estandar medicion hidrocarburos y gas natural

VICEPRESIDENCIA DE SUMINISTRO Y

MERCADEO Gerencia De Planeación Y Suministro

Versión: 0 ECP- VSM-

ESTÁNDAR DE INGENIERÍA PARA SISTEMAS DE MEDICIÓN DE

TRANSFERENCIA DE CUSTODIA PARA HIDROCARBUROS

Fecha:

28/01/2008 Página 1 de 189

ESTÁNDAR DE INGENIERÍA PARA LA MEDICIÓN DINÁMICA DE CANTIDAD Y CALIDAD DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS Y

GAS NATURAL

VAL IDADO

RELACION DE VERSIONES

">

$~TROL

DEPENDENCIA RESPONSABLE

VICEPRESIDENCIA DE SUMINISTRO Y MERCADEO

Gerencia De Planeaci6n Y Suministro ESTANDAR DE INGENIER~A PARA

SISTEMAS DE MEDICION DE TRANSFERENCIA DE CUSTODIA PARA

HIDROCARBUROS

EDUARDO ~ T T A RUEDA Lider Corporativo de Medici6n

GPS - VSM

SARA ISABEL PARRA Lider de Medicion GCB - VRP

Versi6n: 0

Fechr:

28/01/2008

NICOLAS VALLE YI Lider de Medicion

VIT

ECP- VSM-

Phgina 2 de 189

JULIO MARIO RUEDA CELIS Lider de Medici6n

VPR

CARLOS GUSTAVO AREVALO Lider de Medici6n GRC-VPR

JAlRO H. GUZMAN M E J ~ A I.C.P.

=-CI S 0 HERR ESTEVEZ

Asesor Juridico VSM I I


Gerencia De Planeación Y Suministro Versión: 0 ECP- VSM- I-001



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TABLA DE CONTENIDO

APENDICE A – INCERTIDUMBRE........................................................ 6

1. OBJETIVO ..................................................................................... 7

2. ALCANCE ...................................................................................... 7

3. DOCUMENTOS DE REFERENCIA ................................................ 7

4. DEFINICIONES Y ABREVIATURAS ........................................... 10

5. GENERALIDADES ....................................................................... 10

5.1. UNIDADES DE MEDIDA UTILIZADAS ......................................................... 11

5.2. CONDICIONES DE REFERENCIA ................................................................ 11

5.3. CONSIDERACIONES DE DISEÑO ................................................................. 12

5.3.1. CONSIDERACIONES GENERALES SOBRE LOS PROYECTOS ................. 12

5.3.2. CAPACIDAD DEL SISTEMA DE MEDICIÓN............................................. 14

5.3.3. CONDICIONES OPERATIVAS Y ECONÓMICAS....................................... 14

5.3.4. DESEMPEÑO DE LOS COMPONENTES DEL SISTEMA. ........................... 15

5.3.5. CONDICIONES DE PROCESO ................................................................... 17

5.3.6. DISEÑO DE TUBERÍAS DEL SISTEMA DE MEDICIÓN. ........................... 17

6. PROBADORES ............................................................................. 20

6.1. PROBADORES BIDIRECCIONALES DE ESFERA ........................................ 22

6.1.1. ESFERAS................................................................................................... 24

6.1.2. VÁLVULAS DE 4 VÍAS ............................................................................. 26

6.2. PROBADORES COMPACTOS DE PISTÓN ................................................... 30

6.3. PROBADORES TIPO TANQUE ...................................................................... 33

6.4. MEDIDORES DE REFERENCIA. ................................................................... 33

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6.5. SELECCIÓN DE PROBADORES................................................................... 34

6.6. TÉCNICA DE INTERPOLACIÓN DE PULSOS .............................................. 35

7. SELECCIÓN DE EQUIPOS E INSTRUMENTOS DE CAMPO ..... 36

7.1. MEDIDORES DE FLUJO ................................................................................ 36

7.1.1. FACTORES A CONSIDERAR EN LA SELECCIÓN DE MEDIDORES Y EQUIPOS ACCESORIOS...................................................................................... 40

7.1.2. MEDIDORES DE FLUJO TIPO PLATINA DE ORIFICIO............................. 42

7.1.3. MEDIDORES DE FLUJO TIPO DESPLAZAMIENTO POSITIVO (CAPITULO 5.2 DEL MPMS DEL API) ...................................................................................... 49

7.1.4. MEDIDORES DE FLUJO TIPO TURBINA (CAPITULO 5.3. DEL API - MPMS DEL, AGA 7 Y AGA 8). ........................................................................................... 51

7.1.5. MEDIDOR TIPO TURBINA HELICOIDAL ................................................. 54

7.1.6. MEDIDORES DE FLUJO TIPO CORIOLIS (API MPMS 5.6 Y AGA R11) ..... 55

7.1.7. MEDIDORES ULTRASÓNICOS ( API – 5.8, AGA R9) ................................ 65

7.2. INSTRUMENTOS ........................................................................................... 70

7.2.1. MEDICIÓN DE TEMPERATURA (CAPITULO 7.2 DEL MPMS DEL API) ... 71

7.2.2. MEDIDORES DE PRESIÓN........................................................................ 72

7.2.3. MEDIDORES DE DENSIDAD (CAPITULO 14.6 DEL MPMS DEL API)....... 72

7.2.4. TOMA MUESTRAS AUTOMÁTICO (CAPITULO 8, API MPMS 8.2 Y 8.3) . 75

7.2.5. CROMATÓGRAFO. ................................................................................... 85

7.2.6. MEZCLADOR ESTÁTICO ......................................................................... 86

7.3. VÁLVULAS. .................................................................................................... 87

7.3.1. VÁLVULAS CON ACTUADOR ELÉCTRICO (MOV) ................................. 87

7.3.2. VÁLVULAS DE CONTROL DE FLUJO ...................................................... 88

7.3.3. VÁLVULAS DE CONTROL DE CONTRAPRESIÓN (BACK PRESSURE) ... 88

7.3.4. VÁLVULAS DE CONTROL DE PRESIÓN.................................................. 88

7.3.5. VÁLVULAS CHEQUE ............................................................................... 88

7.4. FILTROS......................................................................................................... 88

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7.5. ELIMINADORES DE AIRE O VAPOR ........................................................... 89

8. REQUERIMIENTOS DE CONTROL Y ADMINISTRACIÓN ....... 90

8.1. COMPUTADORES DE FLUJO ....................................................................... 90

8.1.1. ESPECIFICACIONES DE HARDWARE (C.F.) ............................................ 91

8.1.2. ESPECIFICACIONES DE SOFTWARE (C.F.).............................................. 92

8.2. SISTEMA DE CONTROL................................................................................ 93

8.3. TRANSMISIÓN DE DATOS............................................................................ 94

8.3.1. INTERFERENCIA DEL CABLEADO DE CORRIENTE AC....................... 94

8.3.2. INTERFERENCIA DE FRECUENCIA DE RADIO..................................... 94

8.3.3. CABLEADO DE SEÑAL............................................................................ 94

8.3.4. CONEXIÓN A TIERRA ............................................................................. 95

8.3.5. PROTECCIÓN DE CABLEADO................................................................ 95

8.3.6. UNIDAD DE RECEPCIÓN........................................................................ 95

8.3.7. PROTECCIÓN CONTRA PERTURBACIONES Y RAYOS....................... 96

8.3.8. INSTALACIÓN DE PROTECTORES DE PICOS...................................... 96

8.3.9. PROTECTORES DE PICOS DE RAYOS CON CONEXIÓN A TIERRA... 96

8.3.10. FIDELIDAD Y SEGURIDAD DE SISTEMAS TRANSMISORES DE DATOS PULSADOS DE MEDICIONES DE FLUJO............................................................ 96

8.4. IMPRESORAS................................................................................................. 99

9. LLENADO Y DESCARGA DE CARROTANQUES ....................... 99

9.1. PLANTAS DE ALMACENAMIENTO Y DISTRIBUCIÓN .............................. 99

9.2. CONDICIONES DE DISEÑO ........................................................................ 103

9.2.1. RECOMENDACIONES PARA LLENADO POR DEBAJO:......................... 103

9.2.2. RECOMENDACIONES PARA LA DESCARGA ........................................ 103

9.2.3. SISTEMA DE MEDICIÓN: ....................................................................... 104

10. INCERTIDUMBRE ..................................................................... 105

11. TRANSFERENCIA DE CUSTODIA MARINA ............................ 105

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11.1. INTRODUCCIÓN........................................................................................... 105

11.2. CONDICIONES GENERALES DE DISEÑO ................................................. 108

11.2.1. CONDICIONES OPERATIVAS Y ECONÓMICAS..................................... 109

11.3. DESEMPEÑO DE LOS COMPONENTES DEL SISTEMA ........................... 109

11.3.1. MEDIDORES ........................................................................................... 110

12. CASOS ESPECIALES ................................................................. 111

13. BIBLIOGRAFÍA ......................................................................... 111

14. ANEXOS ..................................................................................... 113

15. APÉNDICES ............................................................................... 113

ANEXO A COEFICIENTES DE DESCARGA PARA PLATINAS DE ORIFICIO BRIDADAS ...................................................................... 114

ANEXO B LISTA DE CHEQUEO PARA INGENIERÍA CONCEPTUAL125

ANEXO C LISTA DE VERIFICACIÓN DE INGENIERÍA BÁSICA ... 135

ANEXO D LISTA DE VERIFICACIÓN DE INGENIERÍA DE DETALLE . 152

ANEXO E FORMATOS DE ESPECIFICACIONES TÉCNICAS ......... 179

APENDICE A – INCERTIDUMBRE

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INTRODUCCION

El presente Estándar de Ingeniería se enmarca dentro de los documentos de referencia enunciados en el numeral No. 2 y constituye una guía práctica para el diseño, montaje y verificación del cumplimiento de las normas y recomendaciones que permitan a ECOPETROL S.A., realizar la medición de cantidad y calidad de los hidrocarburos y biocombustibles utilizando equipos y procedimientos que aseguren el cumplimiento de las metas de incertidumbre en la medición dinámica de hidrocarburos, incluyendo la transferencia de custodia marina. Como toda guía práctica, el presente documento consta de una selección de temas según análisis de los colaboradores y participantes de los cursos talleres, recogiendo para cada uno de ellos, sus criterios y consideraciones de más relevancia y de más amplia aplicación. Para casos muy específicos y necesidades más detalladas sobre los mismos, se recomienda la consulta obligatoria de las fuentes citadas en la sección de Documentos de Referencia.

1. OBJETIVO

Este documento, contribuye en forma práctica, a la unificación de los criterios que deben ser aplicados al diseño, mejoramiento y estandarización y establece las bases para identificar las alternativas que se deben analizar en el proceso de maduración de los proyectos de medición de hidrocarburos y biocombustibles.

2. ALCANCE

El presente documento describe los requerimientos de diseño, selección de equipos y construcción de sistemas de medición dinámica de cantidad y calidad de hidrocarburos líquidos (refinados, GLP, crudos), gas natural a ser instalados en ductos o plantas, donde se realice su transferencia de custodia entre las diferentes áreas operativas de ECOPETROL, S.A., o entre éste y un tercero.

3. DOCUMENTOS DE REFERENCIA

El presente Estándar de Ingeniería fue elaborado considerando la última revisión de los documentos indicados a continuación; cualquier actualización de los mismos deberá ser tenida en cuenta para la revisión y/o modificación de este documento

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• Política para la Gestión de Medición de Hidrocarburos para Fiscalización y Transferencia

de Custodia de ECOPETROL, S.A.

• Manual de Medición de hidrocarburos de ECOPETROL, S.A.

• Catálogo de productos de la Vicepresidencia de Refinación y Mercadeo (2001). • Guía para la Elaboración del plan de ejecución del Proyecto (PEP), Actualización 3, Marzo

de 2007. ECP-DPY-G-001

• EMPRESA COLOMBIA DE PETROLEO – ECOPETROL S.A. Vicepresidencia de Transporte – VIT. Estándar de Ingeniería para la medición dinámica de cantidad y calidad de hidrocarburos líquidos, ECP-MSM-GE-VAR-001. 26-abr-2006.

Manual of Petroleum Measurement Standards API(MPMS)

• Chapter 1 Vocabulary

• Chapter 4 Proving System

• Chapter 5 Liquid Metering

• Chapter 6 Metering Assemblies

• Chapter 7 Temperature Determination

• Chapter 8 Sampling.

• Chapter 9 Density determination.

• Chapter 10 Sediment and Water.

• Chapter 11 Physical Properties Data

• Chapter 12 Calculation of Petroleum Quantities

• Chapter 13 Statistical Aspects of Measurement and Sampling,

• Chapter 14.1 Collecting and handle of natural gas samples for custody transfer

• Chapter 14.6 Continuous Density Measurement.

• Chapter 14.8 Liquefied Petroleum Gas Measurement.

• Chapter 17.1 Guidelines for Marine Cargo Inspection

• Chapter 17.2 Measurement of Cargoes On Board Tank Vessels

• Chapter 18 Custody Transfer

• Chapter 20.1 Allocation Measurement

• Chapter 21 Flow Measurement Using Electronic Metering Systems

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• RP 500 del API. Recommended Practice for Classification of Locations for

Electrical Installation at Petroleum Facilities.

• RP 551 del API. Process Measurement Instrumentation.

American Society for Mechanical Engineers (ASME)

• ASME B31.4. Liquid Petroleum Transportation Piping.

• ASME SEC VIII D1.

• National Electrical Manufacturers Association (NEMA)

• NEMA 250. Enclosures for Electrical Equipment (100 Volts Maximum).

• American Society for Testing and Materials (ASTM)

Gas Processors Association (GPA)

• GPA-2145

• GPA-2172

American Gas Association (AGA)

• AGA 3 “Concentric, Square-Edged Orifice Meters”

• AGA 7 “Measurement of gas by turbine meters”

• AGA 8 “Compressibility factors of natural gas and other related hydrocarbon gases”

• AGA 9 “Measurement of gas by Multipath ultrasonic meter”

• AGA 10 “Speed of sound in Natural gas and other related hydrocarbon gases”

• AGA 11 “Coriolis meter”

• National Fire Protection Association (NFPA)

• NFPA 70. National Electric Code.

• Normas ICONTEC relacionadas con la medición y calidad de hidrocarburos líquidos.

• GTC – 51 “Guía Técnica Colombiana para el cálculo de la incertidumbre”

• ISO - 9000:2000

• ISO – GUM “Guide Uncertaintly measurement”

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4. DEFINICIONES Y ABREVIATURAS

Las definiciones necesarias para la comprensión de este Estándar se encuentran consignadas en el Capítulo 1 del Manual de Medición de Hidrocarburos de ECOPETROL S.A.

5. GENERALIDADES

Este estándar se utilizará como soporte en la aplicación del modelo de maduración en los proyectos de medición y servirá como guía para la selección e instalación de dichos sistemas. Adicionalmente en los anexos B, C y D, se encuentran las listados de chequeo de las actividades que se deben desarrollar en la ingeniería conceptual, básica y detallada, respectivamente, teniendo en cuenta las recomendaciones del modelo de maduración de proyectos de ECOPETROL S.A.; así mismo en el anexo E se estandarizan los formatos de especificaciones técnicas de los equipos que generalmente se requieren para el desarrollo de un proyecto de medición dinámica. Los proyectos y planes de instalación de sistemas de medición dinámica, o los de mejoramiento de los mismos, que desarrolle ECOPETROL S.A., deberán elaborarse teniendo en cuenta las recomendaciones contenidas en el presente estándar. Un sistema de medición dinámica de hidrocarburos está conformado por tres tipos de componentes, así:

• Componente mecánico, que incluye entre otros, válvulas de bloqueo y de doble sello y purga, filtros, enderezadores de flujo, eliminadores de aire, sistemas de muestreo automático y probadores.

• Componente de instrumentación y cableado, que incluye: instrumentación primaria;

medidores de flujo volumétrico o másico, instrumentación secundaria; indicadores y transmisores de temperatura y presión, medidor de densidad, transmisores de pulsos, registradores locales de flujo, switches e indicadores de presión diferencial para filtros, monitores de agua en crudo, cromatógrafo y sistemas de suministro de aire de instrumentos, instrumentación terciaria; un componente computarizado, que lo conforman entre otros: computadores de flujo, equipos de adquisición de datos y sistemas de control supervisorio (PLC y/o DCS) con pantallas operativas como interfaz hombre-máquina.

• Componente de software para evaluación estadística de desempeño de medidores

(Statistical Process Control), que consiste en: el registro de datos de factores de los medidores dinámicos para cada uno de los productos que mide, una carta de control estadístico construida a partir de la base de datos, la cual contiene los limites de alarma y

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VA





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acción, para definir las acciones a seguir y tomar la decisión de aceptar o no un factor oficial de un medidor.

5.1. UNIDADES DE MEDIDA UTILIZADAS

Tipo de Medida

Unidades

Volumen Barriles U.S., Galones U.S., SCF

Masa Toneladas (Ton), kilogramos (kg), Libras (Lb)

Flujo volumétrico Barriles por hora (BPH), Barriles por día (BPD), Pies cúbicos estándar por día (SCFD)

Flujo másico Toneladas por día (Ton/día), Toneladas por hora (Ton/h), Libras por hora (Lb/h)

Tiempo Días (D, d), Hora (h)

Temperatura Grados Fahrenheit (°F)

Presión (manométrica) Libras por pulgada cuadrada (psig)

Viscosidad Dinámica Poise [P] o centipoise (cP).Centistoke, Segundos Saybolt Furol

Densidad Grados API, gr/cm3, Lb/ft3

Densidad Relativa de Líquidos

ρ Prod 60 ºF / ρ Agua 60 ºF adimensional,

Densidad relativa para gases

ρ Prod 60 ºF / ρ Aire 60 ºF adimensional

Volumen específico cm3/gr, ft3/Lb

Poder calorífico BTU/ft3

Tabla No. 1 Unidades de medida

5.2. CONDICIONES DE REFERENCIA

Todos los volúmenes líquidos y gases deben ser corregidos a temperatura y presión de referencia así: Unidades del Sistema Inglés (USC): Presión: 14.696 psia Temperatura: 60.0 °F





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Unidades del Sistema Internacional (SI): Presión: 101.325 kPa Temperatura: 15.556 °C

5.3. CONSIDERACIONES DE DISEÑO

5.3.1. CONSIDERACIONES GENERALES SOBRE LOS PROYECTOS

• Un proyecto de medición debe incluir todos los requerimientos de recursos humanos y

materiales, para garantizar el programa de aseguramiento metrológico del sistema. • Todo sistema de medición debe contar con límites claramente definidos, siendo estos

preferiblemente las válvulas de bloqueo en los puntos aguas arriba y aguas abajo del mismo.

• Los sistemas de medición deben tener un cabezal común de entrada y de salida, entre

estos dos cabezales quedarán instalados los brazos de medición de flujo necesarios, equipos e instrumentación asociada, con el fin de garantizar condiciones de medición de volúmenes y/o masas en calidad y cantidad.

• En el diseño de los cabezales se deben dejar los extremos bridados para un crecimiento

futuro, considerando espacio suficiente para instalar nuevos brazos de medición. Entre los brazos de medición deberá existir espacio suficiente para inspección y mantenimiento de cada uno de ellos, considerando razones de ergonomía, seguridad, equipo a utilizar, dimensiones de la tubería, accesos, etc.

• El proyecto debe incluir el estudio de perfiles hidráulicos y presentar alternativas de

diámetros de tuberías, las cuales deben estar soportadas por memorias de cálculo.

• El presente estándar aplica igualmente a los sistemas de medición instalados en patines compactos y unidades LACT con sus componentes, deben cumplir con todos los requisitos establecidos en el presente estándar.

• Un sistema de medición deberá estar conformado como mínimo por 2 (dos) brazos de

medición, uno soportando la medición y el otro como respaldo. En aquellos casos donde el análisis de riesgo y las condiciones operacionales lo ameriten, se deberá considerar el diseño de sistemas de medición con 2 (dos) o más brazos en operación y uno de respaldo. Este sistema de respaldo deberá ser de las mismas características que los que se encuentran operando.

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Nota 1: Para el caso de los llenaderos y descargaderos de carrotanques, en caso de contingencia, debe respaldarse esta área operativa por medición en báscula o medición estática en tanque de almacenamiento.

Nota 2: En los casos de estaciones de venta de producto donde la operación no sea continua (menores a 12 horas), podrá diseñarse un sistema de medición de un único brazo y analizarse la conveniencia de instalar un brazo de medición adicional como respaldo, de acuerdo con el análisis técnico – económico que justifique los beneficios de ésta inversión.

• El número, tamaño, tipo y capacidad de los medidores están determinados por el proceso

y la operación, la naturaleza del fluido manejado, las ratas de flujo máxima y mínima, y temperatura y presión máximas y las proyecciones a 10 años de estos parámetros

• Cada brazo de medición debe contar con una válvula de alivio térmico para protegerlo

del incremento de la presión por efecto del calentamiento ambiental en condiciones de bloqueo. En el caso de las estaciones de bombeo esta válvula deberá localizarse aguas arriba del medidor; en las estaciones de medición de recibo dicha válvula deberá localizarse aguas abajo del medidor.

• En ningún caso debe existir un by pass en el sistema de medición, excepto en las válvulas de relevo de presión instaladas aguas arriba del medidor en las estaciones de recibo de producto, para protección de la línea regular del ducto, son el único caso aceptable en los que pueda existir un by pass del producto. Esta consideración de relevo se presentará sólo en caso de contingencia y quedará como responsabilidad de las áreas de operación y mantenimiento el garantizar las condiciones operacionales adecuadas de esta válvula, así como la trazabilidad de sus disparos y la estimación de los volúmenes que se derivan a tanques de relevo en estas circunstancias.

• El sistema de marcación de producto (si se requiere), deberá instalarse aguas abajo del sistema de medición y no hace parte de éste. Se debe implementar un sistema independiente y dedicado que tome la señal de flujo directamente del medidor de campo.

• Para control de proceso, la válvulas de drenaje y venteo deben ser bloqueadas con sellos de seguridad de fácil ruptura y tapón o “ciego en ocho”. Las válvulas de venteo de operación automática (como las instaladas en filtros) no deberán bloquearse con tapón

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5.3.2. CAPACIDAD DEL SISTEMA DE MEDICIÓN.

• El sistema de medición estará diseñado considerando las condiciones del pronóstico de

demanda futura estimadas por la Dirección de Planeación de ECOPETROL. • El dimensionamiento del sistema de medición requiere de un análisis cualitativo y

cuantitativo que involucre pero no se limite a los siguientes temas:

o Variaciones del volumen en el tiempo (proyección a 10 años). o El factor de servicio del punto de transferencia de custodia o Restricciones operativas que afecten el tiempo de servicio o La capacidad mecánica de las instalaciones existentes o Tipo de producto o productos a medir.

5.3.3. CONDICIONES OPERATIVAS Y ECONÓMICAS.

• El sistema de medición debe diseñarse y mantenerse para que opere y mida a las diferentes ratas de flujo conforme a los programas operativos, estas ratas deben encontrarse en rango del 25% al 80% de la capacidad máxima del medidor.

Figura No. 1 Comportamiento de medidores

Medidor tipo turbina Medidor desplazamiento positivo Medidor tipo coriolis

20 10 30 40 50 70 80 90 100 60

% de rata de flujo en el medidor

Fact

or d

el m

edid

or

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• Los brazos del sistema de medición deben ser exactamente iguales en diseño

(configuración, capacidad y dimensiones).

• El criterio de diseño del número de brazos en un sistema de medición deberá tener en cuenta factores técnicos y consideraciones de negocio (Relación Costo/Beneficio y Riesgo vs Utilidad), teniendo en cuenta que la configuración óptima desde el punto de vista de la incertidumbre es la de tres (3) brazos en operación y uno (1) en stand by.

• Además de cumplir con los requerimientos dados en los documentos de referencia y en el

presente documento, las áreas en la cuales se encuentran los sistemas de medición deben tener facilidades de acceso adecuado, teniendo cuidado en la disposición ergonómica para la operación y mantenimiento.

5.3.4. DESEMPEÑO DE LOS COMPONENTES DEL SISTEMA.

• La meta de incertidumbre está determinada por el margen aceptable definido por ECOPETROL S.A., de acuerdo con sus políticas corporativas, metas y objetivos del negocio, en operaciones de transferencia de custodia.

• Se deben cumplir las especificaciones de diseño e instalación de los equipos dadas por

éste estándar, y en casos especiales, por las recomendaciones de los fabricantes. Los equipos que conforman el sistema de medición deben cumplir con las siguientes especificaciones técnicas:

• Medidores de flujo para líquidos:

Linealidad en líquidos: ≤ ± 0.15% en el intervalo de flujo de 10:1

Repetibilidad en líquidos: ≤ 0.05% en todo el intervalo de flujo de 10:1.

• Medidores de flujo para gases:

Linealidad en gases: ≤ 0.7% en el intervalo de flujo de 10:1

Repetibilidad en gases: ≤ 0.2% en el intervalo de flujo de 10:1.

• Medidores de densidad.

Exactitud: ≤ ± 0.001 gr/cm3 y repetibilidad ≤ ± 0,000 5 gr/cm3 en el intervalo de 0.3 a 1.1 gr/cm3.

• Sensores de temperatura tipo RTD.

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Los sensores deben ser PT 100 Clase A (de acuerdo a Requerimientos de la norma ASTM E1137), con certificado de coeficientes de Callendar Van Dussen.

La incertidumbre del lazo deberá ser mejor que ± 0.3 °F (incertidumbre expandida con un factor de cubrimiento k=2). Esto es equivalente a una incertidumbre de 0.05% o mejor, en el CTL.

La señal debe ser llevada directamente al computador de flujo desde la PT 100 si es certificada con las constantes de Callendar Van Dussen, o a través del transmisor si es en este último donde se hace uso de ellas.

Nota: Antes de cualquier decisión de diseño se debe realizar un estudio piloto para estimar la relación costo beneficio de la conveniencia o no de instalar la RTD directamente al computador o a través de un transmisor.

• Transmisor indicador de temperatura.

Estos serán utilizados sólo en donde los requerimientos de distancia entre el sensor y el computador de flujo sea mayor a la recomendación del fabricante.

Los transmisores indicadores de temperatura deben tener la capacidad de aceptar RTDs (PT-100), clase A, con sus respectivos coeficientes de Callendar Van Dussen y la incertidumbre total de la medida de temperatura debe ser ≤ ± 0.2 ºF. La señal de salida será de 4 – 20 mA con una resolución de 0.001 mA.

Los transmisores deberán ser digitales tipo SMART.

• Transmisor indicador de presión.

El transmisor de presión debe ser de clase 0.15% FS o mejor, de manera que garantice una incertidumbre combinada total inferior a 0.2% en medición de presión. La señal de salida será de 4 – 20 mA con una resolución de 0.001 mA.

El transmisor de presión deberá contar con un elemento primario de medición que no se deforme por cambios bruscos de presión (cerámica o piezoeléctrico)


• Toma muestras automático

Repetibilidad el grab (alícuota): ≤ ± 2%. Grab rate (frecuencia de muestreo): Debe cumplir con los requerimientos mencionados en el API MPMS Chapter 8.2 punto 7

Rango de viscosidad: (0.5 – 8 000) centistokes.

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5.3.5. CONDICIONES DE PROCESO

El sistema de medición debe estar totalmente aislado de cualquier fuente de corrientes parásitas o de protección catódica y contar con un adecuado sistema a tierra. Como regla general, el sistema de medición estará diseñado para que opere a las condiciones de proceso propias de cada planta (tipo de fluido, flujo, presión, temperatura, viscosidad, densidad, etc.) y ambientales (temperatura, humedad relativa, clasificación eléctrica del área, zona sísmica, altura sobre el nivel del mar, etc.) sin que se disminuya su desempeño, para lo cual deberán considerarse las protecciones mecánicas que la tubería, equipo e instrumentos de medición y equipos auxiliares, requieran.

5.3.6. DISEÑO DE TUBERÍAS DEL SISTEMA DE MEDICIÓN.

• Todas las tuberías en los sistemas de medición deben estar alineadas y soportadas con el fin de aislar esfuerzos externos o movimientos agudos que afecten a los equipos instalados; se deben tener en cuenta los efectos de expansión térmica y los movimientos hidráulicos de la tubería (vibraciones).

• Todos los sistemas deben tener puntos altos que faciliten el venteo del aire o vapor

atrapado, ocasionados por el mantenimiento de los equipos del sistema.

• El diseño del sistema de medición, deberá considerar las facilidades para localización de probadores fijos, así como el desplazamiento y ubicación de probadores portátiles y medidores patrón. Cada brazo de medición deberá tener acceso independiente al probador.

• Todos los componentes electrónicos de los sistemas de medición de transferencia de custodia deberán cumplir con la recomendación API MPMS 21.1 y 21.2.

• Con el objeto de evitar vórtices y garantizar la repetibilidad de los medidores, los

sistemas de medición, en lo concerniente a tubería, deben cumplir las siguientes recomendaciones:

a. Cada sistema de medición debe cumplir con el API MPMS Capítulo 6, Sección 6 - Sistemas de medición en poliductos, para líquidos en general y Sección 7 para líquidos viscosos. Todos en su última versión.

Nota: Los arreglos indicados en el capítulo 6.6 del API MPMS, están considerados para medidores de desplazamiento positivo y del tipo turbina, para el caso de los medidores másicos se utiliza el arreglo de los medidores de desplazamiento positivo y, para el caso de los medidores ultrasónicos se utiliza el arreglo de turbinas.

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b. El diseño de los brazos de medición debe estar sujeto a las recomendaciones del API MPMS Capítulo 5 para medidores que manejan hidrocarburos distintos al GLP; 14,3 y recomendaciones AGA R3, R7, R9 y R11 para gas natural y 14.8 para medición de GLP, todos en su última versión.

c. Dependiendo del tipo de medidor a ser seleccionado, deberán elegirse los accesorios requeridos indicados por recomendaciones del fabricante y las condiciones operativas particulares.

e. Las válvulas utilizadas para desviar el fluido al probador o al medidor de referencia, y la que sirve como “by-pass para prueba del medidor” deben ser del tipo doble bloqueo y purga (“double block & bleed” o DBB).

f. Las secciones de tubería aguas arriba y aguas abajo del medidor platina de orificio, turbina, ultrasónico, serán seleccionadas, fabricadas e instaladas para garantizar un desempeño óptimo del medidor. En el arreglo, la longitud mínima del enderezador aguas-arriba será de 10- D (diámetro nominal del medidor) si posee venas enderezadoras, y mínimo 20-D si no tiene venas enderezadoras. La mínima longitud aguas-abajo será de 5-D.

A continuación se muestra un esquema típico del montaje de acuerdo con el API citado en la referencia.

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Figura No 2. Esquema de instalación

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6. PROBADORES

Todos los sistemas de probadores de desplazamiento operan con el principio de desplazamiento repetible de un volumen conocido de líquido en una sección de tubería calibrada entre dos detectores. Dicho desplazamiento se lleva a cabo por medio de una esfera sobredimensionada o un pistón que viaja a través de la tubería. El correspondiente volumen de líquido se mide simultáneamente por un medidor instalado en serie con el probador. A continuación se muestra un cuadro de nivel de jerarquía de los probadores.

Figura No. 3. Jerarquía de los probadores

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Las siguientes consideraciones se deben tener en cuenta en la selección del probador:

• Las características metrológicas de los sistemas de probadores deben ser, como mínimo un nivel superior al nivel del equipo a calibrar.

• Los tubo-probadores deben tener una resolución de pulsos entre switches detectores, con respecto al medidor, de 1 parte en 10.000. Lo anterior se asegura utilizando probadores que garanticen al menos 10.000 pulsos entre switches detectores o empleando la interpolación de pulsos para probadores que no cumplan con éste requisito. En este caso debe garantizarse que se puedan contar al menos 900 pulsos entre switches detectores; utilizando la técnica de la doble cronometría descrita en el capítulo 4.6 del API MPMS, a fin de cumplir con el requisito de repetibilidad.

• El probador debe tener un aislamiento térmico, ya sea con material aislante térmico o

pintura ultrareflexiva de la radiación solar o estar bajo cubierta, con el fin de mantener la temperatura del producto estable para facilitar los procesos de calibración de medidores y la recalibración del probador por el método del drenado de agua. La principal consideración que determina la especificación de este aislamiento térmico tanto para la del probador como para la tubería asociada, es el T∆ entre la temperatura ambiente y la temperatura del fluido.

• En el caso de GLP, es práctica el aislamiento térmico de la tubería que va entre el

probador y el medidor. En los casos de productos refinados no se acostumbra recubrir esta tubería.

• Los dos tipos de probadores de desplazamiento de flujo continuo son unidireccionales y

bidireccionales. El probador unidireccional le permite al desplazador viajar en una sola dirección a través de la sección de prueba y tiene un arreglo para retornarlo a su punto de partida. Los probadores bidireccionales permiten al desplazador viajar primero en una dirección y luego en la otra, invirtiendo el fluido a través del probador de desplazamiento.

• Los probadores unidireccionales y bidireccionales deben construirse de tal forma que el

flujo total de corriente pase a través del probador. En aplicaciones de transferencia de custodia marinas, deben ser operados automáticamente.

• El probador debe ser el apropiado para la calibración y verificación del medidor

seleccionado, teniendo en cuenta que sus características metrológicas sean mejores que las del medidor a calibrar y cumpla con la norma API MPMS 4.8 Sistemas de prueba.

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• El diseño deberá prever facilidades para el sistema de limpieza y calibración del probador. Debe proveerse una válvula de alivio térmico, que garantice la protección por sobre presiones debido a la expansión térmica del producto contenido en el probador.

• La superficie interna, los elastómeros de los sellos, el recubrimiento interno y demás materiales en contacto con el fluido, deben ser de un material que pueda resistir el fluido que se maneja y sus contaminantes.

• La operación apropiada de la electrónica de la interpolación de pulsos es crucial para una prueba de medición correcta. Se hará periódicamente una prueba funcional de campo del sistema total para asegurar que el equipo está funcionando correctamente.

• Las pruebas de certificación deberán hacerse por el computador probador del fabricante antes del envío del equipo y, si es necesario, por el usuario en una base programada, o como acuerden las partes interesadas.

• Las pruebas de certificación deberán hacerse bajo ciertas condiciones simuladas, éstas

deben operar en todo el rango del dispositivo probador en los tiempos de volumen, T2, y las frecuencias de pulso del medidor de flujo, Fm. El fabricante debe proveer, un certificado de prueba que detalle los valores máximos y mínimos del tiempo de volumen del probador, T2, y la frecuencia del medidor de flujo, Fm, que el diseño del equipo acepta.

6.1. PROBADORES BIDIRECCIONALES DE ESFERA

El probador debe ser construido de acuerdo con Capítulo 4.2 del API MPMS “Proving Systems – Displacement Provers” y con base en los siguientes criterios:

• Los probadores nuevos deben venir calibrados de fábrica con informe de calibración e incertidumbre expresada conforme a los lineamientos de la Guía para expresión de la incertidumbre en la medición, ISO / BIPM / GUM .

• Todos los probadores nuevos deben tener instalados cuatro (4) detectores de esfera (dos en cada extremo) y dos (2) volúmenes calibrados certificados. El volumen calibrado entre los dos pares de detectores debe ser suficiente para permitir la identificación del par de detectores que están siendo utilizados (la diferencia de volúmenes calibrados no deberá ser mayor a 0.05%).

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• El máximo valor permitido de incertidumbre en el volumen del probador obtenido en la prueba de calibración en planta del fabricante, será de ± 0.04 % (incertidumbre expandida con un factor de cobertura k=2).

• La velocidad del fluido no debe exceder los 5 pies por segundo. El volumen de la sección calibrada debe determinarse con incrementos de 5 galones más o menos 5 pulgadas cúbicas

• Las bridas en la sección calibrada deben ser de tipo metal-metal para preservar la sección calibrada.

Figura No.4. Probador bi-direccional de esfera – con un patrón volumétrico

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Todos los probadores bidireccionales deben tener los siguientes accesorios:

• Válvulas de alivio térmico en la entrada y salida del probador.

• Transmisores de presión y temperatura, manómetros calibrados con incertidumbre determinada y termopozos para termómetros certificados en la entrada y salida del probador.

• Partes de repuesto en cantidades suficientes para la puesta en marcha y dos años de operación y accesorios requeridos para su correcta operación y supervisión, como: esferas, kit de inflado/llenado, aro de dimensionamiento y kit de remoción.

• Al menos una tapa de apertura rápida (instalada en la cámara de lanzamiento de la esfera), con dispositivo indicador de presión, con capacidad que cubra la máxima presión del sistema.

• Válvulas de venteo en los puntos más altos de las cámaras de lanzamiento.

• Válvulas de drenaje en los puntos más bajos fuera de la sección calibrada y en las cámaras de lanzamiento.

• Conexiones permanentes para re-calibración en campo.

Dentro del diseño de un sistema de medición, el ingeniero debe seleccionar los accesorios relevantes para el aseguramiento metrológico de su sistema, esto incluye los accesorios más importantes de los probadors.

6.1.1. ESFERAS

Las esferas generalmente pueden ser de tres tipos de materiales:

• Esferas de Neopreno. Son buenas para aplicaciones de crudo de baja presión y anhídrido

de amoniaco. No se recomienda para productos con presencia de aromáticos. Son de color negro.

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• Esferas de Nitrilo. Son utilizadas para aplicaciones con derivados del petróleo (gasolinas, kerosenes, diesel, etc.) y para crudos de alta presión. Son de color negro.

• Esferas de Poliuretano. Son más resistentes a la abrasión que las mencionadas

anteriormente. Se distinguen por los siguientes colores:

o Amarillas (durómetro 53). Para aplicaciones de crudos dulces, gasolinas, aceites calientes, Jet A1, avigas, butanos, propanos, gases naturales líquidos y todos los productos refinados no catalogados como aromáticos.

o Verde (durómetro 58). Para aplicaciones de gas natural a altas presiones. o Roja (durómetro 66). Para aplicaciones con tolueno, propileno y donde algunos

compuestos tienden a provocar ampollas y causar deterioros a la esfera.

Para cada uno de los productos manejados, se recomiendan los siguientes tipos de esfera:

Servicio Crudo Servicio Refinados

1. PS-53 (Amarillo) (Poliuretano) PS-53 (Amarillo) (Poliuretano)

Neopreno (bajo contenido de Aromáticos)

HD-58 (Verde) Poliuretano (Alto contenido de aromáticos)

SP-66** (Rojo) Poliuretano (Tolueno y propileno)

Viton* Sólido (Benceno)

2. U-53 (Amarillo) (Poliuretano) U-53 (Amarillo) (Poliuretano)

Hycar (Nitrilo) HD-58 (Verde) Poliuretano (Alto contenido de aromáticos)

Neopreno (bajo contenido de Aromáticos)

U-66** (Rojo) (Tolueno y Propileno)

Notas:

*Viton Sólido ha ser usado únicamente bajo aprobación

**SP-66 y U-66 (esfera color rojo) no debe utilizarse para calibración de probadores por el método “Water 25ra.”.

Tabla No. 2. Tipos y usos de esferas de probadores

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6.1.2. VÁLVULAS DE 4 VÍAS

Las válvulas de 4-vías de los probadores bidireccionales deben tener los siguientes accesorios:

• Actuador eléctrico controlado desde el computador de flujo.

• Interruptor o transmisor de la presión diferencial del sello.

• Interruptor de posición de la válvula, conectado al computador de flujo.

La rata de flujo máxima que maneja una válvula de 4-vías con actuador eléctrico se puede determinar a partir de la siguiente tabla:

Tamaño Válvula

Máxima rata de flujo

Tamaño Válvula

Máxima rata de flujo

[Pulg.] [BPH] [Pulg.] [BPH]

2” 785 8” 5,700

3” 785 10” 8,850

4” 1,430 12”B 9,150

6” 3,285 12”CA 10,150

Tabla No. 3. Características de las válvulas

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Figura No. 5 Instalación de un probador bi direccional

Aunque el rango de flujo de los probadores bidireccionales es función del espesor de la tubería, de la velocidad de la válvula de 4-vías y, especialmente desde el punto de vista práctico, de la velocidad mínima (0.5 pies/seg.) y máxima (5 pies/seg.) de la esfera, el tamaño de probador se puede estimar a partir de la siguiente tabla:

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Probador Bidireccional

Tamaño Tubo Probador

Tamaño Cámara de lanzamiento

Rango de Flujo

[Pulgadas] [Pulgadas] [BPH]

4” 8” 30 – 300

6” 10” 65 – 650

8” 12” 110 – 1100

10” 14” 180 – 1800

12” 16” 250 – 2500

14” 18” 300 – 3000

16” 20” 410 – 4100

18” 24” 500 – 5000

20” 24” 650 – 6500

24” 30” 930 – 9300

30” 36” 1100 – 11000

Tabla No. 4. Tamaño del probador bi direccional

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Figura No. 6. Esquema y funcionamiento del probador bi direccional

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6.2. PROBADORES COMPACTOS DE PISTÓN

En el caso de requerirse un probador del tipo compacto, se debe cumplir con el Capítulo 4.2 y 4.6 del API MPMS “Proving Systems – Displacement Provers” y “Pulse Interpolation”, (en su última edición).

a. El máximo valor permitido de incertidumbre en el volumen del probador obtenido en la prueba de calibración en planta del fabricante, será de ± 0.04 % incertidumbre expandida con un factor de cobertura k=2).

Figura No. 7. Esquema de un probador compacto

Este tipo de Probador puede ser móvil o fijo, ocupa menos espacio, y puede ser usado en Sistemas de medición que comparten el probador, presentando ventajas en condiciones operativas de: Lotes pequeños, tiempos posibles de calibración pequeños y cambios frecuentes de productos.

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Probador Compacto

Tamaño Tubo Probador

Tamaño bridas de conexión

Volumen desplazado probador

Rango de Flujo

[Pulgadas] [Pulgadas] [gal] [BPH]

8” 2” 5 0.36 – 357

12” mini 4” 10 1.43 – 1428

12” std 6” 15 2.5 – 2500

18” 8” 30 5 – 5000

24” 12” 65 10 – 10000

Tabla No. 5. Tamaños de probadores compactos

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Figura No. 8. Operación de un probador compacto

En el estado estacionario, el desplazador está completamente retraído y fuera de la cámara de medición. La válvula by pass está cerrada y el producto pasa a través del probador de manera ininterrumpida hasta que se da inicio a un ciclo de prueba

Cuando una prueba es iniciada, la válvula by pass es abierta, permitiendo que el fluido cambie de dirección, mientras que el desplazador es empujado por el cilindro de retorno a la posición de aguas arriba

Cuando la válvula by pass es cerrada, la presión hidráulica en el cilindro de retorno es liberada, permitiendo que el desplazador se mueva hacia la cámara de medición

Cuando el detector registra al primer interruptor, la electrónica empieza a contar los pulsos del medidor. La cuenta de pulsos continúa hasta que el sensor detecta el segundo interruptor.

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6.3. PROBADORES TIPO TANQUE

Este tipo de probador es usado para calibrar medidores que entregan o despachan productos a carrotanques, donde no haya la facilidad para calibrar con probadores compactos o bidireccionales. El tamaño de este tipo de probadores, generalmente es menor o igual a 800 galones. En el caso de requerirse su construcción debe cumplir con el capítulo 4.4 del API, MPMS Probadores tipo tanque.

Figura No. 9. Probador tipo tanque Nota: No se debe utilizar este tipo de probador para calibrar medidores que manejan crudos.

6.4. MEDIDORES DE REFERENCIA.

Los medidores de referencia deberán ser utilizados para confirmación metrológica de los medidores de flujo utilizados en la operación. Su instalación aguas arriba o aguas abajo del medidor a verificar, dependerá de evitar la acumulación de hidrocarburo entre los medidores, por lo cual el medidor que presente mayor caída de presión, deberá instalarse aguas abajo del otro. El medidor de referencia deberá contar con características metrológicas superiores al medidor a verificar, de preferencia de diferente tecnología (no se podrá comparar un medidor cuya característica principal sea medir masa contra otro cuya característica principal sea medir volumen).

