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ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DEL BIEN DESCRIPCIÓN DE LA ADQUISICIÓN:

“Procura, Instalación, Configuración, Capacitación, Comisionamiento, Puesta en Operación y Pruebas de Aceptación del Sistema Instrumentado de Seguridad en Hornos de Pirolisis de la planta de Etileno del Complejo Petroquímico Cangrejera”.

Cliente PEMEX Petroquímica

Planta Etileno

Documento ANEXO 2

Fecha 20/Mar/2012

El licitante deberá dar cumplimiento a las especificaciones particulares de los equipos del Sistema Instrumentado de Seguridad SIS establecidas en este documento. ANEXO 2 ~ 1 ~

Índice

No. Descripción Página 1 SISTEMA ELECTRÓNICO PROGRAMABLE 2 Gabinete

Fuente de alimentación (poder ) interna para el PES Unidad de procesamiento central (CPU) Módulo de entradas analógicas Entradas digitales Salidas digitales Fuentes externas (alimentación a dispositivos de campo como solenoides y relés) Protocolos de comunicación Unidad de programación portátil LAP TOP

2 Interface humano maquina (HMI) 12 Hmi (cliente) y estación de ingeniería

Servidores (OPC) Impresora Switch

3 Transmisor de flujo tipo presión diferencial 28 4 Placa de orificio 30 5 Transmisor de presión manométrica certificado sil 2 31 6 Válvula de emergencia on/off 34 7 Válvula solenoide 36 8 Interruptores de posicion 38 9 Estacion de botones 38

10 Sección de CCM 39 11 SFI/UPS 46 12 Requerimientos adicionales 61 13 Documentación 62 14 Códigos y estándares 66 15 Servicios de capacitación y validación 68 16 Pruebas 74 17 Descripción general del SIS 78 18 Relación de planos que se entregarán al licitante 79




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Documento ANEXO 2

Fecha 20/Jun/2012

ANEXO 2 ~ 2 ~

El licitante deberá cumplir las especificaciones aquí indicadas como mínimo para el suministro de cada uno de los equipos del Sistema Instrumentado de Seguridad en Hornos de Pirolisis. 1 SISTEMA ELECTRÓNICO PROGRAMABLE 1.1 Alcance

1.1.1 Esta especificación define los requerimientos mínimos de hardware y software, suministro, ensamble,

pruebas y entrega para 10 (diez) sistemas electrónicos programables (siglas PES en inglés), con un nivel de integridad 2, a ser instalados en la planta de Etileno que se localiza dentro del Complejo Petroquímico Cangrejera, y estarán clasificados de la siguiente manera:

1.1.2 DIEZ (10) PES SIL 2 con un PFDAVG = 1.65x10-3

ó mejor, MTTFS=7.29 años ó mejor y un HFT=0 (tolerancia a falla del hardware by IEC 61508 tipo B) para los hornos de pirólisis.

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

1.1.4 Para la configuración de los hornos BA-101, BA-102, BA-103, BA-104, BA-105 y BA-106, el nuevo SIS deberá de ejecutar las acciones lógicas de la matriz causa y efecto MCE-101-01, MCE-102-01, MCE-103-01, MCE-104-01, MCE-105-01 y MCE-106-01 las cuales serán entregadas al licitante ganador.

1.1.5 Para la re-configuración de los hornos BA-107, BA-108, BA-109 y BA-110 el nuevo SIS deberá ejecutar las acciones lógicas de la matriz causa y efecto MCE-107, MCE-108, MCE-109, MCE-110 y HORNOBA-107, HORNOBA-108, HORNOBA-109 y HORNOBA-110 serán entregadas al licitante ganador.

1.1.6 Deberá considerar la reubicación física de las señales existentes que están en el PES de seguridad actual FSC marca Honeywell, de los hornos de pirólisis tag’s: BA-107, BA-108, BA-109 Y BA-110 en el PES correspondiente del nuevo SIS. Esta actividad debe ser desarrollada e implementada cumpliendo en todo momento con el punto número 8.14 “Desmantelamiento del SIS” de la norma de referencia NRF-045-PEMEX-2010.

1.1.7 Cada uno de los nuevos sistemas PES SIL 2 debe ser tolerante a fallas en Procesadores, fuentes de poder e interfase de comunicación. Esta redundancia en hardware no debe afectar ni contribuir para que cada nuevo PES alcance su nivel de integridad SIL 2, esta redundancia solo será para incrementar su capacidad de disponibilidad y su tolerancia a fallas. Para los módulos de entradas y salidas serán sencillos (no redundante), se solicita que cada modulo suministrado este certificado por la TÜV con un mínimo de SIL 2. Además estos PES deben de estar comunicados a través de una red de comunicación Ethernet redundante y tolerante a fallas entre ellos mismos, dos servidores, dos consolas de operación (HMI) y una estación de ingeniería/mantenimiento, para que así estén independientes de las de las consolas del SCD existente. Adicionalmente se deberá tener las interfases de comunicación necesarias vía OPC (servidor y cliente).

1.1.8 Los sistemas electrónicos programables deben proporcionarse con todos los gabinetes y consolas, acordes a los espacios disponibles en cuarto de control, estarán provistos de todos los accesorios y partes de conexión para su correcto y adecuado funcionamiento, incluyendo los controladores, interfases de comunicación para bus de control tolerantes a falla y redundante, módulos I/O, lotes de cables, clemas, cajas de conectores, monitores, CPU’s, teclados, etc.

1.1.9 Los sistemas de conexión a tierra deben ser completamente nuevos, desde su delta hasta los equipos nuevos de acuerdo a los requerimientos del sistema, se debe de entregar planos siguiendo la norma oficial mexicana NOM-001-SEDE-2005, los tipos de sistemas de tierra (física, lógica y de seguridad) deben




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ANEXO 2 ~ 3 ~

de implementarse de acuerdo a las necesidades del equipo a suministrar. El proveedor deberá de entregar una memoria del cálculo del sistema nuevo de tierra física.

1.1.10 La red de comunicación entre los PES’s y HMI’s debe ser tolerante a falla (IEEE 802.3) y debe contar con servidores para la administración de eventos, históricos, reportes, etc.

1.1.11 El licitante deberá entregar junto con su propuesta técnica de los nuevos sistemas BMS debe entregar como parte de la documentación el cálculo elaborado por el fabricante del SIS con un software certificado por TÜV de cada PFD (probabilidad de falla en demanda), MTBFS (tiempo medio para fallar en falso) para cada PES del sistema, así como también copia del certificado TÜV-Rheinland ó SUD ó EXIDA del sistema PES ofertado, con sus reportes de prueba, safety manual y listado de partes aprobadas, así mismo el certificado que acredite que cumple como mínimo el nivel de integridad requerido para esta aplicación en particular. Dicho certificado deberá estar vigente durante el plazo de entrega de los bienes (591días).

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

1.3.1 Los nuevos sistemas SIS, deben de ser automáticos y actuar de forma inmediata, evitando de acuerdo a su diseño, consecuencias mayores que afecten la integridad de equipos y personas que se encuentre dentro de la planta de Etileno y en las inmediaciones, así como proporcionar la mayor protección y seguridad efectiva a la población civil y terceros.

1.3.2 Las funciones mínimas de la interface de mantenimiento e ingeniería, según ANSI/ISA-84.00.01-2004 Part 1 Apartado 11.7.2.2 deben ser:

a) Protección de seguridad de acceso del modo de operación de los sistemas electrónicos

programables, programa, datos, medios de deshabilitación de comunicación de alarmas, pruebas, by-pass, mantenimiento.

b) Mantenimiento a los diagnosticos, votación y fallas de los sistemas electrónicos programables. c) Acceso para agregar, borrar o modificar el software de aplicación. d) Acceso a la información necesaria para buscar y resolver fallas en los sistemas electrónicos

programables. e) Donde se requiera el forzamiento deberán de instalarse de tal manera que no sean deshabilidados de

manera manual.

1.3.3 La interface de mantenimiento/ingeniería de los nuevos sistemas electrónicos programables, debe asegurar que cualquier falla en ésta, no afecta la habilidad del SIS para llevar el proceso al estado seguro, según ANSI/ISA-84.00.01-2004 Part 1 Apartado 11.7.3.1

1.3.4 Los Sistemas Instrumentados de Seguridad deben estar disponibles y mantenido su nivel de integridad en todo momento, en las funciones de pre-arranque, mantenimiento y operación de la planta.

1.4 Requerimientos PES SIL 2

1.4.1 El PES y cada uno de sus componentes (procesadores, módulos de E/S analógicas y digitales) debe contar

como mínimo con la certificación SIL 2 de la Technischer Überwachungs Verein (TÜV) para aplicaciones de Sistemas Instrumentados de Seguridad (Certified/Safety critical) que incluye las salidas desenergizadas para disparo. El licitante debe presentar el certificado vigente, reporte de pruebas y manual de seguridad correspondientes, que cubran por completo los requerimientos de la propuesta que presenta.




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ANEXO 2 ~ 4 ~

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

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

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

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

1.4.6 Los canales de comunicación entre los elementos del PES tales como procesadores, circuitos de diagnóstico y circuitos de comunicación deben ser redundantes.

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

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

1.4.9 Las fuentes para alimentación de los módulos electrónicos del PES y las fuentes externas (alimentación a dispositivos de campo como solenoides, réle, etc.) deben ser redundantes.

1.5 Características técnicas de hardware del PES

1.5.1 Fuente de alimentación (poder) interna para el PES

a. La fuente de poder del PES debe contar con la capacidad de alarmar en caso de falla, contando para

ello con indicadores tipo led de falla y energizado.

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

c. La capacidad de la fuente de alimentación debe ser tal que debe de soportar todos los módulos instalados y la redundancia debe ser 1:1 de tal manera de que en caso de que una de las fuentes falle la restante pueda soportar la la totalidad de la carga de los módulos instalados.

d. La fuente de poder debe ser reemplazable en línea sin la necesidad de interrupción de la energía (hot repair), sin necesidad de herramientas especales. El reemplazo comprende la configuración automática sin que se cause interrupción o disturbios en el proceso.

Se acepta el uso de fuentes de alimentación para los sistemas PES de la misma marca de los sistemas de la misma serie o familia, toda vez que por cuestiones operativas y de compatibilidad, el sistema PES debe ser integrado con fuentes de alimentación que sean diseñados por el fabricante específicamente para la misma serie o familia del PES ofertado.




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ANEXO 2 ~ 5 ~

1.5.2 Procesador

a. La redundancia debe ser del tipo hot-stand-by b. Debe ser tolerante a fallas c. Se aceptan solo PES SIL 2 con la velocidad del procesador de 50 MHz o mayor. d. Debe poder realizarse el cambio de procesadores sin la necesidad de parar el proceso (hot repair).

Cuando esto suceda al cambio de procesador este debe ser capaz de actualizar por si mismo la lógica que este corriendo en tiempo real sin tener que hacerse ninguna otra acción.

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

f. Se debe contar con un respaldo de batería para la memoria de programa de cada procesador, con vida útil de 5 años como mínimo, y un tiempo de respaldo del programa de seis meses como mínimo. Debe proveerse una indicación de batería averiada, cuyo reemplazo debe efectuarse sin la necesidad de remover el módulo procesador y sin provocar disturbios en el proceso.

g. Cada procesador debe contar con la suficiente memoria flash para firmware (6 Mbytes mínimo) y para el desarrollo de la aplicación memoria, secuencia de eventos, diagnosticos y buffer de comunicación, DRAM (16 Mbytes mínimo).

h. Se debe contar con una indicación luminosa del estado del procesador. i. El licitante debe hacer el cálculo para que la memoria ocupada para la aplicación este al 50% de la

capacidad de la memoria raíz a suministrar. j. Cada procesador debe contar con un selector de llave física y/o clave por software para acceder a los

modos de operación que permitan: la ejecución del programa, modificaciones al programa en sitio y de manera remota (ejemplo: RUN, REMOTE, PROGRAM, HALT).

1.5.3 Módulo de entradas analógicas.

a. Los módulos de entradas analógicas deben estar certificados por la TÜV para aplicaciones de seguridad

(Safety/Critical) y la máxima densidad de señales analógicas permitidas para su cableado con requerimientos de diagnóstico debe ser de 32 como máximo por módulo.

b. Los módulos no deben suministrarse redundantes. c. Las señales analógicas deben ser de 4-20mA vía 24 VCD a dos hilos, 33 VDC como máximo.

Provenientes de fuentes externas redundantes. d. Los módulos de entradas analógicas no deben tener interruptores o enlaces de direccionamiento. e. Convertidor analógico/digital de 12 bits como mínimo. f. Indicación luminosa del estado actual del módulo (normal y falla). g. Los módulos deben tener capacidad de autodiagnóstico y señalización del estado del módulo. h. Tiempo mínimo de barrido de 1 milisegundo para todas las entradas. i. Error hasta el 0.15 % a escala completa.

1.5.4 Módulos Entradas digitales.

a. Los módulos de entradas digitales deben estar certificados por la TÜV para aplicaciones de seguridad (Safety/Critical) y la máxima densidad de señales de entradas digitales permitidas para su cableado sin requerimientos de diagnóstico de cable debe ser de 32 como máximo por módulo.

b. Los módulos no deben suministrarse redundantes. c. Los módulos de entrada digital no deben tener interruptores o enlaces de direccionamiento. d. Los módulos de entrada deben ser adecuados a los requerimientos de voltaje y corriente de los

dispositivos de campo. e. El uso de elementos de interposición tales como relevadores, se debe limitar a cargas que excedan en

capacidad de voltaje y/o corriente y con la anuencia de PEMEX Petroquímica. f. Tiempo mínimo de barrido de 1 milisegundo para todas las entradas. g. Indicación del estado del dispositivo de campo en cada canal (activado o desactivado). h. Indicación del estado actual por módulo y por canal (normal y falla).




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ANEXO 2 ~ 6 ~

i. Voltaje suministrado de 24 Volts corriente directa proveniente fuentes de externas redundantes. j. Método de conexión del cable proveniente de los dispositivos debe ser del tipo atornillable

1.5.5 Módulos de Salidas digitales.

a. Los módulos de salidas digitales deben estar certificados por la TÜV para aplicaciones de seguridad

(Safety/Critical) y la máxima densidad de señales de salidas digitales permitidas para su cableado sin requerimientos de diagnóstico de cable debe ser de 16 como máximo por módulo.

b. Los módulos no deben suministrarse redundantes. c. Los módulos de salida no deben tener interruptores o enlaces de direccionamiento. d. Los módulos de salidas deben ser adecuados a los requerimientos de voltaje y corriente de los

dispositivos de campo. e. En caso de requerirse algún componente (relevadores, barreras de seguridad intrínseca, aisladores

galvánicos, arrancadores) adicional al sensor o al elemento final en la FIS (SIF), este debe cumplir con el nivel NIS (SIL) requerido, de acuerdo con el punto 8.7.2.4 de NRF-045-PEMEX-2010

f. Salidas tipo seco, para el manejo de 24 VCD. g. Indicación del estado del dispositivo de campo en cada canal (activado o desactivado). h. Indicación del estado actual por módulo y por canal (normal y falla). i. Método de conexión del cable proveniente de los dispositivos debe ser del tipo atornillable.

1.5.6 Módulo de comunicación.

a. El módulo de comunicación redundante que permite comunicarse con el protocolo Ethernet con las

estaciones de operación/Mantenimiento, y con otros sistemas. b. Cada módulo deberá de contar como mínimo con tres puertos seriales RS-232, RS-485 configurables,

un puerto de red 10BaseT y un puerto 100base TX. El módulo deberá de ser certificado por la TÜV.

1.5.7 Fuentes externas (alimentación a dispositivos de campo como transmisores, solenoides o relevadores)

a. El voltaje requerido para transmisores, solenoides y relevadores de campo debe ser de 24 VCD alimentado con una fuente externa de suministro de energía de 24 VCD.

b. Debe ser redundante, la fuente de poder redundante en arreglo n+1 debe de suministrar su potencia en forma automática cuando la fuente de poder principal no pueda suministrar su potencia, al entrar la redundancia no se debe afectar el estado actual de los dispositivos finales de campo.

c. La alimentación al primario o entrada de 110 VAC. d. Suministrar 24 VCD a todos los canales de salida a los módulos que requieran alimentación externa

para los dispositivos de campo dentro de su mismo PES, la capacidad total de la fuente externa debe ser al 70% dejando un 15% para adiciones.

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

1.6 Características Técnicas del Gabinete de control.

1.6.1 El gabinete de control donde se montarán los sistemas PES, se abrirá solamente por la parte de enfrente, ya

que por la parte posterior estará a paño del muro del límite del cuarto de control. Aplica solamente para los GPESIS-110/109-108/107-106/105-104/103-102/101.

1.6.2 Gabinete tipo modular.

1.6.3 Nema 12, UL, IEC IP55.




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ANEXO 2 ~ 7 ~

1.6.4 Del tipo auto-soportado.

1.6.5 Material en chapa de acero 1.5 mm.

1.6.6 Pintura RAL 7035 texturizado poliéster.

1.6.7 Entrada para cables en la parte inferior.

1.6.8 Tope de apertura de 130°, porta documentos en acero.

1.6.9 Manija con llave del tipo deslizante para abrir.

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

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

1.6.12 El gabinete debe tener un medio de ventilación apropiado determinado por la memoria de cálculo de disipación de calor de los dispositivos que se suministren para asegurar que la temperatura interior del gabinete este dentro de los parámetros de operación establecidos por el fabricante de los PES a suministrar. Queda a consideración del fabricante si el gabinete a suministrar deba tener rendijas, ventilador o enfriador entendiéndose que se debe demostrar con la memoria de cálculo el tipo de gabinete a suministrar. Se debe tomar en cuenta que el cuarto de control donde se montaran los gabinetes cuenta con un sistema de aire acondicionado.

1.6.13 Revestimiento interior de los gabinetes de control.

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

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

1.6.16 Cada clema, tablilla de interconexión ó bloque terminal a utilizar dentro del gabinete debe ser lo más delgado posible y se debe de etiquetar.

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

1.6.18 Todas las conexiones a cable de control deben ser del tipo atornilladas. 1.7 Características Técnicas de la Unidad de programación portátil (LAP-TOP).

1.7.1 El Proveedor debe suministrar a PEMEX Petroquímica una estación portátil de ingeniería en empaque

sellado de fábrica (se pide con empaque sellado para confirmar que es nueva la máquina, previo a la capacitación entonces de debe cargar todos los softwares necesarios para asegurar la funcionalidad con todos los equipos involucrados en la red, con licencias a nombre de PEMEX Petroquímica). Computadora portátil tipo (laptop) tipo industrial y a prueba de golpes, con las siguientes características técnicas mínimas:




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ANEXO 2 ~ 8 ~

a) El sistema operativo para la estación portátil debe ser Windows 7 professional 64 bits ó server 2003, ultima versión de acuerdo a los requerimientos de los softwares de programación y configuración. Debe contener además el software Microsoft Office 2010 o ultima versión.

b) Software (software suite) de configuración, programación y diagnóstico para el PLC, módulos de comunicación hacia las consolas de operación y hacia los paneles táctiles, en empaque cerrado de fábrica que incluye licencias a nombre de Complejo Petroquímico Cangrejera para su uso exclusivo, la funcionalidad del software suite debe contar con: herramientas de configuración del hardware para los PES’S de seguridad, herramientas de programación y documentación de la lógica de disparo basado en los estándares IEC-61131-3 (FS Aproval: Safety Critical); herramientas de simulación de programas en PC; herramientas para puesta en sincronía de los procesadores; herramientas de programación de matrices de causa y efecto; herramientas para detección y diagnóstico de fallas del hardware del PES de seguridad; herramientas de programación de los módulos de comunicación Ethernet y los módulos de comunicación hacia las pantallas táctiles; herramienta para realizar cambios, forzados pruebas en línea y reparaciones del PES de seguridad que cuente con control de usuarios. Ambos softwares deben ser compatibles entre si, las licencias deben estar a nombre de Complejo Petroquímico Cangrejera, la licencias deben ser del tipo Off-line/stand alone.

c) Procesador con cuatro nucleos intel corel i7 2.2 GHz; memoria RAM 2 Gb DDR3, disco duro de 160 Gb removible montado en gel para absorber los golpes, de canal dual hasta 533mhz, pantalla LED FHD antireflejo con iluminacion de 15” 1920x1080, 1 puerto serial (DB9), 1 paralelo (DB25), 4 puertos USB, dos tarjetas de red Ethernet 10/100/1000 mbps (Jack RJ-45), DVD±RW de 8x y dos ranuras para PCMCIA, debe incluir un ratón óptico USB con cable retráctil, dos baterías para computadora portátil con capacidad de 2 horas de operación como mínimo; cable de alimentación con eliminador/cargador de batería para conectar la computadora portátil a alimentación de 100-240 VAC, 50-60 Hz y maletín de piel para transporte de la computadora portátil.

d) La estación portátil debe ser dedicada al Sistema Instrumentado de Seguridad sin ninguna excepción.

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

f) La estación portátil debe considerarse una sola para todos los sistemas de seguridad nuevos a suministrar, en la cual se deben entregar los softwares necesarios para hacer el respaldo en línea de los Sistemas Instrumentados de Seguridad SIL 2.

1.8 Características técnicas del software de configuración

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

1.8.2 La implementación de la lógica de disparo debe hacerse como se indica en los documentos MCE-101-01, MCE-102-01, MCE-103-01, MCE-104-01, MCE-105-01, MCE-106-01 y MCE-S-01. Para la lógica de los documentos MCE-107-01, MCE-108-01, MCE-109-01, MCE-110-01.

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

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

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




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ANEXO 2 ~ 9 ~

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

1.8.7 El software definido en el punto anterior debe proporcionarse para ambiente Windows 7 professional 64 bits ó server 2003, ultima versión, además, debe ser amigable en el manejo, conteniendo ayuda y manuales en línea.

1.8.8 El personal técnico que desarrolle la aplicación debe contar con la certificación del fabricante del equipo suministrado en los trabajos relacionados a la programación del equipo PES.

Los servicios deben ser realizados por personal reconocido por el fabricante, para poder asegurar que la configuración total del sistema sea desarrollada adecuadamente, en ambos casos, el licitante deberá entregar en su propuesta la siguiente información del personal:

a) El personal técnico propuesto, debe tener una experiencia mínima de haber participado en 2 aplicaciones referentes en la configuración de sistemas instrumentados de seguridad y/o sistemas de administración de quemadores y/o sistemas BMS, para lo cual el licitante deberá anexar a su propuesta, los antecedentes y curriculum vitae de este personal, dicho curriculum deberá ser respaldado con la siguiente documentación:

b) Descripción de experiencia laboral, indicando: nombre del proyecto, periodo de trabajo, puesto desempeñado y una descripción de las actividades realizadas.

c) Copias de diplomas y reconocimientos de cursos tomados que avalen fehacientemente su capacidad técnica en los sistemas objeto de esta licitación.

d) Carta del fabricante del Sistema (PES) propuesto, avalando e indicando el nombre del personal de ingeniería, en caso de resultar ganador realizara los trabajos solicitados en esta licitación durante el periodo total de la entrega del bien y que haya tomado cursos de configuración y mantenimiento en los últimos 2 años de los sistemas ofertados, avalando con esto la capacidad y actualización técnica de dicho personal. Para el cumplimiento de este requisito el licitante podrá presentar original o copia de dicha carta y el proveedor a la entrega de los bienes previo al inicio de la instalación deberá entregar el original al administrador del contrato.

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

a) La programación de la lógica derivada de la(s) función(es) de seguridad y la matriz causa y efecto. b) La configuración y arquitectura del Sistema Instrumentado de Seguridad. c) Los requerimientos de integridad de seguridad del PES, sensores y actuadores para cada función,

de acuerdo a las Matrices Causa Efecto ya definidas por el grupo técnico de la Planta. d) Las capacidades de integridad de seguridad del hardware tales como coberturas de diagnóstico,

intervalos de pruebas, pruebas automáticas o manuales. e) Los tiempos de disparo requeridos para llevar el proceso al estado seguro, desde que se detecta la

señal correspondiente de cada función instrumentada de seguridad (véanse documentos SRS’s y matriz causa y efecto).

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

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

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




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ANEXO 2 ~ 10 ~

i) La programación debe documentarse de manera clara, precisa y por completo, según IEC 61511-1

cláusula 12.4.4; la documentación debe realizarse a nivel instrucción, función y renglón dependiendo de los lenguajes manejados. En el caso de realizarse programación de lógica secuencial, debe documentarse de acuerdo al estándar IEC-1131-3.

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

k) El Proveedor debe entregar un procedimiento con programa establecido de mantenimiento y pruebas del PES.

l) La lógica programada en el PES para la aplicación es propiedad de PEMEX Petroquímica. m) El Proveedor debe entregar toda la documentación que se genere durante el proyecto y archivos de

programación previamente documentados en idioma español. n) No se deberán presentar en la propuesta técnica los procedimientos y programas de mantenimiento

y pruebas del PES; así como los procedimientos de carga y descarga de la programación hacia el PES y procedimientos para el forzamiento de salidas, deberán ser entregados por el licitante ganador previo a la finalización del contrato correspondiente.

o) Es responsabilidad del proveedor el llevar a cabo las pruebas en fábrica en forma individual de todos los equipos, componentes, accesorios y programas (software) suministrados para este proyecto. Estas pruebas deben ser llevadas a cabo de acuerdo con los procedimientos y estándares que apliquen. Se debe cumplir con todo lo indicado en el punto número 8.7 de la norma de referencia NFR-045-PEMEX-2002 Rev. 0.

p) Las pruebas de aceptación en sitio deben de incluir como mínimo, la inspección visual, revisión de los componentes, pruebas de hardware y software, pruebas de funcionalidad y protección, cumpliendo con los puntos 8.8.1.1, 8.8.1.2 de la norma de referencia NRF-045-PEMEX-2002, Rev. 0 y la aceptación final estará de acuerdo al punto 8.8.1.3 de esa misma norma de referencia.

1.9 Validación

1.9.1 Validación su objetivo es validar a través de la inspección y pruebas, que el sistema instrumentado de

seguridad instalado y comisionado y sus funciones instrumentadas de seguridad asociadas estén conforme a las especificaciones de requerimientos de seguridad (SRS) y reporte de verificación de SIL. Para ello se debe hacer como mínimo las siguientes actividades: PEMEX Petroquímica se reserva el derecho de incrementar o eliminar las actividades listadas en este documento, las actividades se deben elegir de acuerdo a la norma internacional ANSI/ISA-84.00.01-2004 parte 1 y a la IEC 61511.

1.9.2 Asegurarse que los sensores, PES y elementos finales de control y otros sistemas conectados estén de acuerdo con lo estipulado en las SRS y la verificación de SIL.

1.9.3 Asegurarse mediante pruebas que las secuencias de disparo estén activadas

1.9.4 Asegurarse que los sistemas instrumentados de seguridad provean alarmas propias y que sean desplegadas en la pantalla

1.9.5 Asegurarse que las funciones de reset en los sistemas instrumentados de seguridad ejecuten la lógica que se definió en la filosofía de operación y en las SRS.

1.9.6 Asegurarse que las funciones de by-pass operen correctamente.

1.9.7 Asegurarse que los intervalos de pruebas mencionados en las SRS a los equipos de los Sistemas Instrumentados de Seguridad sean documentados en los procedimientos de mantenimiento.




