipos de especificaciones que se pueden generar: especificaciones

que aplican a un instrumento en particular, llamadas “Single-entity specifications”; y

especificaciones que aplican a varios instrumentos, llamadas “Multi-tag

specifications”. Las especificaciones “Multi-tag” consisten de dos hojas: una primera

hoja similar a la una especificación sencilla, con la diferencia de que aquellos campos

que difieren de un instrumento a otro indican una frase como “ver lista”, la cual puede

cambiarse según se desee; y una segunda hoja que contiene una tabla con los

números de identificación o Tags de los instrumentos a los cuales aplica la hoja de

especificaciones, junto con aquellos campos que difieren de un instrumento a otro,

como pueden ser: número del DTI, línea de proceso a la cual está conectado el

instrumento, servicio que presta, y distintos datos del proceso.

El módulo incluye un Editor de Formularios (Form Editor) y un Editor de Páginas

(Page Editor). El Editor de Forumalrios permite añadir o eliminar páginas a un

formulario, así como también modificar el orden de aparición de las mismas. Por su

parte, el Editor de Páginas permite la modificación del diseño de cada una de las

páginas. Esto es, permite añadir o quitar campos, cambiar su ubicación, tamaño y


color, añadir etiquetas de texto y añadir imágenes. Las modificaciones realizadas se

pueden guardar como una página nueva, conservando la anterior. Esto se utiliza no

sólo cuando se quiere cambiar el diseño existente, sino también cuando se quiere

crear una hoja de datos para un nuevo instrumento, tomando como base el diseño de

una hoja de datos existente.

Por otra parte, se incluye un Editor de Formatos (Format Editor), el cual se

utiliza para indicar cuáles son los campos que difieren de un instrumento a otro en

una especificación Multi-tag, siendo éstos los campos que se incluyen en la segunda

hoja de este tipo de especificaciones. Adicionalmente, el Editor de Formatos permite

cambiar el orden de aparición de dichos campos en la tabla, así como el orden de las

columnas y filas de la misma.

Por último, el Módulo de Especificaciones incluye una herramienta llamada

“Spec Data Dictionary” (Diccionario de Datos de Especificaciones), la cual se utiliza

junto con el Módulo Navegador. Esta herramienta permite indicar los campos que

aparecen en un navegador de formularios (Form Browser), e indicar cuáles de esos

campos pueden ser copiados o no utilizando el Módulo Navegador.

3.8.5. (Módulo Archivador de Documentos (Document Binder Module)

Este módulo se utiliza para organizar documentos generados en el proyecto o

relacionados con éste. Cada colección de documentos o paquete es manejado en

conjunto, permitiendo que la numeración de revisiones se lleve de manera

organizada. Sin esta herramienta, el número de revisión de cada documento tendría

que ser actualizado individualmente.

Por otra parte, la organización de los documentos permite tener el acceso a

toda la información generada, desde una misma aplicación. Los documentos que

pueden ser organizados por éste módulo no están limitados a reportes generados por

SPI, sino que también pueden vincularse documentos externos.

Existen dos tipos de paquetes de documentos: paquetes de documentos en

general, los cuales pueden agrupar cualquier tipo de documento, incluyendo los

documentos externos; y paquetes de especificaciones, los cuales solamente pueden

agrupar hojas de datos de instrumentos.


3.8.6. Módulo de Conexionado (Wiring Module)

El Módulo de Conexionado permite definir y manejar los paneles, cables,

conexiones, rutas y la instrumentación de E/S de la planta. Con el módulo se pueden

diseñar tipos de paneles, tipos de cables, modelos de regletas de conexión,

conectores, tarjetas de I/O con diferente cantidad de número de canales, etc. Se

identifica adecuadamente cada hilo de los cables y cada terminal, lo cual permite

llevar un registro completo de la conexión de todos los instrumentos.

Existe una numerosa cantidad de reportes que pueden ser generados desde

este módulo, como una lista de cables y diagramas de conexionado. La lista de

cables muestra todos los cables utilizados en la planta, indicando los puntos de

origen y destino. Los diagramas de conexionado sirven para visualizar gráficamente

lo que se muestra en la lista de cables. SPI es capaz de generar diferentes tipos de

diagramas de conexionado, por ejemplo: mostrando los cables que entran y salen de

una regleta de conexión específica o mostrando el recorrido completo de las señales

transmitidas por dichos cables, desde el campo hasta sala de control; o también

mostrando el recorrido de un cable en particular.

3.8.7. Módulo de Diagramas de Lazo (Loop Drawings Module)

Cómo su nombre lo indica, éste módulo se encarga de generar diagramas de

lazo, basándose en la información suministrada en el Módulo de Índice de

Instrumentos y en el Módulo de Conexionado. Los diagramas se pueden generar

utilizando una herramienta llamada SmartLoop, incluida con SPI, o con alguna

aplicación de CAD como Autodesk AutoCAD, Bentley Microstation o Intergraph

Smartsketch.

Los diagramas de lazo se generan utilizando bloques definidos para cada tipo

de elemento, los cuales se realizan previamente utilizando la misma herramienta de

generación del diagrama. Adicionalmente, se utilizan macros para obtener la

información necesaria de la base de datos. El diagrama obtenido es una combinación

de los bloques asignados, mostrando la información obtenida por las macros.


3.8.8. Módulo de Detalles de Instalación (Hook-ups Module)

Este módulo se encarga de la generación de detalles de instalación de

instrumentos, así como también de la lista de materiales necesarios para dichas

instalaciones. Para generar los detalles de instalación, es necesario disponer de

alguna aplicación de CAD como las mencionadas anteriormente.

A cada tipo de detalle de instalación se le asigna un bloque de dibujo con el

detalle de instalación como tal, diseñado previamente en la aplicación

correspondiente. Luego, a ese tipo de “hook-up” se le asignan los instrumentos lo

utilizan, y se indican los materiales necesarios, junto con su cantidad.

Cada detalle de instalación generado consiste en: el bloque de dibujo asignado

previamente diseñado, un borde o bloque de título personalizado de acuerdo al

proyecto (Title Block), la lista de materiales necesarios para aplicar la instalación y

una lista de instrumentos que requieren ese tipo de instalación.

SPI calcula la cantidad de materiales necesarios, tomando en cuenta la

cantidad de instrumentos asignados a cada detalle de instalación, ofreciendo como

resultado una lista de materiales o Bill Of Materials (BOM).

3.8.9. Módulo de Datos de Proceso (Process Data Module)

Utilizando este módulo se pueden definir las condiciones de proceso para un

instrumento o una línea específica, las cuales se utilizan como punto de referencia

para el sistema. Esta información se puede utilizar para generar un reporte de datos

de proceso para cada instrumento. Además, la información suministrada se utiliza

para las especificaciones de instrumentos y en el Módulo de Cálculos. Las

condiciones de proceso se pueden cambiar en cualquier momento, actualizando

automáticamente la hoja de especificaciones del instrumento.

Las hojas de datos de procesos pueden ser de siete tipos, dependiendo del tipo

de instrumento: flujo, temperatura, presión, nivel, analizador, válvula de control y

válvula de alivio.


3.8.10. Módulo de Cálculos (Calculation Module)

El Módulo de Cálculos incluye cuatro sub-módulos: Cálculo de Válvulas de

Control, Cálculo de Medidores de Flujo, Cálculo de Válvulas de Alivio y Cálculo de

Termopozos. Estos sub-módulos utilizan los estándares internacionales más

importantes para realizar los cálculos de una forma rápida y eficiente, ya sea para

calcular el Cv, ruido, diámetro de orificio, área de descarga requerida, y otros

parámetros, dependiendo del tipo de instrumento.

El módulo toma principalmente la información suministrada en el Módulo de

Datos de Proceso, requiriendo también cierta información necesaria para el cálculo.

Los datos calculados se pueden mostrar en reportes especializados o pueden

incluirse como parte de la hoja de datos del instrumento, la cual se actualiza

automáticamente, una vez realizado el cálculo.

Este módulo no se utilizó durante el trabajo de pasantía.

3.8.11. Módulo de Mantenimiento (Maintenance Module)

Este módulo ofrece herramientas necesarias para planear, realizar y

documentar el mantenimiento, preventivo o por interrupción, asociado con los

instrumentos de la planta. El mantenimiento por interrupción (Breakdown

Maintenance) se utiliza cuando existe algún mal funcionamiento del instrumento;

mientras que el mantenimiento preventivo se utiliza para organizar actividades

periódicas de mantenimiento. Como es de suponer, este módulo se utiliza en plantas

cuya instrumentación ha sido totalmente instalada, y no durante el proceso de diseño

de la planta; por lo que no se utilizó durante el trabajo de la pasantía.

3.8.12. Módulo de Calibración (Calibration Module)

Permite mantener un registro de las calibraciones hechas a los instrumentos de

la planta. De esta forma, se puede tener un historial de cada instrumento que se

puede comparar con los nuevos valores de calibración. Se pueden establecer varios

parámetros de calibración, como: rangos de calibración, valores o puntos de

activación, alarmas, entre otros. Además, se pueden calcular los porcentajes de error

en cada lazo.


Al igual que el Módulo de Mantenimiento, éste módulo no se utilizó durante el

trabajo de pasantía.

3.8.13. (Módulo de Construcción (Construction Module)

Este módulo permite definir contratos para actividades de instalación que son

llevadas a cabo por una contratista, controlando y monitoreando las actividades

asignadas para asegurar que la puesta en marcha de la planta se lleve a cabo dentro

del tiempo estimado. No se trabajó con este módulo en el trabajo de pasantía.

3.9. Conectividad Abierta de Bases de Datos (Open DataBase

Connectivity - ODBC)

ODBC (Conectividad Abierta de Bases de Datos) es una Interfaz de Programación

de Aplicaciones (API – Application Programming Interface) utilizada para conectar a

bases de datos de diversos tipos. Una API es, esencialmente, un conjunto de funciones,

también llamadas servicios, normalmente contenidas en una o más librerías dinámicas

(DLL – Dynamic Link Library). Típicamente, las funciones de ODBC son implementadas

en controladores o drivers que son específicos para cada tipo de base de datos.

Existe un manejador de controladores ODBC, el cual se encarga de manejar la

comunicación entre la aplicación y el controlador. La idea es que se pueden consultar los

orígenes de datos utilizando consultas con lenguaje SQL, sin importar el origen de los

datos. El controlador se encarga de buscar la información, modificando las consultas

SQL a una forma de consulta que sea entendida por el sistema donde reside la base de

datos de origen, y de devolver el resultado de la consulta a la aplicación. [25]

Además del controlador ODBC es necesario definir un origen de datos (DSN – Data

Source Name). “Un origen de datos está formado por la procedencia de los datos y la

información de conexión necesaria para tener acceso a los mismos. Ejemplos de

orígenes de datos son: Microsoft Access, Microsoft SQL Server, Oracle RDBMS , una

hoja de cálculo de Excel, un archivo de texto, etc. Ejemplos de información de conexión

son los siguientes: ubicación del servidor, nombre de la base de datos, Id. De inicio de

sesión, contraseña y el controlador ODBC a utilizar”. [26]


La arquitectura ODBC se muestra en la Figura 3-9, donde se puede ver que la

aplicación (como Access o Infomaker) se conecta al administrador de controladores

ODBC, utilizando un nombre de origen de datos. El administrador de controladores, a su

vez, utiliza un controlador ODBC específico para conectarse al origen de datos.

3.10. Otras herramientas de Software

3.10.1. Sybase Informaker

Sybase Infomaker es una herramienta de generación de reportes, que permite

consultar la información de bases de datos, permitiendo crear reportes

personalizados para la presentación de esa información.

Para utilizar Infomaker no es necesario conocer el lenguaje SQL, ya que las

consultas a la base de datos se pueden realizar gráficamente, seleccionando las

tablas necesarias, vinculando las llaves primarias y especificando parámetros para

filtrar la información. Es importante dejar claro que Infomaker mantiene la posibilidad

de hacer las consultas directamente en SQL, para aquellos usuarios avanzados que

así lo prefieran.

Si bien SmartPlant Instrumentation (SPI) ofrece gran cantidad de características

sofisticadas para el diseño, control y manejo de toda la información de

instrumentación, muchas veces los formularios y los estilos de los reportes pueden no

adaptarse a lo que el cliente necesita. Infomaker puede utilizarse para personalizar

formularios y reportes, ofreciendo una fácil integración con SPI, con lo cual se obtiene

una gran flexibilidad.

Figura 3-9: Arquitectura ODBC


Infomaker puede mejorar los reportes de SPI de distintas maneras. Se puede

utilizar para:

Crear navegadores personalizados para utilizar en el Módulo Navegador

(Browser Module). Esto implica la posibilidad de agregar nuevos campos a

los reportes que se generan utilizando este módulo, como el Índice de

Instrumentos.

Crear o modificar hojas de especificaciones de instrumentos.

Crear Bloques de Título (Title Blocks) personalizados

Generar reportes de cualquier tipo de información, sin abrir ningún módulo.

3.10.2. Microsoft Access

Es un gestor de base de datos, lo cual quiere decir que permite introducir,

almacenar y ordenar datos. Con estos datos se pueden hacer consultas y generar

reportes de la información deseada.

Utilizando Microsoft Access se puede realizar una conexión a la base de datos

de SmartPlant Instrumentation, a través de un controlador ODBC. Sin embargo, se

debe tener mucho cuidado al trabajar de esta forma, ya que la información de la base

de datos podría ser modificada.

La base de datos se puede modificar sin problemas, siempre y cuando se tenga

un conocimiento avanzado de la estructura de la base de datos de SPI, ya que éste

se encarga de asignar claves primarias únicas en toda la base de datos, y la

modificación de uno de estos valores podría ser fatal. Pero a pesar de eso, Microsoft

Access es una herramienta cómoda para generar reportes, además que ayuda a

tener un profundo conocimiento de la estructura de la base de datos.

3.10.3. AutoCAD

Esta es una aplicación de CAD creada por la empresa Autodesk, la cual

actualmente se encuentra en su versión 2006. Las aplicaciones de CAD se utilizan


para dibujar y crear diseños, y sus siglas en inglés se traducen como Diseño Asistido

por Computadora (Computer Assisted Design).

Este software puede ser utilizado por todas las disciplinas involucradas en los

proyectos de ingeniería para elaborar distintos tipos de documentos: Civil (e.g.,

detalles de cimientos para plataformas), Equipos (e.g., dibujos detallados de

tanques), Electricidad (e.g., plano de clasificación de áreas), Tuberías (e.g., planos de

distribución de tuberías), Procesos (e.g., diagramas de flujo de proceso) e

Instrumentación (e.g., plano de localización de instrumentos).

3.10.4. Enhanced Report Utility

Esta herramienta viene integrada a SmartPlant Instrumentation como una

herramienta para generar reportes gráficos, como diagramas de lazo y diagramas de

conexionado. Este software ofrece la capacidad de editar la presentación de los

reportes, guardando los cambios realizados para que se tomen en cuenta al generar

otros reportes. Ofrece también la posibilidad de manejar las revisiones de los reportes

generados, algo que no se puede lograr cuando, por ejemplo, se generan diagramas

de lazo en AutoCAD.

El Enhanced Report Utility se abre automáticamente cuando se generan cierto

tipo de reportes en SPI. Los reportes generados se pueden guardar en el formato de

los CAD más utilizados, como .dwg (Autocad) y .dgn (Microstation). Esto permite que

los reportes puedan ser revisados por el cliente o por cualquier persona, sin la

necesidad de tener instalado el SPI.

Por otra parte, este software también se puede abrir externamente al ambiente

de trabajo de SPI, por lo que no es necesario ejecutar este último para ver los

reportes, aún cuando éstos hayan sido guardados en el formato del Enhanced Report

Utility (.sma). Es decir, al ejecutar este tipo de archivos el Enhanced Report Utility se

abre automáticamente, sin abrir previamente SPI.

3.10.5. Symbol Editor

Al igual que la anterior, esta herramienta viene integrada con SmartPlant

Instrumentation y, como su nombre lo indica, sirve para la edición de símbolos. Los


símbolos son bloques de dibujo que se utilizan como base en la generación de otros

dibujos o diagramas desde el Enhanced Report Utility. A diferencia de ésta última, el

Symbol Editor no se abre automáticamente en ningún momento, sino que es

necesario ejecutarla desde afuera del ambiente de trabajo de SPI.

Desde el Symbol Editor se crean principalmente dos tipos de bloques: los

bloques básicos para la generación de diagramas de lazo llamados Enhanced

SmartLoops, y los bloques de título que se utilizan como borde en todos los reportes

gráficos generados en el Enhanced Report Utility.

3.10.6. Import Utility

La Utilidad de Importaciones es otra herramienta incluida con SmartPlant

Instrumentation, pero que, al igual que el Enhanced Report Utility, es necesario

ejecutarla por separado cuando se requiere su uso.

Como su nombre lo indica, esta es la herramienta que permite importar datos de

cualquier origen hacia la base de datos de SmartPlant Instrumentation. Algunas

personas se refieren a esta herramienta como otro módulo del SPI, aún y cuando

este no se encuentre integrado al ambiente de trabajo principal, para poder ejecutarlo

es necesario ingresar a la base de datos, indicando el nombre de usuario y la

contraseña, de la misma manera que se hace con SPI.

Los orígenes de datos más utilizados suelen ser archivos de Excel, datos de

programas de cálculo de válvulas y de la base de datos de SmartPlant P&ID.

Las importaciones se pueden a una tabla específica de la base de datos, o se

puede importar a un módulo, dejando que el programa tome las tablas necesarias. Es

necesario tener mucho cuidado al importar datos, e indicar al programa que haga

primero una prueba de validación de los datos a importar. Es importante destacar que

la base de datos de SPI es totalmente relacional; es decir, que la mayoría de las

tablas se encuentran relacionadas a través de claves primarias. Por lo tanto, si uno

de los campos de la información que se está importando hace referencia a un campo

de otra tabla, es necesario que dicha la información de dicho campo exista. De lo

contrario, la importación no se llevará a cabo.


Es importante hacer énfasis en el uso de la Utilidad de Importaciones como la

única forma de introducir datos desde afuera del ambiente de SPI. Es decir, si bien se

puede tener acceso a la base de datos desde Microsoft Access, por ejemplo, no se

deben añadir nuevos campos a la base de datos desde aquí, ni tampoco se deben

modificar las claves primarias. SPI y la Utilidad de Importaciones asignan una clave

primaria única a cada elemento de la base de datos, llevando una numeración

cuidadosa y automática.

444...

DDDEEESSSAAARRRRRROOOLLLLLLOOO DDDEEE LLLAAA DDDOOOCCCUUUMMMEEENNNTTTAAACCCIIIÓÓÓNNN PPPAAARRRAAA EEELLL

PPPRRROOOYYYEEECCCTTTOOO CCCHHHOOOPPPSSS,,, UUUTTTIIILLLIIIZZZAAANNNDDDOOO SSSMMMAAARRRTTTPPPLLLAAANNNTTT

IIINNNSSSTTTRRRUUUMMMEEENNNTTTAAATTTIIIOOONNN

4.1. Familiarización con el diseño de los sistemas de instrumentación

industrial. .................................................................................................. 69

4.2. Familiarización con SmartPlant Instrumentation....................................... 70

4.3. Familiarización con el proyecto CHOPS ................................................... 70

4.4. Emisión de un Índice de instrumentos ...................................................... 74

4.5. Personalización de reportes ..................................................................... 80

4.6. Elaboración de Hojas de Datos de Instrumentos...................................... 82

4.7. Elaboración de Diagramas de Conexionado ............................................ 85

4.8. Elaboración de Diagramas de Lazos de Control ...................................... 89

4.9. Elaboración de Detalles de Instalación de Instrumentos .......................... 92

4.10. Facilidades para la importación de datos ................................................. 95

Alejandro Viera V. – Libro de Pasantía Capítulo 4 – Desarrollo de la Documentación… 69

En este capítulo se hace un recorrido por cada una de las actividades realizadas

durante el trabajo de pasantía, relacionadas con SmartPlant Instrumentation y el proyecto

CHOPS. En las secciones 4.1 a 4.3 se explica el proceso de familiarización necesario para

iniciar las actividades. Este proceso se divide en tres: familiarización con el mundo de la

instrumentación, incluyendo los términos y estándares más utilizados en el área, así como

también los documentos normativos de la empresa; familiarización con el uso de SmartPlant

Instrumentation; y familiarización con el proyecto CHOPS, incluyendo la familiarización con la

filosofía de operación de la planta y la familiarización con los criterios de diseño del proyecto.

Posteriormente, entre las secciones 4.4 y 4.9, se explican la elaboración de los distintos

documentos que se generaron para el proyecto, utilizando SmartPlant Instrumentation.

Finalmente, en la sección 4.10, se hace referencia a las tareas realizadas con el módulo de

importaciones, para lograr importar datos externos a la base de datos. En esta última sección

se hace énfasis en los intentos realizados para lograr la importación de hojas de datos de

instrumentos.

4.1. Familiarización con el diseño de los sistemas de

instrumentación industrial.

Durante la primera semana de trabajo, mientras se esperaba por la configuración

del software necesario para el desarrollo de las actividades, se estudiaron las normas y

estándares más importantes relacionados con el mundo de la instrumentación.

Adicionalmente, se leyeron varias guías y cursos, para lograr una mejor familiarización

con la instrumentación industrial.

Se comenzó leyendo parte de la Librería de Estándares ISA para Medición y

Control ( “ISA Standards Library for Measurement and Control”). De todos los estándares,

se considera el S5.1 como el más importante, ya que su comprensión permite la

interpretación de los Diagramas de Tuberías e Instrumentos (DTI), los cuales son los

planos más importantes en el desarrollo de los documentos de la disciplina de

instrumentación.

Posteriormente, se leyeron documentos como un manual de canalizaciones

eléctricas, una guía de diseño de instrumentación, un manual de detalles de instalación

de instrumentos, un curso de instrumentación para la industria y un manual de ingeniería

de instalación de instrumentos y sistemas de control.


Una vez comprendida esta información, se procedió a la revisión de los documentos

normativos de la empresa VEPICA correspondientes al área de instrumentación. En

estos documentos se establecen los tipos de documentos que suelen ser generados por

esta disciplina, explicando en qué consiste cada uno de ellos, la información que deben

contener y los documentos que se deben tener a la mano para su elaboración.

4.2. Familiarización con SmartPlant Instrumentation

Antes de comenzar a desarrollar la documentación del proyecto, se realizó un

tutorial de SPI, el cual es incluído por Intergraph junto con el software. Este tutorial tiene

como objetivo la rápida familiarización con las capacidades de esta importante

herramienta, ayudando a la familiarización con el ambiente de trabajo y Al uso de las

opciones más comunes que se utilizan en la elaboración de la documentación de un

proyecto de ingeniería.

El tutorial guía al usuario paso por paso para introducir la información de un DTI

(incluido como anexo) a la base de datos de SPI, explicando lo más importante de la

mayoría de los módulos y ayudando a la elaboración de algunos tipos de reportes. Entre

las actividades que se incluyen en el tutorial están: la creación de lazos con su cableado

asociado, datos de proceso para líneas e instrumentos, cálculo de válvulas, generación

de hojas de especificaciones, diagramas de lazo y detalles de instalación.

El tutorial se divide en dos partes: una parte destinada para los administradores del

sistema y del dominio, y una segunda parte destinada para el ingeniero instrumentista.

Sin embargo, el tutorial se realizó en su totalidad, para tener un mejor entendimiento del

funcionamiento del software, aunque generalmente el ingeniero instrumentista no suele

involucrarse en las actividades del administrador del dominio, a menos que sea el

supervisor del proyecto.

4.3. Familiarización con el proyecto CHOPS

Esta actividad se encuentra divida en dos partes principales: familiarización con la

filosofía de operación de la planta, con el fin de entender los procesos que se llevan a

cabo; y familiarización con las convenciones de nombres para los instrumentos y

documentos, así como también con los criterios de diseño del proyecto.


En primer lugar, se dio lectura a un material de apoyo sobre la tecnología CHOPS,

donde se encontró que CHOPS está definido como la producción de petróleo pesado que

implica la iniciación de un influjo de arena dentro de un pozo petrolero, y la continua

producción de cantidades substanciales de arena junto con el petróleo. El término

“petróleo pesado” se utiliza para referirse a todo petróleo líquido o semi-sólido que tenga

una gravedad específica menor a 20̊ API (escala desarrollada por la American

Petroleum Institute), o una viscosidad mayor a 100 cP en condiciones de reserva.

CHOPS requiere la gestión de grandes cantidades de arena en todas las fases de

producción; lo cual es un concepto radicalmente diferente al manejo convencional de la

producción de petróleo. Además, hay procesos físicos que ocurren en la reserva que son

desconocidos para los ingenieros de producción tradicional de petróleo. Debido a que

CHOPS requiere un enfoque diferente en el manejo de campos petroleros, y debido a

que el personal de ingenieros tiene que aprender nuevos principios físicos y su

aplicación, CHOPS cualifica como una nueva tecnología de producción de petróleo. La

tecnología pretende la minimización de los costos normalmente implicados en la

exclusión de arena durante la explotación de petróleo pesado.[27]

La tecnología CHOPS se ha venido aplicando satisfactoriamente durante las

últimas dos décadas en campos de petróleo pesado canadienses. La similitud de los

depósitos y las propiedades del petróleo existente entre dichos campos y los campos del

cliente, indican que la aplicación de dichas técnicas podría contribuir a mejorar la

explotación de los recursos. Por lo tanto, surge este proyecto piloto, con el objetivo de

cuantificar y observar el desempeño de esta tecnología, cuyos resultados podrían

significar el desarrollo a gran escala de esta técnica.

4.3.1. Familiarización con el proceso

El esquema fundamental de operación de la tecnología CHOPS se puede ver en el

diagrama de proceso que se muestra en la Figura 4-1.

El área del proyecto tiene 5 pozos, 3 de los cuales están en observación y 2 en

producción. El proyecto implica la implementación de dos trenes independientes de

producción, cada uno asociado a un pozo, de los cuales sólo uno se observa en la

Figura 4-1 y el otro es idéntico. Algunos sistemas en la planta son comunes para ambos

sistemas, como por ejemplo: la llama (Flare), el aire de instrumentos (instrument air), el


sistema de colección de gases (gas gathering system), una red de distribución de

diluyente (diluent distribution network), una torre de lavado de gases (Pilot Scrubber) y un

“recipiente separador líquido-gas” (KO Drum). A continuación se explica el proceso a

grandes rasgos.

Del pozo de producción se extraen dos líneas: una línea de gas, que se envía

directamente al sistema de colección de gases; y una línea de fluidos que incluye crudo,

arena, agua y gas en solución, los cuales son extraídos con una bomba y enviados al

sistema de lavado. Inicialmente, la mezcla entra a un tanque separador de gases

(degassing boot). En este tanque el gas se separa hacia la superficie, dejando el crudo y

el agua en la parte inferior. Esta mezcla cae por gravedad, y por ayuda de la presión en

la parte superior del tanque, hacia un tanque de lavado (Wash Tank). El gas se extrae

por la parte superior y entra por el techo de este mismo tanque, y de éste va hacia un

tanque de equilibrio (Surge Tank). El tanque de lavado cuenta con cuatro calentadores

eléctricos, con los cuales se logra la separación de la mezcla en tres fases: crudo, agua y

arena. Los calentadores deben encontrarse en el agua, por lo que se deben controlar los

niveles de las fases para que la arena no suba demasiado y el crudo no baje demasiado.