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El medidor de referencia debe ser calibrado en un laboratorio acreditado con trazabilidad a un patrón primario de flujo, con un fluido de características similares al fluido de operación y caracterizar su curva de respuesta con un mínimo de 5 puntos en todo su alcance de medición.

Figura No. 10. Instalación de un medidor versus medidor maestro

6.5. SELECCIÓN DE PROBADORES

TIPO DE PROBADOR

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Seraphines ( Patrón ) S S S S N N N N S S H

Probador Master Meter S S S S S S S S S S M

Probadores Compactos S S N N S S S S S S M

Probadores Bidireccionales de Pistón S S S S S S S S N S H

Probadores Bidireccionales de Esfera S S S S S S S S N S H

Probadores Unidireccionales de Esfera S S S S S S S S N S H

Probadores Unidireccionales de Pistón S S S S S S S S N S H

CRITERIOS DE SELECCIÓN DE PROBADORES

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TIPO DE PROBADORF

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Seraphines ( Patrón ) S S N N S S N N.A. 5 años S 0,02%

Probador Master Meter S S S S S S N N.A. 1 año S 0,04%

Probadores Compactos S S S N S S S N.A. 3 años S 0,04%

Probadores Bidireccionales de Pistón N N S N N N S N.A. 5 años S 0,04%

Probadores Bidireccionales de Esfera N N S N N N S N.A. 5 años S 0,04%

Probadores Unidireccionales de Esfera N N S N N N S N.A. 5 años S 0,04%

Probadores Unidireccionales de Pistón N N S N N N S N.A. 3 años S 0,04%

CRITERIOS DE SELECCIÓN DE PROBADORES

OBSERVACIÓNES: A=APLICA N.A.= NO APLICA S=SI N=NO

Tabla No. 6 Selección de probadores

6.6. TÉCNICA DE INTERPOLACIÓN DE PULSOS

En 1978 el interés en la mejora continua de los probadores convencionales, define e introduce a la industria un nuevo concepto, el probador compacto cuyo tamaño era considerablemente más pequeño que los probadores de la época, esa innovación se logró haciendo uso de nuevas tecnologías aplicadas al equipo. El problema en el uso de este probador era en el proceso de conteo de pulsos en los trabajos de calibración con un probador compacto, los contadores encargados de esta tarea, ocasionan un error de redondeo de ± 1 pulso, por que al inicio de la pasada en el probador (corte del primer sensor), también se inicia el conteo de los pulsos del medidor, pero la cuenta permanece inmóvil hasta la aparición del estado de ascenso (o descenso de acuerdo a la configuración) del tren de pulsos del medidor, lo mismo ocurre al sensar el paso de la bandera por el último sensor (término de la pasada), de tal manera que al inicio y final se desconoce la fracción de pulso contabilizado o no contabilizado, respectivamente.

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El diseño de los probadores convencionales que permiten una contabilización mínima de 20,000 pulsos por corrida. Para los probadores compactos, se requirió diseñar una herramienta que permitiera alcanzar una incertidumbre en la calibración menor o igual a 0,01% La técnica de interpolación de pulsos, que requiere la habilidad en el computador de flujo de generar la de doble cronometría, de acuerdo a lo indicado en la Figura 10.

Figura No. 11. Interpolación de pulsos

7. SELECCIÓN DE EQUIPOS E INSTRUMENTOS DE CAMPO

Este numeral describe las pautas generales para la selección de equipos e instrumentación para los sistemas de medición.

7.1. MEDIDORES DE FLUJO

Los medidores de flujo deben ser seleccionados con base en la aplicación, en el flujo (continuo o discontinuo), en la caída de presión, en la viscosidad y en la limpieza del producto.

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Las siguientes tablas son una guía de selección de medidores teniendo en cuenta varios parámetros.

TIPO DE MEDIDOR

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Medidores de Desplazamiento Positivo ( Líquido ) con Probador Dedicado S S S S S S S S S S S N

Medidores de Desplazamiento Positivo ( Líquido ) con Probador Portatil S S S S S S S S S S S N

Medidores de Turbina( Líquido )con Probador Dedicado S S S S S S S S N S S S

Medidores de Turbina( Líquido )con Probador Portatil S S S S S S S S N S S S

Medidores Ultrasónico( Líquido ) con Probador Dedicado S S S S S S S S N S S S

Medidores Ultrasónico( Líquido ) con Probador Portatil S S S S S S S S N S S S

Medidores de Coriolis( Líquido )con Probador Dedicado S S S S S S S S S S S S

Medidores de Coriolis( Líquido )con ProbadorPortatil S S S S S S S S S S S S

Medidores de Desplazamiento Positivo ( GAS) e instrumentación asociada S S S S S S S S N N N S

Medidores de Turbina( GAS )e instrumentación asociada S S S S S S S S N N N S

Medidores Ultrasónico( GAS )e instrumentación asociada S S S S S S S S N N N S

Medidores de Coriollis( GAS)e instrumentación asociada S S S S S S S S N N N S

Platina de Orificio ( GAS ) e instrumentación asociada S S S S S S S S N N N S

Medidores de llenaderos y descargaderos de carrotanques S S S S S S S S S S S S

CRITERIOS DE SELECCIÓN DE MEDIDORES

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AC

E

CA

DA

Medidores de Desplazamiento Positivo ( Líquido ) con Probador Dedicado M S S S S S S S 0,11

mensual1 trimestral

Medidores de Desplazamiento Positivo ( Líquido ) con Probador Portatil M S S S S S S S N.A.1 ciclo cada

6 meses

Medidores de Turbina( Líquido )con Probador Dedicado M S S N S S S N 0,11

mensual1 trimestral

Medidores de Turbina( Líquido )con Probador Portatil M S S N S S S N N.A.1 ciclo cada

6 meses

Medidores Ultrasónico( Líquido ) con Probador Dedicado A S S N S S S N 0,151

mensual1 trimestral

Medidores Ultrasónico( Líquido ) con Probador Portatil A S S N S S S N N.A.1 ciclo cada

6 meses

Medidores de Coriolis( Líquido )con Probador Dedicado A S S S S S S N 0,151

mensual1 trimestral

Medidores de Coriolis( Líquido )con ProbadorPortatil A S S S S S S N N.A.1 ciclo cada

6 meses

Medidores de Desplazamiento Positivo ( GAS) e instrumentación asociada A S S N S N S N N.A. 1 mes

Medidores de Turbina( GAS )e instrumentación asociada A S S N S N S N N.A. 1 mes

Medidores Ultrasónico( GAS )e instrumentación asociada A S S N S N S N N.A. 1 mes

Medidores de Coriollis( GAS)e instrumentación asociada A S S N S N S N N.A. 1 mes

Platina de Orificio ( GAS ) e instrumentación asociada A S S N S N S N N.A. 1 mes

Medidores de llenaderos y descargaderos de carrotanques M S S S S S S S 4 meses 1 año

OBSERVACIÓNES: A=APLICA N.A.= NO APLICA S=SI N=NO

N.A.= NO APLICA

CRITERIOS DE SELECCIÓN DE MEDIDORES

Tabla No. 7 Guía para la selección preliminar del medidor

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Notas:1. Líquidos con vapores o gas.2. El número de Reynolds (Rd) es una canditad adimensional que indica las condiciones de flujo en una línea dada (ver Perfiles de Flujo en las Memorias). Este número ha sido desarrollado para fluidos Newtonianos. A fluidos Newtonianos se tiene un relación constante de: shear stress/shear rate. Si esta relación no es constante, entonces se considera como fluido no Newtoniano. En la mayoría de los casos, los fluidos no Neutorianos son fluidos en en la región de flujo laminar. Los datos para la medición de flujo para fluidos no Newtonianos casi no existen, por ello, en tales casos, la medición de flujo de los equipos depende de las correcciones por Rd, tales como en los medidores magnéticos (debido a que la salida del medidor magnético es básicamente el promedio del perfil del flujo).3. Donde la viscosidad varía con la relación de shear.4. Diámetros de tubería aguas arriba y aguas abajo.5. La precisión es medida en % de la relación de flujo o en % de la escala completa; el % de la relación de flujo, mide flujos bajos con la misma precisión de los flujos altos. El % de la escala completa tiene diferentes precisiones en la medida, es decir, un +/- 1% de la escala completa de error = +/- 5% de error al 20% de la rata de flujo.6. Incluye los costos de compra, instalación, operación y mantenimiento. Además, el costo también depende del tamaño, los materiales y los requerimientos de la aplicación pero aquí se reflejan las condiciones promedio solamente. 7. * = algunas veces, es decir, no está claro si sí o no y es adecuado sólo bajo ciertas condiciones. Consultar con los fabricantes.8. Para diámetros menores o iguales a 1", usar platina de orificio integral.9. Este Rd puede algunas veces alcanzar 500.000. Sin embargo, para orificios con entrada cónica, el mínimo número de Reynosls deberá ser menor de 5.000.10. Dependiendo de las capacidades del elemento secundario.11. Dependiendo de de las pérdidas de presión.12. Bueno para usar sólo en bajas concentraciones de fase gas/vapor.13. El rango de velocidad deberá ser alrededor de 1 a 3 ft/s (0,3 a 10 m/s) y más típicamente alrededor de 6 a 12 ft/s (2 a 4m/s), para velocidad abrasiva de fluidos, la velocidad deberá ser menor de 9 ft/s (3 m/s) para minimizar daños en la línea.14. Para una mayor precisión se requieren 10 diámetros arriba y 6 abajo.15. Algunas unidades pueden alcanzar rangeabilidad de 100:1.16. Limitado para servicios de gas y vapor (operando a muy altas presiones) pero típicamente no es usado para ello.

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Tabla No. 8 Guía para selección técnica de medidores

17. R ango de Tem peratura : -P ara tipo ins erc ión , 390 °F (200 °C ) m áx. -P ar tubo c apilar, 12°F (50°C ) m áx. R ango de pres ión: -P ara tipo ins erc ión, 1500 ps ig (10 MP ag) m áx. -P ara tubo c apilar, 140 ps ig (1 MP ag) m áx. R equerim ientos de tubería rec ta : -Para tipo ins erc ión, 10 diám etros aguas arriba y 0 aguas abajo. -P ara tipo c apilar, nada arriga, 0 aba jo. R angueab ilidad: -P ara tipo ins erc ión, 10:1 -P ara tipo c ap ila r, 30:118. C uando el núm ero de R eynols es m ayor que 10.000.19. Algunas unidades a lc anz an rangueabilidad de 100:1* , p roporc ional a la c abez a has ta 3 /2 de la potenc ia para la rec tangular. 20. La prec is ión depende del tipo de m edidor: por e jem plo, P is tón rotatorio, + 1- 0 .55% , Vele ta rotatoria, + /- 0.2% P is tón rec iproc ante , + /- 0.55% , D is c o neum átic o, + /- 2% P iñón ova lado, + /- 0.25%21. S e pueden requerir 45 diám etros aguas arriba para dos c odos en planos diferentes .22. T em peraturas tan ba jas c om o -330°F (-200°C ) pueden s er alc anz adas c on unidad es pec ia l. E l lím ite de tem peratura bás ic am ente depende del c ris tal trans duc tor.23. O bviam ente , el tipo de ganc ho depende de la c las ific ac ión de la tubería.24. La no linea lidad es c om o s igue: -P roporc ional a la c abez a has ta los 3/2 de la potenc ia para vertederos rec tangulares , trapez o ida les y de c anal P ars hall. -P roporc ional a la c abez a has ta 5/2 de la potenc ia para vertederos de rec orte en "V".25. D epende de l des em peño de l m edidor de nivel.26. S e obtienen m ejores prec is iones c on flujo tu rbulento .

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Figura No. 12. Selección de medidores API-MPMS 5.1

7.1.1. FACTORES A CONSIDERAR EN LA SELECCIÓN DE MEDIDORES Y EQUIPOS ACCESORIOS

A continuación se enumeran algunas consideraciones que se deben tener en cuenta en la selección de los equipos de un sistema de medición para transferencia de custodia de hidrocarburos líquidos y gas natural:

• Las propiedades de los líquidos a medir, incluyendo viscosidad, densidad, presión de vapor, toxicidad, corrosión, comportamiento abrasivo y lubricación.

• Las ratas de flujo de operación; y si el flujo es continuo, intermitente, fluctuante,

bidireccional y/o reversible.

• Las especificaciones de desempeño (por ejemplo, la linealidad del medidor y la repetibilidad) que se requieren para la aplicación.

• La clase y tipo de conexiones de tubería, los materiales y las dimensiones del equipo a

utilizarse.

• El espacio requerido para la instalación del medidor y la instalación de prueba.

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• El rango de las presiones de operación (incluidos los aumentos súbitos), pérdidas de presión aceptables a través del medidor, y si la presión en el líquido es adecuada para prevenir la evaporación.

• El rango de operación de temperaturas y la aplicabilidad de compensación automática de

temperaturas.

• Los efectos de contaminantes corrosivos en el medidor.

• La cantidad y tamaño de partículas extrañas, incluidas partículas abrasivas, que son arrastradas por la corriente del líquido.

• Los tipos de dispositivos de lectura e impresión o sistemas a emplearse, preamplificación

de señales y unidades estándar del volumen y masa que se requieran.

• El tipo, método y frecuencia de calibración.

• El método de calibración del medidor en su rata típica de entrega y el método para activarse o desactivarse en un banco de medidores, por cambios en la rata de entrega.

• Si se requiere registro de volumen y/o masa.

• El método para validar o modificar un factor del medidor.

• La necesidad de equipo accesorio, como totalizadores, pulsadores, aparatos de inyección de aditivos, combinadores y dispositivos para controlar la entrega de una determinada cantidad.

• Válvulas en la instalación del medidor. Éstas deben recibir una consideración especial porque su desempeño puede afectar la precisión de la medición. Las válvulas de control de flujo o presión en la corriente principal del medidor, deben ser capaces de prevenir choques o elevaciones de presión, con aperturas y cierres suaves. Otras válvulas, particularmente aquellas ubicadas entre los medidores y el probador, requieren de cierres a prueba de fugas, que pueden lograrse con válvulas de doble bloque y purga (double block-and-bleed valve).

• Métodos/costos de mantenimiento y repuestos requeridos.

• Los requerimientos adecuados para desmontes y cierres de seguridad.

• Suministro de potencia eléctrica para medidores continuos o intermitentes.

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• Niveles de fidelidad y seguridad de los sistemas de transmisión de datos por pulsos.

7.1.2. MEDIDORES DE FLUJO TIPO PLATINA DE ORIFICIO

Los medidores de platina de orificio han sido los equipos en los cuales se han realizado los más extensos estudios sobre el comportamiento del fluido, partiendo de la medición del fenómeno físico de una caída de presión originada por una platina que representa una restricción al flujo del fluido a medir, es importante tener en cuenta que esta clase de medidores se utiliza únicamente para gas natural. Los estudios presentados en las recomendaciones AGA 3 parte 1, 2, 3 y 4, donde se desarrollan ecuaciones empíricas basadas en experimentos, consideran los siguientes supuestos:

• Fluido limpio • Fluido en una sola fase • Fluido homogéneo • Fluido Newtoniano • La medición se realiza con platinas concéntricas al diámetro interno del tubo • Platinas flanchadas siguiendo las recomendaciones de instalación del AGA 3.

7.1.2.1. DEFINICIONES

Elemento primario Se compone de la platina de orificio, con su soporte y su tubo de medición.

• Platina de orificio Es una platina de orificio delgada con un agujero concéntrico maquinado, el cual tiene un chaflán de acuerdo a las recomendaciones del AGA 3

• Diámetros del agujero de la platina

d: corresponde al diámetro del agujero de la platina medido a la temperatura del flujo.

dm: es el diámetro interno del agujero de la platina a la temperatura de la platina, al momento de realizar la medición. dr: es la medida del agujero de la platina ala temperatura de referencia de fabricación de ésta, esta temperatura debe estar certificada por el fabricante.

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• Porta platina Corresponde al sistema que contiene y alinea la platina respecto al diámetro interno de la tubería, a las presiones de operación.

• Tubos de medición

Son los tramos rectos de tubería solidarios con el porta platina, que se encuentran aguas arriba y aguas debajo de ésta, estos tramos de tubería recta deben ser construidos bajo las especificaciones del AGA 3 parte 2.

• Diámetros internos de los tubos de medición

D: es el diámetro interno del tubo de medición instalado aguas arriba de la platina de orificio, medido a la temperatura del fluido.

Dm: corresponde al diámetro interno del tubo de medición instalado aguas arriba de la platina de orificio, medido a la temperatura del tubo.

Dr: es el diámetro interno de la sección aguas arriba de la porta platina del tubo de medición, este valor debe ser certificado por el fabricante.

• Relación de diámetros

La relación de diámetros se encuentra definida como el diámetro del agujero de la platina dividido por el diámetro interno del tubo de medición, teniendo en cuenta esto existirán 3 relaciones de diámetros que se definen a continuación:

(2)

• Presión diferencial

Es la diferencia de la presión estática medida antes y después de la platina de orificio (∆P).

• Temperatura de medición

Tf: corresponde a la temperatura del fluido medida aguas arriba o aguas abajo del porta platina.

En la práctica se logra medir la temperatura del fuido introduciendo una termocupla al flujo, pero se acepta la temperatura estática del flujo para efectos del cálculo del caudal volumétrico o másico.

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Tm: es la temperatura medida de la platina de orificio y/o del tubo de medición en el momento en que se están realizando las mediciones del diámetro interno.

Tr: es la temperatura de referencia de la platina de orificio y/o del tubo de medición

• Rugosidad

La rugosidad promedio que se utiliza para los cálculos del AGA 3, esta dado por el procedimiento documentado en el ANSI B46, y es el promedio aritmético de los valores absolutos de la desviación de las mediciones de altura de la rugosidad en una muestra tomada.

• Especificaciones de la placa de orificio

Figura No. 13. Símbolos para las dimensiones de la platina de orificio

En la instalación un elemento que se debe tener en cuenta es la máxima desviación en el paralelismo de la cara de la platina de orificio, respecto al plano transversal interno del tubo de medición, (Tabla 2.1 Orifece plate flatness tolerance, AGA 3 Part 2).

Diá

met

ro in

tern

o de

l tub

o

Dm

E

e

450±150

VAL IDADO





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Figura No. 14. Desviación de la platina de orificio

• Diámetros a la temperatura de referencia

Donde: α1= Coeficiente lineal de expansión térmica del material de la platina de orificio. α2= Coeficiente lineal de expansión térmica del material del tubo de medición.

• Espesor de la platina de orificio

La platina de orificio debe ser cilíndrica y no debe presentar defectos en su espesor a simple vista, las tolerancias aceptadas en cuanto a la cilindridad son las siguientes:

dm (") Tolerancia (± ")

<= 0,25 0,0003

0.251 - 0,375 0,0004

0,376 - 0,5 0,0005

0,501 - 0,625 0,0005

0,626 - 0,75 0,0005

0,751 - 0,875 0,0005

0,876 – 1 0,0005

> 1 0,0005

Tabla No. 9 Tolerancia de espesores

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• Dimensiones y tolerancias de la platina de orificio Las dimensiones y tolerancias de las platinas de orificio se encuentran consignadas en el AGA 3, última versión.

• Instalación

Para la instalación de un sistema de medición tipo platina de orificio es importante la instalación perpendicular de la platina respecto al eje del tubo de medición, como la instalación de las longitudes rectas, respetando la longitud recomendada por el reporte AGA 3, última versión.

Toda instalación de platinas de orificio requiere de enderezadores de flujo aguas arriba d

el medidor a una distancia en el AGA3 Part 2, última versión

7.1.2.2. CALCULO DE VOLUMEN

La ecuación de flujo volumétrico en condiciones estándar, Qv, desarrollada a partir de la gravedad específica real, requiere condiciones estándar como condiciones base de referencia para Gr e incorpora Zbair a 14.73 psia y 519.67°R (60°F) en su constante numérica.

ffr

wsf

vdvTZG

hZPdYEFTCQ

1

121)(61.7709= (6)

En la ecuación presentada anteriormente, se supone que las condiciones estándar y las condiciones base son las mismas, si se requiere realizar una corrección por diferencia entre la presión estándar y base, se utiliza la siguiente ecuación:

=

s

b

s

b

b

s

vbZ

Z

T

T

P

PQQ (7)

Donde: Cd(FT): Coeficiente de descargas para medidor de orificio con tomas en brida (Ver anexo

A) d : Diámetro del orificio de la platina, calculado a la temperatura de flujo (Tf), en

pulgadas. Ev : Factor de velocidad de aproximación Gi : Densidad relativa ideal del gas (gravedad específica)

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Gr : Densidad relativa real del gas (gravedad específica) hw: Presión diferencial de orificio, en pulgadas de agua a 60°F. Pb Presión base, en libras fuerza por pulgadas cuadrada absoluta, psia Pf1: Presión de flujo (en las tomas aguas arriba), en libras fuerza por pulgada cuadrada

absoluta, psia Ps: Presión estándar = 14.73 libras fuerza por pulgada cuadrada absoluta. Qb: Rata volumétrica de flujo por hora, en condiciones base, en pies cúbicos por hora. Qv: Rata volumétrica de flujo por hora, en condiciones estándar, en pies cúbicos por

hora. Tb: Temperatura base, en grados Rankine. Tf: Temperatura de flujo, en grados Rankine Ts: Temperatura estándar = 519.67 °R (60°F). Y1: Factor de expansión (en la toma aguas arriba). Zb: Compresibilidad en condiciones base (Pb y Tb) Zbair: Compresibilidad del aire condiciones base (Pb y Tb) Zf1: Compresibilidad en condiciones de flujo corriente arriba (Pf1 y Tf) Zs: Compresibilidad en condiciones estándar (Ps y Ts) ρb : Densidad del fluido en condiciones base (Pb, Tb) en libras masa por pie cúbico ρs : Densidad del fluido en condiciones estándar (Ps, Ts) en libras masa por pie

cúbico ρt, ρf1 : Densidad del fluido en condiciones aguas arriba (Pf1, Tf) en libras masa por pie

cúbico Factor de expansión, Y Para un fluido gaseoso este factor se conoce como factor de expansión (Y), el cual es función de la relación de diámetros (β), la relación entre presión diferencial y estática en la toma de presión designada y el exponente isentrópico (k). La aplicación del factor de expansión es válida para los siguientes rangos de relación de presión:

20.0707.27

0 ≤<f

w

P

h (8)

0.18.01

2<≤

f

f

P

P (9)

Donde: hw = presión diferencial a través del orificio, en pulgadas de agua a 60°F Pf = presión de flujo, en libras fuerza por pulgada cuadrada absoluta.

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Pf1 = presión estática absoluta, en la toma aguas arriba, en libras fuerza por pulgada cuadrada absoluta.

Pf2 = presión estática absoluta, en la toma aguas abajo, en libras fuerza por pulgada cuadrada

absoluta. El factor de expansión para tomas en brida se puede usar para un rango de relación de diámetro desde 0.10 hasta 0.75. Para relaciones de diámetros (β) por fuera de estos límites, crecerá mucho la incertidumbre. Sin embargo, el rango más recomendado de β es el de 0.10 a 0.60 y el óptimo es 0.30 - 0.50. • Factor de expansión referenciado a la presión aguas arriba. Si la presión estática absoluta se determina a partir de la toma de presión diferencial aguas arriba, el valor del factor de expansión (Y1) se puede calcular con la siguiente ecuación:

( )

+−=

k

xY 14

1 35.041.01 β (10)

Cuando se mide la presión estática aguas arriba.

11

211 707.27 f

w

f

ff

P

h

P

PPx =

−= (11)

donde: k = exponente isentrópico. Para gas natural se utiliza k = 1.3. x1 = relación entre la presión diferencial y la presión estática absoluta, en la toma aguas arriba. β = Relación de diámetros (d/D). La cantidad x1 /k se conoce como relación acústica. • Factor de expansión referenciado a la presión aguas abajo. Si la presión estática absoluta se determina a partir de la toma de diferencial aguas abajo, el valor del factor de expansión, Y2, se calcula como:

12

2112

ff

ff

ZP

ZPYY = (12)

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1

2

1

121

1

f

f

Z

Z

xYY

−= (13)

1

2

2

2422

1)35.041.0(1

f

f

Z

Z

xk

xxY

++−+= β (14)

22

212 707.27 f

w

f

ff

P

h

P

PPx =

−= (15)

donde: x2 = relación entre la presión diferencial y la presión estática medida aguas abajo Y2 = factor de expansión basado en la presión estática absoluta medida aguas abajo. Zf1 = compresibilidad a condiciones de flujo aguas arriba (Pf1, Tf) Zf2 = compresibilidad a condiciones de flujo aguas abajo (Tf2, Tf)

7.1.3. MEDIDORES DE FLUJO TIPO DESPLAZAMIENTO POSITIVO (CAPITULO 5.2 DEL MPMS DEL API)

Figura No. 15 Medidor de desplazamiento positivo

Se utilizan en flujos intermitentes o continuos en fase líquida, éstos medidores tienen un generador de pulsos y si la operación lo requiere, un contador volumétrico mecánico local. Los medidores deben ser de doble carcasa (double case) y doble pick-up. Para la medición de transferencia de custodia de crudos y pesados, el medidor a utilizar es el tipo desplazamiento

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positivo; debe instalarse con la facilidad de que sea re calibrado en sitio mediante un probador convencional o un probador compacto. Estos medidores deben tener una transmisor de pulsos de alta resolución con 1000 pulsos / Bbls. Para medición de hidrocarburos de alta viscosidad, se recomienda el uso de medidores tipo desplazamiento positivo, debido a su excelente linealidad de ±0.25% en un margen de 5:1. Si la viscosidad incrementa, esta relación también se incrementa. Debido a su forma de operar, el medidor tipo desplazamiento positivo no requiere de venas enderezadoras ni tramos de tubería recta antes y después del mismo, Tampoco requiere de mantener una contrapresión, como en las turbinas, sino simplemente que se mantenga una ligera presión arriba de la presión de vapor para asegurar que el producto se mantiene en fase líquida (API MPMS Capítulo 5, sección 2). Los medidores de flujo tipo desplazamiento positivo deberán seleccionarse para trabajar con viscosidades > 5 cP (ver tabla 1, figura11) Los medidores de tipo desplazamiento positivo podrán seleccionarse para líquidos que manejen parafinas o compuestos similares, aceites lubricantes, combustóleos, etc. Para el caso de medición de líquidos con altas temperaturas, arriba de 200 ºF, los álabes del medidor deberán ser de acero al carbón para evitar daños y que éstos se atoren con la pared del medidor. Se debe considerar que este cambio reducirá el alcance de medición del flujo máximo en un 25% aproximadamente Los medidores tipo desplazamiento positivo no deberán usarse para presiones mayores a 600 # ANSI (1 440 psi), las características de los medidores tipo desplazamiento positivo deben ajustarse a las recomendaciones descritas en el capítulo 5.2 del API MPMS.

VENTAJAS DESVENTAJAS

Mide líquidos viscosos suceptible a daños, por hidrocarburo en dos fases. No requiere potencia exteerna para operar Suceptible a corrosión y erosióncapacidad de registro de ratas bajas Incremento en los costos de mantenimientoDiseño simple Suceptibles los cambios de viscocidad

No requiere enderezador de flujoSuceptibles a daños por sobre velocidades del hidrocarburo

Requiere menor pesión de sustentación

Tabla No. 10 Ventajas y desventajas de los medidores de desplazamiento positivo

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7.1.4. MEDIDORES DE FLUJO TIPO TURBINA (CAPITULO 5.3. DEL API - MPMS DEL, AGA 7 Y AGA 8).

Para la medición de transferencia de custodia de hidrocarburos refinados, el medidor de flujo ampliamente utilizado es el medidor tipo turbina, normalmente instalado con la facilidad de que sea re calibrado en sitio mediante un probador convencional o un probador compacto. Este medidor también es utilizado, en el caso del gas natural, y deberán considerarse las facilidades para su aseguramiento metrológico, lo que significa que la instalación debe contar con un brazo adicional de medición para la instalación de un medidor maestro en serie.

Estos medidores deben tener una bobina colectora de pulsos (pick-up coil) y, en algunos casos especiales, podrán instalarse dos.

VENTAJAS DESVENTAJASAmplio rango de flujo para líquidos de baja viscocidad Requiere enderezador de flujoPequeño tamaño y peso Requiere presión de sustentación

Larga vida útilSuceptibles a ensuciamiento y acumulavción de depósitos en sus superficies

Amplio rango de temperatura y presión de operación Sensible a cambios de viscocidad

MEDIDORES DE TURBINA

Tabla No. 11 Ventajas y desventajas de los medidores tipo turbina Medición de hidrocarburos líquidos

Para medición de altos flujos de refinados y gases se recomienda el uso de medidores tipo turbina gracias a su tamaño compacto, a su moderada caída de presión a través del medidor y, a su excelente linealidad sobre el rango de flujo hasta ±0.25% en un margen de 10:1

La selección de los enderezadores de flujo que se utilizan para la instalación de los medidores, se debe hacer de acuerdo con el capitulo 5.3.7.1 (figuras 3 y 4) del MPMS del API o según las recomendaciones del fabricante de la turbina. Los medidores de flujo tipo turbina convencional deberán seleccionarse para trabajar con viscosidades de 0,1 cP (LPG) y hasta un máximo de 5 cP (Diesel) (ver tablas No. 6, 7 y figura No. 12) Los medidores de tipo turbina no deberán seleccionarse para líquidos que manejen parafinas o compuestos similares los cuales puedan depositare en los álabes del medidor.

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Los medidores tipo turbina deberán seleccionarse de acero inoxidable 304 incluyendo cuerpo e internos. Los medidores tipo turbina serán capaces de generar 1 000 pulsos / Bbl como mínimo. En caso que por el tamaño del medidor no se alcance a cumplir esta condición, deberá considerarse un multiplicador de pulsos Las características de los medidores de turbina deben ajustarse a las recomendaciones descritas en el capítulo 5.3 del API MPMS.

Figura No. 16 Instalación para turbina

Figura No. 17. Instalación de una turbina para medición de hidrocarburos líquidos

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Medición de gas natural El diseño del sistema de transferencia de custodia debe evitar la formación de remolinos y asegurar que el perfil de velocidad del flujo totalmente desarrollado, aguas arriba del medidor. Lo anterior significa que se debe evitar la instalación de una válvula de cierre ni válvulas reguladoras de presión aguas arriba del medidor, en el caso que sea necesaria la instalación de estos equipos, se deben construir las instalaciones, según la Recomendación AGA R7. Todos los sistemas de medición de gas natural tipo turbina para transferencia de custodia, deben contemplar la instalación de un enderezador de flujo aguas arriba del medidor. El diseño del enderezador de flujo debe ser tal que minimice la caída de presión a la máxima rata de medición. Para los sistemas de medición con turbinas es obligatorio contar con filtros que garanticen la integridad mecánica del equipo ante daños por impurezas, residuos o cualquier partícula en suspensión, la selección del tipo de filtración depende de la máxima caída de presión que acepta el proceso. El diseño del sistema de medición tipo turbina debe contemplar las protecciones para evitar sobre velocidades del rotor debido a: venteos, purgas, escapes, e.t.c., estas protecciones pueden ser válvulas de contrapresión o boquillas sónicas, cualquiera de las anteriores alternativas debe instalarse aguas abajo del medidor y seguir lo consignado en el Reporte AGA 7, sección 3.5. La construcción e instalación del sistema de medición debe evitar los esfuerzos sobre éste, por desalineamiento, por este mismo motivo todas las reducciones deben ser concéntricas, adicionalmente se debe asegurar que las soldaduras durante la construcción no muestren protuberancias internas por demasiada penetración de la soldadura, la tubería de los tramos rectos debe ser comercial para asegurar que su rugosidad interna no varié en gran medida el Reynolds del fluido. Nota: los sistemas de transferencia de custodia de gas natural deben contar con un brazo de respaldo dentro del diseño del sistema, lo anterior para garantizar la continuidad del consumo o entrega del producto. Nota: se recomienda realizar una instalación con 10 diámetros nominales aguas arriba del medidor de turbinas y 5 diámetros nominales aguas abajo del equipo primario de medición.

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Figura No.18. Instalación típica de una turbina para medición de gas natural

7.1.5. MEDIDOR TIPO TURBINA HELICOIDAL

Por otro lado se conoce que este tipo de turbinas se han instalado en sistemas de transferencia de custodia de productos viscosos, con buenos resultados, a continuación se enumeran los aspectos a considerar.

• La tecnología de turbinas helicoidadales se encuentra en desarrollo y por lo tanto los fabricantes determinan su uso y el desempeño específico no se encuentra documentado.

• Se recomienda, ante la evidencia de diferentes instalaciones propuestas por los fabricantes, instalar este tipo de medidores con enderezadores de flujo, salvo se cuente con un registro de desempeño de la turbinas bajo condiciones de campo.

Figura No. 19. Instalación para una turbina helicoidal (Opción 1)

Termopozo

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Figura No.20. Instalación para una turbina helicoidal (Opción 2)

• Se debe realizar una prueba piloto de este tipo de medidor bajo condiciones de operación,

antes de realizar cualquier orden de compra. • Se debe tener en cuenta que el sistema de medición con equipo primario tipo turbina

helicoidal requiere una válvula de contrapresión para evitar la sobre velocidad del fluido en el equipo. Y filtración aguas arriba del sistema.

• En cuanto a la calibración de esta clase de medidores se debe considerar un equipo multiplicador de pulsos, para que sea efectiva la calibración.

7.1.6. MEDIDORES DE FLUJO TIPO CORIOLIS (API MPMS 5.6 Y AGA R11)

Principio de funcionamiento El medidor de coriolis se basa en la fuerza que ejerce las partículas del fluido a medir, al encontrarse en un sistema que perturba su orientación. El principio de operación se basa en las fuerzas de inercia que se generan siempre que una partícula en un cuerpo en rotación, se mueva en relación al cuerpo y en dirección hacia o en sentido opuesto al centro de rotación.

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Figura No. 21 Aceración de Coriolis

NO EXISTE ACELERACIÓN DE CORIOLIS, POR QUE LOS EJES DE LA APRTÍCULA NO SE ENCUENTRAN CAMBIANDO DE ORIENTACIÓN

EXISTE ACELERACIÓN DE CORIOLIS, POR QUE LOS EJES DE LA APRTÍCULA SE ENCUENTRAN CAMBIANDO DE ORIENTACIÓN

Y

X Z

Y

X Z

Y

X Z

Y

X Z

Z

Y X

Z

Y X X

Z Y

Y

X Z

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Después de entender el concepto de la aceleración de coriolis analizaremos el funcionamiento del medidor de Coriolis.

Figura No. 22 Disposición de tubos en U

Este es un ejemplo de un medidor de Coriolis, basado en dos tubos en U, el funcionamiento es el siguiente: los tubos en U vibran en sentidos contrarios gracias a dos magnetos instalados en uno de los tubos y dos bobinas instaladas en el tubo opuesto que mantiene una frecuencia de oscilación. Cuando no existe flujo las ondas de la oscilación de los dos tubos se encuentran en fase.

Figura No. 23. Tubos vibratorios

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Figura No. 24. Vibración cero flujo

En el momento que existe flujo en el medidor, la fuerza de las partículas del fluido se opone a la oscilación del equipo como consecuencia de la fuerza de Coriolis.

Figura No. 25. Vibración con flujo

Como se observa en la gráfica se presenta un desfase en las ondas sinusoidales de la oscilación, y la fuerzas torsionales del fluido cuando se transporta a través del medidor de coriolis.

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El retraso en el tiempo ente la dos ondas sinusoidales es medida en microsegundos y es llamado Delta T, ∆T. Este es directamente proporcional al flujo másico. Los factores del flujo de calibración contienen dos componentes principales:

• Constante de proporcionalidad entre el flujo másico y el ∆T medido. • El segundo componente es la constante utilizada para compensar automáticamente los

cambios de la temperatura de los tubos de flujo. Relación entre la oscilación, la masa y la fuerza de coriolis.

Figura No. 26 Esquema del funcionamiento del medidor de coriolis

∆Fc=2*w*v*δm (16)

En la figura 26 se observa que cuando un fluido de densidad ρ fluye a una velocidad constante v a lo largo del tubo oscilante una distancia ∆x del tubo, se experimenta una fuerza transversal coriolis de magnitud:

∆Fc= Donde A es el área transversal del interior del tubo oscilante. Teniendo en cuenta que el flujo másico se puede expresar como:

(18)

Fc r

v

w

P δm

at

ar

∆x

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Se obtiene:

Figura No. 27. Esquema de fuerzas de un medidor Coriolis

El eje de oscilación es O-O, las fuerzas que se desarrollan crean un momento oscilante alrededor del eje R – R con radio r y es determinado por:

Teniendo en cuenta que:

Combinando la ecuación 20 y 21 y teniendo en cuenta que T = R*θ y T = M, se obtiene:

En estos momentos debemos relacionar la velocidad tangencial del tubo sensor durante su recorrido de oscilación lo que involucra el ∆t, la onda sinusoidal y la ecuación (22)

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Si θ y la velocidad de rotación ω son pequeños entonces se pueden realizar las siguientes consideraciones:

(24) Reemplazando las anteriores consideraciones en la ecuación 23 se obtiene:

Combinando las ecuaciones (21) y (24) se obtiene:

En conclusión el flujo másico depende del intervalo del tiempo y de algunas constantes geométricas; es independiente de la frecuencia angular ω y por lo tanto, también de la frecuencia de vibración del tubo.

La principal aplicación de estos medidores es para medición de masa, aunque también pueden indicar volumen.

Son aplicables para medición de fluidos viscosos pero también son aplicables a medición de productos blancos y gas natural, lo importante que se debe tener en cuenta es las limitantes que se presentan con fluidos muy viscosos, la temperatura máxima que pueden soportar los elementos internos del medidor ya sean metálicos, sellos y electrónicos, por último como se realizará su aseguramiento metrológico, teniendo en cuenta que este medidor mide masa.

La selección de estos equipos estará en función de la caída de presión que generan, por lo cual es de primordial importancia efectuar un análisis de los perfiles hidráulicos del sistema en general cuando se utiliza este medidor. Las características metrológicas del medidor tipo Coriolis, deben cumplir con los requerimientos para transferencia de custodia en cuanto a repetibilidad y linealidad en todo su alcance de medición. Deben ser de estricto cumplimiento las recomendaciones de instalación y puesta en operación indicadas por el fabricante y las referidas por la recomendación API MPMS Capítulo 5.6. y

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AGA R11. Para el caso de hidrocarburos líquidos se requiere que los equipos a instalarse tengan certificado OIML R117.

VENTAJAS DESVENTAJAS

Bajo nivel de mantenimientoCondiciones de instalación exigentes, incluyendo choques y vibraciones

No es suceptible al daño por fluido en dos fasesPuede acumular depositos internos, que afectan la medición.

No es sensible al cambio de viscocidad Limitantes en el tamaño del medidor 10"Medición directa de masa y densidad Requiere presión de sustentacióndependiendo de la curvatura puede requerir enderezador de flujo Genera altas caídas de presión

MEDIDORES DE CORIOLIS

Tabla No. 12 Ventajas y desventajas del medidor tipo Coriolis Hidrocarburos líquidos Para la selección de estos equipos es necesario que el fluido a medir se encuentre en una sola fase. La instalación de estos equipos es de primordial importancia para la operación adecuada de estos medidores, deberá considerarse: • Una excelente alineación de tubería,

• Si se hace necesario reducciones, éstas deben ser suaves y las tuberías de entrada y salida

deben ser de construcción simétrica. • Los apoyos deben ser lo más cercano al medidor en forma simétrica. • Si el tubo es en omega, se debe tener cuidado con las vibraciones en la línea.

• Si el tubo es más lineal, posiblemente pueda tener problemas con el efecto remolino y

entonces será necesario instalar enderezador y tramos de tubería recta antes y después del medidor.

• Utilizar filtros para evitar daños por abrasión por la velocidad de las partículas. • La operación de estos medidores se ve afectada por fluidos en dos fases por lo cual hay

que tomar las consideraciones pertinentes para evitar tal situación.

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Figura No. 28. Instalación de una turbina para hidrocarburos líquidos

Hidrocarburo gas natural Un medidor tipo coriolis se encuentra diseñado para medir masa, en el caso de la medición de gas natural, es necesario realizar la conversión de ésta masa a volumen por medio del densitómetro instalado en el mismo medidor o un densitómetro externo dedicado. Lo anterior involucra una mayor incertidumbre en la lectura del equipo que se debe tener en cuenta en los puntos de transferencia de custodia Teniendo en cuenta las recomendaciones del reporte AGA 11 se debe considerar lo siguiente:

• Se deben evitar las condiciones operacionales cerca al punto de condensación de la mezcla de hidrocarburos, para tener el fluido en una sola fase al momento de la medición de transferencia de custodia.

• En el diseño se deben considerar los niveles máximos de contenido de sulfuros

permitidos por la NACE, para proteger la integridad del medidor. Adicionalmente es importante tener en cuenta los elementos halógenos dentro de la composición del gas natural, cualquier inquietud sobre la presencia de estos componentes, debe reportarse al fabricante.

• El diseñador debe tener en cuenta la velocidad del perfil del flujo aguas arriba del sensor del medidor, ya que experimentalmente se ha evidenciado su influencia en el incremento

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del error en la medición. Se recomienda realizar experimentos de configuraciones típicas para registrar la variación en el error, siguiendo los lineamientos del Apéndice D del reporte AGA 11.

• El diseñador debe tener en cuenta la sensibilidad de algunos medidores coriolis al cambio

de la presión de la línea por encima de la presión de calibración del medidor, por tal motivo el diseñador debe garantizar una presión máxima en la línea con una válvula reguladora aguas arriba del medidor, localizada a una distancia suficiente para que los pulsos no puedan interferir en la exactitud del sistema de medición.

• El diseñador debe tener en cuenta el numeral 5.5 del reporte AGA 11 “Manufacturer

testing Requirements”, y exigirlos como documentación de entrega, antes de definir el proveedor del equipo.

• El diseñador debe tener en cuenta en que unidades requiere la medición de transferencia

de custodia, si es en masa o volumen, si es este último se recomienda instalar un densitómetro en línea de mayor precisión que la precisión del medidor coriolis y seguir los pasos de cálculo del Apéndice D del reporte AGA 11.

• El diseño de un sistema de medición abarca el montaje y el soporte del sistema primario

de medición y sus accesorios, por esto se debe asegurar la alineación y el soporte del sensor del medidor de Coriolis para evitar esfuerzos de tensión y compresión, en esta etapa es importante tener en cuenta que la estabilidad del cero se ve afectada por los esfuerzos normales, axiales y de torsión debidos a la presión de operación, peso y esfuerzos térmicos.

Figura No. 29. Instalación de medidor másico, con medidor de respaldo en paralelo y master meter en serie

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7.1.7. MEDIDORES ULTRASÓNICOS ( API – 5.8, AGA R9)

El equipo de medición ultrasónica se basa en el tiempo que demora una señal ultrasónica en viajar de un transductor a otro, una distancia conocida.

Conceptos:

• Sonido: se define como una perturbación vibratoria ocurrida en gases, líquidos y sólidos, viaja a diferentes velocidades dependiendo del medio en el cual se genera y transmite, la velocidad de transmisión disminuye desde los sólidos hasta los gases, siendo más lenta en este último medio. Por otra parte el factor de mayor influencia en el valor de la velocidad, es la temperatura.

• Ultrasonido: es una perturbación acústica con frecuencia por encima del límite de percepción humano (aproximadamente 18 kHz. El ultrasonido es utilizado para aplicaciones industriales (medición de distancias, medición de caudal, caracterización interna de materiales, e.t.c.) como para aplicaciones médicas.

• Transductor: es el componente que genera el ultrasonido por lo tanto es una parte

primordial del medidor ultrasónico, se compone de un elemento secundario y otro primario, según el siguiente esquema:

Figura No.30. Diagrama de un transductor

o Elemento secundario: Genera una señal eléctrica, magnética, e.t.c.

o Elemento primario: Transforma la señal del secundario en energía mecánica que hace vibrar el medio circundante y provoca la onda de presión a alta frecuencia.