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Documento ANEXO 2

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ANEXO 2 ~ 11 ~

1.9.8 Asegurarse que las funciones de diagnóstico y alarmas sean ejecutadas como se requiera.

1.9.9 Confirmar que los Sistemas Instrumentados de Seguridad ejecuten como se requirió a perdida de servicios como, perdida de energía eléctrica, aire, etc.

El alcance de esta actividad tiene la finalidad de validar la definición del Sistema Instrumentado de Seguridad para los hornos de pirólisis de la planta de Etileno del Complejo Petroquímico Cangrejera conforme a lo indicado en el numeral 8.1.1.6.1.1 verificación del nivel de integridad de seguridad NIS (SIL) descrito en la norma NRF-045-PEMEX-2010 “Seguridad Funcional – Sistemas Instrumentados de Seguridad – para los procesos del sector industrial” y normativas vigentes (IEC 61511) y los requisitos de estas bases. El proveedor podrá subcontratar este servicio. La empresa certificada responsable de este servicio, una vez formalizado el contrato de adquisición correspondiente y previo al inicio de los trabajos entregará a traves del proveedor, a la administracion del contrato designada por el Complejo Petroquímico Cangrejera el plan de validacion que incluya el detalle de las actividades a ser desarrolladas, su duración, relación entre actividades y principales recursos requeridos, resaltando los hitos críticos asi como las fechas compromiso de los entregables: plan y reporte de verificación en sitio del Sistema Instrumentado de Seguridad, informe de pruebas, documentos de pre-arranque del Sistema Instrumentado de Seguridad y formatos de reportes de aceptacion. Esta empresa deberá desarrollar un plan para la validación de la instalación y de la funcionalidad del sistema, de acuerdo a las especificaciones de requerimientos de seguridad (SRS) desarrolladas.

a) Como primera actividad deberá revisar la instalación y configuración de los equipos componentes, para asegurar su conformidad con las especificaciones funcionales y requerimientos de seguridad. Esta revisión deberá incluir una verificación general de la instalación de la instrumentación de campo, revisión de la instalación y configuración del PLC de seguridad, y su interacción con el sistema básico de control de procesos. Derivado de esta revisión, deberá entregar un informe en donde se indique en caso de existir no conformidades detectadas con respecto a las especificaciones funcionales de seguridad, las acciones que deberá atender el proveedor para garantizar al final de las pruebas el cumplimiento con los requerimientos de seguridad solicitados para el sistema completo.

b) Despues de la instalación del sistema en cada sección de la planta, pero antes de su arranque, el validador deberá asistir en los trabajos de planificación y ejecución de las pruebas de pre-arranque del sistema instrumentado de seguridad. Indicando al proveedor la manera de emitir la documentación necesaria de acuerdo a las normativas vigentes (IEC 61511). Asimismo durante la ejecución de los trabajos, deberá interpretar, revisar y de ser necesario modificar los planes de prueba, de acuerdo a los requerimientos de la normatividad.

c) Luego de verificar la instalación con respecto a las especificaciones funcionales, deberá asistir al proveedor en la ejecución de las pruebas de pre-arranque del sistema instrumentado de seguridad, emitiendo un informe de revisión del diseño del sistema instrumentado de seguridad en sitio y resultado de las pruebas de pre-arranque.

d) Validación del sistema instrumentado de seguridad, emitiendo el reporte final de validación del sistema instalado de acuerdo a las normativas vigentes e indicando el cumplimiento con los requerimientos de seguridad.

Los resultados de cada actividad desarrollada deberán ser documentados de acuerdo a las normas IEC 61511, en un informe de validación, luego de finalizadas las pruebas. Este informe incluirá todas las listas de verificación ejecutadas, así como los resultados obtenidos y las modificaciones ejecutadas en sitio para ajustar el diseño a los requerimientos funcionales.




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Documento ANEXO 2

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ANEXO 2 ~ 12 ~

1 El proveedor deberá entregar la validacion del Sistema Instrumentado de Seguridad en documentación oficial

con membrete y razón social del responsable del servicio de validacion, conforme a lo indicado en el numeral

8.1.1.6.1.1 verificación del nivel de integridad de seguridad NIS (SIL) descrito en la norma NRF-045-PEMEX-

2010 “Seguridad Funcional – Sistemas Instrumentados de Seguridad – para los procesos del sector industrial”

y normativas vigentes (IEC 61511) y los requisitos de estas bases; por lo que deberá integrar todas las

funciones instrumentadas y lazos de seguridad con el nivel de seguridad (SIL) requerido en la documentacion

técnica de especificaciones del proyecto y recomendaciones de las no conformidades que en su caso detecte

el responsable de proveer el servicio de validacion del Sistema Instrumentado de Seguridad.

2 Si durante la validación del Sistema Instrumentado de Seguridad y la prueba de desempeño, se determina

algún incumplimiento o no conformidad en el sistema y/ó los bienes, el proveedor deberá de corregir y

eliminar el incumplimiento ó no conformidad de forma inmediata, de manera que no se afecte el plazo de

ejecución pactado y proceder a la recepción del sis, imputándose al proveedor los retrasos que se pudieran

ocasionar por el incumplimiento de estas obligaciones. Es importante mencionar que al determinarse

incumplimientos y/o no conformidades en la validación y/o en la prueba de desempeño, se deberán validar

nuevamente los bienes corregidos y/o realizar nuevamente la prueba de desempeño, emitiéndose nuevos

reportes.

3 Posterior a la puesta en operación (72 horas de desempeño ininterrumpido del SIS ofertado), será entregado

por el proveedor a la administracion del contrato designada el Complejo Petroquímico Cangrejera el reporte

de validación de seguridad del Sistema Instrumentado de Seguridad.

2 Interface humano maquina (HMI)

2.1 Alcance

2.1.1 Esta especificación define los criterios de diseño y los requerimientos mínimos de hardware y software, suministro, ensamble, pruebas y entrega para el siguiente equipo:

2.1.2 Dos (2) Interfases humano-máquina (siglas HMI en inglés) para los hornos de pirolisis (BA-101 a BA-110).

2.1.3 Una (1) estación de ingeniería para labores de mantenimiento y configuración.

2.1.4 Una (1) red de comunicaciones (esta red como mínimo debe estar conformada por dos servidores redundantes entre si, dos swich del tipo industrial, regletas de parcheo y un gabinete).

2.1.5 Esta especificación define los criterios de diseño y los requerimientos mínimos de hardware y software, suministro, ensamble, pruebas y entrega para 1 (una) red ethernet protocolo industrial, tolerante a fallas y redundante (siglas ethernet/IP en inglés) a ser instalada en la planta de Etileno que se localiza dentro del Complejo Petroquímico Cangrejera.

2.1.6 Las HMI’s se debe suministrar con sus accesorios y deben ser del tipo industrial, que garantice una operación confiable las 24 horas del día todo el año.

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

2.1.8 Es responsabilidad del Proveedor que dentro del alcance proporcione todos los accesorios, cables, equipos, gabinetes, consolas y licencias de software necesarios para garantizar la funcionalidad de las HMI’s, estación de ingeniería y la red de comunicación de área local de los Sistemas Instrumentados de Seguridad.




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Documento ANEXO 2

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ANEXO 2 ~ 13 ~

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

2.1.10 El medio de transmisión para la red de comunicación debe ser de acuerdo a la norma “NRF-022-PEMEX-

2008 “Redes de cableado estructurado de telecomunicaciones para edificios administrativos y áreas industriales”, en el punto “8.2.3 distancias horizontales” en el cual menciona que en cableado de cobre para comunicaciones, la distancia máxima a utilizar es de 90 MTS. se requiere el uso de fibra óptica para realizar la comunicación entre el PES ubicado en campo y el switch ubicado en el gabinete de comunicaciones en cuarto de control, debiendo cumplir como mínimo con las siguientes especificaciones técnicas:

Cable de fibra óptica de distribución del tipo interior/exterior.

Multimodo 62.1 µm de 6 hilos (dejando spare)

Armadura interlock de aluminio

Chaqueta bajo en humos y cero halogenos

Temperatura de operación -40°C a +70°C

Cumplimiento con Rohs 2002/95/EC, ISO 9001:2008

Diámetro exterior del cable de fibra de 13 mm máximo

El licitante deberá considerar los switchs administrables necesarios por cada subsistema PES y PLC industrial para enlazarlos al rack de comunicaciones del cuarto de control por medio de fibra óptica, los switchs administrables deberán contar con las siguientes características:

4 puertos RJ-45 10/100

2 puertos para fibra óptica 100 FX

Temperatura de operación de -35 a +65 °C

Humedad relativa 10 a 95%

Certificaciones UL 60950, tercera edición, C-UL A CAN/CSA C22.2 NO. 60950-00, tercera edición.

Norma de emisiónes electromagnéticas certificaciones

FCC parte 15 clase A

En 55022: 1998 (CISPR22)

En 55024: 1998 (CISPR24)

AS/NZS 3548 clase A

CE

Áreas peligrosas para Clase I División 2, Grupos A, B, C Y D.

2.1.11 El cable UTP debe para aplicaciones de 10/100 baseT (categoría 6 mínimo), cable calibre 24 AWG, de

cobre sólido cuatro pares trenzados con aislamiento de polietileno y cubierta exterior de PVC anti-flama color gris, las longitudes para su instalación se especifican en el plano CPC-ETL-L-302.

2.1.12 Se deben proporcionar los conectores 8 pin RJ-45 y accesorios de parcheo para la interconexión entre los dispositivos que conforman la nueva red de los Sistemas Instrumentados de Seguridad.

2.1.13 Debe existir un sincronizador de reloj único para todos los CPU’s implícitos en la red (PES’s, HMI’s y estación de ingeniería), este sincronizador debe estar alojado en un servidor.

2.1.14 El Proveedor debe dejar bien documentadas en idioma español todas las partes que compongan la HMI de los Sistemas Instrumentados de Seguridad, tanto a nivel operador como a nivel técnico, como son la interfase de usuario, configuración para la comunicación con los equipos relacionados, mapas de memoria de los equipos monitoreados, base de datos, servidores y clientes OPC, etc.




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ANEXO 2 ~ 14 ~

2.1.15 El número de pantallas a elaborar en las HMI’s son de por lo menos ocho pantallas y una matriz causa-efecto por cada horno de pirolisis. Estas pantallas son de media densidad de TAG’s. Se debe consultar antes y durante la elaboración de las pantallas dinámicas al personal encargado de la operación de la planta de Etileno. Se debe consultar y tener la aprobación del personal de operación de Petroquímica Cangrejera, para la elaboración de las pantallas dinámicas.

2.2 Las estaciones de operación para el Sistema Instrumentado de Seguridad SIS deberán permitir el envío y

despliegue de información al operador tal como diagnósticos del sistema, estado del sensor ubicado en campo, estado del elemento final de control como válvulas solenoides, pérdida de energía de los dispositivos electrónicos, desplegados de las alarmas de las desviaciones del proceso, desplegados de los auto-diagnósticos contenidos en el hardware, toda la información necesaria para tomar una acción correctiva por parte del operador y así lograr el buen funcionamiento del Sistema Instrumentado de Seguridad.

2.2.1 La estación de operación debe diseñarse usando principios de factor humano. La presentación de la

información al operador debe ser clara y no ambigua. El volumen de alarmas y mensajes que se presentarán al operador debe ser clara y que no confundan al operador, para que en caso de que surgiera una alarma esta sea visualizada en forma contundente y rápida para ser evaluada y así poder tomar decisiones en forma oportuna por parte de personal de la planta en uso.

2.2.2 Los controles deben localizarse asegurando que sólo el personal autorizado podrá cambiar datos o

acceder a los programas. El control de acceso de debe dar mediante el uso de contraseña.

2.2.3 En el diseño de los Sistemas Instrumentados de Seguridad se debe reducir al mínimo la necesidad de que

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

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

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

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

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

2.2.8 La estación de operación de los nuevos sistemas electrónicos programables (PES’s ó PLC’s), debe

asegurar que cualquier falla en ésta, no afecta la habilidad del Sistema Instrumentado de Seguridad para llevar el proceso al estado seguro, según IEC 61511-1 apartado 11.7.2.1.

2.3 Características Técnicas de la Estación de Mantenimiento y Estación de Ingeniería.

2.3.1 Monitor con pedestal

a. Tamaño: 23” visible en diagonal. b. Tipo: TFT-LCD widescreen: 16:9. c. Resolución: 1920x1080 d. Colores: color verdadero, 24 bits (16.7 millones).




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ANEXO 2 ~ 15 ~

e. Ángulo de visibilidad 170° horizontal, 170° vertical, ángulo de inclinación -5 a + 19° mínimo a) Alimentación: 120 VAC @ 60Hz.

2.3.2 Teclado

a. Tipo: Industrial estándar para Windows. b. Tipo de teclas: de membrana a prueba de derrames. c. Temperatura Operación 0°C a 60°C d. Conector: USB. e. Track ball f. Dos botones y bola de desplazamiento (scroll-bar). g. Conector USB.

2.3.3 CPU Para HMI

a. Tipo: Torre b. Procesador: Six core c. Velocidad: 3.0 GHz d. Memoria RAM 4 Gb DDR3 1333MHz e. Disco duro: Dos discos duros de 250 Gb sata de 7200 rpm ó mayor configurados en espejo; f. Unidades: DVD± RW 16X g. Tarjeta de red: 2 puertos ethernet 10/100/1000 Mbps h. Puertos seriales: 1 i. Puertos paralelos: 1 j. Puerto USB: , 4 puertos USB 2.0 y 2 puertos USB 3.0 k. Alimentación: 120 VAC @ 60Hz l. Sistema Operativo en ambiente Windows 7 ó última versión, Microsoft Office Professional 2010,

Antivirus.

2.4 Características Técnicas de los Servidores (OPC)

a. Tipo: Torre b. Procesador: Six core c. Velocidad: 3.0 GHz d. Memoria RAM: 4 GB DDR3 1333 MHz. e. Disco duro: 2 discos de 250 Gb SATA de 7200 rpm c/u o mayores, configurados en espejo,

proporcionando integridad en los datos al contar con la misma información en ambos. Si un disco falla en el otro se cuenta con la información actualizada.

f. Unidades: DVD±RW 16X. g. Tarjeta de red: 2 puertos Ethernet 10/100/1000 Mbps h. Puertos seriales: 1 i. Puertos paralelos: 1 j. Puerto USB: , 4 puertos USB 2.0 Y 2 puertos USB 3.0 k. Alimentación: 120 VAC @ 60Hz. l. Sistema Operativo: Software del Pack Microsoft (o última versión), Windows 7 professional 64 bits ó

server 2003, Microsoft Office Professional 2010, Antivirus. m. Gabinete para comunicaciones que alojara dos servidores, dos switchs, el gabinete debe tener las

siguientes características técnicas: n. Gabinete auto soportado o. Fabricado con lámina en chapa de acero de 15 mm como mínimo p. Imprimacion por inmersion, texturizado en RAL 7035 q. Entrada para cables en la parte inferior r. Doble acceso la puerta frontal y posterior deben tener la función de ventana y venteo de aire, la

ventana debe ser de cristal de seguridad monocapa de 3 mm




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ANEXO 2 ~ 16 ~

s. Ambas puertas deben tener llave para la cerradura se deben proporcionar tres juegos; t. Debe contar con ductos ranurados con tapa (canaleta para cableado) en PVC; cableado ordenado en

arneses y sujetado con cinturones de plástico dentro de cada ducto; todo el cableado interno, los componentes y equipos deben estar plenamente etiquetados.

2.5 Características Tecnicas de la Impresora.

a) Impresión láser en blanco y negro b) Velocidad de impresión normal hasta 35 ppm A4, 18 ppm A3 c) Calidad de impresión normal hasta 1200X1200 ppp d) Volumen de páginas mensuales recomendado de 65,000 e) Opción de impresión a doble cara f) Numero de bandejas de papel uno g) Tamaños estándares de soporte: A3, A4, A5, A6, B4, B5, B6, RA3,8K, 16K, sobres (monarch, C5, DL,B5,

#10), personalizado: de 76,2x 127 mm a 312 x 470 mm h) Preparada para instalarse en red fast ethernet i) Alimentación 120 vac @ 60HZ j) Debe poder conectarse a red nueva ethernet.

Consolas de operación. Se debe suministrar e instalar tres consolas de operación ergonómicas a las existentes del sistema HONEYWELL TDC 3000. El licitante deberá presentar en su propuesta técnica diagramas de vistas frontales, laterales, superiores y posteriores de cada módulo de la consola ofertada, así como los diagramas de la consola completa, indicando las dimensiones las cuales no deberán ser mayores a las indicadas.

“Arreglo modificado del cuarto de estaciones de operación”




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ANEXO 2 ~ 17 ~

a) Las estaciones y componentes mostrados en la Figura anterior representadas en color negro (números 1 al 17) son existentes, lo representado con números 18 al 20 son parte de este alcance del proyecto y lo que esta achurado de color negro (números 21 y 22) se realizará en una segunda etapa, no considerar en este proyecto. La descripción de la numeración de los componentes de hardware corresponden a lo siguiente: a) HMI WinCC “Detección de humo y gases explosivos” b) GUS “Global User Station” estación de operación c) GUS “Global User Station” estación de operación d) GUS “Global user station” estación de operación e) US 2 “Universal Station” estación de operación f) US 3 “Universal station” estación de operación g) US 4 “Universal station” estación de operación h) US 5 “Universal station” estación de operación i) US 6 “Universal station” estación de operación j) US 7 “Universal station” estación de operación k) HMI “Pantallas de operación de compresores actuales con Modbus” l) Panel “Estación de botones físicos” HS-9114, HS-9121, HS-9152, HS-9103-A, y display de alarma de

TI-400-22-3. m) PRT “Impresora y mesa de trabajo” n) FSC “Estación de mantenimiento para el SIS actual” o) DP “Pantalla gigante de tecnología LED para ver tendencia y alarmas del sistema actual” p) PHD “Sistema de almacenamiento masivo de datos del SCD” q) PRT “Impresora para el sistema de control distribuido actual” r) PRT SIS “Impresora para el nuevo sistema instrumentado de seguridad” s) HMI 1 “Interfase Humano-Máquina para Sistema Instrumentado de Seguridad nuevo” monitoreo para

los Hornos de Pirólisis”. t) HMI 2 “Interfase Humano-Máquina para Sistema Instrumentado de Seguridad nuevo” monitoreo para

los Hornos de Pirólisis”. Se deberá considerar una alarma sonora y luminosa tipo intermitente por cada horno en campo, las cuales deberían contar con las siguientes especificaciones técnicas:

a) Tipo torreta giratoria instalada en el campo, la cual debe ser activada bajo condiciones de alarma que se den en el SIS, debe poseer 5 niveles de criticidad: bajo, muy bajo, alto, muy alto y disparo

b) Color rojo luminoso giratorio tipo torreta a prueba de explosión, áreas peligrosas Clase I, División I, Grupo C y D.

c) Bocina de alta resistencia a la corrosión a prueba de explosión, áreas peligrosas Clase I, División I, Grupo C y D.

d) Voltaje de alimentación comprendido dentro del rango de +18 a +35 VDC. e) Desde 85 a 114 decibeles a 3 metros de acuerdo a NRF-210-PEMEX-2008 (la unidad sonora puede ser

independiente de la torreta luminosa giratoria) f) Temperatura de operación de 0 a +60 °C. g) Humedad relativa: 0 a 95% HR. h) Instalada en la parte exterior de los gabinetes del PES de cada caldera, cableada y canalizada con

tubería conduit de ½ pulgada y condulets serie redonda.

El licitante debe considerar en su propuesta técnica las salidas digitales y demás componentes necesarios para garantizar la operación y la funcionalidad solicitada de la alarma. Se deberá considerar 1 (una) alarma sonora y luminosa por cada caldera en cuarto de control, siendo un total de 8 alarmas, las cuales deberían contar con las siguientes especificaciones técnicas:




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ANEXO 2 ~ 18 ~

a) Voltaje: 24 VCD b) Potencia: 100 DB ajustable como mínimo c) Color rojo d) Seleccionable de al menos 10 tonos. e) Deberá contar con ajuste del volumen, f) Luz estroboscopica de 5 joules color rojo, con rango de flasheo de 1 Hz, g) Deberá cumplir con envolvente IP 56, NEMA 13, h) Temperatura de operación de por lo menos de - 20 @ +50 ° C. i) Deberá cumplir con certificación UL y CE.

La unidad sonora puede ser independiente de la torre luminosa.

El licitante debe considerar en su propuesta técnica las salidas digitales y demás componentes necesarios para garantizar la operación y la funcionalidad solicitada de la alarma.

2.6 Características Técnicas del Switch.

a) Velocidad 10/100/1000T MBPS IEEE 802.3 b) Tipo de conectores RJ-45, 24 puertos c) Alimentación 120 VAC @ 60Hz. d) Debe ser del tipo industrial

2.7 Características Técnicas del Software de Visualización

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

2.7.2 El software para el desarrollo de la interfaz hombre máquina debe soportar el control Supervisorio y de

proceso, así como la adquisición de datos en tiempo real de las variables de medición de proceso, alarmas y administración de eventos, la recopilación de históricos, generación de reportes.

2.7.3 El software debe ser amigable, con ambiente de desarrollo orientado a objetos y debe tener una

arquitectura abierta basada en Microsoft Windows. El sistema debe ser flexible para facilitar la configuración final del usuario, así como su modificación rápida y sencilla en campo.

2.7.4 El software debe estar integrado por componentes modulares de un solo proveedor de software integrado

para todas las funciones requeridas. El sistema deberá ser escalable, de tal manera que una aplicación independiente sea fácilmente ampliada en la red del control existente, con servidores de bases de datos redundantes, servidores de comunicaciones redundantes para la transmisión de información a las estaciones de trabajo.

2.7.5 La Interface Hombre Maquina, debe estar construida sobre la base de la tecnología estándar de Microsoft

(Active-X, OLE, DDE, Fast DDE, ODBC y .Net Framework 3.5). Es decir, la herramienta Gráfica deberá ser capaz de operar y aprovechar las facilidades que ofrece la plataforma de Microsoft Windows.

2.7.6 La consola de operación y de ingeniería deben estar constituidas por equipos mediante el cual se

supervisará y controlará el sistema de medición, en estos equipos se mostrará la información en forma visual mediante una interfaz gráfica probada que se basa en ventanas además de estar soportada sobre la plataforma de Microsoft (o última versión): Windows 7 Professional 64 bits ó Server 2003, Microsoft Office Professional 2010, antivirus.

2.7.7 El software de desarrollo de la Interface Hombre Maquina debe ser intuitivo y fácil de usar, permitiendo de una manera rápida la creación de ventanas, símbolos, Tags, animación, creación de scripts y configuración de las comunicaciones con los dispositivos de control.




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ANEXO 2 ~ 19 ~

2.7.8 El Software para el desarrollo de la Interface Hombre Maquina debe manejar los distintos usos horarios del

país de forma sencilla para poder visualizar en horario local los datos históricos provenientes de las IHM's y/o estaciones de trabajo de distintas zonas geográficas con diferente uso.

2.7.9 El Software para desarrollo de la Interface Hombre Maquina debe tener la capacidad de permitirles a los operadores o usuarios de así desearlo cambiar dinámicamente el color de las ventanas, para el confort visual de cada operador.

2.7.10 El Software para el desarrollo la Interface Hombre Maquina debe tener la función de navegación la cual permitirá mostrar de manera gráfica en un determinado cuadrante de la pantalla de operación el estado de un determinado dispositivo de control.

2.7.11 El Software para el desarrollo de la Interface Hombre Maquina debe permitir que desde una estación de ingeniería central se realicen cambios o mantenimientos a la aplicación o aplicaciones, de tal manera que al hacer un cambio desde ésta estación, con tan solo un clic del mouse sea posible mandar un comando a todos las estaciones conectadas en la red que estén usando la aplicación, para que les permita actualizarse en forma remota, sin necesidad de hacer copias de la nueva aplicación en cada estación.

2.7.12 El Software para el desarrollo de la Interface Hombre Maquina debe poseer una herramienta de búsqueda de variables que permita al usuario encontrar fácilmente en la base de datos las variables por nombres y por sus características particulares para facilitar la configuración y monitoreo de los datos en los esquemáticos.

2.7.13 El Software para el desarrollo de la Interface Hombre Maquina debe tener la capacidad de optimizar el desempeño de la aplicación basada en la memoria RAM disponible en la computadora, a su vez debe designar alta prioridad a las ventanas gráficas para un acceso instantáneo lo cual permitirá que los gráficos se desplieguen mucho más rápido.

2.7.14 La Interface Hombre Maquina debe contar con al menos dos modelos de seguridad, en donde uno de ellos sea basado en los mismos usuarios del sistema operativo MS Windows y el otro modelo debe tener la capacidad de crear y administrar usuarios con capacidad de hasta 999 niveles de seguridad.

2.7.15 La Interface Hombre Maquina debe permitir que los Passwords o claves que se usen en la aplicación se puedan encriptar para obtener un mayor nivel de seguridad y protección contra accesos indeseados.

2.7.16 La Interface Hombre Maquina debe soportar el uso de tarjetas inteligentes (Smart Cards) para un acceso seguro a la aplicación.

2.7.17 La Interface Hombre Maquina al no detectar actividad por parte del usuario (teclado ó mouse) durante un tiempo configurable, el sistema debe tener la capacidad de terminar automáticamente la sesión del usuario activo.

2.7.18 La Interface Hombre Maquina debe facilitar la creación y modificación de esquemáticos considerando los siguientes puntos: La herramienta de edición gráfica de IHM debe contar con tecnología Orientada a Objetos; La herramienta de edición gráfica de la IHM debe tener la capacidad de generar objetos Maestros que contengan sub-elementos gráficos, scripts y controles donde se requiera. Los objetos Maestros podrán utilizarse como librerías de plantillas, de tal manera permite realizar copias (instancias) de los objetos maestros en la aplicación "n" veces. Además al hacer un cambio en el objeto maestro, este cambio debe propagarse a todas las instancias de ese objeto en toda la aplicación o aplicaciones en la red

2.7.19 El Software para el desarrollo de la Interface Hombre Maquina debe proporcionar herramientas que permitan el uso de la tecnología de scripts para elaborar rutinas de control




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ANEXO 2 ~ 20 ~

2.7.20 El Software para el desarrollo de la Interface Hombre Maquina debe tener la capacidad de usar controles

Active-X y .Net dentro de la aplicación. Permitiendo la inserción de objetos Active-X/OLE, controles .Net y de otras aplicaciones que se integren a la tecnología de Microsoft Windows.

2.7.21 El Software para el desarrollo de la Interface Hombre Maquina debe incluir algunos controles Active-X propietarios para explotar de mejor manera subsistemas como el de alarmas, tendencias históricas y en tiempo real, etc.

2.7.22 Al efectuar cambios en una aplicación definida como principal, la Interface Hombre Maquina debe ser capaz de distribuir automáticamente los cambios a las aplicaciones o estaciones de trabajo distribuidas, teniendo las posibilidades éstas últimas de aceptar o rechazar el cambio

2.7.23 Con el propósito de dar facilidades al usuario en el manejo de información, la Interface Hombre Maquina debe ser capaz de mostrar archivos con diferentes formatos, al menos con Word, Excel, documentos PDF (Acrobat), imágenes BMP, JPG, PCX, TGA, archivos de video y sonido AVI, WAV, etc.

