Ecp Vst p Ins Mt 001

1.

FECHA FE DE ERRATA:

25 de Julio de 2012

2.

FE DE ERRATA DEL DOCUMENTO

ECP-VST-P-INS-MT-001 MANUAL DE CRITERIOS Y PRÁCTICAS DE DISEÑO DE LA ESPECIALIDAD INSTRUMENTACIÓN VERSION 1

HALLAZGO

CORRECCIÓN

Página 13. Capítulo 6.6. Sistemas de Transmisión de Señales

Página 13. Capítulo 6.6. Sistemas de Transmisión de Señales

“Señales neumáticas de 33 -15 sig” 

“Señales neumáticas de 33 -15 Psig” 

Página 35. Capítulo 8. Registros

Página 35. Capítulo 8. Registros

“Los planos, documentos entregables en el diseño están indicados y definidos en el instructivo ECPVST-P-INS-FT Listado de Entregables de Ingeniería Básica y Detalle”.

“Los planos, documentos entregables en el diseño están indicados y definidos en el instructivo ECP-VSTP-INS-IT-001 Instructivo de Ingeniería Básica y Detallada para la Especialidad de Instrumentación”.

REVISÓ

REYNALDO PRADA GRATERÓN Líder Corporativo de Normas y Estándares

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TABLA DE CONTENIDO Página 1. OBJETO OBJETO ............................ .......................................... .............................. ............................... ............................. ............................ .............................. ............................... ............................. ............................ ............................. ...............5 2. ALCA ALCANCE NCE ............................. ........................................... ............................ ............................ ............................... ............................... ............................ ............................ ............................... ............................... ......................... ...........5 3. GLOSARIO GLOSARIO ............................ ........................................... ............................. .............................. .............................. ............................. ............................. .............................. .............................. ............................. ........................ .........5 4. DOCUMENTOS DOCUMENTOS DEROGADOS DEROGADOS .............................. ............................................ ............................ ............................ ............................... ............................... ............................ ............................ ...................... ........ 7 5. REFERENCIAS REFERENCIAS NORMATIVAS NORMATIVAS .............................. ............................................ ............................ ............................ ............................... ............................... ............................ ............................ ...................... ........ 7 6. CONDICIONES GENERALES ........................................................................................................................................... 10 6.1. CONDICIONES CLIMÁTICAS CLIMÁTICAS.............................. ............................................ ............................ ............................ ............................... ............................... ............................ ............................ .................... ...... 10 6.2. UNIDA UNIDADES DES ............................ ............................................ ............................... ............................. ............................ ............................ ............................... ............................... ............................ ............................ .................... ...... 10 6.3. LENGUAJE LENGUAJE ............................... ............................................. ............................ ............................. ............................... .............................. ............................ ............................. ............................... .............................. .................. 11 6.4. INSTRUMENTOS INSTRUMENTOS ............................. ........................................... ............................. ............................... .............................. ............................ ............................ ............................... ............................... ....................... .........11 6.4.1. Identificación de los Instrumentos............................................................................................................................ 11 6.4.2. Especificación de Instrumentos ................................................................................................................................ 11 6.4.3. Clasificación Eléctrica de los Instrumentos ............................................................................................................. 11 6.4.4. Alimentación Eléctrica de Instrumentos .................................................................................................................. 11 6.4.5. Aire de Instrumentos Instrumentos ............................ ............................................ .............................. ............................ ............................. ............................. .............................. .............................. ............................. ...............12 6.4.6. Placas de Identificación de Instrumentos ................................................................................................................ 12 6.5. CABL CABLES ES ............................. ........................................... ............................ ............................ ............................... ............................... ............................ ............................ ............................... ............................... ....................... .........13 6.6. SISTEMAS DE TRANSMISIÓN DE SEÑALES SEÑALES.............................. ............................................ ............................ ............................ ............................... ............................... ....................... .........13 6.7. LISTA DE MARCAS ACEPTADAS ACEPTADAS ............................. ........................................... ............................ .............................. ............................... ............................. ............................ ........................... .............13 7. DESAR DESARROLLO ROLLO ............................ .......................................... ............................ ............................. ............................... .............................. ............................ ............................. ............................... .............................. .................. 13 7.1. INSTRUMENTOS DE PRESIÓN ........................... .......................................... ............................... .............................. ............................ ............................. ............................... .............................. .................. 13 7.1.1. Indicadores Indicadores de Presión ........................... .......................................... ............................. ............................ .............................. ............................... ............................. ............................ ........................... .............14 7.1.2. Interruptor Interruptor de Presión ............................. ............................................ ............................. ............................ .............................. ............................... ............................. ............................ ........................... .............14 7.1.3. Transmisores Transmisores de Presión ............................ ............................................ .............................. ............................. ............................. .............................. .............................. ............................. ...................... ....... 14 7.2. INSTRUMENTOS DE TEMPERATURA TEMPERATURA ............................. ........................................... ............................ .............................. ............................... ............................. ............................ .................... ...... 15 7.2.1. Indicadores Indicadores de Temperatura Temperatura............................ ........................................... ............................... .............................. ............................ ............................. ............................... .............................. .................. 15 7.2.2. Sensores Sensores de Temperatura Temperatura............................... ............................................. ............................ ............................ ............................... ............................... ............................ ............................ .................... ...... 15 7.2.3. Termopozos Termopozos ............................ .......................................... .............................. .............................. ............................. ............................. ............................ .............................. .............................. ............................. ...............15 7.2.4. Transmisores de Temperatura .................................................................................................................................. 16 7.3. INSTRUMENTOS DE NIVEL ............................ ............................................ .............................. ............................. ............................. .............................. .............................. ............................. ...................... ....... 16 7.3.1. Indicadores Indicadores de Nivel ............................. ............................................. .............................. ............................ ............................. ............................. .............................. .............................. ............................. ...............16 7.3.2. Interruptor Interruptores es de Nivel.............................. ............................................. ............................. ............................ .............................. ............................... ............................. ............................ ........................... .............17 7.3.3. Transmisores Transmisores de Nivel................... Nivel................................. .............................. .............................. ............................. ............................. .............................. .............................. ............................. ...................... ....... 18 7.3.4. Detectores de Interfase (Magnetoestrictivo) ............................................................................................................ 20 ECP-VST-G-GEN-FT-001

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7.4. INSTRUMENTOS DE FLUJO.......................................................................................................................................... 20 7.4.1. Medidores de Desplazamiento Positivo .................................................................................................................. 21 7.4.2. Medidores Tipo Coriolis .............................................................................................................................................21 7.4.3. Medidores tipo Turbina ..............................................................................................................................................21 7.4.4. Medidores tipo Presión Diferencial ........................................................................................................................... 22 7.4.5. Medidores Ultrasónicos .............................................................................................................................................22 7.4.6. Medidores Electromagnéticos...................................................................................................................................22 7.4.7. Medidores Vortex........................................................................................................................................................ 22 7.4.8. Medidores por Dispersión Térmica ........................................................................................................................... 23 7.4.9. Interruptores de Flujo.................................................................................................................................................23 7.5. VÁLVULAS DE CONTROL .............................................................................................................................................23 7.5.1. Válvulas On-Off ...........................................................................................................................................................24 7.5.2. Válvulas Proporcionales ............................................................................................................................................ 24 7.5.3. Tipos de Actuadores ..................................................................................................................................................24 7.5.4. Válvulas Solenoides ...................................................................................................................................................25 7.6. VÁLVULAS DE ALIVIO DE PRESIÓN............................................................................................................................. 25 7.6.1. Válvulas de seguridad ................................................................................................................................................26 7.6.2. Válvulas de Alivio Térmico ........................................................................................................................................27 7.7. VÁLVULAS DE PRESIÓN Y VACÍO................................................................................................................................27 7.7.1. Componentes de una Válvula Operada por Pesas .................................................................................................. 27 7.7.2. Back Pressure .............................................................................................................................................................27 7.7.3. Venteos de Emergencia .............................................................................................................................................27 7.7.4. Arrestadores de Llama ...............................................................................................................................................28 7.8. INSTRUMENTOS DE MONITOREO PARA CORTE DE AGUA .......................................................................................28 7.9. INSTRUMENTOS DE MEDICIÓN DINAMICA DE DENSIDAD ........................................................................................28 7.10. INSTRUMENTOS DE MEDICIÓN DINAMICA DE VISCOSIDAD..................................................................................... 28 7.11. TOMA MUESTRAS AUTOMATICO ................................................................................................................................29 7.12. SISTEMA DE CONTROL Y SISTEMA DE PARADA DE EMERGENCIA .............................................................................................. 29 7.13. MATERIALES DE INSTALACIÓN ...................................................................................................................................29 7.13.1.Tuberías, Accesorios y Tubing .................................................................................................................................. 29 7.13.2.Materiales Eléctricos ..................................................................................................................................................30 7.13.2.1. Bandejas ................................................................................................................................................................30 7.13.2.2. Tubería Conduit en áreas de proceso ................................................................................................................. 30 7.13.2.3. Cables .................................................................................................................................................................... 31 7.13.2.4. Cajas de conexión.................................................................................................................................................31 7.14. DISEÑO DE INSTALACIONES ....................................................................................................................................... 32 ECP-VST-G-GEN-FT-001

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7.14.1.Diseño de Instalaciones Eléctricas ........................................................................................................................... 32 7.14.1.1. Criterios .................................................................................................................................................................32 7.14.1.2. Sistema de cableado.............................................................................................................................................33 7.14.1.3. Cajas de conexión y tipos .................................................................................................................................... 33 7.14.2.Diseño de Instalaciones Neumáticas ........................................................................................................................ 33 7.15. GABINETES MARSHALLING ......................................................................................................................................... 34 7.16. TÍPICOS DE MONTAJE INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL ......................................................................................... 35 8. REGISTROS ...................................................................................................................................................................... 35 9. CONTINGENCIAS.............................................................................................................................................................. 35 10. BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................................................................................. 35 11. ANEXOS ............................................................................................................................................................................36

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1. OBJETO Definir los criterios y prácticas de diseños de la especialidad Instrumentación y Control. 2. ALCANCE Aplica para los documentos de Ingeniería conceptual, básica y detallada de proyectos, contratos EPC, montajes, ingeniería, acciones y mejoras de mantenimiento y paradas de planta y estaciones en ECOPETROL S. A. De manera general se deben aplicar también los criterios de diseño indicados y mostrados en los diagramas estándar de ECOPETROL S.A. (Anexo A). 3. GLOSARIO •

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Acumulación - El aumento de presión en un tanque sobre su presión máxima de trabajo permitida (expresado en unidades de presión o como un porcentaje de la presión máxima de trabajo permitida). La acumulación máxima permitida normalmente es establecida por los códigos aplicables para el funcionamiento y las contingencias de incendios. Área Húmeda – Es el área superficial del liquido contenido en un tanque expuesto al calor de fuego externo. Back Pressure - Presión a la salida de una válvula con tramo de tubería. La Back Pressure puede ser constante o variable. Está constituida por la presión de retorno que se crea mientras que la válvula está fluyendo. La presión super-impuesta es la presión en el sistema de tuberías aguas abajo antes de la apertura de la válvula. Barril – Unidad de medición de líquidos igual a 42 galones americanos. (0.159 metros cúbicos). Capacidad de Alivio Nominal – Es la capacidad de caudal de un dispositivo de alivio expresado en términos de flujo de aire en condiciones normales (SCFH o Nm3 / h) a una presión de vacío designada. Capacidad de Flujo Requerida  – Es la capacidad de flujo de un dispositivo de alivio requerido para prevenir el exceso de sobrepresión o de vacío en un tanque operando en condiciones severas de emergencia. CAJA FENÓLICA: Caja no inflamable, resistente a la corrosión, oxidación y abrasión, empleadas para contener manómetros de proceso.

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CCM: Centro de Control de Motores, traducción al Español de la sigla MCC, Motor Control Center.

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CPU: Central Processor Unit. (Unidad Central de Procesamiento).

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Dispositivo de Alivio – Es cualquier dispositivo usado para aliviar el exceso de presión y/o vacío que se genera en un tanque. ESD: Emergency Shut Down. Sistema de apagado de emergencia. FAT: Factory Acceptance Tests, o Pruebas de Aceptación funcional, las cuales son realizadas en algunas ocasiones en la fábrica o en el taller del Proveedor. H1: Segmento Foundation Fieldbus.

