AA251201ZX0D3GD11000

CONSTRUCCIÓN DEL SISTEMA DE ALMACENAMIENTO Y BOMBEO DE COMBUSTIBLE LÍQUIDO PARA CALDERAS STRUTHERS, CAMPO TÍA JUANA

BASES Y CRITERIOS DE DISEÑO

REV. FECHA DESCRIPCIÓNELABORADO

PORREVISADO POR

APROBADO POR

FIRMA DE APROBACIÓN

0 Ene. 14EMISIÓN ORIGINAL

APROBADA

L. SalazarT. Díaz

R. FuenmayorE. González

E. CarrasqueroY. Fernández

F. OrtegaM. Rodríguez

F. FuenmayorJ. Quero

S. VílchezJ. GraterolD. Rueda

C. Rodríguez

GERENCIA DE INGENIERÍA Y PROYECTOS DE INFRAESTRUCTURA

AA251203-ZX0D3-GD11000

PCIC Consultores C.A. ING2012-008-00-00-1003-BCD-00

PDVSA

TABLA DE CONTENIDO

1. OBJETIVO.......................................................................................11

2. ALCANCE........................................................................................11

3. ALCANCE DEL PROYECTO................................................................11

4. ANTECEDENTES Y JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO.............................12

5. UBICACIÓN GEOGRÁFICA.................................................................12

6. CONDICIONES AMBIENTALES..................¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO.

7. DOCUMENTOS Y PLANOS DE REFERENCIA........................................13

8. METODOLOGÍA APLICADA...............................................................14

9. ESPECIFICACIÓN DE PRODUCTOS Y CAPACIDADES............................14

10. LÍMITES DE BATERÍA.......................................................................17

11. DISCIPLINA PROCESO.....................................................................17

11.1.UNIDADES DE MEDICIÓN................................................................17

11.2.CÓDIGOS Y NORMAS APLICADAS....................................................19

11.3.BASES DE DISEÑO.........................................................................21

11.4.CRITERIOS DE DISEÑO...................................................................22

11.4.1. Tanques de Almacenamiento Atmosférico..............................................................22

11.4.2. Simulación del Proceso y Cálculos Hidráulicos.....................................................22

11.4.3. Dimensionamiento de Tuberías................................................................................24


AA251203-ZX0D3-GD11000 Revisión 0 Página

PCIC Consultores C.A. ING2012-008-00-00-1003-BCD-00 Fecha Jul. 13 2 de 151

PDVSA


11.4.4. Bombas.......................................................................................................................27

11.4.5. NPSHD.........................................................................................................................27

11.4.6. Presión de “SHUT OFF”............................................................................................28

11.4.7. Intercambiadores de Calor........................................................................................28

11.4.8. Presión y Temperatura de Diseño............................................................................30

11.4.9. Requerimientos de Alivio de Presión.......................................................................31

11.4.10. Diagramas de Flujo de Procesos (DFP) y Diagrama de Tuberías e

Instrumentación (DTI)................................................................................................31

11.4.11. Identificación de Líneas..........................................................................................32

11.4.12. Identificación de Equipos........................................................................................33

11.4.13. Sistema Agua Contra Incendio...............................................................................33

11.4.14. Sistema Espuma Contra Incendio..........................................................................34

12. DISCIPLINA MECÁNICA....................................................................35

12.1.CONSIDERACIONES GENERALES.....................................................37

12.2.ALCANCE.......................................................................................37

12.3.NORMAS Y CÓDIGOS APLICABLES...................................................39

12.3.1. Marco Legal Ambiental..............................................................................................42

12.4.SISTEMA DE UNIDADES..................................................................42

12.5.CRITERIOS DE DISEÑO...................................................................43

12.5.1. Selección de Equipos................................................................................................44



PCIC Consultores C.A. ING2012-008-00-00-1003-BCD-00 Fecha Ene. 14 3 de 153

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12.5.2. Ubicación de Equipos................................................................................................44

12.5.3. Sistema de Tuberías..................................................................................................44

12.5.4. Presión de Diseño y Temperatura de Diseño..........................................................45

12.5.5. Espesor de Tubería....................................................................................................45

12.5.6. Sobre-Espesor por Corrosión en Tuberías..............................................................46

12.5.7. Selección y Clasificación de Materiales...................................................................46

12.5.8. Rutas de Tuberías......................................................................................................47

12.5.9. Accesorios de Tuberías.............................................................................................47

12.5.10. Válvulas....................................................................................................................48

12.5.11. Instalación de Bridas...............................................................................................49

12.5.12. Empaquetadura........................................................................................................50

12.5.13. Espárragos...............................................................................................................50

12.5.14. Disposiciones para Expansión y Flexibilidad.......................................................50

12.5.15. Conexiones a Ramales............................................................................................51

12.5.16. Cambio de Especificación.......................................................................................51

12.5.17. Reductores...............................................................................................................51

12.5.18. Conexiones para Venteos y Drenajes....................................................................52

12.5.19. Puntos de Interconexión.........................................................................................52

12.5.20. Soporte de Tuberías................................................................................................53




PDVSA


12.5.21. Ensayos No destructivos........................................................................................53

12.5.22. Pruebas Hidrostática al Sistema de Tuberías.......................................................54

12.5.23. Pintura y Revestimiento Externo............................................................................54

12.5.24. Identificación y Numeración de las Líneas............................................................54

12.5.25. Designación de Servicios para Líneas...................................................................55

12.5.26. Identificación y Numeración de las Válvulas........................................................55

12.5.27. Designación del Tipo de Válvulas..........................................................................55

12.5.28. Tanques Atmosféricos............................................................................................56

12.5.29. Criterios para la Especificación de Materiales de Fabricación............................56

12.5.30. Diseño de la Pared del Tanque...............................................................................57

12.5.31. Diseño del Fondo del Tanque.................................................................................58

12.5.32. Diseño del Techo del Tanque.................................................................................58

12.5.33. Orificios....................................................................................................................59

12.5.34. Bombas.....................................................................................................................61

12.5.35. Bombas Centrifugas................................................................................................62

12.5.36. Bombas de Desplazamiento Positivo (Reciprocantes y Rotativas)....................62

12.5.37. Intercambiadores de Calor de Tubo y Carcasa.....................................................63

12.5.38. Unidades en Paquetes.............................................................................................64

12.5.39. Sistema de Aire de Instrumentos...........................................................................65




PDVSA


12.5.40. Sistema Contra Incendios.......................................................................................66

12.5.41. Señalización.............................................................................................................67

13. DISCIPLINA ELECTRICIDAD..............................................................67

13.1.LINEAMIENTOS GENERALES DE DISEÑO...........................................67

13.2.CÓDIGOS Y NORMAS APLICABLES...................................................67


13.4.ALIMENTACIÓN ELÉCTRICA.............................................................69

13.5.ESTUDIO DE CARGA.......................................................................70

13.6.DIAGRAMA UNIFILAR.....................................................................70

13.7.SELECCIÓN DE PROTECCIÓN...........................................................71

13.8.DISPOSICIÓN DE EQUIPOS..............................................................71

13.9.NIVELES DE TENSIÓN.....................................................................72

13.10. ALIMENTADORES PRINCIPALES...................................................73

13.10.1. Alimentación Eléctrica de Bombas........................................................................73

13.10.2. Iluminación...............................................................................................................73

13.10.3. Cables y conductores..............................................................................................74

13.11. CANALIZACIONES.......................................................................75

13.11.1. Generales..................................................................................................................75

13.11.2. Canalizaciones de llegada a los equipos...............................................................76




PDVSA


13.11.3. Canalizaciones a la vista.........................................................................................76

13.12. SISTEMA DE PROTECCIÓN Y CONTROL.........................................77

13.13. SISTEMA DE PUESTA A TIERRA....................................................77

13.14. SISTEMA DE CORRIENTE CONTINUA.............................................79

13.15. CLASIFICACIÓN DE ÁREAS...........................................................79

13.16. SISTEMA DE PROTECCIÓN CATÓDICA...........................................81

13.17. RECOMENDACIONES...................................................................82

14. DISCIPLINA CIVIL............................................................................82


14.2.ALCANCE.......................................................................................82

14.3.NORMAS Y CÓDIGOS APLICABLES...................................................84

14.3.1. Normas PDVSA..........................................................................................................84

14.3.2. Normas COVENIN......................................................................................................85

14.3.3. Normas INOS..............................................................................................................86

14.3.4. Normas MOP...............................................................................................................86

14.4.SISTEMA DE UNIDADES..................................................................87

14.5.CALIDAD DE LOS MATERIALES........................................................87

14.5.1. Concreto.....................................................................................................................87

14.5.2. Acero de Refuerzo.....................................................................................................88




PDVSA


14.5.3. Acero Estructural.......................................................................................................88

14.5.4. Cubierta De Techo.....................................................................................................89

14.5.5. Pernos.........................................................................................................................89

14.5.6. Planchas.....................................................................................................................91

14.5.7. Soldaduras..................................................................................................................91

14.5.8. Láminas de Piso y Rejillas (Grating)........................................................................91

14.5.9. Pavimentos de Concreto Asfáltico...........................................................................92

14.5.10. Drenajes de Aguas de Lluvia y Aguas Hidrocarburadas......................................92

14.5.11. Recubrimiento..........................................................................................................92

14.5.12. Pintura.......................................................................................................................93

14.5.13. Galvanizado..............................................................................................................94

14.5.14. Protección contra Incendio.....................................................................................94

14.5.15. Agregados................................................................................................................94

14.5.16. Tuberías....................................................................................................................98

14.6.BASES Y CRITERIO DE DISEÑO........................................................98

14.6.1. Concreto Armado.......................................................................................................98

14.6.2. Diseño en Acero Estructural...................................................................................104

14.6.3. Movimiento de Tierra...............................................................................................105

14.6.4. Drenaje......................................................................................................................107




PDVSA


14.6.5. Diseño Geométrico de la Vialidad y Pavimento....................................................111

14.6.6. Bases de Diseño de Arquitectura...........................................................................113

14.6.7. Solicitaciones de Diseño.........................................................................................114

15. DISCIPLINA INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL...................................121

15.1.CONSIDERACIONES GENERALES....................................................121

15.2.NORMAS Y CÓDIGOS APLICABLES.................................................123

15.3.CRITERIOS DE DISEÑO LOS SISTEMAS DE SUPERVISIÓN, PROTECCIÓN

Y CONTROL.......................................................................................126

15.3.1. Criterios generales...................................................................................................126

15.3.2. Criterios específicos................................................................................................128

15.4.GABINETES DE LOS SISTEMA DE SUPERVISIÓN, PROTECCIÓN Y

CONTROL..........................................................................................129

15.5.SISTEMA DE SUPERVISIÓN (IHM)..................................................130

15.6.CRITERIOS DE DISEÑO SISTEMA DE PROTECCIÓN DE ACTIVOS DE

PRODUCCIÓN (PAP)................................................................................

130

15.7.CRITERIOS DE DISEÑO INSTRUMENTACIÓN DE CAMPO...................131

15.7.1. Criterios Generales..................................................................................................131

15.8.SELECCIÓN DE INSTRUMENTOS....................................................132

15.9.CONEXIÓN DE INSTRUMENTOS.....................................................133

15.9.1. Criterios Específicos...............................................................................................134




PDVSA


15.10. VÁLVULAS DE CONTROL, VÁLVULAS MOTORIZADAS, VÁLVULAS DE

SEGURIDAD Y ALIVIOS.......................................................................141

15.10.1. Válvulas de Control...............................................................................................141

15.10.2. Válvulas de Seguridad y Alivio.............................................................................144

15.10.3. Válvulas Motorizadas............................................................................................145

15.11. DETECTORES GAS Y FUEGO.......................................................145

15.11.1. Detectores de Fuego.............................................................................................145

15.11.2. Detectores de Gas.................................................................................................146

15.12. MONTAJE DE INSTRUMENTOS....................................................146

15.13. CAJAS DE CONEXIÓN.................................................................147

15.14. CANALIZACIONES.....................................................................147

15.14.1. Criterios para el cableado de instrumentos........................................................148

15.14.2. Codificación del cableado.....................................................................................150

16. PRINCIPIOS DE OPERACIÓN...........................................................151

17. PRINCIPIO DE MANTENIMIENTO.....................................................151

18. PRINCIPIO DE CONFIABILIDAD.........................................................................153




PDVSA


1. OBJETIVO

Establecer las bases y criterios de diseño, referidas a las disciplinas proceso, mecánica, civil,

electricidad e instrumentación, que serán empleadas para el desarrollo de la Ingeniería Básica

del proyecto “CONSTRUCCIÓN DEL SISTEMA DE ALMACENAMIENTO Y BOMBEO DE

COMBUSTIBLE LÍQUIDO PARA CALDERAS STRUTHERS, CAMPO TÍA JUANA”.

2. ALCANCE

El alcance del documento contempla la definición de las bases, criterios de diseño y

estándares de ingeniería aplicables para el desarrollo de la Ingeniería Básica del Proyecto:

“CONSTRUCCIÓN DEL SISTEMA DE ALMACENAMIENTO Y BOMBEO DE

COMBUSTIBLE LÍQUIDO PARA CALDERAS STRUTHERS, CAMPO TÍA JUANA”.

En este documento, se incluye información y aspectos esenciales para la ejecución del

proyecto tales como: Ubicación de las instalaciones, condiciones ambientales predominantes

en la zona, límites de batería, capacidad de diseño, características de la alimentación y

especificaciones de los productos, sistema de unidades a ser utilizado, normas y estándares a

considerar, entre otros.

3. ALCANCE DEL PROYECTO

El alcance de este proyecto consiste en diseñar la infraestructura para la recepción,

almacenamiento, bombeo, calentamiento y distribución de combustibles líquidos (gasoil, fuel

oil y cruda), para el funcionamiento de siete (07) calderas tipo horizontal marca Struthers

Termo-Flood de 25 MMBTU/h (10 TON/h a 1500 psig), con combustible dual (gas natural y

líquido), a ser ubicadas en la Planta de Vapor D-7.

El diseño contempla:

Sistema de recepción de combustible con todas sus facilidades.

Sistema de transporte y almacenamiento de combustible líquido.

Sistema de bombeo y envío de líquidos hacia trenes de combustible.

Tren de combustible líquido (bombeo y calentamiento).

Sistema de atomización con aire (incluye el diseño de la unidad compresora y del paquete

de aire).

Sistema de atomización con vapor.




PDVSA


Sistema contra incendio para el nuevo diseño (agua y espuma) para la recepción de

combustible.

Sistema de alivio y venteo.

4. ANTECEDENTES Y JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO

La Gerencia General de la División Costa Oriental del Lago, propone mediante esta ingeniería

llevar a cabo la ejecución del proyecto denominado “CONSTRUCCIÓN DEL SISTEMA DE

ALMACENAMIENTO Y BOMBEO DE COMBUSTIBLE LÍQUIDO PARA CALDERAS

STRUTHERS, CAMPO TIA JUANA”, lo que permitirá desarrollar el plan de generación de

vapor mediante el uso de combustibles líquidos, lograr aumentar la producción de los campos

en tierra, de Tia Juana y Bachaquero, de 90,4MBPD en el 2010 a 175,97 MBPD en 2016.

En abril de 2010 el Comité de Operaciones E&P Gas, giró instrucciones para desarrollar un

plan mediante el cual se aumente la capacidad de generación de vapor de las U.P Tia Juana y

Bachaquero incorporando calderas y plantas nuevas y quemando combustible líquido como

única fuente de energía para la generación de vapor y de esta manera aumentar la generación

de vapor promedio anual de 0,95 MMTON a 4,6 MMTON.

Este plan de generación de vapor, se concibe sobre la necesidad de cambiar la matriz

energética actual para la generación de vapor, de gas natural a combustible líquido, lo que

permitirá incrementar la producción de vapor en las plantas existentes y nuevas, con

generadores de última generación, mediante el uso de gasoil, fuel oil y/o cruda.

5. UBICACIÓN GEOGRÁFICA

La Planta de Vapor D-7 se encuentra ubicada en la Costa Oriental del Lago en el Municipio

Simón Bolívar del Estado Zulia. Las coordenadas UTM del sitio se detallan a continuación:

Tabla Nº 1. Coordenadas UTMNORTE ESTE

1.139.577,65 m 224.705,68 m




PDVSA


6. CONDICIONES AMBIENTALES

A continuación se describen las condiciones ambientales predominantes en la

instalación:

Tabla Nº 2. Condiciones Ambientales Atmósfera: Corrosiva, salina.

Condición Ambiental Humedales, pantanos.

Altitud: +0,000 m sobre el nivel del mar. Nivel del Lago de Maracaibo

Índice Pluviométrico: 6 pulg/mes (152,4 mm/mes)

Temperatura Ambiental Mínima: 82,4 ºF (28 oC)

Temperatura Ambiental Máxima: 104 ºF (40 °C)

Humedad Relativa: 90% Mínimo – 100% Máxima

Velocidad Máxima del Viento: 109,3 pie/s (120 km/h)

Dirección dominante del Viento: Noreste (48 %) – Oeste (31 %)

Zona Sísmica: 3

7. DOCUMENTOS Y PLANOS DE REFERENCIA

Tabla Nº 3. Documentos y Planos de Referencia

Documento/Plano No. Descripción Rev.

AA021201-ZX0D3-GD02001 Documento Solicitud de Oferta (DSO). 1

AA021202-ZX0C3-GD08000Informe de Ingeniería Conceptual “Adecuación de Calderas Struthers a Sistema de Combustible Dual, Campo Tía Juana y Tía Juana”.

0

AA021202-EF0C3-GD09000 Informe de Levantamiento en Campo. 0

AA021202-EF0C3-GD09001 Informe de Revisión de Información. 0

AA251002-P0.0C5.PPC5.001

Diagrama de Flujo del nuevo sistema de alimentación de combustible líquido Gasoil a planta de vapor D-7 en campo Tia Juana

B

AA251002-P0.0C5.PPC5.002

Diagrama de Flujo del nuevo sistema de alimentación de combustible líquido Fuel Oil a planta de vapor D-7 en campo Tia Juana

B

23616D05 Steam Generator P&ID 2

23616D06 Burner Fuel Train P&ID 2

23616D07 Fuel Oil Tank & Heater P&ID 2

23616D08 Compressed Air System P&ID 4




PDVSA


Tabla Nº 3. Documentos y Planos de Referencia

Documento/Plano No. Descripción Rev.

23616D09 Compressed Air Distribution P&ID 2

S/N Documento Soporte de Decisión 2 (DSD2) 0

8. METODOLOGÍA APLICADA

Para definir las bases y criterios de diseño del proyecto “CONSTRUCCIÓN DEL SISTEMA DE

ALMACENAMIENTO Y BOMBEO DE COMBUSTIBLE LÍQUIDO PARA CALDERAS

STRUTHERS, CAMPO TIA JUANA”, se empleó la metodología que se describe a

continuación:

Revisión de los documentos, planos e información suministrada por PDVSA.

Visita a la planta de D-7, para la recopilación de información relacionada a las condiciones

actuales de operación.

Revisión de normas y manuales aplicables al proyecto.

9. ESPECIFICACIÓN DE PRODUCTOS Y CAPACIDADES

Cada una de las calderas STRUTHERS de Planta de Vapor D-7, tienen una capacidad de

diseño de 25 MMBTU/H (10 TON/H @ 1500 psig) c/u. El proyecto contempla el suministro de

combustible líquido de siete (07) calderas.

Las propiedades de cada uno de los combustibles líquidos (Cruda, Fuel Oil Nº 6 y Gasoil) a

ser empleados en las calderas se muestran a continuación:

Tabla Nº 4. Propiedades - Cruda

PROPIEDAD VALOR

Viscosidad @ 86º F (30 ºC) (cP) 230

Viscosidad @ 140º F (60 ºC) (cP) <25

Densidad @ 60 ºF (15 ºC) (g/cm3) 0,995

Asfáltenos (% peso) 7,8

Agua (% vol) 0,750

Micro carbón (% peso) 12,80

Cenizas (% peso) 0,089

Sodio (ppm) 13,00

Níquel (ppm) 56,00

Vanadio (ppm) 398,00

Insolubles en n-heptano (% peso) 9,1988

Insolubles en Tolueno (% peso) 0,0075




PDVSA


Fuente: información suministrada por PDVSA.

Tabla Nº 5. Puntos de Ebullición (%Off) ASTM D7169 Crudo Lagunita

% Off Temperatura (ºC) % Off Temperatura (ºC) % Off Temperatura (ºC) % Off Temperatura (ºC) % Off Temperatura (ºC)

0 167,70 16 354,20 32 447,30 48 538,10 64 636,40

1 194,60 17 360,60 33 452,80 49 544,10 65 641,70

2 221,00 18 366,90 34 458,20 50 550,50 66 647,00

3 239,40 19 373,20 35 463,70 51 557,00 67 651,70

4 253,70 20 379,50 36 469,20 52 563,30 68 656,00

5 266,30 21 385,60 37 474,60 53 569,40 69 660,60

6 277,50 22 391,8 38 480,10 54 575,50 70 665,90

7 287,90 23 397,8 39 485,90 55 581,70 71 671,30

8 296,80 24 403,8 40 491,80 56 587,90 72 676,30

9 305,00 25 409,6 41 497,50 57 594,10 73 682,20

10 312,30 26 415,10 42 502,80 58 600,20 74 687,70

11 319,60 27 420,60 43 508,30 59 606,50 75 692,90

12 326,90 28 425,80 44 513,90 60 612,80 76 698,40

13 333,90 29 431,20 45 519,70 61 619,00 77 703,70

14 341,00 30 436,40 46 525,70 62 625,10 78 709,20

15 347,70 31 441,80 47 532,00 63 630,90 79 715,10

Fuente: Información suministrada por PDVSA.

Tabla Nº 6. Propiedades - Fuel oil Nº 6PROPIEDAD VALOR

Densidad Relativa @ 15,6 ºC (60ºF) 0,983

Viscosidad cinemática @ 50 ºC (Cst) 416,00

Viscosidad cinemática @ 100 ºC (Cst) 31,00

Azufre (% peso) 2,60

Asfáltenos (% peso) 6,10

Agua (% vol) 0,25

Micro carbón (% peso) 10,60

Cenizas (% peso) 0,0663

Sodio (ppm) 25,00

Níquel (ppm) 44,00

Vanadio (ppm) 352,00

Insolubles en n-heptano (% peso) 8,1978

Insolubles en Tolueno (% peso) 0,0561

Fuente: Información suministrada por PDVSA en correos del día 14/11/2012 y 28/02/2013, y en reunión del día 18/04/2013.




PDVSA


Tabla Nº 7. Puntos de Ebullición (%Off) ASTM D7169 Fuel oil Nº 6% Off Temperatura (ºC) % Off Temperatura (ºC) % Off Temperatura (ºC) % Off Temperatura (ºC)

0 130,70 22 339,60 44 452,80 66 582,40

1 157,60 23 345,20 45 458,20 67 588,50

2 181,60 24 350,70 46 463,80 68 594,70

3 198,30 25 355,90 47 469,30 69 601,00

4 212,20 26 361,40 48 474,90 70 607,60

5 221,80 27 366,80 49 480,60 71 614,20

6 231,20 28 371,60 50 486,70 72 621,20

7 240,50 29 377,00 51 492,80 73 627,90

8 247,00 30 381,80 52 498,60 74 634,40

9 254,70 31 387,00 53 504,20 75 640,80

10 262,60 32 391,80 54 509,80 76 647,30

11 269,60 33 397,00 55 515,70 77 653,10

12 276,60 34 401,80 56 521,60 78 658,50

13 284,70 35 406,70 57 527,80 79 665,20

14 290,90 36 411,60 58 534,10 80 672,10

15 297,40 37 416,50 59 540,00 81 679,10

16 303,80 38 421,40 60 546,00 82 686,40

17 309,80 39 426,30 61 552,30 83 693,40

18 315,50 40 431,40 62 558,50 84 701,00

19 321,70 41 436,60 63 564,60 85 708,10

20 328,10 42 441,80 64 570,40 86 716,40

21 333,20 43 447,40 65 576,30


Tabla Nº 8. Propiedades - Gasoil (Diesel)PROPIEDAD VALOR

Gravedad API (60ºF) 31,90

Punto de Inflamación (ºC) 72,00

Viscosidad @ 104 ºF (Cst) 3,8239

Viscosidad @ 122 ºF (SSU) 36,20

Azufre por Rayos X (% peso) 0,473

Ceniza Total (% peso) 0,0017

Número de Cetano 43,10

Índice Diesel 47,10

Carbón con 10% fondo (% peso) 0,040

Agua y Sedimento (% volumen) 0,025





PDVSA


Tabla Nº 9. Puntos de Ebullición (%Off) ASTM D2887 Gasoil (Diesel)% Off Temperatura (ºC) % Off Temperatura (ºC) % Off Temperatura (ºC) % Off Temperatura (ºC) % Off Temperatura (ºC)

0 133,10 20 233,60 40 273,50 60 307,00 80 342,80

1 145,20 21 235,60 41 275,50 61 308,90 81 344,70

2 162,30 22 237,50 42 277,60 62 310,60 82 346,50

3 172,00 23 240,10 43 279,50 63 312,20 83 348,90

4 179,50 24 243,10 44 281,20 64 313,90 84 351,30

5 185,70 25 245,80 45 283,00 65 315,60 85 353,70

6 190,90 26 247,80 46 284,90 66 317,00 86 356,10

7 195,60 27 249,70 47 286,80 67 318,30 87 358,20

8 199,30 28 251,30 48 288,10 68 319,80 88 360,70

9 202,50 29 253,30 49 289,50 69 321,60 89 363,70

10 206,70 30 254,70 50 291,50 70 323,40 90 366,60

11 209,80 31 256,40 51 293,60 71 325,10 91 369,50

12 213,30 32 258,80 52 295,30 72 327,00 92 372,60

13 216,20 33 261,30 53 296,70 73 328,90 93 376,30

14 218,60 34 263,40 54 298,10 74 330,60 94 380,20

15 221,30 35 265,30 55 299,90 75 332,10 95 384,50

16 224,10 36 266,90 56 301,70 76 334,20 96 390,00

17 226,80 37 268,90 57 303,00 77 336,40 97 396,50

18 228,80 38 270,80 58 304,10 78 338,60 98 405,90

19 230,90 39 272,10 59 305,30 79 340,60 99 422,80


10. LÍMITES DE BATERÍA

A continuación se definen los límites de batería del proyecto:

Sistema de recepción de combustible líquido en las cisternas para el recibo, bombeo y

trasegado hacia los tanques.

Línea de vapor proveniente del cabezal de vapor de producción (1500 psig).

Punto de interconexión de las líneas de combustible líquido proveniente de cada tren de

bombeo y calentamiento independiente a los quemadores de cada una de las calderas.

Punto de interconexión de línea de vapor a los quemadores de cada una de las calderas

para la atomización.

Punto de interconexión de línea de vapor al intercambiador de vapor pertenecientes al

suministro hacia tren de calentamiento de combustible líquido.

11. DISCIPLINA PROCESO

11.1. UNIDADES DE MEDICIÓN




PDVSA


Se utilizarán las unidades de medida del Sistema Internacional de Medidas (SI). Los diámetros

de tuberías y datos técnicos serán indicados en Sistema Inglés. En caso de requerir otra

unidad de medida perteneciente a un sistema diferente, se hará la observación respectiva,

según se muestra en la Tabla Nº 10.

Tabla Nº 10. Unidades de MediciónVariable Símbolo Unidad

Volumenpie3

bbl

Pie Cúbico

Barriles

Flujo Volumétrico de líquidogpm

BPD

Galones por Minuto

Barriles por Día

Flujo Másico lbm/h Libras masa por Hora

Flujo Volumétrico Normales de Gas MMPCEDMillones de Pies Cúbicos Estándar

por Día

Temperatura ºF Grados Fahrenheit

Presión Manométrica psigLibras Fuerza por Pulgada

Cuadrada Manométrica

Presión Absoluta psiaLibras Fuerza por Pulgada

Cuadrada Absoluta

Longitud

pie

in, pulg, “

m

Pie

Pulgada

Metro

Diámetros de Tuberías y Boquillas in, pulg, “ Pulgadas

Velocidad pie/s Pie por segundo

Densidad lbm/pie3 Libra masa por Pie Cúbico

Tiempo (Dependiendo de la Magnitud)

Dh

mins

DíaHora

MinutoSegundo

Viscosidad Dinámica cP Centipoise

Flujo de Calor BTU/h “British Thermal Units” por Hora

Radiación BTU/h*pie2 “British Thermal Units” por pie cuadrado, y por Hora

Composición (Molar, Volumétrica o Másica)

% Porcentaje




PDVSA


Variable Símbolo Unidad

Composición (Molar, Volumétrica o Másica)

ppm Partes por Millón

Potencia HP Caballo de Fuerza

11.2. CÓDIGOS Y NORMAS APLICADAS

Para el desarrollo de documentos y planos se hará uso de los siguientes códigos, normas y

estándares de diseño:

Tabla Nº 11. Códigos y Normas Aplicadas

CODIGO DESCRIPCIÓN

Petróleos de Venezuela S.A (PDVSA)

L-TP 1.1 Preparación de los Diagramas de Proceso

L-TP 1.2 Simbología para Planos de Proceso

L-TP 1.3 Identificación y Numeración de Tuberías de Proceso

L-TP 1.5 Calculo Hidráulico de Tuberías

L-TP 1.10 Emisión de Diagramas de Tuberías e Instrumentación

H-251-R Requerimientos de Diseño de Tuberías de Proceso y de Servicio

MDP-01-DP-01 Temperatura y Presión de Diseño

MDP-02-FF-03 Flujo en Fase Líquida

MDP-02-FF-04 Flujo en Fase Gaseosa

MDP-02-P-02 Principios Básicos. Bombas

MDP-02-P-03 Servicio de Bombeo de Características Críticas

MDP-02-P-04 NPSH

MDP-02-P-06 Cálculos en Servicios de Bombeo

MDP-02-P-08 Bombas de Desplazamiento Positivo

MDP-05-E-01 Principios Básicos. Intercambiadores de Calor

MDP-05-E-02 Intercambiadores de Tubo y Carcasa

MDP-05-F-03 Quemadores

MDP-08-SA-05 Instalación de Válvulas de Alivio de Presión

MDP-08-SD-01 Sistemas de Disposición

MDP-09-AI-01 Origen de las emisiones en exploración y producción y en refinerías

90616.1.024 Dimensionamiento de Tuberías de Proceso




PDVSA



CODIGO DESCRIPCIÓN

90617.1.041 Intercambiadores de Calor de Carcasa y Tubos

IR-S-00 Manual de Ingeniería de Riesgos. Definiciones

IR-S-01 Filosofía de Diseño Seguro

IR-M-01 Separación entre Equipos e Instalaciones

HE-251-PRT Sistemas de Drenaje

GA-203-R Bombas Centrifugas contra Incendio

IR-M-03 Sistema de Agua Contra Incendio

IR-M-04 Sistema de Espuma Contra Incendio

American Petroleum Institute (API)

API RP 2219 Safe Operation of Vacuum Trucks in Petroleum Service

API STD 521Guide for Pressure-relieving and Depressuring Systems: Petroleum petrochemical and natural gas industries-Pressure relieving and depressuring systems

National Fire Protection Association

NFPA 20 Centrifugal Fire Pumps

NFPA 30 Flammable and Combustible Liquids Code

NFPA 31 Standard for the Installation of Oil-Burning Equipment

NFPA 85 Boiler and Combustion Systems Hazards Code

NFPA 15 Standard for Water Spray Fixed Systems for Fire Protection

NFPA 16Standard for the Installation of Foam-Water Sprinkler and Foam-Water Spray Systems

505Fire Safety Standard for Powered Industrial Trucks Including Type Designatios Areas of Use, Conversions, Maintenance and Operation

Otras Normativas Venezolanas

Ley Penal del Ambiente Decreto 638 “Normas Sobre Calidad del Aire y Control de la Contaminación Atmosférica”

Ley Orgánica del Ambiente

Decretos del Ministerio de Ambiente y de los Recursos Naturales (MARN)

Resolución 31: Normas para el Control y Disposición de Efluentes Líquidos

Norma COVENIN 1649 “Chimeneas y Ductos.

Decreto 883: “Normas para la Clasificación y Control de la Calidad de los Cuerpos de Agua y Vertidos o Efluentes Líquidos”

Otras EspecificacionesGERENCIA DE INGENIERÍA Y PROYECTOS DE

INFRAESTRUCTURAAA251203-ZX0D3-GD11000 Revisión 0 Página


PDVSA



CODIGO DESCRIPCIÓN

Gas Processors Suppliers Association 6526 (GPSA) Engineering Data Book Volume I. 12th Edition

11.3. BASES DE DISEÑO

El suministro de combustibles líquidos a la planta D-7, se realizará a través de camiones

cisternas con capacidad de 189 BBL. A futuro se prevé recibir cruda y fuel oil a través de

poliductos, el diseño planteado en esta ingeniería deberá contemplar las facilidades

correspondientes.

El sistema de recepción de combustible, deberá estar diseñado para cinco (5) conexiones,

sin embargo, solo podrá ser descargado un camión cisterna a la vez.

Se considerará un sistema de bombeo correspondiente al trasegado (recibo de

combustible), en función a los tiempos de reposición de combustible en los tanques de

almacenamiento, requeridos en el proceso.

La capacidad de los tanques de almacenamiento ha sido establecida como premisa para la

ejecución del proyecto (dos tanques de1.500 BBL c/u), en este sentido se realizará el

cálculo de la autonomía de los mismos, en función al máximo consumo requerido en la

planta.

Se considera el almacenamiento de combustible líquido (fuel oil, cruda o gasoil), en

cualquiera de los tanques. El almacenamiento de combustible será a condiciones

atmosféricas.

Las propiedades de los combustibles líquidos a ser empleados, fueron suministradas por

PDVSA y se encuentran indicadas en el punto 9 de este documento.

Los consumos de combustible por caldera son: 125 BPD para los combustibles gasoil y fuel

oil Nº 6 y 162,5 BPD para la cruda (información suministrada por PDVSA).

Se deberá contemplar un sistema de bombeo a través de bombas booster, para

incrementar las condiciones de presión de succión de las bombas de combustible hacia

cada quemador. El diseño deberá contemplar una bomba de respaldo.

Para el caso de fuel oil, se deberá diseñar un sistema de calentamiento para ubicar el punto

de fluidez de la bomba booster, debido a su alta viscosidad a condiciones atmosféricas.




PDVSA


Se debe contemplar un sistema de calentamiento para los combustibles fuel oil y cruda,

según los requerimientos del quemador. Para el caso de arranque del proceso, se deberá

diseñar un calentador eléctrico.

Los requerimientos de servicios industriales necesarios para abarcar el proceso que será

diseñado en este proyecto son:

o Sistema de aire comprimido para atomización.

o Energía eléctrica, para la alimentación de los equipos de procesos, servicios, sistemas de

control e iluminación.

o Agua para el sistema contra incendio suministrada por camiones cisternas.

o Espuma para control y extinción de incendios.

o Vapor para el sistema de calentamiento (intercambiadores de calor).

o Vapor para la atomización en el quemador de las calderas el cual provendrá del separador

de media presión (150 psig) ubicado en la planta.

o Facilidades para el manejo de drenajes abiertos que son los que aplican de acuerdo a la

clasificación de los combustibles

o Se diseñará el sistema de alivio y venteo necesario para llevar los alivios que se generen en

el sistema a un sitio seguro, lo que implica además de las válvulas de alivio, tuberías y

cabezales de alivio que se requieran.

11.4. CRITERIOS DE DISEÑO

11.4.1. Tanques de Almacenamiento Atmosférico

El almacenamiento de combustible líquido, se realizará en dos (2) tanques de 1.500 BBL c/u

(capacidad nominal) a condiciones atmosféricas, lo que implica una capacidad de

almacenamiento de 3.000 BBL.

Todos los tanques tendrán una válvula de alivio de presión/vacío diseñada en base a las

normas API Standartd 2000. Adicionalmente, en los tanques se prevé: (1) Un arresta-llamas

integrado a la válvula de alivio de presión/vacío y (1) Una válvula de venteo de emergencia.

Se indicaran los niveles de operación para el control y supervisión de los tanques, a través de

instrumentos de nivel.




PDVSA


11.4.2. Simulación del Proceso y Cálculos Hidráulicos

Para realizar el balance de masa y energía se utilizará el simulador PIPEPHASE 9.0, dichas

simulaciones están representadas en condiciones de estado estacionario.