Secundario Primario

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Los transductores son fabricados con materiales piezoeléctricos o cerámicos. Las frecuencias empleadas para medición de líquidos van desde 2MHz hasta 5MHz; mientras que para gases van desde 100 kHz hasta 300 kHz.

Figura No.31. Transductor

Principio de medición El principio de medición del medidor ultrasónico se basa en el cálculo del caudal de un fluido en una tubería, por lo cual involucra el área y la velocidad media del fluido. Realizando un análisis inicial, el área la conocemos y debemos calcular la velocidad del fluido, esta última variable se infiere conociendo el tiempo de transito de una onda ultrasónica por un trayecto conocido de la siguiente forma.

Figura No.32. Principio de medición

Transductor

D

θ L

Perfil ideal

Perfil real

Vm

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Analizando la figura 31, se concluye que el tiempo de transito de la onda contra el flujo será mayor que el tiempo de transito de la misma onda, en la dirección del flujo. Ecuaciones:

En la realidad el medidor ultrasónico para transferencia de custodia debe ser multi paso, esto significa que tiene varios pares de transductores, los cuales sensan la velocidad del flujo en diferentes direcciones la comparan con perfiles almacenados en la CPU del medidor y este realiza las operaciones de cálculo del caudal. Por la razón anterior estos medidores pueden medir hasta con un solo par de transductores; cada vez que se pierde confiabilidad en un par de transductores se está sacrificando exactitud en la medición.

Tabla No. 13. Ventajas y desventajas del medidor ultrasónico La principal característica de estos medidores es que pueden medir altos flujos con caídas de presión prácticamente nulas, igualmente puede medir volúmenes de productos viscosos y productos blancos además de gases.

VENTAJAS DESVENTAJAS Ofertas de grandes diámetros Se ve afectado en aplicaciones de gas húmedo La respuesta del medidor es rápida Suinstalación es exigente Excelente exactitud Tecnología relativamente nueva

Amplia rangeabilidad Requiere instalación de elementos accesorios que midan la composición del fluído

MEDIDORES ULTRASÓNICOS

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Medición de hidrocarburos líquidos

Figura No. 33. Medidor ultrasónico para líquidos La principal aplicación de estos medidores es para medición en volumen, éstos además requieren tramos de tubería recta antes y después del medidor para su instalación y correcta operación.

Las características metrológicas del medidor tipo ultrasónico deben cumplir con los requerimientos para transferencia de custodia en cuanto a repetibilidad y linealidad en todo su alcance de medición.

Para la selección del sistema de medición ultrasónica debe tener en cuenta que el diseño contemple: la máxima y mínima rata de flujo, temperaturas y presiones se encuentren dentro del rango de linealidad y las propiedades físicas del hidrocarburo tales como: viscosidad, densidad relativa, presión de vapor y agentes corrosivos de la composición del flujo. Deben ser de estricto cumplimiento las recomendaciones de instalación y puesta en operación indicadas por el fabricante y las referidas por la recomendación API MPMS Capítulo 5.8 . Para el caso de líquidos se requiere que los equipos a instalarse tengan certificado OIML R117 Para la selección de estos equipos es necesario que el fluido a medir se encuentre en una sola fase y que el ruido generado por las válvulas de control no se encuentre en las frecuencias de operación del medidor, de lo contrario deben instalarse filtros pasa bajo en la línea. Todos los equipos auxiliares que se requieren para tener confiabilidad en la corrección del volumen medido, se deben instalar aguas abajo del medidor ultrasónico, después de la longitud recta recomendada por API MPMS capítulo 5.8.

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Figura No. 34. Instalación para hidrocarburos líquidos

Medición de gas natural

Figura No.35. Medidor ultrasónico para gas natural

Los medidores ultrasónicos para gas se han diseñado para operar entre densidades que se encuentren en el siguiente rango: 0,554 a 0,87. Adicionalmente se debe consultar al fabricante sobre los siguientes aspectos: composición de CO2, condiciones de operación y densidad del gas natural y nivel de sulfuros en la composición del gas natural.

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Se debe tener en cuenta cuales son las velocidades correspondientes al flujo mínimo y máximo, máxime cuando estas variables definen las limitantes de medición del sistema y analizarlas contra las especificaciones del medidor a instalar. Los sistemas de medición ultrasónicos requieren en su diseño contar con filtros aguas arriba del medidor para evitar depósitos en las paredes internas del medidor y enderezadores de flujo para que el perfil de velocidades se encuentre desarrollado. Este sistema al basarse en pulsos generados por el sistema electrónico, requiere estar totalmente aislado de corrientes de protección de la tubería y con un adecuado sistema de tierras para descargas eléctricas. Es importante ser redundante en este aspecto en cuento a protecciones para el sistema. El diseño de la instalación de contar con un brazo de respaldo que sea flexible para realizar el trabajo de calibración en serie contra un medidor maestro de referencia, en sitio. En cuanto a la calidad del gas se requiere la instalación de un cromatógrafo en línea con capacidad mínima de análisis C6+,para el cálculo del factor de super compresibilidad según el método documentado en el reporte AGA 8, este estándar recomienda la instalación de este equipo cuando la corriente a medir es el resultado de una mezcla de gases, en caso contrario y se evidencia que la composición histórica del gas no ha variado, no es necesario instalar un cromatógrafo en línea.

Figura No.36. Instalación para gas natural

7.2. INSTRUMENTOS

Los accesorios se deben seleccionar de acuerdo con las siguientes condiciones de la instalación:

• Ambiente: Se deben considerar las condiciones climáticas, para proteger la instalación adecuadamente. Se deben considerar los factores de seguridad eléctrica (incluyendo clasificación de áreas peligrosas), interferencias de frecuencias electromagnéticas y de radio.

10 diámetros nominales 5 diámetros nominales

3 diámetros nominales

5 diámetros nominales

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• Mantenimiento: Se debe proporcionar un fácil acceso para trabajos de mantenimiento; y adquirirse los repuestos recomendados por el fabricante.

• Compatibilidad: El dispositivo de lectura de salida o registrador debe ser compatible con el medidor y su sistema de transmisión.

• Instalación: Todo el equipo debe instalarse y operarse de acuerdo con las recomendaciones del fabricante; y deberá ajustarse a las regulaciones aplicables.

7.2.1. MEDICIÓN DE TEMPERATURA (CAPITULO 7.2 DEL MPMS DEL API)

Los puntos de medición de temperatura serán representativos de las condiciones de proceso del medidor de flujo y localizados tan cerca al medidor como sea posible acorde con las recomendaciones de los capítulos 5.2, 5.3 y 7 del API MPMS. En la práctica esto se obtiene aproximadamente 5 diámetros aguas abajo de la ubicación del medidor.

Se debe considerar la instalación de termopozos para la verificación de los instrumentos sensores de temperatura por termómetros patrón, el cual estará a una distancia no mayor a 2 D del sensor.

El diseño deberá evitar la vibración generada por el flujo máximo circulando a través del sistema. Se deberá realizar un cálculo de vibración para el flujo normal y el flujo máximo incrementado en 10% de acuerdo con el ANSI/ASME Performance Test Code 19.3 – última versión, Temperature Measurement - Section 8-19 Thermowells.

Para los puntos de medición de temperatura en los sistemas de transferencia de custodia de gas natural, estos se deben instalar según las recomendación AGA 7 capítulo 3.8.

Transmisores de temperatura

• De acuerdo con el API MPMS 7, la combinación sensor + transmisor deberá tener una precisión menor o igual a ± 0.5 °F en todo el rango de calibración, para brazos de medición, y menor o igual que ± 0.2 °F en todo el rango de calibración para probadores.

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• Los transmisores de temperatura deberán ser calibrados por un laboratorio acreditado, y vendrán acompañados por un certificado que garantice su calibración y su valor de incertidumbre para cada punto de calibración.

• Los transmisores deberá ser del tipo SMART

• Deben instalarse sensores individuales para cada brazo de medición.

7.2.2. MEDIDORES DE PRESIÓN

Los transmisores de presión a ser instalados deberán ser a dos hilos, 4 – 20 mA y protocolo de configuración compatible con los existentes y poseer una precisión menor o igual que ± 0.15 % del span, deberán tener una estabilidad menor o igual a ± 0.1% de su límite de rango superior (URL) por 12 meses.

El transmisor de presión deberá contar con un elemento primario de medición que no se deforme por cambios bruscos de presión (cerámica o piezoeléctrico)


Deben instalarse transmisores de presión en los siguientes puntos del sistema de medición:

• En el cabezal de entrada al sistema de medición.

• En los casos donde amerite, se instalarán transmisores de presión diferencial en cada uno de los filtros del sistema de medición.

• Aguas abajo del medidor tipo turbina.

• En medidores de densidad localizados aguas bajo de válvulas de control en el manifold de tubería cercano al sensor de densidad.

Los manómetros deben ser de carátula de 6”, y si la operación lo requiere, deben ser llenados con glicerina. La exactitud ≤ ± 1.6% del rango. El rango del manómetro lo define el proceso.

7.2.3. MEDIDORES DE DENSIDAD (CAPITULO 14.6 DEL MPMS DEL API)

Los densitómetros líquidos se requieren en numerosas aplicaciones en la industria de hidrocarburos, éstas incluyen el uso de estos dispositivos para la transferencia de custodia, detección de interfaces, flujo másico y volumétrico, como también para la identificación de producto y de calidad. Los densitómetros miden la densidad de flujo. La densidad se define como la masa por unidad de volumen, sus unidades son expresadas en libras por pie cúbico (lb/ft3), gramos por centímetro

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cúbico (g/cc) o kilogramo por metro cúbico (kg/m3). Estas unidades se emplean para expresar la densidad en las condiciones de la línea. Las condiciones de la densidad del producto en la línea, se usan para calcular la gravedad específica. Publicaciones industriales han reemplazado el término de gravedad específica por el de densidad relativa. La definición de densidad relativa es:

aguadelDensidad

fluidodelDensidad

Ambas mediciones deben hacerse a la misma presión y temperatura. Las condiciones básicas más comunes son 14,73 psia y 60ºF. Se requiere el conocimiento de la presión y temperatura de línea para corregir la gravedad específica (o densidad relativa) a las condiciones de flujo. Los medidores de densidad disponen de partes electrónicas que son necesarias para ejecutar las ecuaciones básicas que relacionan la densidad de la línea con la gravedad específica. Además de la gravedad específica, la electrónica suministra su equivalente en grados API. La fórmula para grados ºAPI es:

Grados API = (141,5 / SG) - 131,5 (32) La gravedad específica o ºAPI sólo cambian cuando la composición del fluido cambia, y varáin de forma lineal, proporcionalmente con los cambios en las variables de presión y temperatura.

En sistemas de transferencia en custodia, el medidor de densidad será de “medición continua” del tipo vibración.

No deben considerarse los densitómetros radioactivos para esta aplicación

Para medición de densidad se tendrán los siguientes límites de incertidumbre:

Exactitud: ≤ ± 0.001 gr/cm3 y repetibilidad ≤ ± 0,000 5 g/cm3 en el intervalo de 0.3 a 1.1 gr/cm3. Instalación

El medidor de densidad debe ser instalado de acuerdo con las recomendaciones del fabricante y tan cerca como sea posible a los medidores de flujo, instalado en un soporte aislado del proceso para evitar que vibraciones de la tubería puedan afectar la lectura del instrumento.

Para efectos de verificación de la densidad indicada por el medidor, el diseño de la instalación debe contemplar las facilidades para utilizar líquidos de referencia instalando válvulas de

(31) VAL IDADO





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bloqueo adecuadas para poder sustituir el producto existente dentro del medidor por un líquido de densidad conocida.

Figura No. 37. Instalación de un sisma de medición con densitómetros

Figura No. 38. Densitómetro

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La señal transmitida al computador de flujo será de pulsos o corriente y las constantes del densitómetro se introducen en el computador de flujo.

7.2.4. TOMA MUESTRAS AUTOMÁTICO (CAPITULO 8, API MPMS 8.2 Y 8.3)

De acuerdo con la Política de Medición de ECOPETROL S.A. y las mejores prácticas operativas y comerciales, los sistemas de medición para transferencia de custodia deberán poseer mecanismos de muestreo automático en línea que permitan la obtención de muestras representativas mediante muestreo proporcional al volumen, y determinar la calidad y las características principales de los crudos y productos refinados recibidos y/o entregados, de conformidad con lo establecido en el capítulo 8 del Manual de Medición de hidrocarburos (NNH) y en MPMS del API, capítulo 8.2.

Definiciones

• Bache: Cantidad determinada de un producto a entregar a un Cliente

• Interfase: Punto de unión entre un producto y otro.

• EOB: Comando de finalizar el Tiquete de Medición entre una Entrega (Bache) y otra.

• Barrido del toma muestras: Volumen a recircular para garantizar que todo el sistema de toma muestras está cargado con el mismo producto antes de poder empezar a hacer un llenado de un recipiente.

Lógicas a generar El toma muestras será controlado por el sistema de control de la Estación (PLC o DCS) con la información proveniente del Computador de Flujo (CF) y de la consola de Operación del Operador (HMI). Del computador de Flujo vía comunicaciones, recibe la siguiente información:

• Tipo de Producto • Rata de Flujo Bruta • Volumen Bruto • Gravedad Especifica @ 60 DegF.

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Para la mayoría de los casos debe usarse un toma muestras con recipientes atmosféricos no presurizados, excepto en el caso de GLP en que sí deben estarlo. Para entrega de crudos donde haya transferencia de custodia (incluyendo las refinerías) debe usarse toma muestras automático. En todo caso, es recomendable contar con un punto de toma de muestras manual, que cumpla con el MPMS del API Cap 8.1, punto 8.4, para tener una alternativa bajo norma en caso de daño o de mantenimiento del toma muestras automático. Para sistemas que manejan múltiples productos, deberá existir al menos un recipiente por cada producto manejado. Los recipientes o botellas almacenadoras de muestras para el manejo de GLP y refinados deben ser del tipo presurizado, con válvula de alivio y acoples rápidos entre el terminal del tubing y el recipiente, lo anterior con el fin de garantizar la integridad de la muestra. Los recipientes que almacenan las muestras tomadas por el toma muestras, deberán estar protegidos de la intemperie por un gabinete. El tubing entre el toma muestras y los recipientes recolectores de muestras debe mantener una pendiente continua. Debe instalarse una bomba de recirculación o mezcla del crudo en los recipientes recolectores de muestra, en cercanía al toma muestras o en el laboratorio de análisis de muestra, con el fin de homogenizarla. Los recipientes colectores de muestra deben contar con acoples rápidos para conectar las mangueras al recipiente para iniciar el proceso de homogenización. El control del toma muestras debe ser realizado por el computador de flujo o el sistema de control, dependiendo de la arquitectura de cada sistema.

Figura No.39. Esquema de instalación de un toma muestras automático

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7.2.4.1. INSTALACIÓN Y UBICACIÓN DE LA SONDA

El área de muestreo recomendada es aproximadamente la mitad central del diámetro del oleoducto como se muestra en la figura 2.

Figura No. 40. Región recomendada para el muestreo

La abertura de la sonda debe enfrentar la corriente arriba y el cuerpo externo del mismo debe marcarse con la dirección del flujo para verificar que el probador se instala correctamente. La sonda debe localizarse en una zona donde haya suficiente mezcla, que resulte en un acondicionamiento adecuado de la corriente del fluido. Generalmente esta zona está entre tres (3) y diez (10) diámetros aguas abajo de los elementos de la tubería, 0,5 a cuatro (4) diámetros de los mezcladores estáticos y de tres (3) a diez (10) diámetros de los mezcladores eléctricos. Cuando se emplean mezcladores estáticos o eléctricos, se debe consultar al fabricante del dispositivo para una localización óptima de la sonda. Se debe minimizar el volumen inundado en la sonda y en el extractor. La línea de salida del extractor al recibidor de muestra debe inclinarse en forma descendente y continua desde el extractor hasta el recibidor sin contar espacio muerto. La instalación preferida de la combinación sonda - extractor es el plano horizontal.

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Si se usa un lazo de tubería vertical para acondicionamiento de la corriente, se debe localizar la sonda en la sección de flujo descendente del lazo para obtener el beneficio del acondicionamiento de la corriente, proporcionado por los tres codos de 90 grados. Localice la sonda a mínimo tres diámetros de tubería corriente abajo del codo superior de 90 grados y no más cerca que medio diámetro de tubería aguas arriba del codo final de salida (Figura 3).

Figura No. 41. Instalación vertical de la sonda de muestreo

No se recomienda localizar una sonda de muestreo aguas abajo de una curva de 90 grados por el inadecuado condicionamiento de la corriente.

7.2.4.2. DISEÑO DE LA SONDA

El diseño mecánica de la sonda debe ser compatible con las condiciones de operación del terminal y el fluido que se mide. Hay tres diseños básicos que se muestran en la figura 4. La entrada de la sonda debe estar en la mitad del centro del diámetro de la tubería.

Figura No. 42. Diseños de probadores

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Los diseños de sondas comúnmente usadas se describen a continuación:

• Una sonda de terminación cerrada con un orificio abierto (Figura 4A). • Un codo de diámetro pequeño o curva de tubería de frente a la corriente. La terminación

de la sonda en un corte poco profundo en el diámetro interno para facilitar una entrada aguda (Figura 4B).

• Un corte en el tubo de 45 grados, con el ángulo de frente a la corriente (Figura 4C).

7.2.4.3. EXTRACTOR

Un extractor automático de muestras es un dispositivo que extrae una muestra de la mitad del fluido. El extractor no necesita ser una parte integral de la sonda. El extractor de muestras debe recolectar un volumen consistente y repetible dentro de ±5% de margen de error, sobre el rango de las condiciones de operación y ratas de muestreo.

7.2.4.4. CONTROLADOR

Un controlador de muestras es un dispositivo que conduce la operación del extractor de muestras. El controlador de muestras deberá permitir la selección de la frecuencia de muestreo.

7.2.4.5. TIEMPO DE MUESTRO

MEDIDORES DE TRANSFERENCIA DE CUSTODIA Los medidores de transferencia de custodia deber utilizarse para establecer los tiempos de muestreo. Cuando se mide el flujo con múltiples medidores, el toma muestras debería estar gobernado por la señal del flujo combinado total. Asimismo, un toma muestras separado puede instalarse en cada brazo de medición. La muestra de cada brazo de medición debe considerarse un parte de la muestra total y en la misma proporción como el volumen del medidor es al volumen total. MEDIDORES ESPECIALES DE FLUJO Cuando en la transferencia de custodia se hace la medición por tanque, se debe proporcionar una señal de flujo al controlador de muestras. Esta señal puede suministrarse por medio de un

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dispositivo medidor de flujo extra. Estos dispositivos deben tener una precisión de ±10% o mejor, sobre el volumen total de la parcela. MUESTREO PROPORCIONAL AL TIEMPO Un toma muestras automático debería preferiblemente operar proporcional al flujo. Sin embargo, el muestreo en un modo proporcional al tiempo es aceptable si la variación de la rata de flujo es menor que ±10% de la rata promedio sobre la toda la parcela.

7.2.4.6. RECIBIDORES DE MUESTRA PRIMARIOS

Un recibidor/contenedor de muestra se requiere para sostener y mantener la composición de la muestra en la forma líquida. Incluye recibidores estacionarios y portátiles, cada uno de los cuales puede tener diseño de volumen variable o fijo. Si la pérdida de vapores afectará significativamente el análisis de la muestra, se debe considerar un recibidor de tipo volumen variable. Los materiales de construcción deben ser compatibles con el petróleo o producto de petróleo medido.

7.2.4.7. RECIBIDORES ESTACIONARIOS

Características generales de diseño (estas no pueden ser aplicadas a algunos de tipos de recibidores, por ejemplo recibidores de volumen variable):

• Los recibidores deben tener en cuenta la preparación de mezclas homogéneas de la muestra.

• La base del recibidor debe estar inclinada continuamente y en descenso hacia el desagüe

para facilitar el completo retiro del líquido. No debería haber puntos muertos de muestreo.

• Las superficies internas del recibido deben diseñarse para minimizar la corrosión,

incrustaciones y adhesión de líquido. • Se deben proporcionar los medios para monitorear el llenado del recibidor. • Se debe suministrar una válvula de alivio y ajustarla en una presión que no exceda la

presión de diseño del recibidor.

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• Se deben proporcionar los medios para romper el vacío con el fin de permitirle a la muestra fluir hacia el recibidor.

• Se debe proporcionar un medidor de presión. • Los recibidores deben protegerse contra cualquier condición ambiental adversa. • Los recibidores pueden necesitar tratamiento de calor o estar aislados cuando se verte

desde un punto alto o se mide petróleo o productos de petróleo de alta viscosidad. Se debe tener precaución para asegurar que el calor suministrado no afecte la muestra.

• Se debe considerar el uso de recibidores de muestras múltiples para dar flexibilidad al

muestreo de parcelas y desplazamientos de línea secuénciales. Se debe tener precaución en el diseño de la tubería para prevenir contaminación entre las muestras de diferentes parcelas. Ver Figura No. 43.

• Los recibidores deben tener una cubierta de inspección o cierre de suficiente tamaño para

facilitar su revisión y limpieza. • Se debe suministrar las instalaciones para sellamiento de seguridad. • El sistema debe ser capaz de drenar completamente el recibidor, bomba de mezcla y

tubería asociada. • El sistema de circulación no contendrá ninguna derivación muerta.

Figura No.43. Instalación toma muestras múltiples

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7.2.4.8. RECIBIDORES PORTÁTILES

Además de las consideraciones resumidas en el numeral anterior, los recibidores portátiles pueden incluir las siguientes características:

• Peso ligero • Conexiones de rápida liberación para facilitar la conexión y desconexión del

probador/extractor y del mezclador de laboratorio. (Ver Figura 6). • Manijas transportadoras.

Figura No. 44. Toma muestras portátil

7.2.4.9. TAMAÑO DEL RECIBIDOR

El recibidor debe diseñarse para cumplir su objetivo y condiciones de operaciones. El tamaño del recibidor está determinado por el volumen total de la muestra requerida, el número de muestras requeridas, el volumen de cada muestra y el traslado del recibidor, si éste es portátil.

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El tamaño típico de los recibidores para transferencia de custodia marina es de veinte (20) litros o cinco (5) galones.

7.2.4.10. MANEJO Y MEZCLA DE MUESTRAS

La transferencia de muestras de un recibidor a otro contenedor o un matraz analítico en el cual va a ser analizado, requiere de cuidado especial para mantener su naturaleza representativa. La muestra en el recibidor debe estar apropiadamente mezclada para asegurar una muestra homogénea antes de cualquier transferencia.

7.2.4.11. MUESTREADORES PORTÁTILES

Una aplicación típica de un sistema de muestro portátil es el que se instala en la cubierta de los buque tanques. También hay aplicaciones ocasionales en tierra. El mismo criterio para muestreo representativo se aplica para sistemas portátiles y estacionarios. Se deben tener precauciones en buque tanques debido a la dificultad al verificar el acondicionamiento de la corriente durante las operaciones actuales. Un ejemplo de aplicación marina se muestra en la figura 45.

Figura No. 45. Instalación marina portátil

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7.2.4.12. CARACTERÍSTICAS DE DISEÑO

Las características especiales y requerimientos de instalación para toma muestras portátiles son las siguientes:

• Se inserta un montaje para carrete, instalado con un extractor/probador de muestra y un sensor de flujo, entre la cámara de depósito del buque tanque y cada brazo de carga/descarga o manguera.

• Se requiere un controlador para cada extractor. El controlador debe poder registrar el

número total de muestras y el volumen total. • Normalmente el arreglo de tubería en el tanque del buque distorsiona el perfil de flujo. El

sensor de flujo, cuando se opera bajo las condiciones de flujo del tanque del buque, debe cumplir el criterio de precisión del numeral 8.2.14.2. de la norma API MPMS Capítulo 8.2.

• El acondicionamiento de la corriente se lleva a cabo con la velocidad del fluido y los

elementos de tubería aguas arriba de la sonda extractora. El número de mangueras, brazos y líneas en servicio pueden en cualquier momento limitarse para mantener una velocidad suficientemente alta.

• El controlador puede ubicarse en la cubierta del buque, la cual es una zona clasificada

como peligrosa. Si el controlador es electrónico, debe cumplir con los requerimientos del área peligrosa.

• El suministro de aire debe satisfacer los requerimientos del equipo. • Para fluidos de alta o baja viscosidad, particularmente en climas fríos, la línea del

extractor al recibidor puede requerir una manguera o tubería de alta presión, que esté aislada térmicamente. El recibidor debe ubicarse tan cerca del extractor como sea posible para minimizar la longitud de la manguera. La manguera o tubería debe tener un diámetro interno de 9,5 milímetros (3/8 pulgadas) o más, e inclinarse continuamente hacia abajo desde el extractor hasta el recibidor. La línea del extractor al recibidor puede requerir tratamiento de calor.

• El llenado de los recibidores debe monitorearse para asegurar que cada toma muestras

esté operado apropiadamente. La frecuente inspección visual del proceso, chequeo a indicadores de nivel y evaluación final de desempeño, han demostrado ser métodos de monitoreo aceptables.

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• El toma muestras portátil se usa intermitentemente; por eso la sonda de muestras, el extractor y el sensor de flujo deben limpiarse después de cada uso para prevenir taponamiento.

7.2.5. CROMATÓGRAFO.

En sistemas de transferencia en custodia para gas y donde sea requerido, el cromatógrafo será de medición en línea.

El cromatógrafo deberá tener una corriente disponible para calibración adicional a las corrientes de operación. Deberá tener la capacidad de calcular el poder calorífico alto y bajo (HHV y LHV) y la gravedad específica del gas.

El cromatógrafo será instalado de acuerdo con las recomendaciones del fabricante y tan cerca como sea posible al medidor de flujo, para evitar la llegada de líquidos al cromatógrafo, deberá contar con un excelente acondicionador de muestra que incluya filtros y otros elementos.

Para efectos de verificación del análisis indicado por el cromatógrafo, el diseño de la instalación debe contemplar las facilidades para utilizar cilindros patrón certificados como referencia, además de las facilidades para uso de los gases de arrastre.

La señal transmitida al computador de flujo será Modbus y tendrá memoria suficiente para almacenar datos de un período mínimo de 7 días de muestreo.

Por otro lado la instalación debe ser explosión proof, y ventilación que asegure una atmósfera segura.

En el diseño de instalación el equipo debe contar con dos cilindros de gas de arrastre certificado grado 5 de pureza, adicionalmente el gas patrón debe cumplir con las recomendaciones del fabricante y ser certificado, lo que significa que los componentes de éste se miden y cada uno tiene calculada su incertidumbre.

Por último el equipo debe tener una capacidad mínima hasta C6+, en otras palabras que mida la

concentración de los componentes del gas natural hasta el Hexano, adicionalmente el contenido de H2O.

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Figura No. 46. Esquema de instalación de un cromatógrafo

7.2.6. MEZCLADOR ESTÁTICO

Los mezcladores estáticos se utilizan en gran variedad de procesos incluyendo la dosificación, dispersión, intercambio de calor por flujo laminar y formación de emulsiones. Por otro lado ofrecen grandes beneficios en la combinación de líquidos de diferentes características. La acción del mezclado se consigue se consigue mediante la división continúa, extensión y transporte de componentes, por esta razón esta clase de mezcladores utilizan una serie de elementos estáticos ordenados para el procesamiento de los componentes. Las diferencias en concentración, temperatura y velocidad de los fluidos a mezclar se igualan mediante el flujo cruzado.

Figura No. 47. Mezclador estático

Los mezcladores estáticos son fabricados con cavidades internas de forma apropiada, para causar un efecto de mezcla o dispersión deseado, mediante el giro del fluido alrededor de elementos de

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mezcla inmóviles de adecuado diseño y localización. El movimiento del fluido es proporcionado por el bombeo y la energía consumida se cuantifica como pérdida en el proceso. Aunque los mezcladores estáticos se utilizan para mezclas laminares turbulentas, dispersión y contacto, acondicionamiento y para intercambio de calor, para ECOPETROL S.A., le interesa la mezcla laminar, la dispersión y contacto y el acondicionamiento:

• Mezcla laminar La mezcla en régimen laminar se alcanza a través de la división, transposición y recombinación repetida del flujo del líquido alrededor del elemento de mezcla. Los componentes a ser mezclados se propagan en un número de finas capas. El mezclador estático está compuesto de un número determinado de idénticos elementos de mezcla, a mayor número de éstos, más finas son las capas y mejor la homogeneidad alcanzada.

• Dispersión y contacto Es la dispersión de dos o más productos para procesos de lavado, extracción, transferencia de masa o reacción. Contactar gases y líquidos para crear la máxima superficie de transferencia de materia y altas velocidades de absorción, reacción, evaporación y condensación.

• Acondicionamiento Es el acondicionamiento de los flujos involucrados en el proceso aguas arriba de los equipos en los cuales se quiere alcanzar la máxima eficiencia en su operación.

7.3. VÁLVULAS.

7.3.1. VÁLVULAS CON ACTUADOR ELÉCTRICO (MOV)

Este tipo de válvulas serán usadas en la salida de cada uno de los brazos de medición, en la entrada, by-pass y salida de los probadores , deben ser válvulas de doble bloqueo y purga, dispositivo de alivio térmico en el cuerpo y de actuación de un cuarto de vuelta. El propósito de la utilización de este tipo de válvulas es la automatización del proceso de calibración de los medidores de flujo, comandados en su secuencia por el sistema de control. El actuador deberá trabajar con una alimentación trifásica de corriente alterna, motor y ensamble a prueba de explosión. El control remoto de los actuadores deberá ser a través de una estación maestra o sistema de control, utilizando protocolo digital. La comunicación se realizará con puertos redundantes en configuración de anillo o bus.

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7.3.2. VÁLVULAS DE CONTROL DE FLUJO

La válvula de control de flujo pueden ser de tipo mariposa, mariposa high performance o globo que cumplan bajo la norma API 609, con la finalidad de controlar flujo de prueba y deberá instalarse únicamente a la salida del probador.

7.3.3. VÁLVULAS DE CONTROL DE CONTRAPRESIÓN (BACK PRESSURE)

Estas válvulas serán indispensables cuando se utilicen medidores de flujo tipo turbina y medidores tipo Coriolis, se instalarán aguas abajo de los medidores y su selección debe permitir cumplir con las siguientes recomendaciones:

• Mantener el mínimo de “back pressure” requerido aguas abajo del medidor para evitar que el efecto de cavitación lo afecte.

• La presión mínima de contra presión requerida para medidores de turbina y Coriolis será ≥ 2*Delta P + 1.25 * Pe,

Donde Delta P = Caída de presión a través del medidor de flujo a máximo flujo, y Pe = Presión absoluta de vapor de equilibrio a máxima temperatura de operación.

7.3.4. VÁLVULAS DE CONTROL DE PRESIÓN

En el caso de requerir control de presión aguas arriba del sistema de medición para asegurar el empaque del ducto, las válvulas utilizadas para este fin deben ser de cierre hermético Las válvulas de control tienen tres modalidades de actuar en caso de falla: Abierta en falla, Cerrada en falla o Última posición en falla. La elección de la modalidad de falla debe corresponder a un análisis de las condiciones particulares de operación y seguridad (HAZOP) del sitio donde irá colocada la válvula.

7.3.5. VÁLVULAS CHEQUE

Si se requiere y dependiendo del proceso, se instalan aguas abajo de cada medidor, deben ser de asiento y basculante desmontable y cumplir con los requerimiento del API 6D. Deben ser del tipo Swing Type.

7.4. FILTROS

Su construcción, diseño y pruebas deben cumplir con la norma ASTM SEC VIII D1, y se instalan aguas arriba del medidor.

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De acuerdo a las condiciones operativas y de las características del líquido a manejar, es conveniente contar dos etapas de filtrado donde aplique, la primera para eliminar partes gruesas, utilizando malla de 20 hilos por pulgada, y una etapa de filtrado antes del equipo de medición con malla 40 para crudos y malla 60 para refinados y GLP. Para líneas de tamaños superiores a 6” de diámetro, su tapa debe ser de apertura rápida, para facilitar el mantenimiento. Todos los filtros deberán contar con una canasta que contenga y dé rigidez a la malla. La caída de presión en el filtro en estado limpio, no deberá ser mayor a 2 PSIG y la indicación de limpieza del filtro debe ser de 6 PSIG máximo. Por lo anterior todos los filtros deben contar con indicador de presión diferencial entre la presión de entrada al filtro y la presión de salida del mismo, si no es posible contar con este indicador de presión diferencial es obligatorio instalar manómetros en la tubería de entrada y en la de salida.

7.5. ELIMINADORES DE AIRE O VAPOR

En donde las condiciones operativas particulares lo requieran, se debe incluir sistemas de eliminación de aire o vapor. Los eliminadores de aire no pueden ventilar cuando se operan por debajo de la presión atmosférica. Una válvula de chequeo herméticamente cerrada en la línea de venteo previene que el aire entre en el sistema bajo estas condiciones. Normalmente no se requiere eliminadores de aire en aquellas instalaciones de tubería donde el flujo no se origina de tanques cercanos. Los líquidos de alta presión de vapor, como el GLP, se manejan bajo condiciones de presión que intentan mantener el producto en fase líquida. Puede optarse, en estos casos por la instalación de un separador de vapor o tanque de condensación, si no puede corregirse el problema por otros medios. Para seleccionar el tamaño y tipo de separador se tienen en cuenta los siguientes detalles:

• Cantidad de aire. • Tipo de líquido que se va a manejar. (Viscosidad, características de espumación). • Tamaño y longitud de la tubería. • Tipo y ubicación de las bombas y rata de flujo.

Lo anterior de acuerdo al numeral 5.4.11.2 del capítulo 5 del MPMS del API.

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8. REQUERIMIENTOS DE CONTROL Y ADMINISTRACIÓN

El componente computarizado del sistema de medición estará conformado por los Computadores de Flujo, Sistema de adquisición de datos (SAD), Sistema Supervisorio (HMI), Sistema de control (DCS o PLC) e impresoras. Todos estos equipos deben estar alimentados desde un Sistema Ininterrumpido de Potencia (UPS) con un mínimo de 4 horas de autonomía.

8.1. COMPUTADORES DE FLUJO

El computador de flujo debe cumplir con las exigencias del API MPMS Capítulos 21.1 y 21.2 y AGA R3, R5, R7, R8, R9, R10 y R11, dependiendo la aplicación específica. Estos equipos deberán ser capaces de desarrollar mediciones en aplicaciones de petróleo crudo, refinados, GLP o gas natural, contando con los algoritmos de cálculos establecidos por normativas internacionales aplicadas al campo de la medición.

a. Para medidores de flujo con baja resolución de pulsos se puede utilizar el método de interpolación de pulsos descrito en el API MPMS 4.6 “Proving Systems – Pulse Interpolation” para obtener el valor de 0.01% pulsos de resolución.

Debe supervisar en tiempo real las variables de proceso (Ej. temperatura, presión, densidad, pulsos del medidor de flujo), señales de comandos (como inicios de calibración, corte de batche, alinear o cerrar brazos de medición, alinear un brazo de medición con el probador, manejar válvulas de control del brazo de medición, etc.), calculará y aplicará los factores del medidor, calculará volumen indicado, bruto, estándar y neto (para el caso del cálculo de neto estándar se debe contar con la posibilidad de hacer reliquidación en el caso de crudos que incluyan una corrección por BSW, una vez obtenidos los resultados de agua y sedimento del crudo mediante análisis de laboratorio. Estos datos podrán introducirse en el sistema en forma manual o por un sistema de transmisión de datos. Incluye la posibilidad de alimentar la densidad base (a 60 ºF) obtenida en laboratorio. Deberá imprimir el tiquete del medidor y el reporte del probador, proporcionará funciones de alarma, informes históricos y acceso a los datos de archivo y seguimiento de batches, guardando en su memoria hasta 8 tiquetes como mínimo teniendo opción de su recuperación; esta capacidad de memoria podrá ser configurable para guardar hasta 20 tiquetes de cada clase. El computador será capaz de realizar todas sus funciones en línea. De igual forma el computador deberá contar con niveles de protección para acceder a los parámetros de configuración. El computador de flujo, cuando se utilice en aplicaciones de gas natural, deberá contar con la facilidad de introducir los valores de cromatografía por medio de software o por teclado.

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8.1.1. ESPECIFICACIONES DE HARDWARE (C.F.)

• El computador de flujo será montado en un panel de control. • Deberá tener registros auditables, rutinas de autodiagnóstico implementadas, que sean

accesibles a través del teclado o mediante un programa de PC.

• Deberá contar como mínimo con un puerto de comunicación Ethernet orientado a conectividad TCP/IP, cuatro (4) puertos de comunicación tipo serial, dos de estos puertos deberán manejar el protocolo de comunicación MODBUS, uno deberá tener interfase RS-232C/RS-485, capaz de soportar la conexión multidrop para conexión directa a una impresora y el cuarto se utilizará para configuración mediante un PC.

• Salidas analógicas. Señal de 4 a 20 mA con resolución mínima de 12 bits. La cantidad

mínima dependerá de las necesidades del sistema.

• Entradas analógicas. Señales de 4-20 mA con resolución mínima de 14 bits. La cantidad mínima dependerá de las necesidades del sistema.

• Entradas discretas. Mínimo una de estas será de “alta velocidad” para permitir la

conexión de detectores de esfera en probadores. La cantidad dependerá de las necesidades de la estación.

• Salidas discretas. La cantidad dependerá de las necesidades de la Estación.

• Entrada de señales de medidores de flujo. Deberá estar en capacidad de atender la

medición con medidores de flujo o con medidores maestros. Debe permitir manejar como mínimo 4 medidores configurables como una única estación de medición o como estaciones independiente en grupos (2+2, 3+1, etc.).

• Entradas de Medidores de Densidad. Entradas de frecuencia para soportar señales de

densitómetros. La cantidad mínima dependerá de las necesidades del sistema.

• Entradas de RTD tipo Pt-100, para la medición de temperatura para la señal de temperatura del densitómetro que cumpla con lo indicado en el numeral 7.4.3 y la norma IEC-751.

• De manera general todos los tipos de entradas y salidas, deberán contar con aislamiento

óptico.

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• Deberá contar con una interfaces HMI (pantalla / teclado), que permita la configuración por el usuario.

• Voltaje de alimentación: 110-120VAC o 24 VDC. Deberá incluir protección contra

Sobrevoltaje/Sobretensión.

8.1.2. ESPECIFICACIONES DE SOFTWARE (C.F.)

• Deberá permitir su configuración a través de su propio teclado o vía comunicaciones. En el caso de configuración remota por comunicaciones la interfaz debe ser del tipo GUI (Graphical User Interface).

• El computador debe ser configurable en línea

• Aceptar la configuración de probadores bidireccionales convencionales y de doble

cronometría, compactos y medidores maestros.

• Imprimir los reportes de medición como tiquete de batche, calibración, configuración, diarios, instantáneos y auditorias, todos estos podrán ser configurables. Debe ajustarse a lo indicado en el API MPMS 21.1

• Los números de los tiquetes, reportes deben ser configurados con 6 dígitos consecutivos

y un prefijo de 3 dígitos, de acuerdo a su clase.

• Deberá tener tablas de comunicación MODBUS (Base de Datos con identificador Modbus) con todas las variables del sistema.

• El C.F. debe cumplir como mínimo los requerimientos y condiciones del “Nivel A” del “sistema de fidelidad y seguridad de transmisión de pulsos”, enumerados en el MPMS del API, capitulo 5.5.4.5.

• El software estándar de los computadores de flujo deberá incorporar funciones que

permitan mejorar y optimizar el desempeño de los medidores de flujo mediante curvas de linealización (con por lo menos 5 puntos de prueba) utilizando el factor del medidor MF o el K Factor

• Las tablas permitirán manejar por lo menos ocho (8) diferentes productos por cada

medidor.

• El Computador de flujo presentará tres (3) niveles de seguridad mediante el uso de claves para administración, mantenimiento y operación, que prevengan las modificaciones no

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autorizadas, ya sea por teclado o puerto de comunicación. El computador deberá permitir el registro histórico de accesos y acciones realizadas en su configuración. De la misma forma deberá ser posible el registro histórico de alarmas.

• Debe estar en capacidad de re liquidar un tiquete de batch. En el caso de manejo de

crudos, y dependiendo del contrato, debe tener la capacidad de re liquidar por correcciones de densidad o BSW.

• Capacidad de permitir la aplicación de retroactividad del Meter Factor sobre un batch en

curso.

• Capacidad de manejar tres tipos de archivos por estación de medición: Archivos de tiquetes de batch, diario y de calibración. Cada uno de ellos con una capacidad de mínimo los últimos 8 (ocho) tiquetes de su clase.

• Se debe garantizar el manejo de diferentes unidades de ingeniería, la unidad de medida

seleccionada para los cálculos debe ser la misma para las comunicaciones y con el mismo nivel de resolución.

8.2. SISTEMA DE CONTROL

El sistema de control de la planta permitirá realizar la operación de los sistemas de medición. Todo el control de la estación se hará desde un solo Sistema de Control (PLC o DCS), incluyendo el control de los Sistemas de Medición. El sistema de control deberá tener los siguientes requerimientos:

• Puertos de comunicación con protocolo Modbus RTU o Ethernet para comunicación con cada uno de los computadores de flujo.

• Registro de alarmas y eventos del sistema de medición.

• Llevar a SCADA todos los datos de medición incluyendo las tendencias en tiempo real e histórico de las variables de los sistemas de medición y los requeridos por el documento Filosofía de Operación y Control SCADA PMPO-D-04.

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• Monitorear todos los valores actuales de la medición como presiones, temperaturas, flujos, volúmenes y densidades.

• Programación y control de batch.

• Control del toma muestras automático, inyección de inhibidor de corrosión, mejorador de flujo y marcador de productos refinados.

• Realización de corridas de verificación.

8.3. TRANSMISIÓN DE DATOS

8.3.1. INTERFERENCIA DEL CABLEADO DE CORRIENTE AC.

Todo el cableado de corriente AC debe instalarse al menos a un (1) metro de distancia del cableado de señal. La mayoría de sistemas no requieren protección electromagnética si la corriente es menor de 10 amperios.

8.3.2. INTERFERENCIA DE FRECUENCIA DE RADIO

Se debe evitar la interferencia de radiofrecuencias (RF) aislando los cables y asignando rutas para minimizarla. Se pueden requerir filtros en las entradas del equipo.

8.3.3. CABLEADO DE SEÑAL

Típicamente, las señales se trasmiten en pares conductores protegidos y enrollados dentro de un cable multipar aislado e instalado en conductos o enterrado. La línea de impedancia debe diseñarse para que opere dentro de la máxima impedancia especificada por el fabricante del equipo. Se recomienda utilizar señales digitales en vez de las señales análogas, especialmente si se espera una larga distancia de transmisión o una alta impedancia. Las señales se pueden transmitir por otros medios (por ejemplo, fibra óptica o cables coaxiales) según lo recomiende el fabricante del equipo.

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8.3.4. CONEXIÓN A TIERRA

Es importante instalar una adecuada conexión a tierra para proteger el equipo de daños producidos por perturbaciones o picos, que resultan en pérdidas de datos de medición. Los requerimientos de conexión a tierra varían según el tipo y fabricación del equipo, por eso, se debe seguir rigurosamente las recomendaciones del fabricante. En instalaciones aéreas, el soporte debe estar conectado a tierra. En instalaciones con cables enterrados, se deben utilizar únicamente los cables destinados para este fin. En sistemas de conductos, se debe asegurar la continuidad de la conexión a tierra con las uniones apropiadas o con conexiones alrededor de cada unión.

8.3.5. PROTECCIÓN DE CABLEADO

La protección del cableado puede ser de cobre, aluminio o acero, de acuerdo con las recomendaciones del fabricante. La protección global debe estar unida, junto con todas las cajas de conexiones, únicamente, a una línea de corriente neutra conectada directamente a tierra o por medio de una barra que también lo esté.