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Inbreathing Térmico  – Es el movimiento de aire o gas de blanketing en un tanque cuando lo vapores almacenados se contraen o condensan como consecuencia de los cambios climáticos (por ejemplo cuando se baja la temperatura ambiente).

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I/O: Input/Output. (Entrada/Salida).

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LACT: Lease Automatic Custody Transfer. (Sistema automático de tranferencia y custodia).

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LAN: Local Area Network. (Red de area local).

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MTBF: Mean Time Between Failures. (Tiempo medio entre fallas).

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MTTR: Mean Time To Repair. (Tiempo medio para reparaciones).

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NIVEL CERÁUNICO: Es el número de días del año en los que, al menos, es oído un trueno.

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OIP: Operator Interface Panel. (Panel de interfaz de operador).

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Outbreathing Térmico – Es el movimiento de los vapores en un tanque cuando estos vapores se expanden y el líquido contenido se vaporizan como consecuencia de los cambios climáticos (por ejemplo cuando se sube la temperatura ambiente). Presión de Alivio - Es la presión en la entrada de un dispositivo de alivio cuando fluye a la capacidad necesaria para aliviar. SEGURIDAD INTRÍNSECA: Tecnología diseñada para limitar la energía disponible (voltaje/corriente) para proteger un circuito en áreas peligrosas bajo condiciones de pruebas preestablecidas. Set de Presión – Es la presión manométrica en la entrada del dispositivo en la cual este tiene un set de inicio de apertura en condiciones de operación normales.

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SLURRY: Producto obtenido de las unidades de craqueo catalítico (FCC).

•

STAND PIPE: Columna de agua de alimentación.

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STRAIGHTENING VANES: Son dispositivos utilizados para reducir turbulencia y proporcionar un flujo más constante con el propósito de mejorar la exactitud del medidor

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SCI: Sistema Contraincendio.

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SIS: Safety Instrumented Sytems. (Sistema instrumentado de seguridad).

•

SIL: Safety Integrity Level. (Nivel de seguridad integral).

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Sobrepresión – Es el aumento de presión en la entrada de la válvula por encima de la presión de ajuste, cuando la válvula está relevando, expresado en unidades de presión o como un porcentaje de la presión establecida. Thermal Inbreathing Es el movimiento de aire o gas blanketing en el tanque cuando lo vapores contenidos se contraen o condensan como resultado de cambios atmosféricos (ejemplo, decremoento de la temperatura atmosférica.

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Thermal Outbreathing Es la salida de gases del tanque cuando los vapores contenidos en él se expanden y los líquidos se vaporizan como resultado de cambios climáticos (por ejemplo incremento de la temperatura atmosférica). UPS: Uninterrupted Power Supply, generalmente monofásico a 110/ 220Vac, 50Hz y 60Hz. (Fuente de potencia ininterrumpida). UTP: Unshielded Twisted Pair (Cable). (Par trenzado no apantallado). Válvula Cargada por Resorte – Es una válvula que usa la fuerza de un resorte sobre sus internos manteniéndola cerrada y actuando contra la presión interna de un tanque. El set de presión se alcanza cuando la presión (vacío) por el área del asiento dentro del tanque es mayor que al fuerza generada por el resorte. Válvula de Presión y Vacío – Es una válvula operada por pesas operada por piloto o operada por resorte, usada para aliviar el exceso de presión o de vacío que se genera en un tanque. Válvula Operada por Pesas – Es una válvula que usa el peso del ensamble interno (paletas y pesas adicionales) como la fuerza total impuesta para que se oponga a la presión del tanque y mantener el venteo cerrado. El set de presión se alcanza cuando la presión (vacío) por el área del asiento dentro del tanque es mayor que la fuerza impuesta por las pesas. Válvula Operada por Piloto – Es una válvula que usa la presión del tanque como la fuerza para mantener la válvula cerrada y un piloto para operar la apertura de la válvula principal. Esta presión normalmente actúa contra un diafragma en la válvula principal que tiene mayor área que el asiento. Cuando la presión dentro del tanque alcanza la presión de set, el vapor es aliviado de la parte superior del diafragma haciendo que la válvula se abra. Venteo de emergencia  – Es el venteo es requerido cuando una condición subnormal, como la ruptura del serpentin de calentamiento interno o un fuego externo, se presentan dentro o fuera de un tanque. Venteo normal - Es el venteo requerido a los requisitos normales de operación o a los cambios atmosféricos.

4. DOCUMENTOS DEROGADOS VRP-DPY-M-201-Criterios y Prácticas de Diseño Ing. Básica y Detallada. VEP-GTD-P-INS-MT-001 Bases y Criterios de Diseño de Instrumentación. 5. REFERENCIAS NORMATIVAS El diseño, la terminología y la selección de la instrumentación deberán estar en concordancia con la última emisión de los siguientes códigos y estándares: American Gas Association (AGA) • • • •

AGA Report No. 3 Orifice Metering of Natural Gas AGA Report No. 7 Measurement of Natural Gas by Turbine Meter AGA Report No. 9 Measurement of Gas by Multipath Ultrasonic Meters AGA Report No. 11 Measurement of Natural Gas by Coriolis Meter

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American National Standard Institute (ANSI) / American Society of Mechanical E ngineers (ASME) B-16.10 Face to Face and End to End Dimensions of Valves B-16.34 Valves Flanged Threaded, and Welding   B-16.5 Pipe Flange and Flanged Fittings B-1.20.1 Pipe Thread General Purpose B40.100 Pressure Gauges and Gauge Attachments FCI 70-2 Control Valves Seat Leakage C80.1 American National Standard for Electric Rigid Steel Conduit Boiler and Pressure Vessel Code I. Power Vessels Boiler and Pressure Vessel Code VIII. Power Vessels – Division 1

• • • • • • • • •

American Petroleum Institute (API) • • • • • • • • • •

• • • • • • • • • • •

MPMS 3. Tank Gauging MPMS 4. Proving Systems MPMS 5. Metering MPMS 7. Temperature Determination MPMS 8. Sampling MPMS 10. Sediment and Water MPMS 12. Calculation of Petroleum Quantities MPMS 14.3 Concentric, Square-Edged Orifice Meters MPMS 21. Flow Measurement Using Electronic Metering Systems RP-500 Classification of Locations for Electrical Installation at Petroleum Facilities Classified as Class I, Division 1 and Division 2 STD-520 Sizing, Selection and Installation of Pressure Relieving Systems in Refineries. Part I and II STD-521 Guide for Pressure Relieving and Depressurizing Systems STD-526 Flanged Steel Safety Valves STD-527 Commercial Seat Tightness of Safety Valves with Metal to Metal Seats RP-540 Electrical Installations in Petroleum Processing Plants RP-551 Process Measurement Instrumentation RP-552 Transmission Systems RP-553 Refinery Control Valves RP-554 Process Control Systems RP-556 Instrumentation & Control System for Fired Heaters and Steam Generation STD 2000 Venting Atmospheric and Low-Pressure Storage Tanks

International Electrical Commission (IEC) •

• • •

       

• • • • • •

IEC 79.14 Electrical Apparatus for Use in Class I, Zone 1 Hazardous (Classified) Locations Type of Protection Flameproof "d". IEC-92.3 Cables (Construction, testing and installation) IEC-331 Fire Resisting Characteristics of Electric Cables IEC-332 Flame Retardant Characteristics of Electric Cables IEC-332-1 Tests on Electrical Cables under Fire Conditions IEC-332-3 Tests on Electrical Cables under Fire Conditions IEC 529 Definition of Protection Grades. IEC 617 Graphical symbols for diagrams. IEC-801 Electromagnetic Compatibility for Industrial Process Measurement and Control Equipment IEC-60079-1 Electrical apparatus for explosive gas atmospheres, flameproof enclosures (d)

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IEC-60079-2 Electrical apparatus for explosive gas atmospheres, Pressurized enclosures (p) IEC-60079-5 Electrical apparatus for explosive gas atmospheres, Powder filling devices (q) IEC-60079-6 Electrical apparatus for explosive gas atmospheres, Oil Immersion devices (o) IEC-60079-7 Electrical apparatus for explosive gas atmospheres, Increased Safety (e) IEC-60079-7 Electrical apparatus for explosive gas atmospheres, Increased Safety (e) IEC-60079-11 Electrical apparatus for explosive gas atmospheres, Intrinsic safety 'i' IEC-60079-15 Electrical apparatus for explosive gas atmospheres, Non Sparking devices (nA, nC, nR) IEC-60079-18 Electrical apparatus for explosive gas atmospheres, Encapsulation (m) IEC-60331 Test for Electrical and Optical Fiber Cables under Fire Conditions IEC-60332 Test for Electrical Cables under Fire Conditions – Circuit Integrity IEC-60529 Classification of degrees of Protection Provided by Enclosure (IP) IEC-60751 Industrial Platinum Resistance Thermometer Sensors IEC-60584-2 Thermocouples Part 2: Tolerances IEC-60793-1-41 Optical Fibers – Parts 1-41: Measurement methods and test procedures – Bandwidth. IEC-60793-1-44 Optical Fibers – Parts 1-44: Measurement methods and test procedures – Cutoff wavelength. IEC/PAS 60793-1-49 Optical Fibers – Part 1-49: Measurement methods and test procedures – Differential mode delay   IEC-60793-2 Optical Fibers –Part 2: Product specifications. IEC-60793-2-10 Optical Fibers –Part 2-10: Product specifications – Sectional specification for category A1 multimode fibers. IEC-61000.4 Electromagnetic Compatibility (EMC) IEC-61131 Programming Languages for Programming Controllers IEC-61158-2 Digital Data Communication for measurement and control-Field bus for use in industrial control systems IEC-61508 Functional Safety of E/E/PE Safety-related Systems   IEC-61511 Safety Instrumented System for the Process Industry Sector

• • • • • • • • • • • • • • • •

• •

• • •

• •

Instrument Society of America (ISA) • • • • • • • • • • •

5.1 Instrument Symbols and Identification 5.2 Binary Logic Diagrams for Process Operation 5.3 Graphic Symbols for PCS Display 5.4 Instrument Loop Drawing 5.5 Graphic Symbols for Process Displays 18.1 Annunciator Sequences and Specifications; 75.01 Flow Equation for Control Valves Sizing 75.02 Control Valve Procedure Capacity Test Procedures 75.05 Control Valve Terminology 84.01 Application of Safety Instrumented Systems for the Process Industries MC-96.1 Temperature Measurement Thermocouples

International Organization for Standardization (ISO) •

ISO-5167 Measurement of Fluid Flow by Orifice Plates, Nozzles and Venturi Tubes inserted in circular cross section conduits running full.

National Electrical Manufacturer association (NEMA) •

NEMA 250

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National Fire Protection Association, (NFPA)   NFPA 70. NFPA 72 NFPA 496.

• • •

National Electric Code. National Fire Alarm Code Standard for Purged and Pressurized Enclosures for Electrical Equipment.

Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas RETIE Las referencias normativas mencionadas anteriormente, deberán corresponder a las versiones vigentes de las mismas. En caso de conflicto entre los requerimientos generales de este documento y los requerimientos particulares definidos en alguna especificación, hoja de datos o plano aprobado en el proyecto, prevalecerán los criterios particulares de estos últimos. 6. CONDICIONES GENERALES 6.1. CONDICIONES CLIMÁTICAS Las condiciones climáticas y ambientales exteriores son particulares de las áreas donde se desarrolla cada proyecto y deberán ser consultadas en las bases de diseño de este. Igualmente, para las condiciones interiores se deberán tener en cuenta las condiciones particulares especificadas en las bases de diseño. Interiores: En ambiente de aire acondicionado: Temperatura: 25±2 °C. Humedad relativa: 45%. En caso de falla del aire acondicionado: Temperatura: 40 °C. Humedad relativa: 95% sin condensación. 6.2. UNIDADES Las unidades de medición serán como se indica a continuación: Temperatura: Grados Fahrenheit, Grados Centígrados. Presión: Psia, Psig, Inch H2O, Inch Hg, mm H2O, mm Hg. Presión diferencial: Psid, Inch H2O Vacío: mmHg, Psia, Onz, Inch2. Flujo de líquidos: Lb/hr, GPM, BPH, BPD. Flujo de gas: Lb/hr, SCFM. Flujo de vapor: Lb/hr. Nivel de líquidos: %. Densidad: Densidad Relativa, API, grm/cm3. Masa: Tonelada métrica, Kilogramo. Viscosidad Dinámica: Centipoise (cP). Viscosidad Cinemática: Centistoke (cS). Longitud: Metros, centímetros, Pie, Pulgada Diametro y Espesor de tubería: Pulgada

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6.3. LENGUAJE Todos los planos y documentos de la Ingeniería de Instrumentación deben ser escritos en español. Las especificaciones y requisiciones que requieran procura internacional serán escritas en inglés. Las especificaciones y requisiciones que requieran procura local serán escritas en español. 6.4. INSTRUMENTOS 6.4.1. Identificación de los Instrumentos Para la identificación de instrumentos, se debe utilizar el instructivo de asignación de TAG´s de Ecopetrol S.A. 6.4.2. Especificación de Instrumentos Los instrumentos serán especificados en formatos basados en las formas de data sheet de instrumentos del estándar ISA S20 ó el TR20.00.01. 6.4.3. Clasificación Eléctrica de los Instrumentos En este punto se tratará los diferentes tipos de protección que deberán tener los instrumentos para las áreas con posibilidad de explosión dependiendo de la clase o zona de acuerdo a los estándares IEC ó NFPA. La clasificación de área será definida por la especialidad eléctrica. Los tipos de protección que pueden ser implementados son: •

Protección a prueba de explosión

•

Intrinsecamente seguros

Los cuales dependiendo de la procedencia deberán estar certificados para su uso en el área seleccionada por un laboratorio acreditado. Adicionalmente, se deberá cumplir con las normativas nacionales que para este tema aplique (RETIE) El método de protección preferible para las instalaciones eléctricas de la nueva instrumentación de campo, instalada dentro de las áreas clasificadas peligrosas, es la seguridad intrínseca. Las barreras de seguridad intrínseca serán especificadas del tipo activo, aisladas galvánicamente y suministrando la fuente para los transmisores de dos hilos sobre el lazo de señal, de acuerdo con la clasificación eléctrica del área, se recomienda la alimentación de las barreras preferiblemente a través de riel. 6.4.4. Alimentación Eléctrica de Instrumentos Los instrumentos que por sus características requieran alimentación eléctrica en corriente alterna serán especificados para ser alimentados a una tensión de 120 VAC desde los sistemas “UPS”. Se prefiere diseñar, especificar y alimentar los instrumentos, controladores y equipos de instrumentación en campo y en cuartos de control a 24VDC. Los instrumentos que por sus características requieran alimentación eléctrica en corriente continua serán especificados para ser alimentados a una tensión de 24 VDC desde fuentes redundantes de 24VDC ubicadas e instaladas en el gabinete marshalling (si aplica). La instrumentación de campo se debe alimentar desde estos gabinetes. Dependiendo de la cantidad de señales, debe revisarse la posibilidad de implementar fuente redundante por riel independiente. ECP-VST-G-GEN-FT-001

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Debe tenerse en cuenta el espacio a futuro de las señales, la cantidad de barreras IS, la capacidad de espacio en cada marshalling y la carga total requerida a futuro para el dimensionamiento de la capacidad de las fuentes de 24VDC. No se acepta alimentar y energizar actuadores eléctricos, motores eléctricos, alumbrados de emergencia, intercom, desde el sistema redundante de UPS que alimenta la instrumentación, control y seguridad, el cual debe ser dedicado a la misma. Los equipos que conforman el sistema redundante de UPS que alimenta la instrumentación, control y seguridad, deben ser ubicados en el cuarto de técnico de instrumentación y/o en cuarto separado dedicado para las UPS en cuarto de control. No se deben ubicar UPS que alimenta la instrumentación, control y seguridad en subestaciones eléctricas y/o centro de control de motores. Para el diseño y topología de UPS se deberá seguir el estándar de Ecopetrol ECP-VST-P-ELE-ET-011 Especificación Técnica Para Sistemas De Potencia Ininterrumpidos (Ups) Grado Industrial Toda la instrumentación deberá ser alimentada a 24 VDC, solo se admitirá otro tipo de alimentación siempre y cuando el instrumento lo requiera. 6.4.5. Aire de Instrumentos El sistema de aire comprimido se diseñara de acuerdo a las necesidades operativas de las facilidades donde se instalara el equipo. El sistema de aire para instrumentos deberá formar parte de las cargas eléctricas esenciales de la planta o estación. El acumulador para el aire de instrumentos deberá tener una capacidad de 15 minutos para mantener la carga de la instrumentación conectada, antes de iniciar un nuevo arranque al compresor. El aire requerido para la instrumentación será de acuerdo al estándar ISO 8573-1 y la selección de la clase se hará de acuerdo a los requerimientos del proyecto, previa aprobación de Ecopetrol S.A. • • • •

Contenido de humedad: Punto de rocío de -40°C a 10 0 psig Tamaño de partícula: máximo de 1 micrómetro Contenido de hidrocarburos en suspensión: < 0,1mg/m3 Contaminantes: el aire de instrumentos deberá estar libre de contaminantes corrosivos, aceite y gases explosivos

El sistema de compresión y acumulador deberá suministrar aire a los cabezales principales a una presión estable de 50 psig y nunca por debajo de 45 psig. El valor máximo no deberá sobrepasar de 100 psig y la presión de diseño de cabezales y subcabezales será de120 psig. La temperatura de operación es de 100 °F y la de di seño 200 °F. 6.4.6. Placas de Identificación de Instrumentos Los instrumentos tendrán placas de identificación de acero inoxidable, la cual contendrá como mínimo la siguiente información: • • •

Identificación del Instrumento (Tag No.). Nombre del fabricante, modelo y número de serie del instrumento. Información relevante, tal como tipo de señal, capacidad de voltaje y corriente, frecuencia, rango, materiales, etc.

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6.5. CABLES La clasificación y especificación básica de cables será como se indica en ECP-VST-P-INS-ET-014 Especificación Técnica para Cables de Instrumentación. 6.6. SISTEMAS DE TRANSMISIÓN DE SEÑALES En general las señales de transmisión y control a utilizar por los sistemas de control y por la instrumentación de campo asociada serán: • • • • •

Señales de salida analógicas en 4-20mA DC. Señales discretas utilizando contactos secos, en un circuito 24VDC. Señales de salida discretas en 24VDC. Señales neumáticas de 3-15 sig. Señales analógicas de transmisores de 4-20mA con protocolo de comunicaciones.

Para buses de campo con transmisores inteligentes, el protocolo de comunicaciones dependerá de la tecnología seleccionada para el proyecto. 6.7. LISTA DE MARCAS ACEPTADAS Los fabricantes de los equipos deben ser de las marcas aceptadas que aparecen en la respectiva Requisición de Materiales (MR) y las hojas de datos. Las marcas aceptadas indicadas en la respectiva Requisición de Materiales (MR) y hojas de datos es un requerimiento técnico de obligatorio cumplimiento en la ofertas para el respectivo suministro. Si este requerimiento no es cumplido en la oferta o cotización, la oferta no cumple los requerimientos y especificaciones técnicas. 7. DESARROLLO 7.1.

INSTRUMENTOS DE PRESIÓN

La medición de presión se hará por medio de un transmisor de presión manométrica o diferencial, con indicación local. El sensor de presión debe ser capaz de soportar una sobrepresión de 150% del valor de la presión nominal del sensor. La unidad de Ingeniería debe ser psi. Para la especificación se tendrán en cuenta: Tabla 1. PUNTO DE MEDICIÓN Debe ser ubicado donde exista flujo uniforme sin condiciones pulsantes. En condiciones Pulsantes (o exceso de vibración), debe proveerse el instrumento de un amortiguador de pulsaciones (Damper).

REQUERIMIENTOS DE SELLO DE DIAFRAGMA Para los siguientes servicios. Ácidos o bases fuertes, o fluidos muy corrosivos. Líquidos pastosos (slurry) ó que contenga sedimentos. Fluidos altamente Viscosos. •

•

•

MATERIAL Y TIPO DE CONEXIÓN Deben ser compatibles con el servicio y fluido de proceso, serán seleccionados de acuerdo con los requerimientos del “Piping Class”.

La válvula de aislamiento será diseñada por la especialidad de tubería y deberá ser ¾” NPTF.

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7.1.1. Indicadores de Presión Para la medición de presión se tendrán en cuenta lo indicado en la siguiente tabla: Tabla 2. SENSOR

EXACTITUD

Será especificado con protección de sobrerango del 30% como mínimo.

Será grado 2A, ±0.5% del Span de acuerdo con la norma ANSI/ASME B40.1000

RANGO Para la escala se deberá seleccionar de modo tal que la Presión normal de operación se encuentre entre el 40% y 70% del valor de la escala. La presión máxima no debe exceder el tope de la escala.

Para las conexiones se deberán tener en cuenta las siguientes recomendaciones: Tabla 3. CONEXIÓN

SERVICIO

A Proceso

Medición de Presión

Equipos

Medición de presión diferencial

LOCALIZACIÓN DE LA CONEXIÓN En la parte superior de las Líneas de Tubería o en los espacios de vapor o gas de los recipientes Para condiciones de Vapor de Para condiciones de Vapor de o temperaturas superiores a Agua, serán localizados por debajo Agua 212° F (100°C), los manómetros de la Conexión al proceso y serán serán especificados con sifón tipo provistos de “Pierna Húmeda”. pigtail. Se ubicaran por encima de las dos conexiones al proceso.

7.1.2. Interruptor de Presión Los interruptores de presión deben ser especificados con rango ajustable, con banda muerta mínima para reajustar el instrumento. Los interruptores de presión deben ser especificados con salida de contacto seco DPDT. 7.1.3. Transmisores de Presión Los transmisores deben ser especificados de tipo inteligente (smart), de rango ajustable. La señal de salida será de 420 mA y/o señal digital, compatible con la selección del sistema de control, tendrá indicador local incorporado. Para la transmisores se tendrán en cuenta lo indicado en la siguiente tabla. Tabla 4. RANGO La Presión normal de operación debe estar entre el 40% y el 75% del rango. La Presión máxima de operación no debe exceder el tope del rango. ECP-VST-G-GEN-FT-001

EXACTITUD Debe ser al menos de ± 0.075% del Rango.

VOLTAJE Debe aceptar variaciones de voltaje entre 18 y 28 Vdc. Debe tener protección contra Transientes 14/37

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Para los transmisores de presión utilizados en transferencia de custodia, se debe tener en cuenta lo especificado en el capitulo 21.1 del MPMS del API. 7.2. INSTRUMENTOS DE TEMPERATURA En los diseños para la medición de temperatura los termopozos no se deberán ubicar directamente en la succiónes de las bombas, ni directamente aguas-arriba de una válvula, para evitar daños en caso de ruptura del termopozo. Tampoco se deberán ubicar directamente aguas-abajo de válvulas que estén sometidas a flashing o cavitación, debido al riesgo de ruptura por excesivas vibraciones; ni directamente aguas-arriba de medidores de flujo con requerimientos de longitudes de tubería recta, para evitar que afecten la medición. Las Características de los instrumentos de temperatura se definirán en las hojas de datos. Para distancias hasta 200m se recomienda conectar los sensores de temperatura directamente al sistema de monitoreo o control, para distancias mayores se utilizarán transmisores, los cuales se ubicarán lo más cercano posible al elemento sensor. 7.2.1. Indicadores de Temperatura En el diseño se debe contemplar que la indicación local debe permitir dar soporte en forma regular a las acciones del operador en la estación. Para la medición de temperatura se tendrán en cuenta lo indicado en la siguiente tabla: Tabla 5. TEMPERATURA

ELEMENTO A UTILIZAR

-40°C hasta 400 °C (-40°F hasta 752°F)

Termómetros bimetálicos. Para instalación remota, se utilizarán termómetros tipo bulbo, con capilar.