Figura 4-1: Diagrama de Proceso de la planta CHOPS


La arena acumulada en la parte inferior del tanque es extraída periódicamente con un

tornillo transportado (Screw Conveyor). La mezcla en la parte superior se desborda y cae

por gravedad hacia el tanque de equilibrio. Este tanque se utiliza para tener un tiempo de

contingencia de mínimo 4 horas, ya que las bombas deben tener un flujo continuo. A la

salida del tanque de equilibrio, el crudo se mezcla con diluyente para alcanzar un nivel de

15-16̊ API. El crudo diluido se envía a un sistema de enfriado (Cooling System), pasando

a través de dos bombas (Progressive Cavity Pumps) que funcionan con un controlador

de frecuencia variable (Variable Frequency Driver), manteniendo un nivel seguro en los

tanques.

Ambos trenes funcionan de la misma manera. Luego, el crudo enfriado de ambos

trenes de producción se une hasta el punto de entrega. El gas extraído de ambos trenes

de producción se envía a un tanque de lavado de gases, el cual se encarga de separar el

líquido que pudo haber sido enviado junto con el gas, enviando el gas hacia una llama. A

partir de cierto nivel controlado, el líquido se envía a un KO Drum. Además, el tanque de

lavado de gases sirve para garantizar una llama continua. La llama se utiliza para

disponer de manera segura del exceso de gas producido.

4.3.2. Familiarización con los criterios de diseño

Cada disciplina dentro de un proyecto de ingeniería define en sus inicios unos

criterios de diseño. Para la disciplina de instrumentación, dicho documento contiene

requisitos sobre:

Identificación de instrumentos, cables y cajas de conexión.

El sistema de alimentación

El sistema de aire de instrumentos.

Conexión al proceso

Especificaciones de los instrumentos

El sistema de supervisión y control

El sistema de fuego y gas

Cableado y cajas de conexión

Adicionalmente, se contó con una serie de documentos proporcionados por el

cliente, llamados “Especificaciones de trabajo” (Job Specifications”).


Toda esta información fue fundamental para poder elaborar los documentos del

proyecto que se presentan a continuación.

4.4. Emisión de un Índice de instrumentos

Para poder elaborar el índice de instrumentos, así como cualquier otro documento,

es necesario que los instrumentos existan en la base de datos. Por lo tanto, esta

actividad incluye la creación de la mayor parte de la base de datos, lo cual es el punto de

partida de todas las actividades de la disciplina de instrumentación cuando se trabaja con


Para introducir los instrumentos se debe utilizar el Instrument Index Module, pero

antes de poder introducirlos, es necesario crear los tipos de instrumentos que se van a

utilizar. Esto se logra con una de las tablas secundarias, llamada “Instrument Types”. Al

crear un tipo de instrumento se asignan las letras de identificación que le corresponden,

de tal manera que al ingresar un nuevo instrumento con dichas letras de identificación, el

tipo de instrumento es asignado automáticamente. Las letras de identificación de un tipo

de instrumento pueden repetirse. Por ejemplo, se puede ingresar un medidor de flujo

ultrasónico y un tubo venturi, ambos con las letras FE. Al ingresar un instrumento con

dichas letras, por ejemplo 10-FE-034, el programa pregunta al usuario cuál de esos tipos

instrumentos le corresponde.

Los tipos de instrumentos son agrupados de acuerdo a su función de proceso en:

Flujo, Nivel, Presión, Temperatura, Analizador, Válvula de Control, Válvula de Alivio y una

categoría General para aquellos instrumentos que no entran dentro de ninguna de las

clasificaciones anteriores. En la categoría General se colocarían, por ejemplo: detectores

de fuego, indicadores de posición, pulsadores, instrumentos de vibración, etc.

Cada tipo de instrumento tiene un conjunto de propiedades que reciben el nombre

de Perfil. Este Perfil contiene información que relaciona el instrumento con otros módulos

de la base de datos. Esta información se agrega a la base de datos automáticamente al

momento de crear un instrumento de ese tipo. Esto es de suma importancia, ya que la

asignación de un Perfil a cada tipo de instrumento definido en el proyecto es capaz de

ahorrar una gran cantidad de trabajo, que de otra forma se tendría que hacer

manualmente por cada uno de los instrumentos. Es importante recordar que la

información que se utiliza en un Perfil debe ser creada previamente en el módulo o tabla


correspondiente. Además, la información para un instrumento específico se puede

cambiar luego de ser creado.

La información del Perfil incluye:

Especificaciones del instrumento: Se puede indicar el tipo de formulario

para la hoja de datos que utiliza el instrumento, el formato que aplica en

caso de que se genere una hoja de datos para múltiples instrumentos

(Multi-tag). Adicionalmente, se puede indicar una plantilla desde la cual se

llena automáticamente la hoja de datos.

Diagramas de lazos: se puede indicar el símbolo que representa al

instrumento en un diagrama de lazos del tipo SmartLoop. Estos símbolos

tienen extensión de archivo .sym.

Índice de instrumentos: ubicación del instrumento y tipo de señal (analógica

o digital, entrada o salida, etc).

Detalles de Instalación: se puede indicar el tipo de detalle de instalación

que necesita el instrumento, y si éste debe incluirse en la lista de

materiales.

Conexionado: se puede indicar el tipo de panel del instrumento, el cable

que utiliza para su conexión a la caja de conexión y de qué forma debe

conectarse dicho cable.

Una vez que se ha configurado el tipo de instrumento que va a ser añadido, se

puede proceder a añadir finalmente el instrumento, utilizando la barra de herramientas

del módulo.

Una de las ventajas que tiene INtools a partir de su versión 7.0, es el Domain

Explorer o Explorador del Dominio. En las versiones anteriores de INtools, para ingresar

o ver la información relacionada a un instrumento, un lazo, un panel, etc., era necesario

abrir el módulo correspondiente. Con el Explorador del Dominio, se puede navegar por la

información más importante desde un solo sitio, acentuando aún más la idea de tener

acceso centralizado a la información, sobre la que se basa el uso de SmartPlant

Instrumentation. Por lo tanto, se elimina la necesidad de cambiar de módulos


repetidamente. Ahora sólo es necesario abrir los módulos para efectuar acciones

avanzadas o poco comunes.

El Explorador del Dominio es bastante amigable para el usuario, debido a su

semejanza con el Explorador de Windows. Aquí podemos encontrar toda la información

de instrumentación organizada en carpetas, y también se puede agregar nueva

información a la base de datos. Es decir, que se puede utilizar el Domain Explorer para

ingresar instrumentos a la base de datos, como se muestra en la Figura 4-2. Aún así, el

Módulo de Índice de Instrumentos debe utilizarse para añadir la información a las tablas

secundarias y para la creación de los perfiles.

Introducir un instrumento en la base de datos implica básicamente indicar el número

de identificación del instrumento, el cual no debe repetirse en todo el proyecto. Es

importante destacar que SPI evita los errores del usuario a la hora de indicar la

identificación del instrumento (Tag Number) y la identificación del lazo al que pertenece

(Loop Number), ya que automáticamente mantiene la convención de nombres que se

establece al iniciar el proyecto en el Módulo de Administración. Es imposible ingresar una

identificación que no respete la convención, así como también es imposible repetir un

número por equivocación.

Al momento de ingresar el instrumento a la base de datos se pueden indicar la

información del instrumento que aparece en el índice de instrumentos, pero ésta también

puede ser modificada en cualquier momento a través de las Propiedades del instrumento,

como se puede ver en la Figura 4-3. Cada una de estas propiedades es realmente un

campo en una tabla secundaria de la base de datos. Esto quiere decir que la información

debe añadirse a la base de datos antes de poder ser asignada a un instrumento. Por

ejemplo, si se quiere especificar que un instrumento está conectado a una línea

específica, ésta debe añadirse a la tabla de líneas (Lines). En el caso de las líneas y los

DTIs, la información de las tablas puede encontrarse en el Explorador del Dominio. La

ventaja de utilizar tablas secundarias está en que se evitan errores por parte del usuario,

al éste seleccionar de una lista la información que ya se encuentra en la base de datos.


Los campos de un instrumento que corresponden a tablas secundarias son:

Tipo de instrumento (asignado al momento de crear el instrumento).

Estado del instrumento: nuevo, usado, relocalizado, etc.

Ubicación: en campo, frontal de un panel, caja de conexión, gabinete, cuarto

de equipos, sala de control, etc.

Tipo de señal: entrada analógica, entrada digital, salida analógica, salida

digital, Fieldbus, RTD, etc.

Certificación: seguridad intrínseca.

Equipo: código del equipo asociado al instrumento (contenedores, tanques,

reactores, bombas, hornos, generadores, enfriadores, etc.)

Figura 4-2: Añadir instrumento


Línea: código de la línea de procesos a la cual está conectado el

instrumento.

DTI: código del Diagrama de Tuberías e Instrumentación en el cual se

encuentra ubicado el instrumento.

Fabricante y modelo

Por lo tanto, la primera actividad a realizar fue ingresar la información necesaria en

las tablas secundarias. Se comenzó agregando el código de los 10 DTI más importantes,

junto con un nombre descriptivo de cada uno de ellos, en la tabla de DTI. Luego, se

añadieron los equipos de cada uno de los trenes de producción, así como también

aquellos que son compartidos. Cada uno de los equipos se añade con el código y una

breve descripción del mismo. Los equipos pueden ser clasificados por su tipo, lo cual

facilita la búsqueda de un equipo en específico.

Figura 4-3: Propiedades de un instrumento


Seguidamente, se añadieron las posibles ubicaciones de los instrumentos. Dado

que un índice de instrumentos también debe contener las señales del sistema de control,

en SmartPlant Instrumentation éstas deben añadirse como si fueran otro instrumento. Se

suele utilizar la información de ubicación para poder diferenciar entre instrumentos y

señales. En este proyecto se definieron 4 ubicaciones distintas: “campo”, “PLC”, “VFD

PLC” y la estación principal de un sistema SCADA (“Main Station”). A los instrumentos se

les asignó la ubicación “campo”.

En cuanto a las líneas, estas se fueron añadiendo progresivamente, debido a que

sus nombres fueron cambiando constantemente.

Finalmente, una vez configuradas las tablas secundarias, se procedió a recorrer

todos los Diagramas de Tuberías e Instrumentación, añadiendo todos los instrumentos y

señales representados en éstos. Los DTI pasaron por varias revisiones, lo cual conlleva a

instrumentos eliminados, instrumentos añadidos o números de identificación modificados.

Por lo tanto, la tarea de ingresar instrumentos a la base de datos es algo que se llevó a

cabo a lo largo de todo el desarrollo del proyecto. En el Anexo 1 se pueden ver los DTI

más representativos del proyecto.

Una vez que se tienen los instrumentos en la base de datos, se puede elaborar el

índice de instrumentos. Este documento se genera desde el Módulo de Índice de

Instrumentos, pero en realidad éste abre una vista del Módulo Navegador. En el Módulo

Navegador existe la categoría “Instrument Index Standard Browser” o Navegador

Estándar para el Índice de Instrumentos. Aquí se puede asignar la vista que se abre

desde el módulo del Índice de Instrumentos. Esto quiere decir que el Índice de

Instrumentos no es otra cosa sino una consulta del Módulo Navegador; por lo que el

diseño del índice, los campos que incluye y el orden de los mismos, se definen desde el

Módulo Navegador y no desde el Módulo de Índice de Instrumentos como tal. En el caso

de que el cliente requiera una lista de instrumentos y una lista de señales por separado,

esto puede lograrse fácilmente, utilizando dos vistas del Módulo Navegador con su

respectivo filtro; es decir, se hacen dos consultas por separado a la base de datos: la

primera buscando las entradas con ubicación en “campo”, para obtener la lista de

instrumentos, y una segunda consulta que tenga como resultado el resto de las entradas,

obteniendo así la lista de señales.


Finalmente, se elaboró un documento con 1231 registros, incluyendo los campos:

número de identificación del instrumento (Tag Number), número del lazo (Loop Number),

Servicio (Service), descripción del tipo de instrumento (Instrument Type Description),

número del Diagrama de Tuberías e Instrumentación (P&ID), número de la línea de

proceso (Line Number), nombre del equipo asociado (Equipment Name), tipo de señal

(I/O type name), fabricante (Manufacturer) y modelo (Model) . Parte de este documento

se puede encontrar en el Anexo 2.

4.5. Personalización de reportes

Esta actividad consistió en investigar y desarrollar las posibilidades de

personalización en el diseño de los reportes generados por SmartPlant Instrumentation.

Por lo tanto, es una actividad que se llevó para cabo para cada uno de los documentos

emitidos. Sin embargo, se describe a continuación debido a que la primera vez que se

llevó a cabo fue luego de elaborar una primera revisión del Índice de Instrumentos.

SmartPlant Instrumentation es capaz de elaborar una numerosa cantidad de

documentos, cada uno de los cuales tiene un borde o bloque de título (Title Block). Este

bloque de título sirve para colocar información como por ejemplo: el logo de la empresa,

el título del proyecto, el título del documento y un registro de las revisiones. El título de

bloque puede ser distinto para cada uno de los tipos de reportes que ofrece SPI, pero

también se facilita la reutilización de un diseño, debido a que la información se obtiene a

través de campos de la base de datos.

SPI tiene por defecto un bloque de título como el que se muestra en la Figura 4-4.

El logo del proyecto puede ser cambiado por el Administrador del Dominio en el Módulo

de Administración. Pero, por otra parte, se puede observar que en el bloque de título por

defecto los campos utilizados para la revisión del documento son: número del documento

(No.), autor (By), fecha (Date), descripción (Description) y firmado por (Signed By), los

cuales no corresponden a los campos que utiliza el cliente.


Para poder personalizar el diseño se utilizó Infomaker, utilizando un archivo base

que viene incluido en las carpetas del SPI. La información de las revisiones está

guardada en la base de datos, por lo que se debe especificar el nombre de los campos

que corresponden a la información deseada. Cada campo es asignado a un control de

tipo Texto.

A continuación se listan los campos de la base de datos que contienen información

de las revisiones. Estos campos se indican con una letra “n”, la cual debe tener un valor

entre 1 y 9, dependiendo del número de la revisión.

date_n: fecha

rev_no_n: número de revisión

create_by_n: creado por

chk_by_n: revisado por

appr_by_n: aprobado por

desc_n: descripción de la revisión

Se elaboraron bloques de título conteniendo los campos requeridos por el cliente,

incluyendo hasta 5 números de revisión, en dos formatos separados adaptados a la

posición vertical y horizontal de la hoja respectivamente.

La guía del usuario de SmartPlant Instrumentation contiene indicaciones para la

creación de bloques de título en Infomaker. Sin embargo, no se indica claramente cómo

se debe hacer para asignar un título de bloque a un tipo de reporte. Luego de una

búsqueda intensiva, aplicando procedimientos de ensayo y error, se logró el objetivo. El

procedimiento para lograrlo fue redactado en un documento para el Departamento de

Instrumentación, a manera de guía de usuario, para futuras referencias. Este

procedimiento se puede revisar en el Capítulo 1 del Anexo 3.

Figura 4-4: Bloque de título Intergraph


4.6. Elaboración de Hojas de Datos de Instrumentos

Las hojas de datos se elaboran desde el Módulo de Especificaciones de SmartPlant

Instrumentation. Para poder elaborar una hoja de datos es necesario ingresar primero el

modelo de Formulario que se asignara a un instrumento.

Como se dijo en el Capítulo 3.8.4, SPI incluye 70 Formularios que abarcan la

mayoría de los tipos de instrumentos. Sin embargo, Estos formularios no cumplían con

las necesidades o exigencias del cliente, por lo que fue necesario modificar los mismos e

incluso añadir Formularios nuevos.

En SPI cada Formulario (Form) está basado en una o más Páginas (Pages). Una

Página puede ser utilizada por más de un Formulario. Por lo tanto, para modificar un

Formulario, realmente es necesario modificar la Página en la cual éste está basado. Hay

que tomar en cuenta que la modificación de una Página afecta a todos los Formularios

que estén basados en ella.

Las herramientas de edición de hojas de datos de SPI (Page Editor y Form Editor)

son bastante limitadas. Debido a esto, se utilizo el software Infomaker para el diseño de

todas las hojas de datos del proyecto, aprovechando las facilidades de este software y su

fácil integración con SPI.

Una de las principales ventajas de Infomaker está en la posibilidad de elegir el tipo

de control a utilizar para ingresar la información de un campo determinado. Inicialmente,

todos los campos de la hoja de datos son del tipo TextBox o EditBox, es decir, un cuadro

de texto donde el usuario puede escribir cualquier tipo de información. En la Figura 4-5

se puede ver un extracto de una hoja de datos donde se muestra este tipo de campo

control.

En la mayoría de los casos esta es la mejor forma de ingresar la información en la

hoja de datos, ya que la única limitación está en el número de caracteres que se pueden

introducir. Sin embargo, en algunos casos no es conveniente tener demasiada libertad.

Figura 4-5: control tipo TextBox en una hoja de datos


Existen campos que sólo pueden ser llenados con un número limitado de respuestas. Por

ejemplo, un campo de “Indicador Local” solo admite como respuestas posibles un SI o un

NO, ya que se refiere a si el instrumento lo incluye o no. En la Figura 4-6 se muestra un

extracto de un Comentario del Cliente, donde se observa que el ingeniero que hizo la

hoja de especificaciones llenó incorrectamente esta información, probablemente por

descuido.

Para evitar este tipo de errores, se diseñaron las hojas de datos utilizando controles

de tipo RadioButton y ListBox. un RadioButton consiste en un conjunto de opciones de

las cuales sólo una puede ser seleccionada, rellenando un círculo como se puede ver en

la figura.

Por su parte, un ListBox consiste en una lista desplegable que muestra las opciones

posibles para el campo. Una vez seleccionada una opción, la lista queda oculta. Este tipo

de control se puede observar en la Figura 4-8.

Figura 4-6: Comentario del Cliente – información incorrecta

en un campo tipo TextBox

Figura 4-7: Ejemplo de un control tipo RadioButton


Una vez elaborados los diseños de los formularios, se pudo proceder a elaborar las

hojas de especificaciones de instrumentos, llenando la información necesaria para cada

tipo de instrumento.

Para especificar los instrumentos se siguieron las instrucciones indicadas en el

estándar ANSI/ISA S20. Se recibieron un conjunto de documentos llamados

Especificaciones de Trabajo, elaborados por el cliente, en los cuales se indican los

criterios que se deben tomar en cuenta para cada tipo de instrumento. Esta información

se tomó para la especificación de instrumentos, así como también la información recibida

por la disciplina de procesos.

Se diseñaron 14 modelos de hojas de datos, para los siguientes tipos de

instrumentos:

Termómetros bimetálicos (Bimetalic Thermometer)

Válvulas de control (Control Valve)

Válvulas de parada de emergencia (ESDV)

Transmisor de Nivel por radar de onda guiada (Guided Wave Radar)

Detector de interfase (Interface Detector)

Medidor de flujo másico (Mass Flowmeter)

Válvula On/Off (On(Off Valve)

Figura 4-8: Ejemplo de control tipo ListBox


Válvula de Alivio de Presión (Pressure Relief Valve)

Manómetro (Pressure Gauge)

Instrumento de Presión (Pressure Instruments)

Rotámetro (Rotameter)

RTD y transductores de temperatura (RTD & Temperature Transducers)

Medidor de Nivel tipo Servo (Servo Level Instrument)

Medidor de flujo ultrasónico (Ultrasonic Flowmeter)

En el Anexo 4 se encuentra una muestra de cada uno de las hojas de datos

realizadas.

En los casos donde una hoja de datos era aplicable a más de un instrumento, se

elaboraron especificaciones “Multi-Tag”. Éstas consisten de una primera hoja con el

formato de la hoja de datos diseñada, donde se muestra la información en común entre

los instrumentos; y segunda hoja donde se muestra en forma de tabla la información que

difiere de un instrumento a otro, como: datos del proceso, número del DTI, servicio. Para

poder elaborar especificaciones “Multi-Tag” se deben crear los formatos para la tabla que

se muestra en la segunda hoja. En el trabajo de pasantía se elaboraron 6 de dichos

formatos.

Por otra parte, esa segunda hoja tiene un bloque de título, el cual tuvo que ser

diseñado. Esto se logró utilizando Infomaker, siguiendo un procedimiento distinto al

utilizado anteriormente. El procedimiento a seguir fue redactado en un documento para el

Departamento de Instrumentación, y se puede revisar en el Capítulo 2 del Anexo 3. Se

diseñaron dos títulos de bloques, aplicables a una hoja vertical y horizontal,

respectivamente.

4.7. Elaboración de Diagramas de Conexionado

Estos documentos se realizan desde el Módulo de Conexionado de SmartPlant

Instrumentation. En este módulo se define la conexión de cada uno de los instrumentos a

las distintas cajas de conexión, llevando las señales hasta la sala de control. Esta

información se utiliza como base para luego realizar los diagramas de lazo de control de

la planta.


Para la elaboración de los diagramas hubo que realizar distintas actividades:

revisión de los criterios de diseño del cliente y otros documentos del proyecto, creación

de las cajas de conexión, especificación de la capacidad de las regletas de cada caja de

conexión, especificación de los tipos de cable a utilizar, división de las señales en

analógicas y digitales, y definición de cada una de las conexiones.

En SmartPlant Instrumentation, se pueden elaborar plantillas para los tipos de cajas

de conexión y para los tipos de cable. De esta manera se puede aumentar el

desempeño, ya que muchos pasos se realizan una sola vez. Luego se crean los

elementos reales de la planta utilizando las plantillas creadas anteriormente.

Para esta actividad se tomó la información de los Planos de Ubicación de

Instrumentos. En estos planos se muestra la ubicación de cada instrumento en la planta,

la ubicación de las cajas de conexión, y la ruta que deben seguir los cables. Con esta

información se procedió a crear las cajas de conexión de la planta. Se hizo un conteo de

la cantidad de instrumentos que debían ser conectados a cada caja, con el fin de poder

definir la cantidad y el tamaño de las regletas de conexión que debían colocarse.

Además, para ello debió tomarse en cuenta el porcentaje de reserva requerido por el

cliente. Cada caja de conexión maneja un solo tipo de señal.

Además de las cajas de conexión, se tienen 3 paneles de Marshalling que se

utilizan como interconexión entre las cajas de campo y el PLC de la planta. Con los

paneles de Marshalling se separan las señales en señales analógicas, señales digitales

de entrada y señales digitales de salida. En el caso del panel de señales analógicas, las

entradas y las salidas se conectan en regletas separadas. Una vez hecho el conteo de

cantidad de señales de cada tipo, se procedió a especificar el tamaño de las regletas

para cada uno de los paneles de Marshalling.

Por último, se añadieron la cantidad de tarjetas de E/S en el PLC necesarias para

lograr el conexionado del sistema, tomando en cuenta el porcentaje de reserva

especificado por el cliente. Las señales en el PLC también fueron separadas

dependiendo del tipo de señal.

Una vez agregado todo el hardware necesario a la base de datos de SmartPlant

Instrumentation, se procedió a definir los tipos de cables que se usaron en el proyecto,

los cuales fueron especificados por el cliente:


Los pares simples o tríadas deben ser calibre 16 AWG de cobre trenzado.

Los multicables deben ser calibre 18AWG para señales analógicas y

16AWG para señales digitales.

Las señales analógicas deben llevar pantalla (shield).

Los multicables deben llevar pantalla (overall shield).

Finalmente, se procedió a hacer el conexionado de todos los instrumentos, desde el

panel del instrumento hasta el PLC, pasando por las cajas de conexión y los paneles de

Marshalling. En la Figura 4-9 se muestra un diagrama de las conexiones

Luego de terminar las conexiones, se procedió a medir la longitud de los cables,

utilizando los Planos de Ubicación de Instrumentos, los cuales están hechos a escala

Figura 4-9: Diagrama General del Conexionado


Con toda la información en la base de datos se generaron varios tipos de reportes.

Uno de ellos fue una lista de cables o Cable Schedule, en la cual se muestran todos los

cables de la planta, indicando: puntos de origen y destino, longitud del cable y tipo de

cable. Este reporte es de mucha utilidad, ya que se puede verificar que ningún cable

tenga un extremo desconectado, así como también permite determinar la cantidad de

cable necesario para todo el cableado. Parte de este reporte se encuentra en el Anexo 5.

Por otra parte, se generaron diagramas de cableado para cada una de las regletas

de conexión. En estos diagramas se pueden observar los cables que entran y salen de

una regleta, incluyendo las regletas adyacentes, lo cual permite verificar que no haya

errores en la conexión (Por ejemplo una señal digital conectada al Marshalling de señales

analógicas), así como también verificar que se cumple con el porcentaje de reserva

requerido por el cliente. Este tipo de reportes recibe el nombre de “Panel – Strip: With

Adyacent Connections”, y se pueden observar en el Anexo 6 .

También se generaron otro tipo de diagramas de cableado, en los cuales se

muestra el recorrido completo de las señales que están conectadas a una regleta

específica. En estos diagramas se puede observar la conexión completa desde el campo

hasta el PLC. Generando este diagrama para cada una de las tarjetas de E/S del PLC se

puede obtener el conexionado de todo el sistema. En el Anexo 7 se presentan ejemplos

de este tipo de diagramas.

Por último, también se generaron diagramas de conexionado punto-a-punto (Point

to Point Wiring Diagram). En estos diagramas se observa el conexionado completo

correspondiente a un lazo en particular, todos los terminales de conexión en cada una de

las cajas para cada una de las señales del lazo. La información contenida es más o

menos la misma que contiene un diagrama de lazos. En el Anexo 8 se presenta un

ejemplo de este tipo de diagramas.

Los dos primeros tipos de diagramas de cableado son generados en el Enhanced

Report Utility. Así como todos los documentos generados en el proyecto, estos reportes

también requieren un bloque de título (Title Block). Sin embargo, estos bloques son

diseñados y configurados de una manera totalmente distinta a los mencionados en el

Capítulo 4.5. Para ello se tuvo que investigar durante varias horas de trabajo, hasta que

se logró desarrollar un procedimiento, el cual fue redactado en un documento para el


Departamento de Instrumentación. Dicho procedimiento se puede revisar en el Capítulo 3

del Anexo 3.

4.8. Elaboración de Diagramas de Lazos de Control

Estos diagramas muestran toda la información de conexionado de un lazo de

control. En ellos se pueden identificar claramente los instrumentos de campo, las señales

de entrada y salida del PLC, las señales visibles en Sala de Control, y los terminales y

cables de las conexiones. Estos documentos sirven como referencia para las pruebas

realizadas en la fase de comisionado de la planta, con las cuales se determina si las

señales de los instrumentos se transmiten correctamente. Es claro que para poder

generar los diagramas de lazos se requiere haber ingresado a la base de datos toda la

información de las actividades previas.

Los diagramas de lazo se generan desde el Módulo de Diagramas de Lazo de

SmartPlant Instrumentation junto con el programa de diseño AutoCAD. Desde el punto de

vista del software, un diagrama de lazo no es más que la integración de distintos bloques

de dibujo. En cada bloque se pueden utilizar una serie de atributos o “Macros” que sirven

para cargar información de la base de datos de SmartPlant Instrumentation desde

AutoCAD. En el Módulo de Diagramas de Lazo ofrece una tabla organizada con todas las

Macros disponibles; sin embargo, también cuenta con un conjunto de bloques de ejemplo

que sirvieron de base para elaborar los bloques necesarios. En las Figura 4-10 se

pueden observar los bloques para una señal de entrada y para una válvula de control.