8.3.6. UNIDAD DE RECEPCIÓN

La unidad de recepción puede ser una parte integral de un sistema de temperatura, ésta se puede ubicar en una configuración local (en tanque(s)), o en una configuración remota (casa de control de depósito de petróleo). La unidad lectora de temperatura remota debe estar en capacidad de:

• Si es un sistema ATG y ATT, escanear todos los tanques monitoreados de tal forma que cumpla los todos los requerimientos de adquisición de datos.

• Mostrar la temperaturas en tiempo real. • Realizar chequeos de validación de datos y alertar al operador si se detectan errores. • • Mostar alarmas de altas temperaturas y bajas temperaturas.

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8.3.7. PROTECCIÓN CONTRA PERTURBACIONES Y RAYOS

Se debe suministrar la protección contra perturbaciones para preservar el transmisor de nivel y temperaturas; y para asegurar la transmisión de los datos medidos. Se debe tener una precaución especial en áreas donde hay una alta incidencia de rayos y, en particular, cuando los tanques se ubican lejos del equipo de lectura central. El sistema protector de rayos debe absorber el incremento de energía en la señal o líneas de energía. Los picos pueden dañar el equipo y no deberían pasar a través del sistema, se debe asegurar una buena protección contra éstos y asegurar que no exista una interferencia con la operación normal del equipo; su selección e instalación debe basarse en las recomendaciones del fabricante del equipo.

8.3.8. INSTALACIÓN DE PROTECTORES DE PICOS

Los protectores deben instalarse en ambas terminaciones de las líneas de transmisión de señal para proteger la fuente de la señal y su unidad de recepción contra las propagaciones de picos y rayos en ambas direcciones del punto de inducción. Asimismo, se puede proporcionar la protección contra rayos con la técnica de separación galvánica.

8.3.9. PROTECTORES DE PICOS DE RAYOS CON CONEXIÓN A TIERRA

Se deben conectar los cables a una conexión a tierra para protegerlos contra perturbaciones y picos. Si no se dispone de una conexión a tierra confiable, se debe suministrar una barra conductora a tierra (cinco ohmios es una resistencia de tierra aceptable).

8.3.10. FIDELIDAD Y SEGURIDAD DE SISTEMAS TRANSMISORES DE DATOS PULSADOS DE MEDICIONES DE FLUJO

8.3.10.1. NIVELES DE SEGURIDAD

Existen cinco niveles generales para la protección de la seguridad, Nivel A, B, C, D y E; de éstos el Nivel E representa el mínimo aceptable. Un sistema de medición puede tener los mismos o diferentes niveles de protección, los cuales pueden ser operados por separado o en conjunto.

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En estos ejemplos se hace énfasis en los sistemas de transmisión porque se considera que ésta es el área más vulnerable. No se ilustra la fidelidad y seguridad para escaladores y totalizadores, ya que se consideran aceptables para el Nivel E en la mayoría de aplicaciones. Sin embargo, se puede tener en cuenta, en algunas circunstancias, duplicar la sección del escalador y/o del totalizador.

• Nivel E

La reducción de error en el Nivel E se lleva a cabo solamente por aparatos correctamente instalados y de buena calidad, este es un sistema totalizador simple, sin provisiones incorporadas para el monitoreo de errores. Sólo se deben utilizar componentes y sub unidades de buena calidad, correctamente instaladas, que generen una alta confianza en la seguridad del sistema.

Se considera que el uso de un transmisor preamplificador para llevar la línea de transmisión es favorable para la mayoría de aplicaciones, como lo es el suministro de condicionamiento de señal. El sistema no difiere en cuanto a calidad del equipo (hardware) de otros sistemas más seguros que usan los mismos elementos.

• Nivel D

Un sistema de nivel D consta de un proceso de monitoreo manual de errores en intervalos específicos y por métodos de comparación.

Este nivel de seguridad está enfocado en dar protección contra aquellos errores funcionales y fallas. Constituye un método de verificación de acción manual.

La lectura se puede chequear visualmente contra un sistema, efectuando totalizaciones de forma independientemente.

La segunda lectura puede ser permanente o temporal, local o remota. La comparación manual hecha durante un periodo de chequeo, monitoreará la integridad de la transmisión y elementos totalizadores.

La seguridad global depende principalmente del desempeño, durante el periodo de monitorización de errores.

• Nivel C

Un sistema de Nivel C consiste en un proceso de monitoreo automático de error e indicación del mismo, en intervalos específicos y por métodos de comparación.

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Este nivel de seguridad está diseñado para proporcionar protección contra errores funcionales y fallas. Los intervalos de tiempo para el monitoreo pueden estar sujetos a revisión según la experiencia de operación.

Si los pulsos entregados se salen numéricamente del paso, se tomarán precauciones para el comparador (medidor diferencial).

La seguridad del nivel C falla por perturbaciones que sólo se manejan con sistemas de seguridad de más alto nivel. Por ejemplo, la interferencia simultánea en ambos canales no se detecta, porque no existe una diferencia numérica entre los canales.

• Nivel B

El nivel B consta de un proceso de monitoreo continuo, indicación de error y señalización de alarmas por métodos de comparación.

Este nivel de seguridad emite alarmas por perturbaciones transitorias y cualesquiera otras influencias, además de alarmas por errores funcionales y fallas.

Es un sistema dual de transmisión con comparador dual de pulsos, en el cual los trenes de pulsos se monitorean continuamente por número, frecuencia, fase y secuencia; y se indica cualquier irregularidad.

Debe producirse una alarma cuando los pulsos se ganan o pierden en cada canal, ya que este sistema tiene la capacidad de detectar esta condición.

• Nivel A

El Nivel A consiste en la verificación continua y la corrección limitada por métodos de comparación.

Este nivel de seguridad está orientado a dar protección contra perturbaciones transitorias y otras influencias comunes, además de errores funcionales y fallas.

Este es un sistema dual de transmisión protegido contra fallas dinámicas del monitoreo de pulsos duplicados y testeo estático de integridad eléctrica de los circuitos de transmisión.

El sistema debe estar en la capacidad de operar como uno de Nivel E si falla alguno de los canales de transmisión. Una ventaja fortuita del Nivel A es su habilidad para detectar algunas

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faltas mecánicas en el transductor. Los pulsos simultáneos causados por la interferencia simétrica, se rechazan automáticamente y no afectan el sistema.

8.4. IMPRESORAS

Los sistemas de medición contarán con dos impresoras:

• Impresora del SAD, será la principal e imprimirá todos los reportes del sistema.

• Impresora de los computadores de flujo. Esta impresora se conectará a todos los computadores de flujo y su objetivo será servir como respaldo en caso de falla del SAD. Adicionalmente esta impresora servirá para imprimir los reportes de diagnostico y auditoria propios de los computadores de flujo.

9. LLENADO Y DESCARGA DE CARROTANQUES

9.1. PLANTAS DE ALMACENAMIENTO Y DISTRIBUCIÓN

Las terminales de almacenamiento y distribución, son aquellas donde se almacena y entregan producto al cliente final y es el último punto de la cadena de producción de los productos derivados del petróleo, estas áreas operativas requieren contar con sistemas adecuados de medición de transferencia de custodia. Estás plantas pueden ser marítimas o terrestres, donde se manejan los siguientes productos: crudo, gas licuado, petroquímicos, combustóleo o productos refinados (gasolinas, diesel, fuel jet). El medio de embarque puede ser carro tanques o ferro tanques y los destinos al mercado nacional y/o internacional. Las terminales de ventas son el punto final del proceso del petróleo, puesto que aquí se entrega al consumidor final.

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Figura No. 48. Sistema de control de los terminales de venta

Las prácticas actuales más generalizadas en Ecopetrol S.A. es realizar el llenado de carro tanques es por la parte de arriba, esto conlleva a considerar los siguientes aspectos y recomendaciones:

• Los vapores causan problemas de salud a los trabajadores, contaminación del medio circundante y riesgos de seguridad a las instalaciones; tanto en el llenado por el fondo como el llenado superior de los carro tanques, debe tener en cuenta la forma de recolección de gases para evitar mezclas explosivas en el área operativa y considerar los elementos de seguridad adecuados para disponer estos gases, las alternativas viables son:

o Instalación de sistemas de licuefacción de vapores . o Oxidación (combustión) de los vapores en un área lejana a la parte operativa . o Venteo a la atmósfera, con sistemas de captura de HC por medio de cortinas de

agua.

• La distribución de las islas de llenado y descarga debe permitir la evacuación segura y ordenada en caso de emergencia.

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Figura No. 49. Distribución para el llenado

Figura No. 50. Esquema de un sistema de llenado por encima

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• Los sistemas de llenado deben tener como mínimo un sistema de polo a tierra y un sensor de sobre llenado.

• Se debe garantizar que todos los sistemas de llenado y descarga tengan instalado un transmisor de presión para realizar la compensación correspondiente en cada transacción.

• Una de las prácticas comunes que se ha generalizado en la industria es llenar los carro tanques desde el fondo, esta decisión se está tomando en la mayoría de los países por cuestiones de seguridad industrial y disminución de riesgos de salud para los trabajadores. Para Ecopetrol S.A., este cambio implicaría una gran inversión en las adecuaciones a las islas de despacho existentes y cambios de los equipos de los transportadores.

Figura No. 51. Sistema de llenado desde el fondo

• Un aspecto a tener en cuenta es el efecto sifón en la descarga de los carro tanques, por lo que se recomienda que los tanques tengan válvulas cortinas de 6” ∅ como diámetro mínimo entre compartimientos y que la tubería de descarga sea de 4”∅ de diámetro. Esta condición también se requiere para el cargue con el objeto que sea uniforme.

• Se debe exigir que los tanques estén aforados y certificados por una entidad reconocida.

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• Se recomienda que las cargas de todos los productos se realicen a volumen bruto y los balances a 60 oF.

• En el caso de venta de hidrocarburos livianos tipo disolventes, se debe limitar la rata de flujo para evitar flasheo. Esto se consigue configurando el máximo flujo a desarrollar en el computador de flujo teniendo en cuenta no alterar el buen funcionamiento de la bomba por aumento de la presión de descarga (protecciones eléctricas, válvulas de alivio, recirculación a tanque, etc.).

9.2. CONDICIONES DE DISEÑO

9.2.1. RECOMENDACIONES PARA LLENADO POR DEBAJO:

• Válvulas de presión y vacío en la escotilla del tanque del carro tanque.

• Válvulas de llenado que corta el switch de encendido y bloquea las llantas del vehículo (Practica en llenaderos de otros países, p.ej. México). Es por seguridad.

• Sensor de conexión a tierra para descargar estáticamente el carro tanque.

• Las válvulas de control set-stop deben regular el flujo de acuerdo con la capacidad del medidor y la capacidad de bombeo. para asfalto o productos de alta viscosidad se utilizan válvulas de mariposa con actuador neumático con solenoides n.o. y n.c. que funcionan de modo similar a las válvulas de productos con baja viscosidad.

• Debe considerarse la instalación de sistemas automáticos de recirculación de producto en las bombas de llenaderos y válvulas de relevo por alivio térmico

• Las válvulas de bloqueo para probador se recomiendan que estén antes de la válvula set stop, asegurando que la válvula de by pass sea doble bloqueo y purga.

9.2.2. RECOMENDACIONES PARA LA DESCARGA

• Se debe tener desaireadores, bombas de capacidad suficiente para que escurra todo el combustible, debe ser de engranes o tornillo, la válvula de set stop operada por desaireador para evitar errores en la medición y/o daños al medidor.

• Debe considerarse la instalación de un switch de flujo en la succión de la bomba para paro de la bomba de descarga cuando ya no haya flujo.

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• Instalar un detector de agua y sedimento (BSW) en los sistemas de descarga tanto para

crudos como para productos limpios.

9.2.3. SISTEMA DE MEDICIÓN:

Combustibles blancos

• Para sistemas de llenado cualquier medidor (desplazamiento positivo, turbina o Coriolis) puede responder adecuadamente.

• Para efectos de mantener una buena medición en estas áreas operativas, se deben calibrar los medidores a tres flujo diferentes, siendo estos: el mínimo del medidor; el máximo alcanzable o máximo de operación y un flujo intermedio. Todos estos factores deberán tener su incertidumbre asociada para efectos de llevar un control estadístico de los factores conforme a las variaciones de la incertidumbre y conocer la curva de respuesta de cada medidor a fin de linealizarla en el computador de flujo y asegurar una medición adecuada en todo el ciclo de carga.

• Dependiendo del conocimiento de la respuesta de los medidores, del producto a medir y

de la frecuencia de uso de la instalación, deberá seleccionarse el período de verificación y calibración de los medidores.

• Para instalaciones nuevas se recomienda hacer verificaciones con una frecuencia mayor para observar la tendencia de las respuestas del equipo y dependiendo de si cambia o no, las verificaciones podrán irse espaciando.

Productos viscosos

• Para la medición de productos viscosos se recomienda tener medidores que puedan ser calibrados en sitio bajo las condiciones de operación. No se recomienda la utilización de turbinas.

• Para efectos de mantener una buena medición en estas áreas operativas, se deben calibrar

los medidores a tres flujo diferentes, siendo estos: el mínimo del medidor; el máximo alcanzable o máximo de operación y un flujo intermedio. Todos estos factores deberán tener su incertidumbre asociada para efectos de llevar un control estadístico de los factores conforme a las variaciones de la incertidumbre y conocer la curva de respuesta de cada medidor a fin de linealizarla en el computador de flujo y asegurar una medición adecuada en todo el ciclo de carga.

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• Dependiendo del conocimiento de la respuesta de los medidores, del producto a medir y

de la frecuencia de uso de la instalación, deberá seleccionarse el período de verificación y calibración de los medidores. Para instalaciones nuevas se recomienda hacer verificaciones con una frecuencia mayor para observar la tendencia de las respuestas del equipo y dependiendo de si cambia o no, las verificaciones podrán irse espaciando

10. INCERTIDUMBRE

El cálculo de la incertidumbre de un sistema de medición, teniendo en cuenta la Guía Técnica Colombiana GTC – 51 “Guía para la expresión de incertidumbres en mediciones” que homologa la GUM “Guide Uncertaintly measurement”, se encuentra en el apéndice A de este estándar. Como introducción es importante saber que todos los sistemas de medición tienen un error y una incertidumbre que describe la duda que tenemos sobre la lectura de un sistema de medición. Teniendo en cuenta lo anterior se evidencia la importancia de la estimación de este parámetro para su control y disminución.

11. TRANSFERENCIA DE CUSTODIA MARINA

11.1. INTRODUCCIÓN

Este Capítulo pretende constituirse en una guía de “primera mano” tanto para ingenieros en trabajo de ingeniería y diseño, como para operadores de los sistemas de medición dinámica de transferencia de custodia marina, en especial aquellos que por actividad en terminales de operaciones internacionales, deben atender requerimientos de información de inspectores y agentes de carga de las empresas extranjeras intervinientes, ya sea en ejecución de inspecciones de transferencias de custodia marinas programadas, o en trabajos eventuales de investigación de pérdidas. Tanto la selección de temas como la profundidad de tratamiento de los mismos, pueden ser modificados o ajustados a juicio de las instancias de decisión de Ecopetrol sobre esta temática, de conformidad con sus contribuciones de experiencia práctica y el nivel medio de profundidad y especialización que quieran determinar, para los usuarios habituales de este documento. El propósito de este documento, es contribuir en forma práctica, al mejoramiento de la confiabilidad de la medición, en términos de la disminución de sus niveles de incertidumbre, mediante la adopción de consideraciones de ingeniería desarrolladas por los organismos

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internacionales de estándares API y ASTM; y establecidas por el Ministerio de Minas y Energía, como órgano regulador competente del servicio público de producción, refinación, distribución y transporte de hidrocarburos, como los “mejores criterios” para diseño y montaje de sistemas de medición de transferencias de custodia marinas. Hacia futuro, se hace necesario entonces, considerar la implementación de estos “criterios” en aquellos sistemas existentes, cuyos criterios de diseño y montaje, disten sustancialmente de los que se establecen en el presente Estándar de Ingeniería. Operativamente, los sistemas de transferencia de custodia marinas se caracterizan por,

• La exigencia de mayores niveles de confiabilidad. • Un mayor compromiso operativo para mantener las condiciones de estado estacionario durante toda su ejecución, • una mayor periodicidad de calibración de los medidores, • Un muy detallado y diligente seguimiento al comportamiento estadístico de los factores de calibración de los medidores.

Estas exigencias son el resultado de la situación común encontrada en estos sistemas, consistente en que una de las partes intervinientes, el que hace presencia a través del buque tanque en condición de recibidor o entregador de la carga, no es recurrente en otras transferencias de custodia del inmediato futuro. Esta situación se convierte en una limitante para las acciones de recuperación de pérdidas por medición, ya que hace inexistente la posibilidad de compensar entre las partes, las diferencias de volumen que resulten de los errores detectados en varias trasferencias de custodia marinas realizadas en un período determinado de tiempo. De hecho, la situación común a que esta limitación conduce, es por una parte, el no poder reclamar ante un recibidor, por los “excedentes” de producto entregados por un error de “medición de cantidad generosa” que se detectó después de la transferencia. Mientras que por el otro lado, se recibe una reclamación de otro recibidor, por el “faltante” que ocasionó un error de “medición de cantidad insuficiente” que se realizó en una transferencia de custodia posterior. En el mismo orden de ideas, los procesos de conciliación periódica de pérdidas que realizan los terminales, enfrentan posibilidades limitadas de acción recuperativa de volúmenes, debido a que son muchos los casos de “medición de cantidad generosa” de los que no se tiene noticia. Por otro lado, las transferencias de custodia marinas presentan una mayor complejidad legal respecto de las transferencias de custodia efectuadas en forma periódica y frecuente entre terminales terrestres a través de oleoducto; ya que durante las primeras, simultáneamente con el contrato de compra-venta o el contrato de almacenamiento de productos, se ejecutan otros contratos y procesos regulatorios a los cuales las “cantidades oficiales” de las transferencias de custodia se incorporan como “insumos esenciales”, haciendo por ello casi imposible la

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modificación posterior de las cantidades y calidades inicialmente suministradas. Los principales contratos y procesos regulatorios de ejecución simultánea con el contrato de transferencia de custodia marina, son:

• Contrato de fletamento marítimo nacional o internacional, mediante el cual una de las partes en la transferencia de custodia, contrata a un buque tanque para que realice el transporte del producto entre el puerto de cargue y el puerto designado para el descargue.

• Contrato de pago internacional, mediante el cual las partes convienen el pago del valor

del cargamento transado, a través de las formas de crédito documentario, • Contrato de seguro marítimo de la carga, mediante el cual la parte que asume el riesgo

del transporte, se asegura por los mismos. • Contrato de inspección independiente, mediante el cual, una tercera parte en condición

jurídica de testimonio competente, entrega un informe sobre la realización de la transferencia de custodia, señalando el cumplimiento de procedimientos operativos coadyuvantes del cumplimiento de los compromisos de cantidad y calidad establecidos en el contrato comercial.

• Acuerdo de uso de términos internacionales de comercio o Incoterms, mediante los

cuales, las partes convienen criterios para asignación de responsabilidad y riesgo sobre los distintas etapas de la transferencia física de mercancías entre los puertos de embarque y descargue.

• Regulaciones estatales, el Estado y sus distintas regulaciones de regalías y contratos de

participación de producción sobre los productos transferidos. • Regulaciones aduaneras, en las operaciones de exportación resultan obligatorios los

trámites y registros aduaneros y de comercio exterior. Como resultado de la anterior complejidad contractual y regulatoria, una vez la transferencia de custodia termina y han sido generadas sus “cantidades oficiales”, es virtualmente imposible efectuar modificaciones posteriores. También es importante resaltar que los contratos de compra-venta internacional obligan a efectuar una conciliación al final de la transferencia de custodia marina, entre las cantidades de tierra y las cantidades a bordo del buque tanque; y al posterior análisis de las diferencias resultantes de conformidad con las reglas establecidas en las mismas normas técnicas internacionales aplicables, que suelen corresponder a normas del API para América y algunos países de Asia, y a normas IP para Europa.

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Las transferencias de custodia marinas permiten de manera muy visible, generar valor en los procesos petroleros mediante el aprovechamiento de la “oportunidad comercial” representada en puntuales desabastecimientos en los mercados de consumo. El aprovechamiento de esta oportunidad no siempre puede hacerse con el “buque tanque mejor adecuado” a las condiciones típicas de operación del terminal. Es por ello que desde el punto de vista operativo, los sistemas de medición para transferencias de custodia marinas, deben tener capacidad para manejar amplios rangos de ratas de flujo, presiones de operación; viscosidad, temperatura y condición de limpieza de los hidrocarburos. En el caso de petróleo crudo, es particularmente importante la problemática de los contenidos de agua, tanto en suspensión como en fase separada en el fondo de la masa de petróleo. Las operaciones de transferencias de custodia marinas, deben proveer de recursos técnicos para determinar con la mayor exactitud posible los contenidos de agua en coexistencia con el material de petróleo en transferencia, a fin de evitar pérdidas económicas o reclamaciones por facturación de esta agua, a precio de hidrocarburo. Las operaciones de inicio de la transferencia de custodia marina, y los cambios de tanques que suceden tanto en tierra como en el buque durante la operación, el manejo simultáneo en el buque tanque de aguas de lastre y material de petróleo en tanques adyacentes, muchas veces, separados por sólo una válvula, son frecuentes causas de pérdidas y reclamaciones. Corresponde a la ingeniería de medición dinámica de transferencias de custodia marinas, establecer los lineamientos para el manejo adecuado de esta problemática, proveyendo los equipos y procedimientos adecuados de muestreo para la disminución de riesgos e impactos negativos de la misma sobre los resultados de la transferencia de custodia. Adicionalmente, las consideraciones de diseño deberán ir conexas con las exigencias operativas obligatorias que los estándares internacionales solicitan para operación y documentación de estas operaciones. En razón de ello, se hace necesario destacar en el presente documento varias de estas exigencias en un nivel de detalle adecuado para que asista el proceso de toma de decisiones de ingeniería de selección y diseño de equipos e instalaciones. Por todo lo anterior, la complejidad de las operaciones de transferencia de custodia marinas, permean los criterios y consideraciones de ingeniería, siempre en el sentido de hacerles exigibles unas mayores y más categóricas características de confiabilidad, precisión, permanencia del estado estacionario, trazables y muy flexibles condiciones de operación.

11.2. CONDICIONES GENERALES DE DISEÑO

• Los sistemas de medición que vienen instalados en patines compactos con sus

componentes, deben cumplir con todos los requisitos establecidos en el presente Estándar, y los procesos de compra deben asegurar la verificación previa a la entrega, por parte de los especialistas de Medición de ECOPETROL S.A., para el cabal cumplimiento de las características técnicas de diseño.

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• El sistema debe disponer de un probador en línea acondicionado, para que permita una

muy rápida y frecuente calibración automática de los medidores, en todo el rango de operación de los medidores. Estos, a su vez se deben adquirir de rango amplio de operación.

• Los sistemas de medición deben disponer de un sistema de muestreo proporcional al flujo

que permita tomar una muestra representativa del batch total entregado; o de cantidades parciales de este batch, por la necesidad en las transferencias de custodia marinas, de desagregar parcialmente los contenidos de línea de un determinado batch, para entregarlos en la transferencia de custodia subsiguiente. Del mismo modo, tanto el tamaño del incremento de muestreo (Grab) como el paso entre los mismos (Span), deben poderse ajustar para generar muestras representativas en todas las posibilidades de ratas de entrega que resulten del rango amplio de operación de los medidores.

11.2.1. CONDICIONES OPERATIVAS Y ECONÓMICAS

• El sistema de medición debe diseñarse y mantenerse para que opere y mida continuamente dentro del margen de incertidumbre requerido, a las diferentes ratas de flujo conforme a los programas operativos. Un sistema de medición deberá estar conformado como mínimo por cuatro (4) brazos de medición, dos operando en medición dinámica activa, y los otros dos como respaldo.

• El criterio de diseño del número de brazos en un sistema de medición tiene en cuenta

factores técnicos y consideraciones de negocio (Relación Costo/Beneficio y Riesgo Vs. Utilidad). En aquellos casos donde el análisis de riesgo y las condiciones operacionales lo ameriten se deberá considerar el diseño de sistemas de medición con tres (3) o más brazos en operación y por lo menos dos (2) brazos de respaldo.

• Cuando un brazo de medición sale de funcionamiento, el brazo de respaldo debe estar en

adecuadas condiciones operativas para sustituirlo.

• Los sistemas de medición para transferencia de custodia marina no deben tener posibilidad de by-pass del producto. Por eso, debe considerarse la correcta ubicación de válvulas de alivio y drenajes en el sistema de medición.

11.3. DESEMPEÑO DE LOS COMPONENTES DEL SISTEMA

Los equipos que conforman el sistema de medición deben cumplir los siguientes requisitos mínimos de precisión:

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• Medidores de flujo.

Linealidad: < = + / – 0.15% en el rango de flujo 5:1

Repetibilidad: <= +/- 0.02% en todo el rango de flujo.

• Medidores de densidad.

Exactitud: <= +/- 0.00015 g/cc (+/- 0.0002 g/cc) en el rango de 0.3 a 1.1 g/cc.

11.3.1. MEDIDORES

En las transferencias de custodia marinas, las consideraciones de ingeniería deben poder “atender” las necesidades comerciales del negocio, para lo cual resulta eventualmente necesario efectuar operaciones de transferencia de custodia a buque tanques, a ratas de flujo extraordinariamente altas o bajas, respecto de las ratas típicas promedios de operación de la instalación de medición. Es igualmente frecuente, encontrar buque tanques de “muchos” tanques, o con circunstancias restrictivas de sus flujos de entrada y/o salida, en los que suceden bruscas y frecuentes variaciones de las condiciones de flujo, razón por la cual, el terminal debe disponer de sistemas de medición capaces de operar en dichas condiciones, dentro de márgenes aceptables de precisión. Al respecto, también el sistema de calibración de medidores deberá estar en condiciones de actualizar los factores, para todos los conjuntos de condiciones de operación que logren estabilizarse durante la transferencia de custodia. Las posibilidades de variación en las condiciones existen como resultado de las condiciones específicas del buque tanque en cuanto a número y localización relativa entre sí, de los tanques, líneas, válvulas y requerimientos de estiba al inicio, finalización y durante el período operacional de cargue o descargue. En esta parte han sido incluidos los siguientes temas: Se utilizan normalmente los medidores de tipo desplazamiento, turbina o Coriolis para las operaciones de transferencia de custodia marinas de hidrocarburos líquidos. Se deben considerar primero las condiciones de viscosidad del fluido, ratas de flujo y niveles de contaminación en el fluido, como criterios rectores para seleccionar un medidor, aunque no son descartables otros factores como rangos de presión y de temperaturas de operación, que pueden influenciar el tipo de medidor seleccionado. Puede utilizarse otro tipo de medidores (aprobados por el MPMS del API), de acuerdo al proceso y/u operación de la planta en particular; previo estudio del Comité de Medición de ECOPETROL S.A., estudio soportado con los resultados de la prueba piloto, que garanticen su buen desempeño, siempre que cumplan con lo indicado en este documento. A continuación se presentan algunas consideraciones para la selección del tipo de tecnología de medición para sistemas de transferencia de custodia marina.

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Los medidores de turbina funcionan mejor en un régimen de flujo turbulento que esté completamente desarrollado (esto es, cuando el número de Reynolds está sobre 10.000). Pueden ser también utilizados en líquidos de alta viscosidad, en condiciones de altas ratas de flujo. Los medidores de turbina del tipo rotor doble-hoja helicoidal (two-bladed helical rotor type turbine meters) típicamente operan con mejor eficacia a bajos número de Reynolds, que los medidores convencionales multi-hoja de turbina (multi-bladed turbine meter). Los medidores de desplazamiento y de turbina pueden experimentar variaciones en el desempeño cuando se usan con líquidos que no tienen una viscosidad constante. Este efecto es grande en medidores de desplazamiento en servicio de líquidos de muy baja viscosidad, mientras que con medidores de turbina, es grande en servicio de líquidos de alta viscosidad. Como el efecto, en medidores de turbina, está directamente relacionado con el mayor número de Reynolds, los medidores de turbina pequeños manejan mejor esta condición a bajas viscosidades, que los medidores de mayor tamaño. El efecto de un cambio de viscosidad, en un medidor de turbina con rotor de doble-hoja es típicamente menor que en mismo en un medidor convencional multi-hoja. El desempeño de los medidores Coriolis generalmente es afectado por cambios en la viscosidad. Sin embargo, viscosidades muy altas pueden ocasionar una excesiva caída de presión.

12. CASOS ESPECIALES

Cualquier discrepancia entre este Estándar y otros de ECOPETROL, relacionados con el tema o que presente dificultad para su aplicación o interpretación y que genere desacuerdo entre las partes interesadas, deberá ser resuelto por el Comité Táctico de Medición de ECOPETROL S.A.

13. BIBLIOGRAFÍA

EMPRESA COLOMBIA DE PETROLEO – ECOPETROL S.A. Vicepresidencia de Transporte – VIT. Estándar de Ingeniería para la medición dinámica de cantidad y calidad de hidrocarburos líquidos, ECP-MSM-GE-VAR-001. 26-abr-2006. AMERICAN PETROLEUM COMPANY. Recomendaciones API MPMS 4.9.2, 1a ed. Diciembre, EUA. 2005. AMERICAN PETROLEUM COMPANY. Recomendaciones API MPMS 4.9.1, 1a ed. Octubre, EUA. 2005.

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AMERICAN PETROLEUM COMPANY. Recomendaciones API MPMS 5.1, 3a ed. Septiembre, EUA. 2005. AMERICAN PETROLEUM COMPANY. Recomendaciones API MPMS 5.2, 3a ed. Septiembre, EUA. 2005. AMERICAN PETROLEUM COMPANY. Recomendaciones API MPMS 5.3, 5a ed. Septiembre, EUA. 2005. AMERICAN PETROLEUM COMPANY. Recomendaciones API MPMS 5.4, 4a ed. Septiembre, EUA. 2005. AMERICAN PETROLEUM COMPANY. Recomendaciones API MPMS 5.3, 5a ed. Septiembre, EUA. 2005. AMERICAN PETROLEUM COMPANY. Recomendaciones API MPMS 5.8, 1a ed. Febrero, EUA. 2005. AMERICAN GAS ASSOCIATION. Recomendaciones AGA R 11, Primera edición, 2003. AMERICAN PETROLEUM COMPANY. Recomendaciones API MPMS 17.5, 2a ed. Noviembre, EUA. 2002. AMERICAN PETROLEUM COMPANY. Recomendaciones API MPMS 5.6, 1a ed. Octubre, EUA. 2002. AMERICAN GAS ASSOCIATION. Recomendaciones AGA R 9, Segunda impresión, junio 2000. AMERICAN PETROLEUM COMPANY. Recomendaciones API MPMS 17.2, 2a ed. Octubre, EUA. 1999. Reafirmada, octubre 2006. AMERICAN GAS ASSOCIATION. Recomendaciones AGA R 8, Segunda edición, noviembre 1992. AMERICAN GAS ASSOCIATION. Recomendaciones AGA R 3, Part 2, 3a ed. Febrero, 1991. AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE. API 14.3. 3a ed. Febrero, 1991. GAS PROCESSORS ASSOCIATION. GPA 8185-90. 3a ed. Febrero, 1991.

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AMERICAN GAS A S S O C I A T I O N . Recomendaciones AGA R 7, Primera r e v i s i b n , noviembre 1985.

14. ANEXOS

ECP- VSM- 1-001

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VlCEPRESlDENClA DE SUMlNlSTRO Y MERCADEO

Gerencia De Planeaci6n Y Suministro ESTANDAR DE INGENIERIA PARA

SISTEMAS DE MEDICION DE TRANSFERENCIA DE CUSTODIA PARA

HIDROCARBUROS

Versi6n: 0

Fecha:

14/01/2008

No.

A

B

C

D

Para mayor inforrnacion sobre esta directriz y el Manual de Medicion de Hidrocarburos, dirigirse a:

Titulo Coeficientes de descarga para medidores tip0 platina de orificio, bridados

Lista de chequeo ingenieria conceptual

Lista de chequeo ingenieria basica

Lista de chequeo ingenieria detallada

No.

A

EDUARDO MOTTA RUEDA Lider Corporat~vo de Medlclon GPS-VSM

Titulo

Guia para la estimaci6n d e la incertidumbre

RESPONSABLE

\

APROBO CAMILO MARULANDA Vicepresidente de Suministro y Mercadeo - VSM





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ANEXO A COEFICIENTES DE DESCARGA PARA PLATINAS DE ORIFICIO BRIDADAS

Coeficientes de descarga para medidores tipo platina de orificio bridado: Diámetro nominal

2” (50 mm) Medidor [D=1.939 “ (49.25 mm)

Número de Reynolds (ReD) VAL IDADO





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Coeficientes de descarga para medidores tipo platina de orificio bridado: Diámetro

nominal 3” (75 mm) Medidor [D=2.9 “ (73.66 mm)

Número de Reynolds (ReD)

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4” (100 mm) Medidor [D=3.825 “ (97.18 mm)


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nominal 6” (150 mm) Medidor [D=5.761“ (146.33 mm)


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16” (400 mm) Medidor [D=14.688“ (379.08 mm)


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nominal 20” (500 mm) Medidor [D=19“ (482.60 mm)






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ANEXO B LISTA DE CHEQUEO PARA INGENIERÍA CONCEPTUAL

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1 1. OBJETIVO

2Constituir una guía para la elaboración de ingenierías conceptuales para los proyectos de sistemas demedición de hidrocarburos para ECOPETROL S.A. especificando los requerimientos mínimos para eldiseño conceptual de las facilidades que debe tener un patín de medición, en todas las especialidades de laingeniería requeridas: Proceso, Eléctrica, Mecánica, Instrumentación, Control y Civil.

1

3 2. CONDICIONES GENERALES

4 a.

La distribución de este documento esta limitada a las compañías autorizadas expresamente porECOPETROL S.A., dentro de documentos contractuales. Si existieran regulaciones internacionales,nacionales o locales en las cuales algunos de los requerimientos puedan ser más estrictos que loscontemplados en este documento, el Contratista debe determinar cuidadosamente cuales de losrequerimientos son más restrictivos y cual combinación de requerimientos puede ser aceptable en cuanto alos aspectos de seguridad, ambiente, económicos y legales. En todos los casos el Contratista debe informaral funcionario asignado por ECOPETROL S.A., de cualquier desviación a los requerimientos establecidosen este documento, que deban ser tenidas en consideración para el cumplimiento de las regulacionesinternacionales, nacionales o locales. Será responsabilidad del funcionario nombrado por ECOPETROL S.A. la aceptación o rechazo de dichas desviaciones tan pronto como sea posible, sin comprometer el tiempode ejecución del proyecto.

1

5 b.

La Ingeniería conceptual corresponde a los documentos de análisis técnico - económico mediante los cualesse emprende la definición del sistema que mejor aplica, como solución a un problema o como respuesta auna necesidad planteada. En términos generales incluye toda actividad que incida de manera importante enlos costos y el presupuesto del proyecto. Es aquí donde se toman decisiones acerca de la tecnología a serusada, las previsiones para futuras expansiones, fuentes de suministro de energía, fuentes de materia prima,sus especificaciones, sus regulaciones ambientales y se establecen también los procesos que seránmanejados directamente o subcontratados. Aquí se identifican los posibles procesos y se definen en formageneral sus componentes, se formalizan balances preliminares de materias primas, productos y se cuantificanlos servicios industriales requeridos. Los resultados en este estado se plasman en planos de tipo esquemáticocomo diagramas de bloques, diagramas de flujo simplificados, y en general son lineamientos no detalladosdel sistema encontrado como solución especifica. Como soporte documental se dispondrá de cálculos y demostraciones matemáticas que evidencian los balances del sistema.

1

6 c. Toda la documentación del proyecto se debe elaborar en español. 1

7 d.Unidades de medida serán, de no especificarse en unidades del sistema métrico internacional, como están acontinuación:

8 · Diámetro tuberías en pulgadas (pulg) 1

9 · Espesores en pulgadas (pulg) 1

10 · Temperatura en grados Fahrenheit (°F) 1

11 · Volumen en pies cúbicos (ft3) 1

12 · Dimensiones lineales en metros (m) 1

13 · Presión en Libras por pulgada cuadrada (lb/pulg2) 1

14 · Rata de flujo en Líquido 1

15 · Galones por minuto (GPM), 1

16 · Barriles por día (BPD), libras/ horas (Lb/Hr); en gas, vapor en Pies cúbico / hora, libras /hr. 1

17 · Densidad en lb. / pie cúbico 1

18 · Gravedad especifica (S.G.), °API 1

19 · Peso en Kilogramos (Kg) 1

20 · Superficie en metros cuadrados (m2). 1

% cumplim.No.

OrdenLiteral ACTIVIDAD

APLICACIÓN( SI = 1

NO = N.A.)

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21 e.

Todo el desarrollo del proyecto debe efectuarse de acuerdo con las últimas ediciones de las seccionesaplicables a los códigos y normas establecidos anotadas a continuación, así mismo el uso de los estándaresacordados. Si existiera conflicto en la aplicación de cualquiera de las normas, es responsabilidad delcontratista evaluar la aplicabilidad y seleccionar la más exigente de las normas, informando oportunamente ala interventoría y al funcionario autorizado por ECOPETROL S.A.

22 · AGA AMERICAN GAS ASOCIATION 1

23 · AISC AMERICAN INSTITUTE QF STEEL CONSTRUCTION 1

24 · ANSI AMERICAN NATIONAL STANDARS INSTITUTE 1

25 · API AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE 1

26· ASHRAE AMERICAN SOCIETY OF HEATING REFRIGERATING AND AIR CONDITIONINGENGINEERING

N.A.

28 · ASME AMERICAN SOCIETY OF MECHANICAL ENGINEERS 1

29 · ASTM AMERICAN SOCIETY FOR TESTING OF MATERIALS 1

30 · AWWA AMERICAN WATER WORKS ASSOCIATION N.A.

31 · CCCSI CODIGO COLOMBIANO CONSTRUCCIÓN SISMORRESISTENTE (Decreto 1400) N.A.

32 · ICEA INSULATED CABLE ENGINEERS ASSOCIATION 1

33 · ICONTEC INSTITUTO COLOMBIANO DE NORMAS TÉCNICAS 1

34 · IEC INTERNACIONAL ELECTROTHECNICAL COMMISSION 1

35 · IEEE INSTITUTE OF ELECTRICAL AND ELECTRONICS ENGINEERS 1

37 · IES ILUMINATING ENGINEERING SOCIETY 1

38 · ISA INSTRUMENT SOCIETY OF AMÉRICA 1

39· MSS MANUFACTURES STANDARIZATION SOCIETY OF THE VALVE AND FITTINGSINDUSTRY. INC.

1

40 · MOPT MINISTERIO OBRAS PUBLICAS Y TRANSPORTE DE COLOMBIA (Construcciones) N.A.

41 · NEC NATIONAL ELECTRICAL CODE 1

42 · NEMA NATIONAL ELECTRICAL MANUFACTURES ASSOCIATION 1

43 · NFPA NATIONAL FIRE PROTECTION ASS0CIATION 1

44 · TEMA TUBE EXCHANGER MANUFACTURES ASSOCIATION N.A.45 · UL UNDERWRITERS LABORATORIES INC 1

46 · PROCEDIMIENTO DE COORDINACIÓN DE ECOPETROL 1

47 · CODIFICACIÓN DE LA DOCUMENTACIÓN - ECOPETROL 1

48 · HI HYDRAULIC INSTITUTE 1

49 · ISA INSTRUMENTATION SOCIETY OF AMERICA 1

50 · MSS MANUFACTURES STANDARIZATION SOCIETY 1

51 · PFI PIPE FABRICATION INSTITUTE 1

52 · SSPC STEEL STRUCTURES PAINTING COUNCIL 1

53· NORMA NSR 98 NORMA COLOMBIANAS DE DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN SISMO RESISTENTE.

1

54 · EXXON BASIC PRACTICES (BP) 1

% cumplim.No.


APLICACIÓN( SI = 1

NO = N.A.)

VAL IDADO





Fecha:

14/01/2008 Página 128 de 189

55 f. La documentación por entregar es la siguiente:

56 · Descripción del alcance del proyecto 1

57 · Descripción del tamaño y localización de la planta 1

58 · Selección de tecnologías 1

59 · Justificación económica y sensibilidades 1

60 · Formulación y selección preliminar de alternativas 1

61 · Preparación de las bases de Diseño 1

62 · Pautas generales para la utilización de equipos existentes 1

63 · Programación de macro actividades y eventos importantes (Milestones). 1

64 · Identificación de equipos principales 1

65 · Plan general de ejecución y estrategia de contratación 1

66 · Servicios Industriales, áreas de almacenamiento y muelles 1

67 · Estudio de área disponible 1

68 · Recomendaciones de seguridad industrial 1

69 · Estudio preliminar de impacto ambiental- diagnostico ambiental de alternativas. N.A.

70 · Estudios de variantes y tuberías nuevas. 1

71 · Informe sobre facilidades de almacenamiento. 1

72 · Estimativos de costos Clase 1 1

73 · Plan de transferencia tecnológica. 1

74 · Especificaciones para la Ingeniería Básica 1

75 g. Las condiciones del lugar deben ser las siguientes:

76 · Temperatura del Bulbo Seco Mínima / Máxima / Promedio. 1

77 · Humedad Relativa Mínima /Máxima / Promedio. 1

78 · Viento, Dirección Prevaleciente y Velocidad Máxima / Promedio N.A.

79 · Lluvia Máxima precipitación Registrada. N.A.

80 · Elevación Sobre el Nivel del Mar. 1

81 · Cordenadas y sistema de georeferenciamiento (Departamento, Municipio, Vías Acceso) N.A.

82 h. Entregar un informe del los siguientes diseños:

83 · Diseño conceptual Ingeniería de Procesos 1

84 · Diseño conceptual Ingeniería Eléctrica 1

85 · Diseño conceptual Ingeniería Mecánica 1

86 · Diseño conceptual Ingeniería de Instrumentación y control 1

87 · Diseño conceptual Ingeniería Civil 1

88 · Diseño conceptual de Variantes y tuberías nuevas. 1

89 i. El contratista debe entregar dentro de su resumen ejecutivo la siguiente información:

90 · Alcance – Análisis de alternativa recomendada 1

91 · Plan de ejecución. 1

92 · Estimativos – presupuestos preliminares 1

93 · Presentación General del Proyecto. 1

94· Todas la información se entregará en original y una copia impresa, así como los respectivos archivosmagnéticos en CD.

1

95ECOPETROL S.A. hará entrega de los documentos más actualizados que tenga en medio magnético eimpreso, ya que estos serán la base con la que se adelante la ingeniería descrita anteriormente.

N.A.

% cumplim.No.


APLICACIÓN( SI = 1

NO = N.A.)

VAL IDADO





Fecha:

14/01/2008 Página 129 de 189

96 j.El contratista debe hacer una breve descripción de las premisas y bases generales requeridas para laelaboración del diseño. Igualmente debe incluir la justificación para la realización del proyecto.

1

97 k.La descripción del tamaño y la localización de planta es la dimensión y la capacidad nominal de la planta y/omodificación

N.A.

98 l.El contratista debe evaluar para cada especialidad las tecnologías propuestas para mejorar el desempeño delos distintos sistemas y subsistemas del proyecto, entregando las recomendaciones respectivas para lastecnologías evaluadas.

1

99 m. El contratista debe evaluar técnica y económicamente la posible utilización de equipos existentes. 1

100 n.El contratista debe realizar un análisis de la disponibilidad de servicios industriales, fuentes de suministrode energía (combustibles, gas natural y electricidad), dando las recomendaciones respectivas y justificándolas desde el punto de vista técnico y económico.

1

101 o.

El contratista debe realizar los estudios preliminares que permitan determinar el tamaño y localización delsisitema de medición: considerando una capacidad nominal de operación y una cifra de diseño con opcionesde futuras expansiones, teniendo en cuenta las recomendaciones consignadas en el Estándar de ingenieríapara sistemas de medición dinámica para transferencia de custodia.