El balance de masa y energía se realizará a las condiciones de máximo flujo del proceso.

Se simularán los tres (3) combustibles líquidos (cruda, fuel oil Nº 6 y gas oil) requeridos

para la alimentación en las calderas, sin embargo, el dimensionamiento de tubería estará

determinada por el caso más crítico.

Se empleará la correlación de Vásquez como modelo termodinámico para estimar las

propiedades PVT y las condiciones de transporte serán estimadas empleando la correlación

de Moody.

Se considerarán las condiciones atmosféricas en la zona, para estimar las corrientes

asociadas a la recepción de productos a través de cisternas.

La capacidad de los camiones cisternas se establece en 189 BBL.

Las características de los combustibles líquidos a usar para la simulación de procesos

fueron suministradas por PDVSA y están indicadas en el punto 9 de este documento.

La capacidad de las bombas de trasegado de combustible líquido a los tanques de

almacenamiento será de 220 gpm mínimo.

La temperatura de salida de los calentadores eléctricos y de los calentadores de vapor de

los trenes de alimentación de combustible líquido a las calderas será determinado según los

requerimientos establecidos en la norma MDP-05-F-03 Quemadores.

Se requiere a la entrada del quemador de las calderas un caudal de 125 BPD para los

combustibles gas oil y fuel oil Nº 6 y 162,5 BPD para la cruda (información suministrada por

PDVSA).

Los requerimientos de temperatura a la salida de los tanques de almacenamiento de

combustible serán mínimo 125 ºF para el fuel oil, según información suministradas por

PDVSA en correo enviado el día 14/11/2012. Será determinado ubicando el punto de fluidez

de la bomba booster considerando un diámetro de tubería apropiado para el proceso.

Se considerará un calentador eléctrico cercano a la entrada de los quemadores para

garantizar la temperatura requerida.

Los planos preliminares de rutas de tuberías del sistema de combustible líquido a instalar

en la planta, emitidos por la disciplina mecánica, se utilizarán para identificar los arreglos

mecánicos, detalles de longitud y elevaciones necesarios para construir los modelos en

PIPEPHASE 9.0.




PDVSA


La configuración del modelo en PIPEPHASE será tipo “liquid”, aplicándose como método de

cálculo el de segmentación calculada con algoritmo de red por “Balance de Presiones”.

Se utilizarán las correlaciones de flujo de Moody para fluidos monofásico.

La rugosidad considerada para las tuberías nuevas será de 0,0018 pulgadas y con

eficiencia de flujo del 100%.

El flujo de diseño a considerar para el cálculo hidráulico de las tuberías relacionadas con las

bombas de trasegado, booster y de alimentación de combustible líquido a las calderas

corresponden a la capacidad de diseño de las bombas.

11.4.3. Dimensionamiento de Tuberías

Los criterios de diseño a utilizar para el dimensionamiento de las tuberías de líquido serán los

indicados en la norma de diseño PDVSA 90616.1.0.24 “Dimensionamiento de Tuberías de

Proceso” y la norma PDVSA L-TP 1.5 “Cálculo Hidráulico de Tuberías”.

La velocidad máxima recomendada para diseño en las tuberías viene dada por la ecuación:

Donde:

Vd = Velocidad máxima recomendada para diseño en las tuberías (pie/s)

= Densidad del fluido a condiciones de operación (lbm/pie3)

La velocidad máxima recomendada para diseño en las tuberías no debe nunca la velocidad de erosión, dada por la ecuación:

Donde:

Ve = Velocidad de Erosión (pie/s)

= Densidad del fluido a condiciones de operación (lbm/pie3)

Los criterios hidráulicos para líquidos son los siguientes:

Tabla Nº 12. Criterios Hidráulicos para Líquidos

Criterios Hidráulicos para Líquidos

Tipo de Servicio P (psi/100 pie) V (pie/s)

Recomendación General: 4 5 – 15

Flujo Laminar: 4 4 – 5

Flujo Turb: Densidad de Líquido, lbm/pie3




PDVSA


Tabla Nº 12. Criterios Hidráulicos para Líquidos

Criterios Hidráulicos para Líquidos

100

50

20

4

4

4

5 – 8

6 – 10

10 – 15

Criterios Hidráulicos Succión de Bomba

P (psi/100 pie) V (pie/s)

Líquido Hirviente: 0,4 2 – 6

Líquido no Hirviente: 0,4 4 - 8

Criterios Hidráulicos Descarga de Bomba


0 – 250 gpm 4 6 – 8

250 – 700 gpm 4 8 – 10

> 700 gpm 2 10 – 15

TUBERÍA PARA AGUA


Servicio General: 1,5 2 - 16

Diámetro, pulgadas

1

2

4

6

8

10

12

16

20 y mayores

2 – 3

3 – 4,5

5 – 7

7 – 9

8 – 10

10 – 12

10 – 14

10 - 15

10 - 16

Drenaje y Succión de Bomba 5 - 10

Descarga de Bomba 5 – 10

Tuberías para Aguas para Refinerías 2,5 2 – 5

Agua de Enfriamiento 2 12 – 16

Del Condensador 3 - 5

Fuente: PDVSA L-TP 1.5 Calculo Hidráulico de Tuberías




PDVSA


Según la norma PDVSA 90616.1.024 “Dimensionamiento de Tuberías de Proceso”, las caídas

de presión recomendadas son:

Tabla Nº 13. Caídas de Presiones Recomendadas

ServicioPerdida Friccional de Carga

Hidrostática (pie del líquido/100 pies de tubería)

Notas

Agua 1 – 2

Hidrocarburo 1 – 3

Bomba centrifuga Verifique el NPSH Disponible: 6

pies/s Velocidad Máxima

Succión 1 – 3

Descarga 2 – 4

Fuente: 90616.1.024 Dimensionamiento de Tuberías de Proceso

Adicionalmente, deben considerarse los siguientes criterios de velocidad:

Tabla Nº 14. Criterios de VelocidadCriterios de Velocidad para Líquidos

DESCRIPCIÓN VELOCIDAD (pie/s)

AGUA

Diámetro Nominal (pulg) 2 o menor 3 a 10 10 a 20

Succión de bomba 1 a 2 2 a 4 3 a 6

Cabezal de descarga (largo) 2 a 3 3 a 5 4 a 6

Conexiones de descarga (corta) 4 a 9 5 a 12 8 a 14

Alimentación de Caldera 4 a 9 5 a 12 8 a 14

Drenajes 3 a 4 3 a 5 -

Aguas Negras Inclinadas - 3 a 5 -

HIDROCARBUROS LÍQUIDOS

Succión de bomba 1,5 a 2,5 2 a 4 3 a 6

Cabezal de descarga (largo) 2,5 a 3,5 3 a 5 4 a 7

Conexiones de descarga (corta) 4 a 9 5 a 12 8 a 15

Drenajes 3 a 4 3 a 5 -




PDVSA


Criterios de Velocidad para Líquidos

DESCRIPCIÓN VELOCIDAD (pie/s)

HIDROCARBUROS VISCOSOS

Succión de Bomba - - -

Viscosidad Mediana - 1,5 a 3 2,5 a 5

Alquitrán y aceites combustibles - 0,4 a 0,75 0,5 a 1

Descarga (corta) - 3 a 5 4 a 6

Drenajes 1 1,5 a 3 -

Fuente: 90616.1.024 Dimensionamiento de Tuberías de Proceso

11.4.4. Bombas

Las bombas a ser instaladas serán diseñadas de acuerdo a lineamientos establecidos en la

Norma PDVSA MDP–02–P–02 “Principios Básicos”:

La presión de succión de la bomba se calculará como la presión de operación del recipiente

de succión más la diferencia total de presión entre el nivel de referencia en el recipiente y el

nivel de referencia de la bomba. La diferencia de presión total se estimará tomando en

cuenta la diferencia de alturas, las pérdidas por fricción y el cabezal de aceleración en el

caso de bombas reciprocantes.

La presión máxima de succión se estimará como la presión de operación máxima del

recipiente de succión más la diferencia de altura entre el nivel de líquido alto en el recipiente

y el nivel de referencia de la bomba 600 mm (2 pies) en unidades de presión. La caída de

presión por fricción en la línea de succión no se considerará en este cálculo debido a que

se supone que la condición de presión máxima de succión ocurre cuando el flujo a través

de la bomba es cero, con la válvula en la descarga cerrada.

11.4.5. NPSHD

Los cálculos del NPSH disponible (NPSHD) de la bomba se calcularán según lo establece la

Norma PDVSA MDP–02–P–04 “NPSH”.

Cuando el NPSHD calculado es mayor de 7,6 m (25 pies), se especificará un valor mínimo

de 7,6 m (25 pies) en vez del valor real.

La presión de vapor se determina a la temperatura normal de bombeo.

El NPSH disponible se calculará con la siguiente ecuación mostrada en la Norma PDVSA

MDP–02–P–06 “Cálculos de Servicios de Bombeo”:GERENCIA DE INGENIERÍA Y PROYECTOS DE



PDVSA


En su defecto, el NPSH disponible se calculará convirtiendo el margen de presión a cabezal:

Donde:

NPSHd: NPSH Disponible (pie)

∆Hs: Diferencia de altura entre el recipiente de succión y la bomba (pie)

∆P: Caída de presión (psi)

g: Aceleración de gravedad igual a 32,2 pie/s2

gc: Constante dimensional igual a 32,2 lbm.pie/lbf.s2

c: Densidad del líquido bombeado a condiciones de operación (lbm/pie3)

P1: Presión de succión de la bomba (psia)

Pv: Presión de vapor del líquido a las condiciones de proceso (psia).

11.4.6. Presión de “SHUT OFF”

Según lo establece la norma PDVSA MDP–02–P–02 “Principios Básicos”, la presión de

“SHUT-OFF” de la bomba se empleará para definir la presión de diseño y es la suma de la

presión de succión máxima y la presión diferencial máxima. La máxima presión diferencial

para bombas centrifugas normalmente ocurre a flujo cero (Shut Off) y se asume que es 120%

del diferencial nominal, basado en la máxima densidad absoluta prevista para el fluido. La

máxima presión de descarga de una bomba de desplazamiento positivo está determinada por

el ajuste de la válvula de seguridad a la descarga. Esta presión de “SHUT-OFF” deberá

confirmarse con los datos del fabricante.

11.4.7. Intercambiadores de Calor

Los intercambiadores de calor a ser instalados serán diseñados de acuerdo a lineamientos

establecidos en la Norma PDVSA MDP–05-E-01 “Principios Básicos. Intercambiadores de

Calor” y norma PDVSA MDP-05-E-02 “Intercambiadores de Calor de Tubo y Carcasa”.

La presión de diseño será la máxima presión de operación anticipada más 10% ó 25 psig,

cualquiera que sea mayor. La mínima presión de diseño será de 30 psig.




PDVSA


Las temperaturas de diseño de los lados caliente y frío de un intercambiador se

determinarán independientemente en base a consideraciones de proceso y usando los

siguientes criterios:

o Para intercambiadores que operan a temperaturas entre 32 ºF y 750 ºF, la temperatura de

diseño debe definirse como la máxima temperatura de operación esperada más 25 ºF.

o La mínima temperatura de diseño del metal de los intercambiadores de calor deberá ser

igual a la mínima temperatura de operación esperada. Se consideraran los arranques,

paros o despresurización y temperaturas fuera de las condiciones normales de operación,

cualquiera que sea menor.

Las boquillas de los intercambiadores que no sean de fabricación estándar, como por

ejemplo los intercambiadores de doble tubo, son del mismo tamaño de la línea a la cual

están conectadas. Debido a consideraciones de velocidad y caída de presión, el tamaño de

líneas y boquillas es usualmente más crítico en los servicios de vapor que en los de líquido.

La pérdida de presión permitida para el lado de los tubos y el lado de carcasa será

establecida según lo indicado en la siguiente tabla:

Tabla 15. Caída de Presión Permisible para Servicio Gaseoso de Intercambiadores de Calor de Carcasa y Tubo

Servicio ΔP (psi)

Gases y Vapores (Alta Presión) 5-10

Gases y Vapores (Baja Presión) 2-5

Líquidos 10-25

Requerimiento Especial: corriente del lado de la carcasa 5-10

Fuente: MDP–05–E–01 “Intercambiadores de Calor. Principios Básicos”

Para el cálculo de la transferencia de calor en los intercambiadores de calor se tiene la

siguiente ecuación básica, que rigen la transferencia de calor de los fluidos, según norma

PDVSA MDP-05-E-01 “Principios Básicos. Intercambiadores de Calor” y norma PDVSA

MDP-05-E-02 “Intercambiadores de Calor de Tubo y Carcasa” y el Gas Processors

Suppliers Association 6526 (GPSA) East 60th Street Tulsa GPSA Engineering Data Book

Volume I. 12th Edition:

Calor transferido.




PDVSA


Donde:

Q: Calor transferido (BTU/h).

Uo: Coeficiente Global de Transferencia de calor basado en el área externa de la superficie del metal (BTU/h pie2 ºF).

A: Área externa de la superficie del metal a través del cual ocurre la transferencia de calor (pie2).

DTMe: Diferencia de temperaturas medias logarítmicas entre los fluidos calientes y frío (ºF).

Los calentadores eléctricos serán diseñados según los requerimientos de calor establecidos

en el proceso de acuerdo a las simulaciones realizadas. Se considerará una caída de presión

de 1 psi del paso del fluido a través del mismo.

11.4.8. Presión y Temperatura de Diseño

Para definir las condiciones de diseño de tuberías y equipo se considerarán los criterios

establecidos en la Norma PDVSA MDP–01–DP–01 “Temperatura y Presión de Diseño”. Estos

criterios se mencionan a continuación:

La presión de diseño de equipos a presión, recipientes y tuberías, deberá cumplir con lo

siguiente:

Tabla Nº 16. Presión de DiseñoPresión de Operación Máxima (POM) (psig) Mínima Presión de Diseño (psig)

< 247 POM + 25 psig

247 – 580 110 % de POM

581 – 1160 POM + 58 psig

> 1160 105 % de POM

Fuente : PDVSA MDP–01–DP–01 “Temperatura y Presión de Diseño”

La presión máxima de operación (POM) corresponderá a un 5% por encima de la presión

normal de operación.

La presión de diseño para cualquier sección de tubería debe ser igual a la presión máxima

que se puede desarrollar como resultado de una falla de una válvula de control, bloqueo de

una bomba o del cierre inadvertido de una válvula, más el cabezal estático.

Para tuberías sujetas a presión por bloqueo de bombas y no protegidas por sistema de

alivio, se considerará la presión de succión máxima de la bomba más el 120% del

diferencial de presión normal de la bomba.




PDVSA


La temperatura de diseño recomendada para equipos de acuerdo a la Norma MDP–01–

DP–01 “Temperatura y Presión de Diseño” es la siguiente:

Tabla Nº 17. Temperatura de DiseñoTemperatura Normal de Operación (ºF) Temperatura de Diseño (ºF)

Entre 0 ºF y 752 ºF Temperatura Normal Operación + 50 ºF (10ºC)

Encima de 752 ºF Temperatura Máxima de Operación

Por debajo de 0 ºF Temperatura Mínima de Operación

Fuente: MDP–01–DP–01 “Temperatura y Presión de Diseño”

Para temperaturas de operación normal de 150 ºF o mayores, se considerará aislamiento

para seguridad del personal.

Para tuberías con aislante externo, la temperatura de diseño del metal se estimará como la

temperatura máxima del fluido contenido en la tubería.

Para componentes de tuberías sin aislante (externamente) y sin recubrimiento

(internamente), la temperatura de diseño se establecerá como la máxima temperatura del

fluido contenido en la tubería, reducida en los siguientes porcentajes:

Tabla Nº 18. Temperatura de Diseño del MetalComponente DT, % de T

Tubería, accesorios para soldar y válvulas 5

Bridas de línea y accesorios con brida 10

Fuente: MDP–01–DP–01 “Temperatura y Presión de Diseño”

Los diseños usarán más frecuentemente un 10% de reducción, tal como se aplica a bridas

de tuberías sin aislante.

Para tuberías con recubrimiento y aislamiento interno, la temperatura de diseño del metal

para cada componente se debe basar en la experiencia de diseños anteriores o

temperaturas calculadas teóricamente.

11.4.9. Requerimientos de Alivio de Presión

Los dispositivos de alivio requeridos en el proceso a instalar en la planta D-7, serán

diseñados en función de las contingencias aplicables según la norma API STD 521 “Guide

for Pressure-relieving and Depressuring Systems: Petroleum petrochemical and natural gas

industries-Pressure relieving and depressuring systems”




PDVSA


Las cargas de alivio generadas en las bombas reciprocantes recircularan a la entrada de las

mismas.

Los tanques de almacenamiento tendrán una válvula de alivio de presión/vacío diseñada en

base a la norma API Standartd 2000.

11.4.10. Diagramas de Flujo de Procesos (DFP) y Diagrama de Tuberías

e Instrumentación (DTI).

La simbología y notación de los equipos así como la información presentada en los Diagramas

de Flujo de Proceso y en los Diagramas de Tubería e Instrumentación estará de acuerdo con

lo establecido en las normas: PDVSA L-TP 1.1 “Preparación de Diagramas de Proceso” Rev.

3, la norma PDVSA L-TP 1.2 “Simbología para planos de Proceso” y la norma PDVSA L-TP

1.3 “Identificación y Numeración de Tuberías”.

En el Diagrama de Flujo de Proceso (DFP) se presentará en forma tabulada la siguiente

información: número de la corriente, descripción de la corriente, flujo volumétrico, temperatura

de operación, presión de operación, densidad, viscosidad absoluta, estado físico, gravedad

específica y calor específico.

11.4.11. Identificación de Líneas

Las tuberías nuevas asociadas al diseño, serán identificadas según la Norma PDVSA L-TP 1.1

“Preparación de Diagramas de Procesos” y la Norma PDVSA L-TP 1.3 “Identificación y

Numeración de Tuberías”, tal como se muestra a continuación:

Campos:

Donde:

Campo (1): Hasta siete caracteres numéricos, alfabéticos o alfanuméricos que indiquen el

nombre de la Planta/Unidad. En caso que el nombre de la planta contenga guiones, los

mismos deben ser omitidos; es decir, debe escribirse el nombre de la planta corrido.

Campo (2): Hasta tres dígitos que identifican el código de la sección o sistema.

Campo (3): Un dígito que identifica el número de tren. Debe colocarse cero si no existe tren.




PDVSA


Campo (4): Diámetro Nominal (DN) de la tubería en milímetro (mm) o tamaño nominal de

tubería (NPS por sus siglas en inglés) en pulgadas (”), según fue diseñado.

Campo (5): Hasta dos dígitos que indiquen el código de identificación del servicio de la

tubería, se representa por una o dos letras.

Campo (6): Tres dígitos que identifican número consecutivo de cada servicio desde 001 hasta

999.

Campo (7): Código del material de la tubería, se usa para definir los materiales de

construcción de tuberías, válvulas y accesorios.

Campo (8): Código de aislamiento térmico se usa para definir el tipo de aislante de la tubería.

11.4.12. Identificación de Equipos

Los equipos nuevos a instalar en la planta de vapor serán identificados según la Norma

PDVSA L-TP 1.1 “Preparación de Diagramas de Procesos”. El sistema para identificar y

numerar equipos de proceso será como sigue:

Campos:

Donde:

Campo (1): Uno a siete caracteres numéricos, alfabéticos o alfanuméricos que indiquen el

nombre de la Planta/Unidad. En caso que el nombre de la planta contenga guiones, los

mismos deben ser omitidos; es decir, debe escribirse el nombre de la planta corrido.

Campo (2): Hasta tres dígitos que identifican el código de la sección o sistema.

Campo (3): Un dígito que identifica el número de tren. Debe colocarse cero si no existe tren.

Campo (4): Uno a dos letras indicando el código del equipo.

Campo (5): Número consecutivo del equipo, abarcando del 01 al 99.

Campo (6): Una o dos letras para mostrar duplicado de equipos. Por ejemplo, cuatro (4)

equipos idénticos y con la misma función A/B/C/D.GERENCIA DE INGENIERÍA Y PROYECTOS DE



PDVSA


El código de identificación de la planta/unidad y de sección o sistema, indicados en el campo 1

y 2 respectivamente, dependerá de las listas de plantas y secciones definidas por cada

organización.

11.4.13. Sistema Agua Contra Incendio

Los requerimientos de agua contra incendio para los tanques, se determina considerando

las tasas de aplicación establecidas en la Norma PDVSA IR-M-03 “Sistema de Agua Contra

Incendio” las cuales toman en cuenta la separación entre equipos, el tipo de riesgo presente

y la naturaleza de los productos involucrados.

Las tasas de aplicación que se utilizan para determinar los requerimientos de agua contra

incendio sobre los equipos son:

Tabla Nº 19. Requerimientos de agua contra incendio sobre equipos.Equipo Consideraciones Tasa de Aplicación

Tanques de Almacenamiento Atmosférico

Aplicación de agua de enfriamiento al tanque incendiado

0,20 gpm/pie2

Aplicación de agua de enfriamiento a tanques adyacentes

0,10 gpm/pie2

Bombas de TrasegadoAplicación de agua para monitores

hidrantes de agua-espuma0,10 gpm/pie2

Bombas BoosterAplicación de agua para monitores


Área de Descarga de CisternasAplicación de agua para monitores


Trenes de Combustible Líquido (área de intercambiadores de

calor, calentadores eléctricos de arranque y bombas de

transferencia de combustible

Aplicación de agua para monitores hidrantes de agua-espuma

0,10 gpm/pie2

El diseño hidráulico de la nueva red principal del sistema contra incendio, establecerá la

presión de operación de las bombas.

Los diámetros de tuberías serán seleccionados en función de los cálculos hidráulicos y se

deberá garantizar una presión mínima de 80 psig, según Norma PDVSA IR-M-03, en el

punto hidráulicamente más desfavorable de la red.

Se establecerá una fuente limitada de alimentación del sistema contra incendio, constituida

por un tanque de almacenamiento diseñado con capacidad para suplir el mayor evento




PDVSA


durante un tiempo mínimo de seis (6) horas, según norma IR-M-03 “Sistemas de Agua

Contra Incendio” incluyendo las perdidas propias del sistema, más el volumen muerto de

dicho tanque.

Los tanques de almacenamiento de agua contra incendio fueron diseñados conforme a las

especificaciones PDVSA F-201 “Atmospheric Storage Tanks” y API STD 650 “Welded Steel

Tanks for Oil Storage”.

La velocidad del agua en las tuberías principales de la red de distribución tendrá un límite

superior de 10 pies/s según lo establece la norma PDVSA IR-M-03.

El diseño y selección de las bombas para el sistema contra incendio, se realizará según lo

establecido en la especificación PDVSA GA-203-R “Bombas Centrífugas Contra Incendios”

y en la Norma NFPA 20 “Centrifugal Fire Pumps”, el cual dispone de dos (2) bombas jockey

en línea para mantener presurizado el sistema (una en operación y otra en espera) y un

mínimo de dos (2) grupos de bombeo accionados por sistemas motrices diferentes.

El sistema de bombeo accionado por motor eléctrico está formado por cuatro (4) bombas

(dos (2) Principales y dos (2) Jockey) y el sistema de bombeo accionado por motor diesel

consta de una (1) bomba, ésta servirá de respaldo, a fin de garantizar el 100% de la

capacidad de diseño en caso de mantenimiento de una bomba o falla eléctrica, tal como lo

establece la especificación PDVSA IR-M-03 “Sistema de Agua Contra Incendio”.

11.4.14. Sistema Espuma Contra Incendio

Para el diseño del sistema de espuma, se debe garantizar los valores de presión obtenidos

en cada uno de los dispositivos, bajo las condiciones de flujo requerido.

La temperatura óptima del agua para lograr una adecuada generación de espuma, está

entre 4 ºC y 37,8 ºC (40 ºF y 100 ºF). Temperaturas fuera de este rango, podrán reducir la

eficiencia de la espuma.

Se requiere que el agua para los sistemas de espuma, esté exenta de inhibidores de

corrosión, químicos desmulsificantes, hidrocarburos u otros productos que pudiesen crear

efectos negativos en la formación ó estabilidad de la espuma.

El tipo de concentrado de espuma a utilizar es espuma de película acuosa AFFF (aqueous

film-forming foam), la cual es compatible con el tipo de riesgo a proteger.

El paquete proporcionador de espuma a instalar será del tipo proporcionador de presión

balanceado y estará compuesto de proporcionadores de espuma, bombas de concentrado

de espuma y de un tanque de concentrado de espuma.




PDVSA


El tanque de almacenamiento de concentrado y equipos asociados se ubicarán en un lugar

accesible y seguro en relación al riesgo protegido.

El número y capacidad de los proporcionadores de espuma estará acorde a los

requerimientos, ubicación y exigencia de los equipos y áreas a proteger.

La bomba de concentrado de espuma deberá ser de desplazamiento positivo y su

capacidad será calculada sobre la base de la contingencia de mayor demanda. Este valor

será multiplicado por un factor de seguridad de 1,2.

De acuerdo a las recomendaciones de los fabricantes, la presión de descarga de la bomba

de concentrado de espuma deberá ser de 25 psig por encima de la presión de descarga de

las bombas de agua contra incendio. Esto permite la operación normal del sistema de

espuma.

La capacidad del tanque de concentrado de espuma deberá estar calculada en base a la

contingencia de mayor proporción y al tiempo mínimo de aplicación, según las normas

NFPA 11, NFPA 16 y PDVSA IR-M-04.

El número mínimo de cámaras de espuma requeridas variará de acuerdo al diámetro del

tanque establecido.

El número de hidrantes a instalarse, dependerá del requerimiento de agua establecido en la

sección de la instalación. Puede suponerse que de un hidrante exterior típico se obtendrá

un flujo de 185 gpm por cada boca de descarga a una presión de 100 psig. Por razones de

seguridad en el uso de mangueras la presión de descarga del hidrante no debe ser mayor

de 100 psig.

Los monitores fijos son dispositivos que permiten la aplicación de agua-espuma para

combate de incendios, que pueden ser puestos rápidos en operación sin necesidad de

conectar mangueras. Estarán dotados con boquillas del tipo chorro-niebla con capacidad

mínima de 500 gpm a una presión de 100 psig. En la ubicación de estos dispositivos, se

debe tomar en cuenta el alcance del chorro de descarga a la presión de entrada, velocidad

y dirección del viento.

Las tasas de aplicación que se utilizan para determinar los requerimientos de espuma

contra incendio sobre los equipos son:

Tabla Nº 20. Requerimientos de agua contra incendio sobre equipos.




PDVSA


Equipo ConsideracionesTasa de

Aplicación

Tanques de Almacenamiento Atmosférico

Aplicación de espuma al tanque incendiado 0,10 gpm/pie2

Bombas de Trasegado Aplicación de espuma para rociadores 0,10 gpm/pie2

Bombas Booster Aplicación de espuma para rociadores 0,10 gpm/pie2

Área de Descarga de Cisternas Aplicación de espuma para rociadores 0,10 gpm/pie2

Trenes de Combustible Líquido (área de intercambiadores de

calor, calentadores eléctricos de arranque y bombas de

transferencia de combustible

Aplicación de espuma para rociadores 0,10 gpm/pie2

12. DISCIPLINA MECÁNICA

12.1. CONSIDERACIONES GENERALES

El diseño de las tuberías y equipos estará basado en la información mostrada en los

diagramas de flujo de procesos (DFP´s), diagramas de tuberías e instrumentación (DTI´s), lista

de equipos principales, dimensionamiento de equipos y líneas principales, además de las

bases y criterios de diseño generados por la Disciplina Procesos, y las especificaciones

técnicas, planos suministrados por el suplidor o fabricante de los equipos en caso de que

existan.

12.2. ALCANCE

Los trabajos mecánicos a ser ejecutados durante el desarrollo del proyecto comprenden las

siguientes actividades:

Procura, ensamble e instalación de los siguientes trenes de combustible por cada caldera:

- Tren de combustible líquido (Gasoil, Fuel-Oil No. 6 y Cruda) con calentador eléctrico.

- Tren de atomización (Aire – Vapor).

- Sistema de recirculación de combustible líquido.

Diseño, procura, instalación y puesta en marcha del sistema de bombeo, filtrado y

calentamiento para la alimentación de combustible líquido a los quemadores, incluyendo

filtrado y calentamiento. Este sistema estará conformado por:




PDVSA


- Procura e instalación, de dos (02) bombas bcp o Tornillo horizontales, sistema booster de

alimentación de combustible líquido (Fuel-oil N°6, Cruda y gas oil) a las calderas, con todos

sus accesorios incluyendo su respectiva base. Estas bombas deben ser capaces de

manejar un caudal de 36 GPM (1232 BPD) como mínimo, con un T D H de 100 ft., para

combustible Fuel oil N° 6 con viscosidad entre 400 y 500 Cp a 90°F, cruda con una

viscosidad entre 230 y 25 Cp a 86 ºF y gas oil con viscosidad entre 3 y 6 Cp, a 86º F.

Un sistema de trenes de bombeo y calentamiento de combustible líquido (Fuel-Oil N°6,

Gasoil y Cruda) desde los cabezales de descarga de las Booster a los trenes de bombeo de

alimentación de combustible independiente. A su vez para el calentador de combustible es

necesario:

- Cálculo y diseño del sistema de calentamiento de combustible conformado por un

intercambiador de calor eléctrico para el arranque y un intercambiador con vapor para la

operación normal. Se debe contemplar la instalación en este sistema de trampas de vapor

para recolección del condensado.

- Tuberías y accesorios de interconexión entre las trampas y las líneas.

- Diseño, fabricación y ubicación de botas recuperadoras de condensado con sus respectivas

conexiones de succión y descarga.

Diseño y construcción del sistema de recibo y almacenamiento del combustible liquido para

alimentación hacia las calderas Struthers, incluye:

- Diseño y la construcción de dos (02) tanques cilíndricos, metálicos, atmosféricos, para

almacenamiento de fuel oíl, gas oil o Cruda de 1500 bbl c/u.

- Procura e instalación de dos (2) bombas BCP, para el trasegado de los camiones de

abastecimiento de combustible líquido Fuel oil, gas oil y Cruda a los tanques de

almacenamiento, con todos sus accesorios incluyendo su respectiva base. Estas bombas

deben ser capaces de manejar un caudal de 220 GPM como mínimo, con un T D H de 100

ft, para combustible Fuel oil N° 6 con viscosidad entre 400 y 500 Cp a 90°F, cruda con una

viscosidad entre 230 y 25 Cp a 86 ºF y Gas oil con viscosidad entre 3 y 6 Cp.

- Diseño, especificación, e instalación de los diferentes sistemas de tuberías para el llenado

de los tanques y la alimentación de combustibles para las calderas.

- Diseño del sistema de descarga para el llenado de los tanques.

Construcción e instalación del Sistema Contra Incendio en el área de almacenamiento de

combustible líquido, según lo establecido en las normas PDVSA Manual de Ingeniería de

Riesgos (MIR), IR-M-03 “Sistema de Agua Contra Incendio” y la norma IR-M-04 “Sistema de

Espuma Contra Incendio”. Esta actividad comprende como mínimo, los siguientes equipos:




PDVSA


- Hidrantes: Es una toma de agua contra incendio diseñada para proporcionar un caudal

considerable en caso de incendio.

- Monitores: Los monitores fijos son dispositivos que permiten la aplicación de agua/espuma

para combate de incendios, que pueden ser puestos rápidamente en operación sin

necesidad de conectar mangueras.

- Sistema de Agua Pulverizada. Estos sistemas fijos de agua contra incendio, se usan

comúnmente en la protección de equipos de proceso y estructuras, tanques y recipientes de

líquidos y gases inflamables, equipos eléctricos y equipos rotativos.

- Sistemas Fijos de Espuma: Este método de aplicación consiste básicamente en una o más

cámaras de espuma instaladas en las paredes de los tanques. Las cámaras se

interconectan mediante una o más tuberías de distribución de solución agua–concentrado,

la cual es suministrada por un Paquete proporcionador de espuma.

- Diseño de la red de tuberías del Sistema Contra Incendio, que incluye el sistema de

bombas, tuberías y accesorios.

Suministro e instalación de un paquete de aire comprimido para el suministro de aire para

atomización del combustible líquido e instrumentos. El paquete de aire estará compuesto

sin limitarse a ello por lo siguientes equipos:

- Una unidad compresora con un caudal aproximado 640 scfm a 124.7 psig., tipo tornillo,

pistón lubricado o tipo Scroll sin lubricación estos deben ser accionados por motor eléctrico

y montados sobre un Skid, una (01) unidad de secado de aire tipo frigorífico, con sus

respectivo prefiltro y post filtro, un (01) recipiente de aire seco para instrumentos,

instrumentación, paneles de control, tuberías, cables y demás accesorios.

- Presiones de operación regulables a valores intermedios 8.6/7.0/4.0 bar (Máxima, media,

mínima).

12.3. NORMAS Y CÓDIGOS APLICABLES

El diseño de las instalaciones se realizará de acuerdo a las Normas PDVSA y los Códigos y

Estándares Internacionales. En general el orden de precedencia de los documentos

referenciales para diseño será como se indica a continuación:

Normas PDVSA.

Códigos y Estándares Internacionales.

En caso de existir ambigüedad o contradicciones entre dos o más normas, guías o códigos,

éstas serán consultadas y acordadas con PDVSA. Todas las referencias hechas a códigos, GERENCIA DE INGENIERÍA Y PROYECTOS DE



PDVSA


normas y/o especificaciones deberán corresponder a la última versión, incluyendo todos los

suplementos utilizados. Se consideraron las siguientes normas:

Tabla Nº 21. Códigos y Normas AplicablesDESCRIPCIÓN CÓDIGO

Normas Nacionales

Petróleos de Venezuela

Separación entre Equipos e Instalaciones PDVSA IR-M-01

Ubicación de Equipos e Instalaciones con relación a Terceros PDVSA IR-M-02

Sistema de Agua Contra Incendio PDVSA IR-M-03

Manual de Ingeniería de Riesgos: Definiciones. PDVSA IR-S-00

Filosofía de Diseño Seguro PDVSA IR-S-01

Guías de Seguridad en Diseño PDVSA 90622.1.001

Criterios para el Análisis Cuantitativo de Riesgos. PDVSA IR-S-02

Preparación de Diagramas de Proceso PDVSA L-TP-1.1

Identificación de Equipos, Tuberías de Proceso E Instrumentos PDVSA L-TP-1.3

Listado de Tuberías PDVSA L–TP1.11

Materiales para Tuberías PDVSA H-221

Piping Material Specifications – Line Class Index PDVSA HB-202

Process and Utility Piping Design Requirements PDVSA H-251

Selección y Especificaciones de Aplicación de Sistemas Protectivos de Pintura

PDVSA O-201

Piping and Pipe Bends. PDVSA H-223

Requisitos para Fabricación de Tuberías. PDVSA H-231-PRT

Criterios de Diseño de Soportes para Tuberías PDVSA HG-251

Criterio de Diseño de Esfuerzo de Sistemas de Tuberías. PDVSA HG-252-PRT

Pressure Vessel Design and Fabrication Specification PDVSA D-211

Atmospheric Storage Tanks. PDVSA F-201

Bombas Centrífugas PDVSA GA-201

Bombas Centrífugas Contra Incendio PDVSA GA-203

Bombas de Desplazamiento Positivo PDVSA GA-202

Intercambiadores de Calor de Carcasa y tubos 90617.1.041

Shell and Tube Heat Exchange Equipment. PDVSA EA-201-PR

Specifying Package Units PDVSA L-TP-2.2

Skid Mounted Assemblies PDVSA PA-201-P

Pruebas Hidrostáticas y Neumáticas para Sistemas de Tubería. PDVSA PI-02-08-01

Radiografía Industrial PDVSA PI-02-02-01




PDVSA


DESCRIPCIÓN CÓDIGO

Revestimiento para TuberíasPDVSA CPV-M-E-08000

Mangas Termocontractiles para Protección de Juntas y/o Reparaciones de Revestimientos de Tuberías Metálicas

PDVSA EM-04-11/01

Ensayo de Líquidos Penetrantes Visibles Removibles con Solvente PDVSA PI-02-05-01

Especificación de Soldadura PDVSA PI-06-01-01

Accesibilidad y Espacios para Válvulas PDVSA 10605.1.750

Despeje Requerido para un Hombre Promedio PDVSA 1065.1.760

Control de Ruidos en Equipos PDVSA SN-252

Normas Internacionales

ASME: American Society of Mechanical Engineers

Process Piping ASME B31.3

Gas Transmission and Distribution Piping Systems ASME B31.8

Power Boilers ASME – Sección I

Unifield Inch Screw Threads ASME B1.1

Pipe Threads General Purpose ASME B2.1

Gray Iron Pipe Flanged and Flanged Fittings Class 25,125 and 250 ASME16.1

Pipe Flanged and Flanged Fittings NPS ½ through NPS 24 ASME16.5

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

Metallic Gaskets for Flanges: Ring Joint, Spiral-Wound and Jacketed ASME B16.20

Nonmetallic Flat Gaskets for Pipe Flanges ASME B16.21

Buttwelding Ends ASME B16.25

Valves-Flanged, Threaded and Welding Ende ASME B16.34

Large Diameter Steel Flanges:NPS 26 Through NPS 60 ASME B16.47

Square, Hex, Heavy Hex, and Askew Head Bolts and Hex, Heavy Hex, Hex Flange, Lobed Head, and Lag Screws (Inch Series)

ASME B18.2.1

Nuts for General Applications: Machine Screw Nuts, Hex, Square, Hex Flange, and Coupling Nuts (Inch Series)

ASME B18.2.2

Process Piping ASME B31.3

Welded and Seamless Wrought Steel Pipe ASME B36.10M

Specification for Horizontal End Suction Centrifugal Pumps for Chemical Process

ASME B73.1-2001

API: America Petroleum Institute

Welded Steel Tanks for Oil Storage API-STD-650

Shell-and-Tube Heat Exchangers API-660

Specification for Filed Welded Tanks for Storage of Production Liquids API 12D




PDVSA



Venting atmospheric and low-pressure storage tanks (non refrigerated and refrigerated)

API-STD-2000

Specification for line pipe API-SPEC-5L

Centrifugal Pumps for Petroleum, Petrochemical and Natural Gas Industries

API-610

Positive Displacement Pumps-Reciprocating API-674

Positive Displacement Pumps-Rotary API-676

ASTM : American Society for Testing and Materials

Standard Specifications for Structural Steel A36

Welded and Seamless Steel Pipe A53

Standard Specification for Carbon Steel Forgings for Piping Applications

A105

Seamless Carbon Steel Pipe for High Temperature Service A106

Alloy Steel Bolting A193

Carbon and Alloy Steel Bolts A194

Standard Specification for Piping Fittings of Wrought Carbon Steel and Alloy Steel for Moderate and High Temperature Service.