2.7.24 Los gráficos que sean generados por la HMI deberán tener la capacidad de soportar programación que va desde un lenguaje sencillo hasta ser contenedores de controles .NET de Microsoft.

2.7.25 El Software para el desarrollo de la Interface Hombre Maquina del sistema de medición debe tener la capacidad de controlar remotamente la aplicación, un usuario asignado podrá tener acceso a solicitar control simultáneo de la aplicación

2.7.26 El Software para el desarrollo de la Interface Hombre Maquina debe tener la capacidad de soportar la tecnología multi-monitor; donde un solo CPU (computadora) pueda desplegar la aplicación IHM distribuida o expandida en múltiples monitores.

2.7.27 El Software para el desarrollo de la Interface Hombre Maquina debe permitir en un ambiente Terminal Services, el equilibrio de sesiones de manera automática través de los núcleos internos del servidor.

2.7.28 El Software para el desarrollo de la Interface Hombre Maquina debe operar en estaciones de trabajo así como en cualquier dispositivo que pueda abrir una sesión a través del protocolo Remote Desktop.

2.7.29 El Software para el desarrollo de la Interface Hombre Maquina debe contar con herramientas básicas de dibujo gráfico como son: círculos, rectángulos, líneas rectas, líneas curvas, arcos y los controles básicos de Microsoft. Todas estas formas podrán combinarse para generar formas más complejas

2.7.30 El Software para el desarrollo de la Interface Hombre Maquina debe permitir la manipulación de los atributos de los gráficos para tener un mejor control en las animaciones y programación incluyendo: visibilidad, transparencia, sombreado, estilo de relleno, estilo de línea, orientación de giro y posición dentro de la ventana

2.7.31 El Software para el desarrollo de la Interface Hombre Maquina debe proveer una librería de plantillas gráficas prediseñados de por lo menos 100 gráficos industriales y además debe permitir la generación de plantillas propias y personalizadas que puedan ser agregadas a la librería prediseñada o a librerías nuevas

2.7.32 El Software para el desarrollo de la Interface Hombre Maquina debe tener la capacidad de utilizar mapas de bits, gráficos vectoriales y controles .Net. Entre los controles .Net de compañías terceras que se pueden embeber dentro de la aplicación, es decir, herramientas de navegación geográfica como mapas con imágenes satelitales de México.




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Documento ANEXO 2

Fecha 20/Jun/2012

ANEXO 2 ~ 21 ~

2.7.33 A manera de representar los procesos e instalaciones de sistema de medición, el software para el desarrollo de la Interface Hombre Maquina debe tener la capacidad de insertar gráficos del tipo AutoCAD, GIF, JPG o similar.

2.7.34 El Software para el desarrollo de la Interface Hombre Maquina debe contar además con una librería de gráficos pre configurados basados en vectores con al menos 500 símbolos gráficos listos para usarse en las ventanas de la aplicación, además debe permitir la generación de símbolos gráficos propios y personalizados.

2.7.35 El Software para el desarrollo de la Interface Hombre Maquina debe contar con un editor que permita la creación de gráficos con apariencia en 3D, deberá permitir la aplicación de hasta tres gradientes, uso de patrones y texturas, además de contar con elementos simples como segmentos de circulo, arcos de 2 y 3 puntos, cuadros, círculos, texto, cuadros de texto, list box, Combo Box, Calendarios, objetos de tendencias, objetos de alarmas, entre otros.

2.7.36 El Software para el desarrollo de la Interface Hombre Maquina debe permitir la configuración de características que proveen mayor información y confort visual como: Tooltip de Microsoft: (Etiquetas temporales que aparecen al colocar el mouse sobre el gráfico) para mostrar información relacionada al equipo a monitorear a fin de proveer mayor información; Escalamiento dinámico: Crecimiento del gráfico como tableros de medición y control al ejecutar un clic sobre estos.

2.7.37 El Software para el desarrollo de la Interface Hombre Maquina debe tener la capacidad de mostrar en miniatura la ventana gráfica con tan solo pasar el cursor del mouse sobre el nombre de la ventana, esta característica le permite al diseñador de la HMI ubicar y visualizar el contenido grafico de la ventana sin tener que abrirla.

2.7.38 El Software para el desarrollo de la Interface Hombre Maquina debe permitir diferentes tipos de reconocimiento de alarmas, con distintas filosofías.

2.7.39 Cuando una alarma cambia de una alarma alta a alta-alta, la transición anterior se reconoce automáticamente (es decir, la alarma alta).

2.7.40 La otra filosofía deberá permitir el reconocer manualmente cada transición de la alarma, tanto la alta como la alta-alta.

2.7.41 El Software para el desarrollo de la Interface Hombre Maquina debe tener objetos pre-configurados para visualización de alarmas, estados, mandos, mediciones, etc.

2.7.42 El Software para el desarrollo de la Interface Hombre Maquina debe tener un módulo de desarrollo para generar servidores y clientes de alarmas permitiendo de esta manera, compartir alarmas con sistemas distintos a la IHM local.

2.7.43 El display de visualización de alarmas debe permitir al usuario visualizar las alarmas con su tiempo original, tiempo GMT, o tiempo local.

2.7.44 El Software para el desarrollo de la Interface Hombre Maquina del sistema de medición debe contar con un display de Pareto de alarmas, que permitirá visualizar cuáles son las alarmas que se presentan con mayor frecuencia en el sistema a monitorear

2.7.45 El Software para el desarrollo de la Interface Hombre Maquina debe contar con un display de tipo árbol jerárquico que muestra la organización de las áreas de la planta que representan los grupos de alarmas.




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Documento ANEXO 2

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ANEXO 2 ~ 22 ~

2.7.46 El Software para el desarrollo de la Interface Hombre Maquina debe tener la capacidad de imprimir reportes de alarmas en impresoras locales, impresoras en red, e incluso impresoras USB.

2.7.47 El Software para el desarrollo de la Interface Hombre Maquina debe tener la capacidad de almacenar la información histórica de alarmas en bases de datos MS SQL 2008 SP1 o MS SQL 2005 SP3, teniendo herramientas para que los operadores sin conocimientos en bases de datos, de puedan borrar, guardar, respaldar y restaurar información de alarmas en la base de datos de una forma sencilla.

2.7.48 Debe contar con comunicación OPC, DDE, SuiteLink, así como con la capacidad de soportar los drivers de comunicación Modbus TCP, debe además contar con la capacidad de controlar el tiempo de lectura de la variable de campo. Cada Tag se requiere con capacidad de escalamiento, reporte por excepción y control de alarmas por niveles programados.

2.7.49 El Software para el desarrollo de la Interface Hombre Maquina debe tener la capacidad de adquirir, almacenar y escribir datos directamente de y a servidores OPC, DDE, FastDDE y SuiteLink.

2.7.50 El Software para el desarrollo de la Interface Hombre Maquina debe ofrecer herramientas de diagnóstico en línea que determinan cuando un dispositivo opera fuera de servicio, o está fuera de rango; (entre otros diagnósticos de comunicación). Estas herramientas de diagnóstico permitirán la consulta de todos los atributos de las variables operativas como son: Nombre o Tag asociado a la base de datos, valor actual, valor mínimo y máximo de ingeniería, unidad de medición o de Ingeniería, estado de alarma o normal, comentario del TAG, límites de alarma, set points, etc.

2.7.51 Estas herramientas de diagnóstico podrán ser llamadas desde el menú de ejecución en tiempo real o mediante la ejecución de un script.

2.7.52 El Software para el desarrollo de la Interface Hombre Maquina debe ser un sistema abierto y tendrá la capacidad de funcionar como un servidor OPC, SuiteLink y DDE, para que cualquier cliente OPC, SuiteLink o DDE pueda extraer información de forma transparente.

2.7.53 El Software para el desarrollo de la Interface Hombre Maquina debe á tener la capacidad de sincronizarse con un servidor de tiempo y/o directamente desde un equipo de sincronía GPS.

2.7.54 Debe tener la facilidad de integración de sus bases de datos con equipos remotos por medio del protocolo Modbus TPC/IP. La lectura de puntos remotos no debe consumir puntos de licencia local.

2.7.55 El Software para el desarrollo de la Interface Hombre Maquina debe manejar redundancia de aplicación mediante funciones integradas, que permitirán de manera sencilla, la configuración de un sistema redundante entre nodos del mismo sistema, sin necesidad de módulos extras.

2.7.56 El Software para el desarrollo de la Interface Hombre Maquina debe tener la capacidad de conmutar en forma automática y manual entre canales de comunicación (serial, Ethernet, etc.) a un mismo equipo o equipo distinto en caso de falla de comunicación con el canal primario.

2.7.57 El Software para el desarrollo de la Interface Hombre Maquina debe soportar la comunicación con PLC's redundantes y monitorear el estado de comunicación del PLC primario; para que en caso de fallar éste, el sistema podrá detectar la falla del PLC y cambiará automáticamente la conexión al PLC secundario mientras se restablece el PLC primario, sin necesidad de módulos extras.

2.7.58 El Software para el desarrollo de la Interface Hombre Maquina debe incluir herramientas para manejar y declarar servidores redundantes de alarmas, con la posibilidad de que en caso una falla del servidor principal, el servidor secundario sea el que provea las alarmas, y transfiera automáticamente el control al sistema principal al reconectarse. Esta característica debe ser sencilla de configurar.




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Documento ANEXO 2

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ANEXO 2 ~ 23 ~

2.7.59 La información se desplegará en la interfase de usuario mediante gráficos dinámicos de manera

homogénea y consistente, con menús fácilmente transitables que garanticen una operación segura del sistema.

2.7.60 Deben configurarse las siguientes funciones de despliegue:

a) Desplegado de la matriz causa-efecto de acuerdo a los documentos MCE-101-01, MCE-102-01, MCE-103-01, MCE-104-01, MCE-105-01, MCE-106-01 y MCE-S-01. La lógica descrita en los documentos MCE-107-01, MCE-108-01, MCE-109-01, MCE-110-01.

b) Desplegado de alarmas y eventos. c) Desplegado de gráficos con la aprobación de PEMEX Petroquímica. d) Reportes con la aprobación de PEMEX Petroquímica. e) Monitoreo de comunicaciones de la red. f) El acceso y/o profundidad a estas debe ser acotado de acuerdo al rol de operador. g) Todos los comandos, ayudas y mensajes que se mostrarán en las diversas ventanas de la interfase

del usuario deben estar en el idioma español. h) El Proveedor debe entregar un procedimiento escrito completo, y otro simplificado que indique a

detalle como reiniciar el sistema parcial y totalmente. i) La interfase debe tener, dos medios diferentes para alertar al operador cuando cada señal recibida

indique un cambio de estado. Una visible y otra audible, la cual persista hasta que sea manualmente reconocida.

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

2.7.61 La información básica manejada por las HMI’s y que debe desplegar en todo momento es:

a) Usuario actual (ventana superior). b) Fecha y hora del sistema (ventana superior). c) Botones de navegación para acceder a todas las pantallas (disponibles de acuerdo al rol de usuario,

ventana superior). d) Ventana en la parte inferior de alarmas y eventos. e) Pantalla actual (esta es presentada al centro, y algunas de estas pantallas son la representación

grafica de alta resolución que presente alguna de las funciones de despliegue.

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

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

2.7.64 Todas las variables a desplegarse a través de las ventanas de la interfase de usuario deben contar con sus unidades correspondientes en el Sistema Internacional (SI).

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




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Documento ANEXO 2

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ANEXO 2 ~ 24 ~

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

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

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

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

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

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

2.7.72 Registros completos de todas las señales recibidas deben almacenarse en el sistema de alarma SIS por lo menos por un año (almacenadas en los servidores).

2.7.73 Para las interfases de comunicación, el Proveedor debe usar la pista OPC, vía Ethernet, TCP/IP. Para el caso que se requiera su comunicación con el SCD, es responsabilidad directa del Proveedor, quien además debe entregar los registros de los siguientes parámetros:

a) Para señales analógicas: variables de proceso, alarmas, prealarmas, y estado operativo (estado

elementos finales). b) Digitales: estado funcional y estado operativo. c) Estado operativo de cada uno de los dispositivos (autodiagnóstico). d) Indicación del estado del controlador programable. e) Paquetes y programas.

2.7.74 Gráficos

a) Se debe desplegar una pantalla general de carácter dinámico que proporcione información en tiempo real del estado de la instalación y que permita la interacción con el sistema. Esta pantalla general debe desplegar un diagrama de la instalación que muestre de manera esquemática cada uno de los equipos, sensores y válvulas, cabezales y tuberías debidamente identificados mediante etiquetas o “tags”.

b) Las condiciones de operación y su estado lógico de cada una de los instrumentos se deben mostrar en sub pantallas divididas en zonas de la planta de tal forma que se despliegue en forma clara cada uno de los diferentes sensores, válvulas, y equipos dinamicos debidamente identificados y codificados mediante colores.

2.7.75 Los siguientes puntos son guías para la elaboración de los desplegados gráficos en la estación de

operación. Las desviaciones a estas guías deben ser aprobadas por PEMEX, antes de comenzar las configuraciones del sistema.

a) Los gráficos se deben desarrollar sobre una herramienta del tipo HTML (Hyper Text Markup Lenguaje)

y el diseño del contenido debe estar acorde con los DTI’s del proyecto que proporcione el Proveedor.




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ANEXO 2 ~ 25 ~

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

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

2.7.76 La asignación de colores debe ser como sigue:

Rojo:

a) Representación dinámica de todas las válvulas cerradas. b) Representación dinámica que esta fuera de operación. c) Alarmas prioritarias por ejemplo: muy alto, muy bajo, etc.

Verde:

a) Títulos gráficos. b) Identificación de intrumentos. c) Líneas de conexión de instrumentos (achuradas).

Gris:

a) Área dentro del contorno del recipiente. Amarillo:

a) Títulos gráficos. b) Identificación de instrumentos. c) Líneas de conexión de instrumentos (achuradas).

Azúl:

a) Líneas de servicio. Nota: identificar claramente el servicio de la línea y la dirección de flujo. Cyán:

a) Datos de variables de proceso. b) Identificación de instrumentos. c) Línea de conexión de instrumentos (achuradas). d) Barras gráficas de nivel.

Blanco:

a) Textos descriptores. b) Líneas de proceso. Nota: identificar claramente el medio de proceso y la dirección del flujo.

Negro:

a) Fondo. Recipientes: Todos los recipientes deben ser de color gris, el contorno debe ser de color verde. Los nombres y los tag’s de recipientes deben ser de color blanco y deben incluirse dentro del recipiente, si es posible. Válvulas: Las válvulas ON-OFF deben ser del color rojo cuando estén en posición cerrada y de color verde cuando estén posición abierta. Las válvulas que se abran ó cierren como resultado de un interlock deben tener una letra “I”, de color amarillo dentro de un rombo de fondo amarillo conectado a la válvula en modo de apagado bajo condiciones normales de la operación “I” y el rombo deben ser visibles. Motores y bombas:




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ANEXO 2 ~ 26 ~

Los dispositivos mostrados en los DTI’s con indicación de estado en la estación de operación, tales como bombas u otros equipos accionados por motor deben ser de color verde cuando estén operando y de color rojo cuando están fuera de operación. La simbología de la bombas deben ser de acuerdo con los DTI’s. Los equipos que tengan control ON-OFF desde la estación de operación deben delimitados en un cuadro de control. Valores de datos analógicos: Los valores de datos analógicos deben ser de color cyan bajo condiciones de operación normal (estado no alarmado). La identificación de los instrumentos deben ser de color cyán y las unidades de medición deben ser de color blanco y deben aparecer junto al valor de la medición. Las unidades de medición deben aparecer en seguida del valor de la medición cuando sea posible, de otra forma deben aparecer debajo del valor de la medición. Gráficos para representar enlaces de páginas: El acceso para continuar un gráfico de proceso o para asociar pantallas puede ser por medio de ligas configuradas en el gráfico por medio de flechas y etiquetas o vía teclas “page forward / page back keys” ó touch screen. Las líneas de proceso que salen o entran de un gráfico deben terminar en un área del tipo “control target”. Dentro del área delimitada deben tener un descriptor estático que describa adecuadamente el servicio y el destino. Debe haber una página con enlaces para acceder a todas las pantallas o viceversa. Esta pantalla debe estar constituida por una serie de ventanas con títulos que describan cada pantalla. Gráficos para la representación de lazos de control. Para lazos de control, el tag de identificación del lazo se debe escribir en tres espacios sobre el valor de la variable en color cyan, si el espacio lo permite. En la línea siguiente debajo se debe desplegar el valor de los datos analógicos, un fondo blanco de control debe encerrar el tag correspondiente del lazo, el valor y las unidades. Sobre la selección del fondo blanco el gráfico debe desplegar los parámetros del controlador para acción del operador. Una línea achurada de color cyan conectará al controlador, a la válvula y al punto de origen de medición. Gráficos para representación de alarmas: En el evento de disparo todas las alarmas deben estar parpadeando en el color de alarmas asignado hasta ser reconocida por el operador. Después del reconocimiento el color de la alarma debe permanecer fija mientras exista la condición de alarma. Las alarmas discretas deben ser invisibles cuando no estén en condición de alarma. Cuando exista una condición de alarma el tag debe estar en color rojo si es una alarma prioritaria y debe ser conectado al punto de origen de la medición por una línea achurada color cyan. Cuando los valores de datos para controladores e indicadores excedan los límites de alarma, el fondo del valor de datos debe estar de acuerdo con los colores definidos anteriormente. Los tipos de alarma tales como alto, bajo, etc., se deben indicar claramente. Al regresar a condición normal, los valores de los datos retornarán al color cyan.

2.7.77 Control de usuarios.

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




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Documento ANEXO 2

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ANEXO 2 ~ 27 ~

b) Acceso restringido a datos que sirven para descubrir futuras fallas. c) Los usuarios deben ser agrupados en las siguientes categorías: operadores, jefes de turno, jefes de

planta, superintendentes y administradores. Cada uno con determinado número de privilegios de acuerdo con las necesidades de PEMEX Petroquímica.

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

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

2.7.78 Alarmas.

a) La interfase de usuario debe contar con una ventana para que en todo momento pueda ver los

eventos y alarmas ocurridas. b) Cada evento y/o alarma que suceda debe ser registrado en la base de datos, junto con el usuario

que este activo en ese momento.

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

a) Fecha y hora inicial de la alarmas. b) TAG. c) Mensaje informativo. d) Estado actual de la alarma. e) Ubicación de la alarma en campo. f) Nivel de alarma. g) Fecha y hora final. h) Usuario que reconoció la alarma.

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

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

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

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

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

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

2.7.86 Reportes.

a) El total de información contenida en la base de datos debe estructurarse de forma que permita al usuario a través de herramientas proporcionadas por el sistema crear y modificar con facilidad




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ANEXO 2 ~ 28 ~

formatos y reportes de operación y de mantenimiento mismos que se imprimirán manual y/o automáticamente.

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

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

d) El Proveedor debe suministrar el hardware y software para generar y dar formato para el despliegue en el monitor e impresión de los reportes, cualquier parámetro definido en la base de datos del Sistema Instrumentado de Seguridad tanto en tiempo real como en historicos.

e) La generación de reportes debe ser como tareas de fondo y no debe interrumpir la operación dinámica del Sistema Instrumentado de Seguridad.

f) El software debe incluir un modo de reporte periódico automático que permita la selección del tipo de reporte a ser generado, el intervalo de tiempo en el que el reporte inicial va a ser generado, el intervalo de tiempo entre reportes y el direccionamiento a la impresora a utilizar. El software debe incluir facilidades para modificar o inhibir reportes por personal autorizado, los reportes podrán ser impresos en forma periódica o a solicitud del operador.

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

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

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

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

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

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

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

n) El Proveedor debe incluir en sus reportes, un ejemplo de reportes estándar, así como los procedimientos para diseñar reportes personalizados.

3 Transmisor de Flujo tipo Presión Diferencial SIL 2 Los Transmisores inteligentes de presión diferencial deben cumplir íntegramente los requerimientos SIL:

3.1 Certificación: SIL-2 por TÜV, IEC 61508: 1998-2000




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ANEXO 2 ~ 29 ~

3.2 Tipo de dispositivo B

3.3 Tolerancia a falla de hardware (HFT): 0

3.4 Falla segura: 90% Y 99%

3.5 Arquitectura de seguridad 1oo1

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

3.7 Los transmisores tendrán indicación local y deben ser del tipo inteligentes basados en microprocesadores, señal de salida de 4–20 mA y compatibles con protocolo de comunicación HART, con sistema de transmisión de 2 hilos.

3.8 Los transmisores deben tener autodiagnóstico continuo.

3.9 El suministro eléctrico debe ser de 17.9 a 42 VCD nominal.

3.10 Los transmisores deben operar satisfactoriamente en un rango de temperatura de operación de -40 °C a 110 °C y una temperatura de la electrónica de -40 a 85°C.

3.11 Humedad Relativa de 5 a 100%

3.12 Con una carga de salida de 1482 Ohms

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

3.14 La estabilidad mínima debe ser de ±0.1% del URL por 10 años y una rangeabilidad de 200:1.

3.15 La exactitud debe ser de ±0.04% del rango o mejor.

3.16 Con una Estabilidad contra cambio de voltaje +/-0.005% a escala completa/volts

3.17 Protección contra descarga de acuerdo a IEC 61000-4-5

3.18 De acuerdo con 89/336/EEC, 92/31/EEC

3.19 Rango de restablecimiento

3.20 Los transmisores deberán contar con un tiempo de respuesta de 100 mseg y un tiempo de amortiguamiento de 0 a 128 segundos.

3.21 Los transmisores deben de contar con Compatibilidad Electromagnética 93/68/EEC (EMC)

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

3.23 El ajuste de cero y “span” debe ser externo fácilmente ajustable en campo por medio de dispositivo magnético para evitar abrir la electrónica.




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ANEXO 2 ~ 30 ~

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

3.25 El tamaño de la conexión al conduit debe ser de ½” NPT.

3.26 Los transmisores deben ser a prueba de explosión NEMA 4X para operación en áreas de acuerdo a Clase I, División 1, Grupos A, B, C, y D; Clase I, Zona 1, AEx d IIC y aprueba de polvo de ignición para Clase II y III, División 1, Grupos E, F, y G deben ser aprobados por FM (Factory Mutual), u otra certificación expedida por compañías de reconocimiento internacional para este fin.

3.27 El cuerpo del transmisor debe ser de acero inoxidable 316LSST

3.28 Los transmisores deben suministrarse con tipo LCD con dos líneas con 5 dígitos en la línea superior y 7 dígitos (16 segmentos), el indicador deberá de desplegar el historial de estado.

3.29 Funciones: valor primario o números de estado, Unidad, estado, %, Presión Absoluta, Presión Manométrica, Grafica de barra salida en porcentaje, salida extracción de raíz cuadrada, Despliegue de extracción de raíz cuadrada.

3.30 Mensajes: Datos inválidos, falla de la señal A/D, Falla del sensor, Falla de CPU, Falla del NVM, Falla de RAM, Falla del ROM, Falla del circuito de salida, Exceso de corrección de cero, exceso de corrección de span, Modo de salida, Sobrecarga y falla del cuerpo del medidor, reset correcto, Falla de ajuste y span externo, Modo de simulación de salida del contacto y Detección de alarma de salida.

3.31 Ajustes de salida lineal ó cuadrática.

3.32 Se deberán suministrar junto con los transmisores, los configuradores portátiles requeridos considerando

mínimo 1 configurador por cada 10 transmisores.

3.33 Estos configuradores deben contar mínimo con las siguientes características:

a) CPU Intel U2500 b) CHIPSET: Intel 945GME - 533 MHz FSB c) Velocidad del procesador 1.2 GHz Dual Core d) RAM 1GB DDR2, Drive 120GB IDE HDD e) Interfaces 2 USB 2.0, CD-ROM f) Tamaño del display: 10.4” XGA TFT g) Condiciones ambientales: de acuerdo A MIL-STD 810F h) Con un límite de temperatura de operación: -4° a +140°F (-20° a +60°C) i) Temperatura de almacenamiento: -40° a +167°F (-40° a +75°C) j) Humedad: 0 A 95% no condensable k) Batería: deberá proporcionar hasta 4.5 horas l) Deberá incluir estuche portátil

3.34 Los transmisores deberán suministrarse con todos los accesorios necesarios para garantizar su

adecuada instalación considerando las condiciones de operación (presión, temperatura, etc., indicadas en la Hoja de Datos CPC-ETL-HD-P-502.

4 Brida Portaplaca y Placa de Orificio.




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Documento ANEXO 2

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ANEXO 2 ~ 31 ~

4.1 El proveedor debe considerar en el diseño de las placas de orificio, los requisitos indicados en las normas de referencia de PEMEX.

4.2 Brida Porta Placa (Deberá de incluir dos bridas).

4.3 Tipo cuello soldable, construidas en acero al carbón forjado ASTM A-105, con 4 tomas de ½” NPT, Deberá ser fabricada de acuerdo a ANSI B16.36 y ANSI/API 2530 (AGA #3) orifice metering of natural gas.

4.4 Esparragos fabricados de acuerdo a ASTM A 193 grados B7 alloy steel, tuercas hexagonales de acuerdo a ASTM A194, grado 2H, incluye 2 empaques sin asbesto de 1/16" de corte preciso y dos jackscrew.

4.5 Placa de Orificio

4.6 Tipo concéntrico

4.7 Deberá ser de fabricación y tolerancias de acuerdo a AGA 3, API 14.3, ASME

4.8 Material de Acero inóxidable 316, estampado estándar, orillas cuadradas y agudas sin reflejar un rayo de luz cuando se ven sin aumento.

4.9 El acabado deberá ser con rigurosidad de 15-30 micropulgadas y una planicidad de 0.010 pulgadas por pulgada de altura DAM (Altura Dam = Diámetro de la línea menos diámetro del orificio entre 2), agujero con tolerancias de acuerdo a A.P.I. capitulo 14, sección 3, A.G.A., ASME.

4.10 Relación beta (d/D): 0.495 de diámetro.

4.11 Interior de tubería: 3.068 pulgadas; diámetro del orificio: 1.5188 pulgadas;

4.12 Espesor de la placa: 1/8 pulgadas. 5 Transmisor de Presión Manométrica SIL 2

5.1 Los transmisores de presión manométrica certificados SIL 2 suministrados bajo esta especificación deberán ser productos estándar en los catálogos del fabricante. Donde sea posible, se deben utilizar componentes idénticos para permitir su intercambiabilidad.

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

5.3 Cada uno de los transmisores de presión manométrica certificados SIL 2, deberá contar con una placa de acero inoxidable en la que esté grabado en forma permanente el número de identificación (TAG) del transmisor. Esta placa deberá fijarse en forma permanente al cuerpo del transmisor (no se acepta el uso de adhesivos). Además de la placa anterior, el transmisor de presión manométrica certificado SIL 2 deberá tener la placa normal del fabricante localizada en lugar visible en la que se anotarán mínimo los siguientes datos:

a) Marca.

b) Número de modelo.

c) Número de serie.

d) Material de construcción.