1

102 p.De acuerdo con los equipos o tecnologías seleccionadas el Contratista debe también realizar losesquemáticos respectivos, diagramas de bloques con la secuencia operacional del proceso, posibles espaciosa ser ocupados por equipos (filtros, medidores, computadores de flujo, PLC´s, tomamuestras, desnitrómetrose instrumentación), distancias entre áreas de almacenamiento y disposiciones generales de edificaciones.

1

103 q.El contratista debe entregar las bases para establecer un plan de transferencia tecnológica, con el cual seasegure el futuro mantenimiento y actualizaciones de las tecnologías propuestas.

1

104 r. El contratista debe entregar el alcance y las especificaciones para el desarrollo de la Ingeniería Básicacorrespondiente al proyecto, teniendo en cuenta todas las especialidades de la ingeniería involucradas.

1

105 s.El contratista debe realizar el Estudio de prefactibilidad para justificar el proyecto y determinar si este eseconómica y técnicamente posible. Este estudio debe responder a bases firmes y costos reales para lograríndices de rentabilidad confiables. El contratista debe en este informe modelar las variables requeridas porECOPETROL y las que considere afectan de manera significativa el proyecto.

1

106 t. El contratista debe evaluar todas las alternativas del proyecto, realizando los análisis técnicos y económicoscomparativos y dando sus recomendaciones acerca de las mejores alternativas, debidamente justificadas.

1

107 u.El contratista debe entregar un presupuesto clase 1, preparado con la programación conceptual, indicadoreseconómicos macros, valores históricos actualizados de sistemas de medición comparables con un grado deaproximación que oscila entre + 25% y - 40% con respecto al costo final.

1

108 v.El contratista debe hacer las recomendaciones sobre seguridad Industrial e instalaciones de contraincendiorequeridos.

1

109 w.Una vez escogido el esquema de proceso, el Contratista debe determinar las capacidades y secuencias de losequipos con algunas características deseables para la operación normal, tales como capacidades, presiones,temperaturas, etc. Así mismo las fuentes principales para los servicios industriales.

1

110 x.

El contratista debe preparar un programa de macro actividades y eventos importantes durante la fase deejecución del anteproyecto, lo cual permite comparar varias alternativas de ejecución durante los estudiospreliminares. Igualmente debe establecer las fechas de iniciación y finalización requeridas por el proyecto oen su defecto el tiempo estimado de duración de cada actividad, indicando las secuencias de dichasactividades.

1

111 y.El contratista debe elaborar un plan de ejecución macro y proponer una estrategia de la forma como se van acontratar las diferentes etapas del proyecto. Este documento debe incluir un análisis de la posibilidad departicipación de la Ingeniería y producción nacionales en el proyecto.

1

% cumplim.No.


APLICACIÓN( SI = 1

NO = N.A.)

VAL IDADO





Fecha:

14/01/2008 Página 130 de 189

112 z. La ingeniería de Procesos debe contener: 1

113 · Diagrama preliminar de Instrumentación y proceso (P&I) 1

114 · Hoja preliminar de Balance de materiales N.A.

115 · Hoja de datos del proceso N.A.

116 · Diagrama de presiones, temperatura y capacidad. 1

117 · Rating de tuberías: succión y descarga 1

118 · Diámetro tuberías principales 1

119 · Espesores 1

120 · Materiales 1

121 · Protecciones: relevos, válvulas de control, actuadores eléctricos de válvulas (MOV). 1

122 · Ubicación de tubería: superficial, enterrada 1

123 · Sistema de drenaje: aguas aceitosas y aguas lluvias. 1

124 · Diagramas de bloque (flujo) N.A.

125 · Definir filosofía de manejo de riesgos operacionales. 1

126 · Análisis hidráulico para tuberías y equipos principales. 1

127 · Diseño de Facilidades de Almacenamiento. N.A.

128 · Evaluación técnico económica de nuevas tecnologías sugeridas por el usuario. 1

129 aa.El contratista debe definir dentro de la Ingeniería Conceptual, para la especialidad de IngenieríaEléctrica las siguientes actividades:

1

130 Definir fuentes de suministro de energía para equipos principales y secundarios: 1

131· Electricidad, diesel, gas y crudo, entre otros. Realizar la evaluación económica del suministro de energía ydeterminar la fuente más conveniente desde el punto de vista técnico económico para el ciclo de vida delproyecto.

1

132 Definir tecnologías a utilizar. N.A.

133 · Definir esquema general del sistema de contra incendio, capacidades. 1

134 Definir filosofía del sistema de comunicaciones. 1

135 · Requerimientos de torres, antenas, bandas. 1

136 Definir filosofía del sistema de protección catódica. 1

137 · Alimentación del sistema, alimentación en zonas remotas, Características generales, potencias. 1

138 Definir filosofía de protección y shutdown. 1

139 · Aproximación al Nivel de Integridad (SIL) de la planta, niveles de redundancia, instrumentación. N.A.

140 Definir filosofía para alimentación de equipos críticos: 1

141 · UPS, 1

142 · Rectificadores, 1

143 Evaluación técnico económica de nuevas tecnologías sugeridas por el usuario. 1

% cumplim.No.


APLICACIÓN( SI = 1

NO = N.A.)

VAL IDADO





Fecha:

14/01/2008 Página 131 de 189

144 ab.El contratista debe definir dentro de la Ingeniería Conceptual, para la especialidad de IngenieríaMecánica las siguientes actividades:

1

145 Características de la Trampa de recibo de raspadores N.A.

146· Diámetro cuerpo, longitud del cuerpo y del tramo entre válvula y reducción del cuerpo, Material, elevaciónsobre nivel, Instrumentación, Accesorios:

N.A.

147 Tipo de cierre de la tapa, Válvulas principales, Válvula de by pass, Excéntrica / reducción N.A.

148 · Uso de vehículo inteligente N.A.

149 Características de la Trampa de despacho de raspadores N.A.

150· Las mismas características pedidas para la trampa de recibo (excepto la longitud de la sección entre laválvula principal y la reducción del cuerpo).

N.A.

151 Filtros (coladores) 1

152 · Tipo de filtros (mesh, tamaño, CV). 1

153 · Tapa (apertura rápida) 1

154 Bombas principales N.A.

155· Tipo de bomba, Numero de bombas, Tipo de conductor: motor eléctrico, motor a gas, motor diesel,Capacidad, Potencia hidráulica, Torque.

N.A.

156 Reductor- Variador N.A.

157 · Relación de transmisión, Tipo: eléctrico, mecánico. N.A.

158 Tanques de almacenamiento/relevo/sumidero N.A.

159· Capacidad, Tipo de tanque: metálico, concreto, fibra, superficial, enterrado, Uso de membrana o no, Tipode piso, Tipo de techo, Válvula de presión y vacío, Arrestores de llama, Control de nivel.

N.A.

160 Bomba booster N.A.

161 · Tipo, Posición, Capacidad, Potencia, Tipo de conductor N.A.

162 Separador CPI 1

163 · Capacidad, Proceso de separación, Material, Posición: superficial, enterrado, otros. 1

164 Válvulas de control 1

165 · Tipo, Actuador 1


167 ac.El contratista debe definir dentro de la Ingeniería Conceptual, para la especialidad de Ingeniería deInstrumentación y Control las siguientes actividades:

1

168 Definir filosofía de control 1

169 Definir filosofía de instrumentación. 1

170 · Instrumentación de Planta 1

171 · Instrumentación de Flujo 1

172 · Instrumentación de Nivel 1

173 · Instrumentación de Presión 1

174 · Instrumentación de Temperatura. 1

175 Definir filosofía de medición: 1

176 · Medidores Tipo (turbina, desplazamiento positivo, coriolis, otros), Rango 1

177 · Requisitos de probadores, Tipo 1

178 Definir el grado de monitoreo y control. 1


% cumplim.No.


APLICACIÓN( SI = 1

NO = N.A.)

VAL IDADO





Fecha:

14/01/2008 Página 132 de 189

180 ad.El contratista debe definir dentro de la Ingeniería Conceptual, para la especialidad de Ingeniería Civillas siguientes actividades:

1

181 · Estudios de localización 1

182 · Elaboración de mapas temáticos. N.A.

183 · Información Geomorfológica y Geotécnica del área. N.A.

184 · Análisis comparativo de alternativas. N.A.

185· Áreas Urbanas y de asentamientos menores, Cuerpos de agua como ríos y quebradas. Corredores vialesprincipales y secundarios. Presencia de otros sistemas de tubería: gasoductos, oleoductos y acueductos entreotros.

N.A.

186 · Topografía y curvas de nivel cada 100mt. N.A.

187 · Planes de ordenamiento Territorial o de expansión industrial. N.A.

188 · Otros elementos existentes y que puedan afectar o ser afectados por el desarrollo del proyecto. 1

189 · Topografía específica del Lote 1

190 · Las curvas de nivel deben ser cada 5 metros 1

191· Identificación de Vías aledañas principales, secundarias y caminos. Referencias topográficas. Vegetación.

N.A.

192 · Topografía de vías de acceso N.A.

193 · Informe de Obras Civiles y Áreas de Edificaciones 1

194· Se deben describir los requerimientos generales y parámetros de diseño conceptual de las obras civiles yestructurales que se requieren para las instalaciones con que debe contar el sistema de medición incluyendoedificaciones y sus requerimientos de espacio.

1

195· Se deben definir los criterios de manejo de drenajes de aguas lluvias, aceitosas y residuales de la estación.

1

196

· El plano debe presentar el dimensionamiento general de la estación teniendo en cuenta: edificios como laportería, la sala de controles, oficinas, Centro de control de motores, Campamento militar, caseta degeneradores, tanques de combustible para alimentación de equipos, sistema contra incendio, sistema decompresión, vías de evacuación, etc.

1

197 · Drenajes de Aguas lluvias y Aguas Aceitosas. 1

198 · Planta de Urbanismo y paisajismo. N.A.

199 · Propuesta de tipo de plantas y distribución a aplicar N.A.

200 · Definir condiciones del terreno N.A.

201 · Geomorfología N.A.

202 · Geología N.A.

203 · Sedimentos recientes. N.A.

204 · Rocas sedimentarias N.A.

205 · Geotecnia N.A.

206 · Geotecnia General 1

207 · Geotecnia de las Formaciones. N.A.

208 · Perfil Topográfico 1

% cumplim.No.


APLICACIÓN( SI = 1

NO = N.A.)

VAL IDADO





Fecha:

14/01/2008 Página 133 de 189

209 ae.Para el caso de las variantes y proyectos de tuberías nuevos, debe ser responsabilidad del contratistarealizar los cálculos generales, esquemáticos, planos, trazados y estudios que respalden el presupuestodel proyecto (ítem 2.1.15). En particular se requiere adicional a los ítems aplicables de cadaespecialidad descritos en los ítems 2.2.1 a 2.2.5, los siguientes:

1

210 · Listado de normas especificas aplicables. 1

211 · Perfil de la línea 1

212 · Cálculos hidráulicos preliminares 1

213 · Diámetro, espesor, material de la línea. 1

214 · Impacto ambiental: diagnostico. N.A.

215 · Estudio geofísico, geotécnico y geológico N.A.

216 · Selección de ruta optima: N.A.

217 · Georeferenciamiento N.A.

218 · Numero de Cruces, Tipo de cruces y localización y tamaño. N.A.

219 · Prediación de los cruces. N.A.

220 · Tipo de tubería, diámetros y espesores. N.A.

221 · Tipo de recubrimiento, espesores y longitudes N.A.

222 · Tipos de cruces N.A.

223 · Numero de cruces N.A.

224· Presupuesto global: donde se haga un consolidado de la longitud de la tubería, el valor del recubrimiento, elvalor construido, la prediacion.

N.A.

225 · Metodología de empalme de tuberías 1

226 · Equipos adicionales: válvulas y accesorios. 1

227 · Recubrimiento: pintura, protección catódica. 1

228 · Profundidad de la variante N.A.

229 · Ancho de derecho de vía 1

230 · Plan de Ordenamiento Territorial (POT) 1

231 · Uso de suelos 1

232 · Instrumentación y sistemas eléctricos. 1

233 · Cálculos de maquinas adicionales N.A.

234 · Bombas N.A.

235 · Sistema de medición 1

236 · Filtración 1

237 · Almacenamiento N.A.

238 · Determinar aspectos generales: N.A.

% cumplim.No.


APLICACIÓN( SI = 1

NO = N.A.)

VAL IDADO





Fecha:

14/01/2008 Página 134 de 189

239 Aspectos físicos N.A.

240 · Zonas con pendiente excesiva, propensas a erosión o a inestabilidad. N.A.

241 · Zonas de riesgo natural establecidas a nivel nacional, regional y local N.A.

242 · Zonas de inestabilidad Geológica. N.A.

243 · Afectación mínima de los cuerpos de agua. N.A.

244 Aspectos bióticos N.A.

245 · Zonas de amortiguación legalmente establecidas de las áreas de exclusión. N.A.

246 · Corredores y zonas Boscosas N.A.

247 · Ecosistemas Lénticos N.A.

248 · Zonas prioritarias para la conservación del recurso faunístico. N.A.

249 · Ecosistemas estratégicos legalmente definidos N.A.

250 Aspectos sociales N.A.

251 · Análisis para determinar zonas en donde el uso del suelo pueda generar conflictos con el proyecto. N.A.

252 · Zonas en donde el recurso hídrico sea escaso y ocasione conflictos de competencia por su uso. N.A.

253 · Zonas pobladas y poblados nucleados N.A.

254 · Zonas de mayor densidad poblacional rural N.A.

255 · Sitios de reconocido interés histórico, cultural y arqueológico N.A.

REQUERIMIENTOS CUMPLIDOS 0TOTAL REQUERIMIENTOS 164EVALUACIÓN DE CUMPLIMIENTO DE REQUERIMIENTOS

% cumplim.No.


APLICACIÓN( SI = 1

NO = N.A.)

VAL IDADO





Fecha:

14/01/2008 Página 135 de 189

ANEXO C LISTA DE VERIFICACIÓN DE INGENIERÍA BÁSICA

VAL IDADO





Fecha:

14/01/2008 Página 136 de 189

1 CONDICIONES GENERALES

2 c

Se debe profundizar en el análisis realizado en la etapa conceptual, para definir en forma más precisa los procesos que intervienen en la función de medición de hidrocarburos. La ingeniería Básica también definirá las características de todos los equipos, instrumentos y elementos necesarios para el patín ó patines de medición, realizando para ello, los estudios, cálculos, visitas de campo y aclaraciones requeridas para tal efecto. Debe ser resultado de la ingeniería Básica las especificaciones para compra de equipos principales y todos los equipos que tengan tiempos de entrega mayores de seis meses.

1

3 d Algunas responsabilidades del Contratista son:

4 • Determinación de la Información Básica indispensable 1

5 • Desarrollo de las especificaciones de materias primas, productos y subproductos, incluyendo sus características comerciales. 1

6 • Especificaciones de tubería y equipos accesorios para los patines y aproximaciones a los mismos. 1

7 • Revisión del área física requerida 1

8 • Revisión de los planos de equipos, en función del espacio físico requerido y de las normas que apliquen 1

11 • Elaboración de los diagramas unifilares para la alimentación eléctrica de válvulas motorizadas y otros equipos que la requieran. 1

12 • Elaboración de rutas preliminares de tuberías, cables y demás dispositivos para señales de instrumentación 1

13 • Cálculos preliminares de cada sistema (hidráulico, eléctrico, etc.). 1

14 •Diseño y dimensionamiento de equipos principales (medidores), líneas ó tuberías del patín de medición e instrumentos. 1

15 • Determinación del sistema operacional de la planta, o estación en donde esta ubicado el sistema de medición a diseñar. 1

16 • Diseño y Especificación de los Sistemas de Control y su grado de automatización. 1

17 • Determinación del sistema de contraincendio de la planta o estación. N.A.

18 • Determinación de la filosofía del Shut down. Especifiaciones de los sistemas de Fuego y Gas. N.A.

19 • Realización de análisis de HAZOP. N.A.

20 • Establecimiento de requisitos de Seguridad Industrial, Salud Ocupacional, Ambientales, para el personal y las instalaciones. 1

21• Establecimiento de requisitos a cumplir en Ambiente y desarrollo sostenible, identificando las fuentes de contaminantes delproceso y recomendación para su tratamiento: tratamiento de superfices en

1

22 • Elaboración de las guías de operación o puesta en marcha del patín de medición 1

23• Especificaciones de compra de los equipos principales (medidores, computadores de flujo, enderezadores), y otros que presenten largos tiempos de entrega.

1

24 • Presupuesto Clase 2 , con desviaciones entre -30% y +20 %. 1

25 e

Las especificaciones cubren la secuencia operacional, los códigos, las normas y regulaciones que deben ser cumplidas, para el diseño básico de un sistema de medición de hidrocarburos para trasferencia de custodia de los mismos, ubicados en una estación de bombeo o facilidad dentro de las instalaciones de ECOPETROL S.A. Las especificaciones que el Contratista debe realizar, están representadas, por descripciones, listas, notas generales, planos, dibujos, documentos, memorias de cálculo, hojas de datos y cualquier otra información necesaria para el adecuado dimensionamiento de equipos e instalaciones. Se mencionan, sin limitar su alcance las siguientes:

1

26 • Notas generales. 1

27 • Descripción del proceso 1

28 • Listados de equipos, líneas, instrumentos y puntos de interconexión. 1

29 • Códigos, normas y estándares aplicables. 1

30 • Determinación de servicios auxiliares e industriales (energía eléctrica, aire comprimido). 1

31 • Bases de diseño arquitectónico, civil, mecánico, eléctrico, de instrumentación y control, contraincendio, seguridad y Shut Down. 1

32 • Balance de materia y energía. N.A.

33• Especificaciones básicas de infraestructura, de equipos, líneas, instrumentos, sistema eléctrico, sistemas de seguridad y ShutDown.

1

34 • Elaboración de planos generales de cada especialidad 1

35• El proyecto se debe elaborar en español, con excepción de las especificaciones para las órdenes de compra que necesitencotización en el exterior (medidores, computadores de flujo), las cuales se deben elaborar en ingles y en español.

1

% cumpli.No. Orden Literal ACTIVIDADAPLICACIÓN

( SI = 1NO = N.A.)

VAL IDADO





Fecha:

14/01/2008 Página 137 de 189

36 f Las unidades de medida debe ser del sistema de unidades inglesas. 1

37 • Diámetro tuberías en pulgadas 1

38 • Espesores en pulgadas 1

39 • Temperatura en grados Fahrenheit 1

40 • Volumen en pies cúbicos 1

41 • Dimensiones lineales en metros 1

42 • Presión en Libras por pulgada cuadrada 1

43 • Rata de flujo en Líquido : Galones por minuto (GPM), Barriles por día (BPD), libras/ horas (Lb/Hr); 1

44 en gas, vapor en Pies cúbico / hora, libras /hr. 1

45 • Densidad en lb. / pie cúbico, API, S.G. 1

46 • Peso en kg. 1

47 • Superficie en metros cuadrados. 1

48 g La codificación general de los documentos a ser utilizados debe ser la siguiente :

49• Sistema de numeración de planos para la el cual se debe utilizar el siguiente código: ∼ Número del distrito ( 1 dígito )∼ Número de la unidad ( 3 dígitos )

1

50

• Siglas compuestas por letras así: ∼ Una primera que sirve para indicar el tamaño de la hoja de dibujo de acuerdo con el numeral 2.2.4.∼ Una segunda que indica el grupo al cual pertenece el dibujo∼ Número consecutivo del dibujo, por cada grupo (3 dígitos) Ejemplo: 1 – 001 – DB – 001.

1

51

• La utilización de numeración para las líneas en los diagramas de tuberías e instrumentos se debeutilizar el siguiente código:∼ Diámetro de la línea ( en pulgadas )∼ Sigla de identificación del fluido, según el anexo 1.2∼ Tres últimas cifras del número del P & I∼ Número consecutivo de la línea ( 3 Dígitos ) Ejemplo: 8” BFW – 101 – 001

1

52• Cuando un mismo código de fluido aparezca con varias clases de tuberías se deben indicar a continuación del número anterior,entre paréntesis el código de la clase de tubería. Ejemplo: 10” ASF-101-001 (H1-2)

1

53

• La numeración e identificación de equipos se debe utilizar el siguiente código:∼ Sigla de identificación del equipo (1 a 2 letras)∼ Número consecutivo del equipo (3 cifras).∼ Sistema de numeración e identificación de instrumentos∼ Para la numeración de instrumentos se debe utilizar la nomenclatura alfabética de la norma I.S.A seguida de cuatro dígitosconsecutivos. Ejemplo: FRC.1001.

1

54

• Las dimensiones establecidas para la elaboración de los planos y especificaciones son lassiguientes:Tamaño A 8 ½” X 11”Tamaño B 17 ” X 11”Tamaño C 22 ” X 17”Tamaño D 22 ” X 34”Tamaño E 34 ” X 44”Tamaño X Tamaño irregular

1


( SI = 1NO = N.A.)





Fecha:

14/01/2008 Página 138 de 189

55 hTodo el desarrollo del diseño debe efectuarse de acuerdo con las últimas ediciones de las secciones aplicables a los Códigos

y Normas establecidos, entre los cuales se encuentran, sin limitar su alcance los siguientes:

1

56 • AGA AMERICAN GAS ASOCIATION 1

57 • AISC AMERICAN INSTITUTE QF STEEL CONSTRUCTION 1

58 • ANSI AMERICAN NATIONAL STANDARS INSTITUTE 1

59 • API AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE 1

60 • ASHRAE AMERICAN SOCIETY OF HEATING REFRIGERATING AND AIR CONDITIONING ENGINEERING N.A.

61 • ASME AMERICAN SOCIETY OF MECHANICAL ENGINEERS 1

62 • ASTM AMERICAN SOCIETY FOR TESTING OF MATERIALS 1

63 • AWWA AMERICAN WATER WORKS ASSOCIATION N.A.

65 • ICEA INSULATED CABLE ENGINEERS ASSOCIATION 1

66 • ICONTEC INSTITUTO COLOMBIANO DE NORMAS TÉCNICAS 1

67 • IEC INTERNACIONAL ELECTROTHECNICAL COMMISSION 1

68 • IEEE INSTITUTE OF ELECTRICAL AND ELECTRONICS ENGINEERS 1

69 • IES ILUMINATING ENGINEERING SOCIETY 1

70 • ISA INSTRUMENT SOCIETY OF AMÉRICA 1

71 • MSS MANUFACTURES STANDARDIZATION SOCIETY OF THE VALVE AND FITTINGS INDUSTRY. INC 1

72 • MT MINISTERIO TRANSPORTE N.A.

73 • NEC NATIONAL ELECTRICAL CODE 1

74 • NEMA NATIONAL FIRE PROTECTION ASS0CIATION 1

75 • TEMA TUBE EXCHANGER MANUFACTURES ASSOCIATION N.A.

76 • UL UNDERWRITERS LABORATORIES INC. N.A.

77 • PROCEDIMIENTO DE COORDINACIÓN DE ECOPETROL 1

78 • CODIFICACIÓN DE LA DOCUMENTACIÓN - ECOPETROL 1

79 • HI HYDRAULIC INSTITUTE 1

80 • MSS MANUFACTURES STANDARIZATION SOCIETY 1

81 • PFI PIPE FABRICATION INSTITUTE N.A.

82 • SSPC STEEL STRUCTURES PAINTING COUNCIL 1

83• NORMA NSR 98 NORMA COLOMBIANAS DE DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN SISMO RESISTENTE (Ley 400 de 1997 yDecreto 33 de 1998)

1

84 • EXXON BASIC PRACTICES (BP) 1

85 • TÜV THECHNISCHER ÜBERWACHUNGSVEREIN (German body, entiendase TECNICAL INSPECTION AGENCY) N.A.

86 i Las principales condiciones ambientales del lugar que deben establecerse son: 1

87 • Temperatura del Bulbo Seco Mínima / Máxima / Promedio. N.A.

88 • Humedad Relativa Mínima /Máxima / Promedio. 1

89 • Viento, Dirección Prevaleciente y Velocidad Máxima / Promedio N.A.90 • Lluvia Máxima precipitación Registrada. N.A.

91 • Elevación Sobre el Nivel del Mar. N.A.

92 • Nivel Isoceráunico del lugar 1


( SI = 1NO = N.A.)

VAL IDADO





Fecha:

14/01/2008 Página 139 de 189

93 j

El contratista debe definir claramente los requerimientos de servicios industriales en el proyecto, incluyendo toda lainformación necesaria para tal fin., y definiendo entre otros datos la Fuente de Suministro / Presión / Temperatura /Disponibilidad / Análisis / Otros, tanto con cargas continuas como con cargas intermitentes y esporádicas. La clasificacióncomprende sin limitar su alcance, la siguiente:

1

94 • AGUA: Cruda, enfriamiento, potable, contra incendio, calderas, proceso. 1

95 • AIRE: Instrumentos y Planta. 1

96 • COMBUSTIBLE: Gaseoso, Liquido. N.A.

97 • ENERGÍA: Niveles de Voltaje y Resumen de Cargas Eléctricas. 1

98 kEn la información se debe incluir datos como clasificación, consumo, precio, forma de entrega, propiedades físicas y propiedades

químicas de cada uno de los productos requeridosN.A.

99 l El Contratista debe realizar la descripción del recorrido del flujo a través del proceso, destacando lafunción del equipo principal, auxiliares, tuberías, válvulas, tanques, interacciones con los sistemas de control.

1

100 m Determinar los circuitos de flujo de acuerdo con los diagramas de flujo, lo mismo que la definición de las interfaces de cada circuito o sistema. Igualmente y los productos que entran y salen del sistema, planta o unidad deben ser descritos de manera especial.

1

101 n La descripción del proceso se puede agrupar en: 1

102 • Sistema de proceso principal. 1

103 • Sistema de servicios auxiliares: 1

104 • Sistema de servicios Industriales: 1

105 • Sistemas de Contra incendio, 1

106 • Sistemas de seguridad y shutdown 1

107 • Principio de procesos y operación para otros sistemas específicos. 1

108 • Variables de operación 1

109 • Cálculos de proceso. 1

110 o El Contratista debe realizar la lista de todos los equipos del proyecto, y sus especificaciones así: 1

111 Número de identificación 1

112 • Cantidad requerida, incluye auxiliares 1

113 • Nombre del equipo 1

114• Especificaciones principales tales como dimensiones, capacidad, tipo, materiales de construcción, temperatura de diseño y presión de diseño.

1

115 p En la lista de tuberías se hace una identificación particular de cada línea indicando los equipos a donde están conectados, el diámetro, el servicio y alguna nota aclaratoria.

1

116 q En la lista de instrumentos debe contener el número secuencial del instrumento, la identificación, el servicio y la cantidad requerida.

1

117 r Los puntos de interconexión de tuberías “tie ins”: es un listado que contiene el número del punto de interconexión, el servicio de la línea que se conecta en el punto y todas las observaciones pertinentes.

1

118 s Es responsabilidad del contratista, para el desarrollo de la ingeniería básica realizar las visitas, pruebas y estudios en campo directamente.

1

119 t EL CONSULTOR debe validar los estudios entregados en la fase anterior, diagnosticar el estado yjunto con ECOPETROL S.A. acordar tareas adicionales para poder dar continuidad a los diseños.

1

120 u Se deben revisar todos los planos entregados en la fase de ingeniería conceptual y después de la validación en campo actualizarlosy emitirlos otra vez.

1

121 v Todos los diseños deben ir acompañados además de las memorias de cálculos y de las especificaciones técnicas requeridas para realización de estudios y compra de equipos.

1

122 w Los resultados de los balances de materiales y Energía, deben mostrarse en forma tabulada en los diagramas de flujo de proceso y deben contener el número de la corriente, el nombre de la misma, la rata de flujo, el API o Gr.SP., Temperatura. Presión, Densidad, Entalpía y Viscosidad.

1

123 x Si se usan programas de computador se deben suministrar los datos de entrada y los resultados del programa. 1


( SI = 1NO = N.A.)

VAL IDADO





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14/01/2008 Página 140 de 189

124 x

Para cada equipo debe elaborar una hoja de especificación que contenga: información general, condiciones de flujo que maneja, condiciones de operación y diseño, datos mecánicos, datos para construcción, materiales, boquillas y notas generales que se deban tener en cuenta durante el diseño detallado. Adicionalmente antes de cada grupo de Equipos deben incluirse notas generales para el diseño y la compra haciendo énfasis en tipos, marcas, sistemas auxiliares, políticas de Empresa, etc.Para los diferentes grupos de equipos se tiene la siguiente clasificación:

1

125 General 1

126 • Recipientes Presión 1

127 • Intercambiadores de calor N.A.

128 • Tanques Almacenamiento N.A.

129 • Bombas N.A.

130 • Compresores N.A.

131 • Turbinas y Motores N.A.

132 • Recipientes varios N.A.

133 Recipientes a presión N.A.

134 • Tambores Horizontales N.A.

135 • Tambores Verticales N.A.

136 • Esferas y Balas 1

137 • Internos Recipientes N.A.

138 Intercambiadores de calor N.A.

139 • Doble Tubo N.A.

140 • Casco y tubos N.A.

141 • Enfriadores N.A.

142 • Proceso-Proceso N.A.

143 • Enfriadores Aire N.A.

144 • Otros Intercambiadores N.A.

145 Tanques almacenamiento 1

146 • Otros Tanques 1

147 Recipientes Varios 1148 • Filtros 1149 • Especiales 1

150 Equipos Varios 1

151 • Microprocesadores 1

152 • Equipo Periférico 1

153 • Centrifugas N.A.

154 • Sopladores y Ventiladores N.A.

155 • Extrusores N.A.

156 • Dosificadores N.A.

157 • Agitadores 1

158 • Acondicionadores Ambiente N.A.

159 • Grúas N.A.

160 • Filtros 1

161 • Generadores N.A.

162 • Accesorios Específicos N.A.

163 • Otros N.A.

164 yLa especificación se refiere al número de la línea, la clase de producto que conduce, propiedades físicas como gravedad,

viscosidad, diámetro, espesores y longitudes aproximadas, calidad del tubo y condiciones de operación como flujo normal /máximo, presión y temperatura.

1


( SI = 1NO = N.A.)

VAL IDADO





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165 z

Para cada instrumento debe hacerse la correspondiente especificación que incluya toda información general,identificación, servicio, condiciones de operación, condiciones de diseño, rango, materiales, cantidad, factores de lectura,sistemas de registro, control, indicación, alarmas.Para los instrumentos se tendrá la siguiente clasificación:

1

166 Manómetros 1

167 Instrumentos de Presión 1

168 • Termómetros 1

169 • Termopares y Pozos 1

170 • Instrumentos de Temperatura 1

171 • Instrumentos de Nivel 1

172 Niveles de Vidrio 1

173 • Instrumentos de Flujo 1

174 • Instrumentos de Vibración 1

175 • Interruptores de Parada y Alarma 1

176 • Instrumentos de Tablero 1

177 • Microprocesador 1

178 • Válvulas de Control 1

179 • Válvulas de Seguridad 1

180 • Válvulas de Presión y Vacío 1

181 • válvulas de alivio 1

182 Otros Instrumentos 1

183 aaEn el diagrama de localización se debe presentar la localización de la unidad, planta o proyecto dentro de una zona

geográfica o Industrial de tal manera que siempre ubique el diseñador en donde se encuentra, especialmente para tomarpuntos de referencia.

1

184 ab

Los diagramas de los bloques muestran el proceso en partes especificas y en cada una de ellas indican las entradas ysalidas. Son usados para comprender de manera simplificada el proceso independizados en unidades paquetes. Confrecuencia se identifica un bloque como una “ caja negra” con argumentos y productos. Cuando el diseño avanza se vadesagregando el bloque hasta determinarlo completamente.

1

185 ac

Los diagramas de planta “ Plot Plan” generalmente en la etapa de diseño básico es un plano preliminar y donde se indicala posición relativa de los equipos, lo mismo que una lista completa de los mismos.El diagrama de la planta debe tener consideraciones especiales de seguridad, para que en el evento de incendio hayanaccesos y facilidades para atacar el fuego y consideraciones especiales como secuencia del flujo, orientación de equiposrespecto de los vientos, prevención problemas de montaje, facilidades de mantenimiento, espaciamientos adecuados,creación de bancos de tubería, consideración de circuitos críticos, disposición de equipos dentro de normas y en fin todoslos requerimientos, para asegurar una operación flexible y segura.

1

186 ad

Los diagramas de proceso muestran los equipos y líneas principales y el seguimiento del flujo en forma secuencial.Contienen el resultado del balance de materia y la identificación de las corrientes principales. Cuando hay dos o másoperaciones estas son contempladas indicando sus principales variables como son: flujo, presión y temperatura.Generalmente se tiene un diagrama por cada una de las secciones en que se haya dividido el proceso. Estos diagramas sonel punto de partida para la elaboración de los diagramas de tubería e instrumentación ( P & I ).

1

187 ae Los diagramas de servicios auxiliares muestran los equipos y líneas secundarias con el flujo en forma secuencial y con lasmismas características del diagrama de flujo de proceso. Los principales sistemas auxiliares son:

1

188 • Sistema de evacuación de residuos gaseosos 1

189 • Sistema de evacuación de residuos líquidos 1

190 • Sistemas de drenajes aceitoso y aguas lluvias 1

191 • Sistemas de drenaje enterrados (tambores sumideros) 1

192 • Sistema de tea 1

193 • Sistemas de separadores API 1

194 • Sistema de espuma para combate de incendios 1

195 • Sistema de químicos, ingredientes y catalizadores 1


( SI = 1NO = N.A.)

VAL IDADO





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14/01/2008 Página 142 de 189

196 afLos diagramas de servicios industriales muestran los cabezales principales y algunas distribuciones importantes de los

servicios industriales suministrados a los diferentes equipos y estaciones de servicios. Contienen las mismas característicasdel diagrama de flujo de proceso. Los principales servicios industriales son

1

197 • Agua: Cruda, enfriamiento, potable, contra incendio, caldera, proceso. 1198 • Vapor: Alta, media, baja presión N.A.199 • Aire: Instrumentos y de planta 1

200 • Combustibles: Gaseoso, liquido y sólido. N.A.

201 • Energía: Eléctrica 1

202 agLos diagramas de interconexiones muestran todas las entradas y salidas del limite de batería donde se identifica cada línea

y se contempla un cuadro resumen con las condiciones de flujo, presión y temperatura para cada corriente, lo mismo quealguna observación que permita aclarar la relación con otras plantas o proyectos.

1

203 ah

Los diagramas de Banderas (Diamantes) son los mismos de flujo adicionando banderas que identifican las condiciones anticipadasde operación y diseño. Se usan símbolos para distinguir cada una de las variables en la siguiente forma: • Flujo: (BPDO) (Lb/Hr)(PCSD)• Presión PSI• Temperatura º F• Donde : BPDO Barriles por día de operación• Lb/Hr libras por hora• PCSD Pies cúbico estándar por día• PSI Libras por pulgada cuadrada• º F Grados Fahrenheit

1

204 aiEl diagrama contra incendio tiene las características del diagrama de flujo de proceso, elaborado exclusivamente para el sistema

de agua de contra incendio, indicando además las áreas de cobertura y algunas anotaciones importantes que deben desarrollarse enla etapa de diseño detallado.

1

205 ajEl diagrama de espuma indica las áreas, generalmente zonas de tanques, que deben ser protegidas mediante una red que permita la

distribución de la solución o mezcla de agua y líquido espumoso. Así mismo, el recorrido y los componentes de la red.1

206 akLos diagramas de los elementos externos muestran las secuencias de flujo de los límites de la unidad, planta o proyecto hacia

fuera, hasta interconectarlos con su destino final ya sea en alimentaciones o cargas, productos, subproductos, servicios auxiliares,servicios industriales y cualquier otra corriente que sea necesario determinar.

1

207 al Los diagramas de tuberías e instrumentos P&G tiene las siguientes generalidades:• El punto de partida de estos diagramas son los correspondientes al flujo y debe cumplir las siguientes características:

1

208

Equipos• Mostrar todos los principales indicativos en la clasificación y distinción claramente dentro del diagrama.• Contener la mínima información necesaria.• Todo lo relacionado con el equipo debe quedar indicado en el mismo dibujo.

1

209

Líneas• Indicar la nomenclatura asignada.• Convenciones para líneas existentes, por retirar, nueva, por desmantelar, etc.• Indicar con flechas la entrada y salida.• Interrelación de un diagrama con otro.• Incluir todos los accidentes ( bridas, codos, tees, válvulas, etc,), instrumentos ( la presión, temperatura, nivel, flujo, etc.), notas ydistancias mínimas.

1

210

Instrumentos• Indicar el elemento de medida, transmisor, lazo de control completo, válvulas de seguridad, etc.• Cumplir con la nomenclaturas ISA,• Debe contener la interrelación de un diagrama con otro.

1

211

Tablas de datos operacionales• Nombre de equipos• Presión y temperatura de operación y diseño.• Parámetros físicos importantes.• Parámetros químicos destacables,• Otros que convengan consignar.

1


( SI = 1NO = N.A.)

VAL IDADO





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212

Títulos, notas, referencias y otras.• Títulos notorios por cada equipo.• Énfasis en sistemas especiales.• Usar las notas requeridas en margen derecha, claras y concisas y relacionadas con números..• Referencias con otros diagramas y dibujos.• Indicaciones pequeñas y notas de pie.• Identificación del proceso que representa.• Títulos arriba, esquemas en el medio y tablas debajo.

1

213 am Elaborar todos los diagramas o tantos que sean necesarios para cubrir las diferentes áreas o zonas en que se puede dividirla unidad, planta o proyecto. Se requiere y es mandatario elaborar un esquema por cada diagrama de flujo elaborado.

1

214 an

Una clasificación macro es:• Transporte, descarga, y almacenamiento de materias primas.• Acondicionamiento de la materia prima• Tratamiento de la materia prima• Transformación y recuperación• Tratamiento de las corrientes transformadoras• Acondicionamiento de los productos y subproductos• Acabado y empaques• Transporte, almacenamiento y despacho de productos.

1

215 ao

La elaboración de los diagramas de tuberías e instrumentación (P & I) deben corresponder a losdiagramas de flujo, uno por cada diagrama y por consecuencia su clasificación es la siguiente:• Proceso• Servicios auxiliares (incluir espuma)• Servicios industriales (incluir contra incendio)• Interconexiones• Elementos externos

1

216 ap

Los esquemas son los dibujos que contienen las hojas de especificaciones y las cuales muestran algunas dimensiones y boquillas,así como algunos esquemas generales para dar pautas en sistemas específicos que son mandatarios para el diseño detallado. Unaclasificación es la siguiente:• Esquemas de recipientes a presión ( Separadores, tambores, torres, etc. ).• Esquemas de intercambiadores de calor.• Esquema de tanques de almacenamiento.• Esquema de recipientes varios.• Esquemas de equipos varios.• Sistemas (paquetes)• Esquemas de sistemas auxiliare (unidades paquetes).• Esquema de servicios industriales (Cabezales y controles específicos).• Esquema de instrumentación y control de procesos (Mandatorio).

1

217 aq Internos: Esquemas internos de los equipos.El libro básico debe consignar toda la información general que defina el alcance del Proceso, datos, listados, planos,dibujos y especificaciones necesarias para la Ingeniería básica.

1

218

Información general• Notas generales• Descripción del proceso• Códigos, normas y estándares.• Datos generales• Bases de diseño

1

219

Listados varios• Documentos, resúmenes de equipos, tuberías, instrumentos y puntos de interconexión que comprenden las unidades, planta o proyecto.• Para la programación y control de la interventoría se deben elaborar los listados de documentos, actividades, planos y dibujos.• En el grupo de planos y dibujos se recopila todos los planos y dibujos elaborados para el proyecto según la clasificación ya anotada de generales, flujo, P & I y esquemas

1


( SI = 1NO = N.A.)

VAL IDADO





Fecha:

14/01/2008 Página 144 de 189

220 ar

Las especificaciones de ingeniería son las hojas para todos los equipos, tuberías e instrumentos que comprende el proyecto. ElContratista debe entregar las especificaciones definitivas de los equipos principales y equipos cuyo proceso de compra eimportación y/o suministro implique tiempos mayores a seis meses, al igual que cualquier otro equipo o sistema que ECOPETROLS.A. considere critico para la ejecución de las obras.

1

221 as

La presentación de los libros Básicos deben presentarse encuadernados con pasta dura y títulos apropiados sobre cubiertay lomo, igualmente toda la información debe ser entregada en CD, debidamente rotulados.Ningún volumen debe tener más de cinco (5) centímetros de espesor.Los planos y dibujos diferentes a tamaño carta deben venir cuidadosamente doblados entre bolsas plásticas al final dellibro. El orden establecido es el siguiente:

1

222

Partes descriptivas• Hojas de especificaciones• Planos y dibujos• El contenido se muestra en la página inicial de las especificaciones para Ingeniería básica.

1

223 at

LETRA GRUPO DESCRIPCIÓNA Generales. Planos generales, Mapas, Planos de plantas.B Proceso. Ingeniería de proceso, Diagrama de flujo, Diagramas de tubería e instrumentos, Hojas de datos de diseño básico deIngeniería.C Torres y Vasija de presión. Todas las vasijas de presión, sin fuego y sus elementos internos, excluyendo esferas y esferoides yaccesorios.D Tanques. Todos los tanques atmosféricos cilíndricos, esferas y esferoides y accesorios.E Intercambiadores de calor. Todo el equipo de intercambio de calor incluyendo torres enfriadoras de aire.F Hornos y calderas. Hornos y calderas de vapor y sus accesorios: aislamientos, refractarios, quemadores cajas de viento,chimeneas, y precalentadores de aire y sopladores de hollín.

1

224

G Bombas y compresores Centrífugas, reciprocantes o de desplazamiento positivo y sus accionadores. Compresores centrífugos y de desplazamiento positivo y sus accionadores.H Equipo de Vacío Eyectores de vapor, condensadores barométricos, incluyendo Inter-condensadores y post-condensadores, bombas mecánicas de vacío y accionadores.J Instrumentos Todos los indicadores de control y registro de instrumentos y válvulas, incluyendo válvula de alivio y de seguridad, instrumentos de tablero y paneles incluyendo soportes.K Accionadores Motores, Turbinas y maquinas diesel o a gasolina para mover equipo rotatorio.L Tubería Tubería, válvulas y accesorios, filtros temporales, excepto servicios de tubería subterránea.M Estructuras metálicas Estructuras, soportes de tubería, escalinatas, escaleras y plataformas, pasarelas, etc.

1

225

N Aislamiento Aislamiento térmico sobre equipo y tubería, protección contra incendios de faldas de columnas (soportes de torres) y estructuras de acero.P Energía eléctrica e iluminación Todo el equipo eléctrico incluyendo mecanismos de control, transformadores, arrancadores, generadores y accionadores, iluminación y paneles de potencia, alambrado de potencia e iluminación, sistema telefónico y de señalización.Q Fundaciones Pilotajes, fundiciones de concreto, muros de contención, viaductos, topografía, levantamientos, rellenos, cortes,explanadas, etc.R Edificios Todos los edificios, incluyendo edificios de proceso, cuartos de control, bodegas, oficinas y cuartos de servicios del personal y detalles arquitectónicos.S Servicios Servicios varios incluyendo alcantarillado, separadores de aceite y tanques sépticos, vías, pavimentos, cunetas, niveles, muros refractarios y de contraincendio. Plomería y servicios de tubería subterránea, calefacción, ventilación y aire acondicionado.

1

226

T Elevadores y transportadores Elevadores, transportadores y material y equipo de manejo y susaccionadores, incluyendo soportes.U Obra civil para tubería enterrada Tubería conduit para instrumentos y eléctrico, y obra eléctrica.V Maquinaría Otra maquinaria no descrita en las anteriores identificaciones, zanjas, trituradores, centrífugas, balanzas,montacargas, secadores de materiales, mezcladores, etc., y sus accionadores,incluyendo soportes.W Procedimiento de obtención de materiales

1


( SI = 1NO = N.A.)