ASTM A234

NFPA: National Fire Protection Association

Flammable and Combustible Code. NFPA-30

Standard for the Prevention of Furnace Explosions/Implosions in Multiple Burner Boilers

NFPA-8502

Standard on Heat Recovery Steam Generator Systems NFPA-8506

TEMA: Tubular Exchanger Manufacturers Association

12.3.1.Marco Legal Ambiental

A continuación se mencionan las normas y decretos de obligatorio cumplimiento que

sustentan el marco legal ambiental aplicable:

Ley Orgánica del Ambiente, 1979.

Ley Penal del Ambiente, 1992.

Decreto 2.212 “Normas Sobre Movimiento de Tierra y Conservación Ambiental”.

Decreto 2.219 “Normas para regular la afectación de los recursos naturales renovables

asociada a la explotación y extracción de minerales”.

Decreto Nº 1.257 del 13 de Marzo de 1996. “Normas sobre Evaluación Ambiental de

Actividades Susceptibles de Degradar el Ambiente”.




PDVSA


Decreto Nº 638 de fecha 26 de Abril de 1995, Normas sobre la Calidad del Aire y Control de

la Contaminación Atmosférica.

Ley Orgánica de Prevención, Condiciones y Medio Ambiente de Trabajo (LOPCYMAT).

12.4. SISTEMA DE UNIDADES

La unidad de medida de este proyecto es el sistema métrico (Metro/Kg/Seg). Se exceptúa del

uso del referido sistema, los diámetros de las tuberías, dimensiones de boquillas, tamaño de

válvulas y otros elementos relacionados con tuberías, incluyendo tolerancia de corrosión; los

cuales se indicaran según la norma ASME (pulgadas).

A continuación se indican las unidades a ser utilizadas en el proyecto, para cada tipo de

medición:

Tabla Nº 22. Sistema de UnidadesMEDICIÓN SISTEMA DE UNIDADES

Longitud m, mm

Peso (Masa) kg, ton

Temperatura °F

Presión :

Absoluta

Manométrica

psia

psig

Volumen :

Líquidos

Gases

m3

m3 , KP

Flujo :

Líquido

Gases

m3/h, kg/h, kg/s

m3/h, kg/h, kg/s

Potencia hp

Velocidad m/s, km/h

Tiempo h, min., s

Densidad kg/m3

12.5. CRITERIOS DE DISEÑO

Para el diseño de los arreglos de tuberías, conexiones, instalación de válvulas y ubicación de

soportes, se tomará en cuenta lo establecido en este documento y los requerimientos para la

fácil operación y mantenimiento de los equipos asociados a los sistemas de tubería.




PDVSA


Asimismo, para el diseño de los equipos dinámicos y estáticos se deberá tomar en cuenta lo

indicado en este documento y en las especificaciones del proyecto.

El aspecto de seguridad estará acorde con lo indicado en las normas PDVSA Nº 90622.1.001

“Guías de Seguridad en Diseño” y PDVSA IR-S-01 “Filosofía de Diseño Seguro”.

12.5.1. Selección de Equipos

Se realizará el diseño y la selección de los equipos, de tal manera que sus capacidades y

características físicas sean similares a la de los equipos existentes en otras estaciones de esa

área de producción, cumpliendo con todos los requerimientos y características señaladas en

las especificaciones respectivas, a objeto de homologar equipos, optimar los inventarios de

repuestos, la pericia de operación, la rotación y el mantenimiento.

Todos los equipos serán especificados para operar con los Niveles de Ruido establecidos en

la Norma PDVSA-SN-252: Control de Ruidos en Equipos.

12.5.2. Ubicación de Equipos

Los equipos deben ser ubicados conforme a las Normas PDVSA IR-M-01: Separación entre

Equipos e Instalaciones y PDVSA IR-M-02: Ubicación de Equipos e Instalaciones con Relación

a Terceros, considerando accesos que permitan una operación y mantenimiento de forma

segura.

12.5.3. Sistema de Tuberías

El diseño de los sistemas de tuberías será realizado de acuerdo con la Norma PDVSA H-

251 "Requisitos para Diseño de Tuberías de Proceso y Servicio en Refinerías".

Los materiales a ser utilizados serán, en lo posible, de fácil adquisición en el mercado

venezolano, con el fin de agilizar las compras y reposiciones.

Se evitará el uso de diámetros no comerciales, por ejemplo: 1 ½″; 2 ½″; 5″ 14″; 18″; 22″ y

34″, salvo para conexiones a tuberías o equipos existentes.

Todas las líneas cuyo diámetro nominal sea mayor o igual a 2 pulgadas, serán soldadas a

tope (Butt Weld).

La preparación de los extremos soldables a tope serán según ASME B16.25 “Butt Welding

Ends”.




PDVSA


Todas las líneas cuyo diámetro nominal sea menor a 2 pulgadas, serán de extremos planos

para soldar a accesorios tipo enchufe (Socket-Weld) o roscados según la clase de tubería

aplicable (Piping Class).

Para sistemas totalmente soldados particularmente en tuberías de diámetro menores a 2

pulgadas, deberá considerarse la colocación de suficientes bridas para permitir el

reemplazo de líneas cuando se espere que ocurra corrosión, erosión o taponamiento.

Dentro de la planta se evitará la colocación de tuberías enterradas, con el fin de facilitar las

labores de inspección de equipos y tuberías; salvo en aquellos casos en los cuales sea

inevitable, tales como líneas de drenaje, cruce de vías, etc.

12.5.4. Presión de Diseño y Temperatura de Diseño

Los sistemas de tuberías se diseñarán para las condiciones de presión y temperatura más

severas que coincidan en un momento dado, según las normas PDVSA H-221 “Materiales

para Tuberías” y PDVSA H-251 “Requerimientos para el Diseño de Tuberías de Proceso y

Servicio”, basándose en las siguientes consideraciones establecidos en Norma PDVSA MDP-

012-01 “Temperatura y Presión de Diseño”:

La presión de diseño es la máxima presión interna o externa utilizada para determinar el

espesor mínimo de tuberías. Este valor está normalmente basado en la presión de

operación máxima (POM) y generalmente se selecciona como el mayor valor numérico

entre:

- 110% de la presión máxima de operación (110 % de POM)

- Presión Máxima de operación más 25 psig. (POM + 25 psig)

Temperatura de Diseño = Temperatura de Operación + 50° F

El diseño de tuberías y su fabricación se realizará según el código ASME B31.3 “Process

Piping” y debe efectuarse para las condiciones de operación más exigentes de presión y

temperatura, tomando en cuenta los siguientes factores:

- Presión de diseño del equipo al que se conecta.

- Presión de disparo de la válvula de seguridad que protege al sistema.

- El criterio de la presión de diseño, será aplicable desde la fuente hasta la última válvula,

antes de entrar al equipo de menor presión.




PDVSA


12.5.5. Espesor de Tubería

El espesor de tubería será según lo especificado en el Párrafo 304 del Código ASME B31.3

“Process Piping”, descrita en la siguiente ecuación:

Donde:t: Espesor de pared por presión de diseño (in)

tm: Espesor de pared mínimo requerido, incluyendo tolerancias mecánicas por corrosión y por erosión (in)tc: Espesor de pared comercial (in)

Presión de diseño manométrica (psig)

Diámetro externo de la tubería (in)

Esfuerzo permisible (psi) para tuberías de Acero al Carbono (Tabla A-1, ASME B31.3)

Factor de calidad según tipo de fabricación (Tabla A-1B, ASME B31.3)

Coeficiente = 0.4 (Tabla 304.1.1, ASME B31.3)

Espesor por corrosión = 0.0625 in

El espesor de pared estará sujeto a la descripción de la “Especificación de Tuberías, Válvulas

y Accesorios”, contemplando la corrosión permisible y la tolerancia del fabricante, además del

espesor (en pulgadas) requerido para las condiciones de diseño.

12.5.6. Sobre-Espesor por Corrosión en Tuberías

En el cálculo del espesor de tubería en planta se deberá considerar el sobre espesor por

corrosión, para cada servicio en particular, según lo indicado en la norma PDVSA H-221

“Materiales para Tuberías”.




PDVSA


12.5.7. Selección y Clasificación de Materiales

Para este Proyecto la selección de materiales se basará según lo indicado en las Normas

PDVSA H-221 “Materiales para Tuberías” y PDVSA HB-202 “Piping Material Specifications –

Line Class Index”, aplicables para el servicio de la tubería dentro de las instalaciones, según la

presión y temperatura de diseño de las mismas.

Para la selección y clasificación de materiales de los sistemas de tuberías, se tomarán en

cuenta los siguientes parámetros:

Servicio.

Presión de Diseño.

Temperatura de Diseño.

Espesor mínimo permitido por corrosión.

12.5.8. Rutas de Tuberías

Las rutas de las tuberías deben ser diseñadas de la forma más ordenada y directa posible,

teniendo como base lo establecido en los planos de ruta. Para cumplir con este objetivo se

tomaran en cuenta las siguientes consideraciones:

Siempre que se pueda las tuberías serán dispuestas de forma que sigan la trayectoria más

simple y expedita posible. Deberán contar con un número mínimo de accesorios, que

permitan cumplir con los criterios para expansión y flexibilidad, considerando el paso de

herramientas donde se requiera. Deberán dejarse espacios de acceso para grúas y otra

maquinaria alrededor para el momento en que éstas se vayan a desmantelar.

Las tuberías deben mantener una dirección norte-sur y este-oeste de acuerdo a la

cuadrícula de construcción, cuidando de cambiar de elevación, al cambiar de orientación,

siempre que se pueda.

Las tuberías fuera del rack de tuberías deben seguir una dirección paralela a éstas, siempre

que sea posible.

Se evitaran extremos muertos y bolsillos en las líneas.

Las tuberías enterradas serán protegidas contra la corrosión, según se especifica en la

norma PDVSA CPV-M-E-08000 “Revestimiento para Tuberías”.

No se permite el tendido de tuberías enterradas dentro de planta, a menos que se trate de

cruces de vías de acceso o en diques de contención.




PDVSA


Las juntas de campo podrán ser revestidas con mangas termo contráctiles, aprobadas

según la Norma PDVSA EM-04-11-01”Mangas Termocontractiles para Protección de Juntas

y/o Reparaciones de Revestimientos de Tuberías Metálicas”, haciéndoles solapar en su

aplicación con un mínimo de 10 cm por encima del revestimiento existente y alrededor de la

junta.

Las interconexiones o Ties – In se realizarán en frío o en caliente de acuerdo a los

requerimientos del proceso y según lo indicado por PDVSA. Se preferirá conexiones en frio.

Las conexiones soldadas con la tubería deberán ser diseñadas en forma tal que el ángulo

de intersección entre el cabezal y el ramal no sea menor de 45º.

12.5.9. Accesorios de Tuberías

Para servicio de proceso, se utilizarán bridas de cuello soldable y cara saliente (Welding

Neck, Raised Fase: WN, RF). Para tuberías de diámetro 2 pulgadas o mayor, el espesor del

cuello de la brida será igual al espesor de la tubería.

Las dimensiones de los accesorios deben estar de acuerdo al ASME B16.9 hasta 24

pulgadas.

Todos los Codos de 90° serán de Radio Largo, a menos que lo impida el espacio para

instalación.

Los accesorios para diámetros mayores o iguales a 2 pulgadas, serán con extremos

biselados para soldar.

Los accesorios para diámetro menor a 2 pulgadas, serán del tipo enchufe para soldar

(socket-Weld).

Las dimensiones de los accesorios bridados deben estar de acuerdo al ASME B16.5 hasta

24 pulgadas.

El uso de bridas en las tuberías estará limitado a las conexiones de equipos y válvulas.

Las empacaduras a ser usadas deben ser de un material que no afecte la naturaleza del

fluido y capaces de soportar las presiones y temperaturas del fluido, esto según lo

establece la Norma PDVSA H-221 y PDVSA HB-202 “Piping Material Specifications – Line

Class Index”.

Los esparrágos y tuercas para bridas deben cumplir la norma ASME B18.2.1 y B18.2.2,

respectivamente. Las tuercas deben ser de la serie Pesada Hexagonal Americana.




PDVSA


12.5.10.Válvulas

Las válvulas en las líneas de succión tendrán el tamaño de la línea, al igual que las válvulas

de retención y bloqueo de la descarga. En ningún caso el diámetro de las válvulas será

menor al de las líneas.

Las válvulas estarán ubicadas de acuerdo a la Especificación de Ingeniería PDVSA H-251

“Process and Utility Piping Design Requirements”. Adicionalmente, se consideran los

siguientes puntos:

- Para acceso y espacios de válvulas en general se considerara, la guía de Ingeniería

PDVSA 10605.1.750 “Accesibilidad y Espacio para Válvulas”

- Las palancas o volantes de apertura y cierre de las válvulas estarán instaladas

normalmente hacia arriba, pero también se aceptan en forma horizontal. La localización de

las palancas o vástagos de las válvulas no deberá obstruir pasillos, plataformas y/o vías de

acceso para operación y mantenimiento.

- La clasificación (rating) de las válvulas será de acuerdo con la clasificación de la línea.

- Las válvulas de desvío (By Pass), toda la tubería y accesorios, serán de la misma clase que

la válvula principal.

- Se usarán válvulas de globo donde el servicio requiera regulación.

- Cuando se conecte una línea con otra de especificación más exigente, la línea de conexión

de las tuberías deberá ser del material de especificación más exigente entre las líneas que

se conectan, hasta la brida más alejada de la primera válvula que conecta dichas líneas.

- El material de la especificación más exigente debe ser usado para los desvíos (By Pass) de

equipos o válvulas reductoras de presión.

- Las válvulas de bloqueo, después de válvulas de reducción de presión deberán ser del

rating de la especificación más exigente.

- Para servicio de gas se usarán válvulas de bola, a menos que por requerimiento de

procesos se indique otro tipo de válvula.

- Las válvulas pueden ser bridadas o de enchufe soldado, de acuerdo a su diámetro nominal,

utilización, mantenimiento requerido y a la clase seleccionada.

- Todas las válvulas instaladas para conexiones futuras o ampliación deberán ser equipadas

con bridas ciegas o tapones.

- Cuando exista una alta diferencia de presión a través de una válvula en posición cerrada,

se debe instalar un desvío (By Pass) para la igualación de presión, el mismo será indicado

en los Diagramas de Tubería e Instrumentación.




PDVSA


- En general, las válvulas de bloqueo en líneas de proceso serán del tipo bola y diseñadas a

prueba de fuego.

- Las válvulas de compuerta o tapón serán usadas para líneas de proceso solo cuando lo

especifiquen los Diagramas de Tuberías e Instrumentación (DTI).

12.5.11.Instalación de Bridas

Se usarán uniones bridas en los siguientes casos:

Se utilizarán Bridas de cuellos soldable de cara saliente (Welding Neck (WN), Raised Face

(RF) para los sistemas ANSI 150.

El número de bridas en el sistema de tuberías deberá ser el mínimo necesario. Deben ser

instaladas sólo para facilitar la instalación de tuberías nuevas en equipos y tuberías

existentes, mantenimiento, prueba hidrostática y propósitos de inspección.

Para sistemas totalmente soldados, particularmente en tuberías de diámetro pequeño,

deberá considerarse la colocación de suficientes bridas ubicadas donde sea posible el

mantenimiento, para permitir el reemplazo de líneas cuando se espere que ocurra

corrosión, erosión o taponamiento.

Conexiones con válvulas y equipos que lo requieran.

Secciones de tuberías que requieren remoción constante por razones de mantenimiento.

La instalación de las bridas deberá cumplir con los códigos ASME B16.5 “Pipe Flanges and

Flanged Fittings”.

12.5.12.Empaquetadura

Las empaquetaduras para acoples con bridas deben cumplir con la norma ASME B16.21. Los

tamaños y limitación en acoples con bridas deben cumplir con lo indicado en la norma ASME

B16.5, Apéndice E.

12.5.13.Espárragos

El material de los pernos debe cumplir con lo indicado en la norma ASTM A193 Gr. B16.

El material de las tuercas debe cumplir con lo indicado en la norma ASTM A194 Gr. 2H.

Los pernos y tuercas para bridas deben cumplir con la norma ASME B18.2. Las tolerancias

deben ser Clase 2A y 2B para pernos y tuercas respectivamente. Las tuercas para pernos y

espárragos deben ser de la serie Pesada Hexagonal Americana. Cuando se especifiquen

espárragos A193 Gr. B16, deben ajustarse a las condiciones de temperatura del fluido.




PDVSA


La longitud de los espárragos se considera como la distancia entre los puntos extremos.

12.5.14.Disposiciones para Expansión y Flexibilidad

Todas las líneas nuevas, deberán ser “examinadas visualmente” desde el punto de vista de

flexibilidad, a fin de determinar posibles concentraciones de esfuerzos en accesorios de

tuberías, soportes demasiado cargados, etc.

Los sistemas de tuberías deben estar diseñados de tal manera que:

No fallen debido a los esfuerzos de expansión térmica.

No se sobrecarguen y causen fugas por las bridas.

No se coloquen soportes que restrinjan el movimiento de las tuberías nuevas a instalar.

Las disposiciones para expansión y contracciones térmicas deberán ser consideradas para

todas las líneas de acuerdo al análisis de flexibilidad correspondiente, si se requiere.

Todas las tuberías estarán soportadas adecuadamente para prevenir fuerzas excesivas

debido a la expansión y vibración del equipo.

Los lazos de expansión serán incluidos en el diseño solamente cuando los requerimientos de

flexibilidad no puedan ser cubiertos por la configuración de la tubería.

12.5.15.Conexiones a Ramales

Las conexiones soldadas con la tubería estarán diseñadas en forma tal que el ángulo de

intersección entre la tubería principal y el ramal deberá ser de 90° ó 45° pero nunca menor

que este último.

Las conexiones tubo a tubo serán usadas únicamente cuando así lo indique la Especificación

de Tuberías, Válvulas y Accesorios, según Norma PDVSA H-221 Materiales para Tuberías en

el punto 9 “consideraciones generales para conexiones de derivaciones” anexo D en la tabla

según indique el servicio.

12.5.16.Cambio de Especificación

Cuando un sistema de tuberías conforme a una especificación de presión-temperatura, se

conecta a otro sistema de una clasificación mayor, esta última prevalece incluyendo cualquier

de las siguientes situaciones que ocurran en las líneas de menor clasificación:

La primera válvula de bloqueo (y/o válvula de retención cuando sea usada).GERENCIA DE INGENIERÍA Y PROYECTOS DE



PDVSA


Las válvulas de bloqueo a ambos lados de las válvulas de control y la válvula de control de

desvío (By Pass).

La válvula de bloqueo que le sigue a las válvulas reductoras de presión.

El límite o ubicación del cambio de especificación debe indicarse en los planos en el cordón de

soldadura próximo a la conexión.

12.5.17.Reductores

Las reducciones en el diámetro de las líneas serán efectuadas como se indica en la siguiente

tabla:

Tabla Nº 23. ReduccionesDiámetro D (pulg.) Accesorios

D 2” Soldado a Tope

½ ” < D < 2”Soldado a Enchufe o Roscado (tipo cuello de botella - swage)

12.5.18.Conexiones para Venteos y Drenajes

Se colocarán conexiones de venteo y drenaje, en los puntos altos y bajos de líneas, con

tamaño de diámetro de ¾ pulg. (19,05 mm) a 1½ pulg. (38,10 mm) enchufe soldado (SW),

según el diámetro de la tubería principal, de acuerdo a la norma PDVSA H-221 “Materiales

para Tuberías” en el punto 9 “consideraciones generales para conexiones de derivaciones”

anexo D en la tabla según indique el servicio.

En general el venteo y drenaje se logrará a través de los recipientes y/o conexiones del

equipo.

El venteo se ubicará en tuberías elevadas y el drenaje se ubicará en la tubería inferior del

recipiente cuando no existan válvulas o bridas ciegas para los venteos o conexiones de

drenaje de los recipientes.

Se instalarán venteos con tapón (sin válvula) en puntos altos para realizar las pruebas

hidrostáticas.

Se deben instalar válvulas de drenajes en los puntos bajos de todas las tuberías.

El diámetro mínimo de las conexiones de venteos y drenajes deben ser de 3/4 de pulgada a

menos que se indique otra cosa en los planos de tubería o diagramas de flujo.GERENCIA DE INGENIERÍA Y PROYECTOS DE



PDVSA


Se debe instalar un desagüe de 3/4 de pulgada de diámetro aguas arriba por cada válvula de

control, situado entre la válvula de cierre y la válvula de control.

12.5.19.Puntos de Interconexión

Dada las condiciones de la instalación a construir, las conexiones con tuberías existentes se

realizarán tal como se indica a continuación:

La designación y simbología de los puntos de interconexión Tie-Ins como lo indica la Norma

PDVSA L-TP-1.2 “Simbología para planos de proceso” será de la siguiente manera:

Donde:

T: Tie-In (Punto de conexión).XX: Secuencia de Numeración

En caso de eliminación de Tie-Ins, líneas, instrumentos, etc., el número no deberá ser

reutilizado.

Para evitar paradas de planta, de ser necesarias, las interconexiones en las líneas principales

deberán realizarse mediante “hot tapping” y “by-pass” temporales, utilizando accesorios

“stopple fitting” o “split tee”.

12.5.20.Soporte de Tuberías

Para los estándares de soportes para tuberías ver los Criterios de Diseño de Soportes para

Tubería PDVSA HG-251.

Los soportes se colocarán a mínima distancia de los cambios de dirección siempre y cuando

cumplan con los requerimientos de flexibilidad. Donde sea posible, la tubería debe tenderse

sobre soportes existentes con el fin de reducir costos de soporte.

La capacidad de carga de los soportes existentes debe ser evaluada, para asegurarse de que

puede soportar la carga adicional de las tuberías nuevas.




PDVSA


Los soportes de tubería deberán mostrarse en los planos isométricos de tuberías y planos de

planta.

Las estructuras o soportes de tubería deberán ser capaces de resistir el peso de las tuberías

cargadas con agua durante el tiempo que duren las pruebas hidrostáticas de las mismas.

Serán excepciones, aquellos casos en que las tuberías sean probadas previamente a su

instalación.

12.5.21.Ensayos No destructivos

Se deberán realizar inspecciones y ensayos en las soldaduras indicadas según los criterios

definidos en ASME B31.3 “Process Piping”, y ASME Section V “Non Destructive Examination”,

además se deberá cumplir con los procedimientos especificados en PDVSA PI-02-02-01

“Radiografía Industrial”, PI-02-05-01 “Ensayo de Líquidos Penetrantes Visibles y Removibles

con Solvente” y PI-02-05-07 “Ensayo de Líquidos Penetrantes Mediante el Medio Soluble en

Agua (Acuoso)”.

12.5.22.Pruebas Hidrostática al Sistema de Tuberías

Se realizarán pruebas hidrostáticas en los sistemas de tuberías nuevos, para verificar la

existencia de fugas y hermeticidad del sistema. Estas pruebas se realizarán según el

procedimiento estipulado en el manual PDVSA PI–02–08–01 “Pruebas Hidrostáticas y

Neumáticas para Sistemas de Tuberías” y ASME B31.3 “Process Piping”.

La prueba hidrostática será 1,5 veces la Presión de Diseño de la tubería.

12.5.23.Pintura y Revestimiento Externo

Los requerimientos de pintura para las tuberías, serán de acuerdo a lo establecido en el Manual “Especificaciones Normales para Construcciones de Proyectos de Infraestructura (ENCPI)”, Sección 04 y para Tuberías Superficiales PDVSA O-201 “Selección y Especificaciones de Aplicación de Sistemas Protectivos de Pinturas”.

12.5.24.Identificación y Numeración de las Líneas

Para la identificación y numeración de las tuberías asociadas al proyecto, serán identificadas de acuerdo con la Norma PDVSA L-TP-1.3 “Identificación de Equipos, Tuberías de Proceso e Instrumentos”.




PDVSA


El sistema para identificar y numerar tuberías es como sigue:

12.5.25.Designación de Servicios para Líneas

Para la designación de los servicios de las tuberías se seguirá la siguiente abreviatura, de

acuerdo a lo establecido en la Norma PDVSA L-TP-1.3 “Identificación de Equipos, Tuberías de

Proceso e Instrumentos”:

AV: Venteo a la Atmósfera

SV: Válvula de Seguridad a la Atmósfera

FW: Agua Contra Incendio

AI: Aire para Instrumento

P: Fluido de Proceso

OD: Drenaje Aceitoso

12.5.26.Identificación y Numeración de las Válvulas

Para la identificación y numeración de las válvulas como lo indica la Norma PDVSA L-TP-1.2

“Simbología para planos de proceso” será de la siguiente manera:




XXXX –XXX –X–XX–XX–XXX–XXX–XX

Campo 1: Nombre de la PlantaCampo 2: Código que identifica la Sección / SistemaCampo 3: Dígito que identifica el Número de TrenCampo 4: Diámetro Nominal o Tamaño Nominal de la TuberíaCampo 5: Código de Identificación del ServicioCampo 6: Número consecutivo de cada ServicioCampo 7: Código del Material de la tuberíaCampo 8: Código de Aislamiento Térmico

PDVSA


12.5.27.Designación del Tipo de Válvulas.

Para la designación del tipo de válvula se seguirá la siguiente abreviatura, de acuerdo a lo

establecido en la Norma PDVSA L-TP-1.3 “Identificacion de Equipos, Tuberias de Proceso e

Instrumentos”.

VC: Válvula Compuerta

VB: Válvula de Bola

VR: Válvula de Retención

VT: Válvula Tapón

VG: Válvula de Globo

12.5.28.Tanques Atmosféricos

Los tanques de almacenamiento de combustible líquido serán dos (02) tanques cilíndricos,

metálicos, atmosféricos, de 1500 BBL c/u, según requerimientos de PDVSA.

Los tanques atmosféricos serán diseñados y construidos conforme a la especificación API-650

y PDVSA F-201 Atmosferic Storage Tanks.

El tanque deberá tener todas las superficies externas de acero al carbono, exceptuando las

superficies maquinadas, revestidas con una capa de fondo anticorrosivo y una capa de

acabado final, como mínimo.

Los tanques estarán provistos con todos los sistemas de seguridad y control de riesgos de

acuerdo con el estándar NFPA 30 y las normas venezolanas COVENIN para protección y

prevención de incendios.




PDVSA


Para los efectos sísmicos, en el diseño de los tanques se utilizará la especificación PDVSA FJ-

251 “Diseño Sísmico de Tanques Metálicos”.

Un aforador de escotilla de 20 cm. (8”) será operado con el pie, los accesorios para venteo

normal y de emergencia serán diseñados de acuerdo a la norma API STD 2000.

12.5.29.Criterios para la Especificación de Materiales de Fabricación

El material para el cuerpo del tanque será acero al carbono calidad ASTM A-36 o similar.

Los esfuerzos permisibles se obtendrán de la norma API 650, Tabla 2-2 Acceptable Grades of

Plate Material Produced to National Standards.

La fabricación se realizará con láminas de acero al carbono y se utilizará una tolerancia

mínima a la corrosión de 1/16 pulgadas (0.0625 pulgadas) ó de acuerdo a lo indicado en la

norma API 650.

Las paredes del tanque deberán tener todas las superficies externas de acero al carbono,

exceptuando las superficies maquinadas, revestidas con una capa de fondo anticorrosivo y

una capa de acabado final, como mínimo.

Las planchas del cuerpo deben cumplir con los requisitos de impacto especificado en las

Normas API 650 respectivamente para la combinación correspondiente de tipo de acero,

espesor y temperatura de diseño de material.

La temperatura de diseño del metal usada junto con la prueba de impacto debe ser la menor

de las siguientes temperaturas:

La Temperatura atmosférica diaria promedio más baja, + 8° C

La temperatura de la prueba hidrostática.

12.5.30.Diseño de la Pared del Tanque

De acuerdo con las normas API-650 sección 3.6.3 y PDVSA F-201 sección 3.6.1.9, este

diseño se debe realizar por el Cálculo del Espesor por el Método por un (1) pie, el cual

considera una sección transversal ubicada a un (1) pie (30,48 cm) por debajo de la unión de

cada anillo.




PDVSA


El espesor de la plancha del cuerpo se obtendrá según la norma API 650, párrafo 3.6.3, estos

espesores deberán cumplir con la especificación PDVSA FJ-251.

El espesor mínimo no debe ser menor que el espesor mínimo requerido en la norma API 650

párrafo 3.6.1.1.

En ningún caso se aceptará que el espesor de las láminas de un anillo de la pared del tanque

sea menor que el correspondiente a las láminas del anillo superior.

Todas las juntas longitudinales y circunferenciales de láminas deberán hacerse con

soldaduras de penetración de fusión completa.

Los ángulos del tope deberán unirse a las láminas de la pared del tanque mediante juntas a

tope dobles, excepto para tanques abiertos, donde se permitirán las juntas alternas según la

norma API 650, Fig. 3.2.

No se permitirá el uso de soldadura a tope de un solo pase.

El tanque será provisto de una escalera lateral de contorno de acuerdo a API 650 Tabla 3-20.

Las escaleras estarán dotadas de pasamanos a lo largo de todos los lados libres, excepto en

la entrada. Igualmente, debe colocarse en el último anillo del tanque una plataforma perimetral

con sus respectivos pasamanos.

12.5.31.Diseño del Fondo del Tanque

Los requisitos para el diseño del fondo del tanque son los siguientes:

Según API 650, WELDED STELL TANKS FOR OIL STORAGE (Párrafo 3.4.1), el cual

considera que el espesor de las laminas de fondo no debe ser menor a 1/4 pulg., sin incluir

el espesor por corrosión.

Las planchas del fondo deberán tener dos pases de soldadura.

La placa anular se diseñara de acuerdo a API 650, WELDED STELL TANKS FOR OIL

STORAGE (Párrafo 3.5.2). Con el espesor nominal y el esfuerzo de prueba hidrostática de

la lámina del primer anillo se determinará de la tabla 3-1, sección 3.6.1.1 del API 650. Al

espesor calculado por la tabla se le adiciona el espesor por corrosión admisible.

En ningún caso el ancho de la plancha anular será menor al calculado en la norma API 650,

Párrafo 3.5.2




PDVSA


Las planchas del fondo deben ser soldadas a tope (butt welded) con penetración y fusión

completa de acuerdo la norma API 650, párrafo 3.1.5.6. El fondo del tanque debe

sobresalir 5 cm (2 pulgadas) del cuerpo del tanque.

El tamaño mínimo de las soldaduras de filete para las juntas pared/ fondo deberá ser igual

al espesor de las planchas del fondo o según la norma API 650, Párrafo 3.1.5.7,

escogiéndose el mayor.

No se permitirá el solape de cuatro planchas en el fondo del tanque, a menos que sea

aprobado por el Representante de PDVSA.

12.5.32.Diseño del Techo del Tanque

El techo del tanque deberá ser diseñado de acuerdo a la norma API 650 y su apéndice

respectivo dependiendo del tipo de techo, el cual será indicado en las hojas de datos del

equipo. El techo debe ser diseñado e instalado de tal forma que se evite la filtración de

agua de lluvia y además se debe garantizar la estanqueidad del tanque. EL CONTRATISTA

puede suministrar alternativas para el diseño del techo del tanque si las considera más

idóneas para su servicio. En caso de existir varias opciones, se deberá señalar las ventajas

y desventajas de cada una, indicando sus respectivos costos y mostrándolas como

alternativas separadas del precio base sometido en la oferta.

Se deberá utilizar como mínimo 1,5 mm. (1/16”) de sobreespesor por corrosión, tanto para

las láminas del techo, como para el ala y alma de las vigas principales y de arriostramiento

que las soportan.

La porción horizontal del ángulo de soporte del techo deberá instalarse hacia adentro.

La soldadura de la unión entre el techo fijo y el cuerpo, deberá ser una soldadura débil

según se especifica en el API 650 sección 3.10.2.

El techo deberá tener una pendiente mínima del 6%.

Los Tanques de techo fijo incluye los tanques construidos con acero al carbono o aceros

aleados, de diversos tamaños y capacidades, de paredes cilíndrica y verticales, diseñados

para almacenar líquidos y trabajar a presiones próximas a la atmosférica o presiones

inferiores a 1,0 Kgf/cm2 (14,22 psi), según sea el código de diseño, el techo para estos

tanques deberán ser tipo fijo, cónico soportado.

12.5.33.Orificios

Todos los orificios para conexiones ubicados en la pared del tanque incluyendo las bocas

de visita y accesorios para limpieza, deberán cumplir con los requisitos de las normas API




PDVSA


650, respectivamente; excepto que todas las conexiones deberán unirse al cuerpo mediante

soldadura de penetración completa.

Cuando se requieran accesorios tales como boca de visita, bisagras, asas, rigirizadores de

anillo, etc, se ajustarán a la práctica y experiencia del Proveedor, a menos que se indique

algo distinto en los planos o en las normas API.

El cálculo de los refuerzos estructurales en las aberturas u orificios de las planchas de

pared y techo, serán responsabilidad del Proveedor y/o Contratista.

En caso de que los planos indiquen datos de refuerzos estructurales, éstos se considerarán

como valores mínimos.

Los esfuerzos locales que ocurren en los accesorios del tanque, debido a agitadores y a las

tuberías externas deberán calcularse y deberán proveerse el refuerzo estructural necesario,

para prevenir la ocurrencia de esfuerzos locales excesivos.

Todas las conexiones del tanque mayores o iguales a 50 mm (2 pulg.) serán mediante

bridas.

El eje de las conexiones de brida (que pasa por el centro de dos (2) huecos de la brida)

ubicadas sobre las planchas de pared deberá orientarse a la línea central vertical del

tanque.

El eje de las conexiones de bridas ubicadas sobre el techo deberá orientarse

perpendicularmente a las líneas radiales centrales del tanque.

No se permitirá el uso de conexiones menores de 19 mm (3/4 pulg.).