RANGO Para la escala se deberá seleccionar de modo tal que la temperatura normal de operación se encuentre entre el 50% y 75% del valor de la escala.

7.2.2. Sensores de Temperatura   RTD

•

Para el Diseño de la RTD, se especificara grado II, 100 Ω  a 32°F, a=0.00385 Ω / Ω /°C (internacional), Pt-100 de acuerdo con IEC 60751. Las RTDs de los Sistemas de Medición de Fiscalización y Transferencia en Custodia deben contar con las constantes CVD (Callendar Van Dusen) y estar en concordancia con el estándar IEC 60571.   Termocuplas

•

Para condiciones donde la temperatura no supere los 800°C se utilizaran Termocuplas Tipo E; para Tempe raturas mayores se utilizaran Termocuplas Tipo K. 7.2.3. Termopozos Todos los elementos de temperatura deben contemplar termopozos, excepto aquellos cuya remoción, no implique riesgo de contacto con el fluido, por ejemplo, elementos tipo piel, rodamientos de máquinas, embobinados de motores, etc. La longitud del termopozo debe seleccionarse de acuerdo con el siguiente criterio y de tal modo que el elemento de medición quede completamente inmerso y no ocurran vibraciones excesivas por causa de la velocidad del fluido. ECP-VST-G-GEN-FT-001

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Tabla 6. LÍNEA Y/0 EQUIPOS 20” ≥ 20” Tanques, Recipientes, Torres ≤

INMERSIÓN Estará entre el 50 % y el 75 % del Diámetro de la Tubería. Será de 12” Máximo. Sera de 15”, se ajustara según sea el caso, cuando los equipos no permitan Termopozos con esa longitud.

Cuando la longitud total de los termopozos sea mayor de 8” y estén en tuberías o recipientes donde el flujo de velocidad por proceso genere vibración, se deberán efectuar cálculos de vibración de los mismos. La longitud del sensor (RTD o Termocupla) deben estar acordes con la longitud del termopozo para una optima transferencia de calor. 7.2.4. Transmisores de Temperatura Los transmisores de temperatura serán electrónicos de tipo inteligente (smart) con salida de 4-20mA y/o digital, compatibles con la selección del sistema de control y deberá tener indicación local. Para la Transmisores se tendrán en cuenta lo indicado en la siguiente tabla: Tabla 7. RANGO La temperatura normal de operación debe estar entre el 30% y el 70% de la escala. La Temperatura máxima de operación no debe exceder el tope de la escala.

EXACTITUD Debe ser al menos de ± 0.075% del Rango.

VOLTAJE Debe aceptar variaciones de voltaje entre 18 y 28 VDC. Debe tener protección contra Transientes

Para la exactitud de los transmisores de Temperatura utilizados en transferencia de custodia, se debe tener en cuenta el capitulo 21.1 del MPMS del API. 7.3. INSTRUMENTOS DE NIVEL Los instrumentos de medición de nivel deberán ser seleccionados acordes con las características del proceso, su temperatura, rating de las conexiones y tipo de fluido. Los medidores de nivel pueden clasificarse en dos grupos generales: directos e indirectos. Los primeros aprovechan la variación de nivel del producto para obtener la medición . Los segundos, usan una variable, tal como presión, que cambia con el nivel del producto. Para cada caso, existen instrumentos mecánicos y eléctricos disponibles. Los interruptores de nivel se deben usar preferiblemente para manejar los sistemas de interbloqueo, como apoyo a un instrumento más sofisticado o para alarmas en sistemas secundarios como nivel en recipientes de proceso para control y protección de los equipos. Los interruptores de nivel serán sin mecanismos, excepto en casos excepcionales donde la aplicación lo amerite. 7.3.1. Indicadores de Nivel Para aplicaciones con ácidos, cáusticos, líquidos sucios (u oscuros), aplicaciones de vapor a alta presión, interfases líquido-líquido; y en cualquier aplicación en la que sea necesario iluminar el indicador desde la parte posterior, se deben utilizar visores de nivel réflex o transparentes (para indicadores tipo level gauge). ECP-VST-G-GEN-FT-001

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Las conexiones a tanques y/o recipientes deben ser en general de tipo lateral (Side-Side) y bridadas. Deberán instalarse válvulas de aislamiento tipo bola. Los instrumentos de nivel con desplazador o flotador externo serán especificados para montaje del instrumento por el lado izquierdo o por el lado derecho de la cámara que contenga al desplazador, dependiendo de la posición relativa de la cámara con respecto al equipo asociado, y de la ubicación de la plataforma de acceso El cuerpo del instrumento se especificará en acero al carbón. Para condiciones de proceso especiales se utilizará acero inoxidable 316 u otro material compatible con el producto. El flotador de los indicadores de nivel tipo magnético debe ser construido en acero inoxidable 316 a menos que las características del producto exijan el uso de materiales especiales. Todos los indicadores de nivel deben incluir válvulas de venteo y drenaje las cuales deben permitir y facilitar el lavado del indicador. El tamaño de las válvulas será de ¾" NPT y serán tipo “gage cocks”. En aplicaciones en las cuales se manejen productos explosivos y/o tóxicos, los drenajes y venteos deben ser conectados a un sistema de drenajes cerrado. Para aplicaciones con líquidos de alta viscosidad los indicadores locales de nivel deben incluir calentamiento por vapor ó eléctrico. Para productos que puedan congelarse o vaporizarse rápidamente, deberá diseñarse el visor con chaqueta. Se utilizará los indicadores de tipo magnético en aplicaciones en las cuales se requiera minimizar la cantidad de boquillas en un tanque ya que permiten la instalación en conjunto tanto de interruptores y transmisores de nivel tipo magnético sin necesidad de perforaciones adicionales en el tanque y/o recipiente. Los instrumentos de nivel con desplazador o flotador externo no serán utilizados en ningún servicio sujeto a vibración.

7.3.2. Interruptores de Nivel La tecnología a ser usada debe ser seleccionada basándose en las características de densidad de los crudos, deben ser del tipo SNAP doble polo doble tiro (DPDT) (herméticamente sellado), según se indique en la hoja de datos correspondiente, con un rating de corriente de por lo menos 5 A y 30 VDC Los instrumentos interruptores de nivel deben contar con certificados y/o aprobaciones internacionales o extranjeros de cumplimiento con la clasificación de área eléctrica que se indique en las hojas de datos. Los interruptores deben tener una histéresis mínima del 5% del rango. Deben ser fácilmente ajustables, pero el ajuste debe tener un seguro para garantizar su inamovilidad. Los instrumentos interruptores de nivel deben ser herméticamente sellados y a prueba de vibración. Se deben utilizar interruptores para servicios de alarmas, independientes de los cortes. La conexión al proceso debe ser bridada en 2” con rating de presión de acuerdo con el recipiente donde se instalen. El montaje del interruptor será directamente al recipiente. Las conexiones al proceso deben ser del tipo lado – fondo o lado-lado según se indique en la hoja de datos correspondiente. •

Interruptores Tipo flotador -

La selección del flotador se debe realizar basado en la gravedad específica del fluido de proceso. Los interruptores (switches) de nivel de cámara externa deben estar construidos de material acero al carbono con sus piezas internas y flotador en acero inoxidable 316 SS. En general los interruptores de nivel tipo flotador deberán ser especificados de montaje en cámara externa, con configuración de conexiones Lateral-Inferior (Side-Bottom). En aplicaciones con líquidos de alta viscosidad, se debe especificar un trazador para calentamiento del instrumento, y para evitar el enfriamiento del producto y su adherencia al elemento sensor ó flotador.

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Tipo capacitivo -

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Los instrumentos de nivel tipo capacitivo deberán ser seleccionados para aplicación con servicios con densidad variable, con servicios corrosivos, o con interfase líquido-líquido En aplicaciones de procesos con muy alta temperatura o excesiva vibración, la configuración del montaje debe ser remota. Esto se refiere a que la unidad electrónica del transmisor de nivel se encontrará ubicada a cierta distancia del elemento sensor. Los interruptores de nivel tipo capacitivo para montaje en cámara externa deberán ser especificados con conexiones Lateral-Inferior (Side-Bottom). Si se especifican interruptores bajo de nivel para montaje directo en la pared del tanque estos deben incluir un conjunto de válvula de bloqueo y sello, que permita retirar el instrumento del proceso sin tener la necesidad de vaciar el tanque y/o recipiente. El nivel de falla segura del interruptor de nivel debe ser seleccionable en campo.

Interruptores de Vibración -

La carcaza y el elemento vibrante deben ser acero inoxidable 316SS. Deben tener un led para indicación de funcionamiento. La sensibilidad debe ser ajustable en campo. Debe poseer protección contra cortocircuito y error de conexión de la polaridad. El valor de repetibilidad debe ser de 2,6 mm y el valor de histéresis debe ser de 3 mm, como máximo.

7.3.3. Transmisores de Nivel Los transmisores deben ser electrónicos e “inteligentes” (SMART), con encerramiento en aluminio o de acuerdo a lo indicado en la hoja de datos respectiva. La señal de salida será de 4 a 20 mA y señal digital HART a menos que se especifique lo contrario. Deben tener indicador local incorporado, el cero y el rango del span serán ajustables. El transmisor podrá ser instalado en forma local con el sensor o en forma remota dependiendo de la aplicación. La exactitud debe ser ≤± 5 mm del valor medido. Para aplicaciones de transferencia de custodia o fiscalización la exactitud deberá ser ≤± 3 mm. El transmisor debe poder aceptar variaciones en el voltaje de suministro entre 18 y 28 VDC, debe tener protección contra transientes, descargas eléctricas de tipo atmosférico e interferencias de radiofrecuencia. El encerramiento de los transmisores deberán ser de acuerdo con la clasificación de área eléctrica donde será instalado. Para productos a procesar o productos que van a almacenamiento se utilizará transmisores de nivel del tipo "Radar”, teniendo en cuenta las características del producto almacenado y las condiciones de operación (Temperatura y Presión). Los transmisores deben tener cámaras separadas para la electrónica y los terminales de conexión. En instalaciones a la intemperie, se debe especificar un elemento para proteger el transmisor de la radiación solar (Sun Shade). Este elemento será obligatorio cuando el instrumento cuenta con un indicador local tipo LCD. •

Presión Diferencial

Este tipo de transmisor se deberá especificar para aquellas aplicaciones en las cuales se garantice que la densidad y la temperatura del producto, es constante. ECP-VST-G-GEN-FT-001

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El material del cuerpo será de acero inoxidable 316 S.S. igual que el diafragma, a menos que las condiciones de proceso requieran del uso de otro material. El transmisor de presión hidrostática debe ser conectado a la boquilla del tanque y/o recipiente a través de una válvula de bloqueo. Los instrumentos de Presión Diferencial, serán especificados con sellos de diafragma integrales o remotos cuando la temperatura del fluido del proceso exceda la máxima temperatura permisible del sensor. En aplicaciones con posibilidades de taponamiento de las boquillas de conexión del instrumento al recipiente, el instrumento será especificado con un diafragma extendido que al instalarse debe quedar a ras con el interior del equipo, y cuyo diámetro será seleccionado para permitir el libre paso de la extensión a través de la boquilla. Con excepción de los instrumentos bridados y de los instrumentos con sellos de diafragma, los instrumentos de presión diferencial, deben ser instalados a la misma altura o por debajo de la conexión inferior o, por encima de la conexión superior. Se debe evitar las conexiones de proceso con tubing ya que estos requieren una pierna de agua, lo correcto es hacerlo por medio de sello remoto (capilar). •

Instrumentos de medición de nivel del tipo Desplazador

Serán utilizados instrumentos de medición de nivel del tipo Desplazador en los siguientes servicios:   

•

Para medición de interfaz líquido-líquido. Donde existen niveles neumáticos tipo Desplazador. (En este caso se cambian el brazo de torsión y el cabezote). Se deberá proveer una válvula entre el instrumento y el recipiente que será diseñada por la especialidad de tubería.