VAL IDADO





Fecha:

14/01/2008 Página 145 de 189

227 au La identificación de los fluidos tienen los siguientes códigos: 1

228

1 ACA Aceite automotores.2 ACD Ácido.3 ACI Aceite industrial.4 ADT Aditivos.5 AIR Aire industrial.6 ALC Aceite liviano de ciclo.7 ALK Alcanos.9 ASP Asfalto.10 AVI Gasolina de aviación.

1

229

11 AZU Azufre.12 BAS Bases.16 COC Cocinol.17 CRR Crudo Reducido.18 CRU Crudo.19 CRW Agua Cruda.20 CWR Agua enfriamiento retorno.21 ZWS Agua de enfriamiento suministro.

1

230

21 ZWS Agua de enfriamiento suministro.23 DIE ACPM.24 DIS Disolventes.25 ESP Espuma fluroproteinica.28 EXT Gasolina extra.29 FOR Combustoleo regular.30 FUG Gas combustible.31 FUR Gas residual.32 FWA Agua contra-incendios.33 GAS Gases

1

231

34 GLS Gasóleo.35 GRA Grasas.37 INA Aire de instrumentos.38 INW Agua industrial.39 JPA JPA.40 KER Queroseno.41 LPG Gas licuado del petróleo.43 MOT Gasolina motor.44 MPS Vapor de media presión.45 NAF Nafta virgen.

1

232

46 DEW Aguas lluvias aceitosas.49 PRO Proceso.50 PRW Agua de proceso.51 PRY Propano, propileno.52 PWA Agua potable.53 QUI Químicos.54 RAW Agua cruda.55 REW Agua residual.57 SWA Agua salada.59 TRW Agua tratada. 60 VAP Vapores de hidrocarburos.

1


( SI = 1NO = N.A.)

VAL IDADO





Fecha:

14/01/2008 Página 146 de 189

233 av La numeración de los equipos tienen los siguientes códigos: 1

234

ITEM SIGLA EQUIPO1 AD Secadores.2 AG Agitadores.3 AS Ablandadores.5 B Calderas.6 BA Piscinas.7 C Compresores y sopladores.8 CL Clasificadores.9 D Tambores.10 DH Desairadores.

1

235

11 DS Tambores Mezcladores /Dosificadores /Químicos /Aditivos.12 E Intercambiadores de calor.13 F Filtros.14 FG Atrapa-llamas15 G Generadores eléctricos.16 H Hornos.17 I Chimeneas.18 IK Deshollinadores retráctiles.19 J Eductores o Eyectores.20 K Tanques almacenamiento.

1

236

21 KL Clorinadores.22 LA Brazos de llenado.23 M Motores.24 ME Torres enfriadoras.25 N Turbinas.26 P Bombas.27 Q Medidores.28 R Reactores y convertidores.29 S Mezcladores.30 SB Deshollinadores Estacionarios.

1

237

31 SC Enfriadores de muestra.32 SK Desnatadores.33 SI Silenciadores.34 T Torres.35 TG Generadores de corriente eléctrica alterna / turbogeneradores.36 UE Ventiladores de intercambio de aire.38 V Ciclones.39 W Equipos especiales.40 X Unidades paquete.

1

23841 Y Motores a gasolina y Diesel.42 Z Suavizadores/ Intercamb. Regener. Ionic.

1

239 aw

La descripción del proyecto debe tener el nombre del proyecto, la localización geográfica. el número de contrato yApropiación Presupuestal para la Inversión, función u objetivo del proyecto, el tipo de proceso a ser empleado y lasespecificaciones para las alimentaciones y productos del proceso (cantidad, presión, temperatura, composición eimpurezas)

1

240 ax La capacidad normal y de diseño debe incluir el "factor de servicio. Las facilidades para ampliaciones futuras, losrequerimientos especiales y el rendimiento de los productos

1

241 ayLa operación y flexibilidad describe el sistema normal de operación y la flexibilidad para superar fallas de Energía, , Agua u

Otras.1

242 az

Los equipos hacen referencia no solo a los códigos y normas que deben usarse sino a todos los requisitos que se deben cumplirdentro del diseño, tales como:• Prevenciones que se deben tomar.• Anotaciones sobre valores de presión y vacío.• Presión de cierre y tamaños de impulsores en bombas.• Información Específica para tener en cuenta en la etapa de diseño detallado de los Equipos.

1

243 baLa tubería debe tener las especificaciones mínimas que se deben cumplir en el diseño, tales como diámetro mínimo a ser utilizado,

sistemas que deben diseñarse con tubería enterrada, espesor de corrosión disponible, anotaciones sobre el material y prevencionesespeciales a tener en cuenta en el diseño detallado

1


( SI = 1NO = N.A.)

VAL IDADO





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14/01/2008 Página 147 de 189

244 bbEn el Aislamiento y Recubrimiento de tuberías y tanques la información, especificaciones y procedimientos recomendados de

acuerdo con las tecnologías existentes y propuestas1

245 bc En el trazado con vapor y eléctrico la información de las tuberías deben llevar el trazado con vapor o eléctrico, sistemas derecuperación de condensado, características del tipo de trazado a usar y otras anotaciones para el diseño detallado

N.A.

246 bdLa Protección Catódica es el estudio necesario para la protección contra la corrosión en Tanques, Estructuras y Tuberías que lo

requieran, presentando las opciones de protección, tipo o clase del sistema de protección catódica recomendado, así como laevaluación de los diversos sistemas de alimentación de potencia para estos equipos.

N.A.

247 be En la ingenieria de procesos es responsabilidad del Contratista, sin limitar su alcance, las siguientesactividades especificas:

1

248 • Revisión de diagramas de flujo de los procesos principales. 1

249 • Elaboración de diagramas de proceso. 1

250 • Elaboración de diagramas definitivo de tubería e instrumentación. 1

251 • Cálculos preliminares de tubería. 1

252 • Cálculos preliminares de sistema hidráulico. 1

253• Determinación preliminar de las condiciones generales de operación, peso y dimensionamiento de los equipos principales delproceso.

1

254 • Rating de tuberías: succión y descarga definitivo. 1

255 • Materiales de tubería. 1

256 • Materiales de equipos y accesorios. 1

257 • Memorias de cálculo de válvulas de relevo, válvulas de control, MOV, PVV. 1

258 • Cálculo del SIL (Safety Integrity Level). 1

259 bf En la ingeniería mecánica es responsabilidad del Contratista, sin limitar su alcance, las siguientesactividades especificas:• Especificaciones de las siguientes unidades y/o equipos:

1

260

Características de la Trampa de recibo de raspadores• Dimensionamiento de la trampa.• Características constructivas.• Instrumentación definitiva

N.A.

261 Características de la Trampa de despacho de raspadores• Las mismas características pedidas para la trampa de recibo.

N.A.

262 Filtros (coladores)• Memoria de cálculo, indicando: clase, tipo y cantidad.• Dimensionamiento final

1

263

Bombas principales• Memoria de cálculo, indicando: clase, tipo y cantidad.• Evaluación de tipo de drive.• Accesorios adicionales: sellos, filtros, sistemas de lubricación, equipos auxiliares.• Dimensionamiento final.

N.A.

264 Reductor- Variador• Memoria de cálculo indicando: clase, tipo y cantidad.• Dimensionamiento final.

N.A.

265

Tanques de almacenamiento/relevo/sumidero• Memoria de cálculo indicando: clase, tipo y cantidad.• Dimensionamiento final.• Tratamiento/pruebas/inspecciones.

N.A.

266

Bomba booster• Memoria de cálculo indicando: clase, tipo y cantidad.• Selección del conductor.• Dimensionamiento final.

N.A.

267

Separador CPI• Dimensionamiento.• Memoria de cálculo.• Configuración• Manejo de residuos.

N.A.

268

Válvulas de control• Memoria de cálculo indicando: clase, tipo y cantidad.• Tipo de válvula• Tipo de posicionador.• Materiales

1


( SI = 1NO = N.A.)

VAL IDADO





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14/01/2008 Página 148 de 189

269 bg En la ingeniería Civil es responsabilidad del Contratista, sin limitar su alcance, las siguientesactividades específicas:

1

270 Estudio Geológico N.A.

271 • Describir los aspectos y características geológicas de las zonas en donde se construirá la estación. N.A.

272 • Estratigrafía. N.A.

273 • Mapa geológico con identificación de fallas, periodos de los suelos, etc. N.A.

274 • Geomorfología N.A.

275 • En la geomorfología es importante describir los tipos de relieves y su descripción. N.A.

276 • Incluir análisis de drenajes y fenómenos de remoción en masa N.A.

277 • Identificación de los tipos de patrones presentes en el área. N.A.

278 • Identificación de zonas erosionadas o potencialmente erosionables. N.A.

279 • Mapa geomorfológico en donde se muestren los temas de análisis solicitados en los ítems anteriores N.A.

280 • Hidrogeología N.A.

281 • Identificación de zonas y descripción. N.A.

282 • Conclusiones y recomendaciones. N.A.

283• Mapa hidrogeológico con Perfiles para identificación de fallas, diagnóstico de grados de amenaza por contaminación, zonificación, identificación de flujos estacionarios o redes de flujo.

N.A.

284 Estudio de Suelos N.A.

285• A partir de la ubicación propuesta de las edificaciones y demás elementos que necesiten de cimentaciones se deben aplicar sondeos específicos para elementos importantes según el peso a aplicar sobre el terreno.

N.A.

286 • El estudio debe identificar el tipo de materiales que componen el suelo de emplazamiento de la estación. N.A.

287• Hacer caracterización del subsuelo con límites líquido plástico e Índice de plasticidad, clasificación USC, y peso del Tamiz No. 200

N.A.

288 • Describir las capas presentes y la calidad de los materiales que las componen. N.A.

289• Determinar la aptitud del terreno para hacer parte de los materiales para rellenos o el diagnóstico de remoción debido a la calidad del suelo

N.A.

290 • Dar recomendaciones para el diseño de las cimentaciones de los equipos e instalaciones a contruir N.A.

291 • Conclusiones y recomendaciones. N.A.

292

Estudio de fuentes de materiales• Se deben identificar posible fuentes de materiales que sirvan para la construcción de la estación,identificando características geomecánicas a través de ensayos de resistencia y durabilidad para asídiagnosticar los posible usos de cada fuente

N.A.

293 Estudio de Impacto ecológico y Ambiental N.A.

294• Documentos y planos acordes con los requerimientos del Ministerio del Medio Ambiente y la Corporación Autónoma regional que corresponda.

N.A.

295 • Planos. N.A.

296 Plan de manejo Ambiental y Plan de Contingencias 1

297• Documentos y Planos acordes con los requerimientos del Ministerio del Medio Ambiente y la Corporación Autonoma regional que corresponda.

N.A.

298 • Planos. N.A.

299 • Manuales. N.A.

300 • Ubicación y sistemas de drenajes deben aparecer en la distribución en planta y en los perfiles. 1

301 • Disposición de escaleras. N.A.

302 • Ubicación de facilidades para ventilación. N.A.

303 • Ubicación y facilidades para cableado. N.A.

304 • Accesos y salidas de evacuación. 1

305 • Cubierta, pendientes y drenajes, tipo de material. N.A.

306 • Aislamientos, tipo de material y disposición. N.A.

307 • Entregar las memorias de cálculo de todos los diseños propuestos. N.A.

308 Drenajes de Aguas Lluvias N.A.

309• A partir de la distribución propuesta en la ingeniería conceptual, hacer el diseño del sistema definiendo diámetros longitudes y pendientes de todos los tramos

N.A.

310 • Diseñar las cajas de inspección así como las cotas clave de las tuberías de entrada y salida de la caja N.A.

311 • Diseño de sumideros. N.A.

312 • Diseñar las cajas de recolección. N.A.

313 • Diseños de cajas para válvulas y cajas para tiros. N.A.

314 • Diseñar las cunetas y presentar los detalles y cortes de las mismas. N.A.



( SI = 1NO = N.A.)

VAL IDADO





Fecha:

14/01/2008 Página 149 de 189

316 Drenajes de Aguas Aceitosas N.A.


N.A.

318• Diseñar las cajas de inspección así como las coordenadas de ubicación las cotas clave de las tuberías de entrada y salida de la caja

N.A.

319 • Diseñar las cajas colectoras. N.A.

320 • Diseñar las cunetas y presentar los detalles y cortes de las mismas. N.A.


322 Drenaje de Aguas Residuales N.A.


N.A.

324 • Diseñar las cajas de inspección así como las cotas clave de las tuberías de entrada y salida de la caja N.A.

325 • Diseñar las secciones típicas de instalación de tubería de alcantarillado N.A.

326 • Diseñar el pozo séptico, planos en planos de planta y perfil. N.A.

327 • Mostrar detalles internos del diseño del pozo séptico como tipos de filtros a utilizar y disposición. N.A.

328 • Entregar las memorias de cálculo de todos los diseños propuestos N.A.

329 Vías interiores N.A.

330 • Diseño de las vías interiores, mostrar en planos perfiles, pendientes. N.A.

331 • Plano de geometrías de acceso, parqueos y zonas de maniobra. N.A.

332 • Drenajes y detalles de drenajes necesarios para garantizar la estabilidad de las vías. N.A.

333 • Diseño de pavimentos asfálticos, rígidos. N.A.

334 • Detalles de las zonas de parqueo. N.A.


336 Diseños Civiles para los Sistema de Alimentación de energía para la estación. N.A.

337 • Hacer el levantamiento topográfico del trazado propuesto para la alimentación. N.A.

338 • Definir y diseñar el sistema de alimentación. N.A.

339 • Definir y diseñar casetas de control y medición. N.A.

340 • Identificar y Diseñar las estructuras necesarias para el funcionamiento del sistema. N.A.

341 • Diseñar los accesorios y facilidades necesarias para la instalación del sistema. N.A.

342 • Propuesta de diseño de cruces especiales. N.A.

343 • Diseño de obras de contención necesarias N.A.


345 Movimiento de tierras N.A.

346 • Planos de planta y corte de rellenos y excavaciones. N.A.

347 • Perfil de los cortes dentro del perfil del terreno N.A.

348 • Cálculo de volúmenes a desplazar N.A.

349 • Identificar el nivel alcanzado por el corte o relleno N.A.

350 • Todo debe estar amarrado a una ubicación geodésica N.A.


( SI = 1NO = N.A.)

VAL IDADO





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14/01/2008 Página 150 de 189

351 bh En la ingeniería eléctrica en términos generales debe ser responsabilidad del Contratista: 1

352 Definir los criterios y prácticas para clasificación de áreas 1

353• Para las instalaciones eléctricas, y los niveles de voltaje que se deban tener en cuenta en cada uno de los sitios críticos de laestación: casa de bombas, casa de generadores, separadores, etc.

N.A.

354 • Entregar los planos correspondientes de clasificación de áreas de acuerdo con las características de los productos que se manejen. 1

355 Definir los criterios eléctricos de diseño 1

356• De acuerdo con las normas aplicables, que cubran la fuerza motriz, el alumbrado, la puesta a tierra así como los requerimientos

técnicos principales que deben cumplir los equipos y materiales eléctricos para la instalación de la planta.1

357 Definir los criterios para las especificaciones N.A.

358 • De Estaciones de Control, cajas de tiro, motores, materiales y equipos para las instalaciones en general N.A.

359• Se debe presentar las especificaciones generales de los equipos según los requerimientos del lugar y las exigencias particulares deECOPETROL.

N.A.

360 Listado de cargas N.A.

361• Entregar los listados de cargas, con factores de servicio y utilización, con cálculos de cargabilidad de tableros y circuitos,estableciendo carga máxima, promedio y mínima para los períodos de operación.

N.A.

362 • Entregar el calculo del consumo total de la facilidad o planta N.A.

363 • Entregar el calculo de generadores de emergencia. N.A.

364 • Entregar cargas discriminadas: alumbrado, oficinas, bombas, etc. N.A.

365 • Entregar cálculos y estimados de factor de potencia. N.A.

366 Estudio de Cortocircuito N.A.

367 • Entregar el estudio de cortocircuito para el esquema unifilar propuesto. N.A.

368 • Incluir normas aplicables. N.A.

369 • Incluir fuente de datos para asumir impedancias de líneas y equipo. N.A.

370 • Incluir capitulo de conclusiones y recomendaciones. N.A.

371 Diseños Unifilares N.A.

372 • Unifilar general de la planta o estación en todos los niveles de tensión: media y baja. N.A.

373 • Unifilares de alimentación de tableros de Corriente Continua. N.A.

374 • Unifilares de alimentación barrajes de UPS N.A.

375 Estudio de Flujo de cargas N.A.

376 • Entregar los estudios de flujo de cargas para todas las alternativas posibles. N.A.

377 • Incluir regulación en barrajes de media y baja tensión. N.A.

378 • Incluir simulaciones de arranque de unidades grandes. N.A.

379 • Incluir capitulo de conclusiones y recomendaciones. N.A.

380 Diseños de sistemas de puesta a tierra N.A.

381 • Criterios y normas utilizadas para los diseños N.A.

382 • Estudios de resistividad del terreno N.A.

383 • Medidas de la resistencia de puesta a tierra del lugar donde estará la planta o facilidad. N.A.

384 • Conclusiones y recomendaciones N.A.

385 • Estudio de apantallamiento. N.A.


( SI = 1NO = N.A.)

VAL IDADO





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14/01/2008 Página 151 de 189

386 bi En la ingeniería de instrumentación y control debe ser responsabilidad del Contratista: 1

387 P & I 1

388 • Realizar los PID de todos los procesos de la estación o facilidad. 1

389 • Indicar en dichos PID las características de los instrumentos en general 1

390 • Indicar en los PID las variables principales de proceso. 1

391 • Entregar los planos y diseños correspondientes. 1

392 • Definir los criterios de diseño de sistemas de control e instrumentación, 1

393• De acuerdo con las normas aplicables, que cubran los equipos de control, instrumentación, medición y seguridad, así como losrequerimientos técnicos principales que deben cumplir los equipos y materiales para la instalación de la planta.

1

394 Definir los criterios para las especificaciones 1

395 • De Sistemas de Control, cajas de instrumentos, instrumentos principales ,materiales y equipos para las instalaciones en general. 1

396• Se debe presentar las especificaciones generales de los equipos según los requerimientos del lugar y las exigencias particulares deEcopetrol.

1

397 • Definición sobre el Tipo de Instrumentación Electrónica en todas sus modalidades. 1

398 • Definiciones sobre las características y requisitos que deben cumplir los Instrumentos, y Sistemas de control de proceso. 1

399 Definir los criterios sobre los anunciadores de Alarmas. 1

400 • Indicar los elementos para comunicación de riesgos potenciales en la operación. 1

401 • Entregar los criterios para anunciación de alarmas. 1

402 Definir características generales 1

403 • Manejo de tuberías. 1

404 • Profundidad de instalación de la tubería 1

405 • Elaboración de juntas de construcción en concreto 1

406 Definir condiciones Definitivas del terreno de la planta 1

407 • Facilidad y/o ruta de la tubería o variante. 1

408 Definir actividades previas de la construcción 1

409 • Apiques 1

410 • Localización y replanteo 1



( SI = 1NO = N.A.)

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ANEXO D LISTA DE VERIFICACIÓN DE INGENIERÍA DE DETALLE

VAL IDADO





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2 aLos documentos includos son los mínimos exigidos y su cumplimiento no exime al Consultor y/o Contratista de la responsabilidad del diseño completo. Así mismo, en los casos en que ECOPETROL S.A. entregue algunos de ellos, deben excluirse del alcance.

1

3 bLa observación de normas y estándares de Ingeniería Internacional no excluyen la búsqueda de soluciones específicas dirigidas a las particularidades de cada situación de proyecto y a la preferencias del propietario. Cualquier ambigüedad será resuelta por ECOPETROL S.A.

1

4 c las siguientes actividades estan fundadas esencialmente en la Ingenieria básica, se enumeran las más destacadas:

5 Proceso6 • Listado de líneas y puntos de interconexión 1

7 • Chequeo hidráulico de las bombas N.A.

8 • Calculo y diseño de sistema de seguridad 19 • Elaboración de Especificaciones 1

10 • Desarrollo del Sistema de Control de Proceso 111 • Elaboración de Planos y Dibujos 112 • Elaboración de presupuesto 113 • Elaboración de Requisiciones de Materiales 114 Civil y Arquitectura.15 • Elaboración de Carteras de Topografía 116 • Cálculo de Movimientos de Tierra 117 • Estudio de Suelos N.A.18 • Cálculo de Fundaciones y Estructuras 119 • Cálculo de Redes Hidráulicas N.A.20 • Cálculo de Separadores de Aceite y Piscinas N.A.21 • Diseño de Vías, Muros y Diques N.A.22 • Elaboración de Planos y Dibujos 123 • Elaboración de presupuestos 1

24 • Elaboración de Requisiciones de Materiales 1

25 Tubería26 • Listas de Típicos y Estándares, Soportes y Resumen de Materiales 1

27 • Análisis de Esfuerzos 1

28 • Especificaciones de Material (PIPING CLASS) 129 • Elaboración de Planos y Dibujos 130 • Elaboración de Presupuestos 131 • Elaboración de Requisición de Materiales 1

32 Eléctrica33 • Diseño de bancos de ductos. 134 • Listados de Cables y Conduits 135 • Listados de Accesorios Conduits, de Fuerza 136 • Listado de puesta a tierra y alumbrado 1

37 • Análisis de Resumen de Cargas eléctricas y Flujo de Carga 1

38 • Revisión y Cálculos para el Diagrama Unifilar 1

39 • Revisión y Cálculos de Corto Circuito, Cables alimentadores 1

40 • Revisión y Cálculos de flujo de carga, simulación de arranque de motores grandes. N.A.

41 • Dimensionamiento de Equipos 1

42 • Diseño de Sistemas de Alumbrado, Puesta a tierra, Control y D.C. 1

43 • Cálculo y Diseño de Líneas de Transmisión y Distribución aérea 1

44 • Protección Catódica. N.A.

45 • Elaboración de Planos y Dibujo 146 • Elaboración de Presupuestos 1

47 • Elaboración de Requisiciones de Materiales 1

% cumplim.No. Orden Literal ACTIVIDADAPLICACIÓN

( SI = 1NO = N.A.)

VAL IDADO





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48 Instrumentación49 • Diseños bandejas portacables. 150 • Listados de Instrumentos, Cables y Conduit 151 • Listados de Materiales para Típicos de Montaje y Lazos de Control 152 • Cálculo de Elementos Primarios de Flujo 153 • Cálculo de Válvulas de Control y Seguridad 154 • Cálculo de Carga Eléctricas, Calor liberado y Sistemas de control 155 • Elaboración de Planos y Dibujos 156 • Elaboración de Requisiciones de Materiales 157 • Elaboración de Presupuestos 1

58 • Otras actividades comunes a todas las especialidades de la Ingeniería Detallada son:

58 Evaluación Técnica de Ofertas N.A.

58 Planos Proveedores 1

58 Ajustes finales a los Diseños 1

58 Elaboración de Cantidades de Obra y Presupuestos 1

58 Especificaciones para construcción y montaje 1

58 Elaboración de Libros mecánicos 1

58 Conformación del Manual de Operación y Asistencia Técnica en la Construcción y Montaje. 1

59 dLas especificaciones típicas que se deben incluir están representadas en listas, notas generales, cálculos, planos,

dibujos, requisiciones de materiales y documentos generales así:60 • Listados Varios 161 • Cálculo y Diseño 162 • Planos y Dibujo 163 • Requisiciones de Materiales 164 • Evaluación Técnica de Ofertas N.A.65 • Planos Proveedores 166 • Ajustes Finales Diseño 167 • Cantidades de Obra y Presupuesto 168 • Especificaciones, Construcción y Montaje 169 • Libros Mecánicos 170 • Manual de Operación 171 • Asistencia Técnica en la Construcción y Montaje. 1

72 e El Consultor y / o Contratista debe entregar al principio del diseño los siguientes listados que se consideranindispensables para programas y realizar la interventoría:

73 Listado de documentos 174 Listado de Actividades 1

75 Listado de Planos y Dibujos 1

76 Listado de Requisiciones 1

77 Listado de Típicos y Estándares 1

78 Igualmente el contratista y/o consultor debe ceñirse al procedimiento para elaboración de dibujos y de los formatos de ECOPETROL S.A. suministrados en los anexos 2 y 3 respectivamente.

1

79 fLos códigos, normas y estándares que deben ser tenidos en cuenta durante el desarrollo del diseño detallado son

los siguientes. En el caso de que el alcance del proyecto no contemple todas las especialidades, tendrán aplicaciónlos códigos, normas y estándares que están listados

80 Proceso: AGA, API, ISA, NFPA, TEMA. 1

81 Civil y Arquitectura: AISC, API, CCCSI, ICONTEC, MOPT, NFPA 1

82 Mecánica: AISC, ANSI, API, ASHRAE, ASME, ASTM, AWWA, NEMA, NFPA, MIL 1

83 Tubería: AGA, ANSI, API, ASME, ASTM, AWWA, MSS, NFPA, SSPC 1

84 Eléctrico: ANSI, API, ASTM, ICEA, ICONTEC, IEC, IEEE, IES, ISA, NEC, NEMA, NFPA, TUV, UL. 1

85 Instrumentos: AGA, API, ANSI, ASME, ASTM, ICEA, ICONTEC, IEC, IEEE, ISA, NEC, NEMA, NFPA, UL. 1

86En algunos casos especiales, cuando el proyecto lo amerite, ECOPETROL definirá los códigos, normas y estándares que el contratista y/o consultor debe usar para el diseño.

1


( SI = 1NO = N.A.)

VAL IDADO





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87 g

El alcance consiste en la elaboración de listados, verificación de cálculo y diseño, desarrollo de planos definitivos, dibujos y preparación de las requisiciones de materiales correspondientes. Al final de la descripción del alcance se presenta un cuadro resumen de la especialidad, que consigna los documentos mínimos necesarios que el contratista y/o consultor debe presentar, sin limitarse a ellos y sin eximir su responsabilidad de entregar un diseño completo.

1

88 h Las líneas de un proceso es un listado que se fundamenta en el producido durante la Ingeniería Básica y cuyo contenido es el siguiente:

89 • Número 190 • Identificación 191 • Puntos de conexionado 192 • Condiciones de Operación y Diseño 193 • Clase de materiales 194 • Aislamiento v Pintura 195 • Protección Catódica 196 • Prueba hidrostática 1

97 i Los puntos de interconexión es el limitado que contiene el número del punto de interconexión, los puntos de conexionado y el numero de plano donde esta representado.

1

98 j

El calculo y diseño son el conjunto de datos suministrados por la Ingeniería básica, que sirvan de entrada paraobtener mediante cálculos manuales o programas de computador, el dimensionamiento de equipos, lainformación necesaria para elaborar los planos y dibujos definitivos, los datos para hojas y especificaciones, losparámetros que permitan la selección de equipos y materiales y la definición desde el punto de vista estructural.

1

99 k El chequeo hidráulico consiste en el chequeo de la cabeza diferencial y del NPSH de las bombas con base en los planos isométricos, los cuales muestran con detalle la línea, de succión y descarga para cada bomba.

1

100 lEl chequeo en servicios industriales es la verificación pormenorizada de todas las cantidades requeridas para

consumo de cada uno de los servicios, así como los niveles de presión y temperatura, a los cuales es precisosuministrar a cada Equipo y Estación de Servicio.

1

101 m Los principales servicios industriales son agua cruda, salada, tratada, potable, de calderas y de enfriamiento; vapor de alta, media y baja presión; condensado de alta, media y baja presión; aire de planta e industrial; combustible gaseoso, liquido y sólido; energía en cualquiera de sus clases.

1

102 n

Los sistemas de seguridad es la verificación de los sistemas de seguridad tales como TEA, venteos, separador API, drenajes, tanques sumideros, agua de contra incendio y espuma. El diseño detallado de cada uno y se produce toda la información necesaria para elaborar los planos correspondientes y las especificaciones para la compra de equipos, instrumentos y materiales.

1

103 o

Los ajustes a especificaciones consiste en cálculos necesarios para cambiar y/o modificar especificaciones entregadascon la ingeniería básica y los cuales se originan por necesidades especifica del diseño a los Equipos a medida, queavanza el diseño detallado tales como cambios de material, boquillas, posición y tamaño, recálculo de potencia, caudal ocualquier variable de proceso.

1

104 pLas unidades de paquete se considera unidades paquete una unidad de tratamiento de agua, una unidad de generación de

potencia, un equipo de laboratorio, un sistema de vacío, un sistema de refrigeración, un sistema de medición dinámica,un city gate (unidad de medición de gases), etc.

1

105 q

Se debe verificar las especificaciones de servicios que se deben ejecutar a la requisición de los materiales, describiendo las características de materias primas o cargas, servicios necesarios y productos para que la unidad paquete funcione correctamente. Igualmente se verificaran los límites de batería y su incidencia en los diagramas de planta, tubería e instrumentación.

1


( SI = 1NO = N.A.)

VAL IDADO





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106 r

Las especificaciones de equipos adicionales es la verificación de datos generales, condiciones del fluido manejado,condiciones de operación, diseño y mecánicas, boquillas y huecos de inspección, notas generales y particulares,materiales de construcción y cualquier información complementaria como esquemas, códigos y dimensiones todo lo cualdebe ser consignado en una hoja de Especificación para cada uno de los equipos que resulten adicionales durante eldesarrollo del diseño detallado para poder satisfacer optimizaciones y cambios introducidos por el propietario queredundan en beneficios al proyecto.

1

107 s

Las especificaciones de instrumentos adicionales es la verificación de datos generales, servicio, condiciones deoperación, diseño, normal, máximo, notas, material y cualquier información complementaria que se debe consignar enuna hoja de Especificaciones para cada uno de los instrumentos que resulten adicionales durante el desarrollo del diseñodetallado.

1

108 tEl sistema de control de proceso es la verificación de la filosofía seleccionada y planteada en la Ingeniería Básica, de

proceso. Revisión de los lazos de control que incluyen los componentes instalados en el tablero de control, panel oconsola y en el campo o patio de operaciones.

1

109 uLos diámetros de tuberías es la verificación de diámetros de las tuberías tales como cabezales de servicios, líneas de

recirculación y arrancada, facilidades de operación, venteos, drenajes, líneas auxiliares y cualquiera otra adicional queno venga incluida en la ingeniería básica.

1

110 vLos presupuestos todas y cada una de las requisiciones de materiales deben incluir el presupuesto correspondiente. Este

valor debe estar dentro de un margen de error máximo de ± 10%. Aquí deben efectuarse todos los cálculos necesariospara poder conformar el presupuesto.

1

111 wLos planos, los diagramas y los dibujos es la representación gráfica de la información primaria y la obtenida durante el

cálculo y diseño.1

112 x

Los diagramas de tubería e instrumentación (P& ID) es un documento está basado en los diagramas de flujo de procesoy muestran los equipos principales y secundarios, todas las tuberías incluyendo líneas de arrancada, recirculación yderivaciones, algunos accesorios, todas las válvulas, toda la instrumentación, el equipo de seguridad, el suministro yretorno de servicios industriales, controles, identificación de los equipos, líneas e instrumentos, indicación deaislamientos, venteos, drenajes, características generales del equipo principal, notas explicativas, referencias de dibujosy un título adecuado con la parte del proceso que representa

1

113 yLas líneas que salen o entran, hacia o de otros diagramas deben estar a la misma altura e indicadas con flechas de salida

o de entrada respectivamente y en las cuales se debe anotar su identificación y el plano P&ID de conexionado.1

114 z Se debe verificar cualquiera de los tres casos a continuación:

115 • P&ID no incluidos en Ingeniería básica 1116 • P&ID incluidos en Ingeniería básica pero no desagregado. 1117 • Los diagramas P&ID elaborados son suficientes. N.A.

118 aaLa simbología y nomenclatura es un plano que contiene, como lo indica su nombre, todos los símbolos usados en

la elaboración de los diagramas de tubería e instrumentación.1

119 abLos requisitos de materiales son el conjunto de documentos técnicos, comerciales y legales para adquisición de

equipos y materiales, los cuales determinan el alcance del suministro, condiciones generales y particulares quedebe cumplir un proveedor y/o fabricante.

1

120 ac

Los químicos son las requisiciones que se deben elaborar para todos los químicos utilizados en el proceso entre loscuales se mencionan los inhibidores de corrosión, los productos para tratamientos, los productos para eliminación decontaminantes, depresores, mejoradores de viscosidad, marcadores para combustibles y los productos para seguridadindustrial. Normalmente las cantidades que se especifican son las que se van a consumir en pruebas y las necesarias parael arranque.

N.A.


( SI = 1NO = N.A.)

VAL IDADO





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121 adLos listados varios en la ingeniería civil son los documentos, Actividades, Planos y Dibujos, Requisiciones deMateriales, Típicos y Estándares, y otros propios de la especialidad.

1

122 ae

El calculo y diseño se deben elaborar con base en los datos suministrados por la ingeniería básica que sirven de entradapara obtener, mediante cálculos manuales o programas de computador, el dimensionamiento de equipos, la informaciónnecesaria para elaborar los planos y. dibujos, los datos para hojas de especificaciones y los parámetros que permitan laselección de equipos y materiales. El contenido de estos debe ser el siguiente:

1

123 • Esquemas dimensionados e ilustrativos de lo que se pretende calcular o diseñar. 1

124 • Condiciones y datos para el diseño. 1

125 • Desarrollo de los cálculos como fuerzas, momentos, esfuerzos, refuerzos, etc. 1

126 • Esquemas finales con base en los resultados de los cálculos 1

127 afLas carteras de topografía deben contener todos los datos tomados en campo y los resultados de los cálculo de oficina

como distancias, azimut, niveles, coordenadas y esquemas.1

128 ag El movimiento de tierras corresponden al cálculo de los volúmenes de corte y relleno, necesarios para la adecuación del

terreno.1

129 ahEl estudio de los suelos, para la estación que así lo requiera, el Contratista debe realizar los estudios de suelos

necesarios para determinar la clasificación de los materiales del subsuelo, la capacidad portante de los estratos y demáscaracterísticas de los suelos necesarias para escoger la cota de cimentación y permitir el diseño de las cimentaciones.

N.A.

130 aiEl diseño comprenderá, además de la determinación de las cotas de adecuación, la definición sobre los taludes

correspondientes a los cortes y terraplenes, materiales a utilizar en los terraplenes y rellenos y sobre los métodos deconstrucción para obtener la compactación especificada.

N.A.

131 ajEl diseño de adecuación de los terrenos se complementará con el de un sistema de drenaje superficial provisional que

proteja el terreno adecuado y los taludes durante la etapa de construcción, conduciendo las aguas por canales yestructuras provisionales.

N.A.

132 akLas cimentaciones son los cálculos que determinan las formas, dimensiones y refuerzos de las cimentaciones de todos

aquellos equipos involucrados en el diseño detallado, así como cualquier otro tipo de estructura a soportar.1

133 al El sistema a diseñar debe ser seguro al volcamiento, al deslizamiento y a la falla del suelo, de acuerdo con los siguientes factores de seguridad mínimos:

N.A.

134 • Contra deslizamiento en cualquier sentido 1.5 N.A.

135 • Contra volcamiento en cualquier sentido 2.0 N.A.

136 • Presión máxima de borde en términos del promedio de presión 1.5 N.A.

137 • Máxima proporción de área de contacto en tracción 10% N.A.

138 amLas cimentaciones deben ser lo suficientemente rígidas para minimizar los asentamientos diferenciales. Para el diseño

se debe tener en cuenta la presión de agua, cuando se encuentre en la zona variación del nivel freático. Entre los equiposy estructuras que requieren cimentaciones tenemos:

1

139 • Recipientes a presión, intercambiadores de calor, tanques de almacenamiento, bombas, compresores. N.A.

140 • Turbinas y motores, recipientes varios, equipos varios, estructuras metálicas y edificaciones. N.A.141 • Adicionalmente en éstos están incluidos los pilotes. N.A.

142 anLas estructuras del diseño de toda estructura deben estar acorde con los requerimientos de las últimas versiones de las

normas descritas en los documentos de referencia del presente documento.1

143 ao Todos los materiales deberán cumplir con las Normas ASTM e ICONTEC. 1

144 ap Los cálculos de estas se clasifican en dos tipos:

145* Para Estructuras en Concreto se definen las formas, dimensiones y refuerzos de las diferentes estructuras como son:bancos y soportes de tubería, estructuras de soporte de equipos o maquinaria, estructuras para edificaciones, losas oplacas, muros, puentes, viaductos, escaleras, cajas, cárcamos, desarenadores, cunetas, cabezales, etc.

1

146* Para Estructuras Metálicas son los cálculos determinan las formas y tamaños de los perfiles para estas estructuras comson: bancos y soportes de tubería, estructuras de soporte de equipos, estructuras para edificaciones, cerchas,plataformas, barandas, escaleras, rejillas, monorieles, etc.

1

147 aq

Los muros y diques para tanques son un cálculo de estos se limita: Primero al volumen que deben contener en caso deexplosión o derrame de los tanques ubicados dentro de cada patio. Segundo, a la parte estructural cuando se trate demuros en concreto, en cuyo caso determinan la forma, dimensiones y refuerzos de los mismos, o los diques en tierradefiniéndonos su sección, material, compactación, pendiente y acabado de la superficie. Así mismo se deben realizar loscálculos de las escaleras necesarias para el acceso por encima de los muros o diques, a los patios de tanques o viceversa

N.A.


( SI = 1NO = N.A.)

VAL IDADO





Fecha:

14/01/2008 Página 158 de 189


148 ar Las redes hidráulicas es el cálculo de éstas se clasifican en cuatro tipos: N.A.

149 • - Red de aguas lluvias: N.A.

150 • - Red de aguas aceitosas 1

151 • - Redes de aguas sanitarias N.A.

152 asLos separadores de aceite se tratan del cálculo estructural de los muros interiores y exteriores, losas o placas, que

conforman estos separadores. Así como el espesor y refuerzo de estas estructuras. Adicionalmente determinan loselementos metálicos, tales como son: rejillas, colectores, bafles, barandas, plataformas, escaleras, etc.

1

153 at Las dimensiones y elevaciones de estos deben ser definidas previamente por la ingeniería de proceso. 1

154 auLas piscinas o lagunas son cálculos de estas, son la determinación del tamaño de las mismas, de acuerdo al volumen de

aguas a manejar, el tipo de terreno donde se construirán y a las elevaciones de llegada y salida de las tuberías. Así comoel sistema de protección de los taludes y fondo de las mismas o impermeabilizaciones para evitar filtraciones.

N.A.

155 av

En el cálculo de las vías se debe estar de acuerdo a las recomendaciones dadas en las normas AASTHO, ICPC y delInstituto Nacional de Vías INVIAS, e incluye lo siguiente: geometría, alineamiento, abcisados, perfiles, cortes, rellenos,filtros, drenes, secciones típicas, bases, sub-bases, estructuras de pavimentos, obras de arte, cunetas, pozos, cajas,sumideros, sardineles, andenes, separadores y todos los elementos estructurales necesarios para su correctofuncionamiento. Se incluyen también las obras de protección y contención de taludes

N.A.

156 awEn los presupuestos todas y cada una de las requisiciones de materiales deben incluir el presupuesto correspondiente.

Este valor debe estar dentro de un rango de error máximo de ± 10%. Aquí deben efectuarse todos los cálculos necesarios para poder conformar el presupuesto.

1

157 ax

Los planos y dibujos son la representación gráfica de la información primaria y la obtenida durante el cálculo y diseño,mostrando a través de localizaciones, flujos, esquemas, diagramas, distribuciones, arreglos, áreas, zonas, equipos,plantas, elevaciones, detalles, planimetrías, isometrías, típicos, estructuras, instalaciones y edificaciones y los distintosaccidentes y características especiales requeridos para la construcción y adquisición de equipos y materiales.

1

158 ayEl levantamiento topográfico son los planos que deben contener la información suficiente tanto planimétrica como

altimétrica, necesaria para el desarrollo mismo del Diseño Detallado. Adicionalmente el cuadro de coordenadas y áreas.1

159 az La separación de las curvas de nivel será definida por ECOPETROL de acuerdo a la topografía del terreno. N.A.

160 baEL Contratista para efectos del diseño debe realizar la topografía complementaria que se requiera y la localización y

replanteo de todas las obras del proyecto.1

161 bbEstas carteras deberán estar claramente marcadas y ordenadas y contener todos los datos tomados en campo y los

resultados de los cálculos como distancias, azimuts, niveles, coordenadas y esquemas.1

162 bcEl levantamiento topográfico del proyecto que realice el CONTRATISTA debe ser efectuado a partir de las placas de

amarre certificadas por el IGAC o las que determine ECOPETROL. S.A. y/o el Interventor, con poligonales cerradas yuna precisión mínima de uno a veinte mil (1:20000).

N.A.

163 bdLos movimientos de tierra deben estar conformados por: una Planta General, Secciones transversales y longitudinales,

así como los datos de volúmenes de corte y relleno.1

164 beEl Contratista debe realizar nuevamente, con base en la topografía entregada y en la topografía complementariaefectuada por él y con base en la Ingeniería entregada, el cálculo de los volúmenes de cortes y relleno, necesarios para laadecuación del terreno, y plasmarlas en las memorias de cálculo de movimiento de tierras.

1

165 bfLa localización de sondeos se deben elaborar sobre un segundo original ya sea del levantamiento topográfico, o planta

general en los cuales se indicara, la ubicación de los sondeos. Adicionalmente un cuadro de los mismos con lasrespectivas profundidades a que se quiere cada sondeo.

N.A.

166 bg Las cimentaciones es conformación de estos planos básicamente debe ser la siguiente:

167 • Una Planta General de la cimentación 1

168• Cortes o secciones que incluyen dimensiones en elevación, cotas, elementos metálicos embebidos y refuerzosestructurales propios de la cimentación.

1

169 • Por detalles a una mayor escala, los cuales son aclaratorios de ciertas partes de la cimentación. 1

170• Entre los tipos de planos de cimentaciones que se pueden llegar a presentar tenemos: hornos, calderas, recipientes apresión, intercambiadores de calor, tanques de almacenamiento, bombas, compresores, turbinas y motores, recipientesvarios, equipos varios, estructuras metálicas y edificaciones.

1


( SI = 1NO = N.A.)

VAL IDADO





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171 bhLas estructuras de estos se clasifican en dos tipos: para estructuras en concreto y estructuras metálicas. Elcontenido de estos debe ser el siguiente:

1

172• Una Planta General de la estructura donde se indique sus dimensiones, coordenadas (IGAC), ejes, cortes o secciones,elementos metálicos embebidos, soldaduras y todos los elementos con sus dimensiones que sean necesarios para sufuncionamiento

1

173• Elevaciones que incluyen dimensiones verticales, cotas, elementos metálicos embebidos, soldaduras y todos loselementos con sus dimensiones que sean necesarios para su funcionamiento.

1

174• Cortes o Secciones donde se muestren sus dimensiones, elevaciones, cotas, niveles batimétricos y del agua, elementosmetálicos embebidos, refuerzos estructurales, soldaduras y todos los elementos con sus dimensiones que sean necesariospara su correcto funcionamiento.

1

175 • Detalles a una mayor escala, aclaratorios de ciertas partes de la estructura. 1

176 • Alineamientos, despieces, cuadros de materiales y cantidades de obra, pesos de los materiales. 1

177• Entre los tipos de planos de estructuras, que se pueden llegar a presentar tenemos: Bancos y soportes de tubería,estructuras de soporte de equipo y maquinaria, estructura de edificaciones, losas o placas, muros, puentes, viaductos,cajas, cárcamos, desarenadores, cunetas, cerchas, plataformas, barandas, escaleras, rejillas, monorrieles, etc.

1

178 bi Las edificaciones de estos planos se dividen en cuatro tipos: N.A.

179• Arquitectónicos: estos deben incluir una planta general indicando sus dimensiones y ejes. Adicionalmente seelaboraran otros planos de fachadas y cortes con sus respectivas dimensiones y cotas

N.A.

180 • Estructurales: para estos aplica lo descrito en los numerales 3.4 y 3.5 para cimentaciones y estructurasrespectivamente.

N.A.

181 • De Detalles: estos planos deben mostrar los diseños de acabados, ventanas, puertas, cielorrasos, cubiertas, etc. N.A.