De acuerdo a la norma PDVSA F-201 Atmosferic Storage Tanks. la cantidad de bocas de

visita, de tamaño nominal (61 cms. (24 pulg.) ubicadas en paredes y techos, se muestra en

la Tabla Nº 24 al menos que se especifique algo distinto.

Tabla Nº 24. Número de Bocas de Visitas en Función al Diámetro Interno del Tanque

Diámetro interno del tanque(metros)

Cantidad de Bocas de Visita

Cuerpo Techo

Hasta 6 1 1

Mayor de 6 hasta 20 2 1Mayor de 20 hasta 40 3 2

Mayor de 40 4 2

Además de todas las conexiones requeridas para carga y descarga, los tanques de

almacenamiento deberán estar provistos como mínimo con las siguientes conexiones y

accesorios:

- Una conexión de drenaje como mínimo cumpliendo la norma API 650, fig. 3.16 y la tabla Nº

3.18.




PDVSA


- Grapas para conexiones eléctricas de puesta a tierra y protección catódica, conectadas a la

lámina de pared del tanque. Cualquier pasarela o escalera que no esté soldada al tanque

deberá ser conectada a tierra separadamente.

- Todos los orificios para conexiones ubicados en la pared del tanque, incluyendo las bocas

de visita y accesorios para limpieza deberán cumplir con el estándar API 650, excepto

aquellas que deberán unirse al cuerpo mediante soldadura de penetración completa.

- Los esfuerzos locales que ocurren en los accesorios del tanque deben calcularse y deberá

proveerse el refuerzo estructural necesario, para prevenir la ocurrencia de esfuerzo locales

excesivos.

Todas las boquillas del tanque deben estar provistas con válvulas de bloqueo. La boquilla

de drenaje de limpieza del tanque debe tener un ciego.

Todos los tanques tendrán una válvula de alivio de presión/vacío. Si adicionalmente, el

líquido almacenado es combustible y/o inflamable, se deberá colocar además: (1) Un

arresta-llamas integrado a la válvula de alivio de presión/vacío y (2) Una válvula de venteo

de emergencia.

12.5.34.Bombas

Toda las bombas deberán ajustarse a la última edición de la especificación API o ASME

(API 610, API 674 y API 676 ASME B73.1M) correspondiente con relación a diseño,

materiales, condiciones de trabajo y sellos mecánicos, según el tipo de bomba a

especificar.

Las bombas de trasegado de los camiones de abastecimiento de combustible líquido (Fuel

Oil, Gasoil y Cruda) a los tanques de almacenamiento serán dos (02) bombas rotativas tipo

tornillo (BCP), con capacidad de 220 GPM cada una de acuerdo con los requerimientos de

PDVSA.

Las bombas de alimentación de combustible líquido a las calderas serán dos (02) bombas

rotativas tipo tornillo (BCP), con capacidad de 36 GPM cada una de acuerdo con los

requerimientos de PDVSA.

Las áreas de bombas deben estar libres de tuberías por encima de éstas y minimizar las

rutas por los lados para permitir el mantenimiento y remoción de estos equipos.

No se deberán ubicar soportes ni riostras en forma de “X o K” en frente de las bombas y sus

accesorios que requieran mantenimiento mediante grúas.

Las bombas de proceso deberán diseñarse para una vida útil de 20 años y al menos 3 años

continuos de operación ininterrumpida.




PDVSA


Todas las bombas deberán diseñarse con un 20% adicional de la capacidad normal

requerida debe estar entre 110 y 120% de la altura a la capacidad nominal especificada

Las bombas serán accionadas por motores eléctricos según las normas, PDVSA N 251,

N 268, N 269 y PDVSA 90619.1.054.

En cada grupo de bombas deberá instalarse al menos una bomba de respaldo, a fin de

permitir labores de mantenimiento sin afectar la capacidad de operación del sistema.

El diámetro de la tubería de succión nunca deberá ser más pequeño que el diámetro de la

boquilla de succión de la bomba, y deberá ser más grande si fuera necesario.

Cuando un reductor montado horizontalmente está colocado entre la línea de succión y la

boquilla de la bomba horizontal dicho reductor deberá ser excéntrico, con la parte plana

hacia arriba.

Una válvula de bloqueo deberá preverse siempre en la línea de succión de las bombas.

Una válvula de retención (check) y una válvula de bloqueo deberán preverse siempre en la

línea de descarga. La válvula de retención deberá ser colocada entre la bomba y la válvula

de bloqueo como una protección en contra de sobre presiones y el posible regreso del flujo

en caso de interrupción con la válvula de bloqueo abierta.

12.5.35.Bombas Centrifugas

Toda bomba deberá ajustarse a la norma PDVSA GA-201, incluida la temperatura de

diseño de la carcasa según el punto 6.1 de esta norma. Con relación al diseño, materiales,

condiciones de trabajo y sellos mecánicos: específicamente, API 610, (el material de la

bomba deberá ajustarse a los especificado en el apéndice H y K de estas normas, API 610

ANSI B73.1M.

Las bombas se seleccionarán tomando en consideración los siguientes aspectos: flujos de

operación y diseño, cabezal requerido NPSH mínimo disponible, Tipo de Fluido,

variaciones en las propiedades de transporte y presencia de sólidos (Tamaño y cantidad).

Todas las bombas deberán especificarse como equipos completamente balanceados, con

la finalidad de que su funcionamiento no produzca vibraciones.

Las bombas y los equipos motrices serán diseñados para una operación continua a la

presión fijada en la válvula de alivio y a sobre – velocidad de disparo fijada en los equipos

motrices de velocidad variable.

Los cojinetes y engranajes externos deberán ser lubricados con aceite y serán

suministrados lubricadores del tipo de nivel constante.

Los sellos serán tipo mecánico según la norma. ASTM F1511 – 11. “Standard Specification

for Mechanical Seals for Shipboard Pump Applications”GERENCIA DE INGENIERÍA Y PROYECTOS DE



PDVSA


Las boquillas de succión y descarga deberán ser bridadas y deberán estar de acuerdo a los

siguientes requerimientos, según la Norma PDVSA GA-201.” Centrifugal Pumps”.

12.5.36.Bombas de Desplazamiento Positivo (Reciprocantes y Rotativas)

En caso de Bombas de desplazamiento positivo se debe proveer estos equipos de sus

respectivas válvulas de alivio para protección de los motores y accesorios instalados aguas

abajo de la descarga.

Para arranque de este tipo de equipos las líneas de succión y descarga contaran con una

recirculación.

Para el caso de diseño de bombas reciprocantes se seguirá la norma PDVSA GA 202 y API

674, considerándose los siguientes criterios adicionales:

- Debe instalarse en la línea de descarga una válvula de alivio ajustada a la presión de

diseño de dicha tubería.

- Se evaluará en el diseño el uso de amortiguadores de pulsación, en la succión y descarga

de las bombas.

- Para la succión, la pérdida de presión por aceleración es entre el amortiguador de

pulsaciones y la bomba más un 10% adicional, el cual corresponde a las pérdidas por

aceleración entre el recipiente de succión y dicho amortiguador de pulsaciones. Si no se

emplearan amortiguadores de pulsaciones, las pérdidas por aceleración se calcularían

tomando la longitud total de la línea de succión (PDVSA No. 90616.1.023).

- El flujo mínimo para protección de las bombas es del 30% del flujo de diseño del equipo.

Para el caso de diseño de bombas rotativas se seguirá la norma PDVSA GA 202 y API 676,

considerándose los siguientes criterios adicionales:

- Las bombas rotatorias serán del tipo acoplado. Los rotores de bombas montados sobre

extensiones del eje del motor no son aceptables.

- Cuando el líquido bombeado no sea adecuado para la lubricación, las bombas deberán ser

equipadas con cojinetes externos y engranajes sincronizadores.

- Se suministrarán sellos mecánicos para todos los servicios, a menos que no sean

permitidos por las condiciones de operación.

- Las bridas de sello serán de acero inoxidable y se suministrarán con conexiones para

inyección de vapor cuando se bombeen líquidos inflamables y tóxicos.

12.5.37.Intercambiadores de Calor de Tubo y Carcasa

- Los intercambiadores de carcasa y tubos se diseñan y fabrican de acuerdo a los estándares

de la Asociación de Fabricantes de Intercambiadores Tubulares (Tubular Exchanger GERENCIA DE INGENIERÍA Y PROYECTOS DE



PDVSA


Manufacturers Association “TEMA”) y al código ASME SECCION VIII Div. 1 “Boiler and

Pressure Vessels Code“, con las modificaciones indicadas en la norma PDVSA MID–EA–

201–PR: Shell and Tube Heat Exchange Equipment, tal cual lo establece la norma PDVSA

MDP–05–E–01: Transferencia de Calor Intercambiadores de Calor Principios Básicos, en la

sección 4.5.1.

- Los materiales deberán estar de acuerdo a las especificaciones tabuladas en los

estándares TUBULAR EXCHANGER MANUFACTURERS ASSOCIATION (TEMA) y todos

los materiales sujetos a presión interna o externa deberán estar también conforme con los

requerimientos del Código ASME Sección II “Material Specifications” y otros Códigos

mandatorios.

- Los componentes que soporten presión deberán ser del mismo material o similar al utilizado

para la construcción de la concha y los cabezales.

- La presión de diseño estará basada en la presión normal de operación, tomando en

consideración un incremento del 10 % o de 2,0 Kg. / cm2 (29,4 psi) (De las dos la mayor).

- Los esfuerzos debido a la expansión térmica se deberán analizar investigando la operación

normal en condiciones de servicio sucias y limpias para determinar la necesidad de usar

juntas de expansión.

- Para intercambiadores de placa tubular fija sin juntas de expansión, la diferencia entre la

temperatura promedio del metal de la carcasa y la temperatura promedio del metal de

cualquier paso de tubo no deberá exceder 28 °C (50 °F). Cuando esta diferencia sea

excedida, se deberá suministrar una junta de expansión.

- Se deberán diseñar soportes de extremos fijos para la fuerza total de arrastre del haz de

tubos (equivalente a 100 % del peso del haz de tubos aplicado al centroide).

- Los apoyos en la silla trasera y los soportes intermedios para unidades horizontales

deberán estar provistos de orificios alargados para permitir la expansión.

- El espesor de pared para tubos aleteados integrales se deberá medir desde el fondo de la

ranura.

- No se usará empacadura para sellar los deflectores longitudinales removibles.

- La tolerancia por corrosión para ambos lados debe ser como mínimo 1/8 pulg (norma

PDVSA MID–EA–201–PR: Shell and Tube Heat Exchange Equipment, sección 2.8.2).

- Los tamaños de las boquillas deberán ser indicadas por el fabricante en la hoja de datos del

intercambiador.

- Todas las conexiones deberán ser bridadas, el tamaño mínimo de la boquillas de conexión

serán de 2 pulgadas.




PDVSA


12.5.38.Unidades en Paquetes

Las unidades en paquete deben contener todos los componentes, accesorios y elementos

auxiliares necesarios para la correcta operación de la unidad. El arreglo de los

componentes debe garantizar un área adecuada de proceso para operaciones y

mantenimiento.

Todas las tuberías de servicio e interconexión se instalarán debidamente entre las partes

integrantes del paquete.

El paquete debe estar convenientemente instalado sobre una placa base de acero (Skid).

Todas las unidades de Paquetes cumplirán lo establecido en la Especificación PDVSA-PA-

201-P: “SKID-MOUNTED ASSEMBLIES” y con el Procedimiento de Ingeniería PDVSA L-

TP-2.2: “SPECIFYING PACKAGE UNITS”.

12.5.39.Sistema de Aire de Instrumentos.

Las especificaciones de calidad para el aire de instrumentos serán de acuerdo a la norma

API-550 “Installation of Refinery Instruments and Control Systems”.

El paquete de aire estará compuesto sin limitarse a ello por lo siguientes equipos:

Una (01) unidad compresora con un caudal aproximado 640 scfm a 124.7 psig., tipo tornillo,

pistón lubricado o tipo Scroll sin lubricación estos deben ser accionados por motor eléctrico

y montados sobre un Skid, una (01) unidad de secado de aire tipo frigorífico, con sus

respectivo prefiltro y post filtro, un (01) recipiente de aire seco para instrumentos,

instrumentación, paneles de control, tuberías, cables y demás accesorios.

Presiones de operación regulables a valores intermedios 8.6/7.0/4.0 bar (Máxima, media,

mínima).

La unidad compresora deberá, estar montadas sobre una base metálica de acero,

antivibratoria, y protegida con una cubierta metálica insonorizada. El panel de control de

cada unidad deberá ser suministrado montado sobre esta base metálica, con los

componentes eléctricos, y electrónicos, conectados hasta las regletas terminales del panel,

e interconectada con el tablero de control del sistema.




PDVSA


Las facilidades para la conexión a proceso de los instrumentos deberán cumplir con las

especificaciones de las tuberías y recipientes, según lo establecido en las normas PDVSA

K-300, HF-201, H-221 y API-RP-551.

Para líneas de distribución de aire demasiados largas, debe hacerse una revisión para

caídas de presión/100 pies en el punto más alejado.

Los materiales de construcción de tuberías para sistemas de aire se ajustarán a la Norma

PDVSA H-221”Materiales para Tuberías” y los materiales para los tubing de sistemas de

aire de instrumentos se ajustarán a la especificación PIP PCCIP001 “Design of Instrument

Air Systems”, según lo establece la Norma PDVSA K-341”Engineering Specification

Instrument Air System Criteria”.

Todos los equipos y arreglos de tuberías asociados al sistema de aire de instrumentos

deberán tener un acabado de color azul según norma PDVSA O-201 “Selección y

Especificaciones de Aplicación de Sistemas Anticorrosivos de Pinturas de Superficie y

Pintura”.

12.5.40.Sistema Contra Incendios

El sistema de recibo y almacenamiento de combustible líquido contarán con sistemas de

detección, alarma y extinción de incendios. Los sistemas de extinción de incendios deberán

ser diseñados y dimensionados de acuerdo a los requerimientos de las Normas PDVSA

Manual de Ingeniería de Riesgos (MIR), Volumen I: IR-M-03 “Sistema de Agua Contra

Incendio”, IR-M-04 “Sistema de Espuma Contra Incendios”.

Para cumplir con lo indicado en la norma PDVSA IR-M-03 “Sistema de Agua Contra

Incendio” y considerando el menor impacto sobre el equipo y sobre el funcionamiento de los

mismos, se definió la utilización de monitores manuales de agua e hidrantes industriales,

para el caso de enfriamiento de los equipos.

El sistema contra incendio está compuesto por tanque de agua, tanques de concentrado de

espuma, bombas dosificadoras y paquete proporcionador de espuma. También se

instalarán mangueras de espuma para combatir incendios en los diques de los tanques,

monitores e hidrantes en la red contra incendios.

En el área de bombas se utilizará un sistema fijo de rociadores de espuma.

Para efectos del diseño de la red, se considerará que de cada boca de descarga de los

hidrantes, se obtendrá un caudal de 185 gpm @ 100 psig, según Norma PDVSA IR-M-03




PDVSA


Los hidrantes se ubicaran de tal manera que garanticen la protección del personal que

combate el incendio, faciliten y hagan más efectiva las labores de combate y enfriamiento

de los equipos, los mismo serán distribuidos de forma tal que el área protegida pueda ser

alcanzada desde dos (2) direcciones opuestas, permitiendo el combate del incendio

independientemente de la dirección del viento.

Los hidrantes serán del tipo húmedo, llevarán dos (2) conexiones para mangueras de 2 ½”

de diámetro con sus válvulas y una conexión rápida de manguera de 4” de diámetro con su

respectiva válvula, según Norma PDVSA IR-M-03 “Sistema de Agua Contra Incendio”.

La red de agua contra incendio llevará venteos y drenajes en los puntos más altos y bajos

respectivamente, estas conexiones llevarán tapones roscados o bridas ciegas.

Todas las tuberías de incendio deberán tener un acabado de color rojo, de acuerdo a la

norma PDVSA O-201 “Selección y Especificaciones de Aplicación de Sistemas Protectivos

de Pinturas”.

Los tramos de tubería que estén enterrados deberán estar protegidos contra la corrosión.

12.5.41.Señalización

La identificación de los equipos y tuberías será realizada de acuerdo a la Parte III, Lista de

Códigos de Colores de la especificación PDVSA O-201. Además se deben aplicar los

estándares de las Normas COVENIN 187-81 y 253-82.

También deberá considerarse la señalización del área de la estación de rebombeo donde

se instalaran los nuevos equipos, identificación de vialidad, límites de velocidad, zonas de

peligro (Alto Voltaje), vías de escape, entre otras.

13. DISCIPLINA ELECTRICIDAD.

13.1. LINEAMIENTOS GENERALES DE DISEÑO

El diseño del Sistema Eléctrico para la “ADECUACIÓN DE CALDERAS STRUTHERS A

SISTEMA DE COMBUSTIBLE DUAL, CAMPO TIA JUANA”, considera los lineamientos

generales siguientes:

Seguridad para las instalaciones y personas que operan el sistema.

Confiabilidad para garantizar continuidad de servicio en caso de contingencia o

mantenimiento.

Simplicidad en la operación.

Facilidad para el mantenimiento.




PDVSA


Aprovechamiento al máximo de instalaciones existentes.

Normalización de equipos.

Flexibilidad para adaptarse a futuras ampliaciones.

Mínimo impacto ambiental.

13.2. CÓDIGOS Y NORMAS APLICABLES

Para el desarrollo de los documentos con sus cálculos, diagramas unifilares y planos de

tuberías, canalizaciones de potencia, lista de equipos y diseño en general se hará uso de los

siguientes manuales de ingeniería de diseño de PDVSA y Normas Internacionales que se

nombran en la Tabla Nº 25 Códigos y Normas Aplicables.

Tabla Nº 25. Códigos y Normas AplicablesDESCRIPCIÓN CÓDIGO

Obras Eléctricas PDVSA - N 201

Instalación de Conductores y Cables en Tuberías de bancadas PDVSA - N 241

Especificación General para el Diseño de Ingeniería Eléctrica, Diciembre 2012

PDVSA N-252

Análisis de Carga PDVSA – 90619.1.050

Control de Motores PDVSA – 90619.1.054

Estación y Equipo asociado PDVSA – 90619.1.056

Selección de Cable PDVSA – 90619.1.057

Selección de Reles y Fusibles de Protección PDVSA – 90619.1.061

Lista de Cable y Tubería Conduit PDVSA – 90619.1.081

Calibre de los Conductores para potencia e iluminación PDVSA – 90619.1.082

Tablas de Caída de Tensión, Iluminación y Potencia PDVSA – 90619.1.083

Diámetros de las Tuberías Eléctricas PDVSA – 90619.1.085

Niveles de Iluminación para Diseño PDVSA – 90619.1.087

Cálculos Caída de Tensión para circuitos Ramales de Iluminación PDVSA – 90619.1.089

Puesta a Tierra y Protección contra Sobretensiones PDVSA – 90619.1.091

Selección e Instalación de Equipos eléctricos y electrónicos en Lugares Clasificados

PDVSA – 90619.1.101

Protección Catódica PDVSA –HA-201

Código Eléctrico Nacional 2004 (CEN) COVENIN 200

IEEE Recommended Practice for Electric Power Distribution for Industrial Plants

ANSI/IEEE-141




PDVSA



IEEE Recommended Practice for Grounding of Industrial and Commercial Power Systems

ANSI/IEEE-142

Graphic Symbols for Electrical Wiring and Layout Diagrams in Architecture and Building Construction

ANSI/IEEE Y32.9

Recommended Practice for Classification of Location for Electrical Installations at Petroleum Facilities Classified as Class I, Division 1 and Division 2

API RP 500

Lighting Handbook IES-ANSI

Normas de Diseño y Construcción para Líneas Aéreas y Subterráneas C.A. Electricidad de Caracas

Normas Generales de Redes de Distribución y Líneas de Alimentación para Líneas Aéreas y Subterráneas

CADAFE

Terminología y Estándar para Transformadores de Distribución y Potencia IEEE-C57.12.80(2002)

Requerimientos Generales para Transformadores Tipo Seco de Distribución de Potencia

IEEE-C57.12.80(2002)

Instalación de Sistema de Protección Atmosférica NFPA-780

Gaceta Oficial (Ley del Uso Racional y Eficiencia de la Energía) / Decreto 39.823/6992


Especificaciones

El diseño garantizara espacio físico, distancias de seguridad, elementos de seguridad,

facilidades para maniobra, mantenimiento y servicio, para todos los equipos y

canalizaciones, de acuerdo con las normas.

Los equipos que se ubicaran en las áreas de proceso, serán adecuados para la

clasificación eléctrica de esa área ya sea Clase I división I ó Clase I división II. Esta

clasificación se detalla más adelante.

Se dispondrá de cajas de conexiones necesarias (juction box) para facilitar las conexiones a

los instrumentos, equipos y otros dispositivos similares, ubicados en áreas clasificadas.

En lugares clasificados Clase I, División 2, se podrán utilizar conduits metálicos flexibles

con recubrimiento de PVC (tipo LIQUIDTIGHT) con sus respectivos conectores.




PDVSA


Los equipos a instalar se conectaran a la malla de tierra principal destinada para tal fin,

según la característica del equipo. Las interconexiones con la malla de tierra se harán

mediante conectores. De ser posible y según la aprobación del custodio de la instalación se

realizaran las conexiones con soldaduras exotérmicas.

13.4. ALIMENTACIÓN ELÉCTRICA

Esta planta es alimentada por tres (03) estaciones Tipo “H”, en las cuales no existen

reserva para alimentar los nuevos equipos.

Para la alimentación eléctrica de los nuevos equipos de esta planta se hace necesario una

acometida eléctrica con tendido de línea en 6,9 kV, para pasar por un Switchgear –

Transformador 6.900 / 0,480 VAC – CDP –CCM y así llegar a los nuevos equipos de

bombas y calentadores eléctricos. Todo esto con la experiencia encontrada en el Proyecto

Manejo de Agua Bachaquero (Planta de Vapor HH-8).

13.5. ESTUDIO DE CARGA

Las cargas del sistema eléctrico serán clasificadas de acuerdo a sus tipos (vitales,

esenciales y no esenciales) y a su ciclo de operación (continuas, intermitentes y de

reserva). Asimismo se calcularán las demandas de 15 minutos y 8 horas considerando los

factores de operación y de diversidad.

La metodología a seguir para realizar el estudio de carga estará basada principalmente en

el procedimiento establecido en la guía de diseño para ingeniería eléctrica de PDVSA

90619.1.050 “Análisis de carga”, la cual consiste en agrupar las cargas según su régimen

de operación y determinar la demanda máxima en 8 horas y 15 minutos.

Por otra parte, se clasificarán las cargas según la importancia para el proyecto en:

Cargas Conectadas

Cargas de Operación Normal

Cargas de Operación Intermitente

Cargas de Reserva

13.6. DIAGRAMA UNIFILARGERENCIA DE INGENIERÍA Y PROYECTOS DE



PDVSA


El diagrama unifilar se elaborará de acuerdo a la Norma PDVSA N-201, sección 3.0 y SCIP-

IG-E-03-1; en él se representarán todos los equipos que lo conforman, donde se señala desde

el punto de alimentación principal hasta la distribución de carga, los cuales son:

Medios de desconexión.

Medios de protección.

Equipos de medición (voltaje, corriente, potencia, etc.).

Equipos de transformación de potencia.

Grupo de conexión de los transformadores.

Resistencia de puesta a tierra de transformadores de potencia.

Representación de cargas.

Alimentadores.

Relación de transformación.

Niveles de tensión.

Niveles de cortocircuito de las barras.

Niveles de BIL de los equipos.

En la tabla Nº 26 se muestra la información a incluir en los diagramas unifilares, según aplique:

Tabla Nº 26. Información de Diagramas UnifilaresEQUIPOS PARÁMETROS SEÑALADOS EN EL DIAGRAMA UNIFILAR

CablesCalibre, tipo, aislamiento, número de conductores por fase o del circuito.

Tableros de Fuerza / CDP

Identificación, capacidad de corriente, voltaje número de fases, número de hilos, corriente de cortocircuito, dispositivos de protección, material de las barras, número de circuitos.

ArrancadoresIdentificación, tamaño NEMA, dispositivos de protección y medición.

BombasIdentificación, potencia, calentadores de espacio, estaciones manuales de control.

Circuitos Ramales de Iluminación y Equipos

Eléctricos

Identificación, número de conductores por fase, neutro y tierra del circuito, calibre y tipo de conductor, carga estimada.

13.7. SELECCIÓN DE PROTECCIÓN

La selección de las protecciones se realizará bajo los siguientes criterios:




PDVSA


Evitar daños excesivos a los equipos, que pueden ocasionar reducción en la vida útil del

mismo.

Continuidad en el suministro eléctrico, es decir, selectividad de las protecciones.

Función específica de cada protección.

Con relés tipo inteligentes, ya sea electrónicos, digitales y/o multifuncionales.

13.8. DISPOSICIÓN DE EQUIPOS

La disposición de los equipos nuevos se realizará tomando en cuenta los lineamientos y

recomendaciones de las normas PDVSA N-201, NFPA-70 y el Código Eléctrico Nacional

(CEN), a fin de realizar un arreglo funcional que satisfaga los requerimientos de espacio,

operación y mantenimiento.

El centro de control de motores (CCM) estará conformada por los siguientes equipos:

Arrancadores en n480 VAC

Transformador de servicios auxiliares.

Tableros de distribución (fuerza e iluminación).

Cargador /Rectificador a 24 VDC.

Banco de baterías a 24 VDC

Adicionalmente los parámetros de diseño más importantes se resumen a continuación:

El espacio de trabajo no será menor de 75 cm, en el frente de cualquier equipo eléctrico. En

todos los casos, el espacio de trabajo permitirá la apertura de las puertas o panales con

bisagras en al menos 90°C.

Se dispondrá de una puerta tipo doble hoja para acceso de los equipos.

Al colocarse equipos uno al lado del otro debe guardarse un solo alineamiento entre ellos,

igualmente será para la parte frontal.

No se permitirá el uso de equipos con aceite en las áreas interiores de las áreas de la

Estación.

Las distancias mínimas de separación entre los distintos gabinetes se resumen en:

Fondo de cualquier gabinete al brocal

Del piso donde requieran acceso por el mismo

(Salvo indicación contraria). 1,50 m

Lateral de cualquier gabinete al brocal. 1,50 m

13.9. NIVELES DE TENSIÓNGERENCIA DE INGENIERÍA Y PROYECTOS DE



PDVSA


En la tabla Nº 27 se indican los niveles de tensión:

Los niveles de tensión deben especificarse de acuerdo a la norma ANSI C84,1, para ello ver la tabla Nº 27 Niveles de tensión.

Tabla Nº 27. Niveles de Tensión.

SERVICIOTENSIÓN NOMINAL DEL

SISTEMATENSIÓN DE UTILIZACIÓN

Alimentación Principal 480 VAC, 3 fase, 3 hilos, 60 Hz 460 VAC, 3 fase, 3 hilos, 60 Hz

Alimentación de Bombas en 480 VAC

480 VAC, 3 fase, 3 hilos, 60 Hz 460 VAC, 3 fase, 3 hilos, 60 Hz

Servicios Auxiliares (Iluminación)208 VAC/ 120 VAC, 3 fases, 4

hilos, 60 Hz208 VAC/ 120 VAC, 3 fases, 4

hilos, 60 Hz

13.10. ALIMENTADORES PRINCIPALES

13.10.1.Alimentación Eléctrica de Bombas

El suministro eléctrico para cada Bomba será realizado en forma radial en 480 VAC, y será

llevado desde el centro de control de motores nuevo hasta el área de ubicación de las

fundaciones donde serán instaladas. Las canalizaciones serán realizadas en zanjas

subterráneas y/o bancadas.

13.10.2.Iluminación

Para la adecuación de los sistemas de iluminación de la Planta de Vapor D-7, es

recomendable tener en consideración los siguientes aspectos:

La distribución eléctrica consistirá en establecer el suministro eléctrico requerido para cada

uno de las luminarias a ser instaladas.

El nivel de tensión requerido será de 240 voltios monofásico.

Las luminarias exteriores serán especificadas Tipo led para entrar dentro del decreto

N°6992 de ahorro energético del sistema eléctrico nacional.

Las luminarias deberán ser apropiadas para las condiciones ambientales predominantes en

la zona, así como también para la clasificación eléctrica del área donde se instalen.

Los postes para la iluminación serán totalmente nuevos de 15 metros de altura.

Control de Encendido.

El Control de Encendido del sistema de iluminación será como se indica a continuación:




PDVSA


Cuando el control sea a través de un reloj temporizado programable de 24 hrs éstos se

ubicarán en cajas adecuadas las cuales albergarán a estos y todos los elementos

necesarios para garantizar una correcta operación.

Niveles de Iluminación.

Los niveles de iluminación promedios a utilizarse según Guía de Diseño PDVSA

90619.1.087 “niveles de iluminación para el diseño”, se presenta en la tabla Nº 28:

Tabla Nº 28. Información de Niveles de IluminaciónUBICACIÓN NIVEL REQUERIDO (PIE-BUJIA) (LUXES)

Áreas Exteriores (Patio de Tanques) 1/2 – 1 (5,38-10,76)

13.10.3.Cables y conductores

Los cables y conductores a utilizar para los diferentes niveles de tensión, así como su tipo

cumplirán lo especificado en el punto Nº 17, "Métodos de Cableado" de la norma PDVSA

N-201 y a lo indicado en la Guía de Ingeniería No. 90619.1.057 "Selección de Cables".

Para nuestro proyecto en particular, se utilizarán los cables indicados a continuación:

Alimentadores y ramales hasta 600 voltios, serán conductores monopolares o tripolares de

cobre, aislamiento de Polietileno Vulcanizado XLPE-PVC en 480VAC.

Circuitos de Iluminación, serán conductores monopolares de cobre, con aislamiento

termoplástico resistente a la humedad, tipo THHN-THWN-90ºC. Los mismos se

instalarán en tubos conduits ya sea tipo EMT o RIGIDO.

Cálculo del Conductores.

Para la selección de los conductores se tomarán en cuenta tres (03) criterios fundamentales:

Selección por capacidad térmica

Selección por caída de tensión

Selección por cortocircuito (Esta no aplica para 480 VAC)

Para garantizar un diseño satisfactorio y seguro de las instalaciones se seleccionará el

conductor resultante de mayor calibre al considerar los criterios enunciados con anterioridad.

Calibre Mínimo.




PDVSA


Los calibres mínimos de conductores a utilizar de acuerdo al nivel de tensión y su uso serán

los indicados en el punto 17.2 "Métodos de Cableado" de la NORMA PDVSA N-201 " Obras

Eléctricas" y los mismos se indican a continuación:

Tensión Tipo Circuito Calibre 480 VAC Alimentador 12 AWG

Para los circuitos de iluminación el calibre mínimo a considerar será 12 AWG, este solo seria

cambiado por el cálculo de la caída de tensión.

Capacidad de los Conductores

Para la determinación de la capacidad o ampacidad de los diferentes cables y conductores se

seguirán lo mencionado en las Tablas Adjuntas a) "Selección de Cable", b) "Guía de diseño

para ingeniería eléctrica" de la Norma 90619.1.057 de PDVSA. En el caso de que la

ampacidad no esté expresada a la temperatura ambiente del lugar se aplicarán los factores de

corrección respectivos.

Caída de Tensión

Los valores de caída de tensión máximos permisibles serán los indicados en el punto Nº 6 de

la guía de “Selección de cable” de la Norma 90619.1.057 de PDVSA, los cuales se indican a

continuación:

Circuitos alimentadores 3%

Ramales de motores 3%

Alimentador y ramal combinado 5%

Con el propósito de agilizar los cálculos para determinar la caída de tensión en los

conductores a utilizar para los diferentes circuitos, se hará uso de las tablas de selección

desarrolladas para tal fin y las cuales se encuentran en la norma PDVSA 90619.1.083

referente a "Tablas de caída de tensión, iluminación y potencia."

Sólo se realizará verificación del calibre del conductor por caída de tensión cuando las

distancias sean superiores a los 75 m según la “Guía de diseño para ingeniería eléctrica”

PDVSA 90619.1.082 “Calibre de los conductores para potencia e iluminación”.

13.11. CANALIZACIONES




PDVSA


13.11.1. Generales

Las canalizaciones a ser utilizadas en el proyecto estarán formadas por cable directamente

enterrado según las especificaciones de Ingeniería PDVSA N° 201, sección 16.2 y tuberías a

la vista en la llegada a equipos, cajas de conexión y sistema de iluminación.

El diseño de las canalizaciones se basará en la norma PDVSA N-201, Sección 16

"Canalizaciones”, la Guía de diseño para ingeniería eléctrica PDVSA Nº 90619.1.085

“Diámetro de las tuberías eléctricas”.

La instalación de conductores y cables en tubería y bandejas será según la norma PDVSA

Nº N-241 “Instalación de conductores y cables en tuberías y bandejas”.

De acuerdo a lo indicado Código Eléctrico Nacional (Tabla Nº 1 del capítulo 9) el

dimensionamiento de las tuberías se realizaran tomando en cuenta que el porcentaje de

ocupación de los cables dentro de la tubería eléctrica, no debe ser mayor a lo estipulado en

la Tabla Nº 29:

Tabla Nº 29. Información de ocupación en tuberíaNÚMERO DE CONDUCTORES TODOS LOS TIPOS DE CONDUCTORES %

1 53%

2 31%

Más de 2 40%

Los cables con señales analógicas, discretas y potencia deben ser canalizados por

tuberías distintas, a excepción donde el uso adecuado de apantallamiento permita utilizar la

misma canalización.

13.11.2. Canalizaciones de llegada a los equipos

Las canalizaciones serán diseñadas para tubería PVC SCH 40 con un diámetro mínimo de 2”;

se utilizarán adaptadores de PVC para la transición a tubería de acero galvanizado. En

aquellos casos en los cuales el tubo deba aflorar a la superficie debe hacerse la transición

PVC-tubo metálico galvanizado en caliente (STUB-UP).

13.11.3. Canalizaciones a la vista

Para canalizaciones a la vista se utilizará tubería de Acero Rígido Galvanizado (ARG) serie

Pesada; su dimensionamiento se realizará de acuerdo a lo indicado en el Código Eléctrico GERENCIA DE INGENIERÍA Y PROYECTOS DE



PDVSA


Nacional (CEN) Capitulo 9, y las normas PDVSA 90619.1.085 “Diámetro de las tuberías

eléctricas”.

Se utilizaran cajas de paso y uniones para facilitar las labores de instalación de cables y

tubería de potencia, a tal fin se requerirá que por cada tramo de treinta (30) metros de

tubería se coloque una caja para halado del cable. Cuando el tramo presente curvas, esta

distancia deberá reducirse en 3,5 m por cada curva de 90°.

En cada tramo, no se permitirán más de 270° en curvas y su disposición deberá garantizar

el paso de los conductores previstos sin exceder la tolerancia requerida por los cables.

En cada conexión a equipos eléctricos ubicados en áreas clasificadas, deberán colocarse

sellos cortafuegos con tubería flexible metálica "LIQUID-TIGHT" acoplada a la tubería rígida

metálica.

La llegada de las canalizaciones a las cajas de conexión en campo, se hará por debajo de

la caja, en ningún caso se permitirá la entrada a la caja por la parte superior ni por los lados

de la misma. Su llegada se hará siempre formando ángulo recto con la pared

correspondiente de la caja.

Todas las terminaciones de tuberías en cajas serán preferiblemente roscadas. Cuando la

caja no tenga entrada roscada, la llegada de la tubería eléctrica se hará con terminaciones

tipo HUB con sus respectivos sellos cortafuego, dependiendo del área clasificada.

Las tuberías de instrumentación y potencia no deberán ser soldadas a los soportes ni a

recipientes ó tuberías de proceso.

Los soportes para tuberías metálica rígida se fijarán a no más de 90 cm de cada salida de

gabinete, caja o accesorio y la máxima separación entre soportes será de acuerdo a lo

indicado en la tabla Nº 346-12 del Código Eléctrico Nacional.

13.12. SISTEMA DE PROTECCIÓN Y CONTROL

Los dispositivos de protección eléctrica asociados al Proyecto “Adecuación de calderas

Struthers a sistema de Combustible Dual, Campo Tía Juana” se dimensionarán de acuerdo a

lo especificado en la Sección 10,7 “Protección de circuitos de motores eléctricos” de la Norma

PDVSA N-201, a los criterios y filosofía de operación de la Planta D-7.