Los bloques de dibujo son diseñados previamente, utilizando AutoCAD, y luego se

ingresan a la base de datos de SPI, otorgándoles un nombre único. Luego se hace la

asignación de bloques a los instrumentos de cada lazo que los necesiten. Por ejemplo,

en la Figura 4-11 se muestran los bloques asignados a cada uno de los instrumentos del

lazo YM-10-P-004. Cuando se genera el diagrama, SPI y AutoCAD se encargan de

integrar todos los bloques en un solo dibujo y de tomar la información de la base de

datos, a través de las macros.


Es importante notar que los bloques siempre aparecen en la misma ubicación, por

lo que es necesario tener en cuenta las coordenadas que utiliza AutoCAD, para poder

elaborar todos los bloques y que éstos puedan integrarse satisfactoriamente.

Para poder diseñar los bloques de una manera eficientes, se procedió a estudiar los

lazos existentes, con el fin de identificar lazos típicos. Esto se hace con la finalidad de

reutilizar los bloques la mayor cantidad de veces posibles, diseñando un menor número

de ellos. Se debe tomar en cuenta que cuando se requiera un bloque en una posición

distinta a la original, es necesario guardarlo como un bloque nuevo. Un bloque siempre

aparece en la misma ubicación dentro del sistema de coordenadas del dibujo.

Figura 4-10: Bloques de Dibujo para Diagramas de Lazo

b) Válvula de Control

a) Señal analógica de entrada


Además de los bloques tradicionales, aplicados a los lazos, existen dos tipos de

bloques: un bloque de borde y un bloque de logo. Sus nombres son bastante explícitos:

con el primero se define el borde que se aplicará al diagrama de lazo, en el cual se

pueden especificar zonas dentro del diagrama de lazos, como por ejemplo: campo, PLC

y sala de control; y con el segundo se especifica el logo de la empresa. Estos bloques

también conservan su posición en el sistema de coordenadas, por lo que se deben

diseñar cuidadosamente para que puedan integrarse satisfactoriamente. A diferencia de

los bloques mencionados inicialmente, éstos se asignan una sola vez para todos los

lazos de la planta, utilizando la opción de cambiar los bloques por defecto (“Default

General Blocks”).

Figura 4-11: Módulo de Diagramas de Lazo


En el Anexo 9 se pueden encontrar muestras de algunos de los tipos de los lazos

que se generaron.

4.9. Elaboración de Detalles de Instalación de Instrumentos

Para elaborar los detalles de instalación se utilizó el Módulo de Detalles de

Instalación de SmartPlant Instrumentation. Con los detalles de instalación se muestra la

forma recomendada de instalar cada uno de los instrumentos. Ellos son generados en un

programa de CAD, y están formados por varios elementos: un borde o bloque de título, el

dibujo con el detalle de instalación, una tabla o lista con los materiales necesarios para

realizar la instalación representada y una tabla o lista de instrumentos que deben ser

instalados de esa forma.

El primer paso en esta actividad consistió en tomar los detalles de instalación

estándares de VEPICA, originalmente desarrollados en AutoCAD, y se editaron para

poder ser utilizados con SmartPlant Instrumentation. Para ello hubo eliminar todos los

bordes y tablas que estuvieran en el dibujo original, dejando solamente el detalle de

instalación en sí. Esto debe hacerse debido a que SPI genera el borde y las tablas

necesarias para cada dibujo.

Luego se definieron las categorías de detalles de instalación. Se crearon cuatro

categorías de detalles de instalación al proceso: instrumentos de flujo, instrumentos de

nivel, instrumentos de presión, válvulas de control; y las categorías correspondientes a

los detalles de instalación neumáticos, eléctricos y de soporte.

En cada una de las categorías se crearon los tipos de detalles de instalación a

utilizar en el proyecto, asignando un nombre y el archivo .dwg con el dibujo

correspondiente. A medida que se crearon los tipos de detalles de instalación, se

asignaron los materiales necesarios para cada instalación. Los materiales disponibles se

manejan Utilizando una “Librería de Materiales”, en la cual se deben añadir todos los

materiales a utilizar en todo el proyecto. Cuando se asigna un material a un tipo de

detalle de instalación, éste debe seleccionarse de la lista de materiales disponibles,

indicando la cantidad que se necesita de ese material para la instalación

correspondiente.


En la “Librería de Materiales” se asigna un código a cada material. Cuando se

genera el detalle de instalación, el código aparece acompañando cada uno de los

materiales necesarios del detalle, en la tabla de materiales. Se procedió a modificar los

dibujos base de los detalles de instalación, para indicar claramente la ubicación de cada

uno de los materiales, utilizando su código. En la Figura 4-12 se representa el dibujo de

un detalle de instalación para un manómetro con sello diafragma y sifón, montado en una

línea horizontal. En el dibujo se puede observar el código de cada uno de los materiales.

Una vez creada toda la información básica de los detalles de instalación (tipos y

materiales necesarios para cada uno), se distribuyeron los instrumentos en los distintos

tipos de detalles de instalación, según lo requirieran.

Cuando se intentó generar los Detalles de Instalación, se obtuvo un error

relacionado con la aplicación CAD utilizada: AutoCAD 2006. Luego de investigar, se

consiguió que SmartPlant Instrumentation está certificado para trabajar con AutoCAD en

Windows XP en las versiones 2002, 2004 y 2005. Aunque AutoCAD 2006 trabajó bien

con el módulo de Diagramas de Lazo, aparentemente existe una incompatibilidad con el

Módulo de Detalles de Instalación. Es importante recordar que parte del objetivo de la

pasantía consistía en probar la versión 7.0 de SmartPlant Instrumentation, la cual no

había sido utilizada anteriormente por VEPICA.

Para seguir adelante, se procedió a instalar otra aplicación de CAD: SmartSketch,

de la misma compañía de SmartPlant Instrumentation: Intergraph. Este software tiene

sus propios formatos de archivo, pero mantiene compatibilidad con el formato .dwg de

AutoCAD.

Una vez solventado el problema, se procedió a generar los Detalles de Instalación,

como el que se muestra en el Anexo 10.


Una vez generados los Detalles de Instalación necesarios, se hizo una Lista de

Materiales. Generar la Lista de Materiales o Bill Of Material (BOM) es el propósito más

importante del Módulo de Detalles de Instalación. SmartPlant Instrumentation toma en

cuenta los materiales necesarios para cada tipo de detalle de instalación, y multiplica por

la cantidad de instrumentos asignados a cada tipo.

En algunos casos se asigna un instrumento para que éste salga en la lista del

detalle de instalación; sin embargo, no se quiere que éste salga en la lista de materiales.

Tal es el caso, por ejemplo, de una válvula de control con posicionadores. Un

posicionador es identificado como un instrumento y recibe su identificación como tal; por

ejemplo: 10-ZSC-038. El posicionador se asigna al detalle de instalación, de manera tal

que se pueda identificar el posicionador que corresponde a cada válvula de control. Sin

embargo, los materiales utilizados en el detalle de instalación aplican una sola vez al

conjunto válvula y posicionadores.

Figura 4-12: Detalle de Instalación - manómetro con sello diafragma y sifón


SmartPlant Instrumentation permite indicar los instrumentos que deben ser tomados

en cuenta para generar la lista de materiales. Para ello se debe revisar la lista de

instrumentos asignados a cada tipo de detalle de instalación, seleccionando una casilla o

“CheckBox” para que el instrumento se tome en cuenta, y dejándolo en blanco para lo

contrario. Una manera más eficiente de lograrlo es utilizando el Perfil del instrumento, en

el Módulo de Índice de Instrumentos. Utilizando el Perfil se pueden indicar los tipos de

instrumentos que son incluidos en la Lista de Materiales y los que no. Sin embargo, los

instrumentos creados antes de modificar el Perfil no toman en cuenta los cambios

realizados. Es importante configurar cada Perfil antes de crear ningún instrumento.

En el Anexo 11 se muestra un extracto de la Lista de Materiales generada durante

la pasantía.

4.10. Facilidades para la importación de datos

Esta actividad no tuvo relación con el proyecto, pero se coloca en este capítulo por

tratarse de una actividad realizada en SmartPlant Instrumentation.

Una de las principales inquietudes del departamento cuando se habla de

SmartPlant Instrumentation, es la aparente rigidez de su estructura. A primera vista,

pareciera que no hay forma de lograr que el software se ajuste a todas las necesidades.

En algunos aspectos esto resulta ser cierto, pero en muchos otros no. Por ejemplo,

anteriormente se vio cómo utilizando otras herramientas, como Infomaker, y utilizando

algunas opciones avanzadas, se pueden lograr muchas cosas.

Pero un aspecto que no se ha tocado hasta ahora en el desarrollo, es cómo hacer

cuando se tiene una gran cantidad de información en una base de datos y ésta se quiere

añadir a la base de datos de SmartPlant Instrumentation. Intergraph incluye con SPI una

herramienta llamada Utilidad de Importaciones (Import Utility), la cual permite hacer

exactamente eso. Esta actividad consistió en trabajar y familiarizarse con los

procedimientos de importación a la base de datos de SmartPlant Instrumentation.

Para realizar la actividad no se utilizó el dominio del proyecto CHOPS, ya que se

trata de una tarea delicada. Se utilizó entonces el dominio creado para realizar el tutorial

de iniciación en las primeras semanas de trabajo.


Se realizaron diversos ejercicios de importación, utilizando archivos en formato de

Excel (.xls) y en formato dBASE IV (.dbf). Entre los ejercicios realizados, se hicieron

importaciones a las tablas de líneas, Diagramas de Tuberías e Instrumentos e índice de

instrumentos. Luego se hizo la importación de toda la información de cableado de un

pequeño sistema, incluyendo los paneles, regletas, terminales y cables utilizados, e

indicando los puntos de todas las conexiones.

Para poder realizar satisfactoriamente los ejercicios, se requirió un conocimiento

profundo de la estructura de la base de datos, y de la relación de claves primarias entre

ellas. Para ello, se solicitó a Intergraph un documento llamado Data Dictionary

(Diccionario de Datos), en el cual se muestran los más de 12500 campos de la base de

datos de SmartPlant Instrumentation, indicando la tabla a la que pertenecen y el tipo de

datos que contienen.

Estudiando profundamente la base de datos, se consiguió que el Data Dictionary

no tenía una información completa. Se procedió a revisar el documento, añadiendo

información que se consideró de utilidad: se añadieron más de 1500 campos nuevos, se

resaltaron de color azul las claves primarias de cada tabla, y se resaltaron de color

amarillo los campos que hicieran referencia a otras tablas de la base de datos, indicando

el nombre de dichas tablas. De esta manera se obtuvo un nuevo Diccionario con

información mucho más completa, el cual no se utiliza sólo para realizar importaciones,

sino que también es de gran utilidad cuando se trabaja con una herramienta como

Infomaker.

Adicionalmente, se utilizó Microsoft Access para poder observar toda la información

de la base de datos. Cuando se trabaja desde SmartPlant Instrumentation, sólo se ve la

información relevante, desde el punto de vista de un usuario normal. Se podría decir que

se trata de una interfaz de alto nivel. Por otra parte, cuando se trabaja con Infomaker y

con la Utilidad de Importaciones, se pueden observar las tablas y los campos que de

cada una de ellas, pero no se puede ver la información que se encuentra dentro de la

base de datos. Observar los nombres de los campos y de las tablas no es suficiente para

entender la estructura de una base de datos relacional tan grande. El Diccionario de

Datos es de gran utilidad, pero aún así esto podría considerarse insuficiente.

Utilizando Microsoft Access se observa la información que SmartPlant

Instrumentation coloca en cada uno de los campos de la base de datos cuando el usuario


agrega un instrumento, un cable, un panel, etc. Al observar estos cambios en tiempo real

se alcanzó un alto grado de conocimiento del funcionamiento y estructura de la

información almacenada. Un conocimiento avanzado de la base de datos permite

explotar al máximo las capacidades de importación de datos, así como también las

posibilidades de personalización de reportes y consultas con Infomaker.

4.10.1. Importación de Hojas de Datos de Excel

Para poder utilizar la Utilidad de Importaciones para llevar información de un

archivo de Excel a la base de datos de SmartPlant Instrumentation requiere que esta

información se encuentre organizada en forma de tabla, de manera tal que la

información perteneciente a un mismo campo se encuentre en la misma columna. En

el ejemplo de una tabla utilizada para importar instrumentos a un Detalle de

Instalación existente.

Sin embargo, cuando se trata de hojas de datos éstas tienen un diseño muy

distinto a una tabla, como se ve en el Anexo 4. El Departamento de Instrumentación

estaba muy interesado en saber si se podía lograr, de alguna manera, la importación

de la información contenida en una hoja de datos hecha en Excel.

Para lograrlo, se propuso utilizar Visual Basic for Applications (VBA), leyendo la

información contenida en el archivo de la hoja de datos y escribiéndola en forma de

tabla en un archivo nuevo. Es decir, haciendo un mapeo directo entre las celdas de

los dos documentos. Sin embargo, se tuvieron que tomar en consideración los

siguientes puntos:

El diseño de las hojas de datos varía de un tipo de instrumento a otro.

El diseño de la hoja de datos puede variar de un proyecto a otro.

HU_NAME CMPNT_NAME

Flow Transmitter YM-10-FE -034

Flow Transmitter YM-11-FE -308

Flow indicator YM-12-FI -071

Flow indicator YM-11-FI -306

Tabla 4-1: Importación de instrumentos a un Detalle de Instalación


Los campos en la base de datos no tienen un nombre representativo de la

información que contienen. La mayoría de los campos de la base de datos

se llaman spec_udf_xxx, a excepción de los campos que provienen del

índice de instrumentos, los datos de proceso o los datos de cálculo. Los

campos se pueden colocar en cualquier lugar cuando se edita el diseño de

la hoja de datos en Infomaker o con el Editor de Páginas (Page Editor).

La convención de nombres para los instrumentos (Tag Convention) varía de

un proyecto a otro.

Analizando esos puntos se llegó a las siguientes conclusiones:

Es necesario crear un formato de tabla para cada uno de los tipos de

hojas de datos que se tenga, indicando el nombre descriptivo de la

información y el nombre del campo correspondiente en la base de datos

(El nombre descriptivo se utiliza para determinar la celda que contiene la

información en la hoja de datos original, mientras que el nombre del

campo se utiliza para hacer la asignación correcta en la Utilidad de

Importaciones).

Se debe tratar de que el diseño de las hojas de datos se mantenga

estandarizado en todos los proyectos. Aún así, se debe permitir cambiar

la asignación de celdas sin la necesidad de cambiar el código

desarrollado en VBA.

Se debe llevar un contador de filas, para poder colocar cada instrumento

en una fila, realizando una sola vez el procedimiento dentro de la

Utilidad de Importaciones.

El usuario debe indicar la convención de nombres que se utiliza, para

poder leer correctamente los números de identificación de los

instrumentos. Aunque parece obvio, es importante destacar que el

instrumento debe existir en la base de datos para que se le pueda

asignar una hoja de datos. Por lo tanto, el nombre se debe leer

correctamente para que coincida con el nombre indicado en la base de

datos.


Se procedió entonces a elaborar el archivo de Excel a utilizar como base para

elaborar los formatos de cada uno de los tipos de hojas de datos que ofrece el

departamento como plantillas para todos los proyectos. En la Figura 4-13 se puede

observar parte de ese trabajo. El archivo tiene un botón Abrir (Open), el cual se utiliza

para indicar el archivo que contiene la Hoja de Datos que se quiere importar; y un

botón Limpiar Lista (Clear List) para borrar la información leída anteriormente. A

medida que se abren archivos, la información de cada instrumento se coloca en la

siguiente fila. Luego, se tiene una celda donde se indica la convención a utilizar para

la identificación de los instrumentos.

Finalmente, se tiene el encabezado de la tabla que será importada. El

encabezado está formado por 3 filas, que sirven de ayuda para ingresar la

información. La primera fila contiene el nombre descriptivo de la información que

contiene cada campo. La segunda fila contiene el nombre de la celda del archivo

original en la cual se encuentra la información correspondiente al nombre mostrado

en la primera fila. Y por último, la tercera fila contiene el nombre del campo en la base

de datos en el cual se debe guardar la información de esa columna.

En base a este formato, se escribió el código en VBA, el cual toma la segunda

fila del encabezado para tomar la información del archivo original, copiándola en

forma de tabla. Al no indicar los nombres de las celdas en el código se logran dos

cosas importantes:

el código puede utilizarse sin cambios para todas las hojas de datos que

se diseñen y

Figura 4-13: Formato para importación de Hojas de Datos de Excel


si se hacen cambios en el diseño original, sólo es necesario cambiar los

nombres de las celdas en el formato. No es necesario modificar el

código.

Se logró la importación de las hojas de datos satisfactoriamente. En la Figura

4-14 se muestra una parte de una hoja de datos hecha en Excel, cuya información

quiere ser importada a SmartPlant Instrumentation.

En la Figura 4-15 se muestra el resultado obtenido: la información organizada

en forma de tabla, junto con el nombre del campo de la base de datos. Esta tabla se

utiliza con la Utilidad de Importaciones.

A pesar de que se logró importar la información de varias hojas de datos

satisfactoriamente, la empresa consideró la solución como muy complicada. Esto se

debe a la alta probabilidad de que el diseño de una hoja de datos cambie de un

proyecto a otro, haciendo que sea muy difícil mantener un formato que funcione

siempre, adaptándose a cualquier tipo de cambios. Adicionalmente, se consideró que

la poca frecuencia con la cual se puede llegar a necesitar la importación de una hoja

de datos, no justifica la complejidad de la solución propuesta. Sin embargo, no se

consiguió una solución que no implique la necesidad de hacer modificaciones

Figura 4-14: Extracto de una Hoja de Datos hecha en Excel

Figura 4-15: Información extraída de la hoja de datos, lista para ser importada


manuales al formato, reflejando los cambios surgidos en los diseños de las hojas de

datos a importar.

Cuando son pocas las hojas de datos a importar, la diferencia entre ingresar la

información manualmente a la base de datos y actualizar los formatos de importación,

elaborados en este trabajo de pasantía, podría ser muy poca; por lo que la mejor

solución sería ingresar la información manualmente. Sin embargo, si el número de

hojas de datos es relativamente grande, se recomienda considerar la solución aquí

propuesta, ya que a pesar del trabajo manual que debe realizarse, éste no se

compara con lo que implicaría introducir toda esa la información manualmente.

555...

DDDEEESSSAAARRRRRROOOLLLLLLOOO DDDEEE EEESSSPPPEEECCCIIIFFFIIICCCAAACCCIIIOOONNNEEESSS GGGEEENNNEEERRRAAALLLEEESSS

PPPAAARRRAAA SSSIIISSSTTTEEEMMMAAASSS DDDEEE CCCOOONNNTTTRRROOOLLL

5.1. Controlador Lógico Programable (PLC) ................................................. 103

5.2. Sistema de Control Distribuido (DCS) .................................................... 104

5.3. Sistema de Parada de Emergencia (ESD) ............................................. 104

5.4. Sistema de Gestión de Quemadores (BMS) .......................................... 105

El trabajo de pasantía tuvo una segunda parte, la cual se desarrolló luego de finalizar

las actividades relacionadas con el proyecto CHOPS. Esta parte consistió en el desarrollo de

especificaciones generales para algunos sistemas de control. Las especificaciones generales

son documentos que la empresa VEPICA utiliza como referencia, desarrollando a partir de

ellas las especificaciones para los sistemas de control de cada proyecto en particular; ya sea

eliminando o agregando elementos, de acuerdo a los requisitos del cliente.

La empresa tenía algunos de estos documento ya elaborados, pero se requería una

revisión y actualización de los mismos. Estos documentos fueron tomados como referencia

para la elaboración de unos nuevos documentos. En algunos casos no se hicieron mayores

cambios, pero otros fueron elaborados casi en su totalidad. Es importante destacar que el

Alejandro Viera V. – Libro de Pasantía Capítulo 5 – Desarrollo de Especificaciones… 103

Departamento de Instrumentación exigió que los documentos fueran desarrollados en inglés,

ya que la mayoría de los clientes exigen el uso de este idioma en sus documentos. Por lo

tanto, parte de la labor desarrollada también consistió en tratar de corregir errores en el uso

del inglés en los documentos existentes.

Se elaboraron especificaciones para: Controlador Lógico Programable (PLC), Sistema

de Control Distribuido (DCS), Sistema de Gestión de Quemadores (BMS) y Sistema de

Parada de Emergencia (ESD). Para ello hubo que revisar los estándares correspondientes y

la información ofrecida por los distintos proveedores de estos sistemas.

5.1. Controlador Lógico Programable (PLC)

Se elaboró un documento de 33 páginas de extensión, especificando las

características más comunes de Hardware y Software que se pueden encontrar hoy en

día en el mercado. Por otra parte, se añadieron capítulos de pruebas e inspección,

garantías y entrenamiento. Entre los estándares más importantes relacionados con este

tipo de sistemas se pueden mencionar: el IEC 61131-3, el cual estandariza los lenguajes

de programación de los controladores lógicos programables; el API RP 554, en el cual se

cubren los requisitos de desempeño y consideraciones para la selección, especificación y

prueba de sistemas de control para la industria petrolera; y las especificaciones de

ingeniería de PDVSA K-360, donde se presentan recomendaciones de diseño y

especificación de PLC’s, en base a la experiencia de PDVSA en la industria petrolera

venezolana.

Se revisó la información de PLC’s ofrecidos por compañías como: Rockwell

Automation, ABB, Schneider Electric, GE Fanuc y Siemens. El documento se elaboró

tomando como punto de partida las prácticas recomendadas por organismos

internacionales y estándares, como los mencionados anteriormente, complementando

con algunas de las características más importantes extraídas de la información de los

proveedores.

La información del documento elaborado se puede consultar en el Anexo 12.


5.2. Sistema de Control Distribuido (DCS)

Para este documento se tomaron las especificaciones de sistemas realizados

recientemente en otros proyectos de la empresa, tomando los aspectos más resaltantes

de cada uno de ellos, haciendo las traducciones y correcciones necesarias.

Adicionalmente, se utilizó como base la información de sistemas líderes en el mercado

actual, principalmente la serie A2 de Foxboro, y el sistema DeltaV de Emerson.

El documento abarca especificaciones para los módulos de E/S, módulos de

alimentación, módulos de comunicaciones, software, consolas de operación y estación

de mantenimiento y redes de comunicaciones, finalizando con los capítulos de

documentación, entrenamiento y garantías que se suelen conseguir en este tipo de

documentos.

Se obtuvo un producto con 71 páginas de extensión, en inglés. Su contenido puede

revisarse en el Anexo 13.

5.3. Sistema de Parada de Emergencia (ESD)

Como se dijo anteriormente, estos sistemas se basan en PLC’s de seguridad, por lo

que se revisó la información de las empresas líderes en la venta de este tipo de

controladores, principalmente: Triconex, Allen-Bradley y ABB. La mayoría de estos

sistemas utilizan una nueva arquitectura llamada TMR o Redundancia Triple Modular.

Esta arquitectura garantiza un control ininterrumpido y libre de errores, ya que consiste

en tres caminos de procesamiento independientes. La señal que llega a un terminal de

entrada se divide en tres micro-controladores dentro del módulo de entrada, cada uno de

los cuales lleva la señal a un procesador distinto. Cada procesador ejecuta las

instrucciones por separado, teniendo cada uno un resultado (teóricamente el mismo),

cada uno de los cuales llega a un microprocesador en el módulo de salida. La señal de

los micro-controladores entra a un sistema de votación “2 de 3” (2oo3 – two-out-of-three),

de donde se obtiene la señal para el terminal de salida.

Adicionalmente, los módulos de entrada y salida son redundantes, entrando en

operación automáticamente en caso de una falla en el módulo principal. Algunos de estos

sistemas ofrecen la posibilidad de pasar de votación 2oo3 a una votación 1oo2 y 1oo1 sin


interrumpir el control del sistema, en caso de que uno de los procesadores presente una

falla. En la Figura 5-1 se presenta un ejemplo de una arquitectura TMR.

5.4. Sistema de Gestión de Quemadores (BMS)

Para realizar este documento se hizo una visita a las instalaciones de la compañía

MCL Control, muy reconocida en el desarrollo de estos sistemas. De ahí se obtuvieron

algunas referencias y material de apoyo que sirvieron de base para el desarrollo de las

especificaciones. Adicionalmente, fue de suma importancia el estándar NFPA 85, el cual

indica todos los requisitos de seguridad que se deben cumplir en un sistema de manejo

de quemadores y equipos de combustión.

Al igual que los Sistemas de Parada de Emergencia, estos sistemas están basado

en Controladores Lógicos Programables de Seguridad, por lo que aplica gran parte de lo

mencionado en la sección anterior.

Figura 5-1: Architectura TMR en el sistema ABB Triguard SC300E [28]


Finalmente, se obtuvo un documento de 31 páginas de extensión, incluyendo

puntos como: lógica del sistema, monitoreo de la llama y sistemas de interrupción,

subsistema de ignición, procedimientos de purga, subsistema de alarma, estación de

operación y especificaciones del PLC. El contenido de este documento se puede revisar

en el Anexo 15.

666...

CCCOOONNNCCCLLLUUUSSSIIIOOONNNEEESSS YYY RRREEECCCOOOMMMEEENNNDDDAAACCCIIIOOONNNEEESSS

Durante el trabajo de pasantía se logró cumplir los objetivos planteados casi en

su totalidad. El único objetivo que no fue cumplido satisfactoriamente fue la

importación de hojas de datos hechas en Excel hacia la base de datos de

SmartPlant Instrumentation. Se considera que el objetivo no se cumplió debido

a que se llegó a la conclusión de que no existe una manera práctica y sencilla

de lograrlo, más no por incapacidad de hacerlo. Se planteó y desarrolló una

solución, utilizando Visual Basic For Applications, la cual funcionó

satisfactoriamente en los casos probados, pero se consideró poco práctica,

principalmente debido a que los formatos de las hojas de datos son muy

susceptibles a ser cambiadas por el ingeniero que hace las especificaciones del

instrumento. Bajo este principio, se llegó a la conclusión de que no es posible

tener una solución que sirva para importar cualquier hoja de datos,

independientemente de las variedades de diseños que se puedan presentar.

Se comprobó que SmartPlant Instrumentation es una plataforma que provee

acceso fácil a una información consistente, actualizada de manera automática.

Durante el desarrollo de la pasantía se pudo observar cómo ocurren cambios

constantemente en los proyectos de ingeniería, y es importante mantenerse al

Alejandro Viera V. – Libro de Pasantía Capítulo 6 – Conclusiones y recomendaciones 108

día con todos los cambios que puedan afectar el trabajo que se está haciendo.

Por ejemplo, un instrumento no puede aparecer en el índice de instrumentos y

no aparecer en las hojas de especificaciones, lo cual puede ocurrir fácilmente si

la información se mantiene separada una de otra. Con SmartPlant

Instrumentation este tipo de errores tiende a disminuir.

Se tuvo la oportunidad de trabajar brevemente con la versión 6.0 de INtools,

notando los cambios en la nueva versión. Estos cambios son principalmente en

la interfaz de usuario, permitiendo el acceso más rápido y fácil a toda la

información, mediante el uso de exploradores, similares al Explorador de

Windows. La migración de una versión a otra es inmediata.

No es necesario que el cliente exija el uso de SmartPlant Instrumentation. Se

hace la recomendación de utilizar esta herramienta cuando sea posible debido a

las ventajas que ofrece, incluyendo la posibilidad de generar los documentos en

formatos comunes, principalmente en formato de Microsoft Excel. En algunos

casos la exportación de los datos no es totalmente correcta, principalmente

debido al formato de las columnas del archivo que se genera automáticamente.