182• De Servicios: estos son los planos donde se indica las acometidas del suministro de agua potable y aguas sanitarias.

Adicionalmente a éstos deben elaborarse los planos de: Conexiones, cajas, pozos de inspección, filtros, campos deinfiltración y todos los detalles requeridos. Estos últimos pueden ser dibujos estándares.

N.A.

183• Entre los tipos de edificaciones que se pueden llegar a presentar tenemos: Cuartos de Control, Casas de Bombas y

Contra incendio, Bodegas, Porterías, etc.N.A.

184 bjLos planos de vías se clasifican en dos tipos:*De diseño propio de las vías*De estructuras y obras de arte.

N.A.

185 bn Los planos de muros y diques para tanques están conformados por N.A.

186 • Una Planta General donde se indica las escaleras, ejes, dimensiones, coordenadas, etc. N.A.

187 • Cortes o secciones que incluyan dimensiones en elevación, cotas, refuerzos estructurales, etc. N.A.

188 • Detalles de las escaleras N.A.

189 bo

Para la elaboración de los planos de planta integrada bajo tierra; cuando se trate de diseño de plantas de una granárea, se deben partir en áreas más pequeñas con el fin de poder dibujar cada una de estas en planos independientes y auna mayor escala, la cual debe ser mínimo (1:100). Esto obedece a que la información que debe contener es numerosa.En la realización de este tipo de planos deben intervenir todas las especialidades ya que el contenido de estos será elsiguiente:

N.A.

190 Drenajes de agua lluvias con sus respectivas cajas, sumideros, desarenadores, diámetros, cotas de salida, y llegada, etc. N.A.

191 • Drenajes de aguas sanitarias indicando sus cajas, diámetros, cotas de salida y llegada, filtros, pozos, N.A.

192 • Drenajes de aguas aceitosas incluyendo sus cajas, diámetros, cotas de salida y llegada, etc. N.A.

193 • Tuberías de proceso indicando sus diámetros y cotas. N.A.

194 • Ductos eléctricos e instrumentación dimensionados, incluyendo sus cotas superiores e inferiores. N.A.

195 • Cimentaciones a escala y bautizadas con el número del equipo o estructura a la que pertenece. N.A.

196 • Estructuras como cárcamos, desarenadores, cunetas, pisos, sardineles, etc. N.A.

197 • Adicionalmente toda esta información debe acotarse entre ejes y diferenciar mediante convenciones. N.A.

198 bpLos cerramientos se demarca los límites de cualquier área que requiera cerramiento, incluyendo ubicación de puertas

vehiculares o peatonales. Como los tipos de puertas de cerramiento normalmente están estandarizados sólo basta conremitirse a estos, en caso contrario se debe hacer los diseños y planos del tipo de cerramiento que se requiera.

1


( SI = 1NO = N.A.)

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199 bq

El diseño de paisajismo se refiere a todas las actividades tendientes a integrar las instalaciones con el mediocircundante a las mismas, con el fin de minimizar hasta donde sea posible el impacto visual ocasionado por este tipo deinfraestructura. Así mismo deberá propender por crear un entorno de trabajo dentro de las instalaciones que seaagradable y que respeta las normas de seguridad. En concordancia con lo anterior el CONTRATISTA debe cumplir conlas siguientes condiciones:

1

200 brDefinir los requerimientos y especificaciones de cada uno de los elementos que componen el diseño paisajístico, paracada una de las áreas de las instalaciones teniendo en cuenta el diagnóstico forestal realizado para el estudio de ImpactoAmbiental.

N.A.

201 bsIdentificar en concordancia con la condición anterior y con las condiciones particulares del sitio, las especies a implantar (preferiblemente especies nativas).

N.A.

202 btEspecificar los procedimientos técnicos, programas y condiciones requeridas para la siembra y transplante de lasespecies.

N.A.

203 bu Desarrollar los planos mínimos con la siguiente información: N.A.

204 Planta general y planteamiento paisajístico. N.A.

205 • Plantas por áreas identificando las especies y sus cantidades. N.A.

206 • Cortes, detalles constructivos y/o de siembra. N.A.

207• Prever los procedimientos de riego requeridos para el mantenimiento. Si se requiere de un sistema de riego elCONTRATISTA debe diseñarlo.

N.A.

208 bv Los acabados definen que tendrán diferentes zonas de una planta y los detalles especiales de cada una de éstas. N.A.

209 bwLos típicos y estándares son dibujos relativos a los detalles en la ejecución de la ingeniería, utilizados con elpropósito de evitar repeticiones de actividades bien definidas, posibles errores, pérdidas de tiempo y launiformidad de la información.

1

210 bxLos requisitos de materiales es el conjunto de documentos técnicos, comerciales y legales para la adquisición deequipos y materiales, los cuales determinan el alcance del suministro, condiciones generales y particulares quedebe cumplir un proveedor y/o fabricante.

1

211 byLos perfiles estructurales cubre el total de los diferentes tipos de perfiles definidos en los diseños, para lasestructuras metálicas como: plataformas, escaleras, barandas, columnas, vigas, cerchas, soportes de equipos ytubería, etc.

1

212 bzLa tubería y los accesorios es el alcance de esta comprende todas las clases y diámetros de tubería y accesorios a

utilizar el los diferentes tipos de redes hidráulicas como son aguas lluvias, aguas aceitosas, aguas sanitarias y suministrosde agua potable.

1

213 caLas compuertas y las válvulas son una requisición que incluye las diferentes clases y diámetros de compuertas y

válvulas a comprar, para el manejo de las aguas lluvias y aceitosas.N.A.

214 cb Los equipos adquiridos para el proyecto de mecánica y como mínimo contiene la siguiente información: 1

215 • Número de Documento. 1

216 • Casilla para asignación de Número por parte de ECOPETROL (consecutivo control del proyecto) 1

217 • Nombre del Equipo (1 hoja por especialidad de equipo, Ejemplo: Bombas). 1

218 • Número de Proyecto, Nombre y Distrito. 1

219 • Condiciones de Diseño. 1

220 • Número de la Requisición de Material o número del pedido. 1

221 • Número del Equipo. 1

222 • Fecha de Elaboración. 1

223 • Cuadro de Revisiones indicando Fecha, Razón de la Emisión y Aprobaciones. 1

224 • El Servicio del Equipo. 1

225 • Condiciones de Diseño y Operación. 1

226 cc

El calculo y el diseño con el conjunto de datos suministrados por la ingeniería básica que sirven de entrada paraobtener, mediante cálculos manuales o programas de computador, se logra el dimensionamiento de equipos, lainformación necesaria para elaborar los planos y dibujos, los datos para hojas de especificaciones, los parámetros quepermitan la selección de equipos y materiales y la definición desde el punto de vista estructural.

1


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227 cd

Los recipientes a presión deben verificar los cálculos para recipientes a presión aplican a los equipos sometidos auna presión mayor que la atmosférica tales como tambores y consisten en una lista de datos de entrada, algunosfijados en el proceso y cuyos resultados implican el análisis de las cargas que actúan sobre el recipiente en lassituaciones de prueba, montaje, arranque, operación y parada que además permiten definirlo estructuralmente.

N.A.

228 ceLos tanques de almacenamiento deben verificar cálculos de espesores capaces que deben cumplir las condiciones deprueba y operación para cada uno de los anillos y componentes del tanque y además verificar tamaño, materiales ycomponentes más adecuados para el servicio a que será destinado.

N.A.

229 cf El equipo rotativo deben hacerse estudios y cálculos de los equipos interconectados a los sistemas y su comportamientoen operación y sus consecuencias de ruido, vibraciones, etc

N.A.

230 cg

Para aquellos equipos que no están cubiertos en su totalidad por un código o norma y que el método de cálculo y diseñoes propio del poseedor de la tecnología o está basado en el conocimiento y experiencia de un fabricante la labor decálculo se ve reducida a conseguir aquellos valores requeridos para completar las hojas de especificaciones desde elpunto de vista proceso y mecánico.

N.A.

231 chEl análisis de esfuerzo es la revisión de los cálculos de flexibilidad para todas las líneas que por razones de su

configuración, condición de servicio se prevean estarán sometidas a dilataciones y / o contracciones de origentérmicos

1

232 ciLos presupuestos son todas y cada una de las requisiciones de materiales deben incluirse el presupuesto

correspondiente. Este valor debe estar dentro de un margen de error máximo de ± 10%. Aquí deben efectuarsetodos los cálculos necesarios para poder conformar el presupuesto

1

233 cj

Los planos y los dibujos es la representación gráfica de la información primaria obtenida durante el cálculo ydiseño, mostrando a través de localizaciones, flujos, esquemas, diagramas, distribuciones, arreglos, áreas, zonas,equipos, plantas, elevaciones, detalles, planimetrías, isometrías, típicos, estructuras, instalaciones y edificacioneslos distintos accidentes y características especiales requeridos para la construcción y adquisición de equipos ymateriales.

1

234 ck Los dibujos mecánicos para los tambores deben contener entre otros los siguientes datos: N.A.

235

Dimensiones generales, condiciones de operación y diseño, orientación y localización boquillas plataformas, cartelas y escaleras, datos de carga sobre las fundaciones, tratamientos térmicos, materiales y espesores mínimos de fabricación lista de componentes, pernos de anclaje y cantidad, posición de los soportes, refuerzos, cartelas, tabla de boquillas, lista de internos, soportes para platos, distribuidores, bafles, rompeolas, mallas atrapaneblina, aislamiento y pintura, códigos aplicables, tolerancias de tal manera que faciliten la labor de diseño final al fabricante de los equipos. Estos dibujos se anexarán a la respectiva requisición de Materiales.

N.A.

236 cl Para los tanques de almacenamiento el contratista del diseño detallado preparara un dibujo que contenga como mínimo: N.A.

237 Dimensiones generales, orientación y localización de boquillas, plataformas, soportes, cartelas y escaleras, materiales y espesores mínimos de fabricación, tolerancias permisibles, acabados, además incluirá los códigos aplicables, las condiciones de diseño y accesorios especiales requeridos. Estos dibujas harán parte de la requisición del equipo.

N.A.

238 cm

Las plataformas y escaleras: una vez esté definida la planimetría de tuberías se realizarán los dibujos correspondientes a orientación de boquillas, refuerzos, soportes para tubería que son inherentes a los equipos. Además se deben realizar dibujos detallados mostrando la extensión, posición e información requerida para la fabricación de plataformas equipos.

1

239 cn

Los dibujos de plataformas contendrán los detalles especiales de fabricación, juntas de campo, ensambles y sub-ensambles, lista de partes y sus materiales, acabados tolerancias y códigos aplicables. Necesariamente las partes anteriormente descritas son prefabricadas y preensambladas en taller y posteriormente trasladadas al campo para su instalación definitiva.

1

240 co

Se refiere a aquellos equipos cuyo diseño se fundamenta en la tecnología, conocimiento y experiencia de un fabricante en donde la elaboración de planos o dibujos se reduce a esquemas, siluetas y diagramas basados en la Ingeniería Básica o en catálogos con el objeto de dar una idea de localización y utilización futura del equipo y cuya información final para el proyecto será la suministrada por el proveedor del equipo

1

241 cp Los típicos y estándares son dibujos relativos a los detalles en la ejecución de la Ingeniería, utilizados con el propósito de evitar repeticiones de actividades bien definidas, posibles errores, perdidas de tiempo y la uniformidad de la información.

1

242 cq Las requisiciones de materiales es el conjunto de documentos técnicos, comerciales y legales para adquisición de equipos y materiales, los cuales determinan el alcance del suministro, condiciones generales y particulares que debe cumplir un proveedor y/o fabricante

1

243 cr En el paquete de tambores se encuentran documentos para compra desde el punto de vista técnico normalmente incluye las especificaciones del tambor y sus elementos internos. Definiendo claramente los límites de suministro, condiciones de diseño, operación y servicio, sitio de instalación, pruebas, códigos aplicables y sitio de entrega.

N.A.


( SI = 1NO = N.A.)

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244 csEn los tanques de almacenamiento aplica para Tanques del tipo: Techo Flotante; Techo Cónico; Cilíndricos Verticales. Que trabajen a presión atmosférica y cuyo uso principal sea el almacenamiento de productos. Los documentos que la componen son entre otros:

N.A.

245• Plano esquemático general en que se definan las dimensiones generales, boquillas, orientación de boquillas, materiales y accesorios especiales.

N.A.

246• Especificaciones genérales que indiquen el servicio, códigos aplicables, pruebas, tolerancias, inspección, aislamiento y pintura.

N.A.

247 ct Las bombas son compuesto de dos partes principales la comercial y la Técnica este paquete de información para compra aplica a las bombas del tipo:

N.A.

248 • Centrifugas N.A.

249 • Reciprocas N.A.

250 Desplazamiento positivo N.A.

251 Rotatorias N.A.

252 • Sus accionadores que pueden ser del tipo: N.A.

253 Motor eléctrico. N.A.

254 Motor de combustión interna: diesel, crudo, gas. N.A.

255 • Reducción: N.A.

256 Variador N.A.

257 Variador hidrofluido N.A.

258 Variador eléctrico N.A.

259 Reductor N.A.

260 La parte técnica se conforma con las especificaciones, las hojas de datos y requisiciones para Bomba, accionador, reductor, variador (cuando aplique) y acople.

N.A.

261 Las especificaciones contendrán entre otros los siguientes apartes: N.A.

262 • Alcance del suministro N.A.

263 • Requerimientos de diseño de proceso y mecánico N.A.

264 • Sitio de instalación N.A.

265 • Condiciones metereológicas. N.A.

266 • Especificaciones para el accionador (Motor) N.A.

267 • Condiciones eléctricas N.A.

268 • Requisitos adicionales N.A.

269 • Pruebas N.A.

270 • Códigos N.A.

271 • Documentos y reportes requeridos N.A.

272 • Garantías mecánicas N.A.

273 • Condiciones de embarque N.A.

274 • Curvas, dibujos, instrucciones y datos N.A.

275 • Lista de partes N.A.

276 • Partes de repuesto N.A.

277 • Marcas recomendadas N.A.

278 cu La requisición para compra de compresores es el conjunto de documentos que contiene los datos básicos y requerimientos mínimos para diseño, fabricación, pruebas, alcance del suministro del equipo y sistemas auxiliares.

N.A.

279 cv Los motores/accionadotes es un paquete de documentos puede constituir un pedido individual o ser anexo de la requisición para compra del paquete Bomba-Accionador o Máquina-Accionador.

N.A.

280 cw La especificación técnica debe definir claramente el alcance del suministro, servicio, códigos y especificaciones de referencia aplicables, condiciones generales de diseño, sistemas de lubricación, accesorios e instrumentos especiales, materiales, inspección y pruebas, garantías mecánicas y condiciones de embarque

N.A.

281 cx Los motores eléctricos al igual que los motores de combustión interna cuando se compran para trabajar como accionadores de máquinas pasan a conformar como anexo el paquete de documentos para requisición del conjunto Máquina-Accionador.

N.A.


( SI = 1NO = N.A.)

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282 cy En el paquete de variadores son documentos que pueden constituir un pedido individual o ser anexo de la requisición para compra del paquete Bomba-Accionador o Máquina-Accionador

N.A.

283 czLa especificación técnica debe definir claramente el alcance del suministro, servicio, códigos y especificaciones dereferencia aplicables, condiciones generales de diseño, sistemas de lubricación, accesorios e instrumentos especiales,materiales, inspección y pruebas, garantías mecánicas y ondiciones de embarque.

N.A.

284 daLos variadores eléctricos al igual que los variadores mecánicos cuando se compran para trabajar como parte de

accionamiento de máquinas pasan a conformar como anexo el paquete de documentos para requisición del conjuntoMáquina-Accionador.

N.A.

285 db Para el conjunto de máquinas motor generador, la especificación debe contener entre otras los siguientes parágrafos: 1

286 • Capacidad de generación requerida 1

287 • Voltaje 1

288 • Fases 1

289 • Frecuencia 1

290 • Factor de potencia 1

291 El tipo de servicio al que será sometida la máquina. 1

292 • Información de tipo general indicando el alcance, los códigos aplicables, condiciones ambientales y las garantías mecánicas exigidas.

1

293• Descripción de las características generales y de operación, tales como:• Potencia y carga: Velocidad, Ciclos, Sistemas de lubricación, Sistema de arranque, Sistema de combustible, Equipo deControl, Sistema de gobernador y protección, Controles.

1

294 • Especificación de características deseables de fabricación para el generador, el motor y la base. 1

295 • Descripción de las pruebas y reportes de inspección. 1

296• Procedimientos de prueba y prueba para motor, para el generador y para el conjunto, condiciones de embarque,descripción del sitio y tipo de instalación, documentación requerida y partes de repuesto.

1

297 dcA este grupo de equipos especiales/unidades paquete pertenecen las trampas de raspadores, city gates, medidores

dinámicos, etc.1

298 ddComo el diseño se basa en el “Know-How” del proveedor la actividad de ingeniería de detalle para el proyectista es

especialmente la de completar las hojas de datos elaboradas por proceso incluyendo en ellas la parte mecánica y deselección de material.

1

299 de La requisición estará compuesta por esquemas generales indicando el área disponible, dibujos generales, especificaciones, requerimientos de prueba y garantías mecánicas.

1

300 df Los puentes grúas para la parte técnica de la requisición para estos equipos se compone de parte mecánica, eléctrica y civil.

N.A.

301 dg El paquete de especificaciones para compra de equipos de aire acondicionado N.A.

302 dh El aislamiento y pintura una vez seleccionado el tipo, espesor, cantidad de materiales para cada equipo se procede a efectuar el resumen para la compra el cual debe ir acompañado de la respectiva especificación particular

1

303 diLos soportes para tubería corresponden al listado que contiene todos los soportes que son usados, ya sean estándar o

especiales. Debe poseer un número que lo identifique y su respectiva casilla de revisiones. Incluye además el número,descripción, cantidad y localización (línea) del soporte.

1

304 dj

El resumen de materiales por isométrico y renglón de tubos, accesorios, bridas, válvulas y todos los elementos detubería que hagan parte del diseño detallado, contenidos en un cuadro computarizado preferiblemente en el cual secruzan cada uno de los isométricos con sus respectivos materiales. En dichos cuadros deben aparecer los totales de cadauno de los accesorios, válvulas, tubos, etc., requeridos. Se anexa cuadro con ejemplo típico.

1

305 dk

El calculo y diseño es el conjunto de datos suministrados por la ingeniería básica que sirvan de entrada paraobtener, mediante cálculos manuales o programas de computador, el dimensionamiento definitivo de equipos, lainformación necesaria para elaborar los planos y dibujos, los datos para hojas de especificaciones, losparámetros que permitan la selección final de equipos y materiales, y la definición desde el punto de vistaestructural.

1


( SI = 1NO = N.A.)

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306 dlEl análisis de esfuerzos es la verificación de esfuerzos térmicos, mecánicos, etc. Mediante este análisis se permite

la selección de soportes adecuados del sistema de tubería, con el objeto de minimizar las cargas y momentosresultantes en las boquillas de equipos y maquinarias

1

307 dmSe debe tomar como base para hacer el análisis de esfuerzos los siguientes parámetros: Tubería de 3" de diámetro y

mayores con temperaturas de operación de 250° F en adelante.1

308 dn

El documento de las especificaciones de materiales es la base para la elaboración de las requisiciones dematerial. Allí están definidos los códigos, normas y regulaciones que deben ser cumplidos para materiales a serusados en el proyecto, atendiendo los requerimientos específicos de éste. Igualmente es fundamental paradeterminar la correcta utilización de los diferentes elementos constructivos (accesorios, válvulas, tuberías, etc.),durante la etapa de diseño y posteriormente en la de montaje, cada clase de tubería de contener la siguienteinformación: Identificación de la especificación, corrosión permisible, tipo de material, tipo de fluido para la queserá usado, presión nominal, rangos de temperatura, y presión (máximo y mínimo), descripción abreviada decada uno de los accesorios (tubería, válvulas, bridas, accesorios, empaques, espárragos, accesorios especiales,etc.).

1

309 doEl presupuesto de todas y cada una de las requisiciones de materiales deben incluir el presupuestocorrespondiente. Este valor debe estar dentro de un margen de error máximo de ±30%. Aquí deben efectuarsetodos los cálculos necesarios para poder conformar el presupuesto.

1

310 dp Los planos y dibujos es la representación gráfica de la información primaria y la obtenida durante el cálculo y diseño. 1

311 dq

La distribución general de áreas es el plano que usualmente dibujado en un rango de escala que va de1:100 hasta 1:2000 de acuerdo al tamaño de la planta.Este dibujo debe mostrar lo siguiente:• Coordenadas de los límites de suministro.• Todas las vías principales y secundarias.• Áreas de Unidades de Proceso.• Área de Generación de Servicios.• Área de Tanques (área de carga y descargan).• Equipos principales.• Rutas de Bancos de Tuberías.• Localización de los servicios generales y edificios.• Valla de los límites de propiedad.

1

312 drEl plano maestro de tubería es dibujado utilizando como base la distribución general de Áreas; en el se individualizan

las diferentes zonas y áreas en las cuales se divide la planta y muestra el sistema de identificación correspondiente.N.A.

313 dsLa distribución general de equipos; se prepara para cada área una distribución detallada de equipos incluyendo las

unidades de proceso y servicios, generalmente a una escala de 1:100 y muestra lo siguiente:1

314 Coordenadas delimitantes del área. N.A.

315 • Todas las vías principales y secundarias con las coordenadas del centro de las mismas. N.A.

316• Todas las estructuras y su localización con referencia a las coordenadas principales, la distancia de centro a centro delas columnas, identificación del alineamiento de las columnas estructurales y localización de escaleras.

N.A.

317 • Todos los edificios con las dimensiones generales y su localización referenciadas a las coordenadas principales. N.A.

318• Todos los bancos de tuberías principales y secundarias, con posiciones referidas a las coordenadas principales, y lascolumnas de los bancos de tubería debidamente identificadas.

N.A.

319• Posición de los diferentes equipos a nivel del piso y sobre estructuras, con los correspondientes números deidentificación

1

321 • Áreas que deben ser previstas para propósitos de mantenimiento. 1

322 • Áreas pavimentadas. N.A.

323 dtLa distribución de equipos de elevación los planos son preparados para las mismas áreas y sobre la misma escala de las

planimetrías detalladas.1


( SI = 1NO = N.A.)

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324 du

La distribución de tubería especiales los planos generalmente hacen referencia a las rutas de las líneas que tienen undiámetro igual o mayor a 3 pulgadas.Por lo general muestran a una escala 1:50 el criterio básico para desarrollar el diseño detallado de la tubería, tal como:• Distribución preliminar de todas las líneas principales de proceso y servicios.• Indicación de tamaño de puentes de tubería, niveles y número de líneas por cada nivel.Los planos de distribución de tubería principal son preparados, únicamente para uso interno, como un paso necesario,anterior a la preparación de los planos de distribución de tubería detallados y con el propósito de llevar a cabo lossiguientes estudios o actividades:• Revisión de las condiciones de operación y análisis de esfuerzos térmicos de las líneas críticas.• Revisión de la distribución general de equipos.• Estudio del puente de tubería.• Estudio preliminar de la orientación de las boquillas.• Estudio de plataformas y escaleras.

N.A.

325 dv

Los estudios de tubería constituyen un paso más avanzado antes de la elaboración de los arreglos definitivos de tubería.Con ellos se muestra en detalle y en escala 1:33 1/3 el arreglo detallado de la tubería alrededor de los equiposprincipales, con la correspondiente orientación de boquillas y elevaciones. Estos estudios se preparan para uso internoúnicamente.

N.A.

326 dwLos planos planimetritos contienen el desarrollo detallado de los criterios establecidos en la distribución de la tubería

principal y del resultado de los estudios de tubería.N.A.

327 dx

Cada zona de la planta indicada en el Plano Maestro se divide en varias áreas y en cada Área se muestra la distribuciónde tubería a diferentes elevaciones. Todas las tuberías de la planta se muestran en los planos de Arreglos de Tubería,junto con todos los equipos, la instrumentación, escaleras, plataformas, edificios, etc. Hacen parte de estos dibujos loconcerniente a los circuitos o sistemas de contra incendio.Estos planos normalmente se dibujan en escala 1:33 1/3, excepto los que corresponden a áreas exteriores, para los cualesse usa 1:50 ó 1:100.Las tuberías se dibujan con una sola línea hasta diámetro 10" inclusive, y a escala completa (doble línea) para 12" ymayores.

1

328 dyLos esquemas isométricos se elaboran para todas las líneas de proceso y servicios que se van a fabricar,en la siguiente forma:

1

329• Para unidades de proceso y áreas de servicios, se elaboran isométricos con dimensiones completas para líneas de 2" de

diámetro y mayores.N.A.

330• Para líneas de 1-1/2" y menores se elaboran isométricos pero con dimensiones que deben ser verificadas en campoantes de la fabricación.

N.A.

331• Para áreas exteriores, se elaboran isométricos únicamente cuando la tubería alrededor de bombas y otros equipos querequieran planos detallados de tubería.

N.A.

332• Los isométricos indican detalladamente los soportes que deben ser preparados durante la refabricación de la tubería,mientras en todos los demás soportes se muestran únicamente como referencia.

1

333• Cada isométrico contiene su correspondiente listado de materiales con todos, los componentes de la línea indicándoseademás que elementos se usan durante la prefabricación y/o el montaje.

N.A.

334 dz

Los soportes sobre los arreglos de tubería se muestra la localización de algunos soportes de tubería: patines, guías,anclajes, soportes especiales, etc., según el criterio del diseñador, mientras que en los isométricos se debe mostrar lalocalidad de los soportes, excepto los correspondientes a ejes de bancos de tubería, a menos que muestren anclajes orestricciones.

1

335 eaEn los planos de plataformas y escaleras muestran, con referencia a los equipos., la extensión, posición y detalles de

construcción de las plataformas y escaleras correspondientes requeridos para acceso, operación y mantenimiento ahuecos de inspección, instrumentos, válvulas, etc. Se utilizan dibujos estándares tanto como sean posibles

N.A.

336 ebLos planos planimétricos de tubería enterrada contienen el diseño detallado de la distribución enterrada de tubería de

proceso, agua de enfriamiento, líneas de contra incendio y drenaje de aguas aceitosas. Mostrará las cajas respectivas,cárcamos y drenajes.

N.A.

337 ec

El planimétrico de sistema de calentamiento contiene el trazado de los cabezales y sub-cabezales de vapor para laslíneas de calentamiento de las tuberías que lo requieran, además se localizan puntos de los potes de condensado (DripPot) con sus trampas, simplificadas mediante símbolos apropiados. Hacen parte de este planimétrico también lostrazados de los cabezales y sub-cabezales del sistema de recuperación de condensado.

N.A.

338 ed

Los esquemas isométricos de sistema de calentamiento se elaboran para todas las líneas de proceso y servicios que requieran calentamiento, en la siguiente forma:• Sobre segundos originales de los isométricos de líneas que requieran calentamiento se dibuja la geometría de la traza o trazas de vapor con sus respectivos lazos de expansión (LOOPS), trampas, accesorios, etc., indicando la procedencia desde el cabezal o sub-cabezal respectivo.• Cada isométrico debe contener su correspondiente listado de materiales e identificación propia e independiente del isométrico de proceso.

N.A.

339 eeLos dibujos típicos y estándares son relativos a los detalles en Ia ejecución de la Ingeniería, utilizados con el propósito

de evitar repetición de actividades bien definidas, posibles errores, pérdidas de tiempo y la uniformidad de lainformación.

1

340 efLas requisiones de materiales son el conjunto de documentos técnicos, comerciales y legales para adquisición de

equipos y materiales, los cuales determinan el alcance del suministro, condiciones generales y particulares que debecumplir un proveedor y/o fabricante.

1


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341 egEl resumen de materiales (material take off) normalmente se llevan a cabo tres clases de resúmenes de materiales de

tubería (take off) en diferentes fechas según los requerimientos que se presentan entre la prefabricación y la construcciónN.A.

342

• El Primer "take off" se lleva a cabo utilizando como base la distribución general de equipos, los diagramas de tuberíae instrumentos, los diagramas de tubería e instrumentos de servicios y los pianos de distribución de tubería principal.Los resúmenes de materiales que resulten de este 'primer "take off" permiten la compra de aproximadamente el 65% enpeso del material total de tubería requerido en el proyecto

N.A.

343• El segundo "take off" se lleva a cabo tomando como base la primera emisión de los. Planimétricos de tubería. El gradode seguridad de este "take off" es normalmente tal que permite la compra de aproximadamente el 85% en peso del totalde los materiales.

N.A.

344• El tercer "take off" se lleva a cabo cuando la mayoría de los isométricos y esquemas de tubería han sido terminadospermitiéndose así la ejecución del balance de materiales. Estos resúmenes son de uso interno.

1

345 ehLos empaques dentro de esta requisición se consideran, los empaques de asbesto, espirotálicos (Spirall wound), dobleenchaquetados (double jacketed) y empaques tipo anillo (ring Joint).

1

346 ei Los espárragos (stud bolt) y tornillos con cabeza (machine bolt). 1

347 ej Las trampas de vapor hacen referencia a las trampas de vapor y trampas para gases y líquidos. N.A.

348 ekLos filtros para tubería se refieren a los filtros temporales o permanentes, en líneas de succión de bombas y a los filtroslocalizados en líneas de proceso y servicios.

1

349 elEl aislamiento dentro de esta requisición se deben considerar los recubrimientos de tubería para conservación de calor,

conservación de frió y trazas de vapor (steam tracing).!

350 em Las láminas de aluminio es lo concerniente a las láminas de aluminio cara al cubrimiento del aislamiento N.A.

351 en

En las trampas de raspadores se pueden establecer tres tipos de requisiciones a saber:• Trampa de raspadores con tapa incluida.• Trampa de raspadores sin tapa.• Tapa de trampa.Se deben proveer, igualmente, con diseño para marranos inteligentes.

N.A.

352 eoLos hidrantes y monitores: se refieren a la requisición en la que se solicitan hidrantes, monitores, hidrante - monitor,

el cuerpo de estos, con sus respectivos accesorios, tales como bridas, válvulas, niples, tapones, etc.N.A.

353 epLos accesorios sistema contra incendio están consideradas dentro de ésta requisición, las boquillas rociadoras,

mangueras, tapones con rosca especial (Nycfdt), y todos los demás accesorios para sistemas de contra incendio nocontemplados aquí.

N.A.

354 eqLos accesorios de sistema espuma incluye las conexiones siamesas (para manguera), tapones con rosca especial:

(Nycfdt), accesorios especiales, cámaras de espuma, etc.N.A.

355 erLos soportes: dentro de esta requisición se incluyen todos los elementos constructivos que son usados para el montaje

de soportes, se subdivide en tres tipos de requisiciones:1

356• Soportes estándar - incluye Tubos, platinas, perfiles, tornillos, tuercas y laminas teflón y/o material para platinasdeslizantes.

1

357• Soportes especiales - incluye resortes constantes, resortes variables, tirantes y soportes especiales, estos soportesreferenciados aquí requieren la hoja de datos respectiva.

N.A.

358 • Elementos componentes - incluye tensores, abrazaderas, tornillos en "U", varillas roscadas, rodillos, etc N.A.

359 esLos revestimiento (Tubería enterrada): se refiere a los elementos usados para protección de tubería enterrada tales

como: tela asfáltica, revestimiento bituminoso, etc.1

360 et El aislamiento: bridas (protección catódica) corresponde al empaque y casquillos aislantes para bridas. 1

361 euLas variantes: en este aspecto se deben revisar todos los cálculos hechos previamente durante la ingeniería básica, con

el fin de verificar y ratificar: diámetro definitivo, espesor definitivo, longitud definitiva, longitud de cruces.1

362 ev Se obtendrán planos detallados de la variante con la ruta de tubería definida como optima, diagrama de proceso. 1

363 ew Se especificaran materiales y obras, se hará las emisiones para licitación de compras si así lo amerita (hojas de especificaciones, hojas de datos, junto con las especificaciones).

1

364 ex Los cruces de manera similar, se deben revisar todos los cálculos hechos previamente durante la ingeniería básica, con el fin de verificar y ratificar: diámetro definitivo, espesor definitivo, longitud definitiva, longitud de cruces.

N.A.

365 ey Igualmente, se obtendrán las especificaciones de válvulas y accesorios, tuberías, de recubrimiento y protección catódica.

N.A.


( SI = 1NO = N.A.)

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366 ez En el caso de cruces lanzados se especificara, adicionalmente, todo lo concerniente a lastre: tipo de lastre, espesor del lastre, procedimiento de soldadura.

N.A.

367 fa Para cruces aéreos se especificara asi mismo: suportación, procedimiento de soldadura. N.A.

368 fb Se obtendrán planos detallados de la variante con la ruta de tubería definida como optima, diagrama de proceso. N.A.

369 fcSe especificaran materiales y obras, se hará las emisiones para licitación de compras si así lo amerita (hojas de

especificaciones, hojas de datos, junto con las especificaciones).N.A.

370 fdLos cables y conduits constituyen el documento básico para preparar las requisiciones de materiales para compra de los

cables eléctricos de potencia y control y de la tubería conduit. Para su elaboración se utilizaran los procedimientosestablecidos en los formatos de ECOPETROL.

1

371 feLos accesorios conduit de fuerza constituye el documento básico para la elaboración de la correspondiente requisición

de Materiales. En él se representará el conteo de todos los accesorios conduit y elementos del sistema de fuerza comoestaciones de control, pulsadores, selectores, etc., clasificándolos adecuadamente.

1

372 ffLos accesorios-puesta a tierra constituye el documento clásico para preparar la correspondiente requisición de

materiales. Se elaborará con base en el procedimiento establecido por ECOPETROL en sus estándares de puertas atierra y en los dibujos planimétricos de Puerta a tierra que emitirá, el diseñador.

1

373 fgLos accesorios-alumbrado constituye el documento básico para preparar la requisición de Materiales para compra de

luminarias, proyectores, postes de alumbrado, etc. Su elaboración se basará en los dibujos Planimétricos del diseño y enlos estándares de ECOPETROL

1

374 fh

El calculo y el diseño es el conjunto de datos suministrados por la ingeniería básica que sirven de entrada para obtener,mediante cálculos manuales o programas de computador, el dimensionamiento de equipos, la información necesaria paraelaborar los planos y dibujos, los datos para hojas de especificaciones, los parámetros que permitan la selección deequipos y materiales y la definición desde el punto de vista estructural. Todo lo anterior conforma el documento"MEMORIAS DE CALCULO"

1

375 fi

En el análisis y resumen de cargas eléctricas; se debe realizar antes de elaborar el diagrama unifilar general se efectuarael análisis de carga con base en las características de todas las cargas eléctricas pertinentes (Criticidad, ciclo defuncionamiento, tipo de utilización, carga conectada, carga de operación normal, etc.). Para su elaboración se utilizara elformato de ECOPETROL correspondiente.

1

376 fjEl diagrama unifilar general constituye el documento básico para el desarrollo de la proyectación de la red eléctrica. En

él se destacan los equipos principales de la Planta debidamente codificados, tales como transformadores, tableros dedistribución primaria y secundaria, Centros de Control de motores, centros de consumo, etc.

1

377 fk

En los cálculos de corto circuito sirven, para verificar las características eléctricas y compatibilidad de los equiposexistentes de una Planta, con los nuevos a instalar, en cuantO a soporte térmico y dinámico de capacidad de cortocircuito, tales como transformadores, interruptores, tableros, cables, líneas, etc. Los resultados de este estudio puedenconducir a modificar el Diagrama Unifilar General, cambiar especificaciones de algunos equipos, comprar reactoreslimitadores de corriente, etc.

1

378 flEn el estudio de análisis de flujo de carga constituye una herramienta para el dimensionamiento de transformadores,cables, líneas, condensadores, barrajes, etc. Este estudio debe incluir la simulación de arranque de motores grandes.

N.A.

379 fmEn la coordinación de protecciones el diseñador presentará el estudio de coordinación selección de los diferentes

elementos de protección del sistema eléctrico, en forma gráfica anexando las curvas de operación de los relees,interruptores automáticos, fusibles, etc.

1

380 fn

El documento de calculo de cables y alimentadores es la base para la preparación de la "Lista de cables y Conduits “.En él se definirán las características de todos los cables eléctricos y los diámetros de los tubos conduit. El diseño se harácon base en las Planimetrías, recorrido, instalación, tipo de carga, etc. En esta fase sé especificarán los diferenteselementos que conforman los circuitos alimentadores como: transformadores de corriente, interruptores, fusibles, redes,etc

1

381 foEl dimensionamiento de equipos es fase el diseñador hará los cálculos pertinentes para dimensionar y especificar losequipos principales, tales como: Transformadores, Reactores, Bancos de Baterías, Cargadores, UPS, etc. En casosparticulares donde se requiera mejorar el factor de potencia, dimensionará los bancos de condensadores.

1


( SI = 1NO = N.A.)

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382 fpEn los sistemas de alumbrado el diseñador presentará las memorias de calculo correspondientes a todos los sistemas de

alumbrado considerados en el proyecto tales como: Público, interior, exterior, de emergencia, etc.1

383 fqPuesta a tierra consiste en calcular las mallas de puesta a tierra de las diferentes áreas del proyecto para obtener los

valores máximos de resistencia admitidos por las normas internacionales1

384 fr

En la actividad de los sistemas de control corresponde a la definición y diseño especifico del control de todos y cada uno de los equipos de Potencia como motobombas, compresores, ventiladores, transformadores, etc. En su preparaciónparticipan conjuntamente las especialidades de Proceso, Instrumentación y Eléctrica. Es el documento básico para lapreparación de los "Diagramas esquemáticos dé control

N.A.

385 fsLos sistemas de D.C., corresponde al dimensionamiento y especificación de los bancos de baterías, Cargadores, tablerosde distribución y protección de los sistemas de corriente continua requeridos para el proyecto

1

386 ftlas líneas aéreas requiere solamente en casos particulares y consiste en el diseño completo desde el levantamiento

topográfico, trazado y estudio de alternativas, hasta el diseño detallado, cálculos y especificaciones para compra decables, materiales y postes o torres pertinentes.

1

387 fuLa protección catódica se refiere al estudio, cálculo y especificación de compra de los sistemas de Protección catódica

contra la corrosión de tuberías, tanques, tambores y equipos metálicos que lo requieran.N.A.

388 fvEn los presupuestos todas y cada una de las requisiciones de materiales deben incluir el presupuesto correspondiente.Este valor debe estar dentro de un margen de error máximo de ±10%. Aquí deben efectuarse todos los cálculosnecesarios para poder conformar el presupuesto.

1

389 fw

Los planos y dibujos es la representación gráfica de la información primaria y la obtenida durante el cálculo y diseño,mostrando a través de localizaciones, flujos, esquemas, diagramas, distribuciones, arreglos, áreas, zonas, equipos,plantas, elevaciones, detalles, planímetros, isometrías, típicos, estructurales, instalaciones y edificaciones los diferentesaccidentes y características especiales requeridos para la construcción y adquisición de equipos y materiales.

1

390 fxEl plano maestro eléctrico sólo se requiere en proyectos grandes donde es preciso dividir el área por zonas y hacerplanos detallados, para cada zona. Para su elaboración se usará el plano maestro preparado por Ingeniería de Tubería.

N.A.

391 fy

La clasificación de áreas se identifica planimétricamente la localización y extensión de las áreas peligrosas de la Planta,indicando los diversos grados de peligro de cada zona, lo mismo que la naturaleza de gases y vapores presentes ypeligrosos. Se debe dibujar utilizando el dibujo de Planimetría general (PLOT PLAN) preparado por la especialidad de"Tubería".

1

392 fz

El plano de diagrama unifilar general constituye el documento básico para el desarrollo de la proyectación de la redeléctrica. Para su preparación se debe tener en cuenta lo dicho en el numeral 2.2, los criterios del cliente y unconocimiento completo de la red eléctrica existente a la cual se conectará el nuevo sistema. Como herramientas para sudiseño se necesitan los siguientes documentos:

1

393 • Especificaciones del Proyecto (Job Specifications) 1

394 • Especificaciones generales del Cliente 1

395• Especificaciones de la Empresa de Energía Eléctrica de la localidad. (En caso donde se requiera conexiones externas ala red de ECOPETROL)

1

396 • Resumen de Cargas eléctricas 1

397 • Análisis de Cargas eléctricas 1

398 • Planimetrías 1

399 • Clasificación de áreas 1

400 • Estudio de corto circuito y análisis de flujos de carga. N.A.

401 • Estudio de coordinación de Protecciones 1

402 ga Los documentos de diagramas esquemáticos de control son substancialmente planos funcionales que sirven para: 1

403• Constituir el documento fundamental para la fabricación de los tableros, suministrando las exigencias funcionales yenclavamientos.

1

404• Definir, con la participación de los grupos de Proceso, Instrumentación, Mecánica, Eléctrico y operaciones; las formas,de operación de todos y cada uno de los motores que accionan bombas, compresores, etc. y de algunos equiposespeciales.

1

405 gb

Las secciones de los bancos de ductos constituyen el complemento del plano anterior: (3.6) "Planimetría de CablesSubterráneos". En él se detallan todos y cada uno de los cortes de los Bancos de Ductos, de manera que contenga lainformación suficiente y adecuada para la fase de construcción, tal como dimensiones de los cortes, diámetros eidentificación de los tubos conduit y cables de acuerdo a la "Lista de Cables y Conduits" profundidad de instalación, etc

1


( SI = 1NO = N.A.)

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406 gcDentro del documento de Planimetría de Puesta a Tierra pueden resultar uno o varios planos, dependiendo de lamagnitud y alcance del proyecto, por ejemplo: Sistema general de Puesta a Tierra, Sistema de Puesta a Tierra deSubestaciones, Puesta a Tierra de cuartos de control y/o cómputo, etc.

1

407 gd

Los planos de recorrido de cables en subestaciones muestran el detalle de llegada de los cables a los tableros. Cuando lasubestación tiene sótano de cables, se indica el recorrido y detalles de las bandejas portacables. Cuando la llegada de lostubos conduit es directamente debajo de los tableros, se indicara el recorrido y la localización exacta en que sale a lasuperficie cada tubo. En estos documentos también se dibujan todas las interconexiones entre tableros, transformadores,bancos de baterías, cargadores UPS, etc. Normalmente estos planos incluyen también los detalles de puesta en tierra detodos los equipos de la subestación y la localización exacta de los mismos

1

408 ge

El dibujo de localización de equipos en edificios se refiere a los casos no contemplados en el numeral anterior, comocasas de bombas, salas de compresores, cuartos de control, etc. que requieren de una planimetría y detalles delocalización, anclaje, puesta a tierra y alimentación de los equipos, más no el grado de Información que precisa unasubestación eléctrica.

N.A.

409 gfEl documento de recorrido de circuitos aéreos constituye la base para el diseño, especificación y compra de ductos debarras, así como de los cables, la tubería conduit y accesorios requeridos en recorridos aéreos (Aboveground). Debeincluir detalles de montaje en vistas planimétricas, isométricas y elevaciones, según sea el caso

1

410 ggLos planos de planimetría y detalles de alumbrado constituyen la base para la cuantificación y selección de lasluminarias, proyectores, accesorios conduit, tubería y elementos de montaje, transformadores de alumbrado, cables, etc

1

411 ghLos detalles de montaje se refieren a los "Estándares de Montaje de ECOPETROL para Alumbrado, Potencia v Puesta aTierra". En los casos en donde no exista un estándar especifico, el diseñador debe elaborar el diseño correspondientesiguiendo "las mismas pautas y criterios de los estándares de ECOPETROL

1

412 gi

Los planos de puntos de halado son básicos para el tendido de cables en campo y para la cuantificación y selección delas cajas de halado y sus accesorios de instalación. Deben mostrar en forma planimétrica todas las llegadas y salidas delos conduits a cada caja con códigos de identificación en las cajas y en los conduits. El arreglo definitivo de cada puntode halado estará libre de interferencias entre tubos que puedan obstaculizar su construcción. Estos dibujos soncomplementarios de la Planimetría de Cables Subterráneos y estarán de acuerdo con la "Lista de Cables y Conduits".