13.13. SISTEMA DE PUESTA A TIERRA

En toda estación eléctrica y áreas de procesos que involucren equipos eléctricos, tales como

bombas o motores, es necesario implementar un sistema de puesta a tierra adecuado que

cumpla con los siguientes objetivos:




PDVSA


Suministrar un medio efectivo para transportar y disipar las corrientes eléctricas a tierra bajo

condiciones normales y de falla, sin que afecte la continuidad de servicio.

Lograr un grado de seguridad para cualquier persona trabajando o caminando en la zona, y

que no esté expuesto a peligros de choques eléctricos críticos.

Para el diseño del sistema de puesta a tierra se seguirán las recomendaciones de:

IEEE stdt 42-1982 "Recomendaciones practicas para sistema de puesta a tierra".

Código Eléctrico Nacional - ART.250 "Puesta a Tierra"

En caso de requerirse un nuevo dimensionamiento del sistema de puesta a tierra existente, es

necesario contemplar lo siguiente:

Para el diseño de la malla a tierra es necesario disponer del valor de la resistividad del

terreno, y tomar en consideración los valores normalizados de tensión de paso y de toque.

La base fundamental para un buen diseño de sistemas de puesta a tierra es garantizar que

el potencial en el momento que ocurra la falla a tierra no resulte peligroso ni para el

personal, ni para los equipos.

El sistema a diseñar consistirá fundamentalmente de un conductor de cobre desnudo

enterrado a un profundidad mínima de 0,50 mts. del nivel del piso de la edificación o equipo

a proteger, formando el mismo una malla alrededor de las mismas.

Consideraciones de diseño

Para el cálculo de la malla de tierra se consideraran los parámetros siguientes:

Resistividad del suelo.

Corriente de falla a tierra máxima sin resistor (Icc).

Tiempo duración falla: 1 segundo para despeje y 3 segundos para tamaño de conductor y

uniones

Conductor: CU desnudo calibre mínimo 4/0 AWG. para la malla y para la conexión de

equipos #: 2 AWG.

Resistencia de la malla: 5 W ohmios

A tierra deberán conectarse los siguientes equipos:

En todos los equipos tales como: Celdas de baja tensión, centro de control de motores,

gabinetes, tableros, etc.

Para el retorno de tierra de los circuitos de iluminación a través de la tubería conduit, se

colocará el extremo del mismo en la barra a tierra del tablero asociado.GERENCIA DE INGENIERÍA Y PROYECTOS DE



PDVSA


Todas las estructuras de soportes metálicos de los equipos.

Los transformadores se colocarán a tierra como se indica a continuación: La carcaza o

tanque por lo menos dos puntos distintos, el neutro de los trasformadores con tensión

secundaria mayor a 600 voltios a través de un resistor conectado a la malla de tierra, y los

transformadores con secundario menor a 600 voltios directamente a la malla de puesta a

tierra.

Las tanquillas de registro de puesta a tierra constarán de un tubo de concreto con tapa y

dentro del mismo se colocará una barra tipo cooperweld f = 5/8" y longitud 2,44 metros.

Las conexiones cable-cable se harán por el método de soldadura exotérmica.

Las conexiones cable-equipo se harán por medio de terminales roscados a la carcaza del

equipo.

13.14. SISTEMA DE CORRIENTE CONTINUA

El esquema de suministro en corriente directa estará conformado por los siguientes equipos:

A) Un (01) rectificador-cargador totalmente nuevo para el sistema de almacenamiento

Un (01) cargador – rectificador.

Un (01) banco de baterías.

B) Un (01) rectificador-cargador existente para todo el sistema de instrumentación de las

calderas, ya instalado en la planta.

Un (01) cargador – rectificador.

Un (01) banco de baterías.

Para el suministro de energía en corriente continua, el cálculo se realizará de acuerdo a las

Normas PDVSA - "Guía de diseño para ingeniería eléctrica No. 90619.1.057”. El mismo

estará en un nivel de salida de 24 VDC mediante el cual se alimentaran los instrumentos y los

sistemas de control de la estación.

13.15. CLASIFICACIÓN DE ÁREAS

La clasificación de áreas se realizará siguiendo los criterios indicados en las norma PDVSA N-

201, la sección 500 del Código Eléctrico Nacional y la norma API-RP-500, con la finalidad de




PDVSA


definir las características operativas de los equipos y materiales eléctricos que serán

instalados en el proyecto.

Los criterios para la clasificación de las áreas peligrosas son los siguientes:

Áreas Clasificadas: Lugares donde existe el riesgo de fuego o explosión a la presencia de

gases o vapores, líquidos inflamables, polvo combustible o fibras volátiles.

Áreas no clasificadas: Lugares donde la presencia de gases o vapores inflamables o polvos

combustibles no se encuentran en la concentración para presentar un peligro de explosión.

En los procesos de la Planta de Vapor D-7 se presentan gases, vapores y líquidos peligrosos;

por lo tanto estas áreas son clasificadas como peligrosas de acuerdo al siguiente criterio:

Clase I: lugares donde estén presente o puede encontrarse una cantidad de gases o vapores

inflamables suficientes para producir una mezcla explosiva o inflamable y se clasifican en dos

categorías:

División 1: a) donde existan o pudieran existir de modo continuo, intermitente o periódico y

en condiciones normales de funcionamiento, concentraciones peligrosas de gases o

vapores inflamables; b) donde puedan existir con frecuencia concentraciones peligrosas de

gases o vapores durante labores de mantenimientos o por escapes y c) donde la ruptura o

mal funcionamiento de los equipos de proceso puedan liberar concentraciones peligrosas

de gases o vapores y pueda producirse al mismo tiempo averías en el sistema eléctrico.

División 2: a) donde se manejen, procesen o usen líquidos volátiles inflamables confinados

en recipientes o sistemas cerrados de los cuales no pueden escapar salvo por ruptura o

averías accidental o en caso de funcionamiento anormal de los equipos; b) donde existe

ventilación mecánica que impida la concentración de gases o vapores peligrosos y que la

falla o funcionamiento anormal de los equipos de ventilación puedan convertirse en

peligrosa y c) lugares contiguos a División 1 a los cuales puedan llegar concentraciones

peligrosas de gases o vapores.

Grupos Atmosféricos:

Para los lugares Clase I, el CEN define los grupos atmosféricos siguientes:

Grupo A: Atmósferas que contienen acetileno.




PDVSA


Grupo B: Atmósferas tales como butadieno, óxido de etileno, óxido de propileno, acroleína o

hidrógeno (o gases o vapores con un factor de riesgo equivalente al hidrógeno, tal como el

gas artificial).

Grupo C: Atmósferas tales como: ciclo propano, éter etílico, etileno, o gases o vapores con

un factor de riesgo equivalente.

Grupo D: Atmósferas tales como: acetona, alcohol, amoníaco, benceno, benzol, butano,

hexano, gasolina, vapores de solventes para lacas, nafta, gas natural, propano o gases, o

vapores con un factor de riesgo equivalente.

13.16. SISTEMA DE PROTECCIÓN CATÓDICA

El diseño del Sistema de Protección Catódica dependerá de la cantidad y tipo de

interferencias que exista en la ruta. Es por esto, que solamente después de determinar las

variables tanto del terreno como de las posibles interferencias con tuberías existentes, se

podrá determinar el mejor diseño a realizar (corriente impresa o mixto). Este Sistema

comprenderá la protección de las tuberías enterradas y los fondos de los tanques.

Criterios de Protección

El diseño del Sistema de Protección Catódica cumplirá con los siguientes criterios:

Un potencial negativo (catódico) mínimo de 0,85 VAC, medido entre la superficie de la

estructura y el electrodo de referencia de Cu/CuSO4 en contacto con el electrolito.

Un mínimo cambio de potencial negativo (catódico) del potencial de polarización de 100 mV

medido la estructura y el electrodo Cu/CuSO4 de referencia en contacto con el electrolito.

Este cambio de voltaje se determinará interrumpiendo la corriente de protección y

midiendo la pérdida de polarización. Cuando se interrumpe la corriente, inmediatamente

ocurrirá un cambio de voltaje. El voltaje leído inmediatamente después del cambio, será

usado con la lectura base a partir de la cual se mide la pérdida de polarización.

Todas las mediciones de voltaje sobre tubería se deben hacer con el electrodo de

referencia colocado en la superficie del electrolito, lo más cerca del tubo como sea

práctico. Para la interpretación válida de las mediciones de voltaje, se deben tomar en

consideración las caídas de voltaje (I x R ) distintas a las de interfase estructura-electrolito,

así como la presencia de metales disímiles y la influencia de otras estructuras.

Puntos de medición




PDVSA


A fin de controlar el nivel de potencial de protección alcanzado por las tuberías enterradas y

fondos de los tanques (si aplica) a todo lo largo de su recorrido y mantener operativo el

sistema durante las 24 horas del día, los 365 días del año, se instalarán estaciones de

pruebas o puntos de medición como se detalla a continuación:

Puntos de Medición de potenciales tubo/suelo en los demarcadores de Km.

Puntos de medición de potenciales en fondos de tanques.

Puntos de medición de potenciales de tubo/suelo en las Macollas.

Estaciones de medición de la resistencia del revestimiento, ubicadas cada cierta distancia a lo

largo de la ruta, para verificar cualquier fuga de corrosión debido a rotura de la continuidad de

los cables, ya sea por vandalismo u otra causa.

13.17. RECOMENDACIONES

En lo referente a las cargas de reserva, en este proyecto se considerara una reserva del 25%

para el dimensionamiento de transformadores y un 20% para el dimensionamiento de tableros.

El Centro de Control de Motores en 480 VAC, se dimensionara para soportar en forma

indefinida la suma de las corrientes de rotor bloqueado (IR) de los motores de las Bombas, y

la corriente a plena carga (IN) del equipo auxiliar asociado conectado al CCM, siguiendo los

criterios indicados en la sección 695,3 del CEN-2004, el centro de control de motores en 480

VAC.

14. DISCIPLINA CIVIL


La ejecución del proyecto se realizará teniendo en consideración los siguientes aspectos:

Todos los trabajos se ejecutarán observando estricto cumplimiento de lo indicado en este

documento y las últimas ediciones de los códigos y normas indicados en el punto 12.3 de este

documento (códigos, estándares, normas y especificaciones aplicables).

Las bases técnicas, criterios y efectos ambientales (sismo y viento) establecidos en este

documento para el análisis y diseño estructural de las fundaciones, y soportes de tuberías a

construir, regirán como los requerimientos mínimos de construcción, transporte y operación de

los mismos. También se tomará en cuenta para el diseño la resistencia del suelo existente

(Suministrada por PDVSA).GERENCIA DE INGENIERÍA Y PROYECTOS DE



PDVSA


14.2. ALCANCE

Diseño y construcción de todas las obras civiles tales como movimiento de tierra, vialidad y

pavimentación, drenajes, taludes, estructuras metálicas, estructuras de concreto, losa

fundación para las bombas y equipos, fundaciones de concreto tipo anular (anillo de

concreto), terraplén y ollas de contención adecuadas según las dimensiones y las

capacidades de los tanques de almacenamiento, caseta para bombas y cercado perimetral.

Deforestación y limpieza de todo tipo vegetación existentes en las áreas a intervenir.

Remoción o demolición de elementos estructurales de concreto armado tales como

brocales, pisos, losas, vigas de riostras entre otros qué se encuentren obstruyendo las

actividades contempladas en las áreas a intervenir.

Remoción de asfalto en aquellas áreas a reparar cuyo pavimento se requiera demoler.

Bote de desechos generados en la ejecución de la obra.

Considerar los trabajos necesarios para realizar excavaciones para la construcción de

fosas recolectoras de crudo, fundaciones de concreto para las pasarelas, tanques, tableros

eléctricos, bombas, casetas de bombas y cercado perimetral entre otros.

Considerar material de relleno compactado con material de préstamo donde sea necesario.

Se considerara mezcla asfáltica en caliente para nivelaciones, cruces con pasos

vehiculares, capaz de rodamiento de carretera y muros.

Considerar concreto para la construcción de fundaciones de todo tipo, vigas de riostra,

losas de piso, muros, tanquillas, columnas, vigas de carga, brocales, canales de aguas de

lluvia, reparación de estaciones, aceras entre otras.

Considerar para la construcción de pasarelas y escaleras materiales resistentes a la

corrosión como el poliéster reforzado con fibra de vidrio, debido al alto grado de corrosión

presente en las instalaciones, estas pasarelas deberán estar dotadas de barandas y otros

elementos que garanticen la estabilidad y permitan el acceso en forma segura y confiable.

Considerar para el cerramiento o cercado perimetral materiales resistente a la corrosión.

Considerar la construcción de estructura metálica techada con láminas de acerolit como

protección del sistema de bombas, donde se deben considerar todas las facilidades civiles

asociadas a la obra.

Considerar la aplicación de pintura a estructuras civiles, fabricadas, modificadas o

existentes; según el requerimiento.

Diseño de toda la soportería necesaria en caso que se requiera en el área del tendido de

tubería. Estos soportes pueden ser de concreto o metálicos y se calcularán bajo cargas

verticales provenientes del peso de las tuberías llenas de agua.




PDVSA


14.3. NORMAS Y CÓDIGOS APLICABLES

14.3.1. Normas PDVSA

Tabla Nº 30. Códigos y Normas Aplicables

Manuales y Normas de Diseño de Ingeniería de PDVSA

CÓDIGO DESCRIPCIÓN

PDVSA A-261 Criterio y Acciones Mínimas para el Diseño de Estructuras Industriales

PDVSA JA-221Diseño Sismorresistente de Instalaciones Industriales

PDVSA JA-222Diseño Sismo resistente de Recipientes y Estructuras

PDVSA JA-251 Estructuras de Concreto Reforzado - Diseño.

PDVSA JB-251 Diseño de Estructuras de acero (LRFD)

PDVSA JA-252 Diseño de Fundaciones

PDVSA A-251 Diseño de Concreto Bajo Tierra

PDVSA A-211 Concreto – Materiales y Construcción

PDVSA A-213 Bonding and Grouting

PDVSA 0-201Selección y Especificaciones de Aplicación de Pinturas Industriales

PDVSA HE-251-PRT Sistemas de drenaje

PDVSA L-STC-001 Concrete Desing Procedure

PDVSA L-STC-004 Fundaciones de Recicpientes Horizontales

PDVSA L-STC-005 Fundaciones de Recipientes Verticales

PDVSA L-STC-006 Fundaciones para Tanques de GERENCIA DE INGENIERÍA Y PROYECTOS DE



PDVSA


Almacenamiento

PDVSA 0602.1.414 Fundaciones para Bombas

PDVSA 0602.1.585Diseño de Pórticos para Soportes de Tuberías

PDVSA 90615.1.006 Fundaciones para Bombas Reciprocantes

14.3.2. Normas COVENIN

Comisión Venezolana de Normas Industriales


1618 – 98 Estructuras de Acero para Edificaciones. Método de los Estados Límites. (1ra Revisión)

2002-88Criterios y Acciones Mínimas para Proyectos de Edificaciones

1756-1:2001Edificaciones Sismorresistentes. Parte 1: Requisitos

1756-2:2001Edificaciones Sismorresistentes. Parte 2: Comentarios

1753-06Proyecto y Construcción de Obras en Concreto Estructural

2003- 89Acciones del viento sobre las Construcciones

2000-2:1999

Sector Construcción. Mediciones y Codificación de Partidas para Estudios, Proyectos y Construcción. Parte 2: Edificaciones. Suplemento de la Norma Covenin-Mindur 2000/II.A-92 (Provisional)

2002-98Criterios y acciones mínimas para el Proyecto de Edificaciones. (Provisional)

2245-90Escaleras, rampas y pasarelas. Requisitos de Seguridad

3621-2000Diseño Sismorresistente de Instalaciones Industriales (Provisional)




PDVSA


2000-1987Carreteras, Especificaciones para la Construcción de Carreteras

COVENIN-MINDUR Manual de Vialidad Urbana.

14.3.3. Normas INOS

Instituto Nacional de Obras Sanitarias

CÓDIGO DESCRIPCIÓN1975 Normas e Instructivos para el Proyecto, de

Alcantarillados.1976 Especificaciones de construcción de obras

de acueductos y Alcantarillados

Gaceta Oficial #4004Normas Sanitarias para el Proyecto, Construcción, Reparación y Mantenimiento de Edificaciones.

Gaceta Oficial #4103

Normas Sanitarias para el Proyecto, Construcción, Ampliación, Reforma y Mantenimiento de las Instalaciones Sanitarias para Desarrollos Urbanísticos.

Especificaciones de Construcción de Obras de Acueductos y Alcantarillados, 1976. Normas e Instructivos para el Proyecto de Alcantarillados, 1989.

14.3.4. Normas MOP

1967 Manual de drenaje de obras publicas

14.3.1. Normas Internacionales

American Institute of Steel Construction (AISC)


AISC 360-05 Specification for Structural Steel Building

AISC 303-05Code of Standard Practice for Steel Buildings and Bridges

AISC 94Second Edition Load & Resistance Factor Design Manual of Steel Construction

American Society of Civil Engineers (ASCE)




PDVSA


ASCE 7-02Minimum Design Loads for Building and Other Structures

American Welding Society (AWS)

AWS D1.1/D1.1M:2006 Structural Welding Code – Steel

AWS D2.4-98Standard Symbol for Welding, Brazing, and Nondestructive Examination

American Concrete Institute (ACI)

ACI 318-08Building Code Requirements for Structural Concrete

14.4. SISTEMA DE UNIDADES

Las Unidades de medición se regirán por el Sistema Métrico Decimal (Sistema Internacional

Gaceta Oficial N°2823), por lo tanto, los planos y documentos se presentarán con este

sistema, excepto en el caso de las dimensiones de recipientes, tuberías y accesorios,

boquillas, pernos y variables termodinámicas para los cuales se utilizará el sistema inglés de

medidas. Para las coordenadas se utilizará el sistema universal transversal mercator (UTM)

datum regven huso 19.

14.5. CALIDAD DE LOS MATERIALES

Los materiales a utilizar deberán cumplir con los requerimientos de las Normas y códigos

aplicables y estándares tal cual se enumeran en el punto 1.3. Deberá indicarse en los planos

la calidad de los materiales a utilizar.

En cuanto a los materiales distintos a los enumerados, se podrán usar los disponibles

localmente, siempre que éstos sean adecuados para el uso específico en calidad y en

cantidad, según lo establecido seguidamente.

14.5.1. Concreto

La resistencia a la compresión final mínima a los 28 días y curada en el laboratorio, será como

sigue:

Para concreto pobre: f´c= 140 kg/cm2 ó superiorGERENCIA DE INGENIERÍA Y PROYECTOS DE



PDVSA


Para base pavimento: f´c= 210 kg/cm2 ó superior

Para fundación, tanque, muros y hoya : f´c= 250 kg/cm2 ó superior

Peso específico: 2500 kg/m³

Módulo de elasticidad: Ec = 15100

Coeficiente de poisson: (m)= 0.20

El diseño de concreto reforzado debe estar en concordancia con COVENIN 1753 usando el

Método de Rotura aplicando factores de carga.

El cemento será Portland Tipo I y/o II, según ASTM C150 y/o COVENIN 28 y 935. Los

agregados cumplirán con las normas ASTM C33 y/o COVENIN 277.

La relación agua/cemento (a/c) por peso no excederá de 0.45 (incluyendo el agua aportada

por los materiales).

El asentamiento de la mezcla estará basado según la Norma COVENIN 339-79, Concreto,

medición del asentamiento con el cono de Abrams.

Otros materiales: Según cada especificación.

14.5.2. Acero de Refuerzo

La calidad del acero de refuerzo (cabillas) deberá cumplir con las normas ASTM A615 Grado

60 ó COVENIN 316. La resistencia cedente del acero de refuerzo (fy) será de 4200 kg/cm2.

El recubrimiento del acero de refuerzo no será menor de lo indicado en la norma COVENIN

1753-2006.

Las mallas electrosoldadas, de requerirse, deberán cumplir con lo especificado en la norma

COVENIN 1022 y su esfuerzo de fluencia (fy) será de 5000 kg/cm2.

Otros materiales: Según cada especificación.




PDVSA


14.5.3. Acero Estructural

Los perfiles estructurales, placas bases y láminas de acero estarán conformes a la

especificación ASTM A36/A36M-08, con una resistencia mínima admisible a la fluencia fy =

2530 kg/cm² y una resistencia mínima a la rotura fu = 4080 kg/cm², a menos que se

especifique otra cosa en los criterios del proyecto.

De no especificarse otra cosa en los criterios del proyecto, las tuberías de acero para

aplicaciones estructurales seguirán alguna de las siguientes especificaciones:

ASTM A53/A53M-07, Tipo E o S, Grado B, con fluencia fy ≥ 2450 kg/cm².

ASTM A500-99, Grado B, con fluencia fy ≥ 2960 kgf/cm².

Perfiles Estructurales y Planchas ASTM A36/PS25, con fluencia fy= 2530 kg/cm2

Perfiles Tubulares: API-5L Gr. B / ASTM A53, con fluencia fy ≥ 2460 kg/cm².

Perfiles Tubulares: ASTM A500 Gr. C, con fluencia fy ≥ 3515 kg/cm2

Perfiles Nacionales: AE-25, con fluencia fy ≥ 2500 kg/cm2

Peso unitario: p = 7850 kg/cm3

Módulo de Elasticidad: E= 2,10 x 106 kg/cm²

Coeficiente de Poisson: (m): 0,30 α = 1.2x10-5 C-1.

Módulo de corte G = E/2,6 ≈ 808000 kg/cm2

Coeficiente de dilatación térmica lineal = 11,7 x 10-6 /°C

La calidad de los materiales a utilizar, será indicada en los planos.

14.5.4. Cubierta De Techo

Láminas de fibro-cemento, Plycem o similar, de 6.8mm de espesor.

Lamina climatizada tipo acerolit de cindu.




PDVSA


14.5.5. Pernos

14.5.5.1. Pernos de conexiones

Los pernos estructurales serán de alta resistencia según la especificación ASTM A325-07A,

Tipo I. En casos especiales, y por requerimiento del proyecto, se podrán utilizar pernos de

especificación ASTM A490-08a. A menos que se indique lo contrario en los planos o

documentos. En ningún caso, estos pernos se podrán sustituir por pernos de especificación

SAE J429; aún cuando la resistencia de los pernos SAE J429 Gr. 5 sea similar a la de los

pernos ASTM A325, y la de los SAE J429 Gr. 8 sea equivalente a los ASTM A490, ya que las

normas ASTM especifican el largo de la rosca y el tamaño de la cabeza, mientras que la SAE

J429 no. Adicionalmente, los requerimientos del aseguramiento de la calidad e inspección

para los pernos ASTM son más restrictivos.

Los pernos comunes para uso en elementos no estructurales, tales como: escaleras,

escaleras marineras, barandas, pasarelas, postes de luminarias, etc., serán de baja

resistencia; según las especificaciones ASTM A307-07B grado A.

Se recomienda utilizar las tuercas según las especificaciones ASTM A563-07A grado DH, o

ASTM A194/A194M-08A grado 2H; también se recomienda usar de arandelas de acuerdo a la

especificación ASTM F436-07A tipo 1.

Todos los pernos serán galvanizados según ASTM A153/A153M-05, exceptuando los pernos

de especificación ASTM A490-08A y en cualquier caso que se estipule en los criterios de

diseño del proyecto.

Todos los pernos deberán ser galvanizados según la Norma ASTM A153-82, en caso de

estructuras galvanizadas.

Las uniones con pernos se diseñarán por aplastamiento con la rosca incluida en el plano de

corte.

Para los pernos con especificación ASTM A-325, los esfuerzos máximos permisibles son:

Esfuerzo permisible para la tensión: ft = 3090 kg/cm2

Esfuerzo permisible para el corte: fv = 1480 kg/cm2




PDVSA


14.5.5.2. Pernos de Anclaje

Los pernos de anclaje deberán seguir las especificaciones de calidad ASTM A-307 y serán de

diámetro mínimo 5/8”. Todos los pernos deberán ser galvanizados según la Norma ASTM

A153-82.

Para pernos de anclajes con especificaciones ASTM A-307, los esfuerzos máximos

permisibles son:

Esfuerzo permisible para la tensión: ft = 1400 kg/cm2

Esfuerzo permisible para el corte: fv = 700 kg/cm2

14.5.6. Planchas

El espesor necesario de las planchas dependerá de la disposición de los pernos y su

diámetro, como también de las cargas a las cuales serán sometidas. Se considerará un

espesor mínimo de 3/8 pulg.

14.5.7. Soldaduras

Las soldaduras serán especificadas conforme a lo estipulado en la Norma ANSI/AWS

D1.1/D1.1M:2006. Efectuar en los casos indicados por el diseñador, de acuerdo a lo tipificado

en la Norma ANSI/AWS D2.4-98.

Metal base ASTM A36

Electrodo para soldar AWS A5.1 E70 XX.

Esfuerzo admisible de corte.

En soldaduras en ranura de penetración completa.

Esfuerzo de corte en el área efectiva: 1012 kg/cm2.

Si el material base es distinto al indicado arriba: La resistencia al corte será del metal base.

En soldaduras de filete.

Esfuerzo de corte en el área efectiva: 1012 kg/cm2.




PDVSA


14.5.8. Láminas de Piso y Rejillas (Grating)

El sistema de piso para plataformas será de láminas de acero estriadas o rejillas de acero

(grating), de acuerdo a como lo indique el diseñador y con las siguientes características:

Los pisos de láminas estriadas o lagrimadas tendrán al menos 6 mm de espesor, con huecos

para drenaje de 17 mm de diámetro por cada superficie de 1.40 m² aproximadamente, y con al

menos un hueco por lámina. Serán de acero al carbono según ASTM A36/A36M-08,

galvanizadas en caliente según ASTM A123/A123M-02, salvo que se especifique lo contrario

en los criterios del proyecto.

Los pisos de rejillas de acero serán de pletinas dentadas de 1" de alto por 3/16" de espesor,

con cabillas de 5 mm de diámetro espaciadas a cada 2" (tipo G2). Alternativamente, donde

sea requerido, se usarán rejillas de pletina portante tipo “T” de 1 ¼” de alto por 1/8” de espesor

mínimo, separadas cada 3 cm y con pletinas separadoras espaciadas cada 10 cm. Todas las

rejillas serán de acero al carbono según ASTM A569/A569M-98 ó A36/A36M-08, galvanizadas

en caliente según ASTM A123/A123M-02, salvo que se especifique lo contrario en los criterios

del proyecto.

Las escaleras y barandas cumplirán con la norma correspondiente al proyecto, en caso de no

existir tal norma, utilizar la ASTM E985-00E1 y/o COVENIN-2245-90. Los peldaños de

escaleras serán rectangulares, de rejilla de acero tal y como se especifica en el segundo

párrafo, y los bordes serán de plancha estriada antiresbalante.

14.5.9. Pavimentos de Concreto Asfáltico

Para este tipo de pavimentos el material a utilizarse será una mezcla de concreto asfáltico tipo

III. Para el riego de imprimación se deberá utilizar asfalto líquido RC-250.

14.5.10. Drenajes de Aguas de Lluvia y Aguas Hidrocarburadas

Para la construcción de sumideros, canales, tanquillas y cunetas para drenaje de aguas de

lluvia y aguas hidrocarburadas se utilizará concreto armado f’c= 210 kg/cm2 a los 28 días,

acero de refuerzo fy=4200 kg/cm2 y malla electrosoldada fy=5000 kg/cm2. El drenaje se

realizará por medio de tuberías enterradas. El material de la tubería deberá ser acero al

carbono ASTM A-53 Grado B.




PDVSA


14.5.11. Recubrimiento

Para las estructuras de concreto se recomienda utilizar lo que se indica a continuación:

Aditivo impermeabilizante para concreto tipo Sikalite.

Resina Epóxica Sikaguard 63N para proteger exteriormente el concreto.

Revestimiento con Concrete Polimérico Flexcrete/Cemprotec E942.

El espesor mínimo del grout será de 25mm en general a menos que el fabricante de

concreto requiera otro espesor.

Las superficies de las estructuras metálicas tendrán un recubrimiento para protegerlas de la

acción corrosiva del medio ambiente, especialmente en ambientes altamente corrosivos.

Dicho recubrimiento será alguno de los indicados a continuación:

14.5.12. Pintura

Todas las superficies de acero, exceptuando las galvanizadas en caliente, serán pintadas con

pintura anticorrosiva, de acuerdo a las especificaciones de pintura del proyecto. Salvo que se

especifique otra cosa en el proyecto.

El sistema de protección anticorrosivo de la estructura metálica, estará compuesto por capas

de pintura según como lo indica la norma PDVSA O-201. El procedimiento para el sistema de

pintura será el Nº 12 para superficies expuestas a salpique o eventual inmersión en agua

salada.

Tabla Nº. 31 Grado de preparación de la superficie

GRADO DE

PREPARACIÓN DE

LA SUPERFICIE

NACE /

SSPC-SPISO CARACTERÍSTICAS

Acabado a Metal

Blanco

NACE 1 /

SSPC-SP 5

ISO Sa 3 La superficie presenta un color metálico uniforme (blanco-gris), sin sombras, y con una ligera rugosidad para formar un patrón de anclaje para el sistema de pintura, debe estar libre de todo material diferente al metal base.

Acabado a Metal

Casi Blanco

NACE 2 /

SSPC-SP 10

ISO Sa 2 ½ La superficie está libre de materiales diferentes al metal base, a excepción de ligeras sombras o decoloraciones debidas a óxidos adheridos al metal. Por lo menos el 95% de cualquier área de la superficie tiene la apariencia de metal blanco y, el resto, ligeras sombras.

Acabado a Metal

Gris Comercial

NACE 3 /

SSPC-SP 6

ISO Sa 2 La superficie está libre de aceite, grasa, sucio, costras de óxido y toda herrumbre, laminación y pintura vieja




PDVSA


GRADO DE

PREPARACIÓN DE

LA SUPERFICIE

NACE /

SSPC-SPISO CARACTERÍSTICAS

mal adherida, excepto ligeras sombras y decoloraciones causadas por manchas de herrumbre o laminación adheridas al metal*. por lo menos el 66% de cualquier área de la superficie tiene la apariencia de metal blanco y, el resto, ligeras sombras.

Acabado

Superficial

NACE 4 /

SSPC-SP 7

ISO Sa 1 La superficie está libre de aceite, grasa, suciedad y han sido removidos los productos de corrosión y pintura mal adheridos; el resto de óxido, laminación y pintura fuertemente adheridos permanecen sobre la superficie.

*Si la superficie presenta picaduras pueden encontrarse ligeros residuos de herrumbre o pintura en el fondo de las picaduras. Por lo menos dos terceras partes de cualquier área del metal estarán libres de residuos visibles y el resto serán manchas o residuos mencionados anteriormente.

Tabla Nº.32 Rugosidad y abrasivos

TIPO DE ABRASIVO RUGOSIDAD PROMEDIO PRODUCIDAARENA TAMIZADA

SILÍCEA(TAMIZ)

30/6016/35* Ó

16/3016/35* Ó

16/308/35 Ó 8/30 8/20

GRANALLA(GRADO)

G - 80 G - 50 G - 40** G - 40** G - 25

PERDIGONES(GRADO)

S - 110 S - 170 S - 230 S - 280 S - 330/390

AL2O3 OXIDO DE ALUMINIO

(TAMIZ)T- 100

T - 50 Ó16/30

T- 36 T- 24 T- 16

* Con arena tamizada silícea 16/35 ó 16/30 se puede obtener un rango de rugosidad entre 37 y 50 μ m.

** Con granalla grado G-40 se puede obtener un rango de rugosidad entre 50 y 62,5 μ m.

14.5.13. Galvanizado

Todas las superficies de acero, exceptuando las pintadas, serán galvanizadas en caliente

mediante inmersión en zinc, según lo estipulado en la norma ASTM A123/A123M-02. Salvo

que se especifique otra cosa en el proyecto.

14.5.14. Protección contra Incendio

Donde así se requiera, se proveerá de protección contra incendio a las estructuras de acero

mediante revestimiento de concreto, y en concordancia con la norma API 218-99 ó con la

norma que el proyecto especifique.GERENCIA DE INGENIERÍA Y PROYECTOS DE



PDVSA


14.5.15. Agregados

Los agregados deberán cumplir con las Normas COVENIN 277 y/o ASTM C33

14.5.15.1. Agregado Fino

El agregado fino deberá ser ensayado para impurezas orgánicas según COVENIN 256:1977

“Método para determinar las impurezas orgánicas en la arena para concreto”. El agregado fino

indicará un color no más oscuro que el patrón de referencia.

14.5.15.2. Agregado Grueso

El tamaño máximo del agregado deberá seleccionarse atendiendo a lo indicado en el capítulo

“MATERIALES” de la Norma COVENIN 1753:2006 “Proyecto y construcción de obras en

concreto estructural”.

14.5.15.3. Agua

El agua que se utilice, tanto en la mezcla como en el curado, deberá estar libre de toda

sustancia que afecte la reacción de hidratación del cemento Portland y no producirá depósitos

que den mal aspecto a las superficies. El agua deberá estar libre de aceites, materias

orgánicas, ácidos, cloruros, sales, materias químicas y otras impurezas que puedan reducir la

resistencia, durabilidad y otras cualidades del concreto y del acero de refuerzo.

No se permitirá el uso de agua, cuya temperatura supere los 40 grados centígrados.

14.5.15.4. Aditivos

Cuando se indique el uso de aditivos retardadores, aceleradores, impermeabilizantes o

anticorrosivos, éstos deberán incorporarse a la mezcla de concreto en la cantidad

especificada, y de acuerdo a las instrucciones del fabricante. Además, deberán cumplir con los

requerimientos de las normas COVENIN 356 Y 357 y ASTM-C-494.

Las notas que se citan a continuación son válidas tanto para la tabla 31 como para la tabla 32.

(Fuente COVENIN 356)

NOTA 1 Para efectos de estas tablas, el valor de referencia, es el obtenido en la mezcla de

concreto sin aditivos químicos y a las edades correspondientes.




PDVSA


NOTA 2 En los valores de la tabla se han tomado en cuenta las variaciones normales en los

resultados de ensayo.

NOTA 3 Requisitos adicionales: El porcentaje de referencia se aplica, cuando el cambio de

longitud de referencia es de 0,030% o mayor; el aumento sobre el valor límite de referencia, se

aplica cuando el cambio de longitud de referencia es menor de 0,030%.

NOTA 4 Esto es aplicable solamente cuando el aditivo se va a usar en concreto con aire

incorporado; que puede estar sometido a congelación y deshielo estando húmedo.

NOTA 5 La resistencia a la compresión y a la flexión de la mezcla de concreto que contiene el

aditivo por ensayar, a cualquier edad de ensayo no será menor del 90% de aquella obtenida a

cualquier edad anterior de ensayo. El objeto de este límite es asegurar que la resistencia a la

compresión o a la flexión del concreto que contiene el aditivo por ensayar no disminuye con la

edad.