Sin embargo, las acciones que se deben hacer para acomodar el formato son

mucho menores que las acciones requeridas para elaborar toda la

documentación de manera aislada, sin una base de datos centralizada.

Se recomienda el uso de Infomaker para el diseño de las hojas de datos,

utilizando controles del tipo “Listbox” y “RadioButtons” cuando sea posible, no

sólo para mejorar visualmente la presentación de la información, sino también

para disminuir los errores cometidos durante el proceso de especificar los

instrumentos.

Por último, se hizo la recomendación de mantener al departamento de

computación al tanto del software especializado utilizado en la compañía, y de

las incompatibilidades que presentan. AutoCAD 2006 no es compatible con

SmartPlant Instrumentation, y se perdieron horas de trabajo debido a la falta de

conocimiento de ello.

777...

GGGLLLOOOSSSAAARRRIIIOOO

Automatización: desarrollo de una secuencia productiva por medio del uso de

instrumentos y controles sin la intervención directa del hombre.

Calibración: proceso de determinar la precisión de un instrumento, aplicando

cuidadosamente entradas cuantificadas al mismo, registrando la señal de salida para cada

entrada, comparando la salida medida con el valor estándar esperado, y corregir, si es

necesario, hasta lograr que la señal de salida igual al valor estándar esperado.

Consola: es una estructura similar a un mesón en la cual suelen instalarse componentes

que permiten la supervisión y el control de procesos (monitores, teclados, impresoras, etc.).

Control: mantener una variable dentro de unos límites específicos por medio de un

instrumento.

Conversor I/P: convertidor de señal de corriente a señal neumática. Normalmente la

conversión es 4-20mA a 3-15 psi.

Gabinete: es una estructura en la cual los componentes instalados quedan a la vista

Alejandro Viera V. – Libro de Pasantía Capítulo 7 – Glosario 110

Inspección: es la actividad que se realiza para verificar la correcta instalación y

especificación del instrumento y/o equipo. Previo a la inspección, debe haberse realizado

totalmente las conexiones a proceso, neumáticas y eléctricas de los instrumentos.

Instrumento: dispositivo utilizado directa o indirectamente para medir y/o controlar una

variable. El término abarca elementos primarios, elementos finales de control, dispositivos

de computación y dispositivos eléctricos. No aplica a partes que son componentes internos

de un instrumento.

Instrumentación: grupo de elementos que sirven para medir, controlar o registrar las

variables de un proceso con el fin de optimizar los recursos utilizados en éste. Nos permite

actuar sobre algunos parámetros del sistema para proceder de forma correctiva.

Lazo: combinación de dos o más instrumentos o funciones de control, arreglados de

manera que la señal pase de uno a otro con el propósito de medir y/o controlar una variable

de proceso.

Medición: determinación de la existencia o la magnitud de una variable

Monitoreo: simple observación de una variable sin acciones particulares sobre ella.

Panel: estructura que tiene un grupo de instrumentos montados en él, contiene la interfaz

operador-proceso.

Proceso: cualquier operación o secuencia de operaciones que involucran un cambio de

energía, estado, composición, dimensión, u otra propiedad.

Registro: almacenar históricamente el valor de una o varias variables.

Regleta: bloques formados por un número determinado de bornes o terminales montados

sobre un riel que sirve de soporte a estos bornes

Sensor: parte de un lazo o instrumento que mide el valor de una variable de proceso y que

asume un estado correspondiente, predeterminado e inteligible.

Sistema de control distribuido: un sistema que, estando integrado funcionalmente,

consiste de subsistemas que pueden estar separados físicamente uno del otro.

Variable de proceso: cualquier variable propiedad de un proceso.

888...

RRREEEFFFEEERRREEENNNCCCIIIAAASSS BBBIIIBBBLLLIIIOOOGGGRRRÁÁÁFFFIIICCCAAASSS

[1] Creus, A. “Instrumentación Industrial”. Publicaciones Marcombo, S.A.

Barcelona, España. 1979.

[2] VEPICA [en línea]. Disponible en www.vepica.com. [Citado 02 de enero

de 2007].

[3] Guía de iniciación en la empresa VEPICA.

[4] “Desarrollo de Proyectos de Automatización”. Documento desarrollado

por el Departamento de Instrumentación de la empresa VEPICA.

[5] “Elaboración de Diagramas de Tuberías e Instrumentación”. Documento

Normativo DIC-160-Q01-D. VEPICA.

[6] “Índice de Instrumentos”. Documento Normativo DIC-151-G08. VEPICA.

[7] “Diagramas de Lazos”. Documento Normativo DIC-153-G02. VEPICA.

[8] “Lista de Cables de Instrumentación”. Documento Normativo DIC-153-

P05. VEPICA.

http://www.vepica.com/

[9] “Ubicación y Canalización Neumática y Eléctrica de Instrumentos”.

Documento Normativo DIC-153-G01. VEPICA.

[10] “Detalles de Instalación de Instrumentos”. Documento Normativo DIC-

153-G03. VEPICA.

[11] “Lista de Conexiones”. Documento Normativo DIC-153-G04. VEPICA.

[12] “Ingeniería de Instalación de Instrumentos y Sistemas de Control”.

Manual del Participante. CEPET 1994.

[13] ANSI/ISA S12.1-1991. “Definitions and Information Pertaining to Electrical

Instruments in Hazardous (Classified) Locations”

[14] McMillan, G. y Considine, D. “Process/Industrial Instruments and Control

Handbook”. McGraw-Hill. 1999.

[15] Presentación: “Áreas Clasificadas y Métodos de Protección”. Innovantis

Technologies.

[16] “Introducción a la Seguridad Intrínseca”. Pepperl+Fuchs Elcon. 2002.

[17] ANSI/ISA-84.00.01-2004 (IEC 61511 Mod). “Functional Safety: Safety

Instrumented Systems for the Process Industry Sector”.

[18] Rodríguez, O. “Determinación de un Sistema Instrumentado de

Seguridad (SIS) y su Nivel de Integridad de Seguridad (SIL)”. UCV-VEPICA.

Caracas, 2005.

[19] NFPA 85. “Boiler and Combustion System Hazards Code”. 2001 Edition.

National Fire Protection Association.

[20] Tanenbaum, A. “Computer Networks”. Cuarta Edición. 2003.

[21] ANSI/ISA-S5.1-1984(R 1992). “Instrumentation Symbols and

Identification”.

[22] ANSI/ISA-S20-1981. “Specification Forms for Process Measurement and

Control Instruments, Primary Elements and Control Valves”.

[23] NFPA 85 – “Boiler and Combustion Systems Hazards Code” – 2001

Edition.

[24] “SmartPlant Instrumentation User’s Guide”. Version 7.0. Intergraph. 2005.

[25] Roman, S. “Access Database Design & Programming”. Second Edition

1999.

[26] Ayuda de Microsoft Access 2000. “Orígenes de datos ODBC”.

[27] Dusseault, M. CHOPS: Cold Heavy Oil Production with Sand in the

Canadian Heavy Oil Industry. Canadá, 2002.

[28] “ABB Safety – Triguard SC300E TMR Product Guide”. Versión 02.

AAANNNEEEXXXOOOSSS

ANEXO 1

Diagramas de Tuberías e

Instrumentación del Proyecto CHOPS

ANEXO 2

Índice de Instrumentos

No. By ofSheetRev.:Doc. No.:Date DescriptionChk. Appr.B1

B1AV JA JC 10/9/2006 (CHOPS)

COLD HEAVY OIL PRODUCTION WITH SANDSFor Approval

Filter: Location = FieldSort: by Tag Number

4 26

Instrument Index Report

YM-10-J-IX-002

Tag Number Loop Name Service Instrument Type Desc P&IDLine Number

EquipmentName

IO TypeName

Manufacturer NameModel Name

YM-10-LIT -041 YM-10-L -041 Wash Tank T-1001A GUIDED WAVE RADAR LEVEL INDICATOR

861B-YM-10-B-PI-004

T-1001A AI MAGNETROL705-510A-C20

YM-10-LIT -042 YM-10-L -042 Wash Tank T-1001A SERVO LEVEL INSTRUMENT 861B-YM-10-B-PI-004

T-1001A AI ENRAFUEAV854M21A2*C*W

YM-10-LIT -044 YM-10-L -044 Surge Tank T-1002A GUIDED WAVE RADAR LEVEL INDICATOR

861B-YM-10-B-PI-005


YM-10-LIT -048 YM-10-L -048 Wash Tank T-1001A INTERFACE DETECTOR 861B-YM-10-B-PI-004

T-1001A AI AGAR

YM-10-LIT -303 YM-10-L -303 Degassing boot D-1101B GUIDED WAVE RADAR LEVEL INDICATOR

861B-YM-10-B-PI-007

D-1101B AI MAGNETROL705-510A-C20

YM-10-LIT -308 YM-10-L -308 Wash tank T-1001B GUIDED WAVE RADAR LEVEL INDICATOR

861B-YM-10-B-PI-007


YM-10-LIT -312 YM-10-L -312 Surge tank T-1002B GUIDED WAVE RADAR LEVEL INDICATOR

861B-YM-10-B-PI-008


YM-10-LIT -341 YM-10-L -341 Wash Tank T-1001B GUIDED WAVE RADAR LEVEL INDICATOR

861B-YM-10-B-PI-007

T-1001B AI MAGNETROL705-510A-C20

YM-10-LIT -342 YM-10-L -342 Wash Tank T-1001B SERVO LEVEL INSTRUMENT 861B-YM-10-B-PI-007

T-1001B AI ENRAFUEAV854M21A2*C*W

YM-10-LIT -344 YM-10-L -344 Surge Tank T-1002B GUIDED WAVE RADAR LEVEL INDICATOR

861B-YM-10-B-PI-008

T-1002B AI MAGNETROL705-510A-C20

YM-10-LIT -348 YM-10-L -348 Wash Tank T-1001B INTERFACE DETECTOR 861B-YM-10-B-PI-007

T-1001B AI AGAR

YM-10-PI -002 Degassing boot D-1101A PRESSURE GAUGE 861B-YM-10-B-PI-0042-PG-00-003-AA5A-NI

ASHCROFT45 1279 S 04L XNH XSG XXH

YM-10-PI -018 P-1070A suction PRESSURE GAUGE 861B-YM-10-B-PI-00512-P-00-005-DA5A-PP

P-1070A ASHCROFT45 1279 S 04L XNH XSG XXH

YM-10-PI -019 P-1070A suction PRESSURE GAUGE 861B-YM-10-B-PI-00512-P-00-006-DA5A-PP

P-1070S ASHCROFT45 1279 S 04L XNH XSG XXH

YM-10-PI -024 P-1070A Discharge PRESSURE GAUGE 861B-YM-10-B-PI-005

P-1070A ASHCROFT45 1279 S 04L XNH XSG XXH

YM-10-PI -025 P-1070S Discharge PRESSURE GAUGE 861B-YM-10-B-PI-0053-P-00-025-DA5A-PP

P-1070S ASHCROFT45 1279 S 04L XNH XSG XXH

YM-10-PI -036 Oil from train 1 to DCO trunkline PRESSURE GAUGE 861B-YM-10-B-PI-0066-P-00-009-DA5A-NI

A-1001A ASHCROFT45 1279 S 04L XNH XSG XXH

No. By ofSheetRev.:Doc. No.:Date DescriptionChk. Appr.B1

B1AV JA JC 10/9/2006 (CHOPS)

COLD HEAVY OIL PRODUCTION WITH SANDSFor Approval

Filter: Location = FieldSort: by Tag Number

22 26

Instrument Index Report

YM-10-J-IX-002

Tag Number Loop Name Service Instrument Type Desc P&IDLine Number

EquipmentName

IO TypeName

Manufacturer NameModel Name

YM-12-PI -012 Diluent to train P-1070A/S PRESSURE GAUGE 861B-YM-10-B-PI-0041 1/2-DI-00-003-BA2D-NI


YM-12-PI -033 Diluent to well 1 PRESSURE GAUGE 861B-YM-10-B-PI-0011 1/2-DI-01-001-BA2D-NI










YM-12-PI -312 Diluent to P-1071A/S PRESSURE GAUGE 861B-YM-10-B-PI-0071 1/2-DI-00-009-BA2D-NI


YM-12-PIT -007 YM-12-P -007 Diluent to train 1 & 2 PRESSURE INDICATOR TRANSMITTER

861B-YM-10-B-PI-0013-DI-00-001-BA2D-NI

AI ROSEMOUNT3051CG-R-A-2-2-A-1-A-B4-E5-M6

YM-12-PIT -008 YM-12-P -008 Diluent to train 1 & 2 PRESSURE INDICATOR TRANSMITTER

861B-YM-10-B-PI-0013-DI-00-001-BA2D-NI

AI ROSEMOUNT3051CG-R-A-2-2-A-1-A-B4-E5-M6

YM-12-PV -008 YM-12-P -008 Diluent to train 1 & 2 CONTROL VALVE 861B-YM-10-B-PI-0013-DI-00-001-BA2D-NI

FISHER

YM-12-PY -008 YM-12-P -008 Diluent to train 1 & 2 I/P CONVERTER 861B-YM-10-B-PI-001

AO

YM-12-UV -002 YM-12-UV-002 Diluent to train 1 CONTROL VALVE 861B-YM-10-B-PI-0011 1/2-DI-00-003-BA2D-NI

YM-12-UV -003 YM-12-UV-003 Diluent to train 2 CONTROL VALVE 861B-YM-10-B-PI-0011 1/2-DI-00-003-BA2D-NI

YM-12-UY -001/A YM-12-ES-001 From diluent distribution network SOLENOID VALVE 861B-YM-10-B-PI-001

DO

YM-12-UY -001/B YM-12-ES-001 From diluent distribution network SOLENOID VALVE 861B-YM-10-B-PI-001

DO

YM-12-UY -002/A YM-12-UV-002 Diluent to train 1 SOLENOID VALVE 861B-YM-10-B-PI-001

DO

YM-12-UY -002/B YM-12-UV-002 Diluent to train 1 SOLENOID VALVE 861B-YM-10-B-PI-001

DO

ANEXO 3

Asignar un Title Block a un tipo

personalizado de reporte

en SmartPlant Instrumentation


Asignar un Title Block personalizado a un tipo de reporte

Por Alejandro Viera

Este término se refiere al formato o plantilla que contiene el bloque de

elementos que conforman el título de un reporte. Por lo general, el Title Block contiene elementos de identificación del reporte y del proyecto al cual pertenece. Entre los elementos básicos que constituyen un Title Block tenemos: logo de la empresa, nombre del proyecto, nombre del reporte, número de revisión, entre otros. Dependiendo del tipo de reporte también se pueden tener otros elementos relacionados, como por ejemplo, en el caso de un reporte de conexiones de una regleta, el Title Block podría contener la identificación de la regleta junto con la identificación del panel al cual ésta pertenece.

SmartPlant Instrumentation tiene varios formatos predefinidos para los reportes que genera. En algunos casos estos formatos son adecuados al reporte que se quiere generar, pero muchas veces no lo son. Los Title Blocks se pueden personalizar y moldear a las necesidades propias. Sin embargo, esto no puede lograrse dentro del SmartPlant Instrumentation, y la tarea puede ser algo tediosa, sobretodo porque los pasos a seguir para lograrlo a veces no están totalmente claros, o están esparcidos en diferentes lugares de los manuales de usuario y la ayuda.

Existen, a mi entender, tres tipos de Title Blocks dentro de SmartPlant Instrumentation. El primero se refiere a los utilizados en reportes tradicionales, como puede ser un diagrama de conexiones, un índice de instrumentos, etc., así como los reportes generados a partir de una consulta en el Browser Module; el segundo corresponde a las hojas de especificaciones; y el tercero corresponde a los reportes generados con el Enhanced Report Utility. A continuación se explicarán los pasos a seguir para personalizar cada uno de ellos.

Para los dos primeros tipos de Title Blocks, es necesario tener el software Infomaker, de la compañía Sybase. No tiene mucho sentido comenzar a hacer un Title Block desde cero, ya que el contenido de los mismos no difiere mucho uno de otro. Lo recomendable es partir de un modelo ya elaborado.

Contenido: 1. Personalización del Title Block para Reportes en general 2. Personalización de Title Block para Specification Sheets 3. Personalización de Title Block para Enhanced Reports.

1. Personalización del Title Block para Reportes en general (incluyendo los reportes generados por consultas en el Browser)

Para personalizar un Title Block a ser utilizado en la mayoría de los reportes,

se debe abrir en Infomaker el archivo: “c:\Archivos de Programa\SmartPlant Instrumentation\ … \PSR\Default TB with IN units (with Signed By field).psr”. Se debe abrir el archivo “Default TB with PB units (with Signed By field).psr” en el caso de reportes de cálculos, SmartLoop y Segment map.

Una vez abierto el archivo se recomienda guardarlo con un nuevo nombre, utilizando el menú File Save as, para mantener intacto el archivo original que viene incluído con el SmartPlant Intrumentation. Una vez guardado debe abrirse el archivo nuevo. De lo contrario se seguirá trabajando en el archivo original. La personalización del Title Block debe hacerse siguiendo los requisitos especificados en User’s Guide, capítulo “Infomaker and SmartPlant Instrumentation” “Customizing Title Blocks” “Requirements for Customized Report Title Blocks”.

Para utilizar el Title Block recién creado primero es necesario añadirlo al sistema, para lo cual se deben seguir los siguientes pasos:

• Abrir SmartPlant Instrumentation • No abrir ningún módulo o cerrar todos los módulos que estén abiertos • Seleccionar “Title Blocks” en el Menú “Tools” • Seleccionar el botón “New” • Buscar el archivo .psr que acabamos de crear con nuestro Title Block

personalizado. • Colocar un nombre para el Title Block y presionar “Ok”.

• Presionar “Close” para cerrar la ventana “Title Blocks”

En este momento el Title Block creado ya existe dentro de SmartPlant Instrumentation. El archivo .psr puede ser modificado y los cambios no se ven reflejados. Incluso, el archivo podría borrarse sin problemas. Si se hacen modificaciones, es necesario volver a cargar el archivo dentro del SmartPlant Intrumentation. Para ello:

• Abrir la ventana “Title Blocks”. • Seleccionar el nombre del Title Block en la lista. • Seleccionar “Properties”. • Seleccionar “Open File” y buscar nuevamente el archivo. • Seleccionar OK y cerrar la ventana “Title Blocks”

Luego, para poder asignarlo a un tipo de reporte, se debe ingresar al

Administration Module como Domain Administrator y seguir los siguientes pasos: • Abrir “Report Management” en el menú Activities. (Si se encuentra

deshabilitado es porque el usuario no fue designado como administrador del dominio. Debe contactar al administrador del sistema. Al entrar como System Administrador se puede cambiar el administrador del dominio: seleccionar Domain en la barra de herramientas, para abrir la ventana “Domain Definition”, seleccionar el dominio correspondiente, presionar “Edit” en la barra de herramientas, cambiar el usuario en el campo “Administrator”. Salir del Administration Module y volver a ingresar como Domain Administrator.)

• En la ventana “Report Management” aparece una lista de todos los reportes, los cuales se pueden filtrar por Módulo en la parte inferior de la ventana.

• Una vez ubicado el tipo de reporte que queremos personalizar, seleccionar el Title Block que queremos en la columna “Title Block Customization”. La lista de opciones que aparece es la misma lista que obtenemos en la ventana “Title Blocks” dentro de SmartPlant Instrumentation.

• Podemos asignar un TitleBlock distinto a cada tipo de reporte, siempre y cuando lo hayamos añadido primero en SmartPlant Instrumentation.

• Si filtramos la lista por módulo, podemos ver los reportes que corresponden al Browser Module, de manera que podemos cambiar el Title Block de los reportes que obtenemos a partir de consultas hechas en dicho módulo. (El Title Block se asigna por tipo de Browser, no por tipo de vista.)

Es importante recordar que la lista de Title Blocks disponibles en el sistema es independiente para cada dominio.

2. Personalización de Title Block para Specification Sheets

Las hojas de datos que trae por defecto el SmartPlant Instrumentation no tienen asignado ningún Title Block, ni tampoco tienen dentro de sí la información sobre el número de revisión ni un título que identifique la hoja de datos. Para crear un Title Block de este tipo, se recomienda partir desde el archivo: “C:\Archivos de programa\SmartPlant\Instrumentation\PSR\Tb_ora.psr” y seguir los requerimientos del User’s Guide, capítulo “Infomaker and SmartPlant Instrumentation” “Customizing Title Blocks” “Customizing Specification Title Blocks in Infomaker”. Igual que en el caso anterior, se recomienda guardar con un nombre nuevo antes de realizar ningún cambio, cerrar el archivo original y abrir el recién creado, con el fin de preservar el archivo original.

Es importante notar la diferencia en el diseño de los dos tipos de Title Blocks mencionados hasta ahora. Si se observa el primer Title Block, se notará que cada revisión tiene un campo de texto propio. Es decir, el número de la primera revisión está en un Text con nombre rev_no_1, la fecha en un Text de nombre date_1, mientras que para la segunda revisión tendremos rev_no_2, date_2, create_by_2, etc. Además, todo el diseño del Title Block se encuentra en la zona Detail.

Por el contrario, el Title Block que se utiliza para hojas de datos tiene el diseño en la zona Header, y no existen cuadros individuales para cada revisión. El contenido de las revisiones se obtiene con controles del tipo Column, con los nombres rev_no, rev_create_by, rev_date, etc., ubicados en la zona Detail. En este caso los nombres son muy parecidos, mas no idénticos, y ya no tienen un número para cada revisión.

Una vez creado un Title Block, es necesario seguir los siguientes pasos para agregarlo a una hoja de datos:

• Abrir el Specifications Module. • Abrir “Title Block Styles” en el Menú Actions. • Presionar New. • Seleccionar el Archivo .psr creado y presionar Abrir • Ajustar el tamaño del Title Block. • Indicar el número de revisiones. Esto se debe a que, como se dijo

anteriormente, en el diseño del Title Block no se tiene una ubicación y un cuadro de texto para cada revisión. Es necesario especificar la cantidad

de revisiones para las cuales se dejo espacio en el diseño. De lo contrario, al sobrepasar el número de revisiones, éstas irán apareciendo fuera del Title Block. Es necesario limitar el número de revisiones.

• Presionar Ok. • Presionar Close para cerrar la ventana de Title Block Styles.

En este momento el Title Block creado ya existe dentro de SmartPlant

Instrumentation. El archivo .psr puede ser modificado y los cambios no se ven reflejados. Incluso, el archivo podría borrarse sin problemas. Es decir, existe una independencia con el archivo. Si se hacen modificaciones, es necesario volver a cargar el archivo dentro del SmartPlant Intrumentation. Para ello:

• Abrir el Specifications Module • Abrir “Title Block Styles” en el Menú Acciones. • Seleccionar el Title Block adecuado en la lista • Presionar “Properties”. • Presionar “Open File”. • Ubicar el archivo y presionar Abrir. • De ser necesario, ajustar nuevamente el tamaño del Title Block y el

número de revisiones. • Presionar Ok. • Presionar Close para cerrar la ventana de Title Block Styles.

Una vez que el Title Block existe, ya puede ser asignado a cualquier hoja de datos. Para ello:

• Abrir el Specifications Module • Abrir “Associate Title Block” en el menu Actions. • Seleccionar la hoja deseada y presionar Ok • En la parte derecha de la ventana “Associate Title Block”, se encuentra

el cuadro “Select Style”, donde aparece una lista que contiene todos los Title Blocks añadidos mediante el procedimiento anterior. Seleccionar el Title Block deseado. Si se desea eliminar una asignación, seleccionar NOT ASSIGNED en la lista de estilos.

• En la parte inferior de la pantalla se puede habilitar el Title Block seleccionado. Es importante destacar, que esta opción solamente afecta la hoja de datos principal. Es decir, que aún cuando esta seleccionada la opción “Do not use”, el Title Block aparece en el caso de una hoja de datos de múltiples tags, en la página que contiene la lista de tags asignados a esa hoja de datos.

Es importante destacar el hecho de que en el caso de una hoja de datos con múltiples tags, la página con la lista de tags no necesariamente tendrá la misma orientación que la página principal. Si la lista de tags está en una página horizontal, se recomienda utilizar un Title Block del tamaño adecuado y no habilitarlo para la página principal. Para evitar estar pendiente de cuáles hojas tienen cuál Title Block asignado, se hace la recomendación de nunca activar un Title Block para la hoja principal y asignar un Title Block solamente teniendo en mente la orientación de la lista de tags. Si se quiere la información de las revisiones en la página principal, se deben colocar como parte del diseño de la hoja de datos.

3. Personalización de Title Block para Enhanced Reports.

Existen varias diferencias entre este tipo de Title Blocks y los anteriores. En primer lugar, no es necesario disponer de Infomaker, y por lo tanto ya no se trata de archivos .psr. Ahora es posible personalizar el formato de los reportes sin la necesidad de disponer de herramientas externas. Por otra parte, ahora sí existe un vínculo directo entre SmartPlant Instrumentation y el archivo que contiene el Title Block. Anteriormente si se hacía un cambio en el archivo, éste debía cargarse nuevamente. Además, ya no es necesario ser administrador del dominio para poder asignar un Title Block a un tipo de reporte. Para equilibrar la balanza, este tipo de reportes tienen como desventaja que tardan unos segundos más en generarse.

Una vez más, para crear un nuevo Title Block, debemos tomar una plantilla existente. En la carpeta “C:\Archivos de programa\SmartPlant\Instrumentation\RAD\Template\Types\” hay un subdirectorio para cada tipo de Enhaced Report que se puede generar. Cada directorio de estos contiene 3 archivos: “normal.sma” y dos archivos .sym. El archivo .sma es una plantilla que se utiliza como hoja de fondo para el reporte, mientras que los archivos .sym son Title Blocks: uno para posición vertical de la hoja (Tall) y otro para posición horizontal (wide).

A continuación se indican los pasos a seguir:

• Se recomienda ubicar la carpeta correspondiente al tipo de reporte que se desea personalizar, y copiar el archivo .sma a una nueva ubicación.

• Si abrimos el archivo desde el explorador de Windows, se ejecuta la aplicación Enhanced Report Utility.

• Seleccionar “Sheet Setup” y configurar el tamaño de la página deseado • Seleccionar “Background Sheets” en el menú View • En la parte inferior de la pantalla se encuentran las pestañas para cada

tamaño de hoja. Se debe seleccionar la hoja que corresponde al tamaño que se configuró anteriormente.

• Si esta hoja no existe, se puede crear una nueva mediante Insert “New Sheet”. Luego se abre la hoja nueva y seleccionamos File Sheet Setup, configurando para esta hoja el tamaño deseado, que vendría a ser el mismo que se colocó para la hoja principal o Working Sheet. Luego se puede copiar el Title Block de alguna de las otras hojas, preferiblemente de aquella cuyo tamaño sea más similar.

• Se procede a personalizar el diseño del Title Block, asegurándose de que éste no salga del área de la hoja.