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ANEXO 2 ~ 32 ~

e) Rango de operación.

f) Presión y temperatura máxima.

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

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

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

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

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

5.9 Los transmisores deben cumplir íntegramente los siguientes requerimientos SIL:

5.10 Tipo de dispositivo: type B to IEC 61508.

5.11 Tolerancia a falla de hardware: HFT = 0.

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

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

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

5.15 Los transmisores tendrán indicación local y deben ser del tipo inteligentes basados en microprocesadores, señal de salida de 4–20 mA y compatibles con protocolo de comunicación HART, con sistema de transmisión de 2 hilos.

5.16 Los transmisores deben tener autodiagnóstico continuo.

5.17 El suministro eléctrico debe ser de 17.9 a 42 VCD nominal.

5.18 Los transmisores deben operar satisfactoriamente en un rango de temperatura de operación de -40 °C a 110 °C y una temperatura de la electrónica de -40 a 85°C.

5.19 Humedad Relativa de 5 a 100%

5.20 Con una carga de salida de 1482 Ohms

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




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Documento ANEXO 2

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ANEXO 2 ~ 33 ~

5.22 La estabilidad mínima debe ser de ±0.1% del URL por 10 años y una rangeabilidad de 200:1.

5.23 La exactitud debe ser de ±0.04% del rango o mejor.

5.24 Con una Estabilidad contra cambio de voltaje +/-0.005% a escala completa/volts

5.25 Protección contra descarga de acuerdo a IEC 61000-4-5

5.26 De acuerdo con 89/336/EEC, 92/31/EEC

5.27 Rango de restablecimiento

5.28 Los transmisores deberán contar con un tiempo de respuesta de 100 mseg y un tiempo de amortiguamiento de 0 a 128 segundos.

5.29 Los transmisores deben de contar con Compatibilidad Electromagnética 93/68/EEC (EMC)

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

5.31 El ajuste de cero y “span” debe ser externo fácilmente ajustable en campo por medio de dispositivo magnético para evitar abrir la electrónica.

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

5.33 El tamaño de la conexión al conduit debe ser de ½” NPT.

5.34 Los transmisores deben ser a prueba de explosión NEMA 4X para operación en áreas de acuerdo a Clase I, División 1, Grupos A, B, C, y D; Clase I, Zona 1, AEx d IIC y aprueba de polvo de ignición para Clase II y III, División 1, Grupos E, F, y G deben ser aprobados por FM (Factory Mutual), u otra certificación expedida por compañías de reconocimiento internacional para este fin.

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

5.36 Los transmisores deben suministrarse con tipo LCD con dos líneas con 5 dígitos en la línea superior y 7 dígitos (16 segmentos), el indicador deberá de desplegar el historial de estado.

5.37 Funciones: valor primario o números de estado, Unidad, estado, %, Presión Absoluta, Presión Manométrica, Grafica de barra salida en porcentaje, salida extracción de raíz cuadrada, Despliegue de extracción de raíz cuadrada.

5.38 Mensajes: Datos inválidos, falla de la señal A/D, Falla del sensor, Falla de CPU, Falla del NVM, Falla de RAM, Falla del ROM, Falla del circuito de salida, Exceso de corrección de cero, exceso de corrección de span, Modo de salida, Sobrecarga y falla del cuerpo del medidor, reset correcto, Falla de ajuste y span externo, Modo de simulación de salida del contacto y Detección de alarma de salida.

5.39 Ajustes de salida lineal ó cuadrática.




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Documento ANEXO 2

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ANEXO 2 ~ 34 ~

5.40 Se deberán suministrar junto con los transmisores, los configuradores portátiles requeridos considerando mínimo 1 configurador por cada 10 transmisores.

5.41 Estos configuradores deben contar mínimo con las siguientes características a) CPU Intel U2500 b) CHIPSET: Intel 945GME - 533 MHz FSB c) Velocidad del procesador 1.2 GHz Dual Core d) RAM 1GB DDR2, drive 120GB IDE HDD e) Interfaces 2 USB 2.0, CD-ROM f) Tamaño del display: 10.4” XGA TFT g) Condiciones ambientales: de acuerdo A MIL-STD 810F h) Con un límite de temperatura de operación: -4° a +140°F (-20° a +60°C) i) Temperatura de almacenamiento: -40° a +167°F (-40° a +75°C) j) Humedad: 0 A 95% no condensable k) Batería: deberá proporcionar hasta 4.5 horas l) Deberá incluir estuche portátil

5.42 Los transmisores deberán suministrarse con todos los accesorios necesarios para garantizar su adecuada instalación considerando las condiciones de operación (presión, temperatura, Etc. Indicadas en la Hoja de Datos CPC-ETL-HD-P-504.

6 Válvula de Emergencia On/Off

6.1 Válvula esférica diseño trunnion (montada sobre muñon), diámetro 6”, clase 150, extremos

bridados cara: R.F.

a) Cuerpo fabricado en acero al carbóno forjado ASTM A 350 GR. LF2, bola y asientos fabricados de acero inoxidable forjado duplex ASTM A182 GR F51, con recubrimiento de 500 micrones de carburo de tungsteno sinterizado en el material base, alojamiento de los anillos de sello recubierto de acero inoxidable duplex, vástago de acero inoxidable forjado duplex ASTM A182 GR F51 sin recubrimientos.

b) Diseño paso completo y continuado, doble aislamiento y venteo de acuerdo con API SPEC 6D, sellos

metálicos y herméticos rango a de acuerdo con API SPEC 6D/ISO 5208, cuerpo apernado sin tapa inferior y con doble sello del cuerpo en PTFE y grafito, asientos precargados con resortes tipo roldana conica belleville del mismo diámetro que los asientos, vástago con diseño antiestatico y antivoladura. Empaquetadura del vástago precargada con sellos de teflon y grafito, diseñada sin prensaestopas ni grasera y libre de mantenimiento. Tornillos ASTM A 193 GR. B7M / tuercas ASTM A 194 GR 2HM niquelados de 20 micrometros. Todos los materiales y accesorios en contacto con el fluido cumplen con NACE MR 0175/ISO 15156.

c) Diseño de la válvula de acuerdo con API SPEC 6D, ASME B16.34, ASME B16.5, ASME B16.47, ASME

B16.10, cuenta con el monograma API 6D y cumple con prueba de fuego de acuerdo a ISO 10497/API 607, prueba de bajas emisiones fugitivas de acuerdo con ISO 15848-1.

d) Actuador neumatico de simple accion con retorno por resorte.

e) Válvula solenoide de 3 vias 2 posiciones, reset manual, bobina de 24 VCD de bajo consumo, NEMA 7

Clase 1 Division 1 y 2.




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ANEXO 2 ~ 35 ~

f) Con modulo de interruptores de posicion de accionamiento mecanico, con dos bloques de contactos DPDT, capacidad de contactos de 6 A, 24 VCD, NEMA 7, Clase 1 Divison 1 y 2.

g) La válvula de emergencia (ON/OFF) deberá contar con una placa de acero inoxidable en la que esté

grabado en forma permanente el número de identificación (Tag) de la válvula. Esta placa deberá fijarse en forma permanente a la válvula (no se acepta el uso de adhesivos). Además de la placa anterior, las válvulas de emergencia (ON/OFF) deberán tener la placa normal del fabricante localizada en lugar visible en la que se anotará mínimo los siguientes datos:

a) Marca. b) Número de modelo. c) Número de serie. d) Servicio. e) Material de construcción. f) Rango de operación. g) Presión y temperatura máxima. h) Material de los interiores.

6.2 Válvula esférica diseño bola flotante, diámetro 1”, Clase 150, extremos bridados cara: R.F.

a) Cuerpo fabricado en acero al carbóno forjado ASTM A 350 GR. LF2, bola y asientos fabricados de acero inoxidable forjado duplex ASTM A182 GR F51 con recubrimiento de 500 micrones de carburo de tungsteno sinterizado en el material base, alojamiento de los anillos de sello recubierto de acero inoxidable duplex, vastago de acero inoxidable forjado duplex ASTM A182 GR F51 sin recubrimientos.

b) Diseño paso completo y continuado, sellos metálicos y herméticos rango a de acuerdo con API SPEC

6D/ISO 5208, cuerpo apernado sin tapa inferior y con doble sello del cuerpo en PTFE y grafito, asientos precargado con resortes tipo roldana conica belleville del mismo diámetro que los asientos, vástago con diseño antiestatico y antivoladura. Empaquetadura del vástago precargada con sellos de teflon y grafito, diseñada sin prensaestopas ni grasera y libre de mantenimiento. Tornillos ASTM A 193 GR. B7M / tuercas ASTM A 194 GR 2HM niquelados de 20 micrometros. Todos los materiales y accesorios en contacto con el fluido cumplen con NACE MR 0175/ISO 15156.


B16.10, cuenta con el monograma API 6D y cumple con prueba de fuego de acuerdo a iSO 10497/API 607, prueba de bajas emisiones fugitivas de acuerdo con ISO 15848-1.

d) Actuador neumático, de simple accion con retorno por resorte.

e) Valvula solenoide de 3 vias 2 posiciones, reset manual, bobina de 24 VCD de bajo consumo, NEMA 7

Clase 1 Division 1 y 2.


6.3 Válvula esférica diseño trunnion (montada sobre muñon), diámetro 10”, clase 150, extremos bridados

cara: R.F.

a) Cuerpo fabricado en acero al carbóno forjado ASTM A 350 GR. LF2, bola y asientos fabricados de acero inoxidable forjado duplex ASTM A182 GR F51, con recubrimiento de 500 micrones de carburo de tungsteno




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Documento ANEXO 2

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ANEXO 2 ~ 36 ~

sinterizado en el material base, alojamiento de los anillos de sello recubierto de acero inoxidable duplex, vástago de acero inoxidable forjado duplex ASTM A182 GR F51 sin recubrimientos.

b) Diseño paso completo y continuado, doble aislamiento y venteo de acuerdo con API SPEC 6D, sellos

metálicos y herméticos rango a de acuerdo con API SPEC 6D/ISO 5208, cuerpo apernado sin tapa inferior y con doble sello del cuerpo en PTFE y grafito, asientos precargados con resortes tipo roldana conica belleville del mismo diámetro que los asientos, vástago con diseño antiestatico y antivoladura. Empaquetadura del vástago precargada con sellos de teflon y grafito, diseñada sin prensaestopas ni grasera y libre de mantenimiento. Tornillos ASTM A 193 GR. B7M / tuercas ASTM A 194 GR 2HM niquelados de 20 micrometros. Todos los materiales y accesorios en contacto con el fluido cumplen con NACE MR 0175/ISO 15156.



d) Actuador neumatico de simple accion con retorno por resorte.

e) Valvula solenoide de 3 vias 2 posiciones, reset manual, bobina de 24 VCD de bajo consumo, NEMA 7 Clase

1 Division 1 y 2.


6.4 Válvula esférica diseño bola flotante, diámetro 1-1/2”, clase 150, extremos bridados cara: R.F.

a) Cuerpo fabricado en acero al carbóno forjado ASTM A 350 GR. LF2, bola y asientos fabricados de acero

inoxidable forjado duplex ASTM A182 GR F51 con recubrimiento de 500 micrones de carburo de tungsteno sinterizado en el material base, alojamiento de los anillos de sello recubierto de acero inoxidable duplex, vastago de acero inoxidable forjado duplex ASTM A182 GR F51 sin recubrimientos.

b) Diseño paso completo y continuado, sellos metálicos y herméticos rango a de acuerdo con API SPEC

6D/ISO 5208, cuerpo apernado sin tapa inferior y con doble sello del cuerpo en PTFE y grafito, asientos precargado con resortes tipo roldana conica belleville del mismo diámetro que los asientos, vástago con diseño antiestatico y antivoladura. Empaquetadura del vástago precargada con sellos de teflon y grafito, diseñada sin prensaestopas ni grasera y libre de mantenimiento. Tornillos ASTM A 193 GR. B7M / tuercas ASTM A 194 GR 2HM niquelados de 20 micrometros. Todos los materiales y accesorios en contacto con el fluido cumplen con NACE MR 0175/ISO 15156.



d) Actuador neumático, de simple accion con retorno por resorte.

e) Valvula solenoide de 3 vias 2 posiciones, reset manual, bobina de 24 VCD de bajo consumo, NEMA 7 Clase

1 Division 1 y 2.

f) Con modulo de interruptores de posicion de accionamiento mecanico, con dos bloques de contactos DPDT, capacidad de contactos de 6 A, 24 Vcd, NEMA 7, Clase 1 Divison 1 y 2.




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Documento ANEXO 2

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ANEXO 2 ~ 37 ~

7 Cacterísticas Técnicas de las válvulas solenoides

7.1 Las válvulas solenoides suministradas bajo esta especificación deberán ser productos estándar en

los catálogos del fabricante. Donde sea posible, se deben utilizar componentes idénticos para permitir su intercambiabilidad.

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

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

a) Marca. b) Número de modelo. c) Número de serie. d) Suministro eléctrico.

7.4 Fluido: aire de instrumentos de acuerdo con ANSI/ISA standard S7.3-1975 (R1981)

7.5 Energizado a falla cierra

7.6 Tipo: tres vías, dos posiciones (3/2)

7.7 Tipo de conexión a proceso: ½” roscado NPT

7.8 Material del cuerpo bronce

7.9 Interiores acero inóxidable 316

7.10 Bobina continua clase F

7.11 Alimentación: 24 VCD

7.12 Servicio continuo de bajo consumo

7.13 Máxima resistencia de lazo: 88

7.14 Material del disco: NBR

7.15 Resistencia de la bobina: 410 Ohms a 68°F (20° C) ±10%

7.16 Clasificación: Clase I, División 1 aprueba de explosión, NEMA 7

7.17 Operador manual

7.18 Máxima temperatura ambiente: 140°f (60°c)




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Documento ANEXO 2

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ANEXO 2 ~ 38 ~

7.19 Presión diferencial: 0 / 0,7 - 10 bar [1 bar = 100Kpa

7.20 Tiempo de respuesta 75 - 100 ms

7.21 Tipo: tres vías, dos posiciones (3/2)

7.22 Tipo de conexión a proceso: ½” roscado NPT

7.23 Puerto energizado: N.A

7.24 Material del cuerpo bronce

7.25 Interiores acero inóxidable

7.26 Sellos: NBR

7.27 Bobina continua clase F

7.28 Conector: ISO 4400

7.29 Alimentación: 24 VCD

7.30 Servicio continuo de bajo consumo

7.31 Material del disco: NBR

7.32 Clasificación: intrinsicamente seguro IP67

7.33 Seguridad eléctrica: IEC 335

7.34 Operador manual 8 Interruptores de posición

8.1 El interruptor de posición debe ser de accionamiento mecánico, capacidad de contactos de 10

Amperes.

8.2 El suministro eléctrico debe ser de 24 VCD.

8.3 Forma CC

8.4 Deberá ser a prueba de explosión para áreas peligrosas para Clase I Grupos C & D, División 1 & 2, Clase II, Grupos E, F & G, División 1 & 2.

8.5 NEMA 4, 4X, 7 Y 9 aprobado por UL/CSA

8.6 Sello de Buna-N

8.7 Temperatura de operación -40 A 175 °F (-40 °C A +80°C)

8.8 Indicador visual.




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Documento ANEXO 2

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ANEXO 2 ~ 39 ~

8.9 Alojamiento en aluminio, 100% sellado a condiciones ambientales. 9 Estación de Botones

9.1 La estación de botones deberá estar completamente ensamblada.

9.2 En caja NEMA 7 para áreas Clase I, División 1 y 2, Grupos A, B, C, y D.

9.3 Deberá estar integrada por un botón pulsador tipo hongo, roscado de ¾”.

9.4 Con hongo color rojo de 38.1 de diámetro, con un bloque de contactos (1 NO+NC), con capacidad de

10 amperes.

9.5 Esta estación de botones es para el manual del Horno BA-101 10 Sección de CCM 10.1 Esta sección se interconectará con la sección del tablero de distribución TDB-52-23 de la marca Square-D

modelo 3 de barras cilíndricas existente, el bus está alimentado por los transformadores TR-52-23 (TR-8) Y TR-52-23B (TR-7), localizados en el cuarto de control eléctrico SE-52.

10.2 El acoplamiento entre el CCM existente y el nuevo se realizará a través de cable de cobre monopolar

aislado para nivel de voltaje de 600 V. las cuales deben de ser equivalentes en capacidad al de las barras a interconectar.

10.3 Esta sección de CCM operará a 220 Volts C.A, controlará y protegerá la alimentación de la UPS-C nueva

para el Sistema Instrumentado de Seguridad (SIS) a instalar en la planta de Etileno. 10.4 Generales: 10.4.1 Alcance general. 10.4.1.1 Está especificación cubre el suministro y entrega de una (1) sección de un Centro de Control de Motores

en baja tensión totalmente ensamblado en fábrica completo con todos los dispositivos aquí descritos, la sección del centro de control de motores será usado en un sistema de distribución de 220 Volts, 3 fases y 4 hilos, 60 Hertz con una capacidad al corto circuito como mínima de 25 KACC para servicio interior (NEMA 1) acabado tropicalizado, para el número de cubículos.

10.4.1.2 Define los requerimientos mínimos de diseño, fabricación, pruebas, protección, empaque, transporte,

funcionamiento y comportamiento del equipo.

10.4.1.3 Los dibujos deben hacerse usando el sistema métrico. Cuando se trate de partes elaboradas usando el Sistema Inglés, las equivalencias se mostrarán entre paréntesis después de cada dimensión métrica.

10.4.1.4 Todos los materiales que se usen en la construcción del equipo objeto de esta especificación, deben ser

nuevos, libres de defectos de fabricación y adecuados para el servicio.

10.4.1.5 La calidad de cada una de las partes que componen el equipo debe cumplir en la construcción del CCM, los requerimientos de seguridad que para estos equipos establece la NFPA 70E como son por ejemplo etiquetado, barras, cubiertas, terminales seguras, colores de identificación, seguros y candados, puertas con conexión a tierra puertas con seguros resistentes a alta presión.




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Documento ANEXO 2

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ANEXO 2 ~ 40 ~

10.4.1.6 El equipo se suministrará con una placa de acero inoxidable (ASTM-304). La placa debe localizarse en un

lugar visible y sujetarse al equipo en forma permanente. No se aceptarán adhesivos. 10.4.2 Dibujos e información requerida 10.4.2.1 Para facilitar la evaluación y comparación de las ofertas y para asegurar un entendimiento uniforme de la

información y de los datos de los equipos, es requisito indispensable que el licitante anexe con su propuesta lo siguiente:

10.4.2.2 Todos los planos deben estar certificados, sellados y firmados por el fabricante. Los dibujos deben

elaborarse cumpliendo con las unidades requeridas por la NOM-008-SCFI.

10.4.2.3 El Proveedor debe suministrar catálogos, manuales, instructivos y partes de catálogos e instrucciones de instalación, operación y mantenimiento, y cualquier otro tipo de información que sea necesaria para instalar, operar, mantener, reparar, desmantelar o armar el equipo y deben ser enviados con el embarque del equipo.

10.4.2.4 Debe incluir las pruebas Factory Acceptance Test (FAT) y Site Acceptance Test (SAT) de la sección de

CCM a suministrar. 10.4.2.5 Proporcionar todo el equipo y los materiales para las pruebas FAT y SAT.

10.4.2.6 El Proveedor se obliga a entregar a la supervisión de PEMEX Petroquímica las copias de los resultados de

las pruebas FAT y SAT debidamente certificadas que acredite el resultado de las mismas, y es requisito indispensable para la formalización de la recepción del equipo.

10.4.2.7 La aceptación de las pruebas FAT (fábrica) y SAT (campo) no libera al Proveedor/fabricante de su

responsabilidad por el buen funcionamiento y cumplimiento de las especificaciones del equipo.

10.4.2.8 Se debe proporcionar las partes de repuesto recomendadas para las pruebas de campo y puesta en operación de la sección del CCM, incluyéndose en cajas debidamente identificadas y protegidas para evitar el deterioro durante su almacenamiento.

10.4.3 Empaque y almacenamiento

10.4.3.1 El equipo y componentes deben ser empacados de tal modo, que no se dañen durante el transporte y su

almacenamiento previo a su instalación. Debe tenerse especial cuidado con las partes removibles.

10.4.3.2 Toda la madera usada para empaque debe estar libre de insectos. No se aceptará el uso de paja o aserrín en los empaques.

10.4.3.3 Cualquier elemento del embarque que no esté diseñado para almacenamiento a la intemperie debe

empacarse por separado y marcarse "almacenar en interior". Todas las partes que requieran de almacenamiento especial deben proveerse con las instrucciones de almacenamiento, guardadas en una bolsa impermeable o impresa en etiquetas impermeables.

10.4.3.4 Todos los equipos deben ser embarcados secos, libres de polvo y deben ser identificados fácilmente

indicando con letras visibles al menos los siguientes datos:

a) Número de Proyecto, Planta, Clave del equipo. b) Número de caja. c) Número de serie.




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Documento ANEXO 2

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ANEXO 2 ~ 41 ~

d) Ejes del centro de gravedad. e) Indicación de puntos de izaje. Masa en Kg. f) Debe tener en el exterior, una lista del contenido, protegida contra las condiciones ambientales.

10.4.3.5 Cualquier daño que sufra el equipo o materiales debido a empaques defectuosos, deben ser sustituida por

equipo nuevo sin cargo extra para Pemex Petroquímica.

10.5 Requisitos Específicos 10.6 Alcance.

10.6.1 Esta especificación cubre el diseño, fabricación, pruebas, protección, empaque, embarque y transporte

para 1 (una) sección de centro de control de motores (CCM).

10.6.2 El Proveedor debe enviar la sección del centro de control de motores y la dejará funcionando completamente de acuerdo con las especificaciones, planos y con el alcance del listado.

10.6.3 El suministro de una sección de Centro de Control de Motores consistirá como mínimo de lo siguiente:

A. Barras principales y derivadas para un sistema de 3 fases, 4 hilos. B. Barra de tierras en la parte inferior a todo lo largo del Centro de Control de Motores y barra de tierras

vertical para cada sección. C. Interruptores de entrada por circuito. D. Dispositivos de control y Protección por circuito. E. Resistencia calefactora por sección vertical. F. Cableado Interno para los sistemas de fuerza, control, protección y medición. G. Estructura y envolvente metálica para la totalidad del sistema.

10.6.4 El alcance del suministro debe cumplir con todos los requisitos marcados en el diagrama unifilar,

mencionados en esta especificación y en las hojas de datos técnicos.

10.6.5 Cualquier elemento y/o dispositivo que sea requerido para mejorar el funcionamiento y operación de la sección de Centro de Control de Motores (CCM) y que no haya sido descrito, debe ser entregado sin costo adicional para Pemex Petroquímica.

10.7 Requisitos técnicos de construcción.

10.7.1 Generalidades 10.7.1.1 La sección del centro de control de motores, consiste de (una) sección vertical, con una estructura

totalmente cerrada, de frente muerto autosoportadas atornilladas conjuntamente. Esta sección, soporta y aloja las unidades y dispositivos de control, barras horizontales de extremo a extremo y barras verticales para alimentar a las unidades de control, ductos de alambrado horizontal y vertical de fácil acceso desde el frente para entrada y salida de cables de fuerza y control, la construcción es para servicio interior.

10.7.1.2 La sección del Centro de Control de Motores deben construirse de tal forma que puedan prolongarse más

allá de sus extremos libres con otras secciones de la misma manufactura. Cada sección estará provista de una base de perfil que permita su instalación sobre canales ahogados en el concreto del piso y asegurarlos por medio de tornillos de anclaje al frente y por la parte posterior.

10.7.1.3 La estructura de los Centros de Control de Motores será de lámina no menor al calibre No. 12 (USG). La

estructura debe de tener una rigidez tal que soporte los esfuerzos de cortocircuito, y los esfuerzos propios




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Documento ANEXO 2

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ANEXO 2 ~ 42 ~

del embarque e instalación, sin sufrir deformaciones permanentes. Las cubiertas, paneles y puertas serán de lámina de calibre no menor al No. 14.

10.7.1.4 La sección vertical debe de estar dividida en cubículos en los que se localizan los equipos básicos, con

puertas embisagradas, al desmontar las silletas no se tendrá acceso a las barras o partes vivas del cubículo.

10.7.1.5 En la parte posterior y/o lateral del tablero tendrá un letrero indicando PELIGRO 220 VOLTS, TDB-52-23.

El tamaño de la etiqueta será de 30 cm de largo por 22 cm de ancho, las letras serán de color negro con fondo blanco.

10.7.1.6 La altura del la sección del CCM debe ser de 2 286 mm (90 pulg.) nominal, sin incluir los canales de

anclaje, la altura de éstos no debe ser mayor que 38 mm (1.5 pulg.). El frente (ancho) y el fondo total de una sección estándar debe ser de 508 mm (20 pulg.) X 508 mm (20 pulg.).

10.7.2 Ducto para cables 10.7.2.1 La sección del CCM debe de tener en la parte superior un ducto horizontal de sección transversal,

suficiente para permitir el alambrado entre secciones verticales.

10.7.2.2 Se debe evitar que en los ductos de alambrado, orificios para paso de cables, etc., existan filos o rebabas que dañen el aislamiento de los conductores durante el cableado o por vibraciones durante la operación.

10.7.3 Buses y Conexiones 10.7.3.1 El bus principal horizontal de la sección del Centro de Control de Motores debe de tener una capacidad

continua de acuerdo a las hojas de datos técnicos y/o diagrama unifilar y no será menor a 1200 A. Los buses verticales en la sección serán para 300 A continuos como mínimo. Los buses y sus derivaciones serán de cobre electrolítico estañado, aisladas con fundas termo contráctiles y de dimensiones adecuadas para la corriente nominal especificada. La elevación de temperatura sobre la máxima temperatura ambiente en las conexiones y en las barras no debe de exceder de 65ºC de acuerdo con norma ANSI 37.20. con uniones plateadas y una capacidad interruptiva de 25 KA como mínimo.

10.7.3.2 El bus estará soportado por un material aislante exclusivamente de porcelana, resina epóxica o fibra de

vidrio poliéster, con resistencia mecánica suficiente para soportar los esfuerzos causados por la corriente de cortocircuito iguales a la capacidad interruptiva de los interruptores según norma NEMA ICS2.

10.7.3.3 El arreglo de las fases de los buses y conductores primarios será 1, 2 y 3 desde el frente hacia atrás, de

arriba hacia abajo o de izquierda a derecha viendo desde el frente de operación del CCM. Las barras deben ser aisladas con material no generador de humo y auto-extinguible (material termocontractil)

10.7.3.4 Los espaciamientos entre fases y entre fase y tierra deben ser de acuerdo con la norma NEMA ICS. Las

distancias mínimas de barras principales y derivadas entre fases y entre fases y tierra se determinaran considerando que se tienen barras desnudas.

10.7.3.5 La barra de tierra horizontal se debe de proporcionar a toda la longitud de la sección del Centro de Control

de Motores, con dimensiones mínimas de 2”x1/4”. Cada gabinete será conectado directamente a este bus. El bus de tierra debe incluir dos conectores para cable No. 2/0 AWG, uno en cada extremo de los Centros de Control de Motores para conexión al sistema de tierras, la barra de tierras vertical debe ser de 3/16” x ¾” de cobre puro electrolítico.