Tabla Nº. 33 Requisitos físicos y mecánicos

Tipo A Reductor de agua

Tipo B Retardador

Tipo C acelerador

Tipo D Reductor de agua y Retardador

Tipo E

Reductor de agua y Retardador

contenido de agua máximo % del vapor de referencia *(COVENIN 351)

95 - - 95 95

Tiempo de fraguado. Desv. Permisible del vapor de referencia * en h y min. (COVENIN 351)

Inicial: Por lo menos, no más de 1:00 Antes ni

1:30 Después

1:00 después 3:30 después

1:00 antes 3:30 antes


1:00 antes 1:30 antes

final: Por lo menos, no más de 1:00 antes ni 1:30 después

3:30 después 1:00 antes 3:30 después 1:00 antes

Cambio de longitud, acortamiento máximo (requisitos adicionales) (Nota 4) (COVENIN 346)

% del valor de referencia*

aumento del valor de referencia 135

0,010

135

0,010

135

0,010

135

0,010

135

0,010

Factor de durabilidad relativo, mínimo (Nota 5) (COVENIN 1601)

80 80 80 80 80

Resistencia a la compresión




PDVSA


Tipo A Reductor de agua

Tipo B Retardador

Tipo C acelerador

Tipo D Reductor de agua y Retardador

Tipo E

Reductor de agua y Retardador

(mínimo) % del vapor de referencia (nota 6) (COVENIN 338)

18 horas1 días3 días7 días

28 días6 meses

1 año

--

110110100100

-

--

90909090-

--

1251009090-

--

110110100100

-

--

125110100100

-

Resistencia a la flexión (mínimo) % del vapor de referencia (nota 6) (COVENIN 340 y 342)

3 días7 días

28 días

100100100

909090

11010090

100100100

100100100

Tabla Nº. 34 Requisitos físicos y mecánicos

Tipo F Reductor de agua

Tipo G Retardador Tipo H Acelerador

Fluidez radial

COVENIN 3:2-011)52 52 52

Contenido de agua máximo % del valor de referencia *(COVENIN 351)

85 85 85

Tiempo de fraguado. Desviación permisible de referencia * en horas y minutos

inicial: Por lo menos, no más de 1:00 Antes ni

1:30 Después


1:00 antes después

final: Por lo menos, no más de 1:00 antes ni 1:30 después

3:30 después 1:00 antes

Cambio de longitud, acortamiento máximo (requisitos adicionales) (Nota 4) (COVENIN 346)

% del valor de referencia*

aumento del valor de referencia 135

0,010

135

0,010

135

0,010

Factor de durabilidad relativo, mínimo (Nota 5) (COVENIN 1601)

80 80 80

Resistencia a la compresión (mínimo) % del vapor de referencia (nota 6) (COVENIN 338)

18 horas1 días3 días

-140125

-125125

130150130




PDVSA


Tipo F Reductor de agua

Tipo G Retardador Tipo H Acelerador

7 días28 días6 meses

1 año

110110115115

110110115115

115110100100

Resistencia a la flexión (mínimo) % del vapor de referencia (nota 6) (COVENIN 340 y 342)

3 días7 días

28 días

110100100

110100100

110100100

En caso de aditivos incorporadores de aire deberán cumplir con ASTM-C-260.

14.5.16. Tuberías

Se utilizarán las tuberías de PVC y diámetros comerciales, de acuerdo con las normas

AASHTO MP294, ASTM D 3212-96, ASTM D2412, ASTM F 1417, ASTM F477 y ASTM D

3350. En los dispositivos de conexión se evitará la utilización de materiales poco resistentes a

agresiones químicas tales como: fundición dulce, aluminio, latón, conexiones metálicas

roscadas, etc.

Para la realización de las juntas existen diferentes métodos tales como: Soldadura a Tope,

Soldaduras con Electro-Conexiones y Soldaduras de Conexiones tipo enchufe. La elección de

cualquiera de ellas dependerá de las condiciones del proyecto y de las recomendaciones del

fabricante y a la normativa vigente:

Las tuberías a utilizar para los sistemas de drenajes serán de Polivinilo Cloruro PVC ó

Polietileno de alta densidad (PEAD).

0518-83 Tubos de Policloruro de Vinilo (PVC) Rígido para la Conducción de Fluidos a

Presión. Clasificación y Requisitos.

Tubos y conexiones de policloruro de vinilo (PVC). Rígido sin plastificantes para ser

utilizados en sistemas de drenaje de aguas servidas.

Tubos de acero al carbono con o sin costura para uso general en la conducción de los

fluidos a presión.

14.6. BASES Y CRITERIO DE DISEÑO




PDVSA


14.6.1. Concreto Armado

14.6.1.1. Elementos Estructurales

El diseño de las estructuras de concreto armado deberá realizarse de acuerdo con el método

de la teoría de rotura para estructuras de concreto, según lo especificado en la Norma

COVENIN-MINDUR 1753-06 y el ACI-318-99.

Al efecto, las cargas de servicio o las solicitaciones que estas generen se incrementarán

mediante factores de mayoración para obtener la resistencia requerida, la cual debe ser por lo

menos igual a la resistencia nominal reducida por un factor de minoración de resistencia.

Los factores de minoración de resistencia, de acuerdo a la Sección 9.4 de la Norma COVENIN

1753-06, se muestran a continuación:

En flexión con carga axial 0,90

En corte 0,85

En Torsión 0,75

En flexión, compresión, corte y aplastamiento del concreto sin armar 0,55

En compresión axial, con o sin flexión Para columnas zunchadas Para columnas ligadas

0,750,70

Los valores máximos permitidos de deflexiones verticales serán los estipulados en la norma

COVENIN-MINDUR 1753-06, sub-sección 9.6.2 y para deflexiones horizontales los indicados

en la norma COVENIN 1756-01, Sección 10.

14.6.1.2. Cálculo y Diseño de la Hoya

El diseño de hoya para la nueva planta de vapor D-7 para la adecuación de calderas struthers

a sistema de combustible dual Campo Tia Juana, se realizará de acuerdo a lo establecido

según la norma PDVSA AG-212-PT CONCRETE DIKES FOR STORAGE TANKS.”

considerando lo siguiente:

La capacidad de almacenamiento del dique no debe ser menor de 150% del volumen del

tanque de mayor tamaño a instalar.




PDVSA


La distancia de la pared del tanque al dique debe ser mayor o igual a la altura del mismo

(PDVSA A6-212-PT) considerando el efecto de volcamiento del tanque.

El dique de concreto se diseñara como un muro sometido a los esfuerzos debido a la presión

del terreno y a la presión del líquido en caso de derrame del tanque.

14.6.1.3. Fundaciones

El diseño en general de las fundaciones deberá ser acorde a los criterios de la ACI 318-99,

Normas PDVSA, y COVENIN 1753-06, especificados en este documento.

Para este diseño se deberán utilizar los parámetros del suelo y recomendaciones dadas en el

estudio geotécnico del área, los parámetros se presentan a continuación:

Presión admisible sobre el suelo: (Valor de acuerdo al estudio geotécnico) (kg/cm2)

Profundidad de desplante: (Valor de acuerdo a la recomendación del al estudio geotécnico)

(metros)

Módulo de Balasto (Valor de acuerdo a la recomendación del estudio geotécnico) (kg/cm3)

Peso unitario del suelo: (Valor de acuerdo al estudio geotécnico) (kg/m3)

Se diseñarán fundaciones superficiales o directas, las cuales deberán cumplir con las

siguientes condiciones mínimas de geometría:

El espesor mínimo para las losas de fundación será de 15 cm.

El recubrimiento mínimo del acero será de 7,5 cm en la parte inferior de la zapata pudiéndose bajar a 5 cm en caso de usar concreto pobre como relleno previo.

La presión actuante sobre el suelo deberá compararse con el valor máximo admisible para la condición de apoyo uniforme.

Se deberá evaluar la estabilidad de las fundaciones contra el volcamiento, deslizamiento y levantamiento, para lo cual deberán utilizarse los siguientes factores de seguridad (mínimos):

Volcamiento:

F.S. 1,5 (para zapatas rectangulares y cuadradas)

F.S. 1,7 (para zapatas octogonales)

Deslizamiento:

F.S. 1,5 (para cualquier tipo de zapata)

Levantamiento:

F.S. 1,5 (para cualquier tipo de zapatas)GERENCIA DE INGENIERÍA Y PROYECTOS DE



PDVSA


14.6.1.4. Fundaciones de Equipos

Las fundaciones serán del tipo bloque de concreto armado aislados con pernos de anclaje

para asegurar una acción conjunta de ambos elementos.

Los bloques rígidos de fundación tendrán una masa superior a tres (3) veces el peso del

equipo en operación si es centrífugo y de cinco (5) veces si es reciprocante y/o rotativo.

El tope de la fundación estará como mínimo, veinte (20) centímetros por encima de la cota

de piso acabado.

Para equipos de procesos y soporte de tuberías ubicados sobre losas de piso (con un espesor

min. de 15 cm.), en los cuales su peso sea menor de 1000 Kg. por apoyo / soporte se podrán

fundar directamente sobre el pavimento, previa verificación del cálculo.

Las fundaciones para bombas centrifugas y reciprocante cuya potencia sea mayor de 500 y

100 Hp respectivamente, se debe cumplir que F (frecuencia) esté fuera del rango de valores

entre 0,7 y 1.4 de la frecuencia natural del sistema. (Sección 6,4 de la norma PDVSA L-STC-

003); sí es menor no requerirán de un análisis dinámico.

Los valores mínimos de la relación de estabilidad serán de 1.5 para montaje de equipos y 1.8

para el resto de las condiciones (PDVSA L-STC-004 Fundaciones de Recipientes

Horizontales, aparte 8.2 Estabilidad al volcamiento).

La presión actuante sobre el suelo deberá compararse con el valor máximo admisible para la

condición de apoyo uniforme. (PDVSA L-STC-004 Fundaciones de Recipientes Horizontales,

aparte 8.3 Esfuerzo admisible del suelo).

El diseño de las fundaciones de los tanques de almacenamiento se diseñara considerando lo

dispuesto en la norma PDVSA L-STC-006 “Fundaciones para tanques de almacenamiento”,

utilizando las características de los tanques que estarán apoyados en dichas fundaciones y el

cálculo del sismo (aceleraciones horizontales).

Para el diseño de las fundaciones se chequearán los siguientes aspectos:

Tensión admisible en el concreto.

Presión transmitida al suelo.

El diseño comprende las fundaciones para equipos tales como calentador (intercambiador de

calor), centro de control de motores, paquete de proporcionador de espuma y paquete de aire




PDVSA


comprimido a instalar en la nueva planta de vapor adecuación de calderas struthers a sistema

de combustible Tía Juana dual.

Los cuales se diseñarán en base a lo descrito en Guía Ingeniería PDVSA L-STC-004, L-STC-

005 “Fundaciones para recipientes horizontales”, y “Fundaciones para recipientes verticales“,

de acuerdo a lo establecido y requerido.

En el diseño de las fundaciones de los soportes de las líneas de tuberías que se colocarán

como succión y descarga de los fluidos a cada equipo, y los soportes para las tuberías a

instalar, utilizaremos en el cálculo del efecto del viento sobre las tuberías el procedimiento

explicado en el documento PDVSA 90615.1.009 Guía de Ingeniería, fundaciones para

pórticos, soportes de tuberías.

14.6.1.5. Pedestales

Las dimensiones a nivel de planta deberán regirse por el tamaño de la plancha base. Las

dimensiones usuales de los pedestales serán las del asiento del recipiente más 100 mm,

siendo el espesor mínimo del pedestal 200 mm. (PDVSA LSTC-004 Fundación para

Recipientes Horizontales, aparte 6.1: Dimensionamiento).

Estas dimensiones irán siendo aumentadas en múltiplos de 5 cm. hasta obtener dimensiones

que satisfagan los requerimientos de estabilidad e integridad estructural exigidos.

El alto o elevación para los pedestales sobre el nivel de terreno será de:

+15 cm en áreas pavimentadas

+20 cm en áreas sin pavimentar

Para equipos, la altura del pedestal será de acuerdo con la información que suministre el

fabricante o la disciplina de tuberías, como “Nivel de equipo instalado”.

14.6.1.6. Zapatas

El espesor mínimo de las zapatas será de 30 cm. (PDVSA LSTC-004, Fundaciones de

Recipientes Horizontales, aparte 8.1.2: Diseño de Zapatas).




PDVSA


La cota de asiento mínima para las fundaciones, medida desde el nivel de terreno será de

1,50 metros. Esta medida estará sujeta además, a lo que indique el estudio de suelos

respectivo a ser realizado.

14.6.1.7. Recubrimientos

Para el recubrimiento mínimo de los elementos de concreto armado se utilizarán los

estipulados en las normas COVENIN- MINDUR 1753-06. Sección 7.2.4

14.6.1.8. Grouting y Mortero de nivelación

El espesor de grouting será de 25 mm para fundaciones de equipos y 20 mm en fundaciones

de estructuras en general.

En el caso de usar mortero de nivelación, este será preparado con material predosificado y

agregado grueso del tipo “arrocillo”. El mismo deberá tener un espesor de 50 mm y será

colocado en concordancia con las recomendaciones del fabricante.




PDVSA


14.6.1.9. Cuantías Mínimas de Acero

La cuantía mínima de acero será de acuerdo a los criterios especificados en la ACI 318-95,

según lo siguiente:

En losas, fundaciones y paredes de concreto = As/Ag = 0.0018

En pedestales y columnas 0,01 ≤ ≤ 0.06 donde As= x Ag

14.6.2. Diseño en Acero Estructural.

Se deberá tomar en cuenta ciertas premisas básicas en el dimensionamiento de los elementos

estructurales, tales como:

La deflexión máxima para vigas de carga será de L/360.

El desplazamiento lateral máximo que se le permitirá a la estructura bajo cargas de diseño

será de H/400.

La relación de esbeltez para elementos secundarios y arriostramientos traccionados será de

K/r <300.

La relación de esbeltez para elementos principales traccionados será de K/r<240.

En lo posible se recomienda no usar esbeltez mayor de 100 para elementos principales

comprimidos, en todo caso quedará a juicio del ingeniero.

Los pernos de anclaje y estructurales serán de un diámetro mínimo de 5/8”.

Las cargas a considerar para el diseño de las estructuras metálicas son las provenientes al

peso propio (CM), carga variable (CV), viento (W), sismo (S) y carga de Operación de los

equipos (CO).

Las tuercas de pernos de anclaje para los equipos, sujetos a vibraciones, serán fijadas por

soldadura a la placa base y la arandela.

14.6.2.1. Soportes para Tuberías

Los soportes que servirán de apoyo a la tubería dentro de las estaciones, serán tipo fundación

aislada de concreto armado. Adicionalmente se prevé el uso de soportes tipo “H” para la

tubería a campo traviesa. Los soportes tipo “H” serán diseñados a flexo compresión en todos

sus elementos.




PDVSA


14.6.2.2. Plataformas para Acceso de Equipos

Las plataformas serán de grating formadas por pletinas de 1” de alto por 3/16” de espesor y

con cabillas de 5 mm de diámetro espaciadas cada 4” y serán galvanizadas por inmersión en

caliente.

Los peldaños de escaleras serán rectangulares, de grating (1” x 3/16”) y los bordes serán de

plancha estriada anti-resbalante, galvanizados por inmersión en caliente.

La sobrecarga para diseño de las plataformas de acceso a equipos o válvulas será de 500

kg/m2 y para las de almacenaje de químico dependerá de la sustancia a almacenar.

14.6.3. Movimiento de Tierra.

Una vez realizado el levantamiento topográfico, el movimiento de tierra se realizará según los

siguientes criterios:

La topografía predominante en la zona es relativamente plana y tiene una pendiente natural

claramente definida, la cual se considerara para facilitar el drenaje del agua de lluvia, (si

aplica).

En caso de requerirse material de relleno, este deberá ser de un sitio de préstamo ubicado

cercano a la edificación y aprobado previamente por PDVSA.

El cálculo del volumen de tierra a moverse durante la construcción de la terraza se realizará

con el programa AUTOCIVIL o similar, se considerará las recomendaciones especificadas

en el estudio de suelo a ser suministrado.

Las elevaciones y pendientes a considerar, controlarán el paso del agua superficial

proveniente de las áreas vecinas, y garantizarán el drenaje del agua de lluvia precipitadas

sobre la superficie a desarrollar.

Mínima área de afectación.

Mínima utilización de transporte de materiales de bote y/o préstamo.

Ajuste posible de las terrazas al terreno original.

Seleccionar sitios de bote y préstamo cercanos al sitio de obra.

En áreas exteriores la pendiente mínima recomendada será del 0.5%, sin embargo, en

áreas cuyo drenaje se realizará confinado por cunetas y/o brocales la pendiente mínima

podrá ser del 0.3%.

Consideración de la ley Penal del Ambiente (Decreto N° 2219) y especificaciones PDVSA

No. AI-211, AK-211 y AK-212-0.GERENCIA DE INGENIERÍA Y PROYECTOS DE



PDVSA


El diseño se efectuará de acuerdo a las consideraciones siguientes:

14.6.3.1. Preparación del Sitio

Para el diseño de movimiento de tierra, en la preparación de sitio, se determinará la

disposición de las terrazas en función de la distribución en planta de las instalaciones y del

drenaje superficial. Las pendientes mínimas utilizadas en las terrazas serán del 1%.

La pendiente máxima para vialidad será del 8%, para garantizar un adecuado tráfico de los

vehículos pesados.

Para tal efecto, una vez ejecutada la evaluación del sector y determinada la mejor disposición

de las aguas superficiales se elegirá la conformación más adecuada de la terraza, la cual

podrá ser de las siguientes maneras:

Terrazas planas o inclinadas.

Combinación de las anteriores.

Para este nivel de movimiento de tierra es usual utilizar curvas de nivel cada 0,20 m, además

de otras que definen los puntos límites del mencionado movimiento de tierra.

14.6.3.2. Implantación o Localización

El diseño del movimiento de tierra y la implantación o localización, se realizarán basándose en

el acabado final de la superficie, en la vialidad y en los niveles de las edificaciones.

Las escalas usuales en que se ejecutarán estos dibujos serán 1:500 y 1:1000.

14.6.3.3. Metodología de Diseño

Geometrización

Una vez conformada la terraza, ésta se geometriza utilizando una poligonal cerrada, a la cual

se le calculan las coordenadas de los puntos que la componen. En esta poligonal se deberá

considerar los sobreanchos necesarios para establecer bermas de mantenimiento, localización

de canales perimetrales exteriores, cercas, sobreanchos de coronamiento de taludes y otros

elementos necesarios aplicables al caso particular del desarrollo.




PDVSA


Luego de geometrizada la terraza se procede a realizar las secciones transversales, las cuales

servirán para el cálculo de los volúmenes de corte y relleno.

Para establecer la geometría y niveles definitivos de la plataforma sobre las secciones

transversales, se tratará de compensar los volúmenes de corte y relleno a través de un

proceso iterativo en el que se tantean diferentes niveles, los cuales tendrán como pendiente

mínima el 1%.

En caso de que sólo se necesite un estimado del movimiento de tierra, en el cual no sean

necesarias las secciones transversales, éste se puede realizar buscando el pie de talud en la

planta con el escalímetro. Sabiendo que pendiente de talud se utilizará, se busca en el

escalímetro la escala correspondiente y se van contando sobre dicha escala las respectivas

cotas hasta que la cota del escalímetro y la de la planta coincidan, que será el punto de pie o

tope (coronamiento) de talud.

Cálculos

Una vez dibujadas las secciones transversales definitivas, se procede a calcular las áreas de

corte y relleno en cada una de ellas, para luego determinar el volumen de las mismas

utilizando el método de las áreas medias, mediante las siguientes fórmulas:

Donde:

Vc = Volumen de corte

AC1 = Área de corte en la sección 1

AC2 = Área de corte en la sección 2

Vr = Volumen de relleno

AR1 = Área de relleno en la sección 1

AR2 = Área de relleno en la sección 2

d = Distancia entre secciones

Estas fórmulas se usan para todas las secciones transversales y el volumen total de corte y

relleno, será la sumatoria de los volúmenes parciales.




PDVSA


Cuando en el área a desarrollar, exista una capa vegetal que deba ser removida por separado,

se determinará su volumen en la misma forma y se deducirá del volumen de corte o se

aumentará al volumen de relleno.

14.6.4. Drenaje

14.6.4.1. Drenaje de Aguas de Lluvia

Las aguas de lluvia que caigan sobre la plataforma de la vía y dentro de las áreas de procesos

serán conducidas por pendientes tanto transversales como longitudinales hacia las obras de

drenaje (brocales y cunetas) y de éstas se descargarán al terreno natural por medio de

canales. En caso de pasar agua de un lado a otro de la vía, se utilizarán alcantarillas o

pontones.

En caso de necesitar canales, serán revestidos en concreto, estimándose pendientes entre

0,50% al 2,00%.

Gastos de Diseño

El área del complejo agroindustrial será diseñada sobre la base de los valores de intensidad

de lluvia de la zona para un período de retorno de 10 años y una duración de 10 min. Según

las curvas intensidad-frecuencia-duración correspondientes a la Región VII, el valor de la

intensidad de la lluvia es I = 370 LPS/Ha. (Fuente J. Carciente: Proyecto para Carreteras pág.

341).

Para determinar el caudal de agua de lluvia se utilizara la ecuación del Método Racional:

Q = C x I x A,

Donde:

Q = Caudal a drenar, en litros/seg.

C = Coeficiente de escorrentía

C = 1,00 para área pavimentada de asfalto o concreto.

C = 0,95 - 0,85 en áreas techadas y azoteas (MOP).

C = 0,5 para área no pavimentada.

C = 0,40 áreas con grama, granzón o similar.

I = Intensidad de Lluvia para un tiempo de concentración determinado, en un período de retorno de 10 años, en lt/seg/ha.




PDVSA


A = Área a drenar, en ha.

Intensidad de Lluvia = 370 Lps/Ha

Tiempo de concentración = 10 min

14.6.4.2. Sistemas de drenajes de aguas aceitosas

General

El diseño de drenajes de aguas aceitosas se basará en la cantidad y calidad de los residuos a

evacuar. El sistema de drenaje deberá estar dispuesto para recolectar los efluentes de las

siguientes fuentes:

Drenajes de equipos, escorrentías superficiales de lavaderos, aguas lluvias y aguas

contraincendio del interior de unidades de proceso.

Otras aguas negras de proceso, sean o no aceitosas, tales como purgas de agua de

enfriamiento.

Agua de tanques y decantación de cajas.

Patios de tanques individuales o compuestos.

Aguas lluvias fuera de registro que incluyen carreteras, áreas de cargue, corredores de

tubería, corredores de soportes de tuberías y otras áreas sujetas a contaminación de aceite

u otra posible contaminación.

Tratamiento de Aguas Aceitosas

Los drenajes de aguas de proceso descargarán al sistema de separación propuesto para este

fin.

14.6.4.3. Obras de Captación

14.6.4.3.1 Cunetas y Canales Perimetrales

Se utilizarán en lo posible cunetas tipificadas con velocidades mínimas a capacidad plena de

0,75 m/s y borde libre mínimo de 5 cm.

En áreas de trincheras, el drenaje se realizará mediante canales perimetrales que podrán

colocarse a pie del talud. El ancho mínimo del canal será de 30 cm y la pendiente mínima será

del 0,3%.




PDVSA


14.6.4.3.2 Sumideros de Rejas (Canales con Rejillas Metálicas)

Estos canales serán de concreto armado y se diseñarán con la capacidad suficiente para

drenar las aguas de lluvia y contra incendio. La capacidad y pendiente de fondo del canal

deberá permitir una velocidad mínima para arrastre de sedimentos de 0,75 m/seg para aguas

de lluvia y 0,60 m/seg para aguas negras. Estos canales tendrán una pendiente longitudinal

hacia un punto donde descargarán.

14.6.4.3.3 Tanquillas Sumideros

Es las estructuras de concreto utilizadas para la unión de colectores subterráneos, como

trampas de sedimentos y como puntos de inspección y mantenimiento.

Requerimientos para la Ubicación de las Tanquillas

- En el extremo ciego inicial de una tubería principal de drenaje.

- A intervalos no mayores de 90 m. para tuberías principales de drenaje de diámetro menor

de 24” o a intervalos no mayores de 150 m. para tuberías de drenajes de diámetro igual o

mayor que 24”.

- En la unión de la tubería principal de drenaje con una tubería lateral.

- En aquellos sitios donde existen cambios en la dirección o pendiente de la tubería principal.

- En los sitios donde se deben hacer cambios en la altura rasante de la tubería.

- En plantas integradas, los sistemas de proceso de cada área se deberán unir con tanquillas

provistas de sello hidráulico.

- En cambio de diámetro o material de las tuberías.

Requerimientos para el Diseño de las Tanquillas:

- El dimensionamiento deberá permitir la entrada de personal para labores de mantenimiento.

- Se construirán de concreto armado, utilizándose un concreto con una resistencia a los 28

días de 210 kg/cm2 y acero con un esfuerzo a la cedencia de 4.200 kg/cm2.

- La losa superior o tapa deberá diseñarse de forma tal que pueda ser removida para permitir

las labores de mantenimiento. Esta losa deberá colocarse a nivel del piso en áreas

pavimentadas y como mínimo a 15 cm de altura en área sin pavimentar.

- El punto de descarga de la tanquilla, deberá estar a un nivel inferior a la tubería más baja

que conduzca efluentes a ella (como mínimo 10 cm.)

- Las tanquillas que captarán aguas confinadas en cunetas o retenidas en áreas se diseñarán

según la capacidad del tubo de salida.




PDVSA


- Las dimensiones mínimas internas serán 60 x 60 cm., adaptándose a las cunetas que en

ellas descarguen.

14.6.4.4. Criterios Particulares para Drenajes

Áreas de Procesos

- No podrán ubicarse debajo de equipos o escaleras.

- La distancia máxima del desplazamiento al aire libre del líquido será de 15 m. Por lo que la

máxima separación entre sumideros será de 30 m., considerando el punto alto a 15 m de

cada uno.

- Los drenajes individuales de equipos, maquinarias, etc., que descarguen en un sumidero lo

harán 30 cm por debajo de la salida.

- Ningún sumidero podrá estar conectado a otro sumidero, se usará para tal fin una tubería

de recolección.

- No podrán estar ubicados a menos de 9 m de vías de acceso.

- Patios de tanques

- La profundidad mínima de las tuberías de drenaje será de 0.60 m.

- El fondo del sumidero deberá estar a 0.30 m mínimo por debajo de la tubería de descarga.

- El sumidero deberá contar con un sello a la descarga y deberá ubicarse al nivel de la

esquina más baja del patio de tanque.

14.6.4.5. Diques de Contención

Se contempla la modificación de diques de contención para la instalación de tanques de

lavado. Tanto el diseño como la construcción de estos diques, se rigen por las Normas

PDVSA-AG-212-PT y AG-211-PRT. Los parámetros para el diseño serán los recomendados

por el Estudio de Suelos.

14.6.5. Diseño Geométrico de la Vialidad y Pavimento

14.6.5.1. Vialidad

Las premisas para el diseño del sistema de vialidad para la planta de vapor para la

“CONSTRUCCIÓN DEL SISTEMA DE ALMACENAMIENTO Y BOMBEO DE COMBUSTIBLE

LÍQUIDO PARA CALDERAS STRUTHERS, CAMPO TIA JUANA”, estarán basadas en que las

mismas son estructuras diseñadas para proporcionar un medio confortable y seguro, capaces

de mantener las características con las cuales fueron diseñadas por un tiempo determinado.

El sistema de vialidad se diseñará de acuerdo a los siguientes criterios:GERENCIA DE INGENIERÍA Y PROYECTOS DE



PDVSA


El sistema de vialidad en lo posible se ajustará a la topografía original.

Los planos deberán tener definido el alineamiento de todas las calles, tanto las internas,

como el acceso principal. Deberá preverse una vía para salida de emergencia. De igual

forma, se deberán apreciar con claridad las áreas destinadas a estacionamientos.

Las vías internas se proyectarán en forma tal que brinden el más seguro acceso a las

instalaciones (vientos arriba de la dirección predominante), a efectos de permitir el combate

de incendios.

El vehículo de diseño a utilizar será un HS–20+20%. Sin embargo, cuando se prevea la

circulación de vehículos que produzcan condiciones de carga más severas deberá definirse

el vehículo de diseño a utilizar en el proyecto.

Se utilizará una velocidad de diseño de 15 Km/h para la definición de la geometrización de

las vialidades a desarrollar dentro del proyecto.

El ancho mínimo de la calzada será de 6,50 m en vías principales con dos canales de

circulación; 6,00 m en vías secundarias con dos canales de circulación y 4,00 m en rampas

con un canal de circulación.

Para el Alineamiento Vertical se considerará lo siguiente:

Pendiente longitudinal mínimo: 0,3%

Pendiente longitudinal máxima: 8,0%

Pendiente transversal (bombeo): 2,0%

Pendiente longitudinal máxima en rampas: 15%

Se evaluará las áreas de vialidad donde se requieran brocales-cunetas.

En zonas de circulación peatonal se preverá la construcción de aceras de un ancho mínimo

de 1,00 metro.

El ancho del hombrillo será 1,20 m en vías principales y 1,00 m en vías secundarias.

En curvas horizontales, el radio mínimo de curvatura al borde de la calzada estará de

acuerdo al tipo de vehículo y a lo indicado en las normas.

Las curvas verticales se diseñarán cuando la diferencia algebraica entre dos pendientes

consecutivas sea mayor del 1%.

En general, para el diseño de la vialidad se deberán cumplir las normas y procedimientos

especificados en los documentos PDVSA N° AE-211 y AE-213-T.




PDVSA


14.6.5.2. Pavimentos

El pavimento a utilizar se definirá en base a las necesidades establecidas y a la vida útil

esperada de la estación con mínimo mantenimiento. El diseño estructural y la definición de la

procedencia de sus materiales componentes, se realizará de conformidad con las

recomendaciones del estudio geotécnico, y tomando en consideración la disponibilidad en los

alrededores de los materiales que se seleccionen para la construcción del pavimento.

14.6.5.3. Pavimentos Asfálticos

Se diseñarán para vías y áreas donde las cargas, el suelo y los posibles agentes

contaminantes lo permitan. No se recomienda en áreas de procesos químicos y agentes

diluyentes de hidrocarburos. El espesor y tipo de pavimento asfáltico será de acuerdo a lo

indicado por el estudio geotécnico.

Los pavimentos asfálticos deberán cumplir con lo señalado en las Normas PDVSA N° AC-213-

PT y N° AE-211.

14.6.6. Bases de Diseño de Arquitectura

El diseño arquitectónico a efectuar en las edificaciones del Proyecto, se realizará manteniendo

formas sencillas y estructuras de fácil construcción e instalación. De ser posible se ajustaran a

las características de las edificaciones existentes en el área.

Se aplicarán las normas PDVSA en relación al diseño de edificaciones para equipamiento

urbano, las normas sanitarias y las Normas COVENIN de Medios de Escape.

En cuanto a orientación de la edificación dentro de las Instalaciones se tomara en cuenta la

exposición solar y la entrada de trincheras y bancadas de Electricidad e Instrumentación.

14.6.6.1. Instalaciones Sanitarias

14.6.6.1.1 Instalaciones de Aguas Blancas

El suministro de agua potable o de servicio a las unidades de baño a construirse, se prevé que

sea externo, ya que no existe alimentación por tubería a la planta.




PDVSA


Se realizará el diseño de un tanque elevado con capacidad estimada según el requerimiento,

el cual será llenado con cisterna a través de una tubería de aducción de 4”. La alimentación de

las piezas sanitarias de las dos unidades de baño se realizará mediante un sistema

hidroneumático adecuado para garantizar la presión mínima en las piezas sanitarias

involucradas.

Las dos unidades de baño estarán conformadas por un lavamanos y un excusado de tanque

en cada una.

Las tuberías y accesorios a utilizar serán de hierro galvanizado Sch. 40, ASTM A-120.

14.6.6.1.2 Instalaciones de Aguas Servidas

La descarga de las aguas negras de las unidades de baño se hará mediante tuberías de PVC

hasta su disposición final en un tanque séptico de una cámara y posteriormente al sumidero,

ubicado ambos en los alrededores de la construcción, según se muestra en los planos de

implantación.

14.6.7. Solicitaciones de Diseño

Las cargas de diseño para edificaciones serán las especificadas en las normas COVENIN-

MINDUR. En estructuras industriales no cubiertas por estas normas como frecuentemente es

el caso de las instalaciones de las industriales.

14.6.7.1. Cargas Muertas o Permanentes (CP)

Las carga permanente están especificada en la norma COVENIN 2002:1988 “Criterios y

Acciones mínimas para el proyecto de Edificaciones”, que aplique según el alcance de los

trabajos a realizarse.

14.6.7.1.1 Peso Propio de las Estructuras

La carga muerta proveniente de las estructuras son aquellas que actúan continuamente sobre

las estructuras y su magnitud se puede considerar invariable en el tiempo, tales como: peso

propio de los elementos estructurales, tuberías, perfiles, “grating”, planchas, equipos fijos y

cualquier otro tipo de elemento que se fije de forma permanente a las estructuras.




PDVSA


Para el cálculo de las magnitudes de cargas permanentes se considerarán los pesos

específicos de los materiales que lo constituyen y los pesos de cada uno de los equipos o

elementos que se instalarán.

Peso específico del Acero: 7850 kg/m3

Peso específico del Concreto: 2500 kg/m3

14.6.7.1.2 Peso de los Equipos

La carga muerta de equipos, sin incluir tuberías externas, producida por el peso de equipos

tales como recipientes y bombas se definirá para cada condición de carga como sigue:

Peso Muerto del Equipo Vacío o en Montaje

El peso muerto del equipo vacio en montaje será el peso muerto del equipo excluyendo el

peso de las partes internas y externas no conectadas al equipo si no después del montaje.

Peso Muerto del Equipo en Operación

El peso muerto del equipo en operación será el peso muerto del equipo completamente

ensamblado, incluyendo el aislamiento y el fluido contenido en él, pero excluyendo las tuberías

y estructuras exteriores conectadas al equipo, si fueron anteriormente consideradas.

Peso Muerto del Equipo en Prueba

El peso muerto del equipo en prueba será el peso muerto del equipo en operación definido en

el punto anterior, pero excluyendo el aislamiento externo y el líquido de operación.

Considerando llenos de agua tanto el equipo como las tuberías asociadas a él en la prueba.

14.6.7.1.3 Peso de las Tuberías de Mecánica y/o Proceso

La carga muerta de las tuberías será aquella resultante de la suma del peso de todos los materiales que forman parte del sistema de tuberías, incluyendo el peso del líquido contenido en condiciones normales de operación.

14.6.7.1.4 Cargas Vivas o Variables (CV)

Las Cargas Variables son aquellas que actúan sobre la estructura con una magnitud variable

en el tiempo, dependiendo del tipo de ocupación y uso habitual como el peso de las personas,

objetos, el efecto de la temperatura y los efectos de empujes de líquidos, las cargas a

considerar en el proyecto.GERENCIA DE INGENIERÍA Y PROYECTOS DE



PDVSA


Las sobrecargas a considerar para los diseños se determinarán de acuerdo a los

requerimientos mínimos establecidos en la Norma PDVSA A-261 “Criterios y Acciones

Mínimas para el Diseño de Estructuras Industriales” y/o COVENIN 2002.

Las cargas variables serán aplicadas uniformemente distribuidas sobre la proyección de las

áreas en construcción. Los componentes individuales de las estructuras también deben

sostener cierta carga mínima concentrada en lugar de la carga uniforme.

Cargas Variables de Diseño Recomendadas en Instalaciones Industriales.

- 750 kg/m2 mínimo en áreas de depósito y almacenamiento.

- 400 kg/m2 en áreas de trabajo y operación.

- 500 kg/m2 en pisos para plataformas (rejillas o planchas estriadas), de operación en

edificios de compresores y en estaciones de bombas y áreas de equipos.

- 250 kg/m2 en áreas de acceso al personal tales como plataformas de acceso y plataformas

de recipientes (donde no se puedan almacenar herramientas y/o equipos).

- 150 kg/m2 o según uso, en techos accesibles.

- 365 kg/m2 o una carga concentrada en movimiento de 460 kg en escaleras y descansos,

utilizándose para el cálculo aquella que produzca solicitaciones mayores. Los peldaños

deberán ser diseñados para una carga concentrada de 130 kg en el centro, pero no

superpuesta a la carga uniforme.

- 500 kg/m2 en escaleras y descansos donde puedan almacenarse herramientas y/o equipos.

- 30 kg/m2, o una carga concentrada de 90 kg mínimo en el centro del peldaño, en escaleras

marineras.

- 300 kg/m2 en áreas de oficinas, laboratorios, vestuarios y salas de control.

- 750 kg/m2 en salas de equipos mecánicos y eléctricos.

- 50 kg/m para barandas, aplicados horizontalmente en el tope.

- Techos livianos (con peso menor de 50 kgf/m²) 40 kg/m²

- Peso correspondiente a friso. 22 kg/m2.

- Peso correspondiente a impermeabilización. 4 kg/m2.

- Techos con peso propio igual o mayor de 50 kgf/m²

Pendiente igual o menor del 15 % 100 kg/m²

Pendiente mayor del 15 % 50 kg/m²




PDVSA


14.6.7.2. Cargas de Empujes (CE)

Empujes variables de tierras, materiales granulares y líquidos se tomarán en cuenta en el

proyecto de acuerdo a los métodos expuestos en el Capítulo 7 de la norma COVENIN 2002.