• Seleccionar todo el Title Block diseñado. • Edit Copy. • View Working Sheet • Edit Paste

• Hacer clic en (Si no se encuentra esté botón, hacer clic con el botón derecho sobre la barra de herramientas y habilitar la opción Main)

• Hacer clic en • Hacer clic en la esquina inferior izquierda del Title Block • Seleccionar ubicación y nombre para guardar el Title Block. Guardar. • Borrar el Title Block del Working Sheet. • Cerrar el Enhanced Report Utility • En SmartPlant Instrumentation, seleccionar la entidad a la cual se le

desea realizar el reporte. • Seleccionar Actions “Enhanced Report Layouts…” en el menu

contextual. • En Report Type, seleccionar el tipo de reporte que se desea generar. • Presionar “New” • En el campo “Layout”, escribir un nombre representativo del diseño

creado. • En el campo “Template file...” ubicar el archivo .sma que se copió en el

primer paso. • En el campo “Title block file...” ubicar el archivo .sym con el Title Block

que se diseñó. • Presionar OK • Seleccionar de la lista el Layout recién creado y presionar “Assign” • Presionar OK

Si se desea aplicar el mismo Title Block para el mismo tipo de reporte a

otra entidad, solo es necesario abrir el “Enhanced Report Layouts”, ubicar el Layout creado y presionar “Assign”. El Layout fue creado anteriormente y no es necesario crearlo nuevamente para cada asignación.

ANEXO 4

Hojas de datos de instrumentos

31

ESDV - Pneumatic Actuator

Sheet of

COLD HEAVY OIL PRODUCTION WITH SANDS"CHOPS"

Rev.: B0

SPECIFICATION REFERENCESI.S.A. S 20

PDVSA K-300 / 332

B0 AV Doc. No.: DateAppr.Chkd.ByNo.

Tag No.ServiceLine No.Area Classification

56789

1011121314151617181920212223242526

Critical Pressure

2728293031323334353637

BODY

3839404142434445464748495051

4

123

Power Failure Position

P&ID No.GENERAL

Process FluidFluid Phase

Units Maximum Normal MinimumFlow RateInlet Pressure

Am³/h bar-g

Pressure DropTemperature

PROCESSDATA

Specific Gravity or Molecular WeigthViscosity

-

Compressibility Factor -Specific Heat Ratio -

Vapour Pressure Pa-a

Sound Pressure Level @ Maximum Flow:-Flow Coefficient Cv

dBA

Required ANSI/FCI LeakageFlashing Services:

Differential Pressure

Line Size and Schedule Inlet OutletPipe InsulationPipe Material

PIPELINE

TRIM

MFR & Model

TypeSize ANSI CLASS

Body MaterialBonnet Type Material

End ConnectionLiner Material

Flg Face FinishEnd Ext. Material

Lubricator Isolat. ValveFlow Direction

Rated Travel

Packing MaterialPacking Type

SizeType

CharacteristicSeatsRatedPlug/ Ball/ Disk MaterialSeat MaterialSoft SeatCage/Guide MaterialStem Material

5253

5657585960616263

ACTUATOR

TypeMFR & Model

AreaSize

Air Failure ValveHandwheelOrientationMax. Diff. PressureWorking PressureFail Action

6566676869707172 MFR & Model

AIR SET73 Set Pressure7475767778

80 ModelMFR.Manufacturer79

Filter Gauge

SWITCHESLIMIT

Actuation PointsContacts / Rating

QuantityMFR & ModelTypeVoltageType

QuantityVALVE

SOLENOIDMFR & Model

6464

Notes:

%Flash Gas C.V. Fluid C.V.

JOB SPEC.: CA04-00-35-J-SP-02010/3/2006

OPTIONSPressure SwitchesPopped Block Control

6-P-00-009-DA5A-NI

6 in 80

See notes

YM-10-ESDV -038-SP

YM-10-ESDV -038Oil from trains 1 & 2 to DCO trunkline

861B-YM-10-B-PI-006

Diluted crude

1.3241.74 29.143947 41.7

0psi 3050 45ºC

571320 473cP 0.961.01 0.97

13.7bar

Liquid

48.2 bar

Close

6 in Single Seat Globe

Full bore

N/A

Bidirectional

ANSI B16.5-81RF

316 SS

2 - Note 6

No316 SS

316 SS17-4PH

N/A

Bettis CBA-730 SR-80Piston

6"

NoN/A

7.5 bargClose

O-Ring 2

ED8320511

C.S.

24 VDCBUNA-N

WestlockProximity

N/A

2 X SPDT / 2AMP @24VDCValve open/Valve shut/FailFisher 67CFR

Yes Yes

WCB A105

6

PBV C-6730-71-2236-GVNB300

Carbon Steel

Six (Bubble Tight)

127.6

IEC Zone 2, Group IIA

33

1. Nameplate data shall include as minumum: Instrument Tag Number, Manufacturer, Model, valve type, body size and rating and material information.

2. Solenoid valves to be tagged: YM-10-UY-038/A and YM-10-UY-038/B

3. Limit switches to be tagged: YM-10-ZSO-038 and YM-10-ZSC-038

4. Solenoid valves and limit switches shall be hermetically sealed, and suitable for Zone 2, Eex-d certified.

5. Electric Solenoids will be 3-way, ¼" NPTF, 316 stainless steel body with resilient seats and manual reset lever when specified. They will have 24 Volts DC hermetically sealed coils, suitable for operation at 50°C ambient temperature.

6. Single seat on each side of the valve

B0 AV 10/3/2006B0

INSTRUMENT SPECIFICATION

ESDV - Pneumatic Actuator

No. By Date Revision Code: Rev.:

YM-10-ESDV -038Tag Number :

For Approval ofDwg. No.:82 YM-10-ESDV -038-SP

Sheet

11

Mass Flowmeter

No. By Chkd. Appr. Date

Sheet of

Doc. No.:


Rev.: B0


PDVSA K-305 / 306JOB SPEC.: CA04-00-35-J-SP-25

B0 AV No.

Notes:

PURCHASE

OPTIONAL

XMTR.

Am³/h Maximum

SENSINGELEMENT

Relay Ouput

ViscosityCP / CV /ZSpecific GravityMolecular WeightTemperature

404142

16

1112131415

Density (base conditions)

171819202122

Pipe size (in)Pipe MaterialWetted Parts MaterialProcess ConnectionFlange Size / RatingThreaded

232425262728293031

Enclosure ClassSignal Output

Output

Communication OutputAccuracyPower SupplyConduit ConnectionManufacturerModel Number

3233343536373839

Contacts: No. Form Qty.Contact RatingType of ContactsInterconnection CableCable TypeCable LengthTemperature Compensation

ManufacturerModel

1 Tag Number2 Service34567

GENERAL

Line Size Line Schedule

Line No.P&ID

PROCESSDATA

FluidState

Flow RateMinimum Normal

8

Pressure OutputPressure Input9

10

Am³/h Am³/h bar-gbar-g

9/6/2006

ºC ºC

6-P-00-008-DA5A-PP

6 in 80

1. Nameplate data required: Instrument Tag Number, Manufacturer's and Model name, Rating and material information2. Instruments shall be conform to IEC 60529, IP55, tropicalized, corrosion-resistant to marine atmosphere, shall withstand any specified corrosive ambience and suitable for installation in EEx-d Class field area as minimum.

YM-10-FE -034-SP

YM-10-FE -034Oil from train 1 to DCO trunkline

CMF400M453NOAMSZZZMICROMOTION

861B-YM-10-B-PI-006

Crude oil

0.66 20.873.71

69.4ºC

98 cP

961 kg/m³

150.5

Liquid

0.96

316L SS316L SS

Micromotion1/2" NPT

2%

NO6" ANSI 600# RF

4-20 mA. HART protocol

Flanged

42.9

Analog

6"

2400SIA11BMSZCZ

IP65

24 VDC

RS-485 with MODBUS RTU support

42.6

11

º

Notes:

1

METER

23456789

10111213141516171819202122232425262728293031323334353637383940414243444546

PURCHASE

4748

Tag NumberServiceMeter Location

Line Size

ThermowellMaterials:

Enclosure Class

Electrical ConnectionTemperature Compensation

Power SupplyOutput Range

ManufacturerModel

P&ID

End ConnectionsBody Rating

Pipe Sch.Temperature SensorAccuracy

Up & Downstream Piping Requirements

BodySupport

Optimization AssistanceDual Analog & Tagging Analog #1

Analog #2Analog #3

FluidFlow Rate Min. Am³/h Am³/h Max.Normal Flow Am³/h Operating Pressure bar-gVelocityTemperature Oper. Max. ºC Operating Specific GravityViscosityMolecular mass

OPTION

Tag No.

Rangeability

Mounting of transmitter

Local IndicatorPipe Package Enclosure

Purchase Order NumberPrice Item NumberSerial Number

Ultrasonic Flowmeter


Sheet of

Doc. No.:


Rev.: B0


I.E.C. 60079-11JOB SPEC.: CA04-00-35-J-SP-25

B0 AV 10/2/2006

FLUIDDATA

XMTR.COMPUTER

PDVSA K-300 / 302

2-PG-01-001-BA5A-NI

2 in

80

1. Minimum nameplate information required is: Instrument Tag number, Manufacturer, Model, Serial number, Instrument Range and Material Information.2. Instruments shall be conform to IEC 60529, IP55, tropicalized, corrosion-resistant to marine atmosphere, shall withstand any specified corrosive ambience and suitable for installation in EEx-d Class field area as minimum.

YM-10-FE -108-SP

YM-10-FE -108Gas from well 1

PANAFLOWPANATRONICS

861B-YM-10-B-PI-001

gas2.7 265.51777

5538 ºC

0.012 cP 18.76

0.6477

110V 60Hz 24 VDC Other:2" Pipe Yoke support

20 Upstream Diam. / 10 Downstream Diam.

Epoxy coated aluminum IP-65By others

RTD. 10-TE-108

4-20 mA 10-50 mA 0-10 V Other:

Note 2

10-FI-108

1/2" NPTF

ANSI CLASS 300Flanged

±2% of reading

11

Level Inst.- Guided Wave Radar

Sheet of


Rev.: B0


PDVSA K-300 / 303


JOB SPEC.: CA04-00-35-J-SP-030

Notes:


1011121314151617181920212223242526272829303132

GENERAL

AMPLIFIER

3940414243

OPTIONS

44454647484950PURCHASE

Vessel No.

PROBE

Power Supply

-

Model No.OrientationStyleMaterialSheathInsertion LengthInactive LengthGland Size Gland MaterialConduit Size & Connection

LocationEnclosureConduit Size & Connection

333435363738

SWITCH

TypeQuantity FormRatingLoad TypeContacts Open

CloseOnLevel

Incr.Decr.

TRANSMITTER

OutputMax.Calibration Range Min.

Enclosure ClassPower Supply

Compensation CableLocal IndicatorI/P TransducerSignal Lights

SERVICE

ManufacturerModel

Upper FluidUpper Fluid Dielectrical ConstantLower FluidLower Fluid Dielectrical ConstantPressure NormalTemperatureMoisture

bar-g bar-gºC Normal

Max.Max.

Material Build - UpVibration

Fail-SafeFunctionApplication

Line No.P&ID No.

10/3/2006

1. Fluid contains chloride, suspended solid and sand

YM-10-LIT -008-SP

YM-10-LIT -008Wash tank T-1001A

T-1001A

705-510A-C20MAGNETROL

861B-YM-10-B-PI-004

0 2600mm mm

gas

0.04 0.0290 80ºC

crude oil3

3

4 20 mA

YES

Yes

Accuracy

24 vdc3/4" NPTIP66Mounted at probe

3". Flanges Rating: 300# WN/RF

5007310

Hastelloy CGuided Wave RadarVertical7MA-B540-024

24 VDCIP 66

±0.1 of measuring range

Mft. Std.

Yes

mm mm

Indicator and transmitterHeavy crude oil - suspended oil and sand

11

Servo Level Instrument


Sheet of

Doc. No.:


Rev.: B1


PDVSA K-300 / 303JOB SPEC.: CA04-00-35-J-SP-30

B1 AV No.

16

23


GENERAL

89

10

1211

131415

P&ID

171819202122

24252627282930

1

32

404142

33343536373839

10/3/2006

XMTR.

EquipmentTank Design

HeightShape Tank

Fluid

InstallationEnclosurePower Supply

bar-gºC ºC

bar-gbar-gMin.Min.Nor.

Nor.Max.Max.

TemperaturePressureViscosity

Density

FunctionOutputCommunication ProtocolRangeAccuracyDisplacerTransmission

Baud RateLength Transmission

Conduit ConnectionOptional: Interface Measurement

Density MeasurementTemperature Measurement

PURCHASE

ALARMS

Switches: Quantity Form RatingFunction

ManufacturerModel

PROCESSDATA

Notes: 1. Tank will have a couple of guides to drive the displacer2. Respective values of the water/sand interphase are shown

YM-10-LIT -042-SP

YM-10-LIT -042Wash Tank T-1001A

T-1001A

UEAV854M21A2*C*WENRAF

861B-YM-10-B-PI-004

Water and sand - Note 2

00.53 0.025590 80ºC

1 cP

1000 kg/m³

1/2" NPT 3/4" NPT Other:

316 SS±2%450-1300

4-20 mA 3-15 Psig 10-50 mA Other:Indicator and Transmitter

110V 60 Hz 24 VDC Other:Explosion Proof6" ANSI CLASS 300# - Note 17.31 mCylindricalFixed Roof

11

Interface Detector

Sheet of


Rev.: B1


PDVSA K-300 / 303



Notes:


1011121314151617181920212223242526272829303132

GENERAL

AMPLIFIER

3940414243

OPTIONS

44454647484950PURCHASE

Vessel No.

PROBE

-

Model No.OrientationStyleMaterialSheathInsertion LengthInactive LengthGland Size Gland MaterialConduit Size & Connection

333435363738

SWITCH

TypeQuantity FormRatingLoad TypeContacts Open

CloseOnLevel

Incr.Decr.

TRANSMITTER

OutputMax.Calibration Range Min.

Enclosure ClassPower Supply

Compensation CableLocal IndicatorI/P TransducerSignal Lights

SERVICE

ManufacturerModel

Upper FluidUpper Fluid Dielectrical ConstantLower FluidLower Fluid Dielectrical ConstantPressure NormalTemperatureMoisture

mbar-g mbar-gºC Normal

Max.Max.

Material Build - UpVibration

Fail-SafeFunctionApplication

Line No.P&ID No.

10/3/2006

Power SupplyConduit ConnectionsEnclosure

LocationOutput

1. Fluid contains suspended solid and sand2. Output signal proportional to water/hydrocarbon (emulsion) concentration

YM-10-LIT -048-SP

YM-10-LIT -048Wash Tank T-1001A

T-1001A

AGAR

861B-YM-10-B-PI-004

0 100% %

Crude Oil 8.5° API

34 -290 80ºC

Water2.6

450

4 20 mA

4-20 mA

24 VDC1/2" NPTIP 66 Eex-d

Remote

2" 300# RF

-6731

Hastelloy CInterface Concentration DetectorsVerticalBy Vendor

IP 66 Eex-d

mm

Interface Detector - TransmitterNormal Interface Level

21

Control Valve

Sheet of


Rev.: B0


PDVSA K-300 / 332



56789

1011121314151617181920212223242526

Critical Pressure

2728293031323334353637

BODY

3839404142434445464748495051

4

123


P&ID No.GENERAL



Am³/h bar-g


PROCESSDATA

Specific Gravity or Molecular WeightViscosity

-


Vapour Pressure


dBA




PIPELINE

TRIM

MFR & Model

TypeSize ANSI CLASS





Rated Travel


SizeType


5253

5657585960616263

ACTUATOR

TypeMFR & Model

AreaSize


6566676869707172 MFR & Model



Filter Gauge

SWITCHESLIMIT



QuantityVALVE

SOLENOIDMFR & Model

6464

Notes:


JOB SPEC.: CA04-00-35-J-SP-02010/3/2006


2-PG-00-003-AA5A-NI

2 in 80

1. Positioners shall be integrally mounted using stainless steel tubing and fittings.2. The input signal for Electropneumatic transducer shall be 4-20 mA dc.

YM-10-PV -004-SP

YM-10-PV -004Degassing boot D-1001A

FISHER

861B-YM-10-B-PI-004

Gas

11160 106.60.0213.5 0.53

psi 3855 38ºC

0.010.01 0.01cP 18.818.8 18.8

bar

18.8

Gas/Vapor

0.9290.929 0.929

48 bar

Close

12.7 3.694.28

2 in

60.4

Single Seat Globe

Metal 29 (Balanced)

3/4"

NoNoDown

RF 300#2" RF

316 SSCv: 24.3 FI:0.939 Xt: 0.633

No316 SS

316 SS316 SS

Fisher 667Spring pneumatic diaphragm

40

1 5/16"

No

4.832.41Close

V-Rings

Plain

Teflon

Fisher FS67CFR-6002.41 barg. Self-operatedYes Yes

MFR & Model Fisher DVC 6010I/P Converter

Carbon Steel

2

Fisher

10-PY-004

300#

Yes

Four

59.7

11

RTD & Temperature Transducers

Sheet of


Rev.: B0


PDVSA K-300 / 304


Notes:

1 Tag Number2 Service

GENERAL3 Location456789

10111213

ELEMENT

202122232425262728293031323334353637383940414243444546474849

141516171819

LocationAssyMounting

Temperature Range

TypeIce Point Resistance

VibrationsOper. PressureOper. TemperatureFluid

Max. PressureMax. Temperature ºC

bar-gbar-gPROCESSCONDITIONS

Enclosure

Power SupplyOutput

Single/Double or OtherDiameter

HEAD

TypeMaterialTerminal BlockConduit ConnectionExtension TypeNipple SizeUnionNipple Union LengthSpring Loaded

THERMOWELL

Process ConnectionMaterialSheating CoatingConstruction TypeInternal ConnectionLength Below Thread / FlangedLagging ExtensionPlug & ChainOverall LengthTreatments FinishStamping

PURCHASE

ManufacturerModel

JOB SPEC.: CA04-00-35-J-SP-03510/3/2006

4-P-02-001-DA5A-NI

YM-10-TIT -131-SP

YM-10-TIT -131Oil production from well 2

3144P-D5-A-1-E5-B4-M5ROSEMOUNT

Platinum. Spring loaded.

861B-YM-10-B-PI-001

Crude oil

6916055 ºC

No

8.75

0

Nipple/Union/NippleDrilled Tapered Straight Built-up Closed-end

316 SS1 1/2" RF 600#

yes

316 SS

3"

1/2"Nipple union1/2" NPTFsix terminalsAluminumFlat cover

Outside diameter.6.4Single element-50 : 400 °C

0068-R-21-C-30-A-075-F78-E5RTD Model

mm

Integral with RTD assembly Remote from RTD assy. on yokeEEx-d

RTD & TW only RTD with Transducer

21

Rotameter


Sheet of

Doc. No.:

COLD HEAVY OIL PRODUCTION WITH SANDS

Rev.: B0


I.E.C. 60079-11JOB SPEC.: CA04-00-35-J-SP-25

B0 AV 10/2/2006

1

GENERAL

23456789

101112131415161718192021

METER

22232425262728293031323334

XMTR

353637383940414243444546PURCHASE4748

Notes:

Tag NumberServiceLine No.

Power Supply

FunctionMounting

Transmitter Enclosure Class

P&ID

Connection Size Type & RatingInlet Dir. Outlet Dir.Fitting MaterialPacking or O-Ring MaterialEnclosure Type

FLUIDDATA

Fluid

Tube Material Float MaterialSize Float Guide

Meter Scale: Length & TypeMeter Scale RangeMeter FactorRated AccuracyHydraulic Calib. Required

Operating Specific GravityMax. Operating Viscosity

ºC bar-g

Flow Min. Max. Am³/h Am³/h Flow Operating Am³/h Color or Transparency

Operating DensityOperating Pressure Operating Temperature

Std. Density Molecular WeightMax. Allowable Pressure DropExtension Well Mtl.Gasket Mtl.Transmitter Output

Scale Range (Kg/h)FormAlarm Contact: No.

Alarm Contact: RatingAlarm Contact: Action

ALARM Housing

OPTION

Valve Size & MaterialValve LocationConst. Diff. Relay Mtl.Purge Meter TubingAirsetManufacturerModelSerial NumberTube NumberFloat Number

PDVSA K-300 / 302

"CHOPS"

3/4-PG-00-011-BA5A-NI

1. Minumum nameplate information required: Instrument Tag Number, Manufacturer, Model, Serial Number and material information.2. Instruments shall be conform to IEC 60529, IP55, tropicalized, corrosion-resistant to marine atmosphere, shall withstand any specified corrosive ambience and suitable for installation in EEx-d Class field area as minimum.

YM-11-FI -006-SPYM-11-FI -006Purge Gas from Train 1

3750CA6AE2ALABAAABROOKS

861B-YM-10-B-PI-004

GAS

0.183 2.7451.83

7 380.01

1.350.772 18.8

STD

IN LINEINDICATING TRANSMITTER

N/A300 #RF

STD. ALUMINUM PLATE316L SS316L SS

TRANSPARENT

316L SS

N/AN/A

3/4"

STD

0-5000

4-20mA (Loop Power)

METAL TUBE - NOTE 2

IP-65

VERTICALVERTICAL

±2% Full Scale

STD

TEFLON

31

On/Off Valves - Pneumatic Act.

Sheet of


Rev.: B0


PDVSA K-300 / 332



56789

1011121314151617181920212223242526

Critical Pressure

2728293031323334353637

BODY

3839404142434445464748495051

4

123


P&ID No.GENERAL



Am³/h bar-g


PROCESSDATA

Specific Gravity or Molecular WeigthViscosity

-


Vapour Pressure


dBA




PIPELINE

TRIM

MFR & Model

TypeSize ANSI CLASS





Rated Travel


SizeType


5253

5657585960616263

ACTUATOR

TypeMFR & Model

AreaSize


6566676869707172 MFR & Model



Filter Gauge

SWITCHESLIMIT



QuantityVALVE

SOLENOIDMFR & Model

6464

Notes:


JOB SPEC.: CA04-00-35-J-SP-02010/13/2006


1 1/2-DI-00-003-BA2D-NI

1 1/2 in 80

See notes

YM-12-UV -002-SP

YM-12-UV -002Diluent to train 1

861B-YM-10-B-PI-001

Diluent

0.051 0.72535 300.20.2 0.2bar 2135 27ºC

0.770.93 0.85cP 0.7930.803 0.8

0.123bar

Liquid

35 bar

Close

1.5 in Ball / Rotary

Floating ball

Bidirectional

RF 300# ANSI B16.5-811 1/2" RF

SST 316

2 - NOTE 6

YesTFM / TFMC

ASTM A276 316

Hytork / XL280S80Piston Spring Return

1 1/2"

5.52 - 8.27 barClose

O-ring 224VDC/ 4WGraphite + PTFE

Westlock 2249-BYProximity 2

2 X SPDT / 2AMP @ 24 VDCValve open, shut, failFisher 67CR7.2 - 8.8 barYes Yes

SST Tbngs and fittings RequiredLocal Manual Reset

WCB

1 1/2

PBV-C-6530-31-2236-CYNL-126d

Required

300#

Six (Bubble tight)

27.91

IEC Zone 2, Group IIA

33

1. Nameplate data shall include as minumum: Instrument Tag Number, Manufacturer, Model, valve type, body size and rating and material information.

2. Solenoid valves to be tagged: YM-12-UY-002/A and YM-12-UY-002/B

3. Limit switches to be tagged: YM-12-ZSO-002 and YM-12-ZSC-002

4. Solenoid valves and limit switches shall be hermetically sealed, and suitable for Zone 2, Eex-d certified.

5. Electric Solenoids will be 3-way, ¼" NPTF, 316 stainless steel body with resilient seats and manual reset lever when specified. They will have 24 Volts DC hermetically sealed coils, suitable for operation at 50°C ambient temperature.

6. Single seat on each side of the valve

B0 AV 10/13/2006B0

INSTRUMENT SPECIFICATION

On/Off Valves - Pneumatic Act.

No. By Date Revision Code: Rev.:

YM-12-UV -002Tag Number :

For Approval ofDwg. No.:88 YM-12-UV -002-SP

Sheet

21

Notes:

Pressure Gauge

Sheet of


Rev.: B0


PDVSA K-305 / 306

B0 AV Doc. No.:


DateAppr.Chkd.ByNo.

GENERAL

OPTIONS

GAUGE

bar-g

1 Tag Number2 Service3 Location456789

1011121314151617181920212223242526272829303132333435363738394041424344454647

Fluid

PressureTemperature

P&ID

ºC PROCESSCONDITIONS

TypeMounting

Lens MaterialBlow-Out ProtectionRing Construction Ring MaterialCase MaterialDial ColorDial SizeCalibration Range Min.

Pressure Element TypePressure Element MaterialSocket MaterialConnectionMovement MaterialNominal Accuracy Required

TypeManufacturer

Wetted Part MaterialOther Material

Process ConnectionFill Fluid

Gage Connection

Syphon: Type MaterialSnubber: Type MaterialPressure Limit ValveMovement Damping

ManufacturerModelPURCHASE

Max.

Max.Nor.Max.Nor.

bar-g

10/2/2006

DIAPHRAGMSEAL

1. Nameplate information required: Instrument tag number, manufacturer, model, serial number, Instrument range and material Information.2. The pressure gauge will be capable of withstanding an overpressure 1.5 times the maximum operating pressure without sustaining any damage.

YM-PI-SP-MT-003

45 1279 S 04L XNH XSG XXHASHCROFT

ºC

316 SS

GlycerinSS provided with SS bendable armour and PVC covered

316 SSEasily cleanable

Ashcroft. Model: 25-1100 ASyphon Manufacturer and Model

Model

Stainless steel with Teflon coated wear parts.1.5% of full scale

1 - 7.5 meters

Surface Local Flush

Capillary Material

Flanged 2" RF - ANSI CLASS 150#

1/4" NPT 1/2" NPT Other:

Capillary Length

4 1/2"

316L SS316L SS

Bourdon Bellow Other:Laminated Shatterproof Glass

ThreadedYes

PhenolBlack lettering on white background

Upper housing material

20-102SS-04T-CG

Direct Rdg. 3-15 lb Rcvr. Other:

316L SS

No

Polypropilene

Pigtail

ASHCROFT

see list

see list see list

see list see listsee list see list

see list

see listsee list

Tag Number Min. RangeMax. (Barg)

Oper. Press.Max. (Barg)

Oper. Temp. (°C)Max Temp

Service PID Location

YM-10-PI -002 05

0.533.5

5575

Degassing boot D-1101A861B-YM-10-B-PI-004 2-PG-00-003-AA5A-NI

YM-10-PI -036 090

41.942.6

4550

Oil from train 1 to DCOtrunkline

861B-YM-10-B-PI-006 6-P-00-009-DA5A-NI

YM-10-PI -038 090

42.944.6

69.490

Oil from train 1 to DCOTrunkline

861B-YM-10-B-PI-006 6-P-00-008-DA5A-PP

YM-10-PI -039 090

41.942.6

4550

Oil from train 1 to DCOTrunkline

861B-YM-10-B-PI-006 6-P-00-009-DA5A-NI

YM-10-PI -104 090

169

5560

Oil from well 1 861B-YM-10-B-PI-001 4-P-01-001-DA5A-NI

YM-10-PI -134 090

169

5560


YM-10-PI -164 090

169

5560


YM-10-PI -194 090

169

5560


YM-10-PI -224 090

169

5560


YM-10-PI -302 05

0.533.5

5575

Degassing boot D-1101B861B-YM-10-B-PI-007 2-PG-00-003-AA5A-NI

YM-10-PI -336 090

41.942.6

4550

From CHOPS 2 to DCOtrunkline

861B-YM-10-B-PI-009 6-P-00-020-DA5A-NI

YM-10-PI -338 090

42.944.6

69.490

From train 2 to DCOtrunkline

861B-YM-10-B-PI-009 6-P-00-019-DA5A-PP

No. By Date DescriptionChk. Appr. Sheet of

Dwg. No.: YM-PI-SP-MT-003Rev.: B0

""CHOPS""COLD HEAVY OIL PRODUCTION WITH SANDS

Pressure GaugeB0 10/2/2006AV For Approval

2 2

31

Pressure Instrument

Sheet of


Rev.: B0


PDVSA K-300 / 301

B0 AV Doc. No.: No. By Chkd. Appr. Date

Notes:

123

11

45678

12

14

910

13

17181920212223242526272829303132333435363738394041424344454647

1516

Tag NumberServiceLocation P&ID No.FunctionMountingArea Classification

Power SupplyChart Range NumberChart Drive Speed PowerScales Type

Range 1 Range 2 Range 3Transmitter Output

Control ModesActionAuto-Man Sw.Set Point Adj.Manual Reg.Output

GENERAL

XMTR.