Transmisores de Nivel Tipo Radar (nivel total e interfase)

Los medidores de nivel tipo radar se utilizan en líquidos almacenados con valores de constante dieléctrica iguales o mayores a 1.4. -

La conexión a proceso de estos transmisores debe ser bridada con un tamaño mínimo de Ø 4”. En tanques de techo flotante será necesario especificar un tubo de aquietamiento, también llamado“Still pipe”, con una sola toma exclusiva para la onda de medición. Las conexiones eléctricas deberán estar totalmente identificadas. No se admitirá el uso de conexiones rápidas de cable entorchado en cápsula, ni soldados a regletas. La señal del radar puede ser señal continua (FMCW) o señal pulsante (TDR). Preferiblemente deberá utilizarse la señal tipo TDR debido al menor consumo de energía, menor eco y menor contaminación electromagnética al ambiente. El tipo de antena lo define los obstáculos (agitadores, calentadores, diseño de la vasija y otros instrumentos) de la vasija o recipiente dentro del tanque, localización física del transmisor. Los materiales se deberán seleccionar de acuerdo a las condiciones de proceso y las características fisicoquimicas del producto almacenado. Los transmisores de nivel onda guiada se utilizarán para medición de nivel de liquido y/o interfase de liquidos en tanques de proceso y/o almacenamiento de hidrocarburos. El elemento sensor del transmisor puede ser de tipo flexible o rígido. Si el fluido es muy viscosos o parafínico se deberá tener en cuenta las facilidades para el mantenimento de la sonda. El transmisor deberá tener el certificado correspondiente para operar de acuerdo al area clasificada o ser intrinsicamente seguro.

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El transmisor tendrá un indicador de nivel tipo LCD en la cima del tanque o si se requiere para ser instalado en la parte baja del tanque. Una protección contra los rayos solares será obligatoria cuando el instrumento cuenta con un indicador local tipo LCD.

La exactitud del medidor de nivel tipo radar para control de proceso e inventarios deberá ser ≤ ±5 mm; para medición en transferencia de custodia referirse al capitulo 3.1 “Estándar Practice for Level Measurement of Liquid Hydrocarbons in Stationary Tanks by Automatic Tank Gauging” del MPMS del API y el Manual de Medición de Hidrocarburos. •

Transmisores de Nivel Tipo Ultrasónico

Los transmisores de nivel tipo ultrasónico se utilizarán preferiblemente para la medición de nivel de líquidos que generan poco vapores o gases en tanques abiertos, tanques sumideros o en separadores API. En instalaciones a la intemperie, se debe especificar un elemento para proteger el transmisor de la radiación solar (Sun Shade). Este elemento será obligatorio cuando el instrumento cuenta con un indicador local tipo LCD. Es deseable seleccionar el sensor con el menor ángulo de emisión posible y con el fin de evitar ecos indeseables e interferencias. 7.3.4. Detectores de Interfase (Magnetoestrictivo) •

Magnetoestrictivo

El nivel de falla segura del interruptor de nivel debe ser seleccionable en campo. Para la selección del flotador se deben tener en cuenta la gravedad específica del fluido de proceso. Los transmisores de nivel magnetoestrictivo pueden ser usados para la medición de nivel, nivel de interfase y temperatura. 7.4. INSTRUMENTOS DE FLUJO La elección del medidor de flujo está determinada por el proceso, la operación y el grado de exactitud requerido. En consecuencia, para la elección de la tecnología del medidor a utilizar, se debe considerar los siguientes criterios: a. Propiedades del fluido. Tipo de fluido (gas, liquido o Mixto); presión de trabajo; densidad y viscosidad del fluido; Partículas en suspensión; abrasividad del fluido y conductividad. b. Instalación del medidor. Diámetro nominal y orientación; flujo unidireccional o bidireccional; diámetros de tubería de entrada requeridos aguas arriba y aguas abajo para su instalación; Presencia de vibraciones; filtros; temperatura ambiente; interferencia eléctrica; humedad y clasificación de área. c. Parámetros del medidor. Exactitud (medición para fiscalización, transferencia de custodia, inventarios o balances de planta); repetibilidad; rangeabilidad; caída de presión en el medidor y señal de salida (análoga o por comunicaciones, de acuerdo a la arquitectura predefinida en la ingeniería y al tipo de función de la medida como fiscalización, inventarios, transferencia de custodia, balance de planta, etc.). d. Tipo de Flujo. Si la variable de flujo es másico o volumétrico. e. Aspecto económico. Precio del medidor; costos de instalación; mantenimiento y costos de calibración si se requiere.

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7.4.1. Medidores de Desplazamiento Positivo La instalación y/o operación de los medidores de desplazamiento positivo se regirá por la norma del API MPMS Capitulo 5.2 Measurement of Liquid Hydrocarbons by Displacement Meters ultima edición y el Manual de Medición de Hidrocarburos de ECOPETROL S.A. capitulo 5 Medición Dinámica, última revisión. Para medidores con tamaños nominales ≤ a 6 pulgadas, el flujo de operación deberá estar dentro del 20 al 85% del rango nominal dado por el fabricante en flujos continuos. Para tamaños superiores a 6 pulgadas, el flujo de operación deberá estar dentro del 20 al 75% del rango nominal dado por el fabricante en flujos continuos. Si el medidor opera para medición de transferencia de custodia, la linealidad debe ser ≤±0.15 en el rango de flujo de operación; el transmisor de pulsos debe tener doble canal de pulsos y en cuadratura. Las señales de pulsos serán cableadas al computador de flujo en las entradas A y B del medidor respectivo. La calibración de los medidores de flujo en transferencia de custodia, se realizara en sitio a condiciones de operación a través de un probador o master meter(de acuerdo con la normatividad que aplique). Para los medidores de desplazamiento positivo en control de procesos o inventarios, se deberá proveer de las facilidades para su calibración en línea a través de un master meter. 7.4.2. Medidores Tipo Coriolis La instalación y/o operación de los medidores tipo Coriolis se regirá por la norma del API MPMS Capitulo 5.6 Measurement of Liquid Hydrocarbons by Displacement Meters última edición y el Manual de Medición de Hidrocarburos de ECOPETROL S.A. capitulo 5 Medición Dinámica, última revisión. El tamaño del medidor estará definido por el rango de flujo de operación y debe estar en el 10 al 100% del rango de flujo másico nominal dado por el fabricante. Si el medidor opera para medición de transferencia de custodia en líquidos, la exactitud de flujo másico debe ser ≤ ±0,05% del flujo, densidad ≤ ±0,002 g/cc y repetibilidad ≤±0,05% del flujo; Para gas, la exactitud de flujo másico debe ser ≤ ±0,35% del flujo y repetibilidad ≤±0,05% del flujo. El diseño deberá considerar las faclidades para calibrar y verificar en línea la operación del medidor. La calibración podrá relizarse con prover o con master meter siguiendo toda la normatividad que aplique. Los medidores en control de procesos o inventarios, se deberá proveer de las facilidades para su calibración en línea a través de un master meter. 7.4.3. Medidores tipo Turbina La instalación y/o operación de los medidores tipo turbina se regirá por la norma del API MPMS Capitulo 5.3 Measurement of Liquid Hydrocarbons by Turbine Meters, última edición; el Manual de Medición de Hidrocarburos de ECOPETROL S.A. última revisión, capitulo 5 Medición Dinámica y para GAS, AGA Report No. 7 Measurement of Natural Gas by Turbina Meter. El tamaño del medidor estará definido por el rango de flujo de operación y debe estar en el 30 al 100% del rango de flujo nominal dado por el fabricante. Si el medidor opera para medición de transferencia de custodia, la linealidad debe ser ≤±0.10; tener doble bobina con un desfase de 90°y cableadas al computa dor de flujo en las entradas A y B del medidor respectivo. La calibración de los medidores de flujo en transferencia de custodia, se realizara en sitio a condiciones de operación a través de un probador o master meter(siguiendo la normatividad que aplique). ECP-VST-G-GEN-FT-001

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Para los medidores tipo turbina en control de procesos o inventarios, se deberá proveer de las facilidades para su calibración en línea a través de un master meter. No recomienda este tipo de medidor para flujo gaseoso, debido a las mejores tecnologías actuales. 7.4.4. Medidores tipo Presión Diferencial El principio de medición por presión diferencial será utilizado para la mayoría de los casos en que se permita un elemento intrusivo en la tubería. En general, el elemento sensor será la placa de orificio. Otros tipos de elementos (venturi, toberas, annubar, etc.) serán utilizados cuando se requiera menor caída de presión o cuando sean expresamente solicitados por el cliente. La instalación y/o operación de los medidores por presión diferencial tipo platina de orificio para gas se regirá por la norma del API MPMS Capítulo 14.3. Natural Gas Fluids Measurement-Concentric, SquareEdged Orifice Meters, última edición; AGA Report No. 3 Orifice Metering of natural Gas, última edición; el Manual de Medición de Hidrocarburos de ECOPETROL S.A. Capitulo 5 Medición Dinámica, última revisión. El mínimo tamaño de tubería para medidores tipo platina de orificio será ≥ 2 pulgadas; el Beta deberá estar en el rango de 0,3 a 0,7 y para transferencia de custodia de 0,4 a 0,5. Para casos particulares de medición de gas (tuberías superiores a 14 pulgadas), se empleara el tubo annubar, que es un mejoramiento del tubo Pitot. 7.4.5. Medidores Ultrasónicos Los medidores Ultrasonicos están diseñados para operar en tuberías llenas y flujos continuos (no pulsantes) y en tuberías donde se requiera un elemento no intrusivo. La instalación y/o operación de los medidores tipo ultrasonicos se regirá por la norma del API MPMS Capitulo 5.8 Measurement of Liquid Hydrocarbons by Ultrasonic Flow Meters Using Transit Time Technology, última edición; Manual de Medición de Hidrocarburos de ECOPETROL S.A. capitulo 5 Medición Dinámica, última revisión; para GAS, AGA Report No. 9 Measurement of Natural Gas by Ultrasonic Meter, y estádares ISO. El tamaño del medidor estará definido por el rango de flujo de operación y debe estar en el 30 al 100% del rango de flujo nominal dado por el fabricante. Si el medidor opera para medición de transferencia de custodia, Repetibilidad ≤±0.2%.

la linealidad debe ser

≤±0.15%

del flujo;

La calibración de los medidores de flujo en transferencia de custodia, se realizará en sitio a condiciones de operación a través de un probador o master meter. Para los medidores ultrasonicos en control de procesos o inventarios, se deberá proveer de las facilidades para su calibración en línea a través de un master meter. 7.4.6. Medidores Electromagnéticos Se utilizara para la medición de agua de proceso de producción o industrial. 7.4.7. Medidores Vortex Podrá utilizarse en la medición de gas, para balance en las estaciónes y baterías de producción de crudo y con número de Reynolds > 20.000. ECP-VST-G-GEN-FT-001

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Versión 1

No están diseñados para trabajar en tuberías parcialmente llenas y/o flujos pulsantes. 7.4.8. Medidores por Dispersión Térmica Se podrán utilizar en la medición de gas a teas. Para la selección del equipo es importante tener en cuenta la cromatografía del gas. 7.4.9. Interruptores de Flujo •

Interruptores de Flujo Mecánicos

Se utilizara en líquidos y gases, para la protección de bombas en las cuales la presión de succión sea entradas de flujo a tanques de relevo por disparos de válvulas de seguridad en el proceso. •

≤ 0

psig y en

Interruptores de Flujo por Dispersión Térmica.

Se utilizara en la protección de bombas, tuberías de drenaje y monitoreo de válvulas de alivio. 7.5. VÁLVULAS DE CONTROL En la selección de las válvulas de control se aplicará el criterio de mínima diversidad, con el fin de f acilitar su compra y minimizar los requerimientos de repuestos. En general las válvulas de control serán especificadas sin volantes para operación manual, excepto si se requiere por razones de operación y mantenimiento. Tal requerimiento s e d eb e in d i c a r en el P&ID correspondiente. Para algunas aplicaciones especiales, se podría requerir el uso de alguna de las siguientes clases de válvulas. •

•

•

Válvulas mariposa para bajas caídas de presión, donde la clase de fuga de la válvula no sea del tipo “tight shutoff” (cierre hermético). Válvulas de bola del tipo caracterizada para fluidos que contengan sólidos suspendidos, o fluidos con tendencia a cristalizarse o polimerizarse. Válvulas de ángulo son las más utilizadas para alta caída de presión o en servicios donde la formación de corteza o erosión podría ocurrir.