Es la carga debida al peso del terreno y al agua en el terreno. Se utilizará la información

proporcionada por el estudio de suelos y las presiones se calcularán con el método de

Rankine para el empuje activo (Ka= tg2 (45 + f/2)) y se considerará el coeficiente de empuje

de tierra en reposo para calcular el empuje sobre fosas enterradas (K0= 1- sen f). (Ver

Informe del Estudio geotécnico)

14.6.7.3. Cargas de Impacto

Para la aplicación de las cargas variables por impacto originadas sobre la estructura se

realizaran según el capítulo 5.4 de la norma COVENIN 2002-88.

14.6.7.4. Cargas Accidentales

Las acciones o cargas accidentales son las que en la vida útil de la estructura tienen una

pequeña probabilidad de ocurrencia durante lapsos breves de tiempo como las acciones

debidas al sismo, viento, etc.

14.6.7.4.1 Cargas de Viento (W)

Son las acciones producidas por el aire en movimiento sobre las estructuras y equipos que se

le interponen. El cálculo de las cargas de viento será realizado de acuerdo a la norma

COVENIN-MINDUR 2003 "Acciones del Viento sobre las Construcciones”. Los parámetros a

considerar para el cálculo de la carga de vientos son:

Velocidad básica del viento: V= 120 km/h (Tia Juana)

Clasificación según el uso: B (Según COVENIN 2003-89 Pág.11.)

Tipo de estructura: (Según característica de respuesta Pág.12 y 13)

Categoría de exposición: C (Según Grupo y Tipo Estructura. Pág.15.)

Factor de Importancia: I=1.00

Dirección del viento NE-SO.




PDVSA


14.6.7.4.2 Cargas Sísmicas

Las Cargas debido a la Acción Sísmica que intervienen en el diseño de las instalaciones

objeto de este documento deberán determinarse de acuerdo a los lineamientos descritos en

las Normas PDVSA JA-221“Diseño Antisísmico de Instalaciones Industriales”, PDVSA JA-222

“Diseño Sismorresistente de Recipientes y Estructuras”, y COVENIN 1756 “Diseño

Edificaciones Sismorresistentes”.

Los parámetros a considerar para determinar el espectro sísmico de diseño son los siguientes:

Tabla Nº. 35 Parámetros Espectro de Diseño

Parámetro Valor Norma PDVSA

Grado de Riesgo A JA-221 Tabla 4.1 Pág. 10

a* cm2/s 27 JA-221 Fig. 6.1 Pág. 13

Valor de Peligro Sísmico en

la Localidad ( )3.75 JA-221 Fig. 6.2 Pág. 14

Vida Útil T (en años) 30

P1 Probabilidad de

Excedencia Anual0.002 JA-221 Tabla 4.1 Pág. 10

Β 2,8 JA-221 Tabla 6.1 Pág. 17

T° (s) 0,30 JA-221 Tabla 6.1 Pág. 17

T* (s) 1,2 JA-221 Tabla 6.1 Pág. 17

El análisis sísmico será en base a la acción simultánea de las tres componentes Sx, Sy y Sz,

obteniéndose al combinar los valores del 100% de la solicitación del sismo en una dirección,

con el 30% de cada una de las solicitaciones debida al sismo en las otras dos direcciones

ortogonales. Este criterio implica la consideración de los casos correspondientes en cada una

de las tres direcciones, considerando todos los signos posibles, de acuerdo a lo indicado en la

norma COVENIN 1756-1:2001. “Edificaciones Sismorresistentes”, Sección 8.6 y a la norma

PDVSA JA-221, Sección C.10.

14.6.7.4.3 Carga por Fricción (Tf)

Aquí se consideran las cargas producidas por la expansión térmica de las tuberías o equipos,

y que resulta una fuerza de fricción entre la tubería y el soporte de la misma. La carga por GERENCIA DE INGENIERÍA Y PROYECTOS DE



PDVSA


fricción deberá ser tomada como carga de operación al mismo tiempo que se toma como

carga aplicada al soporte de la tubería y la cual podrá obtenerse de acuerdo a:

Coeficientes de fricción entre superficies:

C = 0.3 para contacto acero sobre acero

C = 0.4 para contacto acero sobre concreto

C = Ver Norma COVENIN MINDUR 1753, sección 11.6.4.3 para concreto sobre concreto.

C = 0,1 para contacto teflón sobre acero.

C = * para contacto concreto sobre suelo.

(* Valor particular del Proyecto).

Las cargas debidas a equipos o tuberías que actúan sobre los puntos fijos o deslizantes

deberán considerarse en el diseño estructural tomando en cuenta las fuerzas resultantes del

análisis de flexibilidad de tuberías.

14.6.7.5. Cargas de Operación

En aquellos casos que aplique, deberán considerarse en el diseño de las estructuras, las

solicitaciones definidas a continuación:

14.6.7.6. Cargas por Dilatación Térmica

Se considerarán las solicitaciones debidas a cambios de temperatura en tuberías, equipos y

estructuras. Deberán tomarse en cuenta las recomendaciones dadas en el punto 6.6.2

“Acciones Reológicas y Térmicas” de la Norma COVENIN–MINDUR 2002.

14.6.7.7. Cargas Dinámicas

Se considerarán las solicitaciones ocasionadas por vibraciones en equipos y máquinas o por

movimientos de fluidos en tuberías y equipos.

14.6.7.8. Cargas de Vehículos

Las cargas aportadas por vehículos en edificaciones se determinarán de acuerdo con el

apartado 5.2.5 “Acciones Variables en Estacionamientos” de la Norma COVENIN–MINDUR

2002, en el resto de los casos serán las recomendadas en las especificaciones AASHTO,

utilizando un tren de carga HS–20+20%. Sin embargo, cuando se prevea la circulación de




PDVSA


vehículos que produzcan condiciones de carga más severas deberá definirse el vehículo de

diseño a utilizar en el proyecto.

14.6.7.9. Cargas Móviles Especiales

Para aquellas cargas móviles indivisibles, que por sus características de peso y dimensiones

sobrepasan los trenes de cargas convencionales, se requerirá un análisis especial.

14.6.7.10. Combinaciones de cargas.

Las combinaciones de carga que usualmente deberán aplicarse son las establecidas por los

Códigos y Normas vigentes, pero pueden ser alteradas para considerar situaciones especiales

de acuerdo con el buen juicio del Ingeniero.

Todas las fundaciones de equipos, todas las estructuras y sus fundaciones, y todos aquellos

elementos estructurales, deberán ser diseñados para la condición más desfavorable de

acuerdo con las siguientes combinaciones de cargas:

Para el análisis y diseño de los elementos estructurales por ACI 318-08, se tomará en

consideración la combinación de carga mayoradas según norma COVENIN 1753-2006,

capítulo 9, tabla 9.3, que se indica a continuación:

1,4 (CP + CF)

1,2 (CP +CF + CT) + 1,6 (CV + CE) + 0,5CVt

1,2 CP + 1,6CVt + (CV o ± 0,8 W)

1,2 CP ± 1,6 W + CV + 0,5CVt

1,2 CP + CV ± S

0,9 CP ± 1,6 W

0,9 CP ± S

0,9 CP ± 1,6 CE

Para el análisis y diseño de los elementos estructurales metálicos por los esfuerzos últimos

LRDF, según norma COVENIN 1618-1998, capítulo 10, hipótesis 10.3, se tomará en

consideración la combinación de carga que se indica a continuación:

1.4 CP

1.2 CP + 1.6 CV + 0,5CVt




PDVSA


1.2 CP + 1.6 CVt + (0,5 CV o 0.8 W)

1.2 CP + 1.3 W + 0,5 CV + 0,5CVt

0.9 CP ± 1.3 W

1.2 CP + CV ± S

0.9 CP ± S

Para evaluar las deformaciones de la estructura y el diseño de las fundaciones, se utilizaran

las siguientes combinaciones de carga de servicio según norma 1753-2006:

CP

CV + (CVt)

(CP + CF) + (CV + CE) + CVt

CP + CV ± 1.3 W

0.9 CP ± 1.3 W

CP + CV ± 0.7 S

0.9 CP ± 0.7 S

0.9 CP ± CE

Donde:

CP = Cargas Muertas o Permanentes

CV = Cargas Vivas o Variables

CVt = Cargas Vivas o Variables de Techo

S = Cargas de Sismo

W = Cargas de Viento

CE = Cargas de Empuje de Tierras

15. DISCIPLINA INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL


Esta sección incluye las Bases y Criterios asociadas a la Disciplina de Instrumentación y

Control, que deberán ser aplicados durante el desarrollo de la Ingeniería básica, en forma

específica para los instrumentos, equipos y sistemas que cumplirán las tareas de medición,

supervisión, control y protección de los Sistemas de Recepción, Almacenamiento, Bombeo,

Calentamiento de combustible líquido y Distribución para el funcionamiento de Calderas tipo

horizontales marca Struthers Thermo-Flood, operada con combustible líquido (Gasoil, Fuel-Oil

o Cruda) y gas natural.




PDVSA


El proceso requerirá de la incorporación de equipos capaces de garantizar los parámetros de

operación necesarios y previstos en el alcance del proyecto, tomando en consideración los

aspectos que se detallan a continuación:

El nivel de automatización deberá satisfacer los requerimientos de operación, control,

protección, seguridad y mantenimiento de acuerdo con el tipo de instalación.

La instrumentación, equipos y sistemas a ser instalados deberán ser de reciente tecnología,

con tarjetas de estado sólido, de fácil mantenimiento, repuestos y con representantes

técnicos en el país, capaces de proporcionar como mínimo una garantía de un (1) años.

Deberán ser de arquitectura abierta y modular que permita actualización e integración a

nuevos sistemas y niveles superiores, con mínimo impacto a las operaciones similares.

Las unidades de medición a ser utilizadas serán las indicadas en la siguiente Tabla Nº 35.

Tabla Nº 36. Unidades de Medición

Variable Unidad (Símbolo)

Presión Manométrica: Libras Fuerza por Pulgada Cuadrada Manométrica (psig)

Temperatura: Grados Farenheit (ºF), Grados Centígrados (ºC)

Flujo Volumétrico:Galones por minuto (gpm), Barriles por día (BPD), Millones de pie cúbicos estándar por día (MMPCED)

Flujo Másico: Libras por horas (lbm/h)

Viscosidad Dinámica: Centipoise (cP )

Densidad: Libra masa por pie cúbico (lbm/pie3 (ft3))

Área: Pie2 (ft2)

Longitud: Pie (ft), Pulgada (in) , metro (m)

Presión Diferencial para Medidor de Flujo:

Pulgadas de Agua (“ H2O)

Presión Diferencial para Medidor de Presión:

Libras por pulg cuadrada diferenciales manométricas (PSID)

Diámetro de Tuberías y Conexiones: Pulgadas (”)

Se utilizarán redes de campo (Modbus RTU, Hart, Ethernet I/P, etc.) para algunos

instrumentos y equipos de Supervisión, Protección y Control, con la finalidad de obtener

información adicional (auto diagnóstico, fallas, entre otros).




PDVSA


Toda transmisión de señales desde campo a los sistema de supervisión, protección y

control, y viceversa deberán ser eléctricas. El diseño deberá asegurar que sea posible, la

interconexión de la instrumentación con el resto de los componentes. Los sistemas de

señales deberán corresponder con lo descrito en la tabla Nº 36.

Tabla Nº 37. Sistema de Señales

Señal Descripción

Analógica:4–20 mA DC (Con superposición Hart) (Instrumentación electrónica)

Neumática: 3-15 psig (Instrumentación neumática)

Discreta: 24 Voltios DC

Protocolo de Comunicación: Ethernet, TCP/IP, Hart, Modbus RTU

Los equipos e instrumentación electrónica en general, a ser instalados en campo, deberán

especificarse y seleccionarse según la clasificación eléctrica del área correspondiente. Esta

selección se basará en los análisis y planos de Clasificación Eléctrica de Área, a ser

generados por la disciplina Electricidad durante el desarrollo de la Ingeniería Básica.

El diseño y las especificaciones deberán prever que todos los instrumentos, gabinetes y

equipos de los Sistemas de Supervisión, Control y Protección propuestos sean ubicados en

sitios de fácil acceso desde el suelo, guardando la mejor distribución y simetría posible, de

acuerdo al espacio disponible.

Los Sistemas de 24 VDC de control deberán estar integrados a una fuente ininterrumpida

de alimentación (UPS) de corriente directa (DC) con su correspondiente Sistema

Rectificador-Cargador con una autonomía de una (1) hora. Los niveles de tensión para la

alimentación DC deberán estar dentro de los requerimientos estándar de 24 voltios DC, con

valores de rizado menores al 0,55 del valor nominal.

Los Sistema de Supervisión, Control y Protección, ante una falla del suministro eléctrico en

la instalación, deberán mantenerse funcionando normalmente por un lapso mínimo de una

(1) hora. Para ello se deberá prever sistemas de respaldos adecuados y suficientes para

soportar la carga de los principales equipos de medición y control durante este tiempo.

Se deberá tener presente la facilidad para las labores de mantenimiento, tales como

acceso a gabinetes, equipos, instrumentos, cajas de conexión, gabinetes de interconexión,

así como la apropiada iluminación.

15.2. NORMAS Y CÓDIGOS APLICABLES.




PDVSA


Para el diseño, especificaciones, instalación, pruebas y operación de la instrumentación,

sistemas de Sistema de Supervisión, Protección y Control, Planos, lista de equipos, se usarán,

principalmente y sin limitarse a estos, como referencia las últimas ediciones de los estándares,

recomendaciones y buenas prácticas de las organizaciones listadas. Cualquier discrepancia

entre normas, guías códigos, éstas serán consultadas y acordadas por PDVSA.

Tabla Nº 38. Códigos y Normas Aplicables

PDVSA

HF–201 Diseño de Tuberías para Instrumentación e Instalación de Instrumentos.

H-221 Materiales de Tuberías

IR–E–01 Clasificación de Áreas.

K-301 Pressure Instrumentation.

K-302 Flow Instrumentation

K-303 Level Instrumentation

K-304 Temperature Measurement Criteria

K-307 Electronic & Pneumatic Instrumentation

K-309 SCADA Systems

K-329 Instrument Junction Boxes Specification

K-330 Control Panels and Consoles

K-331 Instrument Power Supplies

K-332 Control Valves

K-333 Valve Actuators

K-334 Instrumentation Electrical Requirements

K-335 Packaged Unit Instrumentation

K-336 Sistemas Instrumentados de Seguridad

K-341 Instrument Air System Criteria

K-343 Alarm Management Criteria




PDVSA


K-344 Selection Criteria for Pressure Control Regulators

K-360 Programmable Logic Controllers

K-362 Redes Digitales para Control de Procesos Industriales

K-363 Fire, Gas Liquid Leak Detection

K-369 Instrumentation QA-QC

N-241 Instalación de coductores y cables en Bandejas y Tuberías

L-TP-1.10 Emsión de Diagramas de Tuberías e Instrumentación

IR-I-02 Sistemas de Detección de Gases, Inflamables/Tóxicos

PDVSA O-201Selección y Especificaciones de Aplicación de Pinturas Industriales

STA-DP-96-051 Estándares de Nomenclatura para Puntos de Datos

Comisión Venezolana de Normas Industriales (COVENIN)

COVENIN 200 Código Eléctrico Nacional 2004 (CEN)

International Electrotechnical Commision (IEC)

IEC 61508 Funtional Safety of Electrical/Electronic/Programmable Electronic Safety Related Systems.

IEC 61131-3 Estandarización en la programación de control industrial

American Petroleum Institute (API)

API-RP-550 Installation of Refinery Instruments and Control

API 551 Process Measurement Instrument

International Society Automation (ISA)

ISA S20 Specifications Forms for Process Measurement and Control Instruments, Primary Elements and Control Valves.

5.1 Instrumentation, symbols and Identification.

5.3Graphic Symbols for Distributed Control/Shared Display Instrumentation, Logic and Computer System.




PDVSA


60079-1Explosive Atmospheres-Part 1: Equipment Protection by Flameproof Enclosure “d”

51.1 Process Instrumentation Terminology

International Standard Organization (ISO)

ISO 5167-1Measurement of fluid flow by means of pressure differential devices inserted in circular cross-section conduits running full - Part 1: General principles and requirements

National Electric Manufacturer Association (NEMA)

Under writers Laboratories (UL)

American Society for Testing and Materials (ASTM)

American National Standard Institute (ANSI)

American Standard Mechanical Engineers (ASME)

15.3. CRITERIOS DE DISEÑO LOS SISTEMAS DE SUPERVISIÓN, PROTECCIÓN

Y CONTROL.

15.3.1. Criterios generales.

Los Sistemas de Supervisión, Protección y Control deberán cubrir los requerimientos del

proceso y tener como mínimo un 30% de reserva para conexiones futuras en puntos de

tarjetas de entradas - salidas (I/O) analógicas – digitales y tarjetas comunicación.

Los Controladores Lógico Programable (PLC´s) deberán cumplir con lo establecido en la

norma IEC-61131-3 para su programación.

Los Controladores Lógico Programable (PLC´s), deberán tener todo los accesorios necesarios

y los puertos de comunicación o convertidores RS-232/RS-485 para conectarse con una

Laptop de la forma más simple especificada y recomendada por el fabricante.

Toda la programación de los PLC´s se hará bajo criterios de código abierto.

La arquitectura de los equipos PLC´s deberán cumplir con el nivel de seguridad requerido en

todo los distintos lazos de control considerados críticos, considerando las normas PDVSA-IR-

P-01, ISA_584.01, IEC-61508 e IEC-661511. El nivel de seguridad SIL será establecido

razonablemente para cada lazo de control para revisión y aprobación por parte de PDVSA.




PDVSA


Todos los protocolos de comunicación usados para interconexión de dispositivos deben estar

basados en estándares abiertos. Para efectos del presente documento y en el contexto de

software y hardware, la palabra abierto” se relaciona directamente con la definición de

“estándar abierto”. Un Estándar Abierto es aquel que cumple las siguientes características:

1. Está publicado y su especificación y documentación completas.

2. Está disponible de forma gratuita o al precio de coste de su distribución.

3. Su propiedad intelectual se ofrece de forma irrevocable libre de regalías de cualquier otro

derecho de explotación de la propiedad intelectual y no sujeto a patentes o contratos que

restrinjan su uso y reutilización directa o indirectamente.

4. Existen al menos una implementación de referencia que desarrolla todas las

funcionalidades de la especificación que está disponible bajo una licencia que permita que

sea usada para cualquier propósito, y que pueda ser copiada, estudiada, mejorada y

distribuida libremente con o sin cambios.

Toda la información técnica que sustente el cumplimiento de lo solicitado para los protocolos

de comunicación y demás relacionado con el software y hardware del sistema de control, se

enviará a PDVSA para su evaluación y aprobación. Toda la documentación será entregada en

formato digital abierto, en concordancia con lo establecido en la Gaceta Oficial 39.109 del 29

de enero del 2009.

Las aplicaciones serán programadas en Diagramas de contactos (Diagram Lader, LD) y/o

Diagramas de bloques funcionales (Funtion Block Diagram, FBD) totalmente documentado en

castellano con descripción detallada que permita ser mantenido y modificado fácilmente. Las

aplicaciones desarrolladas deberán estar diseñadas y escritas usando una estructura modular,

de manera que cualquier modificación pueda ser realizada de una forma simple.

Las aplicaciones de control (el programa de los PLC’s) deben ser desarrollados usando

solamente Unidades de Organización de Programas POU’s y funciones básicas especificadas

dentro del estándar IEC-61131-3 y contenidos en el software de programación del fabricante

de cada PLC. No debe existir elementos del programa desarrollados por terceros que

funcionen pre-compilados, compilados, bloqueados contra visualización-edición, o cualquier

otra forma que impida observar su código en la (POU’s) más simples posibles.




PDVSA


Se implementaran funciones en la programación para detectar al menos las primeras cinco

señales de paro en orden cronológicos para un evento dado, y se almacenara en registros del

PLC información histórica de los últimos diez (10) paros.

Tendrá la capacidad para el manejo y almacenamiento de la información de secuencia de

eventos y almacenamiento de eventos ocurridos hasta por lo menos veinticuatro (24) horas,

tablas de fallas, capacidades de auto diagnóstico.

Deberá estar protegido contra fallas que puedan originarse como resultado de daños en el

hardware, fallas a tierra por transientes eléctricos o por señales de potencia o cualquier otro

tipo de señal eléctrica, para ello se deben seguir las recomendaciones dadas en la IEEE 472,

en su última revisión.

Los Controladores Lógico Programable (PLC´s), estarán conformado como mínimo por los

siguientes elementos: una fuente de poder, un procesador principal (CPU), tres (3) puertos

independientes de comunicación Modbus Ethernet cable UTP conector RJ45, tarjetas de

entrada y salida discretas y analógicas y tarjetas comunicación, según los requerimientos

dados por la instrumentación de campo asociada.

Los Controladores Lógico Programable (PLC´s), deberán ser flexible y modular, con capacidad

para incorporar fácilmente hardware y software, por ejemplo: módulo de entradas, salida,

tarjetas de comunicación, programas (Lazo de control, despliegues y secuencias) unidades de

memoria entre otros.

El PLC deberá permitir la inclusión o remoción de nuevos módulos sin alterar el proceso, lo

cual deberá ser realizable con el PLC en línea.

Los Sistemas de Supervisión Protección, Control, y en general toda la instrumentación del tipo

electrónica, deberán ser resistentes a falsas operaciones en presencia de radios portátiles o

cualquier otra fuente generadora de radio frecuencia (RF) bajo las condiciones mostradas en

la en la siguiente tabla.

Tabla Nº 39. Protección de Equipos Electrónicos

Frecuencia Potencia de

Salida

Distancia Antena

450 – 470

MHZ

1 VATIO 0.3 METROS




PDVSA


150 – 162

MHZ

2 VATIO 0.3 METROS

15.3.2. Criterios específicos.

Los Sistemas de Supervisión, Protección y Control deberá cubrir las especificaciones de

probabilidad de falla en demanda (PDF), de tiempo de respuesta, de capacidad de auto

diagnóstico, de integridad física a las condiciones ambientales y a la facilidad de

mantenimiento, requeridas por las normas PDVSA y por los mejores criterios de ingeniería de

cada uno de los sistemas y/o aplicaciones integradas en este equipo. El Sistema de

Supervisión, Protección y Control se basará en la consideración de “Instalación atendida”,

atendida remotamente desde la Sala de Control.

Así mismo, este sistema poseerá las características mencionadas a continuación:

La alimentación será 24 VDC proveniente de un Sistema Rectificador-Cargador con una

autonomía de una (1) hora como mínimo.

Los Sistemas de Supervisión, Protección y Control estará basado en microprocesadores de

última tecnología.

Deberán poseer los puertos de comunicación necesarios para cumplir con lo requerido en la

arquitectura del sistema existente.

Estarán diseñado para operar bajo las siguientes condiciones ambientales: Temperatura de

15 °C a 60 °C y 5 a 95 % de humedad relativa sin condensación.

Poseerán la robustez necesaria para operar en ambientes industriales.

Serán capaz de realizar almacenamiento histórico de datos, con la finalidad de generar

tendencias históricas de todas las variables del proceso, así como el registro de las alarmas

o eventos ocurridos, en períodos de tiempo configurables.

Todas las entradas y salidas deberán tener aislamiento óptico y protección contra sobre-

voltaje.

Las salidas deberán colocarse en su posición de falla segura, configurable en caso de falla

de la unidad de procesamiento central.

Los módulos de entradas/salidas deberán tener indicación visual del estado individual de

cada uno de sus puntos.

Deberán tener capacidad para incorporadas aplicaciones de control PID, para efectuar las

estrategias de control.




PDVSA


Los módulos de comunicación deberán cumplir como mínimo los siguientes requerimientos:

ser modular, soportar funciones de adquisición y envío de datos. Los módulos de

comunicación serán Ethernet I/P y RS232/485.

15.4. GABINETES DE LOS SISTEMA DE SUPERVISIÓN, PROTECCIÓN Y

CONTROL.

Se deberán garantizar que cumplan con los requisitos abajo indicados:

Los Gabinetes se fabricará en un (1) cuerpo, será NEMA 4X y alojará el Sistema de

Supervisión, Protección y Control con todos sus componentes. Deben ser de fabricación

nacional.

Las cubiertas de los gabinetes deberán ser de construcción rígida, auto soportado y libre de

defectos superficiales. Las cubiertas de estos equipos deberán poseer las facilidades para

fijar la estructura de los gabinetes al piso, con la finalidad de asegurar la estabilidad vertical.

En las caras internas de los gabinetes se instalarán láminas removibles para montar en

ellas las regletas y otros dispositivos. Estas láminas serán apernadas a las cubiertas de los

gabinetes.

Las puertas serán abisagradas y con apertura mínima de 120º, eliminando cualquier

obstáculo y dejando suficiente espacio para que pueda cumplirse este ángulo de apertura.

Deberán permitir la segregación del cableado de acuerdo al nivel y tipo de señal manejada.

Las lámparas para la iluminación interna de los gabinetes de Los Sistema de Supervisión,

Protección y Control deberán ser del tipo incandescente. Las lámparas del tipo fluorescente

no serán aceptadas.

Los gabinetes deberán estar provistos de las facilidades necesarias para minimizar la

formación de humedad dentro de los mismos.

Los gabinetes deberán ser suministrado con sensores para detección de Intrusos tipo

magnético, con salida de contactos doble polo doble tiro (DPDT), para detección de

apertura no autorizada. Los componentes del detector deberán ser fabricados para

ambientes corrosivos y atmósfera marina.

15.5. SISTEMA DE SUPERVISIÓN (IHM).

En los gabinetes de Los Sistemas de Supervisión, Protección y Control a ser instalado, se

ubicará la Interfaz Humano-Máquina (IHM) donde se desplegará toda la información referente




PDVSA


al proceso, incluyendo datos históricos, tendencias, alarmas, diagramas básicos de arreglo de

tuberías, equipos y condición de válvulas, entre otros.

La alimentación será 24 VDC proveniente del Sistema Rectificador-Cargador

Será para instalar en áreas Clasificadas.

Deberá disponer de capacidad de auto-diagnóstico para determinar su estado funcional y el

de su instrumentación.

Poseer los puertos de comunicación necesarios para cumplir con lo requerido en la

arquitectura del sistema existente.

15.6. CRITERIOS DE DISEÑO SISTEMA DE PROTECCIÓN DE ACTIVOS DE

PRODUCCIÓN (PAP).

Se deberá considerar para el diseño, los lineamientos establecidos por PDVSA relacionados a

la Protección de Activos de Producción (PAP), para lo cual se deberá contemplar vigilancia y

control de los accesos principales y secundarios de la nueva instalación de la Planta, con

diferentes equipos e instrumentos distribuidos estratégicamente en las áreas operacionales

que la conforman. Las señales generadas por estos equipos e instrumentos deberán ser

integradas al PLC de Control y deberán ser reportadas al SCADA (COA El Menito).

Entre los equipos principales a considerar estarán:

Sistema de Detección de Intrusos tipo magnético, con salida de contactos doble polo doble

tiro (DPDT). Los componentes del detector deberán ser fabricados para ambientes

corrosivos y atmósfera marina. Estos sensores estarán ubicados en los accesos principales

y secundarios de la nueva instalación, con la finalidad de detectar la apertura de las puertas

de acceso por personal no autorizado.

Alarma visual y sonora ubicadas estratégicamente en la Planta, que podrán ser activadas

en forma remota por los dispositivos de detección de intrusos ubicados en campo.

15.7. CRITERIOS DE DISEÑO INSTRUMENTACIÓN DE CAMPO.

El diseño y selección de los instrumentos, equipos y sistemas a utilizar en las áreas de

recepción, almacenamiento, bombeo, calentamiento de combustible líquido y Distribución,

deberá cumplir con los criterios siguientes:




PDVSA


15.7.1. Criterios Generales.

Todos los instrumentos deberán tener sus respectivas hojas de datos de acuerdo con la

Norma ISA S-20 “Specification Forms For Process Measurement And Control Instruments,

Primary Elements And Control Valves”, incluyendo su memoria de cálculo cuando ésta

aplique. Las hojas de datos de los instrumentos serán llenada en idioma español.

Todos los instrumentos y/o sus componentes deberán ser seleccionados garantizando una

operación confiable, los proveedores deberán garantizar el suministro de repuestos y parte,

que permita una vida útil de diez (10) años.

Para la identificación de la instrumentación de campo, las señales de control, protección y

supervisión, los equipos de control y la generación de la documentación técnica

correspondiente a planos, diagramas, esquemáticos, se deberá seguir la nomenclatura de

identificación establecida en el documento STA-DP-96-051 “Estándares de Nomenclatura

para Puntos de Datos”, y lineamientos de identificación establecidos en el estándar ISA,

para la asignación de los “TAG’s NUMBER” de cada uno de los instrumentos.

La instrumentación será especificada para manejar vapor de agua / combustible liquido /

aire de instrumentos/ químicos / condensados u otros, su presión mínima será de 30 psig y

no excederá 1700 psig. El aire de instrumento será suministrado de la línea de Servicio de

aire de instrumentos.

15.8. SELECCIÓN DE INSTRUMENTOS.

Los instrumentos deberán ser seleccionados, instalados y conectados según los

requerimientos establecidos en estas secciones del documento y deberán cumplir con los

puntos siguientes:

Los equipos deberán poseer carcasas a prueba de intemperie, a prueba de explosión y ser

resistentes a condiciones de ambiente corrosivo.

Todos los instrumentos deberán permitir ajustes de cero, media escala y escala total, para

efectos de calibración.

Para la selección de instrumentos se deberá seguir el criterio de estandarización de

equipos, en la medida que sea posible usando criterios de especificaciones técnicas

abiertas, compatibilidad entre variados fabricantes e inter-conectividad.

Todos los instrumentos de campo serán instalados en lugar de fácil acceso para fines de

calibración y mantenimiento, sin obstruir el libre tránsito por la planta y lo más cerca posible




PDVSA


de la conexión a proceso. Asimismo, deberán ser instalados a una altura aproximada de 1,5

metros respecto al piso o plataforma de acceso al instrumento.

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

de datos. Todos los transmisores deberán venir con la opción de poder ser calibrados en

campo.

La variación de la indicación como resultado de la fluctuación de la temperatura de la

variable medida no podrá exceder del 0,5% del rango superior de medición y 1% para

indicadores locales.

Todos los instrumentos deberán estar identificados apropiadamente con una placa de acero

inoxidable resistente a la corrosión, la cual debe estar remachada al instrumento. En esta

placa se indicará: número de identificación (TAG Nº), marca, modelo, número de serial,

accesorios, clasificación eléctrica (donde aplique), señal de salida (donde aplique), “set

point” (para interruptores), rango y voltaje de alimentación (donde aplique).

Si la placa de información normalizada del fabricante no muestra lo indicado en la

especificación, una segunda placa debe ser añadida. No se aceptará fijación adhesiva.

La precisión en la medición de los instrumentos indicadores, transmisores, controladores y

transductores, deberá ser del 1% de la escala completa como mínimo.

Los instrumentos asociados a protecciones, deberán estar conectados a su propia toma de

proceso y deberán ser conectados completamente independientes de las señales de los

instrumentos dedicados a la supervisión y control.

La banda muerta no deberá exceder el 0,25% del “span”.

Las líneas y recipientes de proceso deberán ser equipadas con indicadores locales de

presión, temperatura y nivel, en los casos donde aplique.

Los transmisores electrónicos deberán ser alimentados con 24 VDC (“two wired”);

directamente por las tarjetas de entrada analógica del Sistema de Supervisión, Protección y

Control (PLC) correspondiente, pudiéndose calibrar, configurar y diagnosticar localmente

utilizando un configurador portátil. Adicionalmente aquellos transmisores que permitan

medir otras características ó condiciones de las variables de procesos serán conectados a

través de red Modbus RS485 ó red Hart.

Los indicadores de presión (manómetros) y temperatura (termómetros) se instalarán

directamente en la tubería. Con excepción de las tuberías o soportes sometidos a vibración.

Toda la tornillería, líneas (“tubing”), conexiones y accesorios metálicos de los instrumentos

deberán ser de acero inoxidable (316 SS), con excepción de los soportes de los

transmisores y las manivelas de los “manifolds” integrales y cualquier otro accesorio que no

pueda ser suministrado en acero 316 SS; estos deberán ser de acero inoxidable (304 SS) o




PDVSA


acero al carbono, ambos con algún tipo de recubrimiento (galvanizados, cadmiados o

pintados).

Deberán proveerse válvulas para el aislamiento y venteo a cada instrumento de campo

(indicadores de presión, interruptores de presión, etc.) de forma de permitir y facilitar las

labores de mantenimiento.

15.9. CONEXIÓN DE INSTRUMENTOS.

La conexión de instrumentos en tuberías y/o recipientes se deberá hacer con materiales

cuyas características cumplan con la condición del proceso a las cuales están sometidas y

deben estar en estricta concordancia con las Normas HF-201, H-221, K-300 y las

Especificaciones de Material de Tuberías (piping class) establecidas para el proyecto.

Todas las conexiones al proceso estarán provistas de válvulas de cierre hermético, con la

finalidad de efectuar mantenimiento a los instrumentos sin interrumpir el proceso. Estas

válvulas serán de flujo directo, tipo compuerta, bola o tapón, para permitir desbloquearlas

con varilla en caso de taponamiento.

En lo posible, los instrumentos asociados a protecciones, deben estar conectados a su

propia toma de proceso, y deben ser completamente independientes de las señales de los

instrumentos para control y pre-alarmas.

Para todos los instrumentos, el tipo y tamaño de la toma de proceso, las válvulas de

bloqueo y/o venteo, así como los materiales en contacto con los fluidos del proceso,

deberán cumplir con la clasificación de la tubería donde serán instalados.

Las conexiones a procesos de los instrumentos deberán ser de ½” NPT, ¾” NPT, 1” NPT,

según lo requerimiento, y la conexión neumática de 3/8”.

Las conexiones eléctricas para instrumentos y dispositivos de campo deberán ser de ½”

NPTF como mínimo.

Las señales neumáticas serán de 3 a 15 psig, y el fluido de alimentación será aire, a una

presión entre 30 psig y 60 psig regulada según los requerimientos particulares de cada

instrumento.

15.9.1. Criterios Específicos.

15.9.1.1. Instrumentos de Medición de Presión.

Transmisor de Presión.




PDVSA


- El intervalo de medición del Transmisor de Presión será seleccionado de manera que la

presión normal de operación esté entre el 30% y el 80% del intervalo calibrado (“span”).

- Salida de 4 a 20 mA con superposición Hart, 24 Vdc.

- El transmisor deberá estar diseñado para soportar una sobre presión de 1,5 veces su

máximo valor de trabajo al igual que el vacío absoluto, sin requerir recalibración.

- El material del elemento de medición en contacto con el fluido de proceso será mínimo de

acero inoxidable 316 SS.

- Los transmisores deberán estar provistos con un indicador digital integral.

- La conexión de los transmisores será de ½” NPT.

- La repetibilidad será de 0,25% de su intervalo de medición (“span”).

- La histéresis no deberá exceder del 0,5% de su intervalo de medición (“span”).

- Para montaje en soporte de 2”.

- Incluye sello remoto para el caso que aplique.

Indicador de Presión.

- Los Indicadores de Presión serán del tipo tubo “Bourdon”, con dial de 4-½” (estándar) fondo

blanco, con escala y números en color negro. La precisión del medidor será del 0,5% del

intervalo de medición.

- El elemento primario del instrumento será de acero inoxidable 316 SS.

- Los intervalos de medición se conformarán de acuerdo con las escalas normalizadas por

los fabricantes, siempre que sea posible; y serán seleccionados de manera que la

indicación de la presión normal de operación esté aproximadamente en el medio de la

escala y la medida máxima de presión del proceso no exceda el 80% del intervalo de

medición.

- El elemento sensor deberá ser capaz de soportar una sobre presión de 1,5 veces el valor

máximo de la escala, sin que ello repercuta en su calibración.

- La cubierta del indicador de presión, deberá usar un frente sólido de fenol y un disco o

respaldo de voladura trasera.

- Incluye sello remoto para el caso que aplique.

- Los indicadores de presión para montaje en tubería deberán tener una conexión inferior

roscada de ½” pulgada NPT y en aquellos procesos donde exista alta vibración deberán

especificarse llenos con glicerina para su mejor precisión y lectura.

Interruptor de Presión.




PDVSA


- Deberán estar provistos con dos (02) contactos DPDT de tres (3) terminales. Los contactos

deberán ser seleccionables “NO” o “NC”; dichos contactos deberán ser del tipo seco y

poseer un “rating” de 5 A @ 24 VDC como mínimo. No se permitirá el uso de interruptores

provistos con accionamiento de mercurio.