10.7.3.6 La sección del CCM debe de contar con barreras de aislamiento de fibra de poliéster para prevenir de un

contacto accidental al bus principal o derivados.




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Documento ANEXO 2

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ANEXO 2 ~ 43 ~

10.7.3.7 Todo el bus vertical, incluyendo los compartimientos vacíos deben de estar provistos con barreras de

aislamiento de fibra de poliéster.

10.7.3.8 El bus debe ser de 3 fases, 4 hilos, 600 VAC. tensión de diseño y 220 VCA tensión de operación.

10.7.4 Cables y Conexiones

10.7.4.1 Todos los alimentadores principales y derivados saldrán por la parte inferior de la sección del CCM.

10.7.4.2 Las entradas de cables y los soportes se localizarán de tal forma que los cables puedan llegar a sus terminales con el mínimo de curvaturas de cables, en ningún caso se obligarán a ser de un radio menor de 10 veces su diámetro exterior del cable a instalar.

10.7.4.3 La distancia de los bornes de un cable a la pared del gabinete, separador, en la dirección que va el cable,

no debe ser menor de 5 cm (2"). 10.7.5 Alambrado 10.7.5.1 El alambrado de la sección del Centros de Control de Motores será NEMA Clase I tipo B, que consiste en

unidades independientes en donde el usuario se conecta hasta las terminales de carga localizadas inmediatamente adyacentes y fácilmente accesibles al ducto de alambrado vertical en unidades combinadas tamaño 3 y menores, y para unidades mayores a tamaño 3 se conecta directamente a las terminales del dispositivo.

10.7.5.2 Todo el alambrado de control dentro del CCM debe ser con cable de cobre calibre No. 14 AWG como

mínimo, para alambrado de fuerza dentro del tablero con calibre 12 AWG y calibre 10 AWG para los cables del secundario de los transformadores de control a tablillas con aislamiento retardador de flama tipo THW-LS para 600 volts con aislamiento de baja emisión de humos.

10.7.5.3 El alambrado para conexiones externas de circuitos será llevado a tablillas de terminales. Los conectores

de relevadores, selectores de control, etc., serán alambrados a tablillas de terminales para su conexión a circuitos externos. Las tablillas terminales deben de ser para 600 V, con barreras y tiras marcadas para su identificación, se dejará un mínimo de 4 puntos terminales en cada tablilla como reserva, en cada arrancador.

10.7.5.4 El cable para el alambrado a dispositivos en puertas embisagradas deben de permitir la apertura libre de la

puerta y estar asegurado adecuadamente. 10.7.5.4.1 La codificación de colores en el alambrado debe ser:

a) Fuerza: negro. b) Control: amarrillo. c) Tierra: verde. d) Emergencia: rojo.

10.7.6 Interruptores

Los interruptores serán de tipo termo magnético trifásico para protección contra cortocircuito y como medio de desconexión.

10.7.6.1 Interruptores termo-magnéticos derivados




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ANEXO 2 ~ 44 ~

10.7.6.1.1 Los interruptores termo-magnéticos serán en caja moldeada con características de protección de tiempo inverso e instantáneo, 3 polos, 600 V, y en marco no menor de 100 A.

10.7.6.1.2 La selección de las capacidades nominales de los interruptores deben de hacerse de tal forma que

permita la alimentación continua a la carga. Estos deben tener como mínimo una capacidad interruptiva de 25000 Amperes también deben tener previsiones para abrir automáticamente los tres polos en caso de sobrecarga en un polo del interruptor.

10.7.6.1.3 Todos los interruptores deben de estar provistos de un mecanismo de operación manual desde el exterior con la puerta cerrada, deben de tener indicación de la posición “Cerrado-Fuera-Disparado”.

10.7.7 Placas de identificación 10.7.7.1 En cada compartimiento del tablero, así como en cada uno de los interruptores debe instalarse una placa

con la leyenda indicada en el diagrama unifilar referido en las hojas de datos técnicos.

10.7.7.2 El tamaño de la letra para identificación de cubículos será 9.12 mm (7/16”) y para componentes será 3.2 mm (1/8”), todos los grabados serán en idioma español. Las placas de identificación serán sometidas para aprobación.

10.7.7.3 En la sección de CCM debe tener una identificación general con una placa de acero inoxidable grabada,

localizada en lugar visible, fijada de manera permanente (no adhesivos,) con al menos los datos principales siguientes:

a. Fabricante. b. Tipo de equipo c. Número de serie d. Orden de taller e. Voltaje nominal f. Corriente nominal g. Corriente de cortocircuito. h. Año de fabricación. i. Servicio clase NEMA

10.7.7.4 La placa de datos de cada cubículo será de material fenólico con letras grabadas, blancas en fondo negro

o gris. La dimensión total exterior de la placa debe ser mínimo de 38 mm (1.5 pulgadas) de alto, por 159 mm (6.25 pulgadas) de ancho.

10.7.8 Resistencias de calentamiento 10.7.8.1 Cada sección vertical, estará provista en la parte inferior de un calentador de espacio que será controlado

por termostato y que mantendrá la temperatura por encima del punto de rocío.

10.7.8.2 Las resistencias calefactoras serán para servicio continuo, con cubierta protectora metálica, diseñadas para 220/127 V, y serán controladas termostáticamente para evitar condensación de humedad. Los termostatos serán ajustados arriba de la temperatura de rocío.

10.7.9 Herramientas Especiales

10.7.9.1 El Proveedor de la sección de CCM objeto de la presente especificación debe suministrar un juego de

herramientas que considere especiales para la instalación, operación y mantenimiento de los equipos, haciendo mención de los mismos en la correspondiente propuesta como partida por separado.




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ANEXO 2 ~ 45 ~

10.7.10 Limpieza y Pintura 10.7.10.1 La preparación de superficie y pintura se harán dé acuerdo con las Normas PEMEX No. 4.411.01, 3.411.01

y 2.411.01. El color será de acuerdo con los equipamientos existentes.

10.8 Documentación 10.8.1 El Proveedor debe proporcionar para evaluación la siguiente documentación: En idioma español la

cantidad de documentos solicitados por PEMEX Petroquímica. A falta de esta solicitud se debe proporcionar, (5) copias en papel y (3) en archivo electrónico (disco CD) de cada dibujo y diagrama final de construcción, así como de los instructivos para el montaje, operación y mantenimiento de todos sus equipos. La información debe elaborarse con software compatible o exportable, de diseño asistido por computadora (CAD) y Office para Windows (Autocad, Microstation, Word o Excel), Se debe de entregar como mínimo:

a) Planos de dimensiones generales y pesos b) Arreglo físico – Localización de equipos c) Especificación de materiales d) Lista de materiales e) Diagramas elementales y de alambrado f) Diagramas unifilares y trifilares g) Listas de cables h) Manuales e instructivos de montaje de la sección de CCM.

10.8.2 Toda la documentación será escrita en idioma Español (incluyendo catálogos y/o manuales). De igual forma

se debe entregar archivos electrónicos de toda la documentación aprobada. 10.9 Instructivo 10.9.1 El Fabricante del equipo debe entregar catálogos, manuales e instructivos de todos los dispositivos o

accesorios incluyendo los que obtenga de otros Proveedores, y deben ser enviados con el embarque del equipo.

10.10 Pruebas FAT y SAT 10.10.1 El Proveedor debe entregar a la supervisión de Pemex Petroquímica los protocolos para las pruebas FAT y

SAT, 15 días antes de que se efectúen las pruebas. A la sección de CCM se le deben de realizar las siguientes pruebas en fabrica (FAT):

a) Prueba de rigidez dieléctrica de las barras y conductores de fuerza y control entre fases y tierra. b) Prueba funcional de los interruptores electromagnéticos (operación mecánica). c) Prueba funcional de las combinaciones interruptor-arrancador, simulando cierres y disparos. d) Verificación de las características técnicas de los transformadores de corriente y potencial, como

relación de transformación, resistencia de aislamiento, polaridad. Para transformadores de corriente incluir pruebas de saturación en cortocircuito entregando resultados con la curvas de saturación correspondiente del propio transformador).

e) Verificación de la operación de las protecciones y de los circuitos de medición. f) Prueba de todo el equipo auxiliar complementario. g) Prueba de tensión aplicada h) Pruebas de protocolo. i) Continuidad de alambrado j) Pruebas de frecuencia




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ANEXO 2 ~ 46 ~

10.10.2 A la sección de CCM se le deben de realizar pruebas de funcionamiento en campo (SAT) para el sistema

completo y para todos los componentes principales, incluyendo tableros de control, cables calefactores, así como los dispositivos de medición, protección y control.

10.10.3 El Proveedor debe efectuar las siguientes pruebas en campo, con los valores de aceptación requeridos en

el anexo D de la NRF-048-PEMEX:

a) Inspección visual de embarque b) Prueba de la resistencia de aislamiento con megger. c) Prueba de resistencia de contactos para interruptores. d) Prueba de operación mecánica, incluyendo bloqueos de puertas.

11 SFI/UPS

11.1 Generales: 11.1.1 Alcance general. 11.1.1.1 Está especificación define los requerimientos mínimos y las características técnicas para la adquisición,

suministro, capacitación y pruebas de un Sistema de Fuerza Ininterrumpible (SFI/UPS), de tecnología de modulación por ancho de pulso (PWM), uso industrial de servicio continuo y operación “verdaderamente en línea", doble conversión (CA a CD y CD a CA), para alimentar los equipos resultantes de la “adecuación del (SIS) en hornos de pirolisis de la planta de Etileno del Complejo Petroquímico Cangrejera”.

11.1.1.2 La capacidad del SFI amparado en esta especificación es de 15 KVA de potencia entregada a la salida regulada, trifásica, con tensión de alimentación a 220 Volts, 3 fases, 60 Hz y tensión de salida regulada de 220 volts, 3 fases, 4 hilos y 60 Hz.

11.1.1.3 El Licitante debe respaldar con cálculos la capacidad del SFI con el cual demuestre que la capacidad que cotiza es adecuada para alimentar la carga que se solicito.

11.1.1.4 Los dibujos deben hacerse usando el sistema de medidas de la NOM-008-SCFI. Cuando se trate de partes elaboradas usando el sistema inglés, las equivalencias se mostrarán entre paréntesis después de cada dimensión métrica.

11.1.1.5 El Proveedor debe asegurar la calidad de cada una de las partes que componen el equipo.

11.1.1.6 El Proveedor debe suministrar el equipo con una placa de acero inoxidable (ASTM-304) grabada conforme al numeral 11.4.8.7. La placa debe localizarse en un lugar visible y sujetarse al equipo en forma permanente. No se aceptarán adhesivos.

11.1.2 Dibujos e información requerida 11.1.2.1 Para facilitar la evaluación y comparación de las ofertas y para asegurar un entendimiento uniforme de la

información y de los datos de los equipos, es requisito indispensable que el licitante anexe con su propuesta lo siguiente:

11.1.2.2 El licitante debe anexar en su oferta técnica el cuestionario totalmente contestado, los datos que suministre serán usados en el procedimiento de evaluación y dictamen técnico. La falta de este requerimiento será motivo de rechazo de la oferta técnica.




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ANEXO 2 ~ 47 ~

11.1.2.3 Los datos e información que se indiquen en los cuestionarios técnicos deben estar respaldados con información técnica adicional, que debe entregar el licitante con su propuesta técnica.

11.1.2.4 El Proveedor debe entregar para aprobación del Complejo Petroquímico Cangrejera, todos los planos e información.

11.1.2.5 Todos los planos deben estar certificados (sellados o firmados) por el Proveedor y/o fabricante, lo cual se requiere para la versión aprobada.

11.1.2.6 El Proveedor debe suministrar catálogos, partes de catálogos, e instrucciones de instalación, operación y mantenimiento, y cualquier otro tipo de información que sea necesaria para instalar, operar, mantener, reparar, desmantelar o armar el equipo.

11.1.2.7 El Proveedor debe incluir las pruebas Factory Acceptance Test (FAT) y Site Acceptance Test (SAT) de la UPS e impartir la capacitación de operadores y personal de mantenimiento.

11.1.3 Inspección y pruebas 11.1.3.1 El Proveedor avisará oportunamente a la supervisión de Pemex Petroquímica cuando el equipo esté listo

para inspección.

11.1.3.2 Además de las pruebas de rutina del Proveedor, se deben realizar las pruebas en fábrica de acuerdo a las normas vigentes aplicables indicadas a continuación:

a) NMX-J-266-ANCE Interruptores termomagnéticos en caja moldeada. b) IEC-62040/2 Uninterruptible Power systems (UPS) / Part 2: Electromagnetic compatibility EMC

requirements. c) IEC-62040/3 Uninterruptible Power systems (UPS) / Part 2: Method of specifying the performance and

test requirements. d) IEC-60146/1/1 Semiconductor converters / General requirements and line commutated converters Part

1/1: Specifications of basic requirements. e) IEC-60146/1/3 Semiconductor converters / General requirements and line commutated converters Part

1/3: Transformers and reactors. f) IEC-60146/2 Semiconductor converters / Part 2: Self/Commutated semiconductor converters including

direct D.C. converters.

11.1.3.3 Todo el equipo y los materiales para las pruebas FAT y SAT debe de proporcionarlo el Proveedor.

11.1.3.4 El Proveedor se obliga a entregar al Complejo Petroquímico Cangrejera las copias de los resultados de las pruebas FAT y SAT debidamente certificadas.

11.1.3.5 La aceptación de las pruebas FAT y SAT no libera al Proveedor de su responsabilidad en caso de que el equipo no cumpla con los requerimientos de operación especificados.

11.1.4 Operación del sistema de fuerza ininterrumpible

11.1.4.1 El SFI debe entregar energía eléctrica en 220 VCA, 3F, 4H, 60 Hz, regulada, continúa y libre de distorsiones armónicas (ruidos, pulsos transitorios) aún a cargas no lineales, y aislada eléctricamente de la fuente de suministro de corriente alterna.

11.1.4.2 El rectificador/Cargador regulado de baterías se alimentará de una red de suministro con características eléctricas del tipo industrial en corriente alterna, Para corregir la distorsión armónica el cargador de




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ANEXO 2 ~ 48 ~

baterías debe complementarse con filtros de armónicas, y transformador de aislamiento. El inversor debe ser alimentado por el rectificador o por el sistema de baterías sin que exista interrupción en el suministro de energía.

11.1.4.3 La salida del inversor debe estar sincronizada con la fuente alternativa. Si la fuente alternativa se encuentra fuera del rango de frecuencia del ±1%, el inversor debe operar a la frecuencia nominal de salida haciendo uso de su oscilador interno. Cuando la fuente alternativa entre al rango de operación, en ese momento el inversor debe ajustar su frecuencia de salida para igualar la fuente alternativa y mantener sincronismo.

11.1.4.4 Durante una interrupción o restauración de energía de entrada de corriente alterna al rectificador y/o de la fuente alternativa, la carga crítica continuará alimentándose desde el SFI (vía banco de baterías) sin ninguna interrupción de la alimentación.

11.1.4.5 Cuando las baterías alcancen una situación extrema de descarga, (menor a 1.0 Volts/celda para Níquel-Cadmio), el sistema debe realizar transferencia automáticamente a la alimentación alternativa.

11.1.4.6 Durante una sobrecarga igual o mayor del 105% en la carga a la salida del inversor y la fuente alternativa está presente, el interruptor estático debe conmutar, automáticamente y sin interrupción, la carga a la línea alternativa. Una vez que la sobrecarga ha desaparecido o el inversor ha sido restablecido el interruptor estático debe transferir la carga al inversor. La transferencia en ambas direcciones se debe realizar sin interrupciones. Esta transferencia siempre debe efectuarse cuando la condición de sincronismo existe.

11.1.4.7 Ante una falla del módulo inversor, el interruptor estático de transferencia debe conmutar la carga a la línea alternativa sin interrupción. Durante el mantenimiento, para una inspección sin riesgo, el SFI puede ser puenteado con el Interruptor Manual de puenteo sin que exista interrupción de corriente a la carga.

11.1.5 Características generales del SFI/UPS

11.1.5.1 El SFI debe estar fabricado, con componentes de estado sólido, voltaje constante, autorregulado con

rectificación de onda completa de 12 pulsos a base de tiristores y con rectificadores controlados de silicio (SCR), trifásica a la salida. La fuente de energía eléctrica al cargador debe ser de corriente alterna y la salida en corriente alterna.

11.1.5.2 El nivel de ruido generado por el SFI debe ser máximo, 65 Decibeles a 1 metro de distancia.

11.1.5.3 Forman parte del alcance de esta especificación técnica todos aquellos elementos accesorios y dispositivos no descritos, pero que resulten necesarios para la correcta operación de los equipos debido a requisitos de funcionamiento o a condiciones particulares indicadas en la presente especificación.

11.1.5.4 El SFI debe ser para uso industrial y para operación en línea, las funciones principales deben ser controladas por microprocesadores, debe tener ventiladores de enfriamiento redundantes en los módulos de potencia.

11.1.5.5 El SFI debe estar integrado básicamente por los siguientes componentes principales:

A. Conjunto Rectificador-cargador-inversor, instalación en interior, gabinete metálico, de frente muerto, auto soportado, integrado por: o Rectificador / cargador de baterías o Inversor estático de corriente. o Interruptor estático de transferencia automática. o Interruptor manual interno de Puenteo. o Acondicionador de línea alternativa.




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ANEXO 2 ~ 49 ~

o Instrumentos de protección, medición y alarma.

B. Así como todos los dispositivos necesarios para su correcto funcionamiento, como: o Control. o Regulación. o Dispositivos de protección, o Dispositivos de vigilancia. o Aparatos de maniobras. o Elementos de señalización. o Elementos de mando. o Supresores de transitorios

C. Banco de baterías de Níquel cadmio, en montaje independiente del conjunto rectificador-cargador-

inversor, debe alojar las baterías en estantes abiertos fabricados de acero estructural, instalación en interior se instalaran en la S.E. 52.

D. Interruptor manual externo para mantenimiento tipo puenteo, alojado en gabinete servicio interior metálico, montaje en pared. Este elemento tiene la función de puentear completamente el conjunto rectificador-cargador-inversor cuando este requiera mantenimiento.

11.1.5.6 Todos los materiales que se usen para la fabricación de este equipo, deben ser nuevos, libres de defectos y adecuados para el trabajo. Para dar servicio continuo a la capacidad solicitada se deben suministrar los márgenes de voltaje, corriente y temperatura de todos los componentes, indicados en su hoja de datos técnicos. El fabricante debe controlar la calidad de cada una de las partes que componen el equipo y tener preferentemente certificado de calidad ISO.

11.1.5.7 El SFI y todos sus elementos deben soportar los esfuerzos térmicos y mecánicos impuestos por el manejo, embarque, traslado, instalación, pruebas y operación sin distorsionarse o dañarse.

11.1.5.8 Los SFI se instalara en el cuarto de CCM de la S.E. No. 52 de la planta de Etileno junto con el banco de baterías.

11.1.6 Capacidad del banco de baterías

11.1.6.1 El banco de baterías tipo Níquel-Cadmio será dimensionada de acuerdo al tiempo de autonomía de 30 minutos de operación ininterrumpidos de operación al 100% de la capacidad de la UPS-C, tomando en cuenta la eficiencia del inversor.

11.1.6.2 La tensión al final de la descarga es de 1.05 Volts por celda.

11.1.6.3 La capacidad nominal de la batería es expresada en Amperes-Hora referida a un régimen de descarga de 5 horas, a 20°C y un voltaje final por celda de 1.0. No debe haber disminución de capacidad por temperatura ambiente de 20°C hasta 35°C.

11.1.6.4 El tipo de batería a emplear para las aplicaciones arriba descritas es del tipo de media intensidad de descarga.

11.1.6.5 El cargador de baterías debe tener capacidad suficiente para alimentar la carga total y recargar la batería desde condiciones de descarga total hasta 75% de su capacidad en 8 horas de operación, a las condiciones de altitud y temperatura indicadas.

11.1.6.6 El licitante debe respaldar con cálculos la capacidad del banco de baterías con el cual demuestre que la capacidad de los equipos que cotiza es adecuada para alimentar la carga que se solicitó.




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ANEXO 2 ~ 50 ~

11.2 Condiciones de Diseño 11.3 Alcance del trabajo.

11.3.1 Esta especificación cubre la fabricación, pruebas, protección, empaque, embarque y transporte para

sistema de fuerza ininterrumpible UPS-C de 15 KVA, de potencia entregada a la salida regulada, trifásica, con tensión de alimentación a 220 Volts, 3 fases, 60 Hz y tensión de salida regulada de 220 volts, 3 fases, 4 hilos y 60 Hz.

11.3.2 Cualquier elemento y/o dispositivo que sea requerido para mejorar el funcionamiento y operación de la UPS-C y que no haya sido descrito, debe ser considerado, por el Proveedor.

11.3.3 Ver plano de referencia diagrama unifilar (Plano No. CPC-ETL-L-001) del departamento eléctrico.

11.4 Componentes principales del SFI/UPS

11.4.1 Rectificador cargador de baterías El cargador de baterías debe constar de:

A. Transformador de aislamiento tipo seco de barniz de alta temperatura impregnado al vacío, trifásico, para

aislar eléctricamente la fuente de alimentación y adecuar la tensión a niveles propios del rectificador, con bobinas de cobre, aislamiento de 220°C, con elevación de temperatura de 150°C, operando a plena carga del valor nominal sobre temperatura ambiente promedio de 30°C y máxima de 40°C, con descargadores de sobre tensión transitoria en el arrollamiento secundario. No se permite utilizar autotransformador.

B. Un rectificador del tipo estado sólido de potencia constante con fase controlada, rectificación de onda completa de 12 pulsos a base de tiristores, salida de tensión regulada, rectificador con dispositivo de carga automática y dos regímenes de operación carga rápida y flotación, con temporizador programable de 0-100 horas. A demás con circuito limitador de corriente ajustable entre el 90 y 125% de la corriente nominal, cuando la corriente exceda el valor de ajuste, el equipo debe ajustar automáticamente la tensión de salida (en esta situación los circuitos de control deben alarmar y en su caso mandar disparo).

C. Filtros de salida tipo telefónico para mantener la tensión de rizo a 0.1 volts máximo.

11.4.1.1 Las baterías deberán ser alcalinas de Nikel-Cadmio del tipo sellado (tipo libre de mantenimiento) con contenedores de plástico.

11.4.1.2 La cantidad de baterías deberá ser definida para suministrar la energía en CD para la capacidad nominal del inversor para 30 minutos sin interrupción. Al dimensionar el banco de baterías se deberá considerar la temperatura ambiente más baja esperada en la localidad, esto es -10°C.

11.4.1.3 Los cargadores de baterías tipo industrial deben cumplir con IEC-60146/1/1; IEC-60146/1/3, IEC 60146/2.

11.4.2 Inversor de corriente

11.4.2.1 Inversor estático de corriente fabricado base de transistores de potencia IGBT y con tecnología de modulación de ancho de pulso (PWM), con voltaje de salida 220 VCA trifásica, forma de onda senoidal.

11.4.2.2 La salida del inversor se debe mantener con una regulación de ±1% bajo cualquier condición de carga 0-100-0% bajo todo el rango de voltaje de entrada del inversor.




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ANEXO 2 ~ 51 ~

11.4.2.3 El inversor debe mantener sincronismo con la fuente alternativa de CA cuando esté dentro del ±1% de la frecuencia nominal. Rapidez de variación de frecuencia de 1 HZ por segundo. Cuando la frecuencia de la fuente alternativa excede el ±1% el inversor debe revertir su operación con oscilador interno a la frecuencia fundamental de 60 HZ.

11.4.2.4 El inversor debe ser capaz de transferir la carga a la línea alternativa en forma automática, cuando la tensión final de descarga de la batería es alcanzada, sin interrupción, por medio del interruptor estático.

11.4.2.5 Entrada – Desde un solo cargador de CD/Banco de baterías.

A. Características de salida CA: o Capacidad de diseño 15 KVA (capacidad de plena carga máxima: 70 % de la de diseño) o Voltaje: 220 VAC ± 1%, 3 fase, 4 hilos, aterrizado. o Frecuencia: 60 Hz. ± 0.1% o Factor de potencia: no menor que 0.8 en atraso. o Ajuste de voltaje ± 5% mínimo y gradual. o Distorsión de Armónica de voltaje. Un máximo de 5% (r.m.s.) de Distorsión Armónica Total (THD) con

cualquier armónica simple no excediendo el 3% para un 100% de la carga no-lineal a la capacidad nominal. Las cargas no-lineales deberán de tener una característica de factor de cresta que no exceda de 3.0.

B. Regulación de voltaje transitorio:

o Cambio de carga a un paso de 50%:±10% o Restauración o falla de energía de entrada CA:±10% o Fluctuación por impacto de entrada de ±10% de CA:±10% o Tiempo de recuperación por transitorio: 100 milisegundos o Capacidad de sobrecarga: 125% por diez (10) minutos 150% por un (1) minuto o Factor de cresta: 3.1 a plena carga o Eficiencia: CA/CA 75 ~ 80% a plena carga

C. Puesta en operación normal. El interruptor de conversión automática debe estar en alimentación de inversor. Las baterías deberán estar en “flotación” a través de la salida del rectificado y la entrada de CD al inversor.

D. Requerimientos del equipo Se deberá proveer del medio para aislar en los siguientes puntos: o Entre inversor y bus de CA o Entre banco de baterías y bus de CD o Entre banco de baterías e inversor

11.4.2.6 El bus de CA deberá ser provisto de interruptores derivados para conectar las cargas.

11.4.2.7 Se requiere que el inversor esté construido con base a módulos para facilitar la detección rápida de fallas por substitución y para facilidad de mantenimiento.

11.4.3 Interruptor estático de transferencia automática

11.4.3.1 El interruptor estático de transferencia automática debe conectar la carga a la fuente alternativa cuando

una sobrecarga o falla del inversor ocurra. El interruptor estático de transferencia debe tener las siguientes características:

11.4.3.2 Transferencias sin interrupciones de la carga crítica después de que el control lógico detecte alguna de las siguientes condiciones:




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Documento ANEXO 2

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ANEXO 2 ~ 52 ~

a) Falla del inversor b) Sobre corriente en el inversor c) Salida del inversor es mayor o igual a +/-10% del valor nominal d) Desconexión por bajo voltaje de corriente continua e) Transferencia manual vía botón pulsador o selector.

11.4.3.3 Retransferencia automática sin interrupción. Si el control de transferencia es puesto en retransferencia automática, el circuito de control debe ser capaz de retransferir la carga a la salida del inversor cuando la sobrecarga desaparezca y la salida del inversor esté dentro de especificaciones.

11.4.3.4 Retransferencia manual sin interrupción. Si el control de transferencia es puesto en retransferencia manual, bajo comando manual la carga será transferida al inversor. El interruptor de transferencia estático debe ser diseñado para soportar una sobrecarga del 1000% de la corriente nominal a un ciclo

11.4.3.5 Se debe prevenir la conexión accidental de la alimentación normal y la fuente alternativa por medio de un bloqueo mecánico y eléctrico del tipo 2 posiciones mantenidas mecánicamente para mantenimiento del inversor y el interruptor estático de transferencia.