Todas las válvulas deben ser especificadas con bridas, excepto las válvulas de mariposa que podrán ser seleccionadas sin bridas o con una sola brida para conexión tipo wafer, si el piping class del proyecto lo permite. Los materiales y el rating de las válvulas de control deben ser especificados de acuerdo con los requerimientos del piping class de la línea correspondiente. Si se requiere el uso de materiales superiores al acero al carbono, el cuerpo y el asiento serán especificados en acero inoxidable como mínimo, siempre y cuando el servicio lo permita. En general, será preferible seleccionar tamaños de válvulas de control mayores de 1" y no serán seleccionados tamaños de 1-¼", 2-½" . Tampoco s e d e b e n s e l e c c i o n a r tamaños de válvulas de control menores a la mitad del diámetro de la línea. En caso de ser necesario, serán seleccionadas válvulas con “ trim” reducido. Para servicios que operen a temperaturas extremas se podrá considerar el uso de válvulas con bonetes extendidos. Generalmente el empaque será de los siguientes materiales: ECP-VST-G-GEN-FT-001

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Versión 1

Teflón para temperaturas de operación < 200ºC. Teflón asbesto para temperaturas de operación entre 200ºC Y 230ºC. Graphoil para temperatura > 230ºC.

Donde se requiere el bonete debe tener las siguientes características: • • •

Extendido para temperaturas de operación < 0ºC. Con aletas radiantes para temperaturas de operación > 230ºC. Con sellos presurizados o tipo fuelle para fluidos de proceso letales

En aplicaciones con servicios de gas o vapor de agua, se debe verificar que el nivel de ruido no supere 85 dBA. En caso de que el ruido exceda éste límite permisible, se considerará la selección de válvulas con trim especial. 7.5.1. Válvulas On-Off Las válvulas tipo On-Off podrán especificarse de doble excentricidad o tipo bola, "Full Port Trim" y con el cuerpo de tamaño de la línea. Las válvulas "ON-OFF" deberán cerrarse o abrirse totalmente en 10 segundos, excepto cuando se requiera de una acción más rápida, de acuerdo a las especificaciones individuales. En todo caso el tiempo de cierre de la válvula dependerá de las condiciones hidraúlicas de las líneas. Deberá hacerse un análisis de transiencites para determinar el tiempo de cierre adecuado. Las válvulas "ON-OFF" estarán generalmente equipadas con interruptores e indicadores locales de posición, con el fin de monitorear la apertura y el cierre total de la válvula. Los interruptores de posición deben tener contactos SPDT o bien DPDT, de tipo seco y encerramiento con protección adecuada para la clasificación del área en el cual van a ser instalados. 7.5.2. Válvulas Proporcionales Para el cálculo de las válvulas de control se usará primordialmente, lo delineado en el ANSI / ISA mencionadas en las normas de referencia. Como regla general, las válvulas con característica lineal serán dimensionadas para que a condiciones de flujo normal de operación no se exceda el 75% de su capacidad. Las válvulas de característica igual porcentaje serán dimensionadas para que a condiciones de flujo normal de operación no se exceda el 65% de su capacidad. Asimismo, las válvulas deberán ser dimensionadas para condiciones de flujo mínimo con una apertura no menor del 17% de su capacidad. Donde sólo se disponga del flujo máximo, se seleccionará la válvula en base al 90% de su capacidad máxima para ambos casos. Para válvulas de control rotatorias, se considerará generalmente aquel tamaño de válvula que no exceda su apertura de 60°en condiciones normales de opera ción. 7.5.3. Tipos de Actuadores El conjunto actuador-posicionador debe ser especificado para operar en un rango de señal neumática de 3-15 ó 6-30 psig, para producir el desplazamiento total de la válvula. La velocidad de apertura o cierre será evaluada sólo en aquellos casos en los que haya un requerimiento específico del proceso al respecto. Los posicionadores deben incluir un paquete de filtro/regulador y medidores de presión a la entrada y a la salida. ECP-VST-G-GEN-FT-001

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Versión 1

Las válvulas de control deben ser especificadas preferiblemente con actuador neumático de diafragma o de pistón y con posicionador electro-neumático, mientras que las válvulas de control on-off serán especificadas con actuador neumático de pistón con retorno por resorte, sin posicionador. Los actuadores de tipo Pistón deben utilizarse en servicios donde la caída de presión sea severa o cuando se requiera un tiempo de cierre más rápido. Los actuadores motorizados deberán estar diseñados para trabajar en un ambiente húmedo tropical. Tendrán un encerramiento de acuerdo a la clasificación de área donde se ubicará el actuador. Los actuadores con motor eléctrico serán utilizados para ser operados automático / manual en forma local o remota. Los actuadores deben incluir como mínimo lo siguiente: •

• • •

• • •

• •

El posicionador será especificado 4-20 mA + un protocolo de comunicaciones de acuerdo a la tecnología seleccionada por el proyecto. Contactores para arranque integrados en el actuador. Borneras terminales para cables de fuerza independientes de terminales para cables de control. El actuador con motor eléctrico deberá tener como mínimo una entrada conduit para fuerza y dos entradas conduit para control. Rodamientos pre lubricados de por vida. Inversor de fases, para evitar una rotación equivocada del motor. Protección de sobrecarga a través de uno o más sensores de temperatura para cada uno de los devanados del sensor eléctrico. Conectores para puesta a tierra. Protección por sobre-torque

Los actuadores Electro-Hidráulicos deben ser utilizados cuando se requieren: acción tipo ON/OFF, acciones rápidas, cuando se requiere más potencia, cuando hay restricción de suministro de energía o aire. Los actuadores eléctricos son utilizados en aplicaciones de “ON-OFF” en los lugares de operación donde no hay aire de instrumentos y se cuenta con suministro eléctrico. 7.5.4. Válvulas Solenoides Las solenoides de tres vías de acción directa deben normalmente ser especificadas para dar suministro de aire a los actuadores neumáticos de válvulas “ON-OFF” o en válvulas de control, cuando son relacionadas con el cierre o en servicios de protección de corte de la planta. Las solenoides deben tener venteos en su parte superior, y deben ser entubados de tal manera que la humedad no afecte al interior de la válvula. Los venteos de las solenoides deben tener escudos contra insectos. Las bobinas de las válvulas solenoides deben ser especificados para trabajo pesado de bajo consumo “Low consumption”, para trabajo de voltaje continuo de 24Vdc, adecuadas para temperatura ambiente hasta 60°C. Tubería en acero inoxidable debe ser utilizada para suministrar el aire a las válvulas solenoides. 7.6. VÁLVULAS DE ALIVIO DE PRESIÓN Las válvulas piloteadas se deberán usar en aplicaciones donde las fugas son críticas y deben ser evitadas ya que el rango de presiones de operación es mayor y su set de operación es más fácil de configurar. Para el resto de aplicaciones se deberán usar válvulas balanceadas o no balanceadas. Para la selección de las válvulas de seguridad, deberá tenerse en cuenta la normatividad y estándares del American Petroleum Institute (API) y de la American Society of Mechanical Engineers (ASME). ECP-VST-G-GEN-FT-001

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7.6.1. Válvulas de seguridad •

Dimensionamiento:

Las válvulas de seguridad para recipientes presurizados en caso de no fuego deben ser especificadas, dimensionadas e instaladas de acuerdo con el ASME “Pressure Vessel Code, Section VIII y/o API STD- 520”. Generalmente, la presión de disparo de las válvulas es el 10% mínimo, arriba de la presión normal de operación. El siguiente porcentaje de acumulación debe ser usado: -

3% para servicio de vapor, donde el código ASME para calderas aplique. 10% para servicios de líquido, gas o vapor debidos a cualquier causa exceptuando condiciones de emergencia generadas por la exposición del recipiente a fuego o otra fuente de calor. - 21% para liquido o vapor debido a fuego u otras fuentes. - 25% para descargas de bombas y expansión térmica del líquido. •

Construcción y Materiales:

Las válvulas de seguridad deben ser en general bridadas de tipo de resorte cargado con alta apertura, alta capacidad y con disco guiado en la parte superior. Bajo las siguientes circunstancias se podrá usar válvulas piloteadas en vez de las de resorte; -

Cuando se requiera una hermeticidad del “trim” superior al 98% del set de presión. Cuando se requiera que la operación de la válvula no sea afectada por contrapresión. Si se requiere eliminar el efecto martillo del líquido. Si la presión de alivio está muy cercana a la presión de operación (5-10%). Si se combina la función de alivio de presión y vacío. Si la válvula protege tanques de almacenamiento.

El uso de válvulas del tipo “No flujo” son recomendadas en aplicaciones con posibilidad de formación de hielo o cuando partes sólidas puedan afectar el comportamiento del piloto. El material del “trim” debe ser por lo menos acero inoxidable AISI 316, en caso que el proceso requiera otro tipo de material, este deberá estar acorde con lo relacionado en el Piping class. El material del resorte deberá ser: -

Acero Carbón para temperaturas de descarga de -46°C (-50.8°F) a 230°C (446°F). Acero Tungsteno Alloy para temperaturas superiores a 230°C (446°F).

Todas las válvulas deben ser suministradas con bonete para alta presión exceptuando las válvulas balanceadas con fuelle. Las válvulas balanceadas con fuelle deben ser especificadas si la descarga de la válvula se hace sobre un sistema con presión variable o si los fluidos de proceso son extremadamente tóxicos o letales. Un sistema de apertura manual debe ser especificado solamente si la válvula alivia aire, vapor o agua caliente. Para minimizar la perdida de producto, las válvulas de alivio para servicios de gas natural e hidrógeno deben tener asiento elástico.

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Discos de Ruptura para válvulas de seguridad: En casos especiales, el diseño contemplará discos de ruptura cuando la válvula deba estar protegida de los fluidos del proceso. La presión normal no debe exceder del 80% de la presión del set del disco y la presión de ruptura del disco deberá ser igual al set de disparo de la válvula de seguridad. Se deberá incluir en el diseño un manómetro con válvula de corte entre la válvula de purga y el porta disco. En el diseño, los discos de ruptura deberán incluir traceado eléctrico y aislamiento (chaquetas removibles) para mantener la temperatura cercana a la temperatura de alivio de diseño. La tubería de venteo debe ser tan corta como sea posible. El tamaño del disco no debe ser menor al diámetro nominal de la entrada de la válvula de alivio. 7.6.2. Válvulas de Alivio Térmico El cuerpo de la válvula será fabricado en acero al carbono con conexiones roscadas, su mecanismo interno de operación en acero inoxidable, sellos partes internas en vitón (no se acepta teflón ni buna-N) y resorte en acero al carbono. La válvula será auto-operada por mecanismo de resorte, con tornillo para ajuste de la presión de apertura. La construcción de las válvulas deben cumplir con las normas ASME “Pressure Vessel Code, Section VIII, Div. 1”. Las válvulas de expansión térmica deben ser generalmente de 3/4" x 1" NPT. Las válvulas de expansión térmica deben ser usadas en el lado frio de los intercambiadores y en otros sistemas donde la expansión de los líquidos confinados pudiesen sobrepasar la presión de diseño del sistema. 7.7. VÁLVULAS DE PRESIÓN Y VACÍO Las válvulas de alivio operadas por pesas serán utilizadas para conservar el vapor a presión en la estrecha banda que normalmente manejan los tanques de almacenamiento atmosféricos. 7.7.1. Componentes de una Válvula Operada por Pesas Las partes principales de una válvula operada por pesas son típicamente tres; el cuerpo, los internos (paletas) y el anillo del asiento. Sus materiales deberán quedar detallados en la hoja de datos respectiva y deberán estar de acuerdo con el piping class del proyecto. 7.7.2. Back Pressure El Back Pressure debe ser, en lo posible, evitado en las válvulas operadas por pesas. El efecto del Back Pressure en estas válvulas genera un efecto aditivo. El tamaño de la brida de salida en las válvulas operadas por pesas se debe especificar con un diámetro nominal por encima que la brida de entrada para minimizar el efecto del Back Pressure. 7.7.3. Venteos de Emergencia Los venteos de emergencia serán dispositivos con bisagras ensamblados en la parte superior de los tanques con su respectiva base. ECP-VST-G-GEN-FT-001