- Deberán ser de acción rápida con contactos herméticamente sellados y con punto de

disparo ajustable.

- Los utilizados en las líneas de vapor de agua, deberán poseer sello remoto.

- El material del elemento será acero inoxidable 316 SS, como mínimo. Las conexiones de

proceso serán roscadas de ½” NPT hembra.

- El elemento de medición podrá ser del tipo tubo “Bourdon”, fuelle o diafragma dependiendo

del intervalo de presión a ser medido.

- Los interruptores deberán tener protección a la intemperie y la carcasa del interruptor

deberá cumplir con la clasificación eléctrica del área.

- Conexión eléctrica: ¾ pulgada NPT.


15.9.1.2. Instrumentos de Medición de Temperatura.

Termo resistencia (RTD).

- Se emplearán Termo resistencias (RTD) como elementos primarios en lazos de control de

temperatura y para compensación de flujo, siempre y cuando el intervalo de medición de

operación lo permita.

- Los RTD´s a utilizar serán de Platino 100 ohms a 0 ºC, de tres (3) conductores. El

coeficiente de temperatura de la RTD será de 0,00385 1/ºC.

- El elemento sensor de temperatura deberá ser instalado en un bloque terminal empotrado a

un cabezal, el cual tendrá una tapa roscada hembra que satisfaga los requerimientos de la

clasificación eléctrica del área. El mismo deberá ser de aluminio o hierro fundido. La

conexión de entrada del “conduit” deberá ser de ½” NPT.

- La cubierta metálica para la termo-resistencia será de acero inoxidable 316 SS.

Termopozos.

- La longitud de inserción para líneas menores o iguales a 20” (500 mm), será la mitad y/o

dos tercios del diámetro interno (ID) de la tubería (no aplica a tuberías de diámetro menor a

2”). GERENCIA DE INGENIERÍA Y PROYECTOS DE



PDVSA


- En el caso de tuberías con diámetros mayores a 20”, la longitud de inserción deberá ser de

12” (300 mm). En recipientes o tanques la longitud de inserción deberá ser 6” (150 m) como

mínimo.

- El material del termopozo será de acero inoxidable 316 SS, y se construirá en su totalidad

de una sola barra sólida calibrada.

- El termo pozo será del tipo “TAPERED” o escalonado por ser más resistente a la presión.

- El diámetro de conexión para el elemento de temperatura deberá ser de 1” NPT.

- Los termopozos deberán ser especificados y suministrados con su respectivo elemento de

medición y acorde a las dimensiones del mismo.

Transmisor de Temperatura.

Los Transmisores deberán cumplir como mínimo con las siguientes especificaciones:

- Los Transmisores deberán ser inteligentes (“Smart”) y salida 4-20 mA/superposición Hart,

correspondiente del 0-100% del rango calibrado y deberán operar en 24 VCD suministrada

por el receptor, con capacidad de auto diagnóstico y 0.1% de precisión o mejor, con

pulsadores locales para el ajuste de cero y un tiempo de refrescamiento no mayor a 100

milisegundos.

- Las carcasas del transmisor deberá ser a prueba de intemperie, a prueba de explosión.

- La conexión eléctrica deberá ser 1/2” NPTF.

- El transmisor deberá ser del tipo indicador integral. La escala deberá ser lineal de 0 –100%

a excepción de lo especificado en las hojas de datos. Los ajustes continuos de cero y

“span” no deberán ser interactivos. Se deberá suministrar protección contra polaridad

inversa.

- Las desviaciones de salida de los transmisores no deben ser mayor del 0,5% del “span”

cuando están sujetos a variaciones de frecuencia.

- Ajustes de Calibración: El transmisor debe estar provisto de un ajuste de cero y “span”.


Indicador de Temperatura.

- Los Indicadores de Temperatura serán del tipo bimetálico, ajustables a todo ángulo, dial de

4-½” y longitud adecuada al diámetro de la tubería, siendo la longitud mínima permitida del

vástago de 2.5”.

- La escala deberá ser de lectura directa y seleccionada de acuerdo con los intervalos de

medición estándares del fabricante. Deberán poseer doble escala: Grados C y Grados F.

- Los intervalos de medición deberán ser seleccionados de manera que la indicación de la

temperatura normal de operación se encuentre entre un 30% y un 70% del alcance del

instrumento. En todo caso no deberá exceder del 80%.




PDVSA


- Los indicadores y transmisores de temperatura deberán ser instalados al proceso

empleando un termopozo, fabricado de acero inoxidable 316 SS.

- Para los transmisores utilizados en la supervisión de las calderas deberán estar certificado

para seguridad según IEC 61508.

15.9.1.3. Instrumentos de Medición de Flujo.

Placas Orificio.

- La medición de flujo en líneas de diámetro nominal mayor o igual a 2" podrá ser realizada

mediante placa de orificio, del tipo orificio concéntrico, usando tomas en las bridas ("Flange

Taps").

- El cálculo del diámetro del orificio de la placa se basará en la norma "Internacional Standard

Organization" ISO 5167-1 u otra recomendada por PDVSA. El resto de las dimensiones

serán basadas en la Norma API 550 Sección 1.

- Las placas serán de orificio concéntrico solo cuando el número de "Reynolds" sea mayor a

20.000 y con una relación de diámetro (β = d/D) entre 0.25 y 0.7).

- Las tomas en las bridas para el medidor de presión diferencial serán del tipo de conexión

1/2" NPTF, con conexión vertical hacia arriba para el caso de gases.

- Para aplicaciones donde se requiere alta precisión, el diámetro del orificio será calculado tal

que la relación β = d/D no excede el valor 0.6.

- Para aplicaciones donde se requiere baja precisión la relación de diámetros β = d/D no

deberá exceder el valor de 0.7. El mínimo de la relación β = d/D deberá ser 0.3.

- Para líquidos, las tomas deben ser horizontales o en la parte inferior a 45º de la línea

vertical en la parte superior a 45º de la línea vertical para gases.

- Las distintas rectas mínimas sin perturbaciones antes y después de las placas de orificio,

serán de acuerdo con la Norma ISO 5167-1que incluye arreglos con 0% grado de

incertidumbre y 0.5% grado de incertidumbre adicional en el coeficiente de flujo.

- El material de construcción de las placas será de acero inoxidable 316 SS.

- El intervalo estándar de presión diferencial para máximo flujo de la placa, será en lo posible

de 100" H2O preferiblemente.

- Las bridas de ensamble de la placa se especificarán con "rating" ANSI 300# RF como

mínimo.




PDVSA


- El espesor de las placas de orificio deberá estar en conformidad con ISA RP 3.2 (1978), es

decir 1/8" (3 mm) de espesor para tamaños de tuberías hasta 14" (355 mm), y 1/4" (6 mm)

de espesor para tamaños de tuberías desde 16" (406 mm) y mayores.

Transmisor de Flujo de Presión Diferencial.

- El Transmisor de Flujo de Presión Diferencial estándar a ser utilizado, será del tipo

diafragma y con intervalo de medición ajustable, con su respectivo múltiple de 316 SS.

- El intervalo de medición del transmisor de presión diferencial se seleccionará de manera

que la tasa de flujo indique aproximadamente entre un 30% y un 70% de la escala del

alcance del instrumento. En todo caso no deberá exceder del 80%.

- Salida: 4-20 mA y superposición Hart, 24Vdc.

- El material de diafragma deberá ser acero inoxidable 316, el material del cuerpo será

compatible con el tipo de servicio para el cual fue destinado.

- La conexión al proceso será ½” NPTF.

- El elemento que está en contacto con el proceso será construido de acero inoxidable 316

SS como mínimo.

- El transmisor de presión diferencial deberá seleccionarse con su respectiva válvula

“Manifold” de tres (3) vías con drenaje en las dos (2) vías.

- La carcasa deberá ser a prueba de explosión y a prueba de intemperie.

- El transmisor de presión diferencial deberá garantizar la linealidad de la medición dentro de

los límites de precisión requerida.

Transmisores de Flujo Tipo Coriolis.

Los transmisores de flujo tipo Coriolis deberán contar con las siguientes características:

- Estar disponibles en unidades de medición másica o volumétrica.

- Deberá ser compatible con los fluidos a manejar en el proceso, construido en acero

inoxidable serie 316L.

- Conexión eléctrica roscada de ½” NPT.

- La conexión a proceso será de tipo bridada; las dimensiones y ANSI de la brida será de

acuerdo a las condiciones de proceso.




PDVSA


- La carcasa a prueba de explosión y a prueba de intemperie.

- La señal de salida del transmisor deberá ser de 4-20mA, protocolo HART.

15.9.1.4 Instrumentos de Nivel.

Transmisor de Nivel tipo Presión Diferencial.

- Principio de operación: diferencial de presión (por peso de columna).

- Deberá tener conexión bridadas de 2” ó 3”, ANSI 150 # o según clasificación del recipiente.

- El material del elemento de medición en contacto con el fluido del proceso será de acero

inoxidable 316 SS.

- Salida: 4-20 mA y superposición Hart.

- Indicación local, mediante pantalla “LCD”.

- Deberán tener certificados de calibración en fábrica.


Transmisor de Nivel Tipo Radar.

- Se utilizarán medidores de nivel de tecnología radar, para los tanques de almacenamiento

de combustible líquido. Las especificaciones a considerar son las siguientes:

- Tipo de tanque: Cilíndrico.

- Tipo de Techo: Fijo cónico.

- Producto almacenado: combustible líquido.

- Altura máxima del tanque: 5.5 metros.

- Diámetro: 7.62 metros

- Temperatura ambiental: 15 – 50 °C.

- Ubicación de la antena a instalar: A 1,0 metro aproximadamente de la pared del tanque.

- Precisión del medidor: 10 mm.

- Alimentación eléctrica: 24 Vdc.

- Salida: deben tener capacidad para comunicación HART y analógica de 4 a 20 mA.

- Tipo de antena: Cónica. (No limitativo, siempre que se mantenga la precisión del medidor.)

- Panel LCD local para despliegue de datos: No requerido.

- Clasificación eléctrica del área: Clase 1, División 1. A prueba de explosión.


Interruptor de Nivel Tipo Capacitivo.

- Rango de nivel conmutación a cualquier punto a lo largo de la sonda de detección.

- Circuitos del tipo RF.

- Temperaturas de proceso desde -40° C hasta 85° C.




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- Resistente a la corrosión.

- Acción de relé a prueba de fallas.

- Todos los componentes húmedos serán de acero inoxidable 316.

- Soportará presiones de proceso de hasta 550º C.

- La conexión al proceso del interruptor de nivel deberá ser roscado ¾” NPT o bridados de 2

pulgadas, “rating” 300 # mínimo o el “rating” del recipiente según sea la aplicación.

- aplicaciones en donde se esperen rápidas fluctuaciones de nivel.

Visor de Nivel Tipo Murciélago.

- El Visor de nivel tipo murciélago, se utilizara para la indicación de nivel en tanques de

almacenamiento.

- Formado por un sistema de contrapeso en el interior del tanque; compuesto por un flotador

que sigue el nivel del líquido internamente y en el exterior del tanque un cursor se posiciona

inversamente, indicando el nivel del mismo.

- Contiene guías en la parte interior para que el desplazamiento del flotador sea totalmente

vertical y no presente variantes en la medición por perder esa verticalidad; estas guías

(acero Inoxidable) se sujetan en la parte superior con un par de tensores externos que

mantienen rígido el cable guía contra el piso del tanque, en donde se sujeta el ancla; en el

exterior, el cursor se desliza sobre una regleta graduada inversamente al interior mostrando

la posición del líquido ya sea en altura (metros y cm) o bajo diseño, volumétricamente.

- La regleta exterior, se sujeta al tanque por medio de fijar soportes de acero al carbón a la

pared del tanque.

15.10. VÁLVULAS DE CONTROL, VÁLVULAS MOTORIZADAS, VÁLVULAS DE

SEGURIDAD Y ALIVIOS.

15.10.1.Válvulas de Control.

- Los cuerpos de las Válvulas de Control no deberán ser menores de 1” en líneas de 1” o

mayores. En líneas de tamaño menor a 1” el cuerpo de la válvula deberá ser igual al

tamaño de la línea.

- Todos los cuerpos de las válvulas de control deberán ser bridados o adecuados para

inserción en tuberías bridadas y deberán cumplir los tamaños ANSI normalizados para

válvulas.

- La característica de la válvula será seleccionada basándose en el mejor servicio de control

para las condiciones del proceso. Para aplicaciones de control de nivel, tramos cortos de GERENCIA DE INGENIERÍA Y PROYECTOS DE



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líneas y caídas de presión relativamente constantes, se seleccionarán válvulas con

características tipo “Lineal”. Para aplicaciones de control de flujo/presión y condiciones del

proceso donde se tengan grandes variaciones, se seleccionarán válvulas con

características tipo “Igual Porcentaje”.

- El ruido en las válvulas de control, no deberá exceder los 85 dB a una distancia de 29”

(0,7366 metros) perpendicular a la tubería y 48” (1,2192 metros) aguas abajo de la válvula,

para las condiciones de operación especificadas, así como deberán operar sin cavitación.

- Las válvulas de control deberán ser suministradas con empacaduras de teflón para

temperaturas menores de 449,6 ºF; a menos que la construcción de la válvula permita

límites mayores de temperatura. Empacaduras de grafito deberán ser suministradas para

temperaturas de operación sobre el límite recomendado para el empleo de teflón.

- En general, las válvulas de control deberán ser suministradas con prensa estopas

atornilladas (“bolted packing glands”).

- En general, todas las válvulas de control deberán ser suministradas con posicionador

electro-neumático (que reciban señales de 4 a 20 mA), siempre que éstos no se vean

afectados por la ubicación de las líneas. Los posicionadores y sus accesorios deberán ser

resistentes a la corrosión marina. El “tubing” y los conectores entre el posicionador y el

actuador deberán ser 316 SS.

- Las válvulas de control deberán ser dimensionadas de modo que el flujo mínimo de

operación corresponda a un porcentaje de apertura superior al 20%, el flujo normal de

operación deberá corresponder a un porcentaje de apertura superior al 40% y el flujo

máximo a un 80%.

- En general, la guía y el asiento del tapón deberán ser de grados diferentes de acero pulido,

para prevenir el deterioro del tapón por formación de escamas.

- Las válvulas de acción rotacional deberán tener un eje de diámetro adecuado, con guía

apropiada, para prevenir una deflexión excesiva del eje debido a la fuerza que ejerce el

actuador a la máxima presión diferencial de operación.

- Los posicionadores deberán estar provistos de indicación de presión de aire de suministro,

indicación de presión de carga e indicación de señal de salida. Adicionalmente, deberán

estar provistas de filtros y reguladores de aire de suministro; los posicionadores podrán

emplear el filtro–regulador del convertidor electro neumático y aceptar señales de 3-15 psig

o 4-20 mA.

- Si se requieren válvulas solenoides en el arreglo de las válvulas de control, éstas deberán

ser de tres (3) vías acción universal, ¼” NPTF, cuerpo de 316 SS, 24 VDC y

herméticamente selladas.




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- El material del “TRIM” (asiento y tapón) de las válvulas de proceso, las válvulas de

aislamiento de los diferentes instrumentos, al igual que la tubería de aire de instrumentos y

cualquier otra tubería de instrumentación que se requiera, deberá ser acorde con la

aplicación.

- Los límites máximos de presión y temperatura del cuerpo de la válvula, deberán ser los

mismos que los de sus bridas y conexiones.

- Para la selección del actuador se considerará como primera opción el actuador neumático

del tipo diafragma con resorte.

- Los actuadores neumáticos deberán ser especificados y suministrados con las válvulas de

control. Los mismos deberán ser dimensionados en función del diferencial de presión

máximo a través de la válvula y garantizando su adecuada operación en el rango del

suministro de aire disponible.

- Cada válvula debe tener una placa de acero inoxidable, soldada o remachada, mostrando

por lo menos la siguiente información: Tag Nº, Fabricante, Modelo, Número de Serial,

“Rating”, Cv Válvula, Tipo, Plug, Material del Trim, Material. La información correspondiente

al actuador será la siguiente: Tag Nº, Fabricante, Modelo, Número de Serial, Presión de

Suministro, Torque Máximo, Falla, Señal de Control, Consumo de Aire, Tamaño, Recorrido,

aire para abrir/cerrar.

- Si la placa de identificación del fabricante no muestra lo indicado anteriormente, una

segunda placa deberá ser añadida para cumplir con lo indicado anteriormente.

Válvulas para Apertura/Cierre “On/Off”.

- Las válvulas se seleccionarán con características tipo “Apertura Rápida”, deberán poseer

actuador del tipo neumático, retorno por resorte, el cual deberá ser suministrado como parte

integral de la válvula. Las válvulas se especificarán en lo posible tipo bola y deberán estar

diseñadas para cerrar completamente, contra la máxima presión de entrada. El arreglo

deberá incluir la válvula solenoide, los interruptores de posición, tubing, reguladores y filtros.

- Todos los cuerpos de las válvulas de control deberán ser bridados o adecuados para

inserción en tuberías bridadas y deberán cumplir los tamaños ANSI normalizados para

válvulas.

- Para la selección del actuador se considerará como primera opción el actuador neumático

del tipo diafragma con resorte. Los actuadores tipo pistón se considerarán cuando la fuerza

requerida no pueda ser suministrada por un actuador neumático tipo diafragma o cuando se

demuestre que éste es una mejor opción. Cuando se especifiquen actuadores tipo pistón,

se deberá incluir el suministro de los accesorios necesarios para asegurar una posición de

falla segura de la válvula en caso de pérdida del suministro de aire de instrumentos.




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- Los actuadores neumáticos deberán ser especificados y suministrados con las válvulas. Los

mismos deberán ser dimensionados en función del torque de presión máximo a través de la

válvula y garantizando su adecuada operación en el rango del suministro de aire disponible.

- Las válvulas solenoides en el arreglo de las válvulas de “On/Off”, deberán ser de tres (3)

vías acción universal, ½” NPTF, cuerpo de 316 SS, 24 VDC y herméticamente selladas.

- El material del “TRIM” (asiento y tapón) de las válvulas de proceso, las válvulas de

aislamiento de los diferentes instrumentos, al igual que la tubería de aire de instrumentos y

cualquier otra tubería de instrumentación que se requiera, deberá ser acorde con la

aplicación.

Válvulas Auto reguladas o Reguladores de presión.

- Estas válvulas solo se utilizaran en aplicaciones donde el proceso permita variaciones en

su punto de control de hasta un 10%, en líneas o tuberías menores de 2”.

- Para válvulas de 2” se utilizará tipo doble asiento, mientras que para las de 1 ½ in o

menores se utilizara asiento sencillo.

- Los materiales de los Reguladores de presión deberán ser compatibles con el proceso y

soportar las condiciones ambientales.

- Las conexiones a proceso de los Reguladores de presión se efectuarán en estricta

conformidad de lo especificado en la norma PDVSA HF-201 “Diseño de tuberías para

instrumentación e instalación de instrumentos”.

- Idealmente, los reguladores de presión deben ser dimensionados para operar entre un 50%

y 60% en condiciones normales, aunque el rango se seleccionará de manera que la rata de

flujo máximo entregado se encuentre entre el 20% y 60% de la capacidad máxima del

regulador.

Válvulas Solenoides.

- La alimentación eléctrica para las válvulas solenoides será de 24 VDC flotante.

- Las válvulas solenoides para corte de suministro de aire a válvulas de bloqueo, deben ser

de tres vías, acción universal que no requerirán de presión mínima de operación.

- La alimentación neumática será de 100 psig máximo. La conexión eléctrica será para ½

pulgada. La conexión neumática será de ¼ pulgada NPTF. El encapsulado estará de

acuerdo a la clasificación del área.

15.10.2.Válvulas de Seguridad y Alivio.

- Las Válvulas de Seguridad y alivio deberán ser de conexión bridada de cara saliente y con

clasificación de acuerdo con las normas API para condiciones de operación específica.




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- El material del cuerpo y bonete será en acero al carbono y deberá ser apropiado para la

temperatura de entrada y salida que pueda resultar en condiciones extremas de operación y

emergencia; el asiento (tobera) y el disco serán en acero inoxidable como mínimo. En

válvulas balanceadas, el fuelle será como mínimo en acero inoxidable.

- Las válvulas de seguridad y alivio que se instalarán para protección de las bombas, equipos

y líneas contra sobre presión, serán calculadas para manejar la capacidad máxima de

caudal y serán del tipo balanceada.

- Las válvulas de seguridad deberán ser de apertura rápida y las válvulas de alivio deberán

ser de apertura proporcional.

- En general, el bonete de las válvulas de seguridad y alivio será del tipo cerrado, y si éste es

venteado o no dependerá de la aplicación.

- La presión de disparo de las válvulas de seguridad instaladas en un equipo no sobrepasará

la presión de diseño ni la máxima presión de servicio del equipo y el dimensionado del

conjunto de válvulas que protegen el equipo debe ser tal que permita aliviar la cantidad de

fluido necesario para que el aumento de presión no exceda del 10 % de la presión dispara

para cualquier condición de funcionamiento, y con éstos se refiere a las condiciones más

desfavorables posibles.

- El porcentaje de presión de acumulación para el dimensionamiento de las válvulas de

seguridad y alivio será del 21% para la contingencia de incendio; para condición de no

fuego, la acumulación será del 10%. De requerirse instalación de válvulas múltiples en

condición de no fuego, la acumulación será del 16%.

15.10.3.Válvulas Motorizadas.

- Las válvulas motorizadas deberán ser de accionamiento rápido, normalmente abierta para

la aplicación de venteo o normalmente cerrada para aplicación de bloqueo.

- Los actuadores eléctricos: la unidad deberá ser integrada, es decir, indicador de posición

de la válvula, reposición manual para el caso que aplique, accionamiento apara apertura o

cierre.

- La válvula motorizada deberá soportar la torsión de la parada/arranque del actuador.

- La Carcasa de actuador deberá ser a prueba de explosión y a prueba de intemperie.

- La indicación local abierto de color verde y cerrado color rojo.




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- Alimentación eléctrica en 24 Vdc.

15.11. DETECTORES GAS Y FUEGO.

15.11.1.Detectores de Fuego.

- La carcasa de los detectores de fuego deberá ser a prueba de explosión y a prueba de

intemperie.

- Los detectores de fuego deberá ser del tipo infrarrojo IR3 o tipo detección de calor térmico,

según los requerimientos.

- Los detectores de fuego tipo IR3 deberán tener facilidades de comunicación RS-485

(MODBUS RTU) y salida de 4-20 mA y salida de relés.

- La salida de relés deberá ser de contacto seco normalmente cerrado.

- Los detectores de fuego tipo detección de calor térmico deberá tener salida de relés.

- Los Detectores de fuego su electrónica deberá estar basada en microprocesadores.

- El tiempo de repuesta deberá ser menor a 2 segundos.

15.11.2.Detectores de Gas.

- La carcasa de los detectores de gas deberá ser a prueba de explosión y a prueba de

intemperie.

- Los detectores de gas deberá ser del tipo infrarrojo IR.

- Los detectores de gas deberán tener facilidades de comunicación RS-485 (MODBUS RTU)

y salida de 4-20 mA y salida de relés.

- La salida de relés deberá ser de contacto seco normalmente cerrado.

- Los Detectores de fuego su electrónica deberá estar basada en microprocesadores.

- El tiempo de repuesta deberá ser menor a 6 segundos.

15.12. MONTAJE DE INSTRUMENTOS.

Instrumentos en Línea.

Se proporcionará la suficiente rigidez a las tuberías que vayan a soportar válvulas de control

en líneas. Éstas serán instaladas cercanas al piso o plataforma para permitir el fácil acceso

durante labores de mantenimiento y control manual. Por otro lado, el Rating y el tipo de cara

serán especificados en la hoja de datos respectiva, el acabado de las bridas deberá estar en

concordancia con la especificación de tubería (Piping class).




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Instrumentos sobre las Tuberías

Los instrumentos tales como manómetros, interruptores de presión y otros equipos livianos,

podrán ser instalados directamente sobre la tubería, siempre que no estén sujetos a

vibraciones y sean accesibles para facilitar su mantenimiento. Todos aquellos instrumentos,

con conexiones eléctricas, instalados sobre tuberías, deberán ser conectados a proceso

mediante una unión universal aislante.

Los indicadores locales, tales como indicadores de presión y temperatura deberán ser visibles

y de fácil acceso.

Instrumentos Montados en Soporte

Aquellos instrumentos que pudieran estar sometidos a vibración, ser inaccesibles o

representar un obstáculo, serán instalados igualmente en un soporte externo; éstos serán de

tubos de Acero al Carbono de 2" de diámetro.

Cuando el instrumento esté ubicado a una distancia mayor de 3 m de la conexión del proceso,

se proveerá una válvula de bloqueo y venteo (o purga) adicional adyacente al instrumento. La

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

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

Refinery Instruments and Control Systems", API 551 "Process Measurement Instrumentation"

y PDVSA HF-201 “Diseño de Tuberías para Instrumentación e Instalación de Instrumentos”.

15.13. CAJAS DE CONEXIÓN.

Las cajas de conexión serán diseñadas con protección contra la intemperie y con

recubrimiento anticorrosivo, cumpliendo con los requerimientos NEMA 4X.

Las cubiertas de las cajas deberán ser de construcción rígida, con colores similares, y libre de

defectos superficiales.

Las cubiertas de los equipos deberán poseer las facilidades para fijar la estructura a las

paredes o soportes, con la finalidad de asegurar la estabilidad vertical. La instalación de las

cajas de conexión se hará con el eje central de la caja a 1200 mm aprox. sobre la superficie

del terreno o plataforma, en áreas accesibles al operador, para facilitar las labores de

mantenimiento. La entrada de los cables a las cajas de conexión se hará por la parte inferior,

en lo posible. De no ser así, se harán por las paredes laterales de la caja. El tamaño de las

regletas terminales y sus tornillos será consistente con el calibre del cable utilizado. En las




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cajas de conexión se instalarán canaletas plásticas tipo “Panduit”, para el arreglo y fijación de

los cables dentro de la misma. Las regletas terminales serán del tipo no-higroscópico. No se

acepta el uso de terminales tipo resorte. Se proveerán las facilidades necesarias para la

identificación de los terminales.

15.14. CANALIZACIONES.

El diseño del tendido de cables deberá estar de acuerdo con las Normas recomendadas por

PDVSA N-201 “Especificaciones de Ingeniería. Obras Eléctricas”, PDVSA K-334

“Instrumentation Electrical Requirements”, conforme a la clasificación eléctrica del área.

Las tuberías a la vista serán de acero rígido galvanizado. No se usarán tuberías de aluminio.

Se cumplirán los requerimientos de la norma COVENIN 200, Artículo 346.

Las Tuberías serán roscadas, con uniones, el diámetro mínimo de las tuberías será de 3/4

pulg.

Las tuberías a la vista se instalarán sobre soportes y otras estructuras y se agruparán y

apoyarán sobre un sistema de soportes apropiados. Los grupos de tuberías se instalarán

paralela o perpendicularmente a miembros estructurales en forma limpia y de fácil

mantenimiento.

Todas las conexiones que se utilicen tendrán rosca NPT, además de utilizar cortafuego en los

siguientes casos:

En la conexión eléctrica de los instrumentos.

Entradas o salidas de las cajas de conexión de campo, siempre que el área sea clasificada

o cuando alguna tubería conectada a ella, pase por un área clasificada.

Cuando exista un cambio de área clasificada a no-clasificada como es el caso de tuberías

que llegan a Sala de Control provenientes de unidades de proceso.

En general donde se requiera, de acuerdo con lo estipulado en la Norma API-RP-500 y en

el Código Eléctrico Nacional.

15.14.1.Criterios para el cableado de instrumentos

Los sistemas de cableado de diferentes niveles y potencia deberán ser mantenidos en

compartimientos separados desde “conduits” a la vista, bancadas, cajas de conexión, panel




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de control, entre otros, tal y como se establece en el Código Eléctrico Nacional (CEN) y

siguiendo los lineamientos de la clasificación del área de trabajo.

El cableado será del tipo PVC-PCV

Los cables de potencia serán del tipo PVC-PVC 600 VAC.

La cantidad mínima de conductores y terminales de reserva a dejar deberá ser del 25%.

Los cables de instrumentos para señales analógicas deberán cumplir como mínimo con las

características presentadas en la Tabla Nº 38, mostrada a continuación:

Tabla Nº 39. Características del Cable de Instrumento para Señales Analógicas

Características del Cable de Instrumento Para “Señales Analógicas”

Tipo Termoplástico PVC – PVC

Calibre 16 AWG Como máximo

ConductorAislado, cobre, clase B

1 P + P (un par con pantalla individual)

Cable de drenaje Cobre

Temperatura 105° C

Tensión 300 V

Color 1C Negro, 1C Blanco

Color chaqueta Negro

Los cables de instrumentos para señales discretas, deberán cumplir como mínimo con las

características mostradas en la Tabla Nº 39, mostrada a continuación:

Tabla Nº 40. Características del Cable de Instrumento para Señales Discretas

Características Cables de Instrumento Para “Señales Discretas”

Tipo PVC – PVCCalibre 14 AWG Como mínimoConductor 2 C Temperatura 90° CTensión 300 V

Los cables para señales de comunicación RS-485/Red Hart deben cumplir como mínimo

con las características mostradas en la Tabla Nº 40, que se muestra a continuación:

Tabla Nº 41. Características del Cable de Comunicación

Características del Cables de Comunicación

Tipo PVC - PVC




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Características del Cables de Comunicación

Calibre 22 AWG como mínimo# Pares 2 P + P# Conductor 4 C Temperatura 90° CTensión 300 V

El cable multiconductor de instrumentos para señales analógicas, a ser utilizado a la salida

de las cajas de conexión analógicas, deberá cumplir como mínimo con las características

presentadas en la Tabla Nº 41 a continuación.

Tabla Nº 42. Características del Cable Multiconductor para Señales Analógicas

Características del Cable Multiconductor de Instrumento para “Señales Analógicas”

Tipo Termoplástico PVC – PVC

Calibre 16 AWG como máximo

Conductor

Aislado, cobre, clase B

N P + P + Pt (multiconductor de N Pares con pantalla individual y total)

Cable de drenaje Cobre

Temperatura 105° C

Tensión 300 V

Color 1c Negro, 1c Blanco

Color chaqueta Negro

El cable multiconductor de instrumentos para señales discretas, a ser utilizado a la salida de

las cajas de conexión discretas, deberá cumplir como mínimo con las características

presentadas en la Tabla Nº 42 a continuación.

Tabla Nº 43. Características del Cable Multiconductor para Señales Discretas

Características del Cable Multiconductor de Instrumento para “Señales Discretas”

Tipo PVC – PVCCalibre 14 AWG como mínimo

Conductor (C) n C donde n = Número de Conductores

Temperatura 90° CTensión 300 VGERENCIA DE INGENIERÍA Y PROYECTOS DE



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Características del Cable Multiconductor de Instrumento para “Señales Discretas”

15.14.2.Codificación del cableado

La codificación de los cables de instrumentación deberá efectuarse de acuerdo a las

posibilidades que se indican a continuación:

I-XXX o P-XXX o C-XXX

Donde:

I: Representa Cable de Instrumentación.

P: Representa Cable de Alimentación de Instrumentos.

C: Representa Cable de Comunicación.

XXX: Numero consecutivo.

16. PRINCIPIOS DE OPERACIÓN.

Las tuberías y en general, todos los equipos mecánicos a instalar, contarán con facilidades de

inspección y limpieza o mantenimiento sin necesidad de ser desmontados de su sitio normal

de operación a menos que sea especificado por el fabricante o por PDVSA.

La filosofía de mantenimiento de todas las tuberías y equipos asociados a éstas, será de

acuerdo a las siguientes premisas:

Será de acuerdo al programa establecido y recomendado por los fabricantes, los cuales

deberán indicar expresamente el tipo de mantenimiento requerido y su frecuencia.

Todas las válvulas, instrumentos y accesorios de tubería que requieran algún tipo de

mantenimiento y/o inspección periódica, requieren estar accesibles al

operador/mantenedor, sin necesidad de utilizar andamios o estructuras de acceso

provisionales, salvo en los casos particulares expresamente convenidos por escrito.

La Planta de Vapor D-7 es una instalación asistida, con intervención del operador, para

realizar las siguientes actividades:

Verificar condiciones generales de la instalación.

Arranque y paro de equipos de proceso.




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Arranque y paro de Calderas.

Realizar ajustes en la calibración y/o graduación de instrumentos que no puedan hacerse a

través del sistema remoto.

Recibir y acondicionar químicos, y lavado de equipos.

Recibir y supervisar el recibo de combustible líquido.

17. PRINCIPIO DE MANTENIMIENTO.

Para realizar un mantenimiento adecuado a los diferentes equipos, se debe tener toda la

información necesaria y por ello los materiales y equipos deberán ser suministrados con sus

respectivos manuales de operación y mantenimiento.

No se prevé la instalación de algún equipo eléctrico de uso no tradicional o de algún sistema

para el cual se requieran instructivos especiales de mantenimiento a los acostumbrados según

las practicas normales de PDVSA.

Las tuberías y válvulas a especificar que forman parte del proyecto contarán con facilidades

de inspección y limpieza o mantenimiento, sin necesidad de ser desmontados de su sitio

normal de operación.

La filosofía de mantenimiento de todas las tuberías y equipos mecánicos asociados a estas,

será de acuerdo a lo establecido y recomendado por los fabricantes, los cuales deberán

indicar expresamente el tipo de mantenimiento requerido y su frecuencia.

Todas las válvulas, instrumentos y accesorios de tubería que requieran algún tipo de

mantenimiento y/o inspección periódica requieren estar accesibles al operador- mantenedor,

sin necesidad de utilizar andamios o estructuras de acceso provisionales, salvo en los casos

particulares expresamente convenidos por escrito.

La instrumentación principal que se incluye en este proyecto, en condiciones normales de

operación, no requiere mantenimiento permanente, tales como: Indicadores, Interruptores,

Transmisores, etc. Sin embargo es recomendable elaborar un programa de mantenimiento

acorde con las recomendaciones del fabricante y según los períodos de paradas de planta.

La instrumentación, equipos y sistemas a ser instalados deberán cumplir con los siguientes

requerimientos asociados al mantenimiento:

Capacidad de diagnóstico local y remoto de fallas en el sistema de control dedicado, con

indicaciones y mensajes de fácil interpretación.GERENCIA DE INGENIERÍA Y PROYECTOS DE



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Capacidad para calibrar, configurar y diagnosticar localmente los transmisores electrónicos

utilizando configuradores portátiles.

Facilidades de acceso para labores de mantenimiento.

Por parte de operaciones / mantenimiento se consideran las siguientes actividades a ser

realizadas por el operador / mantenedor:

Revisión y/o reemplazo de instrumentación en general.

Verificar condiciones generales de la instalación.

Realizar ajustes en la calibración y/o graduación de instrumentos que no puedan hacerse a

través del sistema remoto.

Se deberá considerar adiestramiento para el personal de mantenimiento y operaciones sobre

los principales equipos a instalar.

Se deberá disponer de toda la información necesaria para realizar un mantenimiento

adecuado a los diferentes equipos; por lo tanto, los materiales y equipos a instalar deberán

ser suministrado con sus respectivos manuales de operación y mantenimiento.

18. PRINCIPIO DE CONFIABILIDAD.

Los equipos de proceso, bombas, instrumentos de control y protección, tuberías, accesorios

de tuberías y otros, que serán instalados en la Planta de Vapor D-7 deberán ser seleccionados

para una operación segura y confiable.

Para garantizar la integridad física de los equipos y componentes asociados, se recomienda

tomar las consideraciones del servicio, de acuerdo a la normativa PDVSA que aplica para

cada caso en particular.

Adicionalmente, la automatización de los equipos deberán asegurar la continuidad de las

funciones básicas de supervisión, control y protección, ante cualquier evento o falla, el nuevo

sistema de control, instrumentos, tuberías, accesorios y válvulas, que serán instalados en el

proyecto serán seleccionados para asegurar la operación continua de la Planta de Vapor D-7 y

permitirán al operador la supervisión, control y protección de la instalación.

El diseño y especificaciones de los nuevos equipos e instrumentos a instalar deben garantizar

una vida útil no menor de veinte (20) años.




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