11.4.3.6 Se deberá proveer una alarma para indicar cuándo se ha hecho la transferencia automática.

11.4.3.7 La Operación de transferencia / retransferencia: automática ó manual debe ser sin interrupciones, permitiendo la transferencia cuando la fuente normal y la fuente alternativa se encuentren en sincronía.

11.4.3.8 El voltaje de salida del interruptor debe mantenerse aún cuando exista una falla en los circuitos lógicos de control.

11.4.4 Interruptor manual interno de puenteo

11.4.4.1 Interruptor manual mecánico para la transferencia de la carga a la fuente alternativa para facilitar el mantenimiento del SFI. Este conmutador debe aislar la salida del sistema del resto del equipo. El interruptor manual de transferencia debe estar montado dentro del mismo gabinete.

11.4.4.2 El interruptor debe ser del tipo cerrar-antes de-abrir para asegurar la absoluta continuidad en la alimentación a la carga.

11.4.4.3 El interruptor manual de puenteo no debe requerir la asistencia del interruptor estático para asegurar la transferencia sin interrupción a la carga.

11.4.5 Transformador acondicionador de línea alternativa

11.4.5.1 Transformador de aislamiento tipo seco, de barniz de alta temperatura impregnado al vacío, trifásico, para

aislar eléctricamente de la fuente de alimentación y para adecuar la tensión a niveles propios para el rectificador, con bobinas de cobre, aislamiento de 220°C, con elevación de temperatura de 150°C, operando a plena carga del valor nominal sobre temperatura ambiente promedio de 30°C y máxima de 40°C, y filtros para protección de transitorios, con parámetros de entrada y salida indicados en características del sistema, con factor de protección k=13 para cargas no lineales, no se permite utilizar autotransformador. Con interruptor termomagnético de entrada con capacidad de 25 kA de CC como mínimo.

11.4.5.2 El voltaje de salida del acondicionador se debe mantener con una regulación de ±1% bajo cualquier condición de carga de 0 a 100% con variaciones a la entrada de ±10%.




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ANEXO 2 ~ 53 ~

11.4.5.3 El Proveedor debe suministrar un transformador de aislamiento con las características indicadas, para la fuente alterna de suministro de energía a través del interruptor de by-pass para mantenimiento.

11.4.5.4 El transformador para la línea de by-pass será del tipo de aislamiento con factor K, con blindaje electrostático, clase 600 V con reguladores de voltaje, supresores de onda en el primario y filtros en el secundario, adecuado para reducir los efectos de corrientes armónicas inducidas y ruido magnético en la línea, aprobado por los laboratorios U.L. de acuerdo al Estándar ANSI C57.110-1986, con las siguientes características:

a) Capacidad (KVA): 15 KVA.

b) Conexión: DELTA-ESTRELLA.

c) Tensión Nominal de entrada: 480 V, 3Ø, 3 h.

d) Variación Tensión de entrada: ± 10%.

e) Tensión Nominal de salida: 220 V, 3Ø. 4h

f) Variación Tensión de salida: ± 1%.

g) Frecuencia: 60 Hz.

h) Factor K: K-13.

i) Impedancia: menos de 5 %

j) Devanados: Cobre - Cobre

k) Tipo de enfriamiento: AA

l) Elevación Temperatura: 150º C

m) Servicio: Interior NEMA 1

n) Distorsión armónica total (THD): 3 % Máximo

11.4.5.5 El transformador tendrá cambiador de derivaciones, 2 arriba y 2 abajo, de 2.5 % cada uno del voltaje

nominal primario así como protecciones integradas.

11.4.6 Interruptor manual externo para mantenimiento tipo puenteo

11.4.6.1 Este interruptor debe de ser trifásico de acuerdo a la línea de alimentación alternativa y de la tensión de salida del SFI, tipo manual para la transferencia de la carga a la fuente alternativa. Interruptor del tipo cerrar antes de abrir con indicaciones de sincronía con las dos fuentes de alimentación, para asegurar la absoluta continuidad de la alimentación.

11.4.6.2 Este interruptor estará montado en gabinete externo al SFI, para montaje en pared con entrada y salida de tuberías por la parte inferior y superior.

11.4.6.3 El interruptor para by-pass externo será de las siguientes características: Interruptor manual de 3 polos, doble tiro, 600 VCA, con zapatas para 200 A, en gabinete para servicio interior NEMA 1.

11.4.7 Instrumentos de protección medición y alarma




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ANEXO 2 ~ 54 ~

11.4.7.1 El SFI debe tener una pantalla digital ó panel mímico, con indicación de flujo de la energía, condición del modo de operación, tiempo de respaldo de baterías e indicación del % de carga utilizada.

A. Medición digital mínima de parámetros eléctricos:

o Amperes de CD. de rectificador / cargador de baterías. o Volts de CD. en el bus, o Amperes de CA. de la carga o Volts de CA. salida de inversor o Frecuencia a salida del inversor

B. Protecciones mínimas: o Interruptor Termomagnético de entrada CA en línea principal y alternativa. o Interruptor Termomagnético en CD para banco de baterías.

C. Los Interruptores Termomagnéticos deben tener como mínimo la siguiente capacidad interruptiva:

o En 480 Volts 25 kA simétricos. o En 220 Volts. 25 kA simétricos. o En 120 Volts. 10 kA simétricos.

D. Señalización mínima en panel frontal para:

o Presencia de CA alimentación principal y alternativa. o Batería en operación. o Inversor encendido / apagado. o Falla de inversor. o Posición del interruptor estático. o Transferencia manual a línea alternativa o Transferencia automática a línea alternativa o Flujo de energía. o % de capacidad utilizada. o Tiempo de respaldo de la batería.

E. Lámparas indicadoras: Lámparas piloto (verde, rojo), del tipo LED, de alta intensidad luminosa, con

duración de 100 000 Horas, protegido para evitar destellos en caso de picos de tensión.

F. Alarmas mínimas: o Batería en operación. o Falla de cargador o Falla de inversor. o Ausencia de CA. principal. o Sobrecarga en batería. o Falla a tierra. o Sobrecarga en la salida. o Bajo voltaje en batería. o Transferencia automática a línea alternativa.

G. Puerto de salida RS-485 el equipo debe contar con software de monitoreo y diagnostico, y protocolo

de comunicación modbus y ethernet TCP/IP.

H. Contactos libres de tensión (tipo seco, 1 contacto NA y 1 NC por función) para envío de alarmas al sistema de control como defina PEMEX Petroquímica, al menos por los eventos siguientes:

o Inversor en operación. o Línea normal en operación.




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ANEXO 2 ~ 55 ~

o Falla de rectificador. o Bajo voltaje de baterías. o Falla común (rectificador, inversor, interruptor estático, baterías). o Interruptor estático bloqueado. o Falla de ventilador. o Falla de alimentación al rectificador.

11.4.8 Características físicas del gabinete SFI/UPS

11.4.8.1 Las características físicas del gabinete del SFI/UPS son las siguientes:

a) El gabinete debe ser frente muerto, Nema 1A tipo autosoportado. b) El material de la estructura debe ser de lámina de acero de 2,78 mm de espesor (calibre 12 USG). c) El material de las tapas, cubiertas, divisiones o puertas debe ser de lámina de acero de un espesor de

1,98 mm (calibre 14 USG) ó de 1,59 mm (calibre 16 USG). d) La lámina no debe tener cantos u orillas filosas. e) El gabinete debe tener al menos 4 barrenos en la parte inferior, para asegurarlo por medio de pernos de

anclaje. f) Cada compartimiento debe tener una puerta frontal con bisagras y con bloqueos mecánicos, (porta

candados) que eviten la apertura de la misma por personal no autorizado y cuando el equipo esté en operación.

g) Debe tener circulación natural de aire, en caso de requerir ventilación forzada se debe suministrar como sistema completo automático (ventiladores, sensores, motores, arrancadores transformadores, etc.).

h) El gabinete debe tener preparación para conexión a tierra, (una para gabinete de pared y dos para gabinete autosoportado) para recibir conectores mecánicos para cable tamaño 33.62 mm² (2 AWG) a 67.43 mm² (2/0 AWG).

i) El gabinete debe estar provisto en la parte inferior de un calentador de espacio controlado por un termostato, de tal manera que se mantenga dentro del mismo una temperatura arriba del punto de rocío, éste debe ser diseñado para operar a 120 Volts CA.

11.4.8.2 Todas las superficies ferrosas deben recibir un tratamiento anticorrosivo de acuerdo a lo siguiente:

a) Limpieza a metal blanco b) Dos capas de primario epóxico poliamida de dos componentes (RP-6 modificado) de 100-150 micras

(micrómetros) de espesor cada capa. c) Una capa de acabado poliuretano acrílico alifático de dos componentes (RA-28 modificado) de 75-100

micras (micrómetros) de espesor, color verde PEMEX 628 (Pantone Matching System PMS-577). Las pruebas de resistencia al rocío de sal se efectuarán de acuerdo con ASTM B-117 ó equivalente, con tiempo de exposición de 1500 horas como mínimo en cámara de niebla salina,

11.4.8.3 Conexiones externas

a) Todos los alimentadores principales y derivados deben salir por la parte inferior del gabinete

autosoportado. b) Se deben suministrar los conectores del tipo compresión de todos los alimentadores, de acuerdo a la

detalle, como máximo se debe considerar para calibre 126.67 mm² (250 kCM). c) El fabricante debe indicar los calibres de cable recomendados de entrada y salida del SFI, incluyendo

los cables al Banco de Baterías para el caso crítico de una descarga de mayor intensidad en el menor tiempo.

11.4.8.4 Alambrado interno del SFI

El alambrado interno debe tener las siguientes características:




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ANEXO 2 ~ 56 ~

a) Debe ser continuo, sin empalmes. b) El conductor debe tener zapatas terminales tipo ojillo, de compresión en ambos extremos. c) Debe ser desde los dispositivos a tablillas terminales. d) Deben alambrarse todos los contactos de los dispositivos, incluyendo los de reserva. e) El alambrado debe, agruparse y soportarse debidamente, los mazos de cables deben formarse sin

dobleces a escuadra. f) Cada cable debe estar perfectamente marcado e identificado de forma permanente. No se aceptan

etiquetas adheribles. g) La identificación de los cables debe coincidir con los diagramas presentados. h) Los cables para señales no deben ser agrupados junto con los de control y fuerza. i) El arreglo de cables debe permitir que los dispositivos y sus cubiertas puedan ser removidos

libremente.

11.4.8.5 El conductor para alambrado interno debe tener las siguientes características:

a) El conductor debe ser de cobre con aislamiento retardante al fuego, 600 V. Tipo THW/THHW 90/75°C seco/húmedo, equivalente, o de mejores características.

b) Los calibres mínimos a utilizar son: para fuerza tamaño 5.26mm² (10 AWG), para control tamaño 2.08 mm² (14 AWG), para señales se permite tamaño 0.82 mm² (18 AWG).

c) Debe utilizarse cable extra-flexible para el paso de cables de las puertas a la parte fija del gabinete.

11.4.8.6 Las tablillas terminales deben cumplir con lo siguiente:

a) Deben ser para 600 volts y una capacidad de corriente mínima de 10 A. b) Las tablillas para señales se permiten con un aislamiento mínimo para 300 V. c) Deben ser preferentemente con tornillo de cabeza ancha. d) Deben estar debidamente identificadas. e) Deben localizarse en áreas con espacio suficiente para el cableado. f) Deben cumplir con los requerimientos de la norma NEMA ICS4 o equivalente.

11.4.8.7 Placas de datos: Se debe suministrar para el SFI placa de identificación de acero inoxidable o de material

resistente a la corrosión, con letras ó números de 5 mm grabado en bajo relieve y en idioma español, localizada en lugar visible y sujeto de forma permanente, no se aceptan del tipo adheribles. La placa de datos debe incluir al menos la siguiente información:

a) Fabricante b) Nombre del producto c) Nombre o tipo del producto d) Modelo e) Tensión nominal de entrada y salida f) Corriente nominal de entrada y salida. g) Voltaje y capacidad del banco de baterías h) Frecuencia, fases.

11.4.8.8 El SFI y el bastidor del banco de baterías deben ser identificados por el fabricante con su número de clave

de equipo (TAG), con letras y números de 2 cm

11.4.9 Banco de baterías

11.4.9.1 Las baterías deben ser tipo Alcalino, de níquel cadmio y con placas de acero, selladas, sin requerir adición de agua durante 20 años en condiciones normales de operación, de recombinación de gas interna, y regulada por válvula de baja presión. Con posibilidad de añadir agua en sitio debido a operación arriba de valores nominales de voltaje de carga.




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ANEXO 2 ~ 57 ~

11.4.9.2 Cada celda debe cumplir con las siguientes características eléctricas:

a) Tensión nominal por celda: 1.2 Volts/celda. b) Temperatura de operación: 20° a 25°C. c) Tipo de descarga: Media. d) Tensión óptima de Flotación a 25ºC: 1.41 volt / celda. e) Tensión óptima de Carga rápida a 25ºC: 1.45 volt / celda. f) Tensión de descarga final: 1.05 volt / celda.

11.4.9.3 La tensión nominal del banco de baterías debe ser la más conveniente de acuerdo al voltaje de salida del

SFI.

11.4.9.4 El banco de baterías debe tener un periodo de vida, garantizado por el fabricante de veinte (20) años como mínimo en condiciones normales de operación.

11.4.9.5 Las baterías deben tener las características siguientes:

a) Placas.-La placa positiva de las baterías alcalinas estará formada de materiales activos de Hidróxido de Níquel (Ni (OH)3) en bolsas de malla de acero y la negativa de Hidróxido de Cadmio [Cd (OH)2], o cadmio en forma metálica. Todas las placas deben reforzarse y soportarse adecuadamente para prevenir distorsión de placas bajo todas las condiciones de operación, incluyendo cortocircuitos en las terminales de las celdas.

b) Separador entre placas.- Deben suministrarse separadores, espacios entre placas, aislamiento y libre circulación del electrólito entre las placas y deben ser impermeables a la acción química con la celda. El aislamiento entre las placas por medio de separadores microporosos.

c) Terminales.- Todas las terminales, tornillos y conectores entre celdas y entre filas deben ser de acero y capacidad para resistir los esfuerzos mecánicos y conducir la corriente máxima y deben estar completos con tuerca y tornillo. Los tornillos deben ser de acero inoxidable, resistentes a la corrosión.

d) Los polos terminales deben ser marcados "POS/NEG" ó con símbolos +/-. (Los conectores para la interconexión entre las celdas deben ser niqueladas para el tipo Níquel-Cadmio).

e) Electrólito.- Las baterías deben suministrarse con electrólito y agua en cantidad suficiente para no requerir relleno de agua durante 20 años en condiciones normales de operación.

f) El electrólito será Solución acuosa de Hidróxido de potasio (KOH) a una densidad que oscila entre 1.16 a 1.21 a 25 °C, Hidróxido de Litio (LiOH) y Agua destilada ó desionizada

g) Conectores.- Los conectores entre celdas deben suministrarse para la máxima capacidad de corriente y deben ser proporcionados completos con tornillos, tuercas y arandelas de presión resistentes a la corrosión. Deberán proporcionarse materiales adecuados para evitar la corrosión galvánica.

h) Vaso y cubierta.- Los vasos contenedores y las cubiertas deben ser de material plástico y traslucido (Polipropileno) para observar el nivel del electrólito, resistente al calor, impactos, ataque químico y retardante de flama. Cada celda debe tener cubiertas protectoras de plástico resistente al impacto, los bornes deben estar perfectamente identificados como positivo o negativo, con marcas de indicación de nivel normal, máximo y mínimo del electrólito cuando menos en dos lados del recipiente.

i) Bastidores para bancos de baterías.- El banco de baterías debe ser suministrado de forma separada al cargador de baterías. Las baterías deben alojarse en bastidor abierto de acero estructural soldado, el




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ANEXO 2 ~ 58 ~

proceso de pintura debe ser de acuerdo a numeral 3.4.8, pintado de color verde PEMEX 628 (Pantone Matching System PM-577). Para todos los casos se requiere arreglo vertical del banco de baterías (dimensión vertical mayor que la horizontal). El bastidor debe contar con conector a tierra en cada extremo. La estructura debe tener una base aislante para depositar las celdas y una barrera al final de cada lado de la hilera para evitar caídas en caso de sismo. Todas las uniones del bastidor deben soldarse y lijarse para eliminar los cantos puntiagudos.

j) Identificación de las celdas.- Cada celda debe tener identificación permanente grabada con al menos los siguientes datos: - Nombre del fabricante y país de origen. - Nombre o tipo del producto. - Modelo. - Capacidad en AH. - Fecha de fabricación.

k) Las baterías deberán tener la misma fecha de fabricación y asegurar que sean fabricadas de un mismo lote.

11.5 Accesorios y herramientas

11.5.1 Se debe incluir un juego accesorios y herramientas para instalación y mantenimiento del SFI y banco de

baterías.

11.5.2 Los Bancos de Baterías deben incluir como mínimo los siguientes accesorios:

a) Conectores entre baterías. b) Una llave para conectores. c) Cables y puentes tomando en cuenta los escalones. d) Cubiertas resistentes protectoras para conectores. e) (5) tuercas y arandelas, (3) válvulas y tapones de repuesto f) Otros accesorios que se requieran

11.6 Pruebas e inspección

11.6.1 Generalidades:

a) El equipo y material debe ser inspeccionado y probado por el fabricante durante la fabricación,

permitiendo la inspección a personal del Proveedor y de PEMEX Petroquímica en todo el proceso de fabricación y empaque, suministrando al Proveedor y a PEMEX Petroquímica, los registros de prueba e inspecciones, incluyendo las pruebas de laboratorio y certificados. El Proveedor o PEMEX Petroquímica podrá rechazar los equipos o material que sean defectuosos o inadecuados para el uso y objeto que se pretende ó no cumplan con los parámetros solicitados.

b) Se debe presentar la documentación que acredite el resultado de las pruebas. Esta documentación

debe ser entregada al Proveedor y a PEMEX Petroquímica, y es requisito indispensable para la formalización de la recepción del equipo.

c) La aprobación por parte del Proveedor y Pemex Petroquímica de las pruebas de fábrica no libera al

Proveedor de su responsabilidad por el buen funcionamiento y cumplimiento de las especificaciones del equipo.




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ANEXO 2 ~ 59 ~

d) El fabricante debe confirmar al Proveedor y a Pemex el programa con los eventos principales de la fabricación. PEMEX Petroquímica se reserva el derecho de asistir a las pruebas.

e) Todo el equipo de pruebas requerido lo proporcionará el fabricante.

11.6.2 Pruebas en Fábrica (FAT):

a) Una vez que el equipo esté ensamblado, alambrado y ajustado, se debe realizar en fábrica las pruebas de funcionamiento para todos los componentes principales y dispositivos de medición, protección y control, así como las pruebas de rutina según el protocolo de pruebas en fábrica con el cual el fabricante fue certificado para este tipo de equipo.

b) Las pruebas a realizar para el SFI son las siguientes.

o Resistencia de aislamiento del alambrado. o Continuidad del alambrado y que no tenga circuitos abiertos o a tierra. o Verificación de la operación de los dispositivos de medición, protección y control. o Prueba de regulación. o Aplicación del voltaje nominal de entrada del SFI y operación bajo valor simulador de la

condición de carga de salida, por un tiempo de 24 horas, tomando datos cada 6 horas de la corriente y voltaje de entrada (CA.) y salida (CD.) con la siguiente secuencia.

o Sin carga valor inicial. o 25 % de la carga 6 Horas. o 50 % de la carga 6 Horas. o 75% de la carga 6 Horas. o 100 % de la carga 6 Horas. o ó en forma alternativa toma de datos a cada 12 horas al 100% de carga.

c) Prueba de operación del SFI durante 30 minutos, sin alimentación eléctrica, alimentando las baterías la

carga total de capacidad del SFI, verificando la tensión al final de la descarga (no menor a 1.05 volt / celda).

d) Las pruebas a realizar para las baterías a por lo menos un 10 % del lote de celdas son las siguientes.

o Inspección visual o Dimensiones y peso o Tensión inicial en circuito abierto o Fugas o Capacidad o Retención de carga

e) Si cualquiera de las celdas no cumple satisfactoriamente las pruebas, se efectuará un nuevo muestreo.

Se rechazará el lote si persiste la falla en cualquiera de las pruebas.

11.6.3 Pruebas en campo (SAT)

a) Inspección visual de embarque. b) Inspección física. c) Descarga del banco hasta una tensión de 1.05 volt / celda para verificar el comportamiento de

parámetros de acuerdo a curvas de descarga de fabricante. d) Pruebas de funcionamiento. e) Retención de carga. f) Tensión inicial en circuito abierto.




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ANEXO 2 ~ 60 ~

g) Continuidad del alambrado, sin circuitos a tierra. h) Pruebas de regulación. i) Pruebas al equipo complementario. j) Pruebas de campo requeridas por PEMEX Petroquímica.

11.7 Información técnica

11.7.1 Se debe entregar a Pemex Petroquímica la información técnica siguiente:

11.7.2 El fabricante debe proporcionar la información y documentos solicitados en el contrato. A falta de esta

indicación, debe proporcionar en idioma español (5) copias en papel y (3) en archivo electrónico disco (CD), de cada dibujo y diagrama final de construcción, así como de los instructivos para el montaje, operación y mantenimiento de todos sus equipos, la información debe elaborarse con software compatible o exportable, de diseño asistido por computadora (CAD) y office para windows. Se debe de entregar como mínimo:

a) Diagrama eléctrico Unifilar y trifilar. b) Diagramas de control y cableado. c) Señalización y alarmas. d) Conexión de sistemas de tierras. e) Dimensiones generales, arreglos físicos, montaje, vistas, centro de gravedad. f) Pesos y secciones de embarque. g) Espacios para instalación operación y mantenimiento. h) Lista de materiales incluyendo instrumentos, relevadores y accesorios. i) Detalles de las conexiones de los cables de fuerza y control

11.7.3 Los dibujos deben tener indicado el número de revisión, los dibujos finales certificados deben ser sellados

y firmados por el fabricante. Los dibujos deben realizarse usando el sistema de medidas de la NOM-008-SCFI. Cuando se trate de partes elaboradas usando el sistema inglés, las equivalencias se mostrarán entre paréntesis después de cada dimensión métrica.

11.7.4 Todos los elementos del equipo deben estar identificados con número de parte, para identificación en caso de sustitución.

11.7.5 Las fechas de entrega de información a partir de la fecha de recibo del pedido deben ser de acuerdo al programa general del proyecto.

11.7.6 De cada uno de los dibujos y documentos que el fabricante envíe para revisión y en su caso aprobación, le será devuelta una de sus copias reproducibles de acuerdo al Contrato, o a falta de ésta indicación dentro de los siguientes diez (10) días hábiles después de su recepción, con comentarios o indicaciones si los hubiese y con la anotación que les corresponda en cuanto a su aprobación. El fabricante se obliga a devolver los dibujos revisados, o corregidos cuando esto proceda, en un plazo no mayor de 5 (cinco) días hábiles.

11.7.7 El fabricante del equipo debe entregar manuales e instructivo de todo el dispositivo o accesorios incluyendo los que obtenga de otros Proveedores, y deben ser enviados con el embarque del equipo.

11.8 Responsabilidades

11.8.1 Es responsabilidad del Proveedor que el sistema SFI/UPS cumpla con todos los requisitos de esta

especificación, que sea un sistema completo, compatible en operación entre todas sus partes componentes. Con capacidad suficiente para el respaldo en capacidad y tiempo requerido, considerando las condiciones técnicas y ambientales descritas en esta especificación.




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ANEXO 2 ~ 61 ~

12 Requerimientos Adicionales

El proveedor debe suministrar y colocar para identificación de cada instrumento intervenido y en cada calibración, una tarjeta plástica de 10 x 7 cms, de pvc o cualquier otro material resistente a la intemperie, la cual incluirá como mínimo la siguiente información: nombre del técnico que realiza el trabajo, tag y servicio del equipo, fecha de última y de próxima calibración. Debe evitarse la manipulación de la información que contiene y el deterioro de la misma y debe sujetarse al equipo correspondiente mediante cinturón plástico. Diseño propuesto, el diseño definitivo será determinado con el Complejo Petroquímico Cangrejera previo a la fase de instalación

13 Documentación

13.1 La siguiente documentación para entrega y recepción final por parte de PEMEX Petroquímica es la mínima

requerida y deberá ser desarrollada durante las fases de configuración, pruebas y puesta en marcha de los sistemas PES, las correcciones hechas durante las pruebas FAT y SAT deben ser incluidas para conformar el libro de proyecto el cual se entregara un original y dos copias en CD y en forma dura, cuyo contenido se desglosa a continuación:

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

13.3 Dibujos de cada equipo suministrado, con identificación de todos sus componentes, módulos con sus correspondientes Tag’s con que fueron asignados. Los dibujos como típicos no son aceptados.

13.4 Los dibujos eléctricos deben ser aprobados por PEMEX Petroquímica y deben mostrar todas las distribuciones internas y externas de alimentación de energía eléctrica.

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

13.6 Documentos donde estén las medidas, peso, consumo de energía y calor disipado por los equipos operación.

13.7 Documentación de gráficos dinámicos, reportes, configuración pruebas FAT, SAT, y documentos de certificación.




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ANEXO 2 ~ 62 ~

13.8 El Proveedor debe entregar por lo menos 3 juegos de la información arriba mencionada, en forma impresa y electrónica.

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

Descripción del document Preliminares Finales

C F Días C F Días

Dibujos certificados 3 10 5 1 10

Hojas de datos complementadas 3 10 5 10

Lista de partes de repuesto para 2 años 3 10 5 1 10

Manual de instalación, operación y mantenimiento 5 1 10

Información técnica y catálogos 5 10

Procedimiento de pruebas 5 10

Certificado de calibración 5 10

Carta de garantía 5 10

Certificado de Calidad 5 10

a. Indica copias en papel. b. Indica copias informáticas en disquete ó CD-ROM. c. Días. Indica el plazo en días hábiles para la entrega de la documentación, en el caso de la

información preliminar es a partir de la fecha de la orden de compra y para los finales a partir de la aprobación de los preliminares.

Requerimientos de documentación aplicables a PLC’s e interfaces de operación. El proveedor deberá entregar 3 copias de la documentación solicitada, dentro del plazo de ejecución del contrato correspondiente, ya que copia de dicha información sera entregada a diferentes areas del Complejo Petroquímico Cangrejera. El proveedor deberá entregar los dibujos certificados conforme a lo indicado en dicho punto, dentro del plazo de entrega de los bienes. El proveedor deberá entregar las hojas de datos complementadas conforme a lo indicado en dicho punto, dentro del plazo de entrega de los bienes. 13.10 La siguiente documentación es la mínima requerida y debe ser desarrollada durante las fases de

configuración, pruebas y puesta en marcha del sistema instrumentado de seguridad (SIS), las correcciones hechas durante las pruebas FAT y SAT deben ser incluidas para conformar el libro de proyecto, cuyo contenido se desglosa a continuación: Antes de iniciar la instalación.

a. Se debe entregar un mínimo de cinco juegos de la documentación que se describe a continuación, a

más tardar 30 días antes de iniciar la instalación del Sistemas Instrumentados de Seguridad

b. Especificaciones finales del Sistema Instrumentado de Seguridad.

c. Manuales de instalación de los equipos.