CONTR.

Service

Process DataFluid

Element TypeElement MaterialInstrument Range Min. Max.

Max.Calibration Range Min.ELEMENT

Oper.Pressure MaxTemperature Max.Process Connection

Oper. ºC Location

SwitchesALARMS Function

RatingFormQty.

Bot BowlMaterialTypeDiaphragm Seal

Connection

Capillary LengthCapillary TypeCapillary MaterialOPTIONS

MFR. ModelManufacturer

JOB SPEC. CA04-00-35-J-SP-03810/2/2006

1. Nameplate information required: Tag number, manufacturer, model, serial number, Instrument range and material Information.2. All Transmitters shall be conform to IEC 60529, IP 55, tropicalized, corrosion - resistant to marine atmosphere, shall withstand any specified corrosive ambience and suitable for installation in EEx-d Class field area as minimum3. The Letter R in the Model represents the range of the instrument. Options: 1 --> -62/62 mbar 4 --> -0.98/20.7 bar 5 --> -0.98/137.9 bar

YM-PIT-SP-MT-001

3051CG-R-A-2-2-A-1-A-B4-E5-M6ROSEMOUNT

bar bar 0.25 276mbar bar

ºC

Annubar

2" pipe mounting bracket

with HART Protocol

SiliconeFill FluidGlass-filed PTFEO-ring

Body Material

4-20 mA 10-50 mA 3-15 psi Other

316 SS

Zone 2. Group IIA.

4-20 mA 10-50 mA 3-15 psi Other

P PI PD PID Other:

Manual Remote External Other:

Diaphr. Helix Bourdon Bellows OtherGage Press Vacuum Absolute Compound

Indicate and Transmit

316 SST

1.5 times maximum operating pressureOverpressure

Flanged 4" RF 600#

1/2" NPT

Eex-d. IP 55

316 SST

316 SST

1.5

110V 60Hz 24 VDC Other:

Bottom

m

Cleanable type

Yoke Flush Surface Other:

see list

see list see list

see listsee listsee listsee list

see listsee listsee list

Tag Number Inst. Rge Min.Max. (bar)

Press.: Nor.Max. (bar)

Temp.: Nor.Max. (°C)

P&ID Service Line Number

YM-10-PIT -016 -0.0620.062

0.020.04

69.490

861B-YM-10-B-PI-005 P-1070A suction 12-P-00-005-DA5A-PP

YM-10-PIT -017 -0.0620.062

0.020.04

69.490

861B-YM-10-B-PI-005 P-1070S suction 12-P-00-005-DA5A-PP

YM-10-PIT -021 -0.0620.062

0.020.04

69.490


YM-10-PIT -023 -0.0620.062

0.020.04

69.490


YM-10-PIT -026 -0.98137.9

42.944.6

69.490

861B-YM-10-B-PI-005 P-1070A Discharge

YM-10-PIT -027 -0.98137.9

42.944.6

69.490

861B-YM-10-B-PI-005 P-1070S Discharge

YM-10-PIT -028 -0.98137.9

41.942.6

4550

861B-YM-10-B-PI-006 Oil from train 1 to DCO trunkline

YM-10-PIT -037 -0.98137.9

42.944.6

69.490

861B-YM-10-B-PI-006 Oil from train 1 to DCO trunkline 6-P-00-008-DA5A-PP

YM-10-PIT -083 -0.98137.9

42.944.6

69.490

861B-YM-10-B-PI-006 Oil from train 1 to DCO trunkline 6-P-00-009-DA5A-NI

YM-10-PIT -084 -0.98137.9

42.944.6

69.490

861B-YM-10-B-PI-006 Oil from train 1 to DCO trunkline 6-P-00-009-DA5A-NI

YM-10-PIT -103 -0.98137.9

169

5560

861B-YM-10-B-PI-001 Oil from well 1 4-P-01-001-DA5A-NI

YM-10-PIT -133 -0.98137.9

169

5560


YM-10-PIT -163 -0.98137.9

169

5560


YM-10-PIT -193 -0.98137.9

169

5560


YM-10-PIT -223 -0.98137.9

169

5560


YM-10-PIT -316 -0.0620.062

0.020.04

69.490


YM-10-PIT -317 -0.0620.062

0.020.04

69.490


No. By


ofSheetRev.: B0YM-PIT-SP-MT-001Dwg. No.:Date DescriptionChk. Appr.B0 10/2/2006AV For Approval

2 3

Tag Number Inst. Rge Min.Max. (bar)

Press.: Nor.Max. (bar)

Temp.: Nor.Max. (°C)

P&ID Service Line Number

YM-10-PIT -321 -0.0620.062

0.020.04

69.490


YM-10-PIT -323 -0.0620.062

0.020.04

69.490


YM-10-PIT -326 -0.98137.9

42.944.6

69.490

861B-YM-10-B-PI-008 P-1071A Discharge

YM-10-PIT -327 -0.98137.9

42.944.6

69.490

861B-YM-10-B-PI-008 P-1071S Discharge

YM-10-PIT -328 -0.98137.9

41.942.6

4550

861B-YM-10-B-PI-009 Oil from train 1 to DCO trunkline

YM-10-PIT -337 -0.98137.9

42.944.6

69.490

861B-YM-10-B-PI-009 Oil from train 2 to DCO trunkline 6-P-00-019-DA5A-PP

No. By


ofSheetRev.: B0YM-PIT-SP-MT-001Dwg. No.:Date DescriptionChk. Appr.B0 10/2/2006AV For Approval

3 3

21

Pressure Relief Valve

Sheet of


Rev.: B0


B0 AV Doc. No.: No. By Chkd. Appr. Date

GENERAL

1 Tag Number2 Service3 Line No. Vessel No.45678

383940

43444546474849

910111213141516171819202122232425262728

303132

34353637

33

29

4142

FluidRequired CapacityMolecular MassOper. PressureOper. Temperature RelievingTemperature

Oper. Sp. Gr.Set Pressure

State

bar-gbar-g

Back PressureConstantVariableTotal

bar-gbar-g

% Allowable OverpressureOverpressure FactorCompressibility FactorLatent Heat of VaporizationRatio of Specific HeatsOperating ViscosityBarometric PressureRelief Density

DATAFLUID

OTHER

Calculated AreaSelected AreaOrifice Designation

ManufacturerModel

in²

PURCHASE

Notes:

MATERIALS

CONNECTIONSRatingSize: Inlet Outlet

Type of Facing

Bonnet TypeTypeDesign

Conventional, Bellow, Pilot OperatedSafety, Relief, Safety-Relief

Nozzle (Full, Semi)P&ID

JOB SPEC.: CA04-00-35-J-SP-02310/3/2006

BellowsSpringGuide and RingsResilient Seat SealSeat and DiscBody and Bonnet

BASIS Sizing BasisDesign Code Fire

Liquid Filled Vessel

OPTIONS

Cap: Screwed or BoltedLever: Plain or PackedTest Gag

1. Nameplate information required: Instrument tag number, manufacturer, model, serial number, Instrument range and material Information.2. All Transmitters shall be conform to IEC 60529, IP 55, tropicalized, corrosion - resistant to marine atmosphere, shall withstand any specified corrosive ambience and suitable for installation in EEx-d Class field area as minimum.

YM-PSV-SP-MT-001

26DC13L-140FARRIS

Gas

41.945 ºC

150.5

kcal IT/kg

Liquid

0.95

6

47

10

955.4 kg/m³

0.071 cP

45 ºC 0.03

Conventional

Carbon Steel

0.044310.11Orifice "D"

API

in²

2600# / 600#1

Raised Face

RP520

316 SSTViton

1.013

316 SST and VitonChrome Alloy

6.03

ScrewedPacked

Bolted

bar-g

in

Safety-ReliefFull

in

see listsee list

see listsee list see list

Tag Number Service P&ID Line Number Vessel No.

YM-10-PSV -020/A Discharge P-1070A 861B-YM-10-B-PI-005 3-P-00-021-DA5A-PP P-1070AYM-10-PSV -020/B Discharge P-1070A 861B-YM-10-B-PI-005 3-P-00-022-DA5A-PP P-1070AYM-10-PSV -022/A Discharge P-1070S 861B-YM-10-B-PI-005 3-P-00-025-DA5A-PP P-1070SYM-10-PSV -022/B Discharge P-1070S 861B-YM-10-B-PI-005 3-P-00-026-DA5A-PP P-1070SYM-10-PSV -320/A Discharge P-1071A 861B-YM-10-B-PI-008 3-P-00-029-DA5A-PP P-1071AYM-10-PSV -320/B Discharge P-1071A 861B-YM-10-B-PI-008 3-P-00-030-DA5A-PP P-1071AYM-10-PSV -322/A Discharge P-1071S 861B-YM-10-B-PI-008 3-P-00-033-DA5A-PP P-1071SYM-10-PSV -322/B Discharge P-1071S 861B-YM-10-B-PI-008 3-P-00-034-DA5A-PP P-1071S

No. By Date DescriptionChk. Appr. Sheet of

Dwg. No.: YM-PSV-SP-MT-001Rev.: B0


Pressure Relief ValveB0 10/3/2006AV For Approval

2 2

21

RTD & Temperature Transducers

Sheet of


Rev.: B0


PDVSA K-300 / 304


Notes:


GENERAL3 Location456789

10111213

ELEMENT

202122232425262728293031323334353637383940414243444546474849

141516171819

LocationAssyMounting

Temperature Range

TypeIce Point Resistance

VibrationsOper. PressureOper. TemperatureFluid

Max. PressureMax. Temperature ºC

bar-gbar-gPROCESSCONDITIONS

Enclosure

Power SupplyOutput

Single/Double or OtherDiameter

HEAD

TypeMaterialTerminal BlockConduit ConnectionExtension TypeNipple SizeUnionNipple Union LengthSpring Loaded

THERMOWELL

Process ConnectionMaterialSheating CoatingConstruction TypeInternal ConnectionLength Below Thread / FlangedLagging ExtensionPlug & ChainOverall LengthTreatments FinishStamping

PURCHASE

ManufacturerModel

JOB SPEC.: CA04-00-35-J-SP-03510/3/2006

1. All instruments shall be conform to IEC 60529, IP 55, tropicalized, corrosion - resistant to marine atmosphere, shall withstand any specified corrosive ambience and suitable for installation in EEx-d Class field area as minimum

YM-TE-SP-MT-001

0068-R-21-C-30-A-075-F78-E5ROSEMOUNT

Platinum. Spring loaded.

gasºC

No

8.75

0

Nipple/Union/NippleDrilled Tapered Straight Built-up Closed-end

316 SS

yes

316 SS

3"

1/2"Nipple union1/2" NPTFsix terminalsAluminumFlat cover

Outside diameter.6.4Single element-50 : 400 °C

mm

Integral with RTD assembly Remote from RTD assy. on yokeEEx-d

RTD & TW only RTD with Transducer

see list

see list see listsee list see list

see list

see listsee listsee list

Tag Number Nor. Press. (barg) Max. Press. (barg) Nor. Temp. (°C) Max. Temp. (°C) Proccess Connection P&ID Service Line

YM-10-TE -108 7 48.3 38 55 1 1/2" RF 300# 861B-YM-10-B-PI-001 Gas from well 1 2-PG-01-001-BA5A-NIYM-10-TE -138 7 48.3 38 55 1 1/2" RF 300# 861B-YM-10-B-PI-001 Gas from well 2 2-PG-02-001-BA5A-NIYM-10-TE -168 7 48.3 38 55 1 1/2" RF 300# 861B-YM-10-B-PI-001 Gas from well 3 2-PG-03-001-BA5A-NIYM-10-TE -198 7 48.3 38 55 1 1/2" RF 300# 861B-YM-10-B-PI-001 Gas from well 4 2-PG-04-001-BA5A-NIYM-10-TE -228 7 48.3 38 55 1 1/2" RF 300# 861B-YM-10-B-PI-001 Gas from well 5 2-PG-05-001-BA5A-NIYM-11-TE -008 0.02 0.04 77 90 1 1/2" RF 150# 861B-YM-10-B-PI-005 Gas to flare 2-FL-00-004-AA5A-NIYM-11-TE -308 0.02 0.04 77 90 1 1/2" RF 150# 861B-YM-10-B-PI-008 Gas to flare 2-FL-00-004-AA5A-NI

No. By


ofSheetRev.: B0YM-TE-SP-MT-001Dwg. No.:Date DescriptionChk. Appr.B0 10/3/2006AV For Approval

2 2

21

Bimetalic Thermometer

Sheet of


Rev.: B0


PDVSA K-300 / 304



GENERAL3 Location4 P&ID56789

1011121314151617181920212223242526

37

27282930313233343536

PROCESSCONDITIONS

FluidOper. Temperature

Max. PressureMax. Temperature

Oper. PressureVibrations

bar-gºC bar-g

THERMOMETER

Max.Calibration Range Min.Stem TypeStem MaterialStem or Union ThreadStem PositionStem Length Stem DiameterCase MaterialDial Size Dial Color

AdjustableColorScale Length (Range)

Form: Fig No.Hermetically Sealed CaseExternal Calibrator

WELL

IncludedProcess ConnectionMaterialConstructionTypeInternal ConnectionLength Below Thread / Flanged

PURCHASE

ManufacturerModel

JOB SPEC.: CA04-00-35-J-SP-03510/3/2006

Lagging Extension

Notes: 1. Nameplate information required: Instrument tag number, brand, model, serial number, instrument range and material information.

YM-TI-SP-MT-001

50-EI-60-E-090-10/150°CASHCROFT

Crude Oil

691ºC

Tapered316 SS

None Included By Others

Model Ashcroft 15-W-0750-H-F-260-S-2-R-(ANSI CLASS RATING)

mm 6.4

1/2 in. 3/4 in.316 SS

Threaded Plain Union

Yes

316 SSWhite

mm

5

Yes

YesFigure 3

in Black

see list

see list

see list see list

see list

see list

see listsee list

see list

see listsee list

Tag Number Range Nor. Temp.Max. Temp.Connection Stem Len.Well Len. Lag. Ext. PID Service Line Number

YM-10-TI -014 10/150 80 90 2" 300# 9" 7 1/2" - 861B-YM-10-B-PI-004 Wash tank T-1001A YM-10-TI -015 10/150 80 90 1 1/2" 150# 9" 7 1/2" - 861B-YM-10-B-PI-004 X-1002A 10-P-00-003-AA5A-PPYM-10-TI -070 10/150 69.4 90 1 1/2" 600# 9" 7 1/2" - 861B-YM-10-B-PI-006 Train 1 6-P-00-008-DA5A-PPYM-10-TI -102 10/150 55 60 1 1/2" 600# 9" 7 1/2" - 861B-YM-10-B-PI-001 Oil from well 1 4-P-01-001-DA5A-NIYM-10-TI -132 10/150 55 60 1 1/2" 600# 9" 7 1/2" - 861B-YM-10-B-PI-001 Oil from well 2 4-P-02-001-DA5A-NIYM-10-TI -162 10/150 55 60 1 1/2" 600# 9" 7 1/2" - 861B-YM-10-B-PI-001 Oil from well 3 4-P-03-001-DA5A-NIYM-10-TI -192 10/150 55 60 1 1/2" 600# 9" 7 1/2" - 861B-YM-10-B-PI-001 Oil from well 4 4-P-04-001-DA5A-NIYM-10-TI -222 10/150 55 60 1 1/2" 600# 9" 7 1/2" - 861B-YM-10-B-PI-001 Oil from well 5 4-P-05-001-DA5A-NIYM-10-TI -314 10/150 80 90 2" 300# 9" 7 1/2" - 861B-YM-10-B-PI-007 Wash tank T-1001B YM-10-TI -315 10/150 80 90 1 1/2" 150# 9" 7 1/2" - 861B-YM-10-B-PI-007 X-1002B 10-P-00-014-AA5A-PPYM-10-TI -370 10/150 69.4 90 1 1/2" 600# 9" 7 1/2" - 861B-YM-10-B-PI-009 Train 2 6-P-00-019-DA5A-PPYM-11-TI -010 10/150 77 90 1 1/2" 150# 9" 7 1/2" - 861B-YM-10-B-PI-005 Gas to flare 2-FL-00-004-AA5A-NIYM-11-TI -310 10/150 77 90 1 1/2" 150# 9" 7 1/2" - 861B-YM-10-B-PI-008 Gas to Flare 2-FL-00-004-AA5A-NI

No. By


ofSheetRev.: B0YM-TI-SP-MT-001Dwg. No.:Date DescriptionChk. Appr.B0 10/3/2006AV For Approval

2 2

ANEXO 5

Lista de Cables

No. By ofSheetRev.:Doc. No.:Date DescriptionChk. Appr.

C0B1

C0AV AV JA

10/9/200610/23/2006 For Approval

""CHOPS""COLD HEAVY OIL PRODUCTION WITH SAND

For Approval1 7

Cable Schedule Report

YM-10-J-IX-001

Cable No. Type Intrinsic Part no. Connector side1 Connector side2UOMFrom Jacket ColorTo LengthNO NO1PR 16 AWG ShieldedBKmeter C-YM-10-FE -034 YM-10-FE -034/TS - 1 YM-AJB-03/TS - 1 26NO NO1PR 16 AWG ShieldedBKmeter C-YM-10-FE -334 YM-10-FE -334/TS - 1 YM-AJB-03/TS - 2 36NO NO1PR 16 AWG ShieldedBKmeter C-YM-10-FI -108/A YM-10-FI -108/A/TS - 1 YM-AJB-11/TS - 1 4NO NO1PR 16 AWG ShieldedBKmeter C-YM-10-FI -138/A YM-10-FI -138/A/TS - 1 YM-AJB-12/TS - 1 4NO NO1PR 16 AWG ShieldedBKmeter C-YM-10-FI -168/A YM-10-FI -168/A/TS - 1 YM-AJB-13/TS - 1 4NO NO1PR 16 AWG ShieldedBKmeter C-YM-10-FI -198/A YM-10-FI -198/A/TS - 1 YM-AJB-14/TS - 1 4NO NO1PR 16 AWG ShieldedBKmeter C-YM-10-FI -228/A YM-10-FI -228/A/TS - 1 YM-AJB-07/TS - 1 4NO NO1PR 16 AWG ShieldedBKmeter C-YM-10-LI -003/A YM-10-LI -003/A/TS - 1 YM-AJB-01/TS - 3 12NO NO1PR 16 AWG ShieldedBKmeter C-YM-10-LI -008/A YM-10-LI -008/A/TS - 1 YM-AJB-01/TS - 2 4NO NO1PR 16 AWG ShieldedBKmeter C-YM-10-LI -012/A YM-10-LI -012/A/TS - 1 YM-AJB-01/TS - 4 14NO NO1PR 16 AWG ShieldedBKmeter C-YM-10-LI -303/A YM-10-LI -303/A/TS - 1 YM-AJB-02/TS - 3 12NO NO1PR 16 AWG ShieldedBKmeter C-YM-10-LI -308/A YM-10-LI -308/A/TS - 1 YM-AJB-02/TS - 3 4NO NO1PR 16 AWG ShieldedBKmeter C-YM-10-LI -312/A YM-10-LI -312/A/TS - 1 YM-AJB-02/TS - 4 15NO NO1PR 16 AWG ShieldedBKmeter C-YM-10-LIT -003 YM-10-LIT -003/TS - 1 YM-AJB-01/TS - 3 23NO NO1PR 16 AWG ShieldedBKmeter C-YM-10-LIT -008 YM-10-LIT -008/TS - 1 YM-AJB-01/TS - 2 14NO NO1PR 16 AWG ShieldedBKmeter C-YM-10-LIT -012 YM-10-LIT -012/TS - 1 YM-AJB-01/TS - 4 23NO NO1PR 16 AWG ShieldedBKmeter C-YM-10-LIT -041 YM-10-LIT -041/TS - 1 YM-AJB-01/TS - 3 17NO NO1PR 16 AWG ShieldedBKmeter C-YM-10-LIT -042 YM-10-LIT -042/TS - 1 YM-AJB-01/TS - 3 9NO NO1PR 16 AWG ShieldedBKmeter C-YM-10-LIT -044 YM-10-LIT -044/TS - 1 YM-AJB-01/TS - 4 26NO NO1PR 16 AWG ShieldedBKmeter C-YM-10-LIT -048 YM-10-LIT -048/TS - 1 YM-AJB-01/TS - 3 11NO NO1PR 16 AWG ShieldedBKmeter C-YM-10-LIT -303 YM-10-LIT -303/TS - 1 YM-AJB-02/TS - 3 22NO NO1PR 16 AWG ShieldedBKmeter C-YM-10-LIT -308 YM-10-LIT -308/TS - 1 YM-AJB-02/TS - 3 13NO NO1PR 16 AWG ShieldedBKmeter C-YM-10-LIT -312 YM-10-LIT -312/TS - 1 YM-AJB-02/TS - 4 25NO NO1PR 16 AWG ShieldedBKmeter C-YM-10-LIT -341 YM-10-LIT -341/TS - 1 YM-AJB-02/TS - 3 15NO NO1PR 16 AWG ShieldedBKmeter C-YM-10-LIT -342 YM-10-LIT -342/TS - 1 YM-AJB-02/TS - 3 8NO NO1PR 16 AWG ShieldedBKmeter C-YM-10-LIT -344 YM-10-LIT -344/TS - 1 YM-AJB-02/TS - 4 26NO NO1PR 16 AWG ShieldedBKmeter C-YM-10-LIT -348(2) YM-10-LIT -348/TS - 1 YM-AJB-02/TS - 3 7NO NO1PR 16 AWG ShieldedBKmeter C-YM-10-PIT -004 YM-10-PIT -004/TS - 1 YM-AJB-01/TS - 3 21NO NO1PR 16 AWG ShieldedBKmeter C-YM-10-PIT -016 YM-10-PIT -016/TS - 1 YM-AJB-03/TS - 1 33NO NO1PR 16 AWG ShieldedBKmeter C-YM-10-PIT -017 YM-10-PIT -017/TS - 1 YM-AJB-03/TS - 1 33


C0B1

C0AV AV JA

10/9/200610/23/2006 For Approval


For Approval5 7


YM-10-J-IX-001

Cable No. Type Intrinsic Part no. Connector side1 Connector side2UOMFrom Jacket ColorTo LengthNO NO1PR 16 AWG ShieldedBKmeter C-YM-11-PIT -043 YM-11-PIT -043/TS - 1 YM-AJB-08/TS - 1 5NO NO1PR 16 AWG ShieldedBKmeter C-YM-11-PIT -308 YM-11-PIT -308/TS - 1 YM-AJB-01/TS - 4 44NO NO1PR 16 AWG ShieldedBK C-YM-11-PY -040 YM-11-PY -040/TS - 1 YM-AJB-08/TS - 1 6NO NO1PR 16 AWG ShieldedBK C-YM-11-PY -041 YM-11-PY -041/TS - 1 YM-AJB-08/TS - 1 6NO NO1PR 16 AWG ShieldedBK C-YM-11-PY -042 YM-11-PY -042/TS - 1 YM-AJB-08/TS - 1 7NO NO1PR 16 AWG ShieldedBK C-YM-11-PY -043 YM-11-PY -043/TS - 1 YM-AJB-08/TS - 1 7NO NO1PR 16 AWG ShieldedBKmeter C-YM-11-TIT -003 YM-11-TIT -003/TS - 1 YM-AJB-05/TS - 1 4NO NO1PR 16 AWGBKmeter C-YM-11-UY -036/A YM-11-UY -036/A/TS - 1 YM-DJB-02/TS - 1 7NO NO1PR 16 AWGBKmeter C-YM-11-UY -036/B YM-11-UY -036/B/TS - 1 YM-DJB-02/TS - 1 7NO NO1PR 16 AWGBKmeter C-YM-11-UY -037/A YM-11-UY -037/A/TS - 1 YM-DJB-03/TS - 1 22NO NO1PR 16 AWGBKmeter C-YM-11-UY -037/B YM-11-UY -037/B/TS - 1 YM-DJB-03/TS - 1 22NO NO1PR 16 AWGBKmeter C-YM-11-UY -337/A YM-11-UY -337/A/TS - 1 YM-DJB-03/TS - 1 26NO NO1PR 16 AWGBKmeter C-YM-11-UY -337/B YM-11-UY -337/B/TS - 1 YM-DJB-03/TS - 1 26NO NO1PR 16 AWGBKmeter C-YM-11-ZSC -036 YM-11-ZSC -036/TS - 1 YM-DJB-02/TS - 2 7NO NO1PR 16 AWGBKmeter C-YM-11-ZSC -037 YM-11-ZSC -037/TS - 1 YM-DJB-03/TS - 2 22NO NO1PR 16 AWGBKmeter C-YM-11-ZSC -337 YM-11-ZSC -337/TS - 1 YM-DJB-03/TS - 2 26NO NO1PR 16 AWGBKmeter C-YM-11-ZSO -036 YM-11-ZSO -036/TS - 1 YM-DJB-02/TS - 2 7NO NO1PR 16 AWGBKmeter C-YM-11-ZSO -037 YM-11-ZSO -037/TS - 1 YM-DJB-03/TS - 2 22NO NO1PR 16 AWGBKmeter C-YM-11-ZSO -337 YM-11-ZSO -337/TS - 1 YM-DJB-03/TS - 2 26NO NO1PR 16 AWG ShieldedBKmeter C-YM-12-PIT -007 YM-12-PIT -007/TS - 1 YM-AJB-04/TS - 2 23NO NO1PR 16 AWG ShieldedBKmeter C-YM-12-PIT -008 YM-12-PIT -008/TS - 1 YM-AJB-04/TS - 2 23NO NO1PR 16 AWG ShieldedBKmeter C-YM-12-PY -008 YM-12-PY -008/TS - 1 YM-AJB-04/TS - 2 23NO NO1PR 16 AWGBKmeter C-YM-12-UY -001/A YM-12-UY -001/A/TS - 1 YM-DJB-02/TS - 1 5NO NO1PR 16 AWGBKmeter C-YM-12-UY -001/B YM-12-UY -001/B/TS - 1 YM-DJB-02/TS - 1 5NO NO1PR 16 AWGBK C-YM-12-UY -002/A YM-12-UY -002/A/TS - 1 YM-DJB-03/TS - 1 22NO NO1PR 16 AWGBK C-YM-12-UY -002/B YM-12-UY -002/B/TS - 1 YM-DJB-03/TS - 1 22NO NO1PR 16 AWGBK C-YM-12-UY -003/A YM-12-UY -003/A/TS - 1 YM-DJB-03/TS - 1 26NO NO1PR 16 AWGBK C-YM-12-UY -003/B YM-12-UY -003/B/TS - 1 YM-DJB-03/TS - 1 26NO NO1PR 16 AWGBKmeter C-YM-12-ZSC -001 YM-12-ZSC -001/TS - 1 YM-DJB-02/TS - 2 4NO NO1PR 16 AWGBK C-YM-12-ZSC -002 YM-12-ZSC -002/TS - 1 YM-DJB-03/TS - 2 22