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Los venteos deberán ser especificados con empaques para dar sello suave entre la tapa y la base. Los diámetros aceptados son 18”, 20” y 24”. El uso de venteos de emergencia integrados con las válvulas de presión y vacío son aceptados. No se aceptará el uso de venteos de seguridad con tapas flotantes (tipo frisbee) atadas con guaya ya que esta puede romperse y la tapa quedar libre. 7.7.4. Arrestadores de Llama Los arrestadores de llama deberán ser utilizados de acuerdo con el MESG (Mean Experimental Safe Gap) y lo descrito en la API STD-2000. Para los casos donde se requiera uso de arrestador de llama, se deberán calcular las curvas de flujo para garantizar la capacidad de respiro del tanque. Los arrestadores de llama deben ser montados junto con la válvula de presión y vacío, se admitirá tecnologías que permitan su mantenimiento en línea, es decir, sin desmontar la válvula de presión y vacío. El uso de arrestadores de llama integrados con las válvulas de presión y vacío es aceptado. 7.8. INSTRUMENTOS DE MONITOREO PARA CORTE DE AGUA Los medidores de contenido de agua dinámicos serán intrusivos, bridado y se localizarán directamente en la línea principal de flujo en el lazo API de calidad o en un punto donde el flujo es turbulento. El diseño tiene que garantizar la instalación de los instrumentos para medición de corte de aguas abajo de un mezclador estático ó de cualquier arreglo de tubería (Ej. Descarga de una bomba, válvulas parcialmente abiertas, etc.), que obligue a que el fluido se mezcle para obtener una muestra homogénea del mismo. Para la calibración y montaje del monitor de corte de agua, se debe seguir las recomendaciones para la obtención de la muestra del fluido de acuerdo del API MPMS Chapter 8 Sampling, Section 1. Para medir el contenido de agua, las recomendaciones del API MPMS Chapter 10 Sediment and Water. 7.9. INSTRUMENTOS DE MEDICIÓN DINAMICA DE DENSIDAD Los medidores de densidad dinámicos serán intrusivos, bridado y se localizarán directamente en la línea principal de flujo en el lazo API de calidad o en un punto donde el flujo es turbulento. El diseño del medidor de Densidad deberá ser el tipo tubo vibratorio (Vibrating-Tube). Se debe garantizar que el líquido siempre tenga una presión sustancialmente mayor a su presión de vapor. La presencia de vórtices aguas arriba del instrumento debe minimizarse. Se deben evitar las caídas abruptas de presión y los cambios de temperatura que pueden causar que los gases disueltos se separen del fluido. 7.10. INSTRUMENTOS DE MEDICIÓN DINAMICA DE VISCOSIDAD El instrumento para la medición de viscosidad debe ubicarse en un punto de la línea de proceso en el cual la muestra del fluido sea representativa. ECP-VST-G-GEN-FT-001

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El equipo no puede ser expuesto a vibración excesiva. El elemento resuena a su frecuencia natural y la amplificación de esa frecuencia proporciona una medida de viscosidad. Dos señales de frecuencia son comparadas electrónicamente. El rango de calibración del transmisor debe ser seleccionado de forma tal que el valor de la viscosidad máxima corresponda al límite superior del rango. Debe incluir compensación por temperatura si se requiere. En la localización se tiene que considerar una configuración by-pass, lo cual permite remover el instrumento del proceso sin intervenir la línea principal de proceso. 7.11. TOMA MUESTRAS AUTOMATICO Los toma muestras automaticos se regiran por el capitulo 8 Sampling del MPMS del API y el Manual de Medición de Hidrocarburos de ECOPETROL S.A. Capítulo 8. Generalmente, los tomamuestras para crudo se instalan en el lazo de calidad (lazo API) o en su defecto, aguas abajo del mezclador estatico. Los toma muestras automáticos se instalarán directamente en la línea principal de flujo y se debe asegurar que el punto de la toma de la muestra el flujo sea turbulento y no se presente estratificación. 7.12. Sistema de Control y Sistema de Parada de Emergencia Los Sistemas de Control Distribuido (DCS) y los Sistemas de Parada de Emergencia (ESD, SIS) asociados a los nuevos proyectos deberán estar dentro las marcas aceptadas por ECOPETROL S.A. En caso de caso de requerir un sistema nuevo se elaborará la respectiva especificación y requisición para el sistema de control DCS y/o SIS, procurando conservar la marca de los equipos instalados en el área objeto del proyecto, con el propósito de mejorar la integridad y mantenibilidad del sistema. Especificaciones de los sistemas de control, ESD y F&G se encuentran en documentos corporativos para tipo de sistema. 7.13. MATERIALES DE INSTALACIÓN 7.13.1. Tuberías, Accesorios y Tubing Los tipos, dimensiones, diámetros y rating, de las conexiones de los instrumentos, válvulas y demás accesorios para su montaje serán los definidos en: • •

ASME B16.5 para todas las conexiones bridadas. ASME B1.20.1 (rosca tipo NPT) para todas las conexiones roscadas.

Los materiales de tuberías, válvulas y accesorios a escoger para el diseño de la instalación de instrumentos deberán ser compatibles y apropiados para el servicio o fluido de proceso. Los materiales serán compatibles y equivalentes a la especificación de tuberías aplicable en el punto de conexión del instrumento. En general, se utilizará tubing de acero inoxidable 316 para la conexión a proceso de los instrumentos. El tubing será de 1/2" de diámetro externo y los "accesorios" y válvulas de compresión asociados deberán ser de acero inoxidable 316 y de tipo doble ferrule. El tubing para conexión a proceso tendrá un espesor de pared no menor de 0.049".

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Cuando las características del servicio impiden el uso de tubing, los materiales y accesorios a utilizar estarán de acuerdo a la especificación de materiales de tubería aplicable. Los tubing y accesorios deben ser marca Swagelok. No se acepta otro fabricante. El tubing para las conexiones neumáticas de los instrumentos será de acero inoxidable 316 de diámetro 3/8" (0.035" de espesor de pared) para alimentación de aire. Los accesorios de conexión asociados deberán ser acordes con este material. 7.13.2. Materiales Eléctricos 7.13.2.1. Bandejas La canalización del cableado entre las cajas de conexión y los instrumentos de campo se realizará en un primer tramo mediante bandejas portacables. En el tramo final saliendo de la bandeja al instrumento se protegerá el cable empleando conduit abierto de 3/4”. Se utilizarán bandejas portacables para todas las rutas aéreas principales de canalización de instrumentación. Las bandejas portacables serán del tipo escalera o fondo perforado en material aluminio libre de cobre, serie pesada, para instalación horizontal o vertical, en tramos rectos con sus respectivos accesorios. Su diseño debe cumplir las exigencias del artículo 318 del NEC. Los tramos rectos y las curvas deberán tener previsiones para la instalación de cubiertas o tapas, las cuales protegerán los cables contra objetos extraños o líquidos corrosivos. Podrán utilizarse barreras metálicas internas (separadores) en tramos de bandeja, para segregar cableado de circuitos de distinta índole. Los soportes serán fabricados en perfiles de hierro galvanizado en caliente con acabado en pintura, el color de la pintura será definido en obra. Toda la tornillería será resistente a la corrosión (Acero inoxidable). Si es necesario realizar perforaciones o cortes sobre elementos terminados o reparar pequeñas áreas dañadas del galvanizado, las áreas afectadas se deben reparar con pinturas enriquecidas con zinc para galvanizado en frío siguiendo el procedimiento recomendado por el fabricante. Los soportes, los tramos rectos y los accesorios que conforman el sistema de bandejas se localizarán e instalarán según se indica en los planos respectivos. 7.13.2.2. Tubería Conduit en áreas de proceso En las áreas en donde las canalizaciones eléctricas son con tubería conduit, esta será en acero galvanizado del tipo extra-pesado, soldada longitudinalmente, burilada internamente, galvanizada en caliente de acuerdo con ANSI C80.1, con roscas cónicas NPT. El tamaño mínimo será de 3/4”. Los materiales y accesorios asociados a la canalización tipo conduit serán del tipo apropiado para instalación en plantas petroquímicas, de acuerdo al ambiente y a la clasificación de área correspondiente. En general la tubería debe tenderse en tramos horizontales o verticales, con una pendiente mínima del 0.5% para permitir el desagüe de la condensación atrapada en la misma. Debe soportarse y fijarse como mínimo cada 2 metros. Los tramos cortos de llegada a equipos, tableros o cajas que en conjunto con la tubería conduit de llegada pueden ser rígidos, no tendrán soportes o fijaciones suplementarias. En todas las conexiones necesarias para tender los tramos de tubos, conectar accesorios de tubería y terminaciones en los equipos se deben enroscar como mínimo 7 filetes de rosca. ECP-VST-G-GEN-FT-001

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El sistema de conduit no se soportará de los equipos ni de las válvulas de proceso. Tampoco se instalará conduit sobre superficies calientes a más de 55º C. Los soportes especiales se indicarán en los típicos respectivos de montaje. Entre puntos de halado no se harán curvas sucesivas que sumen más de 270º, de lo contrario se instalarán conduletas y/o cajas de paso. En general, se usarán acoples rectos (uniones simples). En los casos en los cuales no se pueda girar ninguno de los tramos que se intenta conectar se usarán uniones universales. Los radios de curvatura para los conduit, estarán de acuerdo con la tabla 346-10 del Código Eléctrico Nacional, esto es seis veces el diámetro nominal del tubo medidos sobre el borde interno del mismo. 7.13.2.3. Cables Todos los cables serán especificados como UL listados y certificados. Dentro del listado de documentos requeridos con la oferta, se solicitará a cada proveedor incluir con su cotización la certificación UL de los modelos, referencias y tipos de cables propuestos. La clasificación de los cables se encuentra en el documeto ECP-VST-P-INS-ET-014 Especificación Técnica para Cables de Instrumentación. •

Para instrumentos o analizadores alimentados a 120VAC, podrían usarse tres conductores # 12 AWG por razones de regulación, utilizando conduit o bandeja diferente a las que llevan los cables de señal analógica.

En todo caso, los cables no tendrán un calibre menor a # 20 AWG y serán listados UL. El número de pares / conductores de los cables multipares / multiconductores, se prefiere de 24 pares con apantallamiento individual y general. Para aquellas aplicaciones específicas que requieran cables distintos a los mencionados, se seleccionará el cable siguiendo los lineamientos del fabricante del equipo asociado o deberá especificarse para ser suministrado por dicho fabricante como parte del equipo. Este es el caso de los cables requeridos para ciertos sensores de flujo, sensores de nivel, sensores de analizadores, así como los cables de comunicación requeridos para analizadores, PLC, válvulas motorizadas, sistemas de medición de tanques, etc. 7.13.2.4. Cajas de conexión En primera instancia se utilizarán las cajas existentes para la concentración de señales, siempre y cuando manejen el tipo de señal requerido. Podrán reutilizarse cajas existentes, efectuándoles las modificaciones y adecuaciones pertinentes para la nueva aplicación. En el evento en que no pueda implementarse alguna de las alternativas anteriores, y sea necesario diseñar una nueva caja de interconexión, se especificará de acuerdo con los siguientes criterios: Las cajas para seguridad intrínseca deberán ser tipo NEMA 4X y fabricadas en acero inoxidable (similar a marca Crouse Hind tipo NexT o equivalente), y para circuitos explosión Prof. Deberán ser Nema 4X+7 fabricadas en aluminio libre de cobre (similar a marca Crouse Hind tipo EJB-12166 o equivalente), y estar dentro de las marcas aceptadas por ECOPETROL S.A., y certificada UL. ECOPETROL S.A. prefiere cajas de 24 pares, pero podrán contener 12 ò 36 señales previa aprobación de la especialidad de instrumentación y control. ECP-VST-G-GEN-FT-001