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ANEXO 2 ~ 63 ~

d. Planos de distribución general del Sistema Instrumentado de Seguridad que indiquen claramente la ubicación de todas y cada una de las partes que lo constituyen. En dichos planos, los números de identificación de cada equipo deben concordar con los que aparecen físicamente en sus placas de identificación.

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

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

Antes de concluir y durante la conclusión de la instalación.

a. Se debe entregar un mínimo de seis juegos de manuales de fabricantes con descripción de la documentación en español (preferentemente simple, si están en inglés), en 15 días calendario dentro del plazo de entrega del Sistema Instrumentado de Seguridad. Se debe proporcionar por lo menos, pero no estar limitado en forma y cantidad, la siguiente documentación:

b. Especificaciones finales del sistema sistema instrumentado de seguridad.

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

d. Manuales de componentes físicos (hardware) que componen el Sistemas Instrumentados de Seguridad.

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

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

g. Planos detallados del cableado y conexiones internas de los equipos y dispositivos que conformen el Sistema Instrumentado de Seguridad, incluyendo los diagramas eléctricos que muestren claramente las interconexiones hechas para el montaje y pruebas del sistema.

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

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

j. Actualización del plano en donde se refleje la arquitectura del sistema suministrado.

k. Documentación de gráficos dinámicos, reportes, configuración, reportes de las pruebas FAT, reportes de las pruebas SAT, y documentos de certificación.




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ANEXO 2 ~ 64 ~

l. Todos los diagramas, planos, dibujos y listados de la documentación deben ser elaborados usando el software que indique el Complejo Petroquímico la Cangrejera.

PARA EL PES:

13.11 La siguiente documentación es la mínima requerida y debe ser desarrollada durante las fases de

configuración, pruebas y puesta en marcha del sistema instrumentado de seguridad, las correcciones hechas durante las pruebas FAT y SAT deben ser incluidas para conformar el libro de proyecto, cuyo contenido se desglosa a continuación: Antes de iniciar la instalación.

a. Se debe entregar un mínimo de tres juegos de la documentación que se describe a continuación, a

más tardar 30 días antes de iniciar la instalación del Sistema Instrumentado de Seguridad.


c. Manuales de instalación de los equipos.

d. Planos de distribución general del Sistema Instrumentado de Seguridad que indiquen claramente la ubicación de todas y cada una de las partes que lo constituyen. En dichos planos, los números de identificación de cada equipo deben concordar con los que aparecen físicamente en sus placas de identificación.

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

f. Diagramas electrónicos al nivel de bloques y componentes (manual de fabricante), de cada

módulo(s) y tarjeta(s) electrónica(s) de los equipos que integran el sistema. Los diagramas deben incluir relación de componentes.

Antes de concluir y durante la conclusión de la instalación.

a. Se debe entregar un mínimo de tres juegos de manuales con descripción de la documentación en

español (preferentemente) o en inglés, excepto la indicada con * (asterisco), la cual debe ser necesariamente en español, en 15 días calendario después de poner en operación el Sistema Instrumentados de Seguridad.


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

d. Manuales de componentes físicos (hardware) que componen el Sistema Instrumentado de Seguridad.

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

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




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ANEXO 2 ~ 65 ~

g. Planos detallados del cableado y conexiones internas de los equipos y dispositivos que conformen el

Sistema Instrumentado de Seguridad, incluyendo los diagramas eléctricos que muestren claramente las interconexiones hechas para el montaje y pruebas del sistema.

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

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

j. Actualización del plano CPC-ETL-CR-P-501 en donde se refleje la arquitectura del sistema suministrado.

k. Documentación de gráficos dinámicos, reportes, configuración, reportes de las pruebas FAT, reportes de las pruebas SAT, y documentos de certificación.

l. El Proveedor debe entregar por lo menos 3 juegos de la información arriba mencionada, en forma impresa y electrónica.

m. Todos los diagramas, planos, dibujos y listados de la documentación deben ser elaborados usando el software que indique el Complejo Petroquímico la Cangrejera.

PARA LAS VÁLVULAS ON-OFF:

a. El fabricante a través del Proveedor deberá entregar al personal asignado del Complejo Petroquímico Cangrejera todos los documentos e informes que se generen como parte de los resultados obtenidos en las pruebas realizadas a las válvulas de emergencia (ON/OFF), estos documentos incluyen los informes de calibración de cada válvula de emergencia (ON/OFF).

b. El fabricante a través del Proveedor deberá entregar al personal asignado de Pemex Petroquímica como parte de la información, los manuales de instalación, operación y mantenimiento de cada una de las válvulas de emergencia (ON/OFF).

c. Diez días posteriores a la colocación de la orden de compra, el fabricante deberá proporcionar al Proveedor toda la información necesaria para la correcta instalación y óptimo funcionamiento de las válvulas de emergencia (ON/OFF) (diagramas de dimensiones, accesorios, procedimientos de instalación, procedimientos de operación, etc.).

d. El fabricante deberá especificar el modelo de las válvulas de emergencia (ON/OFF) ofertadas (incluyendo todos los sufijos).

e. El licitante deberá incluir dentro de su oferta técnica, toda aquella información que sirva de respaldo para comprobar que la válvula de emergencia (ON/OFF) ofertada cumple con todos los requerimientos especificados en este documento (catálogos, certificados de pruebas, curvas de desempeño y/o cualquier otro documento que juzgue necesario).

f. El fabricante a través del Proveedor deberá entregar al personal asignado de Pemex Petroquímica carta garantía de refaccionamiento en el mercado por 10 años.




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Documento ANEXO 2

Fecha 20/Jun/2012

ANEXO 2 ~ 66 ~

g. El fabricante a través del Proveedor deberá entregar al personal asignado de Pemex Petroquímica carta garantía de servicio post-venta directa del fabricante ó de su representante en México.

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

i. No se aceptan entregas parciales de válvulas de emergencia (ON/OFF).

13.12. El licitante describirá en su propuesta los componentes del bien y equipos a suministrar, así como los trabajos a ejecutar para la instalación a nivel de detalle.

13.13. En la entrega de los equipos, el proveedor deberá de adjuntar un listado con la siguiente

información: descripción, número de serie, modelo, año de fabricación e indicar que no se ofertan equipos obsoletos.

13.14. El licitante deberán presentar como parte de su propuesta un documento en el que manifieste bajo

protesta de decir verdad que los precios que se presentan en su propuesta económica no se cotizan en condiciones de prácticas desleales de comercio internacional en su modalidad de discriminación de precios o subsidios, y se encuentran en condiciones de mercado vigentes en el momento; dicho documento deberá presentarse en original firmado autógrafamente por persona facultada para ello (representante legal del licitante). En caso de propuestas conjuntas se deberá presentar individualmente por cada uno de los integrantes de dicha propuesta. El no presentar dicho documento será motivo de desechar dicha propuesta.

14 Códigos y estándares

Es deber y responsabilidad del licitante aplicar los requerimientos de las referencias y de las normas que a continuación se indican.

IEC 61508 Funcional Safety of electrical/electronic/programmable electronic safety related systems

IEC 61511 Framework, definitions, system, hardware and software requirements

API 6D Petroleum and natural gas industries / Pipeline transportation systems /Pipeline valves

API RP540 Electrical Installations in Petroleum Processing Plants.

API RP 550 Manual on Installation of Refinery Instruments and Control Systems.

API MPMS14.3 Manual of Petroleum Measurement Standards, Chapter 14, Section 3, “Orifice Metering of Natural Gas and Other Related Hydrocarbon Fluids” (AGA Report No. 3, ANSI/API 2530).

API Std. 2530 Manual of Petroleum Measurement Standards, Chapter 14 – Natural Gas Fluids Measurement, Section 3, Orifice Metering of Natural Gas and Other Related Hydrocarbon Fluids.

API 607 Specification for Testing of Valves- Fire Type Testing Requierement

ANSI B16.36 Orifice Flanges.

ANSI C62.41 American National Standards Institute

ANSI/IEEE 446 Recommended Practice for emergency and stand by power systems for




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Documento ANEXO 2

Fecha 20/Jun/2012

ANEXO 2 ~ 67 ~

industrial and commercial applications

ANSI/IEEE 944 Recommended Practice for the application and testing of uninterruptible power supplies for power generating system

IEEE 1106 Practice for maintenance, testing, and replacement of nickel cadmium storage batteries for generating stations and sub stations.

IEEE 519 Recommended practice and requirements for harmonics control in electric power system

IEEE 446 Institute of Electrical and Electronic Engineers (Instituto de Ingenieros Eléctricos y Eléctronicos).

ISA S5.1 Instrument Symbols and Identification.

ISA RP12.1 Electrical Instruments in Hazardous Athmospheres.

ISA S12.10 Area Classification in Hazardous Athmospheres.

ISA S20 Specification Forms for Process Measurement and Control Instruments Primary Elements and Control Valves.

ISA S75.01 Flow Equations for Sizing Control Valves.

ISA RP75.17 Control Valve Aerodynamic Noise Predicition.

ISA RP12.1 Electrical Instruments in Hazardous Athmospheres.

ISA S12.10 Area Classification in Hazardous Athmospheres.

ANSI B31.3 Chemical Plant and Petroleum Refinery Piping.

ANSI B16.5 Pipe Flanges and Flanges Fittings.

ANSI / ISA 12.00.01 (IEC 60079-0 Mod)

1999 Electrical Apparatus

ANSI / ISA-12.02.01 (IEC 60079-11 Mod)

2002 Electrical Apparatus

ANSI/ISA S.84-2004 International society for measurement & control (ISA), Standards and practices committee No. 84 application of safety. Instrumented system for process industries

ANSI/ISA RP12.06.01 Installation of Intrinsically Safe Systems for Hazardous (Classified) Locations, for guidance on the installation of intrinsically safe apparatus and systems

ASME B16.5 Pipe Flanges and Flanged Fittings.

ASME B16.10 Face to Face and End to End Dimensions Valves.

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

ASME/ANSI B46.1 Surface Texture (Surface Roughness, Waviness and Lay).

NESC National Electrical Safety Code (Código Nacional de Seguridad Eléctrica).

NFPA 70 National Electrical Codes.

NFPA 72 National Fire Alarm Code

NFPA 79 Electrical Standards for Industrial Machinery.

NFPA 110 Standard for emergency and stand by power system.

NFPA 111 Standard on stored electrical energy emergency and standby power systems

NFPA 85.01 National fire protection association part 85.01, standard for the prevention of furnace explosions/implosions in single burner boilers

NFPA 85.02 National fire protection association part 85.01, standard for the prevention of furnace explosions/implosions in multiple single burner boilers

BS EN ISO 9001 Quality systems

ISO 5208 Industrial valves / Pressure testing of valves.

ISO 10497 Testing of valves – Fire Type – Testing Requirements.

ISO 14313 Petroleum and natural gas industries – pipeline transportation systems

IEE WIRING IEE 16th edition wiring regulations

NRF-045-PEMEX-2010 Seguridad funcional sistemas instrumentados de seguridad para los procesos del sector industrial




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ANEXO 2 ~ 68 ~

NFR-046-PEMEX-2003 Protocolos de comunicación en sistemas digitales de monitoreo y control

NRF-048-PEMEX Diseño de instalaciones eléctricas en plantas industriales

NRF-091-PEMEX- Sistemas eléctricos de emergencia

NRF-162-PEMEX-2011 Placas de orificio concéntricas

FM Factory mutual

UL Underwriters laboratories, Inc.

NEMA National electric manufacturer’s association

ICS 6 Industrial Control and Systems Enclosures.

DIN Deutsche institut fuer normung

TÜV Technischer Überwachungs Verein

NOM-001-SEDE Instalaciones Eléctricas (utilización).

NOM-008-SCFI Sistema general de unidades de medida.

CCNNIE Comité Consultivo Nacional de Normalización de instalaciones Eléctricas

GNT-SSNP-E002- Sistema de fuerza interrumpible de tecnología ferrorresonante

GNT-SSIME-E003- Sistema de fuerza interrumpible de tecnología modulación de ancho de pulso (PWM)

GNT-SSNP-E030 Centro de control de motores en 480 V (42 kA max.) y 220 V (22 kA)

1.030.01 Guía para la elaboración de planos y formatos para documentos diversos.

2.227.03 Pruebas de aislamiento en campo en equipo eléctrico.

3.251.02 Instalaciones de Subestaciones

15 SERVICIOS DE CAPACITACIÓN Y VALIDACIÓN.

15.1 Capacitación: El Proveedor deberá incluir en su propuesta los cursos de capacitación debidamente documentados considerando el costo total de los cursos aquí solicitados. No se aceptaran cargos adicionales a la propuesta original. El Proveedor, previo al momento de efectuar la capacitación deberá acreditar que el instructor está avalado por el fabricante del PES, mediante constancia. El Proveedor deberá proporcionar el equipo, manuales en español, material, disponibilidad de herramienta y medios necesarios para impartir los cursos en sus instalaciones o en instalaciones de Pemex Petroquímica de acuerdo a lo indicado mas adelante. Cada capacitando deberá recibir un paquete completo de todo el material a utilizar en los cursos, así mismo el Proveedor deberá proporcionar durante el curso un equipo por capacitando en el cual realizará la practica de cada curso.

15.2 El licitante deberá considerar en los temarios de los cursos el proporcionar los elementos necesarios para

permitir que el personal operativo, técnico y de ingeniería de Pemex Petroquímica obtenga las habilidades y conocimientos necesarios respecto a los sistemas suministrados y poder realizar la operación, configuración y mantenimiento de los mismos. Por lo que el Proveedor deberá considerar impartir mínimo los siguientes cursos:

a) 02 (dos) Cursos de configuración y programación. b) 04 (cuatro) Cursos de operación. c) 03 (tres) Cursos de mantenimiento.




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ANEXO 2 ~ 69 ~

15.3 Curso de configuración y programación

a) Debe considerarse un temario que garantice la transferencia de conocimientos en la programación y configuración del sistema al capacitando, para lo cuál deberá de someterlo a consideración de Pemex Petroquímica con una semana de anticipación a la fecha de inicio de los cursos como mínimo.

b) El alcance de este curso es con la finalidad de que el capacitando adquiera las habilidades y conocimientos

requeridos para la configuración y programación de los controladores lógicos y las estaciones de operación, aplicar los procedimientos establecidos por el proveedor, y aplicarlos en las pruebas fat, pruebas SAT (OSAT) y pruebas funcionales de los sistemas suministrados.

c) Se debe proporcionar toda la capacitación con un 40% de teoría y un 60% de práctica referente a la

configuración y programación de la estación de operación y del PES (PLC) para el Sistema Instrumentado de Seguridad en idioma español, utilizando equipos similares a los suministrados.

d) La cantidad de personas por este curso será de 8.

e) Los cursos deben ser impartidos en sesiones en idioma español por instructores con experiencia mínima de

2 años comprobables y reconocidos como empleados por el fabricante del PES (PLC) a suministrar mediante carta de acreditación para este tipo de sistemas.

f) Se debe proporcionar el equipo electrónico individual, manuales en español un set de manuales por cada

participante, material de apoyo individual, disponibilidad de herramienta y medios necesarios para impartir los cursos.

g) Pemex Petroquímica se reserva el derecho de incluir ó eliminar temas de acuerdo a sus necesidades, para

lo cuál se debe someter el temario a consideración de Pemex petroquímica con una semana de anticipación a la fecha de inicio de los cursos como mínimo. Se debe considerar impartir como mínimo los siguientes temas y actividades:

h) El temario debe considerar: comprensión total de cada instrucción y/o bloques lógicos empleados para

desarrollar la estrategia de control del sistema instrumentado de seguridad, archivos generados, empleo del software de programación, arquitectura del sistema instrumentado de seguridad, direccionamientos físicos y de software, enlaces de software, asignación y configuración de entradas digitales y analógicas, creación de bases de datos, enlaces de datos, configuración de reportes, conversión a unidades de ingeniería, configuración de salidas a campo, bases de datos.

i) Elaboración de graficos dinámicos, tendencias, jerarquización de grupos de alarmas, reportes por

excepción, base de datos, mensajes al operador, se debe también incluir un temario para la configuración de la red Ethernet, rutinas, introducción y navegación en el software a nivel de administrador (HMI), configuración de servidores y red redundante, migraciones, depuraciones, respaldos.

j) El curso de configuración y programación, con duración de 40 horas, en sesiones de 8 horas diarias, por 5

días habiles consecutivos habiles, en horario de 8 a 16 horas. el curso deberán desarrollarse en el interior de las instalaciones del Complejo Petroquímico Cangrejera.

15.4 Cursos de operación

a) Este curso se impartirá en sitio antes del arranque y utilizando equipos cargados con la configuración final

con la que operarán los sistemas.




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ANEXO 2 ~ 70 ~

b) Este curso debe capacitar al personal y familiarizarlos con el manejo operativo de los sistemas para su arranque y paro, interpretación de variables y reconocimiento de alarmas por medio de las estaciones de operación y paneles de visualización remotos.

c) Deben realizarse al menos dos sesiones de práctica en sitio con los equipos suministrados e instalados con

la configuración final. d) Este curso tiene la finalidad de que el capacitando adquiera las habilidades y conocimientos requeridos,

para aplicar los procedimientos para la operación del horno de pirolisis y reconocer las alarmas que se generen.

e) Se debe proporcionar toda la capacitación con un 15% de teoría y un 85% de práctica referente a la

operación de la estación de operación para los sistemas instrumentados de seguridad en idioma español, utilizando los mismos equipos del proyecto ó su idéntico.

f) La cantidad de personas por este curso será de 6. g) Este curso se impartirán en sitio antes del arranque y utilizando equipos cargados con la configuración final

con la que operarán los sistemas.

h) El curso deben ser impartidos en sesiones en idioma español por instructores con experiencia mínima de 2 años comprobable y reconocidos como empleados por el fabricante del PES (PLC) a suministrar mediante carta de acreditación para este tipo de sistemas instrumentados de seguridad.

i) Se debe proporcionar el equipo electrónico individual, manuales en español un set de manuales por cada participante, material de apoyo individual, disponibilidad de herramienta y medios necesarios para impartir los cursos.

j) Se debe considerar un temario del curso que garantice la transferencia de conocimientos en la operación del sistema al capacitando y poder así realizar la operación de los mismos. Pemex petroquímica se reserva el derecho de incluir ó eliminar temas de acuerdo a sus necesidades, para lo cuál se debe someter el temario a consideración de Pemex Petroquímica con una semana de anticipación a la fecha de inicio de los cursos como mínimo. se debe considerar impartir como mínimo los siguientes temas y actividades:

k) Estos cursos deben capacitar al personal y familiarizarlos con el manejo operativo de los sistemas para su arranque y paro, interpretación de gráficos dinámicos, cambios de páginas de pantallas; cambios automático/manual; cambios de punto de ajuste; cambios en señales de alarmas; reconocimiento de alarmas; procedimientos por paro seguro por actuación del sistema instrumentado de seguridad; manejo por disparos en falso; reinicialización del sistema; control de contingencia; selección y activación de botones de software, log-in y log-out personal de operación, impresión de reportes, interpretación de variables y reconocimiento de alarmas por medio de las estaciones de operación y paneles de visualización remotos. aplicación de la lógica del Sistema Instrumentado de Seguridad (causa-efecto); cómo se llevan a cabo las funciones del Sistema Instrumentado de Seguridad (puntos de disparo y las acciones que toma el sistema instrumentado de seguridad al verse rebasados dichos puntos de disparo); los riesgos contra los cuales protege el sistema instrumentado de seguridad; la operación y consecuencias en la operación de todos los desvíos (bypass) y bajo que circunstancias específicas deben ser aplicados dichos desvíos; la operación de cualquier disparo manual y cuando específicamente deben realizarse dichos disparos; el comportamiento del sistema instrumentado de seguridad y acciones a tomar durante la activación de cualquier alarma; la capacidad de programación o configuración del Sistema Instrumentado de Seguridad. comprensión de los requerimientos operacionales del sistema tanto desde la perspectiva del(os) operador(es) como desde la perspectiva del(os) ingeniero(s) a cargo del Horno de Pirolisis; descripción general para conocimiento y mejor entendimiento de los estándares y normas existentes a la fecha referidos al uso de sistemas de seguridad funcional, incluyendo la norma NRF-PEMEX-045-2010; manejo operativo del Sistema




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Documento ANEXO 2

Fecha 20/Jun/2012

ANEXO 2 ~ 71 ~

Instrumentado de Seguridad para su arranque y paro, interpretación de variables y reconocimiento de alarmas por medio de las estaciones de operación y paneles de visualización remotos.

l) La duración del curso debe ser de 24 horas en sesiones de ocho horas diarias en tres días habiles continuos en horario de 8 a 16 horas, el curso deberán desarrollarse en el interior de las instalaciones del Complejo Petroquímico Cangrejera.

15.5 Cursos de mantenimiento

a) Se debe proporcionar toda la capacitación con un 40% de teoría y un 60% de práctica referente al mantenimiento de la estación de operación y del PES (PLC) para el Sistema Instrumentado de Seguridad en idioma español, utilizando equipos similares a los suministrados.

b) La cantidad de personas por este curso será de 8.

c) El curso deben ser impartidos en sesiones en idioma español por instructores con experiencia mínima de 2 años comprobables y reconocidos como empleados por el fabricante del PES (PLC) a suministrar mediante carta de acreditación para este tipo de sistemas.

d) Se debe proporcionar el equipo electrónico individual, manuales en español un set de manuales por cada participante, material de apoyo individual, disponibilidad de herramienta y medios necesarios para impartir los cursos.

e) Se debe considerar un temario del curso que garantice la transferencia de conocimientos en el mantenimiento del sistema suministrado al capacitando y poder así realizar el mantenimiento, la correcta identificación de alarmas y diagnósticos del sistema, capacitando al alumno para tomar a tiempo las acciones preventivas y correctivas para la solución eficaz de posibles problemas que pudiera presentar el sistema.

f) PEMEX Petroquímica se reserva el derecho de incluir ó eliminar temas de acuerdo a sus necesidades, para lo cuál se debe someter el temario a consideración de pemex petroquímica con una semana de anticipación a la fecha de inicio de los cursos como mínimo. Se debe considerar impartir como mínimo los siguientes temas y actividades:

g) El curso de mantenimiento será de 40 horas, divido en 20 horas para el mantenimiento de los controladores lógicos, y 20 horas para el mantenimiento de las interfases con el operador.

h) El curso deberán desarrollarse en el interior de las instalaciones del Complejo Petroquímico Cangrejera.

i) Mantenimiento de los controladores lógicos, duración total del curso 20 horas, en dos sesiones de ocho horas diarias, de 8 a 16 horas, y una sesión de 4 horas de 8 a 12 horas, durante tres días habiles consecutivos. los días del curso serán de lunes a miércoles. el temario debe considerar:

j) Reemplazo en caliente de los módulos, carga de archivos de configuración, respaldo de la configuración en línea, cambios en línea, acceso a niveles de seguridad, interpretación de los diagnósticos.

k) Mantenimiento de las interfases con el operador, duración total del curso 20 horas, en una sesión de 4 horas de 12 a 16 horas, y dos sesiones de 8 horas diarias de 8 a 16 hrs. durante tres días habiles consecutivos. Los días del curso serán de miércoles a viernes, el temario debe considerar:

l) Parte teórico-práctico: proporcionar al personal, la capacidad y habilidad de reconocer los diferentes tipos de fallas de hardware y software, que se pueden tener en el sistema, utilizando los diferentes niveles de




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Documento ANEXO 2

Fecha 20/Jun/2012

ANEXO 2 ~ 72 ~

autodiagnóstico y los procedimientos de mantenimiento establecidos por el proveedor mediante el uso la estación de ingeniería.

m) La correcta identificación de alarmas y diagnósticos del sistema, capacitando al alumno para tomar a tiempo las acciones preventivas y correctivas para la solución eficaz de posibles problemas que pudiera presentar el sistema.

n) Parte teórica: arquitectura del sistema ofertado; filosofía de operación; identificación de componentes (conectores, controladores, fuentes de alimentación, periféricos, buses principal y de campo); funciones de cada uno de los controladores; definición de los diferentes paquetes de software y/o firmware cotizados, ubicación del módulo donde están instalados y la interrelación entre ellos; paquetes para diagnóstico de fallas y desplegados de autodiagnóstico; interpretación de fallas y diagnósticos; procedimiento de mantenimiento preventivo del sistema; procedimiento de mantenimiento correctivo del sistema.

o) Criterio y técnicas de reemplazo de partes; pruebas de diagnóstico del sistema instrumentado de seguridad;

listado de refaccionamiento del sistema (por equipo).

p) Parte práctica: corrección de fallas e interpretación de autodiagnóstico; mantenimiento preventivo del sistema; mantenimiento correctivo del sistema; calibración de instrumentos.

q) Reemplazo de partes; instalación y operación del software de control, supervisión y alarmas; arranque y puesta en servicio del sistema.

Procedimientos de operación y mantenimiento. Los procedimientos operativos y de mantenimiento del sis deben ser desarrollados por el proveedor, entregados para revisión y aprobación del complejo petroquímico cangrejera, añadir los comentarios que se indiquen durante la ejecución del proyecto e integrarlos a la documentación final de “como quedó construido el sistema” tomando en cuenta los requerimientos citados a fin de asegurar que el sis realizará sus funciones de acuerdo con las especificaciones de diseño descritas en la norma NRF-045-PEMEX-2010 “seguridad funcional - Sistemas Instrumentados de Seguridad - para los procesos del sector industrial”. Dichos procedimientos deben ser los siguientes, (los cuales deben incluirse en los cursos de capacitación):

1. Procedimientos de acciones rutinarias necesarias para mantener la seguridad funcional requerida del Sistema Instrumentado de Seguridad (SIS).

2. Procedimientos de cómo llevará el Sistema Instrumentado de Seguridad (SIS) al proceso a un estado seguro.

3. Procedimientos del uso correcto de desvíos operativos o de mantenimiento (bypass), permisivos, restablecimientos del sistema, entre otros, a fin de prevenir estados inseguros o reducir las consecuencias de un evento peligroso.

4. Procedimientos de respuestas a alarmas del Sistema Instrumentado de Seguridad (SIS).

5. Procedimientos de mantenimiento que deben seguirse cuando ocurren fallas en el Sistema Instrumentado de Seguridad (SIS).