C0B1

C0AV AV JA

10/9/200610/23/2006 For Approval


For Approval6 7


YM-10-J-IX-001

Cable No. Type Intrinsic Part no. Connector side1 Connector side2UOMFrom Jacket ColorTo LengthNO NO1PR 16 AWGBK C-YM-12-ZSC -003 YM-12-ZSC -003/TS - 1 YM-DJB-03/TS - 2 26NO NO1PR 16 AWGBKmeter C-YM-12-ZSO -001 YM-12-ZSO -001/TS - 1 YM-DJB-02/TS - 2 4NO NO1PR 16 AWGBK C-YM-12-ZSO -002 YM-12-ZSO -002/TS - 1 YM-DJB-03/TS - 2 22NO NO1PR 16 AWGBK C-YM-12-ZSO -003 YM-12-ZSO -003/TS - 1 YM-DJB-03/TS - 2 26NO NO4PR 18 AWG I/OASBKmeter C-YM-A-AJB05 YM-AJB-05/TS - 1 YM-AMP-01/JB5 TS - 1 0NO NO8PR 18 AWG I/OASBKmeter C-YM-A-AJB07 YM-AJB-07/TS - 1 YM-AMP-01/JB7 TS - 1 0NO NO12PR 18 AWG I/OASBKmeter C-YM-A-AJB08 YM-AJB-08/TS - 1 YM-AMP-01/JB8 TS - 1 0NO NO4PR 18 AWG I/OASBK C-YM-A-AJB09 YM-AJB-09/TS - 1 YM-AMP-01/JB9 TS - 1 0NO NO8PR 18 AWG I/OASBKmeter C-YM-A-AJB11 YM-AJB-11/TS - 1 YM-AMP-01/JB11 TS - 1 0NO NO8PR 18 AWG I/OASBKmeter C-YM-A-AJB12 YM-AJB-12/TS - 1 YM-AMP-01/JB12 TS - 1 0NO NO8PR 18 AWG I/OASBKmeter C-YM-A-AJB13 YM-AJB-13/TS - 1 YM-AMP-01/JB13 TS - 1 0NO NO8PR 18 AWG I/OASBKmeter C-YM-A-AJB14 YM-AJB-14/TS - 1 YM-AMP-01/JB14 TS - 1 0NO NO10PR 18 AWG I/OASBKmeter C-YM-A1-AJB01 YM-AJB-01/TS - 1 YM-AMP-01/JB1 TS - 1 0NO NO10PR 18 AWG I/OASBKmeter C-YM-A1-AJB02 YM-AJB-02/TS - 1 YM-AMP-01/JB2 TS - 1 0NO NO10PR 18 AWG I/OASBKmeter C-YM-A1-AJB03 YM-AJB-03/TS - 1 YM-AMP-01/JB3 TS - 1 0NO NO8PR 18 AWG I/OASBKmeter C-YM-A1-AJB04 YM-AJB-04/TS - 1 YM-AMP-01/JB4 TS - 1 0NO NO10PR 18 AWG I/OASBKmeter C-YM-A2-AJB01 YM-AJB-01/TS - 2 YM-AMP-01/JB1 TS - 2 0NO NO10PR 18 AWG I/OASBKmeter C-YM-A2-AJB02 YM-AJB-02/TS - 2 YM-AMP-01/JB2 TS - 2 0NO NO10PR 18 AWG I/OASBKmeter C-YM-A2-AJB03 YM-AJB-03/TS - 2 YM-AMP-01/JB3 TS - 2 0NO NO10PR 18 AWG I/OASBK C-YM-A2-AJB04 YM-AJB-04/TS - 2 YM-AMP-01/JB4 TS - 2 0NO NO10PR 18 AWG I/OASBKmeter C-YM-A3-AJB01 YM-AJB-01/TS - 3 YM-AMP-01/JB1 TS - 3 0NO NO10PR 18 AWG I/OASBKmeter C-YM-A3-AJB02 YM-AJB-02/TS - 3 YM-AMP-01/JB2 TS - 3 0NO NO10PR 18 AWG I/OASBKmeter C-YM-A4-AJB01 YM-AJB-01/TS - 4 YM-AMP-01/JB1 TS - 4 0NO NO10PR 18 AWG I/OASBKmeter C-YM-A4-AJB02 YM-AJB-02/TS - 4 YM-AMP-01/JB2 TS - 4 0NO NO12PR 18 AWG I/OASBK C-YM-AMP01-PLC-01 YM-AMP-01/PLC- 1 YM-PLC/TS 12 A/I 0NO NO12PR 18 AWG I/OASBK C-YM-AMP01-PLC-02 YM-AMP-01/PLC- 2 YM-PLC/TS 12 A/I 0NO NO12PR 18 AWG I/OASBK C-YM-AMP01-PLC-03 YM-AMP-01/PLC- 3 YM-PLC/TS 12 A/I 0NO NO12PR 18 AWG I/OASBK C-YM-AMP01-PLC-04 YM-AMP-01/PLC- 4 YM-PLC/TS 12 A/I 0NO NO12PR 18 AWG I/OASBK C-YM-AMP01-PLC-05 YM-AMP-01/PLC- 5 YM-PLC/TS 12 A/I 0NO NO12PR 18 AWG I/OASBK C-YM-AMP01-PLC-06 YM-AMP-01/PLC- 6 YM-PLC/TS 12 A/I 0

ANEXO 6

Diagrama de Cableado (por regleta)


B2

YM-AJB-04 TS-1B1

B2AV AV

10/5/200610/9/2006 For Approval

COLD HEAVY OIL PRODUCTIONWITH SANDS "CHOPS"

For Approval

Panel: YM-AJB-04Strip: TS - 1

1 1

Panel

Terminal StripTerminal

Wire Tag

Color Terminal

Wire Tag

Color

Panel

Terminal StripCable Set

CableCable Set

TerminalCable

YM-10-PIT -083TS - 1 1 YM-AMP-01

JB4 TS - 1+ C-YM-10-PIT -083PR #1

YM-10-PIT -083WHT

YM-10-PIT -083 C-YM-A1-AJB04WHT PR #1 1

YM-10-PIT -083TS - 1 2 YM-AMP-01

JB4 TS - 1- C-YM-10-PIT -083PR #1

YM-10-PIT -083BLK

YM-10-PIT -083 C-YM-A1-AJB04BLK PR #1 2

YM-10-PIT -083TS - 1 3 YM-AMP-01

JB4 TS - 1scn C-YM-10-PIT -083PR #1

ShieldMetal

Shield C-YM-A1-AJB04Metal PR #1 3

YM-10-PIT -084TS - 1 4 YM-AMP-01

JB4 TS - 1+ C-YM-10-PIT -084PR #1

YM-10-PIT -084WHT


YM-10-PIT -084TS - 1 5 YM-AMP-01

JB4 TS - 1- C-YM-10-PIT -084PR #1

YM-10-PIT -084BLK


YM-10-PIT -084TS - 1 6 YM-AMP-01


ShieldMetal


YM-10-TIT -032TS - 1 7 YM-AMP-01

JB4 TS - 1+ C-YM-10-TIT -032PR #1

YM-10-TIT -032WHT

YM-10-TIT -032 C-YM-A1-AJB04WHT PR #3 7

YM-10-TIT -032TS - 1 8 YM-AMP-01

JB4 TS - 1- C-YM-10-TIT -032PR #1

YM-10-TIT -032BLK

YM-10-TIT -032 C-YM-A1-AJB04BLK PR #3 8

YM-10-TIT -032TS - 1 9 YM-AMP-01

JB4 TS - 1scn C-YM-10-TIT -032PR #1

ShieldMetal


YM-10-TIT -332TS - 1 10 YM-AMP-01

JB4 TS - 1+ C-YM-10-TIT -332PR #1

YM-10-TIT -332WHT

YM-10-TIT -332 C-YM-A1-AJB04WHT PR #4 10

YM-10-TIT -332TS - 1 11 YM-AMP-01

JB4 TS - 1- C-YM-10-TIT -332PR #1

YM-10-TIT -332BLK

YM-10-TIT -332 C-YM-A1-AJB04BLK PR #4 11

YM-10-TIT -332TS - 1 12 YM-AMP-01

JB4 TS - 1scn C-YM-10-TIT -332PR #1

ShieldMetal


YM-10-PIT -028TS - 1 13 YM-AMP-01

JB4 TS - 1+ C-YM-10-PIT -028PR #1

YM-10-PIT -028WHT


YM-10-PIT -028TS - 1 14 YM-AMP-01

JB4 TS - 1- C-YM-10-PIT -028PR #1

YM-10-PIT -028BLK


YM-10-PIT -028TS - 1 15 YM-AMP-01


ShieldMetal


YM-10-PIT -328TS - 1 16 YM-AMP-01

JB4 TS - 1+ C-YM-10-PIT -328PR #1

YM-10-PIT -328WHT


YM-10-PIT -328TS - 1 17 YM-AMP-01

JB4 TS - 1- C-YM-10-PIT -328PR #1

YM-10-PIT -328BLK


YM-10-PIT -328TS - 1 18 YM-AMP-01


ShieldMetal


19 YM-AMP-01JB4 TS - 1

SPARE C-YM-A1-AJB04WHT PR #7 19


SPARE C-YM-A1-AJB04BLK PR #7 20




SPARE C-YM-A1-AJB04WHT PR #8 22


SPARE C-YM-A1-AJB04BLK PR #8 23




Overall Shield C-YM-A1-AJB04Overall Shield 25



Panel: YM-AMP-01Strip: JB4 TS - 1

1 1

Panel


Wire Tag

Color Terminal

Wire Tag

Color

Panel


CableCable Set

TerminalCable

YM-AJB-04TS - 1 19+v YM-AMP-01

PLC- 81 C-YM-A1-AJB04PR #1

YM-10-PIT -083WHT

YM-10-PIT -083 CROSS WIRE 1

YM-AJB-04TS - 1 20in YM-AMP-01


YM-10-PIT -083BLK


YM-AJB-04TS - 1 21-v YM-AMP-01


ShieldMetal




YM-10-PIT -084WHT




YM-10-PIT -084BLK




ShieldMetal




YM-10-TIT -032WHT

YM-10-TIT -032 CROSS WIRE 7



YM-10-TIT -032BLK




ShieldMetal




YM-10-TIT -332WHT




YM-10-TIT -332BLK




ShieldMetal




YM-10-PIT -028WHT




YM-10-PIT -028BLK




ShieldMetal




YM-10-PIT -328WHT




YM-10-PIT -328BLK




ShieldMetal


YM-AJB-04TS - 1

19 C-YM-A1-AJB04PR #7

SPAREWHT

19

YM-AJB-04TS - 1


SPAREBLK

20

YM-AJB-04TS - 1


ShieldMetal

21

YM-AJB-04TS - 1


SPAREWHT

22

YM-AJB-04TS - 1


SPAREBLK

23

YM-AJB-04TS - 1


ShieldMetal

24

YM-AJB-04TS - 1

25 C-YM-A1-AJB04Overall Shield

Overall Shield 25



Panel: YM-PLCStrip: TS 12 A/I

1 2

Panel


Wire Tag

Color Terminal

Wire Tag

Color

Panel


CableCable Set

TerminalCable

YM-AMP-01PLC- 8

1+v C-YM-AMP01-PLC-08PR #1

YM-10-PIT -316WHT

1+v

YM-AMP-01PLC- 8

2in C-YM-AMP01-PLC-08PR #1

YM-10-PIT -316BLK

2in

YM-AMP-01PLC- 8

3-v C-YM-AMP01-PLC-08PR #1

ShieldMetal

3-v

YM-AMP-01PLC- 8


YM-10-PIT -321WHT

4+v

YM-AMP-01PLC- 8


YM-10-PIT -321BLK

5in

YM-AMP-01PLC- 8


ShieldMetal

6-v

YM-AMP-01PLC- 8


YM-10-PIT -326WHT

7+v

YM-AMP-01PLC- 8


YM-10-PIT -326BLK

8in

YM-AMP-01PLC- 8


ShieldMetal

9-v

YM-AMP-01PLC- 8


YM-10-PIT -317WHT

10+v

YM-AMP-01PLC- 8


YM-10-PIT -317BLK

11in

YM-AMP-01PLC- 8


ShieldMetal

12-v

YM-AMP-01PLC- 8


YM-10-PIT -323WHT

13+v

YM-AMP-01PLC- 8


YM-10-PIT -323BLK

14in

YM-AMP-01PLC- 8


ShieldMetal

15-v

YM-AMP-01PLC- 8


YM-10-PIT -327WHT

16+v

YM-AMP-01PLC- 8


YM-10-PIT -327BLK

17in

YM-AMP-01PLC- 8


ShieldMetal

18-v

YM-AMP-01PLC- 8


YM-10-PIT -083WHT

19+v

YM-AMP-01PLC- 8


YM-10-PIT -083BLK

20in

YM-AMP-01PLC- 8


ShieldMetal

21-v

YM-AMP-01PLC- 8


YM-10-PIT -084WHT

22+v

YM-AMP-01PLC- 8


YM-10-PIT -084BLK

23in

YM-AMP-01PLC- 8


ShieldMetal

24-v



Panel: YM-PLCStrip: TS 12 A/I

2 2

Panel


Wire Tag

Color Terminal

Wire Tag

Color

Panel


CableCable Set

TerminalCable

YM-AMP-01PLC- 8


YM-11-PIT -002WHT

25+v

YM-AMP-01PLC- 8


YM-11-PIT -002BLK

26in

YM-AMP-01PLC- 8


ShieldMetal

27-v

YM-AMP-01PLC- 8


YM-11-TIT -003WHT

28+v

YM-AMP-01PLC- 8


YM-11-TIT -003BLK

29in

YM-AMP-01PLC- 8


ShieldMetal

30-v

YM-AMP-01PLC- 8


SPAREWHT

31+v

YM-AMP-01PLC- 8


SPAREBLK

32in

YM-AMP-01PLC- 8


ShieldMetal

33-v

YM-AMP-01PLC- 8


SPAREWHT

34+v

YM-AMP-01PLC- 8


SPAREBLK

35in

YM-AMP-01PLC- 8


ShieldMetal

36-v

ANEXO 7

Diagrama de Cableado (por señales)

PANEL STRIP SIGNALSFriday, January 12, 2007Generated date : Time : No : By Date Revision

Panel Name :

Strip Name :

YM-AMP-01

JB4 TS - 1Friday, January 12, 2007 3:51:25 PM Chk. Appr.

Cold Heavy Oil Production With Sand "CHOPS"

TAG: YM-10-PIT -083

YM-10-PIT -083

TS - 1

+

-

scn

TAG: YM-10-PIT -084

YM-10-PIT -084

TS - 1

+

-

scn

TAG: YM-10-TIT -032

YM-10-TIT -032

TS - 1

+

-

scn

TAG: YM-10-TIT -332

YM-10-TIT -332

TS - 1

+

-

scn

TAG: YM-10-PIT -028

YM-10-PIT -028

TS - 1

+

-

scn

TAG: YM-10-PIT -328

YM-10-PIT -328

TS - 1

+

-

scn

YM-AJB-04

TS - 1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

25

YM-AMP-01

JB4 TS - 1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

25

YM-AMP-01

PLC- 8

19+v

20in

21-v

22+v

23in

24-v

YM-AMP-01

PLC- 9

1+v

2in

3-v

4+v

5in

6-v

7+v

8in

9-v

10+v

11in

12-v

YM-PLC

TS 12 A/I

19+v

20in

21-v

22+v

23in

24-v

YM-PLC PRIM RA

POS.

8

FILE CABINET

CS TAG: 10PIT083IO TYPE: CH.:AI 7


YM-PLC

TS 12 A/I

1+v

2in

3-v

4+v

5in

6-v

7+v

8in

9-v

10+v

11in

12-v

YM-PLC PRIM RA

POS.

9

FILE CABINET

CS TAG: 10TIT032IO TYPE: CH.:AI 1




C-YM-10-PIT -083PR #1

WHT PR #1

WHTBLK

BLK

C-YM-10-PIT -084PR #1

WHT

PR #1

WHT

BLK

BLK

C-YM-10-TIT -032PR #1

WHT

PR #1

WHT

BLK

BLK

C-YM-10-TIT -332PR #1

WHT

PR #1

WHT

BLK

BLK

C-YM-A1-AJB04PR #1

WHT

PR #1

WHT

BLK BLK

WHT

PR #2

WHT

PR #2

BLK BLK

WHT

PR #3

WHT

PR #3

BLK BLK

WHT

PR #4

WHT

PR #4

BLK BLK

WHT

PR #5

WHT

PR #5

BLK BLK

WHT

PR #6

WHT

PR #6

BLK BLK

(21) (21)

(22) (22)

(23) (23)

(24) (24)

(25) (25)

(26) (26)

(27)

(27)

(28)

(28)

(29)

(29)

(30)

(30)

(31)

(31)

(32)

(32)

(33)

(33)

(34)

(34)

(35)

(35)

(36)

(36)

(37)

(37)

(38)

(38)

C-YM-AMP01-PLC-08PR #7

WHT

PR #7

WHT

BLK BLK

WHT

PR #8

WHT

PR #8

BLK BLK


WHT

PR #1

WHT

BLK BLK

WHT

PR #2

WHT

PR #2

BLK BLK

WHT

PR #3

WHT

PR #3

BLK BLK

WHT

PR #4

WHT

PR #4

BLK BLK

C-YM-10-PIT -028PR #1

WHT

PR #1

WHT

BLK

BLK

C-YM-10-PIT -328PR #1

WHT

PR #1

WHT

BLK

BLK

Sheet 1 of 1


Panel Name :

Strip Name :

YM-AMP-01

JB7 TS - 1Friday, January 12, 2007 3:52:25 PM Chk. Appr.


TAG: YM-10-TIT -221

YM-10-TIT -221

TS - 1

+

-

scn

TAG: YM-10-PIT -223

YM-10-PIT -223

TS - 1

+

-

scn

TAG: YM-10-PIT -235

YM-10-PIT -235

TS - 1

+

-

scn

TAG: YM-10-PIT -228

YM-10-PIT -228

TS - 1

+

-

scn

TAG: YM-10-FI -228/A

YM-10-FI -228/A

TS - 1

+

-

scn

TAG: YM-11-PIT -001

YM-11-PIT -001

TS - 1

+

-

scn

YM-AJB-07

TS - 1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

25

YM-AMP-01

JB7 TS - 1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

25

YM-AMP-01

PLC- 10

1+v

2in

3-v

4+v

5in

6-v

7+v

8in

9-v

10+v

11in

12-v

13+v

14in

15-v

16+v

17in

18-v

YM-PLC

TS 12 A/I

1+v

2in

3-v

4+v

5in

6-v

7+v

8in

9-v

10+v

11in

12-v

13+v

14in

15-v

16+v

17in

18-v

YM-PLC PRIM RA

POS.

10

FILE CABINET





CS TAG: 10FI228\AIO TYPE: CH.:AI 5


C-YM-10-PIT -223PR #1

WHT

PR #1

WHT

BLK

BLK

C-YM-10-PIT -228PR #1

WHT

PR #1

WHT

BLK

BLKC-YM-10-PIT -235PR #1

WHT

PR #1

WHT

BLK

BLK

C-YM-11-PIT -001PR #1

WHT

PR #1

WHT

BLK

BLK

C-YM-10-TIT -221PR #1

WHT PR #1

WHTBLK

BLK

C-YM-A-AJB07PR #1

WHT

PR #1

WHT

BLK BLK

WHT

PR #2

WHT

PR #2

BLK BLK

WHT

PR #3

WHT

PR #3

BLK BLK

WHT

PR #4

WHT

PR #4

BLK BLK

WHT

PR #5

WHT

PR #5

BLK BLK

WHT

PR #6

WHT

PR #6

BLK BLK

C-YM-10-FI -228/APR #1

WHT

PR #1

WHT

BLK

BLK

(25) (25)

(26) (26)

(27) (27)

(28) (28)

(29) (29)

(30) (30)

(31) (31)

(32) (32)

(33) (33)

(34) (34)

(35) (35)

(36) (36)

(37) (37)

(38) (38)

(39) (39)

(40) (40)

(41) (41)

(42) (42)


WHT

PR #1

WHT

BLK BLK

WHT

PR #2

WHT

PR #2

BLK BLK

WHT

PR #3

WHT

PR #3

BLK BLK

WHT

PR #4

WHT

PR #4

BLK BLK

WHT

PR #5

WHT

PR #5

BLK BLK

WHT

PR #6

WHT

PR #6

BLK BLK

Sheet 1 of 1


Panel Name :

Strip Name :

YM-PLC

TS 12 A/IFriday, January 12, 2007 4:06:15 PM Chk. Appr.


TAG: YM-10-TIT -307/A

YM-10-TIT -307/A

TS - 1

+

-

scn

TAG: YM-10-TIT -307/B

YM-10-TIT -307/B

TS - 1

+

-

scn

TAG: YM-10-TIT -307/C

YM-10-TIT -307/C

TS - 1

+

-

scn

TAG: YM-10-TIT -307/D

YM-10-TIT -307/D

TS - 1

+

-

scn

TAG: YM-10-TIT -309

YM-10-TIT -309

TS - 1

+

-

scn

TAG: YM-10-TIT -311

YM-10-TIT -311

TS - 1

+

-

scn

TAG: YM-10-LI -308/A

YM-10-LI -308/A

TS - 1

+

-

scn

TAG: YM-10-LIT -308

YM-10-LIT -308

TS - 1

+

-

scn

TAG: YM-10-LIT -341

YM-10-LIT -341

TS - 1

+

-

scn

YM-AJB-02

TS - 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

31

YM-AJB-02

TS - 3

1

2

3

4

5

6

7

8

9

31

YM-AMP-01

JB2 TS - 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

31

YM-AMP-01

JB2 TS - 3

1

2

3

4

5

6

7

8

9

31

YM-AMP-01

PLC- 5

1+v

2in

3-v

4+v

5in

6-v

7+v

8in

9-v

10+v

11in

12-v

13+v

14in

15-v

16+v

17in

18-v

19+v

20in

21-v

22+v

23in

24-v

25+v

26in

27-v

YM-PLC

TS 12 A/I

1+v

2in

3-v

4+v

5in

6-v

7+v

8in

9-v

10+v

11in

12-v

13+v

14in

15-v

16+v

17in

18-v

19+v

20in

21-v

22+v

23in

24-v

25+v

26in

27-v

28+v

29in

30-v

31+v

32in

33-v

34+v

35in

36-v

YM-PLC PRIM RA

POS.

5

FILE CABINET

CS TAG: 10TIT307\AIO TYPE: CH.:AI 1

CS TAG: 10TIT307\BIO TYPE: CH.:AI 2

CS TAG: 10TIT307\CIO TYPE: CH.:AI 3

CS TAG: 10TIT307\DIO TYPE: CH.:AI 4



CS TAG: 10LI308\AIO TYPE: CH.:AI 7

CS TAG: 10LIT308IO TYPE: CH.:AI 8

CS TAG: 10LIT341IO TYPE: CH.:AI 9

CS TAG:IO TYPE: CH.:



C-YM-10-LIT -308PR #1

WHT

PR #1

WHT

BLK

BLK

C-YM-10-LIT -341PR #1

WHT

PR #1

WHT

BLK

BLK

C-YM-10-TIT -307/APR #1

WHT PR #1

WHTBLK

BLK

C-YM-10-TIT -307/BPR #1

WHT

PR #1

WHT

BLK

BLK

C-YM-10-TIT -307/CPR #1

WHT

PR #1

WHT

BLK

BLK

C-YM-10-TIT -307/DPR #1

WHT

PR #1

WHT

BLK

BLK

C-YM-10-TIT -309PR #1

WHT

PR #1

WHT

BLK

BLK

C-YM-10-TIT -311PR #1

WHT

PR #1

WHT

BLK

BLK

C-YM-A2-AJB02PR #1

WHT

PR #1

WHT

BLK

BLKWHT

PR #2

WHT

PR #2BLK

BLKWHT

PR #3

WHT

PR #3BLK

BLKWHT

PR #4

WHT

PR #4BLK

BLKWHT

PR #5

WHT

PR #5BLK

BLKWHT

PR #6

WHT

PR #6BLK

BLK

C-YM-A3-AJB02PR #1

WHT

PR #1

WHT

BLK

BLKWHT

PR #2

WHT

PR #2BLK

BLKWHT

PR #3

WHT

PR #3BLK

BLK

C-YM-10-LI -308/APR #1

WHT

PR #1

WHT

BLK

BLK

(37) (37)

(38) (38)

(39) (39)

(40) (40)

(41) (41)

(42) (42)

(43) (43)

(44) (44)

(45) (45)

(46) (46)

(47) (47)

(48) (48)

(49) (49)

(50) (50)

(51) (51)

(52) (52)

(53) (53)

(54) (54)

(55)

(55)

(56)

(56)

(57)

(57)

(58)

(58)

(59)

(59)

(60)

(60)

(61)

(61)

(62)

(62)

(63)

(63)


WHT

PR #1

WHT

BLK BLK

WHT

PR #2

WHT

PR #2

BLK BLK

WHT

PR #3

WHT

PR #3

BLK BLK

WHT

PR #4

WHT

PR #4

BLK BLK

WHT

PR #5

WHT

PR #5

BLK BLK

WHT

PR #6

WHT

PR #6

BLK BLK

WHT

PR #7

WHT

PR #7

BLK BLK

WHT

PR #8

WHT

PR #8

BLK BLK

WHT

PR #9

WHT

PR #9

BLK BLK

Sheet 1 of 1

ANEXO 8

Diagramas de Cableado Punto a Punto

of 1

Doc. No.: Rev.:

Point to Point Wiring DiagramDomain: CHOPS

No. By Date Description Signed By

Loop Name: YM-10-P -004 Loop Service: Degassing boot D-1001A

Level YM-10-PIT -004Signal / Tag Number:

7+v7+v19+ 19[ ] [ ] [ ] [ ] [ ] [ ][ ][ ]

C-YM-10-PIT -004 C-YM-A3-AJB01 CROSS WIRE C-YM-AMP01-PLC-03

1 2 4 5 6 8731

PR #1 PR #7 PR #3

YM-10-PIT -004 YM-AJB-01 YM-AMP-01 YM-AMP-01 YM-PLCTS - 1 TS - 3 JB1 TS - 3 PLC- 3 TS 12 A/I

8in8in20- 20[ ] [ ] [ ] [ ] [ ] [ ][ ][ ]


1 2 4 5 6 8732

PR #1 PR #7 PR #3


9-v9-v21scn 21[ ] [ ] [ ] [ ] [ ] [ ][ ][ ]


1 2 4 5 6 8733

PR #1 PR #7 PR #3


Level YM-10-PY -004Signal / Tag Number:

1OUT1+v16+ 16[ ] [ ] [ ] [ ] [ ] [ ][ ][ ]

C-YM-10-PY -004 C-YM-A3-AJB01 CROSS WIRE C-YM-AMP01-PLC-14

1 2 4 5 6 8731

PR #1 PR #6 PR #1

YM-10-PY -004 YM-AJB-01 YM-AMP-01 YM-AMP-01 YM-PLCTS - 1 TS - 3 JB1 TS - 3 PLC- 14 TS 12 A/O

2OUT2in17- 17[ ] [ ] [ ] [ ] [ ] [ ][ ][ ]


1 2 4 5 6 8732

PR #1 PR #6 PR #1


3sh3-v18scn 18[ ] [ ] [ ] [ ] [ ] [ ][ ][ ]


1 2 4 5 6 8733

PR #1 PR #6 PR #1


Legend :[Sequence]

Terminal[Sequence]

CABLE NAME

SET NAME

PANEL NAMETERMINAL STRIP NAMEAPPARATUS

ANEXO 9

Diagramas de Lazo

...\Escritorio\YM-10-P-004.DWG 1/15/2007 3:15:26 PM

...\Escritorio\YM-10-F-108.DWG 1/15/2007 3:09:33 PM

...\Escritorio\YM-10-L-003.DWG 1/15/2007 3:11:10 PM

...\Escritorio\YM-10-L-041.DWG 1/15/2007 3:11:52 PM

ANEXO 10

Detalles de Instalación de Instrumentos

DESCRIPTION

REFERENCE DRAWINGSDRAWING No. TITLE

REV.