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Versión 1

Todas las cajas de conexión deberán tener un grado de protección mecánico y eléctrico de acuerdo al área de clasificación en donde será instalada y serán listadas UL. Dentro del listado de documentos requeridos con la oferta, se solicitará a cada proveedor incluir con su cotización la certificación UL de los modelos, referencias y tipos de cajas cotizadas. Los prensaestopas (cable gland) ofertados deberán ser certificados UL (similar a marca Crouse Hind tipo TW1DC/16/0.50 NPT o equivalente). El fabricante debe entregar el certificado UL o equivalente para el modelo, referencia y tipo de prensaestopas ofertado. El prensaestopa deberá ser diseñado y especificado para armadura tipo server wire armor (SWA). 7.14. DISEÑO DE INSTALACIONES 7.14.1. Diseño de Instalaciones Eléctricas El diseño de las instalaciones eléctricas deberá ser acorde con la clasificación de área. 7.14.1.1. Criterios La canalización principal, para el cableado desde cajas de conexión, paneles y otros equipos hasta la sala de control será principalmente por bandejas portacables existentes. La canalización del cableado entre las cajas de conexión y los instrumentos de campo se realizará en un primer tramo mediante bandejas portacables instaladas de manera aérea. En el tramo final saliendo de la bandeja al instrumento se protegerá el cable empleando conduit aéreo abierto, si la clasificación del área lo permite. La conexión del cable al instrumento o caja de conexión se realizará mediante terminadores para cable armado (tipo cable-gland) de tamaño apropiado para el diámetro del cable y con conexión NPT del tamaño apropiado a la conexión del instrumento o caja de conexión. En caso de no usar cable armado, deberá usarse los accesorios eléctricos de conexión al instrumento indicados de acuerdo con la clasificación del área donde se encuentre. De manera excepcional, solo para áreas definidas como de alto riesgo de incendio dentro de la planta se prefiere el ingreso de cables con ductos enterrados, evitando en lo posible tender y/o el paso de las bandejas y cables aéreos por estas zonas y/o áreas. Debe evitarse soportar los bandejas portacables en las tuberías de proceso. Se segregarán las canalizaciones y las cajas de conexión de acuerdo a la clasificación siguiente: •

Señales del sistema de control DCS o PLC.

•

Señales del sistema ESD, SIS.

•

Señales de potencia 24vdc.

•

Alimentación en 120 VAC a instrumentos.

•

Cableado de Termocuplas.

•

Cableado de comunicación.

Las señales analógicas y discretas de un mismo grupo serán segregadas empleando separadores metálicos en la bandeja.

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7.14.1.2. Sistema de cableado El cableado se hará tomando en cuenta los tipos de señales, según la clasificación que se encuentra en el documento ECP-VST-P-INS-ET-014 Especificación Técnica para Cables de Instrumentación. El cable a utilizar será mínimo # 16 AWG para cables individuales y # 20 AWG para los multiconductores. Para la conexión de instrumentos a las cajas de conexión se utilizará cable bipolar o tripolar, mientras que la conexión entre cajas de conexión y sala de control se hará mediante cables multiconductores. La pantalla de los cables será puesta a tierra en la sala de control, por lo tanto deberán proveerse los puntos de continuidad necesarios en las cajas de conexión entre las pantallas individuales de los cables bipolares, tripolares y la pantalla general del multiconductor. 7.14.1.3. Cajas de conexión y tipos Las cajas de conexión deberán ser instaladas de manera que se facilite su mantenimiento (1.5 m por encima del piso o las plataformas hasta el centro de la caja) y deberán estar ubicadas estratégicamente, lo más cerca posible de los instrumentos asociados a ellos. Para cajas nuevas, o reutilizadas (modificadas) se tendrá un máximo de dos (2) multiconductores por caja. La segregación de multiconductores por caja será de la siguiente manera: •

Un multiconductor dedicado a señales análogas de entrada y salida al sistema de control.

•

Un multiconductor dedicado a señales discretas de entrada y salida al sistema de control.

•

Un multiconductor dedicado a señales discretas de entrada al sistema de ESD, SIS.

•

Un multiconductor dedicado a señales discretas de salida al sistema de ESD, SIS.

7.14.2. Diseño de Instalaciones Neumáticas •

Alimentación de aire

El diseño del cabezal principal de suministro de aire para instrumentos será responsabilidad de la disciplina de Tuberías, siguiendo los requerimientos establecidos por la disciplina de Instrumentación. El alcance del cabezal principal será hasta las válvulas de derivación inclusive, siendo este punto el límite de batería para el diseño. El diseño de los ramales o circuitos neumáticos a partir de las válvulas de derivación será responsabilidad del grupo de Instrumentación. El sistema debe ser aéreo, por lo tanto deberá evitarse en lo posible el uso de tuberías enterradas. Los ramales de alimentación de aire desde la válvula de derivación hasta la válvula de aislamiento del instrumento o equipo se harán con tubería según la especificación de materiales de instrumentación para servicio de aire de instrumentos. La instalación desde la válvula de aislamiento hasta el instrumento o equipo será hecha mediante tubing de acero inoxidable 316 de 3/8", según la especificación de aire para instrumentos. Los soportes para las tuberías de aire tendrán una separación entre sí que oscilará entre 2 y 3 m. Para el dimensionamiento y diseño de los circuitos debe seguirse la siguiente tabla:

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Tabla 8. Dimensionamiento y Diseño de los Circuitos No DE INSTRUMENTOS 5 15 25 80

TAMAÑO DE LA TUBERIA 1/2" 3/4" 1" 1 1/2"

NOTA: Cuando se utilizan instrumentos especiales (alto consumo) la tabla anterior no es válida y se deberá revisar el caso específico. 7.15. GABINETES MARSHALLING El uso de gabinetes marshalling o conceontradores de señales deberá evaluarse de acurdo con la necesidad particular del sitio, la aplicación y el esquema de conexionado al sistema de control. Es de preferencia minimizar el uso de gabinetes que signifiquen segmentación del cable de instrumentos al sistema de control (Modulos IO o RTUs). El diseño de cada gabinete se realizará con base en los siguientes lineamientos: •

• • •

El gabinete será autosoportado y tendrá las facilidades necesarias para el anclaje al piso del cuarto de control y para su respectivo izamiento. El acceso será por la parte frontal El diseño y construcción de los conjuntos electrónico y mecánico serán de tipo modular. El cableado se discrimina según el tipo de señal (análogo, digital, temperaturas).

Cada gabinete estará provisto con: • • •

• • •

Módulos de suministro de potencia redundantes ( Entrada 120 VAC -60 Hz- Salida 24 VDC); Juego de barras de cobre de tierra y conexión de pantallas de cables Sistema de enfriamiento por ventilación con termostato para control, dotado de rejillas y filtros anti polvo removibles. Luminaria interna accionada por interruptor de puerta. Canales, guías y soportes de cables, tomacorrientes de servicio de 110 VAC y rótulos. Borneras y accesorios completamente ensamblados.

En el gabinete se proveerá un 20% de espacio disponible para expansiones futuras y un 50% de reserva en las canalizaciones internas para cables. El gabinete será identificado con placa de baquelita asegurada con dos tornillos de acero inoxidable y con letras de 5 cm. de alto X 3 cm. de ancho grabada en la puerta del frente y su identificación será indeleble. Las puertas tendrán una manilla de cierre con llave universal y tres puntos de cierre: arriba, en el medio y abajo. Además deberán tener un portaplanos plástico ubicado en el lado interior de la puerta del gabinete. Los gabinetes deberán tener un freno para la puerta. Los gabinetes deberán contener borneras, barreras intrínsicamente seguras (si aplica), breakers y tomas. La entrada de los cables será por el lado inferior (piso removible) del gabinete Por criterios de uniformidad y ergonomía todos los gabinetes marshalling y los gabinetes de equipos de control tendrán dimensiones homogéneas en profundidad y en altura. ECP-VST-G-GEN-FT-001

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En el ensamble de paneles se utilizarán tuercas y pernos de tamaño y fuerza adecuadas para ajustarse a la aplicación. Las superficies de los gabinetes serán planas y libres de distorsión, marcas y rayas. Los paneles remisibles se asegurarán con pernos de cabeza hexagonal en acero inoxidable, ranurados AISI 304. Los pernos estarán separados. Se utilizarán sellos de caucho neopreno en todas las puertas, paneles laterales y platinas de collares. 7.16. TÍPICOS DE MONTAJE INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL Para el listado de materiales y documentación de típicos de instrumentación se utilizarán los típicos de montaje elaborados por ECOPETROL S.A. donde sea aplicable. Para los típicos nuevos que no aparecen relacionados en el siguiente listado deben ser elaborados en el desarrollo de la ingeniería en el mismo formato estándar utilizado por ECOPETROL S.A en sus típicos de montaje. El listado de típicos de montaje se relaciona en el anexo B. 8. REGISTROS Los planos, documentos entregables en el diseño están indicados y definidos en el instructivo ECP-VST-P-INS-FTListado de Entregables de Ingenieria Basica y Detalle 9. CONTINGENCIAS No se prevén contingencias en este manual. 10. BIBLIOGRAFÍA ISA – S5.1, S5.2, S5.3, S5.4 y S.20. DEP Shell. RP-520 Sizing, Selection and Installation of Pressure-Relieving Devices in Refineries, Part I - Sizing and Selection, Part II - Installation. RP-550 Installation of Refinery Instruments and Control Systems, Part I - Process Instrumentation and Control, Part II - Process Stream Analyzers. RP-552 Transmission Systems.   NEC. IEC – 529. ASTM American Society for testing and materials. ASME – Boiler and Pressure Vessel Code, Section VIII. AISI - American Iron and Steel Institute   DIN.   ANSI. B 2.1 Pipe threads. B 16.5 Steel pipes flanges and flanged fittings. B 16.104 Control Valve Seat Leakage. MC96.1 Temperature Measurement Thermocouples. DEP 33.64.10.10-Gen. - MANUAL- ELECTRICAL ENGINEERING GUIDELINES - September 2002.

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DEP 33.65.50.32 - TECHNICAL SPECIFICATION - STATIC AC UNINTERRUPTIBLE POWER SUPPLY UNIT (STATIC AC UPS UNIT). DEP Shell - Standard Drawing S67.006.

11. ANEXOS •

Anexo A – Diagramas

Anexo A.1

Diagrama – Protección y Monitoreo de Condición para Compresores.

ECP-VST-P-INS-DL-001 Diagrama Esquematico para Proteccion por Virbacion en Compresores Anexo A.2

Diagrama – Control de Bombas con Motor Eléctrico.

ECP-VST-P-INS-DL-002 Diagrama de Control de Bombas con Motor Eléctrico Anexo A.3

Diagrama – Operación Válvulas MOVs para Alineamientos.

ECP-VST-P-INS-DL-003 Diagrama de Comunicacion Valvulas Motorizadas Anexo A.4

Diagrama – Control Compresor Reciprocante con Motor Eléctrico Sincrónico.

ECP-VST-P-INS-DL-004 Diagrama Control Compresor Reciprocante con Motor Electrico Anexo A.5

Diagrama – Control Sistema Gobernación Electrónico Turbina de Vapor para Bomba.

ECP-VST-P-INS-DL-005 Diagrama de Control Sistemas Gobernación Electrónico Turbina de Vapor para Bomba Centrífuga Anexo A.6

Diagrama – Sistema alimentación Eléctrica para Instrumentación y Control- Topología Típica de UPS (120VAC).

ECP-VST-P-INS-DL-006 Topología Típica de una UPS •

Anexo B – Típicos de Montaje Instrumentación

Anexo B.1

Típico de Montaje Caja de Conexión-Instrumentación

ECP-VST-P-INS-TI-001 Instrumentacion Tipico De Montaje Caja De Conexión Tipo Bornera Seguridad Intrinseca Anexo B.2

Típicos de Montaje Eléctrico-Instrumentación.

ECP-VST-P-INS-TI-002 Instrumentacion Tipico De Montaje Electrico Transmisor, Posicionador Termocupla Seguridad Intrinseca ECP-VST-P-INS-TI-003 Instrumentacion Tipico De Montaje Electrico Selenoide, Switche, Convertidor IP, PI Seguridad Intrinseca ECP-VST-P-INS-TI-004 Instrumentacion Tipico De Montaje Electrico Transmisor E Indicador Remoto (Serie) Switche Y Dos Controles HL (Serie) ECP-VST-G-GEN-FT-001

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