6. Procedimientos para seguir el desempeño del mantenimiento.

7. Procedimientos para seguir la activación y fallas del Sistema Instrumentado de Seguridad (SIS).




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Fecha 20/Jun/2012

ANEXO 2 ~ 73 ~

Plan de mantenimiento. El proveedor debe establecer y entregar los programas de mantenimiento, en lo cuales se detalle de manera explícita los procedimientos de mantenimiento, pruebas y reparación del sistema instrumentado de seguridad (SIS) a fin de mantener el nivel de integridad de seguridad diseñado. El programa de mantenimiento debe diseñarse de tal forma que permita revelar lo que el Sistema Instrumentado de Seguridad (SIS) no detecte automáticamente. Se aclara que los programas y procedimientos de mantenimiento, pruebas y reparación del SIS deberán ser entregados por el licitante ganador al previo a la finalización del contrato correspondiente. La confiabilidad global del sistema debe considerar la no-disponibilidad durante las pruebas así como los tiempos medios de reparación. El plan de mantenimiento del sistema instrumentado de seguridad (SIS) debe incluir:

A) programas periódicos de pruebas funcionales del Sistema Instrumentado de Seguridad (SIS). B) inspecciones regulares a los equipos de campo para detectar cualquier deterioro visible. C) programas periódicos de mantenimiento preventivo a los sistemas que lo requieran. D) reparación de fallas detectadas. Una vez terminadas las reparaciones se deben realizar las pruebas

apropiadas. 15.6 Validación del SIS Validacion del sistema instrumentado de seguridad (SIS).- Conforme a lo indicado en el numeral 8.1.1.6.1.1 descrito en la norma NRF-045-PEMEX-2010 “seguridad Funcional - Sistemas Instrumentados de Seguridad - para los procesos del sector industrial”. El responsable de proveer este servicio, debe desarrollar un plan para la validación de la instalación y de la funcionalidad del sistema, de acuerdo a las especificaciones de requerimientos de seguridad (SRS) desarrolladas.

Como primera actividad debe revisar la instalación y configuración de los equipos componentes, para asegurar su conformidad con las especificaciones funcionales y requerimientos de seguridad. Esta revisión debe incluir una verificación general de la instalación de la instrumentación de campo, revisión de la instalación y configuración del PLC de seguridad. Y su interacción con el sistema básico de control de procesos. Derivado de esta revisión, debe entregar un informe en donde se indique en caso de existir no conformidades detectadas con respecto a las especificaciones funcionales de seguridad, las acciones que debe atender el proveedor para garantizar al final de las pruebas el cumplimiento con los requerimientos de seguridad solicitados para el sistema completo.

Despues de la instalación del sistema en cada sección de la planta, pero antes de su arranque, el validador debe asistir en los trabajos de planificación y ejecución de las pruebas de pre-arranque del Sistema Instrumentado de Seguridad (SIS). Indicando al proveedor la manera de emitir la documentación necesaria de acuerdo a las normativas vigentes (IEC 61511). Asimismo durante la ejecución de los trabajos, debe interpretar, revisar y de ser necesario modificar los planes de prueba, de acuerdo a los requerimientos de la normatividad.

Luego de verificar la instalación con respecto a las especificaciones funcionales, debe asistir al proveedor en la ejecución de las pruebas de pre-arranque del Sistema Instrumentado de Seguridad (SIS), emitiendo un informe de revisión del diseño del sistema instrumentado de seguridad (SIS) en sitio y resultado de las pruebas de pre-arranque.

Validación del Sistema Instrumentado de Seguridad (SIS), emitiendo el reporte final de validación del sistema instalado de acuerdo a las normativas vigentes e indicando el cumplimiento con los requerimientos de seguridad.




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ANEXO 2 ~ 74 ~

Los resultados de cada actividad desarrollada deben ser documentados de acuerdo a las normas iec 61511, en un informe de validación, luego de finalizadas las pruebas. Este informe incluirá todas las listas de verificación ejecutadas, así como los resultados obtenidos y las modificaciones ejecutadas en sitio para ajustar el diseño a los requerimientos funcionales. 15.7 Inspección radiográfica El proveedor previamente a la aplicación de las soldaduras entregará a la administración del contrato los procedimientos de soldadura conforme al tipo de material propuesto en la documentación d iongeniería, asi como las calificaciones vigentes de los soldadores, mismos que deberán estar aprobados por alguna institución certificadora para tal fin o por un inspector de la AWS (american welding society). Al menos el 10% de las soldaduras ejecutadas por un soldador deben ser radiografiadas; además, si en cada grupo de soldaduras existen menos de 10 soldaduras, el proveedor deberá radiografiar por lo menos una. La colaboración de la empresa radiográfica se requiere durante la instalación del alcance del suministro de la especialidad mecánico-tuberías, para lo cual se deberá considerar el Anexo 5 para la ejecución de los trabajos y utilización de los recursos necesarios indicados en el Anexo 1 para esta especialidad. 16 Pruebas El proveedor debe realizar las pruebas FAT y pruebas osat de los equipos y componentes del sis suministrado en concordancia con lo indicado en el numeral 8.9 descrito en la norma NRF-045-PEMEX-2010 “Seguridad Funcional - Sistemas Instrumentados de Seguridad - para los procesos del sector industrial”. Corresponderá a la empresa subcontratada validar estas pruebas conforme a lo indicado en el numeral 8.11 validación de seguridad del SIS. 1. Pruebas FAT

El proveedor debe desarrollar un protocolo de pruebas FAT, de acuerdo a norma NRF-045-PEMEX-2010 numeral 8.9 en el cual se establezcan de forma clara el tipo y cantidad de pruebas que se realizarán en el sistema con el objeto de comprobar su correcto ensamble y configuración. Debe entregar los protocolos de prueba con un mes de anticipacion a la realización de la misma para su aprobación y/o comentarios por parte del Complejo Petroquímico Cangrejera. Incluye proporcionar relación de todos los componentes del SIS que sean instalados indicando marca, modelo y número de serie. El proveedor debe facilitar la asistencia del personal del complejo petroquímico cangrejera o Pemex Petroquímica a estas pruebas. Pruebas FAT (Factory Acceptance Test)

a) Después de finalizar el ensamble total en fábrica, todo el sistema de hardware debe ser inspeccionado,

probado y comprobada su total funcionalidad por el Proveedor, fabricante y personal de Pemex Petroquímica.

b) El sistema total debe operar continuamente bajo carga sin falla alguna por un periodo mínimo de 72 horas antes de proceder a su embarque.

c) El Proveedor debe remitir una especificación (protocolos) FAT para revisión del personal de Pemex Petroquímica y debe de ser aprobada por lo menos 4 semanas antes de las pruebas FAT.




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Documento ANEXO 2

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ANEXO 2 ~ 75 ~

d) El Proveedor debe de asegurarse de que se provean tiempos adecuados, espacios, materiales, simuladores y facilidad de asistencia técnica para permitir la inspección y prueba.

e) La prueba de aceptación en fábrica consiste de una verificación funcional del sistema incluyendo hardware y software. Después de cargar el programa, todas las entradas y salidas deben ser simuladas para verificar la apropiada operación del controlador, funciones lógicas, comunicación y funciones de diagnósticos.

f) Las pruebas de aceptación en fábrica pueden ser apoyadas en dispositivos de simulación (tableros de pruebas, etc.), sólo para la parte de los dispositivos de campo que por su estado actual no es posible integrar (sensores, transmisores, interruptores, válvulas). Para el caso de los demás elementos del SIS tales como HMI, PES’s, UPS, estaciones de ingeniería, software de programación y configuración, Equipos de Campo, etc., es requerido que dichas pruebas sean llevadas a cabo de manera real.

g) Una de las verificaciones de esta prueba es para que no resultase un daño a partir de su embarque, desembarque y su instalación del equipo suministrado en su sitio de trabajo, y que todos los cables, conectores, módulos y partes estén físicamente para su correcta funcionalidad. Se debe hacer una lista de verificación con fecha y nombre de los participantes, esta lista se debe entregar como parte de los entregables a Pemex Petroquímica.

h) Es responsabilidad del Proveedor el llevar a cabo las pruebas en fábrica en forma individual de todos los equipos, componentes, accesorios y programas (software) suministrados para este proyecto. Estas pruebas deben ser llevadas a cabo de acuerdo con los procedimientos y estándares que apliquen. Se debe cumplir con todo lo indicado en el punto número 8.7 de la norma de referencia NRF-045-PEMEX-2010 rev. 0.

2. Pruebas OSAT

El proveedor debe desarrollar un protocolo de pruebas osat, de acuerdo a norma NRF-045-PEMEX-2010 numeral 8.10 en el cual establezca de forma clara el tipo y cantidad de pruebas que se realizarán al sistema y a cada lazo de control e inclusive al servidor y equipos de cómputo incluyendo para estos, al menos revisión de hardware, arreglos de discos duros, fuentes, ventiladores, Hot Zap, Hot Plus, etc. Estas pruebas serán verificadas por personal de mantenimiento y operación de la planta. El proveedor debe entregar los protocolos de prueba con un mes de anticipacion a la realización de la misma para su aprobación y comentarios por parte del Complejo Petroquímico Cangrejera. Pruebas SAT (Site Acceptance Test)

a) El Proveedor debe dirigir una prueba de los equipos, tan pronto como éste sea instalado en el sitio de

trabajo para su configuración final. Esta prueba debe ser una abreviación de la prueba FAT que permita solamente verificar el estado integral de los equipos.

b) No se permite conectar señales provenientes del campo, solamente las señales necesarias propias e internas del sistema para su total funcionalidad. Solo se permiten una cantidad de simulaciones que deben ser aprobadas por el Complejo Petroquímico Cangrejera.

c) El objeto de esta prueba es para verificar que no resultase un daño a partir de su embarque, desembarque y su instalación en su sitio de trabajo, y que todos los cables, conectores, módulos y partes estén físicamente para su correcta funcionalidad.

d) El Proveedor debe asignar personal competente, para aprobar la instalación y supervisión en la puesta en marcha del equipo y así proseguir con el total de la prueba.




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Documento ANEXO 2

Fecha 20/Jun/2012

ANEXO 2 ~ 76 ~

e) Todos los resultados de estas pruebas deberán ser documentados por el Proveedor y estarán sujetos a la

aprobación de Pemex Petroquímica.

f) Las pruebas de aceptación en sitio deben de incluir como mínimo, la inspección visual, revisión de los componentes, pruebas de hardware y software, pruebas de funcionalidad y protección, cumpliendo con los puntos 8.9 de la norma de referencia NRF-045-PEMEX-2010, rev. 0 y la aceptación final estará de acuerdo al punto 8.1.1.3 de esa misma norma de referencia.

3. Pruebas de campo de los equipos de cómputo:

Las pruebas de campo descritas a continuación deben ser realizadas por el Complejo Petroquímico Cangrejera a los equipos suministrados, durante la instalación para comprobar que el rendimiento de estos equipos es aceptable bajo pruebas estándar reconocidas por la industria y que se precisan en el presente documento. Si los equipos suministrados no cumplen estas pruebas el proveedor está obligado al reemplazo con los equipos que cumplan sin costo alguno el complejo petroquímico cangrejera.

3.1 Reglamento para pruebas de campo.

Cada una de las actas de pruebas (donde se registran los resultados, configuración, etc.) así como los listados de resultados deben ser firmados por el proveedor, responsable de la realización de dichas pruebas y el representante del Complejo Petroquímico Cangrejera.

3.2 Tiempo establecido para revisión de componentes y pruebas de equipos suministrados.

En caso de que la configuración del equipo suministrado no cumpla con la del equipo ofertado, no se realizará la prueba de campo, y así se asentará en el acta correspondiente estando obligado al reemplazo del equipo.

Equipo de cómputo Revisión de componentes Prueba de rendimiento

Estación de operación completa (CPU, gabinete, teclado, mouse y monitor) cuyas características técnicas son conforme a lo descrito en el anexo correspondiente

0.5 horas 5.0 horas

3.3 Criterios normativos para la realización de las pruebas.

a) Las jornadas de trabajo serán definidas por el Complejo Petroquímico Cangrejera en sus instalaciones. b) El equipo suministrado debe ser el equipo ofertado. No se aceptan configuraciones ó modelos

diferentes a los ofertados en su propuesta. c) El horario y secuencia de las pruebas debe ser respetado en su totalidad, salvo situaciones

extraordinarias imputables directamente al Complejo Petroquímico Cangrejera, en estos casos, se compensará el tiempo de prueba. A continuación se describen las excepciones posibles:

Equipo perteneciente al complejo petroquímico cangrejera fuera de servicio.

Recursos no disponibles en computadores del Complejo Petroquímico Cangrejera

d) No se aceptarán sustituciones y/o justificaciones de no disponibilidad de equipo ó falta de equipos propuestos, software para pruebas, así como suplementos (cables, conectores, memorias, etc.) Para la realización de las pruebas.

e) Sólo se permitirá el personal necesario de parte del proveedor dentro de las instalaciones del Complejo Petroquímico Cangrejera para la realización de las pruebas.

f) La prueba de rendimiento podrá realizarse hasta en dos ocasiones durante el tiempo definido de las cinco horas.




Planta Etileno

Documento ANEXO 2

Fecha 20/Jun/2012

ANEXO 2 ~ 77 ~

g) La realización de las pruebas de campo y los resultados obtenidos será responsabilidad absoluta del proveedor.

3.4 Revisión de componentes Se comprobará que los equipos de cómputo suministrados, cumplan con los requerimientos mínimos establecidos. El tiempo estimado de la revisión de componentes es de 30 minutos, este tiempo es independiente del tiempo asignado para la realización de las pruebas de rendimiento.

a) Destapar el equipo, sin estar conectado a la línea de alimentación. b) Identificar y validar las características técnicas y físicas conforme a lo descrito en el Anexo 1,

verificando las características y cotejando los números de parte de los principales componentes de los equipos con la información técnica documental presentada por el proveedor.

En este proceso de revisión de componentes, se verificará que los equipos suministrados cumplan con los requerimientos establecidos en estas bases de licitación. 3.5 Pruebas de desempeño de equipos de cómputo

El proveedor proporcionará a la administración del contrato el software de prueba para los equipos de cómputo suministrados. Las pruebas de campo podrán ser atestiguadas por personal del departamento de tecnologías de información del Complejo Petroquímico Cangrejera y realizadas por el proveedor conforme a los estándares de pruebas enunciados a continuación, mismos que deberán ser aprobados con los siguientes parámetros de desempeño:

PCMARK05 V 1.2.0 Professional Edition

A).- CPU score = 4090

B).- Memory Score = 4260

C).- HDD Score = 960

SYSMARK2007 Preview V. 1.04 D).- Score = 100

Las pruebas tienen la finalidad de comprobar que el rendimiento de estos equipos es aceptable bajo pruebas estándar reconocidas por la industria y que se precisan en el presente documento. Si los equipos suministrados no cumplen estas pruebas el proveedor está obligado a reemplazarlos sin costo alguno para el Complejo Petroquímico Cangrejera con nuevos equipos que cumplan dichos estandares de prueba. De no cumplir con las características técnicas conforme a lo descrito en el Anexo 1, el equipo debe reemplazarse sin ningún costo para el complejo petroquímico cangrejera.

4 Pruebas funcionales en línea. El proveedor debe proporcionar procedimientos para llevar a cabo pruebas funcionales en línea. Dichos procedimientos deben incluir:

A. pruebas funcionales al elemento final durante los paros programados al sistema. B. probar las salidas hasta dónde sea posible. C. para todas aquellas aplicaciones en las cuales no sea práctico o sea difícil realizar pruebas en línea, se

debe llevar a cabo pruebas funcionales fuera de línea.




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Documento ANEXO 2

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ANEXO 2 ~ 78 ~

5 Arranque y prueba de desempeño del sistema instrumentado de seguridad El arranque del Sistema Instrumentado de Seguridad (SIS) de seguridad debe realizarse por personal técnico experto del sistema instalado, debiendo presentar documentos certificados por el fabricante que acrediten la experiencia en configuración, mantenimiento y puesta en operación de estos tipos de sistemas. Los servicios deben ser realizados por personal reconocido por el fabricante, acorde a su propuesta para poder asegurar que la configuración total del sistema sea desarrollada adecuadamente Al término de las pruebas de desempeño y funcionamiento del sistema, antes de que el Complejo Petroquímico Cangrejera proceda a la recepción de los bienes, el proveedor debe presentar a la supervisión designada por Pemex Petroquímica carta membretada del fabricante de los equipos de control indicando todo lo relacionado con convenios para cambios de tarjetas defectuosas y adquisición de partes de repuesto para cuando el periodo de garantía se haya extinguido. Así mismo debe indicar sus políticas y programas de actualización de tecnología, garantizando la compatibilidad de sus nuevos equipos con los productos del sistema instalado, sin modificar la arquitectura inicial del sistema. Así mismo, se debe indicar su metodología para proporcionar asistencia y soporte técnico, refaccionamiento inclusive para garantizar la actualización y funcionalidad de nueva tecnología en el sistema instalado y presentar el reporte de validación dónde se indique el cumplimiento. 17 Descripción general del Sistema Instrumentado de Seguridad: Para el Sistema Instrumentado de Seguridad se adicionan un PLC de seguridad por horno con requerimientos de SIL 2, los cuales deberán contar con redundancia en CPU, comunicaciones y fuente de poder interna (se incluye especificación particular). El PLC de seguridad estará además integrado por módulos de entrada y salida remotos, elementos luminosos de señalización de estados. La comunicación entre los trasmisores y los módulos remotos será por medio de señales cableadas a campo. El nuevo Sistema Instrumentado de Seguridad en la planta de Etileno del Complejo Petroquímico Cangrejera deberá estar compuesto como mínimo de los elementos descritos en el diagrama de la arquitectura la cual es parte de la información de las presentes bases: La red de comunicación donde se conectan los plc´s de seguridad deber ser una red ethernet protocolo industrial TCP/IP, 10/100 base t (categoría 6 mínimo) conexión en estrella redundante y tolerante a fallas (cumpliendo con IEEE 802.3), en la cual se conectarán además de los PLC´s de seguridad del SIS, 01 estacion de operación (HMI 1), 02 servidores OPC Server en arreglo redundante los cuales además de administrar la red y la información generada , servirán de enlace para establecer en un futuro la comunicación vía OPC, una estación de ingeniería y una unidad de impresión, en la interfase hombre-máquina se desplegarán los gráficos de operación a través de los cuales podrán monitorearse las señales de todos los PLC´s que componen el sistema instrumentado de seguridad de la planta, así como el estado operativo de cada uno de los componentes de la red, en esta interfases se incluyen los teclados para operación, un manejador de puntero y dispositivos de alarma audible. La interfase hombre-máquina deberá ser exclusiva para las funciones de seguridad y funciones instrumentadas de seguridad de la planta. Todos los componentes de la red de seguridad deberán ser alimentados eléctricamente por medio de una UPS la cual será equipo nuevo. El suministro de energía al Sistema Instrumento de Seguridad de la planta de Etileno debe tener redundancia en la fuente de energía eléctrica. Las unidades de suministro deben tener integrados fusibles termomagnéticos de protección y protecciones por alto voltaje y alta temperatura. Las unidades deben incluir indicadores del estado de operación y alarmas en caso de que la unidad falle. Adicionalmente, en cada terminación de suministro de energía eléctrica debe aplicarse mediante el uso de una fuente ininterrumpible de energía (UPS) el sistema de suministro de




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Documento ANEXO 2

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ANEXO 2 ~ 79 ~

energía debe contar con alarmas que indiquen al operador tanto la transferencia a la fuente secundaria de energía como la perdida de la misma. Un conjunto de válvulas de corte instaladas en campo con actuadores neumáticos con cierre por resorte, según los requerimientos de las especificaciones, hojas de datos y matriz causa-efecto, para los dispositivos de salida de las funciones instrumentadas de seguridad. Ver matriz causa efecto MCE-101-01, MCE-102-01, MCE-103-01, MCE-104-01, MCE-105-01, MCE-106-01, MCE-107-01, MCE-108-01, MCE-109-01 y MCE-110-01. Un conjunto de sensores, transmisores inteligente certificado SIL 2 que señalicen las condiciones de riesgo del proceso, según los requerimientos de las especificaciones, hojas de datos y matriz causa-efecto para los dispositivos de entrada de las funciones instrumentadas de seguridad. Es parte también de este alcance estar coordinado el ganador de la licitación con la planta de etileno y el fabricante de el SIS actual (FSC) de la marca Honeywell para la correcta migración de los interlock’s existenes en los hornos 7, 8, 9 y 10 hacia el nuevo PES’s de seguridad, este (FSC) actualmente controla los interlock’s sis de los 4 hornos (7, 8, 9 y 10) con un solo módulo procesador y su redundancia. Durante un evento de alto riesgo (fuego, explosión, etc.) El personal operativo puede tomar la decisión de efectuar el paro seguro de alguno de los hornos a través del botón manual correspondiente. Las acciones de paro parcial o total de proceso, deberá darse de manera automática cuando el sistema por medio de los elementos primarios del sis, instalados en campo, detecten la condición de riesgo. En los casos citados anteriormente, se producirá inmediatamente (según seas requerido para cada Función Instrumentada de Seguridad): El cierre de las válvulas de suministro de gas a quemadores y de corte principal. Matriz causa efecto y lógica de paro de los hornos nuevo SIS. Todos los eventos y acciones que se desarrollarán para garantizar la protección del personal y un paro seguro de las unidades y equipos de proceso, se indican a través de los documentos denominados matriz causa-efecto. Estas acciones deben ser configuradas en el Sistema Instrumentado de Seguridad, de acuerdo a la ingeniería desarrollada por el Centro de Investigación y Asistencia Técnica del Estado de Querétaro, A.C. (CIATEQ), al final de la implementación se debe realizar la validación del sistema por una compañía certificada para este tipo de trabajos respecto al cumplimiento con las normas en materia de Sistemas de Seguridad Instrumentados. 18 Relación de planos que se entregarán al licitante

Documento Descripción

Control

CPC-ETL-CR-P-501 Arquitectura del SIS

CPC-ETL-P-401_1 Lazo de control vapor de dilución y carga de etano, hornos de pirolisis del BA-101 al BA-106

CPC-ETL-P-401_2 Lazo de control suministro de gas combustible a hornos de pirolisis del BA-101 al BA-106

CPC-ETL-P-403_1 Distribución de entradas y salidas hornos de pirolisis 1 al 6

CPC-ETL-P-403_2 Distribución de entradas y salidas hornos de pirolisis 7 al 10

CPC-ETL-P-404_1 Salidas digitales a reubicar del FSC Honeywell a los PES´s nuevos

CPC-ETL-P-404_2 Entradas digitales a reubicar del FSC Honeywell a los PES´s nuevos

CPC-ETL-P-404_3 Entradas analógicas a reubicar del FSC Honeywell a los PES´s nuevos




Planta Etileno

Documento ANEXO 2

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ANEXO 2 ~ 80 ~


INSTRUMENTOS

CPC-ETL-HD-P-501 Índice de instrumentos

CPC-ETL-HD-P-502 Hoja de datos de transmisor de flujo tipo presión diferencial certificado SIL 2

CPC-ETL-HD-P-503 Hoja de datos de placa de orificio

CPC-ETL-HD-P-504 Hoja de datos de transmisor de presión manométrica certificado SIL 2

CPC-ETL-HD-P-511 Hoja de datos de válvula de emergencia (on/off)

CPC-ETL-HD-P-512 Hoja de datos de válvula solenoide

CPC-ETL-P-41 Distribución de tubería y cableado de señales del sis área de hornos de pirolisis de etano

CPC-ETL-P-47 Detalles, cortes y elevaciones de distribución de tubería y cableado en área de hornos de pirolisis de etano

CPC-ETL-P-61 Típico de instalación transmisor de presión diferencial certificado para SIL 2

CPC-ETL-P-62 Típico de instalación transmisor de presión manométrica certificado para SIL 2 (hoja 1/2)

CPC-ETL-P-63 Típico de instalación bridas portaplacas y placas de orificio

CPC-ETL-P-69 Típico de instalación válvula de corte automática (hoja 1 de 5)

CPC-ETL-P-69 Típico de instalación válvula de corte automática (hoja 2 de 5)

CPC-ETL-P-70 Típico de instalación válvula solenoide (hoja 1 de 4)




Mecánico-tuberías

CPC-ETL-K-101 Planta arreglo de tuberías modificaciones en calentadores EA-101-A y EA-102-A



CPC-ETL-K-104 Elevaciones, cortes y detalles modificaciones en calentadores EA-101-A y EA-102-A



CPC-ETL-K-201 Isométrico modificación de línea de alimentación a horno BA-101 instalación de válvula XV-101B






CPC-ETL-K-207 Isométrico línea de desfogue en alimentación a horno BA-101 instalación de válvula XV-101B-1




CPC-ETL-K-211 Isométrico línea de desfogue en alimentación a horno BA-105 instalación de válvula XV-




Planta Etileno

Documento ANEXO 2

Fecha 20/Jun/2012

ANEXO 2 ~ 81 ~


105B-1


CPC-ETL-K-213 Isométrico para la instalación de válvula de corte XV-101A en alimentación de gas a horno BA-101






CPC-ETL-K-219 Isométrico línea de desfogue de gas del horno BA-101 instalación de válvula XV-101A-1






CPC-ETL-K-225 Isométrico cabezal principal de aire para instrumentos

CPC-ETL-K-226 Isométrico aire para instrumentos a válvulas xv-101B y XV-101B-1






CPC-ETL-K-232 Isométrico aire para instrumentos a válvulas xv-101A y XV-101A-1






CPC-ETL-K-250 Isométrico cabezal de desfogue de líneas de gas de hornos BA-101, BA-102, BA-103, BA-104, BA-105 Y BA-106

Eléctrico

CPC-ETL-HD-L-001 Hoja de datos del sistema de energía ininterrumpible (UPS)

CPC-ETL-MC-L-002 Memoria de cálculo de baterías “UPS-C” níquel-cadmio

CPC-ETL-L-001 Diagrama unifilar alimentación a UPS-C en subestación eléctrica No. 52

CPC-ETL-L-002 Diagrama unifilar y cuadros de cargas alimentación a gabinetes de control (PLC’s) cuarto de control distribuido y supervisorio

CPC-ETL-L-101 Cortes, elevaciones y detalles soportería para tubo conduit de distribución de cableado alimentación a PLC’s y cedula de cableado

CPC-ETL-L-102 Cortes, elevaciones y detalles soportería para tubo conduit de distribución de cableado paro automático de motores y cedula de cables

CPC-ETL-L-301 Distribución de cableado eléctrico alimentación del sistema ininterrumpible de energía




Planta Etileno

Documento ANEXO 2

Fecha 20/Jun/2012

ANEXO 2 ~ 82 ~


UPS-C y PLC´s en cuarto de control de motores SE-52 y cuarto de PLC’s

CPC-ETL-L-302 Distribución de cableado eléctrico alimentación a pantallas de control HMI´s y gabinete de comunicación ethernet en cuarto de control de supervisión y cuarto de PLC´s

CPC-ETL-L-303 Distribución de cableado eléctrico paro automático de motores y reconocimiento de estado en cuarto de control de motores SE-52 y cuarto de control PLC’s

CPC-ETL-L-801 Arreglo de equipo en cuarto de control de motores SE-52 instalación de equipo alimentación a “UPS-C”

CPC-ETL-L-802 Arreglo de equipo en cuarto de control de plc’s localización de gabinetes de control (SIS)

CPC-ETL-L-803 Arreglo de equipo en cuarto de control de supervisión localización de equipos de supervisión (sis)

CPC-ETL-L-804 Arreglo de equipo cuarto de control de motores SE-52 localización de CCM´s y arrancadores de motores a intervenir

Civil

CPC-ETL-E-202 Oquedades para paso de tubería conduit en cuarto de control detalles de construcción

CPC-ETL-E-203 Planta de localización de soportes para tubería de etano y dados para soportes tuberías de etano y gas

CPC-ETL-E-204 Cortes y detalles de soportes para tubería de etano y dados para soportes tuberías de etano y gas

CPC-ETL-D-401 Modificaciones en instalaciones de cuarto de control de gabinetes de control

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