DRAWING No.

TITLE

BY11/8/2006 CKD.SUBCONTRACT AREA DISCIPLINE DOC.

No. CODESSYSTEM TYPE REV.SEQ. No.

DRAWING No.

SINCOR UPSTREAM SURFACE FACILITIESMAIN STATION AND CLUSTERS

INTERFACE CODE:

DRAWING CLASS:

STAMPING

SCALE:

APPR.

ITEM DESCRIPTIONQTY SIZE

F:\PROY1181\PLANOS\INSTRUMENTACION\YANES

COLD HEAVY OIL PRODUCTION WITH SAND

INSTRUMENT INSTALLATION DETAILS

Flow indicator

SCH. OR RATING MATERIAL

25678910

2

211212 m14

TeeMale ConnectorTubingScrew top. Hexagonal headScrew NippleScrew NippleGauge Valve

1/2"1/2" O.D. x 1/2" NPT-M1/2" O.D. x 0.049" w1/2"1/2" x 3" Length1/2" x 6" Length1/2" NPT-F

3000#

3000#SCH. 80SCH. 803000# SS 316

C.S. ASTM A106 Gr. BC.S. ASTM A106 Gr. BC.S. ASTM A105316 SS ASTM A269316 SSC.S. ASTM A105

Flow indicator

UN.

Items

ItemsItemsItemsItemsmeterItems

Flow indicator

VERTICAL_LINE

WITH_45°_SOCKET_(INFERIOR)ALTERNATIVE,_HORIZ._LINE

ALTERNATIVE

INSTRUMENTATION PIPING

INSTRUMENTATIO

N PIP

ING

SEE SUPPORT DETAILS

L

NOTE 1

REMOTE MANIFOLD AGCO M1 OR SIMILAR(M110 OR SIMILAR IF REQUIRED)

NOTE 2

L

H

INSTRUMENTATION

PIPING

H

NOTES:

1. INSTALL TUBING TO PROVIDE SAFE DISCHARGE WHENVALVEOPENS2. MINIMUM SLOPE FOR IMPULSE LINE WILL BE1/8" X FOOT TOWARDS INSTRUMENT

5

10

5

5

5

9

8

2

7

5

6

DESCRIPTION


REV.

DRAWING No.

TITLE



DRAWING No.


INTERFACE CODE:

DRAWING CLASS:

STAMPING

SCALE:

APPR.





Flow indicator


25678910

2

211212 m14

TeeMale ConnectorTubingScrew top. Hexagonal headScrew NippleScrew NippleGauge Valve

1/2"1/2" O.D. x 1/2" NPT-M1/2" O.D. x 0.049" w1/2"1/2" x 3" Length1/2" x 6" Length1/2" NPT-F

3000#

3000#SCH. 80SCH. 803000# SS 316

C.S. ASTM A106 Gr. BC.S. ASTM A106 Gr. BC.S. ASTM A105316 SS ASTM A269316 SSC.S. ASTM A105

Flow indicator

UN.

Items

ItemsItemsItemsItemsmeterItems

Flow indicator

TAG NUMBER P&ID NUMBER TAG NUMBER P&ID NUMBER

861B-YM-10-B-PI-004861B-YM-10-B-PI-007861B-YM-10-B-PI-004861B-YM-10-B-PI-001861B-YM-10-B-PI-001861B-YM-10-B-PI-001861B-YM-10-B-PI-001861B-YM-10-B-PI-001861B-YM-10-B-PI-007YM-12-FI -311

YM-12-FI -071YM-12-FI -061YM-12-FI -051YM-12-FI -041YM-12-FI -031YM-12-FI -011YM-11-FI -306YM-11-FI -006

DESCRIPTION


REV.

DRAWING No.

TITLE



DRAWING No.


INTERFACE CODE:

DRAWING CLASS:

STAMPING

SCALE:

APPR.





Pressure Transmitter


12567

1

18 m31

Screw NippleTeeMale ConnectorTubingScrew top. Hexagonal head

3/4" x 1/2"1/2"1/2" O.D. x 1/2" NPT-M1/2" O.D. x 0.049" w1/2"

SCH 803000#

3000# C.S. ASTM A105316 SS ASTM A269316 SSC.S. ASTM A105C.S. ASTM A105


UN.

Items

ItemsmeterItemsItems


VERTICAL_LINE

ALTERNATIVE

INSTRUMENTATION PIPING

SEE ELECTRICAL DETAIL

NOTE 2

SEE SUPPORT DETAIL

NOTE 1MANIFOLD AGCO M4TP, OR SIMILAR

PIPINGINSTRUMENTATION

NOTES:1. INSTALL TUBING TO PROVIDE SAFE DISCHARGE WHENVALVEOPENS2. MINIMUM SLOPE FOR IMPULSE LINE WILL BE1/8" X FOOT TOWARDS INSTRUMENT

5

5

7

2

1 5

6

DESCRIPTION


REV.

DRAWING No.

TITLE



DRAWING No.


INTERFACE CODE:

DRAWING CLASS:

STAMPING

SCALE:

APPR.







12567

1

18 m31

Screw NippleTeeMale ConnectorTubingScrew top. Hexagonal head

3/4" x 1/2"1/2"1/2" O.D. x 1/2" NPT-M1/2" O.D. x 0.049" w1/2"

SCH 803000#

3000# C.S. ASTM A105316 SS ASTM A269316 SSC.S. ASTM A105C.S. ASTM A105


UN.

Items

ItemsmeterItemsItems


TAG NUMBER P&ID NUMBER TAG NUMBER P&ID NUMBER

861B-YM-10-B-PI-004861B-YM-10-B-PI-005861B-YM-10-B-PI-005861B-YM-10-B-PI-005861B-YM-10-B-PI-005861B-YM-10-B-PI-005861B-YM-10-B-PI-005861B-YM-10-B-PI-006861B-YM-10-B-PI-006861B-YM-10-B-PI-006861B-YM-10-B-PI-006861B-YM-10-B-PI-001861B-YM-10-B-PI-001861B-YM-10-B-PI-003861B-YM-10-B-PI-001861B-YM-10-B-PI-001861B-YM-10-B-PI-003861B-YM-10-B-PI-001861B-YM-10-B-PI-001861B-YM-10-B-PI-003861B-YM-10-B-PI-001861B-YM-10-B-PI-001YM-10-PIT -198

YM-10-PIT -193YM-10-PIT -175YM-10-PIT -168YM-10-PIT -163YM-10-PIT -145YM-10-PIT -138YM-10-PIT -133YM-10-PIT -115YM-10-PIT -108YM-10-PIT -103YM-10-PIT -084YM-10-PIT -083YM-10-PIT -037YM-10-PIT -028YM-10-PIT -027YM-10-PIT -026YM-10-PIT -023YM-10-PIT -021YM-10-PIT -017YM-10-PIT -016YM-10-PIT -004

ANEXO 11

Lista de Materiales

No. By ofSheetRev.:Doc. No.:Date DescriptionChk. Appr.BO

BOAV JA 11/16/2006 For Approval

1 4YM-00-BOM-01

Bill Of Material

Domain: CHOPS""CHOPS""

COLD HEAVY OIL PRODUCTION WITH SANDS

Inst. Library

Hook-Up Type:Hook-Up:Item Library:Item Sub-Library:

Storage Number

SizeModel

ManufacturerMaterial

Unit of Measure Total QtyFor OrderRating

Cost

DescriptionItem Number

M-CS-SN02-54

3/4" x 1/2"C.S. ASTM A105

41ItemsSCH 80

0

Screw Nipple1

M-CS-PFT1-4

1/2"C.S. ASTM A105

95Items3000#

0

Tee2

1/2" NPT-MSS 316

41ItemsSCH 80

0

Nipple 3" long.3

2" NPT-FSS 316

41Items3000#

0

Gauge Valve4

M-SS-TM-44

1/2" O.D. x 1/2" NPT-M316 SS

257Items

0

Male Connector5

P-SS-TUB-4

1/2" O.D. x 0.049" w316 SS ASTM A269

257meter

0

Tubing6

M-CS-PP1-4

1/2"C.S. ASTM A105

36Items3000#

0

Screw top. Hexagonal head7

M-CS-PN03-4

1/2" x 3" LengthC.S. ASTM A106 Gr. B

36ItemsSCH. 80

0

Screw Nipple8

ANEXO 12

Especificaciones Generales para PLC

PROGRAMMABLE LOGIC CONTROLLER SPECIFICATION

DOC. NO:

REV. NO: 1 DATE: 1/12/2006

Page 2 of 33

INDEX

DESCRIPTION SHEET

1. SCOPE ............................................................................................................................ 4

2. APPLICABLE STANDARDS AND CODES .................... ................................................ 4

3. ABBREVIATIONS AND DEFINITIONS ..................... ...................................................... 6

3.1. ABBREVIATIONS........................................................................................................... 6

3.2. DEFINITIONS ............................................................................................................... 6

4. DESIGN REQUIREMENTS ............................................................................................. 8

4.1. LOCATION AND ENVIRONMENTAL REQUIREMENTS ........................................................... 8

4.2. OVERVIEW .................................................................................................................. 8

4.3. PERFORMANCE CRITERIA ............................................................................................. 9

4.4. MODIFICATION CAPABILITY ........................................................................................... 9

4.5. AVAILABILITY ............................................................................................................... 9

4.6. COMMUNICATIONS ..................................................................................................... 10

4.7. SYSTEM CAPACITY .................................................................................................... 10

4.8. PORT CONNECTIONS ................................................................................................. 10

4.9. PROTECTION ............................................................................................................. 10

5. HARDWARE .......................................... ........................................................................ 11

5.1. ARCHITECTURE ......................................................................................................... 11

5.2. CONTROLLER ............................................................................................................ 11

5.3. I/O MODULES ............................................................................................................ 12

5.3.1. Analog I/O modules ......................................................................................... 13

5.3.2. Digital I/O modules .......................................................................................... 13

5.4. COMMUNICATION MODULES ....................................................................................... 14

5.5. HUMAN MACHINE INTERFACE (HMI) ............................................................................ 14

5.6. CABINETS AND WIRING .............................................................................................. 14

5.6.1. Cabinets ........................................................................................................... 14

5.6.2. Wiring ............................................................................................................... 16

PROGRAMMABLE LOGIC CONTROLLER SPECIFICATION

DOC. NO:

REV. NO: 1 DATE: 1/12/2006

Page 3 of 33

5.7. GROUNDING .............................................................................................................. 17

5.8. POWER SUPPLY ........................................................................................................ 18

6. SOFTWARE................................................................................................................... 19

6.1. GENERAL GUIDELINES ............................................................................................... 19

6.2. ALGORITHMS ............................................................................................................. 20

6.3. REGULATORY CONTROL ............................................................................................. 20

6.4. SEQUENTIAL CONTROL .............................................................................................. 22

6.5. LADDER LOGIC CONTROL ............................................................................................ 23

6.6. CONFIGURATION OF CONTROLLER AND SEQUENCES ..................................................... 23

6.7. SOFTWARE DOCUMENTATION ..................................................................................... 24

6.8. SYSTEM SOFTWARE TEST .......................................................................................... 25

6.8.1. Self Diagnostics ............................................................................................... 25

6.8.2. Self testing ....................................................................................................... 26

7. INSPECTION AND TESTS ............................................................................................ 27

7.1. FACTORY ACCEPTANCE TEST (FAT) ........................................................................... 27

7.2. SITE ACCEPTANCE TEST (SAT) .................................................................................. 28

7.3. COMMUNICATION INTERFACE TEST ............................................................................. 28

8. BID REQUIREMENTS ................................................................................................... 28

8.1. VENDOR REQUIREMENTS ............................................................................................ 28

8.2. SPARE PARTS LIST .................................................................................................... 29

8.3. SHIPMENTS ............................................................................................................... 30

8.4. WARRANTY ............................................................................................................... 30

8.5. TRAINING .................................................................................................................. 31

8.5.1. Configuration and Programming training: ........................................................ 31

8.5.2. Maintenance training........................................................................................ 31

I. ANNEX A – PLC OPERATING PHILOSOPHY ................ ............................................. 33

II. ANNEX B – BLOCK DIAGRAM ........................... ......................................................... 33

III. ANNEX C – I/O LIST ................................ .................................................................. 33

ANEXO 13

Especificaciones Generales para DCS

DISTRIBUTED CONTROL SYSTEM SPECIFICATION

DOC. NO:

REV. NO: 1 DATE: 1/12/2006

Page 2 of 70

DESCRIPTION SHEET

1. GENERAL ...................................................................................................................................... 5

1.1. SCOPE ....................................................................................................................................... 5

1.2. APPLICABLE STANDARDS AND CODES ...................................................................................... 5

1.2.1. National Standards .......................................................................................................... 5

1.2.2. International Standards ................................................................................................... 5

1.3. VENDOR SCOPE ......................................................................................................................... 7

1.3.1. Scope of Supply ................................................................................................................ 7

1.3.2. Scope of Service ............................................................................................................... 7

1.4. VENDOR GENERAL RESPONSE .................................................................................................. 8

1.5. FACTORY ACCEPTANCE TEST (FAT) ...................................................................................... 10

1.6. SHIPPING ................................................................................................................................. 11

1.7. INSTALLATION ........................................................................................................................ 12

1.8. SITE ACCEPTANCE TEST (SAT) .............................................................................................. 12

1.9. COMMISSIONING AND START-UP ASSISTANCE ........................................................................ 12

2. ABBREVIATIONS AND DEFINITIONS ................................................................................. 12

2.1. ABBREVIATIONS ..................................................................................................................... 12

2.2. DEFINITIONS ........................................................................................................................... 13

3. GENERAL REQUIREMENTS .................................................................................................. 14

3.1. FUNCTION ............................................................................................................................... 14

3.2. DESIGN ................................................................................................................................... 15

3.3. CONTROL SYSTEMS ................................................................................................................ 16

3.4. MODIFICATION CAPABILITY .................................................................................................... 17

3.5. AVAILABILITY ........................................................................................................................ 17

3.6. COMMUNICATIONS .................................................................................................................. 17

3.7. SYSTEM CAPACITY ................................................................................................................. 18

3.8. PORT CONNECTIONS ............................................................................................................... 18

3.9. PROTECTION ........................................................................................................................... 18

3.10. SECURITY ................................................................................................................................ 18

3.11. REDUNDANCY / BACKUP ......................................................................................................... 20

3.12. SYSTEM AUTOMATIC TESTING AND DIAGNOSTICS.................................................................. 21

3.13. RADIO FREQUENCY AND ELECTROMAGNETIC INTERFERENCE ................................................ 22

3.14. ELECTRICAL AREA CLASSIFICATION ....................................................................................... 22

4. HARDWARE ............................................................................................................................... 23

4.1. GENERAL ................................................................................................................................ 23

4.2. CONTROLLERS ........................................................................................................................ 24

4.2.1. Controller Communications........................................................................................... 24

4.2.2. Controller Redundancy .................................................................................................. 25

4.3. INPUT/OUTPUT MODULES ....................................................................................................... 25

4.3.1. Input modules ................................................................................................................. 27

4.3.2. Output modules .............................................................................................................. 28

4.3.2.1. Analog: 4-20 mA signals Output characteristics ........................................................... 28


DOC. NO:

REV. NO: 1 DATE: 1/12/2006

Page 3 of 70

4.3.2.2. Digital (contact) outputs characteristics ....................................................................... 29

4.3.3. Digital Communication Foundation Fieldbus I/O ......................................................... 29

4.3.4. Digital communication transmitter interface................................................................. 30

4.4. CABINETS AND WIRING .......................................................................................................... 30

4.4.1. Wiring ............................................................................................................................ 32

4.5. POWER SUPPLY ....................................................................................................................... 33

4.6. GROUNDING SYSTEM .............................................................................................................. 36

4.7. EMERGENCY ALARM PANEL ................................................................................................... 36

4.8. SYSTEM HARDWARE TESTING ................................................................................................ 36

5. SOFTWARE ................................................................................................................................. 36

5.1. CONTROL STRATEGY INTEGRITY ............................................................................................ 36

5.2. SYSTEM STATUS DISPLAY ....................................................................................................... 37

5.3. CONTROL SOFTWARE .............................................................................................................. 38

5.3.1. Algorithms ...................................................................................................................... 38

5.3.2. Regulatory Control ........................................................................................................ 39

5.3.3. Sequential Control ......................................................................................................... 41

5.3.4. Ladder logic control ...................................................................................................... 42

5.3.5. Low level Advanced Control .......................................................................................... 42

5.3.6. Configuration of controller and sequences.................................................................... 43

5.4. PROGRAMMABLE DEVICES ...................................................................................................... 44

5.5. SYSTEM SOFTWARE TEST ....................................................................................................... 44

5.5.1. Self Diagnostics ............................................................................................................. 44

5.5.2. Self testing ...................................................................................................................... 45

6. CONTROL ROOM ..................................................................................................................... 46

6.1. OPERATOR CONSOLE .............................................................................................................. 47

6.1.1. Operator station ............................................................................................................. 48

6.1.2. Monitors ......................................................................................................................... 49

6.1.3. Keyboard ........................................................................................................................ 49

6.1.4. Printers .......................................................................................................................... 50

6.1.5. Pointer Device ............................................................................................................... 50

6.1.6. Operating displays ......................................................................................................... 50

6.1.7. Process displays ............................................................................................................. 51

6.1.8. System displays .............................................................................................................. 51

6.1.9. Alarm management ........................................................................................................ 52

6.1.10. Analog output / digital interlock inhibition ................................................................... 55

6.1.11. Event management ......................................................................................................... 55

6.1.12. Event management ......................................................................................................... 56

6.1.13. Process history ............................................................................................................... 57

6.1.14. System history ................................................................................................................ 57

6.1.15. Printer assignment ......................................................................................................... 57

6.2. ENGINEERING/MAINTENANCE WORKSTATION ........................................................................ 57

6.2.1. Configuration ................................................................................................................. 58

6.2.2. Database ........................................................................................................................ 58

6.2.3. Configuration recovery .................................................................................................. 58


DOC. NO:

REV. NO: 1 DATE: 1/12/2006

Page 4 of 70

6.2.4. Utilities ........................................................................................................................... 58

6.2.5. System documentation tool ............................................................................................ 58

6.2.6. Graphics ......................................................................................................................... 59

6.2.7. History module ............................................................................................................... 60

6.2.8. Logs, reports, trends, journals ....................................................................................... 60

6.2.9. Documentation ............................................................................................................... 60

6.3. BULK DATA STORAGE ............................................................................................................ 60

6.3.1. Resident Memory ........................................................................................................... 61

6.3.2. Removable Memory ....................................................................................................... 61

6.3.3. Fixed Memory ................................................................................................................ 61

6.3.4. History archive............................................................................................................... 62

7. COMMUNICATIONS NETWORKS ........................................................................................ 62

7.1. FUNCTIONAL REQUIREMENTS ................................................................................................. 62

7.2. CONTROL NETWORK COMMUNICATION .................................................................................. 63

7.3. INFORMATION NETWORK ........................................................................................................ 64

7.4. EXTERNAL COMMUNICATION LINK ........................................................................................ 64

7.5. COMMUNICATIONS SECURITY NETWORK ................................................................................ 65

7.6. SECURITY ACCESS .................................................................................................................. 65

7.6.1. View only ........................................................................................................................ 65

7.6.2. Operator access ............................................................................................................. 66

7.6.3. Supervisor access ........................................................................................................... 66

7.6.4. Engineer access ............................................................................................................. 66

7.6.5. The security default ........................................................................................................ 66

7.6.6. Configurable levels of access......................................................................................... 66

7.7. DATA-ENTRY TYPE CHECKING ............................................................................................... 66

7.8. AUTOMATIC PERIODIC STORAGE OF DATA ............................................................................. 66

8. DOCUMENTATION ................................................................................................................... 67

8.1. HARDWARE DOCUMENTATION ............................................................................................... 67

8.2. SOFTWARE DOCUMENTATION ................................................................................................. 67

8.3. GENERAL DOCUMENTATION ................................................................................................... 68

9. TRAINING ................................................................................................................................... 68

9.1. GENERAL ................................................................................................................................ 68

9.2. RECOMMENDED TRAINING COURSES ...................................................................................... 68

9.3. TRAINING SCHEDULE .............................................................................................................. 69

9.4. OUTLINE COURSE ................................................................................................................... 69

9.5. STANDARD COURSES (MAINTENANCE) .................................................................................... 69

9.6. ON-SITE TRAINING (OPERATIONAL) ........................................................................................ 69

10. WARRANTY............................................................................................................................ 69

10.1. NON-CONFORMANCE REMEDY ................................................................................................ 70

10.2. LATENT DEFECT REMEDY ....................................................................................................... 70

10.3. REMEDY FAILURE ................................................................................................................... 70

ANEXO 14

Especificaciones Generales para ESD

INDEX

DESCRIPTION SHEET

1. SCOPE ............................................................................................................................ 1

2. APPLICABLES STANDARDS AND CODE .................... ................................................ 1

3. ABBREVIATIONS AND DEFINITIONS ..................... ...................................................... 3

3.1. ABBREVIATIONS .......................................................................................................... 3

3.2. DEFINITIONS ............................................................................................................... 4


4.1. ENVIRONMENT CONDITIONS ......................................................................................... 5

4.2. OVERVIEW .................................................................................................................. 6

4.3. DESIGN PHILOSOPHY ................................................................................................... 6

4.4. SYSTEM CONSTRUCTION .............................................................................................. 8

4.5. RADIO FREQUENCY AND ELECTROMAGNETIC INTERFERENCE ......................................... 9

4.6. SPARES .................................................................................................................... 10

4.7. INTERFACES.............................................................................................................. 10

4.7.1. Operator Interface ............................................................................................ 10

4.7.2. Maintenance Interface ..................................................................................... 10

4.7.3. Communication interface ................................................................................. 11

4.8. HARDWARE .............................................................................................................. 12

4.8.1. Digital Input ...................................................................................................... 12

4.8.2. Analog Input ..................................................................................................... 12

4.8.3. Digital Outputs ................................................................................................. 13

4.8.4. System Reliability ............................................................................................ 13

4.8.5. Processor Modules .......................................................................................... 14

4.8.6. Bypass Switch ................................................................................................. 15

4.8.7. Panel................................................................................................................ 15

4.8.8. Grounding System ........................................................................................... 15

4.8.9. Power Sources ................................................................................................ 16

4.9. DOCUMENTATION ...................................................................................................... 16

4.9.1. Operator Manuals ............................................................................................ 17

4.9.2. Hardware Section ............................................................................................ 17

4.9.3. Software Section .............................................................................................. 18

4.9.4. Installation Manual ........................................................................................... 18


5.1. FACTORY ACCEPTANCE TEST .................................................................................... 18

5.2. SITE ACCEPTANCE TEST (SAT) ................................................................................. 19



6.1. DOCUMENTATION ...................................................................................................... 20

6.2. SPARE PARTS LIST .................................................................................................... 20

6.3. SHIPMENTS ............................................................................................................... 21

6.4. WARRANTY ............................................................................................................... 21

6.5. TRAINING .................................................................................................................. 22



6.5.3. System operation training ................................................................................ 23

ANEXO 15

Especificaciones Generales para BMS

BURNER MANAGEMENT SYSTEM SPECIFICATION

DOC. NO:

REV. NO: 1 DATE: 1/12/2006

Page 2 of 32

INDEX

DESCRIPTION SHEET

1. SCOPE ............................................................................................................................ 4

2. APPLICABLE STANDARDS AND CODES .................... ................................................ 4

3. DEFINITIONS .................................................................................................................. 5


4.1. ENVIRONMENTAL CONDITIONS ...................................................................................... 8

4.2. GENERAL ................................................................................................................... 8

4.3. LOGIC SYSTEM ........................................................................................................... 9

4.3.1. Control System ................................................................................................ 10

4.3.2. Programmable Logic Controller ....................................................................... 12

4.4. INTERLOCK SYSTEM .................................................................................................. 13

4.5. SHUTDOWNS ............................................................................................................. 14

4.5.1. Normal shutdown ............................................................................................. 14

4.5.2. Safety shutdown .............................................................................................. 15

4.6. MASTER FUEL TRIP RELAY ........................................................................................ 16

4.7. FLAME MONITORING AND TRIPPING SYSTEMS.............................................................. 17

4.7.1. Functional Requirements ................................................................................. 17

4.7.2. Flame Detection ............................................................................................... 17

4.7.3. Flame Safety Shutdown System ...................................................................... 18

4.8. IGNITION SUBSYSTEM ................................................................................................. 19

4.8.1. Purge Sequence .............................................................................................. 19

4.8.2. Igniting sequence ............................................................................................. 20

4.9. MAIN BURNER ........................................................................................................... 21

4.10. ALARM SYSTEM ........................................................................................................ 21

4.11. CABINETS ................................................................................................................. 22

4.12. LOCAL PANEL ........................................................................................................... 24

4.13. CONTROL ROOM STATION ........................................................................................... 24

4.14. POWER SUPPLIES ...................................................................................................... 25

5. PROGRAMMABLE LOGIC CONTROLLER ..................... ............................................ 25

BURNER MANAGEMENT SYSTEM SPECIFICATION

DOC. NO:

REV. NO: 1 DATE: 1/12/2006

Page 3 of 32

5.1. AVAILABILITY ............................................................................................................ 25

5.2. HARDWARE .............................................................................................................. 25

5.2.1. Central Processor Units ................................................................................... 25

5.2.2. Input/output modules ....................................................................................... 26

5.2.3. Communication cards ...................................................................................... 26

5.2.4. Power supply modules ..................................................................................... 26

5.3. APPLICATION SOFTWARE ........................................................................................... 27


6.1. FACTORY ACCEPTANCE TEST (FAT) .......................................................................... 27

6.2. SITE ACCEPTANCE TEST (SAT) ................................................................................. 28



7.1. DOCUMENTATION ...................................................................................................... 28

7.2. SPARE PARTS LIST .................................................................................................... 29

7.3. SHIPMENTS ............................................................................................................... 29

7.4. WARRANTY ............................................................................................................... 30

7.5. TRAINING .................................................................................................................. 30



7.5.3. System operation training ................................................................................ 31

I. ANNEX A - EQUIPMENT ............................... ............................................................... 32

II. ANNEX B - BMS OPERATING PHILOSOPHY ................ ............................................. 32

III. ANNEX C – BLOCK DIAGRAM ........................... ...................................................... 32

IV. ANNEX D – I/O LIST ................................ .................................................................. 32

159.90.80.55159.90.80.55/tesis/000134848.pdf · universidad simÓn bolÍvar decanato de estudios...

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