N.A.

413 gjLos documentos de diagramas de alambrado y conexionado constituyen la base para el trabajo de alumbrado en campodurante la fase del montaje Electro-Mecánico. De su exactitud depende la correcta operación del sistema eléctrico

1

414 gk

Los planos de las lineas aereas son ocasionales dentro del contexto de proyectos de ECOPETROL. Cuando se solicitan,se entiende como alcance de este numeral, todos los dibujos que genere el diseño detallado de una línea de transmisión odistribución aérea, tales como: levantamientos topográficos, trazados, perfiles, diseño de postes o torres, puesta a tierra,selección de conductores, aisladores y herrajes, tabulados, etc.

N.A.

415 glLos típicos y estándares son dibujos relativos a los detalles en la ejecución de la Ingeniería, utilizados con el propósitode evitar repetición de actividades bien definidas, posibles errores, pérdidas de tiempo y la uniformidad de lainformación.

N.A.

416 gm

La revision y emision de especificaciones tecnicas de equipos y materiales electricos el contratista deberá revisar lasespecificaciones técnicas de los equipos que vienen de la fase de ingeniería básica, ajustándolas a las modificacionesque se requieran. Igualmente deberá realizar las especificaciones técnicas para la totalidad de equipos y materialesrequeridos en la etapa de construcción y montaje. Estas especificaciones harán parte de las requisiciones de materiales.

N.A.

417 gnLas requisiciones de materiales es el conjunto de documentos técnicos, comerciales y legales para adquisición deequipos y materiales, los cuales determinan el alcance del suministro, condiciones generales y particulares que debecumplir un proveedor y/o fabricante.

N.A.

418 goLos tableros de media tension se refiere a tableros con niveles de aislamiento mayores a 600 V.A.C. y de operaciónmayores a 480 V.

N.A.

419 gpLos tableros de baja tensión se refiere a tableros con niveles de aislamiento hasta 600 V.A.C. y de operación hasta 480V.A.C,

N.A.

420 gqLos tableros especiales se refiere a tableros de características especiales que por su naturaleza requieren un diseño yfabricación particular y no puedan incluirse dentro de las requisiciones

N.A.

421 grLos transformadores se refiere al dimensionamiento y especificaciones para compra de toda clase de transformadoreseléctricos

N.A.


( SI = 1NO = N.A.)

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422 gs

Los reactores limitadores de corriente se prepara solamente en casos especiales dependiendo de los resultados delestudio de corto circuito. Se refiere al dimensionamiento y especificaciones para compra de cualquier tipo de reactorlimitador de las corrientes de corto circuito teniendo en cuenta los parámetros necesarios para dar protección al sistemaeléctrico existente y a los equipos nuevos que se van a instalar.

N.A.

423 gt

Los cables eléctricos se refiere a la agrupación, selección y especificaciones para compra de todos los cables eléctricosdel proyecto. Generalmente se emite una sola requisición por todos los cables, considerando una o varias emisiones(Take-off) a lo largo del desarrollo del proyecto, dependiendo de la magnitud de este. Sin embargo, en algunos casos esnecesario emitir varias requisiciones por factores de tiempo o por tratarse de cables especiales que no se fabrican en elpaís.

N.A.

424 guLas tuberías conduit se refiere a la agrupación, selección y especificaciones para compra de toda la tubería conduit. Enla selección y especificación se debe tener muy en cuenta la clasificación de áreas de la Planta, en especial para definirla rigurosidad de las pruebas. No se aceptan tuberías de plástico ni de aluminio.

N.A.

425 gvLos accesorios conduit y de fuerza se refiere a todos los accesorios requeridos para la correcta instalación de la tuberíaconduit en los circuitos aéreos y subterráneos de Potencia, Control y Alumbrado, tales como: Conduletas, uniones, 'codos, acoples, cajas de empalme, sellos, conduits flexibles, etc

N.A.

426 gwLos accesorios de puesta a tierra se refiere a todos los accesorios requeridos para la construcción de la malla de Puesta aTierra, de los ramales aéreos y para la conexión de todos los equipos. En esta requisición no se incluyen los cables, loscuales se comprarán en la requisición de CABLES ELÉCTRICOS.

N.A.

427 gx

Los accesorios de alumbrado se refiere a la selección y especificaciones para la compra de todos los elementos dealumbrado tales como proyectores, luminarias fluorescentes, luminarias Industriales, lámparas de seguridad, etc. Se debetener en cuenta la Clasificación de áreas de la Planta para definir las características de hermeticidad y construcción deestos elementos.

N.A.

428 gyLas bandejas portacables se refiere al diseño y especificaciones de las bandejas portacables requeridas en instalacionesaéreas, recorridos en subestaciones con sótano de cables, en cajas de halado subterráneas (Manholes), etc.

N.A.

429 gzLos ductos de barras se refiere al diseño y especificación de los ductos de barras de media y baja tensión requeridos paraconexión de: Transformadores a tableros, Tableros a tableros, Reactores a tableros, Etc.

N.A.

430 haLos sistemas de D.C. se refiere a SISTEMAS DE CORRIENTE CONTINUA (125V-48V-24V-12V, Etc.) requeridaspara el control de los tableros de media tensión, alimentación de otros sistemas, comunicaciones, equipos de cómputo,alumbrado de emergencia (en algunos casos), etc.

N.A.

431 hbLos sistemas UPS Esta requisición se refiere al diseño y especificaciones para compra de "SISTEMAS NOINTERRUMPIDOS DE POTENCIA", los cuales se requieren cuando existen cargas criticas como computadores.Instrumentos de Control y medida especiales, otros.

N.A.

432 hcLos sistemas de comunicación pueden resultar varios pedidos diferentes dependiendo del tipo de sistema.Se incluyenentre otros: Sistemas Telefónicos, Sistemas de Radio, Sistemas "SOUND POWERED", Etc.

N.A.

433 hdEl diseñador debe estudiar completamente al alcance del sistema requerido y preparar la correspondiente requisiciónpara compra, incluyendo diagramas, fuentes de alimentación disponibles o requeridas y características del equipo.

N.A.

434 heLos elementos de control y protección se refiere a la compra de accesorios sueltos de control, protección y/o mandocuando no se incluyeron en tableros o se requieren para la ampliación o remodelación de un sistema existente, oaparecen durante el desarrollo del proyecto como elementos necesarios

N.A.

435 hf

El diseñador deberá conocer perfectamente el sistema donde se va a utilizar cada elemento, de manera que laespecificación sea adecuada a las necesidades y correcta operación. Normalmente es necesario preparar planos deconexionado (Esquemáticos de Control) que muestren sobre un circuito existente, la parte nueva y la parte adesmantelar, en dos colores (V.gr. Rojo - Verde)

N.A.

436 hgDentro de los postes, torres y accesorios se consideran varios tipos de requisiciones, debido a diferentes fabricantes portratarse de equipos de distinta naturaleza. Sin embargo todas se refieren al mismo tema: Líneas aéreas".

N.A.

437 hhLos sistemas de supervisión y control se refiere al diseño y especificaciones para compra de los equipos supervisorios decontrol y adquisición de datos: (SCADA).

N.A.

438 hi

Los bancos de condensadores se requiere esporádicamente, dependiendo de los resultados que arrojen los estudios deFlujo de Carga, y "Factor de Potencia". Para su preparación el diseñador debe conocer perfectamente el sistema ydefinir los sitios de instalación. La requisición incluirá los bancos de condensadores necesarios junto con todos susaccesorios para montaje y conexión

N.A.

439 hj

En el documento de instrumentación debe contener todos los lazos de control y medición con su respectivaIDENTIFICACIÓN (TAS), indicando el servicio para cada, lazo e incluyendo para cada componente del mismo, losnúmeros de identificación de los siguientes documentos: Requisición, Hoja de Especificación, Diagrama, P & I, típicode montaje. Diagrama de lazo, Planimétrico de Tubería, Diagrama de Protección e Interbloqueo, Diagrama Ruta deCables y Localización de Instrumentos de Campo y de la Línea y equipo en que va instalado

1

440 hkEn la lista de cables y conduits debe incluir todos los conduit y cables con la siguiente información:• Para conduits el diámetro, longitud y puntos de interconexión.• Para los cables el calibre, longitud, números de cables, puntos de conexión e identificación.

1


( SI = 1NO = N.A.)

VAL IDADO





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441 hl

Los materiales para típicos de montaje se basa en los Típicos de Montaje e Instalación de Suministro y debe contenertodo el material necesario para conectar cada instrumento al proceso e instalarle el aire de suministro, cuando serequiere. En el listado debe incluirse el número del típico, las especificaciones de cada material, cantidades por cadarenglón en el típico y los totales.

1

442 hmLos materiales para lazos de control se desarrolla en la base de los diagramas de lazo y en el se indica todo el materialnecesario para interconectar los diferentes elementos componentes del mismo. En el listado debe incluirse el número deldiagrama, cantidades, especificación del material y el total por cada renglón.

1

443 hn

El calculo y el diseño es el conjunto de datos suministrados por la ingeniería básica que sirven de entrada para obtener,mediante cálculos manuales o programas de computador, el dimensionamiento de equipos, la información necesaria paraelaborar los planos y dibujos, los datos para hojas de especificaciones, los parámetros que permitan la selección deequipos y materiales y la definición desde el punto de vista estructural, todo lo cual conforma el documento"MEMORIAS DE CALCULO".

1

444 ho

Para desarrollar los cálculos de los elementos primarios de flujo es indispensable disponer de todos los elementos deproceso para la corriente que va a medir. Estos datos incluyen los máximos, normales y mínimos para rata de flujo,presión, temperatura y gravedad especifica; también incluyen diámetros internos de la tubería y tipos de toma. Susresultados y datos deben incluirse en la hoja de especificación anexa a la requisición, para cada uno de los elementosprimarios a utilizar en el proyecto, además con ellos se determina el rango para los medidores de flujo.

N.A.

445 hp

Con el objeto de completar la hoja de especificaciones y entregar a la ingeniería de tubería datos reales, es necesariocalcular todas las válvulas de control que se utilizan en el proyecto. Para realizar estos cálculos se necesita la siguienteinformación sobre el fluido manejado: Máximo, mínimo, normal para ratas de flujo, presiones de operación, caídas depresión, temperatura, gravedad específica, presión de vapor, presión critica, con los resultados de estos cálculo sepueden identificar una serie de problemas, que se presentan, como son: niveles altos de ruido, cavitación y evaporacióninstantánea, los cuales pueden ser eliminados o minimizados por medio de algunos accesorios, los cuales podrán seradquiridos en la requisición correspondiente.

1

446 hqA través de datos de operación como presión, punto de disparo, rata de flujo a relevar y contrapresión se del orificio,tamaño de las entradas y salidas, datos que deben incluirse en las hojas de especificación anexas a la respectivarequisición de material

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447 hrPor medio de información recibida de los fabricantes de los equipos se determina el total de la carga eléctrica quenecesita la instrumentación para su correcta operación. Estos datos son muy necesarios para que la Ingeniería Eléctricaestablezca las necesidades para el proyecto.

1

448 hs

El cálculo de calor liberado se debe establecer para toda instrumentación electrónica y/o eléctrica que sea localizada enel cuarto de Control principal y/o en auxiliares y que utilicen aire acondicionado, ya que sirven para determinar lacantidad de calor que deba manejar estos sistemas. La información para estos cálculos es suministrada por losvendedores de la instrumentación.

N.A.

449 ht

El sistema de control, antes de generar las especificaciones para compra de estos sistemas, especialmente cuando se usanlos Sistemas Distribuidos, es necesario definir con claridad la arquitectura, localización, niveles de seguridad deoperación y el medio ambiente en que van a operar, para describir exactamente estos requerimientos en lasespecificaciones para compra.

N.A.

450 hu

La revision y emision de especificaciones tecnicas de equipos y materiales para instrumentacion y control, para poderdesarrollar esta actividad es necesaria la siguiente información: Datos operacionales específicos los cuales ya a trabajarel instrumento, características del fluido, clase de tuberías y memorias de cálculo del instrumento. Con la informaciónanterior se establece los materiales, rangos, pautas de calibración y accesorios necesarios para garantizar la correctaoperación del equipo.

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451 hvLos presupuestos de todas y cada una de las requisiciones de material deben incluir el presupuesto correspondiente. Estevalor debe estar dentro de un margen de error máximo de ±10%. Aquí deben efectuarse todos los cálculos necesariospara poder conformar el presupuesto.

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452 hw

Los planos y dibujos es la representación gráfica de la información primaria y la obtenida durante el cálculo y diseño,mostrando a través de localizaciones, flujos, esquemas, diagramas, distribuciones, arreglos, áreas, zonas, equipos,plantas, elevaciones, detalles, planimetrías, isometrías, típicos, estructuras, instalaciones y edificaciones los distintosaccidentes y características especiales requeridos para la construcción y adquisición de equipos y materiales.

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453 hxLos diagramas de los tableros de control deben ser desarrollados para cada uno de los tipos de tableros a utilizar en elproyecto, como son: Tablero principal, Tableros locales, Consolas, Gabinetes para equipo auxiliar y de conexionado(terminales de llegada).

1

454 hyEl plano de semigrafico debe incluir el diagrama de proceso de la unidad, incluyendo equipos y líneas principales contoda su instrumentación de manera estática, excepto las alarmas las cuales mostrarán, con luces rojas, la condiciónanormal del proceso.

1

455 hzEl diagrama de la distribución equipos cuarto control será desarrollado, sobre el plano de planta del cuarto de control,conteniendo la localización real de todos los módulos que contienen los elementos compositivos del sistema de control ysus sistemas auxiliares.

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( SI = 1NO = N.A.)

VAL IDADO





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456 iaEn cuando al proyecto que contempla el uso de instrumentación neumática y electrónica es necesario generar undiagrama para cada tipo.

N.A.

457 ibSe debe desarrollar para cada una de las cajas de interconexión neumáticas o eléctricas, un diagrama de distribuciónidentificando el punto de entrada y salida para cada señal, lo mismo que el número del poli cable o poli tubo

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458 ic

En los diagramas de lazos de control se indica la forma en que van interconectados los diferentes componentes de unlazo, con su respectiva ubicación, ya sea, campo, gabinete, frente y/o parte posterior del tablero de control. En esteplano se consigna la identificación del lazo, del cable , que conecta la caja de interconexión y el tablero de control, lacaja de interconexión y el material utilizado.

1

459 idLos diagramas que indican los típicos de montaje de manera que cada instrumento va soportado y conectado al proceso,por lo cual solo incluirá la instrumentación de campo, identificando con un número cada uno de los materiales a utilizar.

1

460 ieEn los diagramas de interbloqueo y protecciones se incluirá, toda la lógica de control para la protección y enclavamientode bombas, compresores y secciones de proceso. Deben ser presentados en forma de diagramas tipo escalera (ladder) oen lógica de compuertas.

N.A.

461 ifEn los diagramas típicos de instalación de suministro indicaran la forma en que se conectarán los suministros de energía(aire y/o eléctrico) a cada uno de los tipos de instrumentos utilizados en el proyecto.

1

462 igEl diagrama unificar suministro energía debe indicar a que circuito de los asignados a la instrumentación va conectadocada uno de los equipos que requieren suministro eléctrico.

1

463 ihLos típicos y estándares son dibujos relativos a los detalles en la ejecución de la ingeniería, utilizados con el propósitode evitar repeticiones de actividades bien definidas, posibles errores, perdidas de tiempo y la uniformidad de lainformación.

1

464 iiLas requisiciones de materiales es el conjunto de documentos técnicos, comerciales y legales para adquisición deequipos y materiales, los cuales determinan el alcance del suministro, condiciones generales y particulares que debecumplir un proveedor y/o fabricante.

N.A.

465 ijEn los instrumentos de tablero se debe solicitar los registradores e indicadores dedicados, controladores, estacionesauxiliares que van instalados en los tableros de control tales como: principal, locales y gabinetes auxiliares

1

466 ik

En el sistema de control distribuido se debe solicitar todos los elementos compositivos de un Sistema de ControlDistribuido, tales como: Dispositivos de entrada y salida, control, adquisición de datos, procesadores principales,terminales de video, consolas, almacenamiento masivo de información, anunciadores de alarma, teclados, redes decomunicación y periféricos tales como impresoras y video-copiadoras. Además se incluiré, el suministró de fuentes in-interrumpidas de potencia (UPS) y todos los programas (software) necesarios.

1

467 ilEn los instrumentos de presión se debe solicitar todos los medidores de presión manométrica, absoluta y vació; presióndiferencial para flujo y nivel, ya sean transmisores y/o indicadores y controladores locales.

1

468 im

Al desarrollar las hojas de especificación se establece la cantidad y tipo de elementos para medir flujo, lo cual puedegenerar las siguientes requisiciones:• Platinas de Orificio• Tubos Venturi y/o toberas de flujo• Tubos pitot y/o Annubar• Medidores por desplazamiento positivo y/o Turbinas• Medidores Ultrasónicos• Rotametros• Masa

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469 in

Para los instrumentos de temperatura debe tener en cuenta los diferentes tipos de sensores v elementos para medirtemperatura que existen en una planta y que los fabricantes son diferentes es necesario hacer una requisición por cadauno de los siguientes tipos:• Termopares y Termopozos• Termómetros Bimetálicos y/o mercurio y termopozo• Termo-resistencia• (RTD) y Termopozos• Transmisores• Sistemas Termales de Llenado

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470 io

De acuerdo a los instrumentos de nivel vasija las características y la tecnología utilizada en la fabricación de losinstrumentos de nivel, se pueden en un proyecto presentar las siguientes requisiciones:• Desplazador• Flotador• Radioactivo y/o capacitivo

N.A.

471 ipPara los manómetros se deben generar dos requisiciones, según las necesidades del proyecto:• Tubo Bourdon incluyendo medición directa y receptares.• Indicadores de tubo inclinado y/o en U.

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( SI = 1NO = N.A.)

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472 iqLos interruptores de alarma y disparo es la requisición con la cual se adquieren todos los interruptores (switches) deproceso para alarma, y disparo. En ella debe incluirse interruptores de presión, flujo, nivel y temperatura y losreceptores ya sean para señal de 3-15 psig y/o 4-20 ma

N.A.

473 irCon los sistemas de protección e interbloqueo se adquieren los sistemas de protección e interbloqueo de cualquier tipo,ya sean: "relays” electro-mecánicos o Controladores lógicos Programables (PLC). Con los PLC se deben incluir todoslos accesorios tales como tarjetas de entrada y salida y periféricos.

N.A.

474 is

Los instrumentos de nivel tanques para nivel de TKS, se deben incluir todos los equipos y elementos necesarios paraesta medición, los tipos:• Medidores de nivel (Tank Gauge) locales y/o transmisores.• Sistema Telemétrico incluyendo transmisores digitales, comunicadores, interfases, terminales y periféricos comoimpresoras, además los programas (software) necesarios.

N.A.

475 it

Los analizadores desarrollarán una requisición para cada uno de los siguientes tipos de analizadores, y/o elementos parahacer análisis.• Oxigeno, monóxido de carbono, bióxido de carbono,• Cromatógrafos• Densitómetros• BS & W• Humedad• Calorímetros• Cupones de corrosión• Toma muestras automáticos.

1

476 iuTodos los anunciadores de alarma a utilizar en el proyecto deben incluirse en esta requisición, presentando una hoja deespecificación por cada uno de ellos.

N.A.

477 ivEn esta requisición se solicitarán los registradores, indicadores tanto analógicos como digitales que tengan más de cuatro (4) puntos de entrada.

N.A.

478 iwPara la compra de válvulas de control solamente se requiere presentar una sola requisición Que incluya todas lasválvulas de control para sistemas regulatorios abiertos / cerrados, auto-controladas y reguladores. Los tipos, tamaños yrequerimientos se establecen al desarrollar los cálculos v son incluidos en la hoja de especificaciones.

1

479 ixEs la requisición con la que compran todas las válvulas de seguridad, relevo y termo estéticas necesarias para elproyecto, de acuerdo con las hojas de especificación desarrollada para cada una de ellas.

1

480 iyCon esta requisición se adquieren todas las válvulas de presión y vació para los Tanques y los accesorios como atrapallamas y boquillas para medición por cinta, de acuerdo con las especificaciones establecidas.

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481 izLas válvulas solenoides es desarrollada teniendo en base los diagramas de interbloqueo y protección, e indicando todoslos tipos de válvula solenoide necesarios en el proyecto.

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482 jaEn los tableros de control se solicitan todos los tipos de tableros a utilizar en el proyecto como son: principales, locales,auxiliares, consolas .-y gabinetes. Además de las hojas de especificación deben de incluirse todos los dibujos queestablezcan el diseco de los tableros y gabinetes.

N.A.

483 jb

Las cajas de interconexión para cada tipo de este equipo es necesario desarrollar una requisición así:• Cajas neumáticas• Cajas eléctricas• Cajas de paso, derivación y halado

N.A.

484 jc

Para los cables para instrumentos hay que tener en cuenta que los cables para alimentación y transmisión de seriales sonde fabricación nacional se deben generar dos requisiciones así:• Para Alimentación y Señales (local)• Extensión para Termopares (importación)

1

485 jd

El conduit y los accesorios para poder codificar este material es necesario desarrollar una requisición para cada uno delos siguientes materiales;• Conduit• Accesorios para Conduit

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486 jePara la compra de tubería flexible y accesorios se deben hacer dos requisiciones así:• Tubería Flexible (Tubing).• Accesorios para Tubería Flexible

1

487 jf

Para la tubería y los accesorios hay que tener en cuenta el listado Materiales para Típicos de Montaje, que determina eltipo de material y la clase, y al no haber un solo proveedor para todos los tipos se hace necesario generar las siguientesrequisiciones:• Tubería• Bridas• Válvulas• Accesorios como Te, Uniones, Codos, etc.

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( SI = 1NO = N.A.)

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488 jgSe debe incluir en las bandejas portacables toda la bandeja a utilizar y sus accesorios como: tapas, tornillos, uniones ySuportes.

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489 jh Es necesario en esta requisición incluir los calibradores y sus accesorios como son; válvulas, interruptores y motores. 1

490 jiEn el sistema de supervisión y medición se debe incluir todos los componentes del sistema como son: Computadores deflujo dedicados, Probadores (provers), procesador supervisorio, controlador lógico programable, almacenamiento dedatos, impresoras, interfases, comunicaciones, los programas (software) necesarios.

1

491 jj Esta requisición incluye todos los brazos de llenado y los accesorios necesarios para su correcta operación. 1

492 jkCon esta requisición se compran todos los indicadores de paso de raspadores definiendo si son: unidireccionales ybidireccionales con indicación local y/o transmisión.

N.A.

493 jl

Para ejecutar el estudio de la evaluacion tecnica-economia de ofertas se deben desarrollar las siguientes etapas:• Recopilación de Información• Tabulados• Aclaraciones al proveedor• Recomendaciones de adjudicación• Aprobación de Interventoría• Revisión para orden de Compra• Informe

N.A.

494 jm

Para iniciar el estudio de la recopilación de información es necesario disponer de la siguiente información:• Requisición de Materiales con todos sus anexos• Todas las ofertas presentadas incluyendo especificad' de los fabricantes y catálogos.• Códigos, Normas y Estándares aplicables al material a comprar.• Formatos para tabulados (Técnico y Comercial).

N.A.

495 jnDesarrollar un tabulado Técnico que contenga las especificaciones que debe cumplir cada uno de los renglonessolicitados, que indique para cada oferta si cumple o no especificaciones

N.A.

496 joPreparar un tabulado económico indicando los precios para cada renglón, para cada una de las ofertas incluyendo lasalternativas.

N.A.

497 jp Estos tabulados deben incluir las cantidades solicitadas y las ofrecidas. N.A.

498 jqLos tabulados técnicos y económicos definen la necesidad o no de hacer aclaraciones a los proponentes, los cualesdeben ser solicitadas por escrito, así mismo la respuesta debe llegar en igual forma.

N.A.

499 jr

La recomendación de adjudicación origina un tabulado general (Técnico, económico y comercial) que debe incluir comomínimo la siguiente información para cada oferta: • Número del Pedido • Número del API • Proveedores Invitados acotizar • Cuales cotizaron y cuales no • Renglones solicitados y cotizados • Si cumple o no especificaciones • Validez •Precios fijos o variables • Marca o fabricante • País de origen de los materiales • Sitio de entrega de los materiales •Forma de pago • Valor FOB / CIF

N.A.

500 js Se debe indicar la recomendación de adjudicación ya sea a uno solo o a varios proponentes, incluyendo costos. N.A.

501 jtDespués de definir la recomendación de adjudicación debe prepararse una carta de presentación anexando todos lostabulados preparados, solicitud y respuesta a aclaraciones con el proyecto.

N.A.

502 juLa carta de presentación debe contener como mínimo la siguiente información: • Destinatario • No. Pedido •MaterialSolicitado • Proyecto • Firmas Invitadas • Firmas que Cotizaron • Aclaraciones Técnicas •Recomendación • Sitio deEntrega • Valor • Validez de la Oferta • Plazo de entrega • Tipo de Precios • Forma de Pago.

N.A.

503 jvLa carta de presentación y toda su documentación anexa, debe ser revisada y aprobada por la Interventoría técnica, paracontinuar con los trámites de compra.

N.A.

504 jwEl último paso de la Evaluación Técnica de ofertas es la revisión para Orden de la Requisición de material. En estarevisión se actualiza toda la información contenida en la requisición como: Cantidades, especificaciones generales,hojas de especificación de acuerdo a los materiales y/o equipos adquiridos.

N.A.

505 jxEl informe después de ejecutado completamente el estudio de Evaluación Técnico - Económico, es necesario presentarun informe general que indique, todos las labores desarrolladas y cuando y en que forma fueron ejecutadas

N.A.

506 jy

Planos proveedores : la información requerida para la revisión de los diseños y documentos de los equipos es lasiguiente:• La oferta, anexos y comunicaciones de aclaración• Requisición de material revisada para orden de compra.• Orden de compra y sus aneaos

N.A.

507 jzLa revisión y los comentarios comprende el estudio de la información antes mencionada para efecto de la revisión a ladocumentación suministrada por el proveedor de acuerdo a lo solicitado en el formato "Documentos Requeridos" quefue emitido adjunto a la requisición.

N.A.


( SI = 1NO = N.A.)

VAL IDADO





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508 kaLas revisiones y comentarios deben entregarse por escrito adjuntando copias de los dibujos y documentos al proveedorpara que sean tenidos en cuenta e incluidos antes de que los planos y dibujos sean emitidos para fabricación.

N.A.

509 kbEl contratista mantendrá en sus archivos original o reproducibles de toda la información certificada para laconformación de los libros mecánicos.

1

510 kcEs necesario disponer de todos los planos v dibujos correspondientes al diseño inicial en los asuntos, detalles,numeración, datos técnicos, etc., que no fueron terminados.

N.A.

511 kd

Se debe disponer de toda la información contenida en otros documentos de los ya vistos diferentes a planos y dibujos,como son: especificaciones, requisiciones, listados, etc., que han sido emitidos con anterioridad y que en algún casopueden ser causantes de los pendientes. En este momento los fabricantes también han hecho sus ajustes finales yentonces emitirán planos certificados con última revisión

N.A.

512 keUna vez conseguida la información anterior sobre dibujos y documentos, es necesario hacer un chequeo y comparacióndocumento por documento y plano por plano, buscando los "pendientes" para cambiar la información, datos, etc., yeliminar así dicho pendiente, se deberá actualizar la revisión con la-respectiva anotación en el documento y/o plano

N.A.

513 kfLa Interventoría procederá a revisar la información antes mencionada, en forma detenida con el ánimo de emitircomentarios pertinentes ya que estos pueden originar otros cambios o bien dar un Vo.Bo. y corroborar los efectuados,acción esta que genera la aceptación final de planos, dibujos y documentos.

1

514 kgPor último se deberá emitir un informe pormenorizado de toda la labor realizada, destacando los procedimientos,relación de documentos, planos y dibujos utilizados, así como el estado "revisión" en que se encuentran aquellos quefueron modificados, actualizados o reemplazados si fuere el caso

1

515 kh

El listado de las actividades y cantidades a contratar se elabora con base en los planos, estándares y especificaciones deconstrucción, generados durante, el Diseño. Las especificaciones son muy importantes ya que constituyen unaherramienta valiosa para el desarrollo de éste, porque determinan el alcance en cuanto al suministro de los materiales y alas normas que deben cumplir para poder ser aceptados. Seguidamente se determinan las cantidades que se requierenpara cada una de las actividades, según las unidades de medida fijadas en las especificaciones de construcción.

1

516 ki

El análisis de precios unitarios se debe efectuar a cada una de las actividades listadas. Los valores resultantes estándeterminados por las condiciones establecidas en las especificaciones de construcción en cuanto a materiales, equipos ymano de obra e igualmente por los rendimientos esperados y porcentajes aplicados a los costos indirectos deadministración, imprevistos y utilidades (A.I.U). Concluidos estos análisis de precios se les fija a cada una de lasactividades el valor unitario correspondiente con lo cual se puede calcular los valores parciales.

1

517 kjEl presupuesto es básicamente la sumatoria de todos los valores parciales, anteriormente calculados y que nos da unaidea bastante aproximada del costo global de la obra a contratar.

1

518 kkEl informe final de este capítulo es la entrega de todos los listados de actividades por especialidad con sus respectivascantidades y otros listados por separado que incluyan adicionalmente a lo anterior, los valores unitarios, parciales yanexados a éstos los análisis de precios unitarios. Finalmente una carta correspondiente al presupuesto global.

1

519 klEn las especificaciones de construccion y montaje se debe definir, explicar y precisar el alcance y la finalidad de larespectiva especificación.

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520 kmEn los materiales y equipos se debe definir el alcance y la responsabilidad en cuanto al suministro y manejo de losmateriales, así como la calidad de los mismos, precisando las normas que aquellos deben cumplir para poder seraceptados.

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521 knEn los procesos de ejecución se debe referir procedimiento técnico a seguir, para el desarrollo de las obras contratadascomo prefabricación de tubería, montaje de equipos, excavaciones, concretos, cableado, etc. Además se debe relacionarlos códigos, normas y estándares que aplican para tal fin

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522 koEn la medida y pago se deben precisar las unidades de medida corno metro cúbico, Kilogramo, global,etc., el términopara hacer las mediciones y la forma de pago de las mismas.

1

523 kpEl siguiente es un listado de las posibles especificaciones que se pueden llegar s. generar en el desarrollo de laIngeniería Detallada para cada una de las especialidades de este listado, es responsabilidad de elaborar y entregar lasque se indican mediante una ( X ) en el cuadro que hay al frente de cada una.

N.A.

524 kq Como informe final de este capitulo, será. la entrega de las especificaciones solicitadas y clasificadas por especialidad. 1

525 krPara conformar el historial de los libros mecanicos del proyecto el contratista reunirá toda la información ydocumentación final realizada para el proyecto, especialmente la correspondiente a los equipos mayores con el fin deelaborar los libros mecánicos que contendrán la información completa de los equipos instalados en la planta.

N.A.

526 ksEstos libros deberán estar listos y disponibles para su utilización en el montaje, arranque y posteriormente servirá comoayuda al personal de planta en la labores de operación y mantenimiento.

N.A.


( SI = 1NO = N.A.)

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527 kt

La presentación de los libros deben ser con pastas fabricadas en cartón comprimido y forradas con percalina; perforadascon tres huecos y anillo metálico de refuerzo para fijar con tornillos de aluminio. La leyenda impresa en las pastas seráen letras doradas conteniendo el siguiente texto: • ECOPETROL S.A.• Vicepresidencia de Transporte - Gerencia Técnica. • Número del proyecto. • Distrito a donde pertenece el proyecto. •Nombre de la Estación. • Catálogo mecánico y número del volumen. • Fecha de emisión y nombre de la entidad que loemite

N.A.

528 ku

Las divisiones internas de los libros serán de seis (6) centímetros de espesor como mínimo y ocho (8) como máximodivididos en secciones, cada sección será aislada por separadores en cartulina con saliente para membrete externo; encaso de que las secciones contengan planos o dibujos estos serán metidos en bolsas de polietileno transparente y estasperforadas con tres huecos haciendo las veces de una página.

N.A.

529 kv El contenido tipico de todos los volúmenes deben contener e iniciar con el Índice general. 1

530 kwLa información de la planta será dividida en secciones cuyo contenido de cada una será mas o menos lasiguiente, dependiendo del tipo de planta o instalación,

N.A.

531 kx SECCIÓN I - GENERAL N.A.

532 • Diagramas de tuberías e instrumentos (P&I) N.A.

533 • Distribución general de equipos N.A.

534 • Listas de Tuberías N.A.

535 • Listas de Equipos N.A.

536 • Listas de Válvulas N.A.

537 • Listas de Dibujos N.A.

538 ky SECCIÓN II - DISEÑO CIVIL N.A.

539 • Estudios topográficos N.A.

540 • Estudios de suelos N.A.

541 • Cimentaciones N.A.

542 • Estructuras N.A.

543 • Edificaciones N.A.

544 • Vías N.A.

545 • Muros y Diques N.A.

546 • Redes hidráulicas N.A.

547 • Plantas bajo tierra N.A.

548 • Paisajismo N.A.

549 • Acabados N.A.

550 kz SECCIÓN III MECÁNICA N.A.

551 • Tambores N.A.

552 • Torres N.A.

553 • Internos para Recipientes N.A.

554 • Intercambiadores de Calor N.A.

555 • Tanques Almacenamiento N.A.

556 • Bombas y Unidades Motrices N.A.

557 • Compresores N.A.

558 • Moto-generadores N.A.

559 • Equipos Especiales N.A.

560 • Unidades Paquete N.A.

561 • Puentes Grúas N.A.

562 • Aire Acondicionado N.A.


( SI = 1NO = N.A.)

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563 la SECCIÓN IV ELÉCTRICA N.A.

564 • Plano Maestro Eléctrico N.A.

565 • Localización de Equipos en Edificios N.A.

566 • Plano Clasificación Áreas N.A.

567 • Diagrama un Unifilar General N.A.

568 • Diagramas Esquemáticos de Control N.A.

569 • Diagramas Unifilares de Tableros N.A.

570 • Resumen de Cargas Eléctricas N.A.

571 • Planimétricos Eléctricas N.A.

572 • Listas de Cables y Conduits N.A.

573 • Curvas de Coordinación de Relés N.A.

574 • Información Detallada de cada Equipo N.A.

575 • Equipos subestación Eléctrica N.A.

576 • Equipos Cuarto de Control N.A.

577 Diagramas de Alumbrado y Conexionado N.A.

578 • Planos de Líneas Aéreas N.A.

579 lb SECCIÓN V INSTRUMENTACIÓN N.A.

580 • Tableros de Control y Semigráficos N.A.

581 • Distribución de Equipos Cuarto de Control N.A.

582 • Lista de Instrumentos N.A.

583 • Lista de Cables y Conduits N.A.

584 • Planos de Localizador» de Instrumentos N.A.

585 • Diagramas de Cableados de Instrumentos N.A.

586 • Plano Interbloqueo y Protecciones N.A.

587 • Plano unifilar suministro de energía. N.A.

588 • Lazos de Control N.A.

589 • Típicos de Montaje N.A.

590 lc La información detallada de cada equipo debe contener como mínimo: 1

591 • Número de ÍTEM 1

592 • Servicio 1

593 • Nombre Proveedor 1

594 • Requisición de material Revisada, para Compra 1

595 • Hojas de Datos, Curvas de protección y de Prueba de Protecciones 1

596 • Planos Generales de Equipos con sus Ensambles y Sub-ensambles y Listas de 1

597 • Dibujos y Partes 1

598 • Diagramas Detallados y Esquemáticos de Flujo del Equipo y sus Sub-sistemas 1

599 • Catálogos e Instrucciones de Instalación, Operación y Mantenimiento 1

600 idEl manual de operación es el libro que contiene la descripción del proceso, el acondicionamiento de la unidad y equipoespecial, el procedimiento de arrancada, el procedimiento de apagada y el procedimientos de emergencia

N.A.

601 ieEn el contenido tipico el proceso es genérico de tal manera que puede aplicarse a sistemas scada. Integración eléctrica,estación de bombeo y. cualquier proyecto, donde solo se incluirán las partes pertinentes.

N.A.

602 me

La asistencia técnica en construcción y montaje: cuando el diseñador presta los servicios de asistencia técnica, antes,durante y después de la construcción y/o montaje de la planta debe presentar, con base en el programa de construcciónque le entregue ECOPETROL, un programa de PERMANENCIA EN OBRA indicando los nombres y documentos deidentidad de las personas que harán el trabajo.

N.A.

603 mfEl Contratista es responsable de dar una solución oportuna y acertada a los problemas ocasionados por falta deinformación en los planos.

N.A.

604 mgAl finalizar el trabajo el Contratista debe presentar un informe que muestre las decisiones, modificaciones y accionesrelevantes desarrolladas durante la asistencia técnica en campo.

N.A.


( SI = 1NO = N.A.)

VAL IDADO





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605 mh

Las expansiones, reformas y optimizaciones se refiere a la obtención por parte del contratista de toda la informaciónexistente y pertinente relacionada con la planta, unidad, estación, etc., a reformar o mejorar. ECOPETROL suministraráal contratista los documentos necesarios de acuerdo a lo solicitado por este último. Se anota que es conveniente que elcontratista efectúe esta recopilación en la fuente misma, puesto que es el sitio donde se encuentran los documentosoriginales y copias heliográficas de lo requerido.

N.A.

606 mi

La actualización de la información existente es básica para empezar la Ingeniería de Detalle de la reforma, se deberealizar al inicio de la misma, desarrollando un trabajo de campo que consiste en la confrontación de los planosexistentes contra lo que realmente hay en la planta. Durante este trabajo de campo es importante verificar dimensiones,establecer las localizaciones correctas y considerar los cambios encontrados en los equipos, edificaciones, tuberías,instrumentos, ductos, plataformas, bases en concreto, soportes y cualquier otra información que incluya los planos de lasdiferentes especialidades que intervienen en el diseño

1

607 mjEs responsabilidad del contratista o diseñador localizar y marcar los puntos de interconexión (Tie In) para cadaespecialidad en el campo por medio de placas metálicas identificando el número consecutivo y nombre o número deproyecto correspondiente. Estas placas serán adheridas a la tubería, brida, equipo, etc., en sitios visibles.

N.A.

608 mkDurante esta actividad se determina en que áreas o zonas específicas se encuentran los equipos, tuberías, edificaciones,instrumentos y en general todo lo relativo a la construcción existente a ser desenteladas, definiendo limites entre laspartes a retirar equipos y elementos a relocalizar y lo que se mantendrá como parte integrante de la reforma.

1

609 ml

Los planos y dibujos de actualizacion reflejan el trabajo efectuado durante la actualización de la información existente yse ejecuta sobre los reproducibles de planos existentes. En caso de que sea necesario se harán planos nuevos para laszonas o áreas de las cuales no haya información y eventualmente cuando se presenten deficiencias por malacalidad o no quede suficientemente clara la información de la actualización en los reproducibles:

1

610 mm P&I Proceso, P&I Servicios Industriales, Planimétricos, Isométricos, Cimentaciones, etc. 1

611 mnEn el Cuadro de Revisiones se marcará el número consecutivo que le corresponda con la descripción respectiva. Estosplanos y dibujos serán reemplazados por los planos definitivos de la reforma.

1

612 moPara los planos y dibujos de desmantelamiento se debe obtener un segundo original de los planos y dibujos deactualización en los cuales se marcan los equipos, tuberías, estructuras, cimentaciones, instrumentos, etc., a desmantelarseñalándolos con una simbología adecuada y definiendo los puntos de interconexión, limites de corte, etc.

1

613 mp Se identificarán como planos de desmantelamiento, con la numeración que corresponda y la revisión respectiva. 1

614 mqLa lista de planos y dibujos de actualización y desmantelamiento se refiere al listado que contiene los planos y dibujosactualizados y de desmantelamiento, debe contener el número del plano, descripción del mismo y la respectiva revisión.Se identificará, con nombre y número respectivos.

1

615 mr

En la lista de líneas, equipos e instalaciones a desmantelar deben estar contenidos las líneas, los equipos mecánicos yeléctricos, los instrumentos y las instalaciones civiles, eléctricas y de instrumentos que serán desmanteladas, dado porejemplo para las líneas, el número de P&I o Isométrico donde esté localizada, límites de la línea (desde – hasta) ycuadro de observaciones donde se aclara si es parcial o total el desmantelamiento

1

616 ms

Se utilizarán los reproducibles de los planos y dibujos existentes para incluir la información correspondiente a laactualización. A partir de estos originales actualizados se obtendrán dos juegos de que serán usados de segundosoriginales o reproducibles que serán usados de la siguiente forma: Un juego de segundos originales para generar losplanos y dibujos de desmantelamiento: el Juego restante se utilizará para incluir la información correspondiente aldiseño de la reforma.

1

617 mtPara el desarrollo del diseño de la reforma y/o nuevo, se procederá de conformidad con lo descrito en los capítulos I, II,III, IV, V, o VI de acuerdo con el alcance del proyecto especifico.

N.A.

618 muSe refiere a compendiar las tres partes que comprenden la expansión, reforma u optimización como son: parte quepermanece igual, parte que fue reformada, parte completamente nueva.

1



( SI = 1NO = N.A.)

VAL IDADO





Fecha:

14/01/2008 Página 179 de 189

ANEXO E FORMATOS DE ESPECIFICACIONES TÉCNICAS

Los formatos de especificaciones técnicas se basan en los formatos desarrollados por la vicepresidencia de Transporte para los equipos para medición dinámica de hidrocarburos. Es importante anotar que los formatos pueden variar dependiendo de las tecnologías a comprar, pero la estructura de los mismos debe contener la siguiente información.

• Medidor El proveedor debe especificar entre otras variables: diámetro de la tubería del medidor. Conexiones aguas arriba y aguas abajo. ANSI del cuerpo, Rango nominal del flujo, linealidad, resolución, repetibilidad, materiales de fabricación, máxima o mínima velocidad, e.t.c.

• Datos del fluido Estas características deben ser definidas por el vendedor, dentro de las cuales se deben considerar la siguientes: tipo de fluido, máxima y mínima rata de flujo, rata normal de flujo, presión máxima de operación de operación, temperatura máxima y mínima de operación, rango de viscosidad y contra presión requerida por el medidor.

• Elementos secundarios Si se requiere pre amplificador, accesorios para el montaje, potencia requerida, rangos de entrada y salida tanto en voltaje y tipo de señales.

• Opciones del equipo A continuación, se encontrarán algunos ejemplos de especificaciones técnicas:

VAL IDADO





Fecha:

14/01/2008 Página 180 de 189

Especificaciones técnicas para un medidor tipo turbina

ESPECIFICACIONES PROPUESTAS

FOLIO DE LA PROPUESTA

Line Size End Connections Body Rating Nominal Flow Range Linearity K Factor, Cycles per Vol. Unit Resolution Repeability Excitation Materials: Body Materials: Support Materials: Shaft Materials: Flanges Materials: Rotor Rotor Type Materials: Bearing Max. Speed Min. Output Voltage Pickup Coil Type Enclosure Class Fluid Flow Rate Max. Flow Rate Min. Normal Flow Operating Pressure Back Pressure Oper Temp Max. Oper Temp Min.Viscosity Range Secondary Instr. Tag Number Preamplifier Function Mounting Power Supply Input Range Output Range Compensation Preset Counter Enclosure Class Strainer Size & Mesh Flow Conditioning elementsNote 1Note 2Note 3

SECONDARY INSTRUMENT

Notes:

Manufacturer

Este formato se debe diligenciar por cada ítem incluido en el cuadro de ofrecimiento económico (3"x150#, 3"x300#,4"x300#, 6"x300#, 8"x150#, 8"x300#).

ESPECIFICACIONES TÉCNICAS MÍNIMAS SOLICITADAS

Part Number / Reference

OPTIONS

METER

FLUID DATA

VAL IDADO





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14/01/2008 Página 181 de 189

Especificaciones técnicas para un medidor ultrasónico



Servicio

Spool Piece

Junction Box - Transducer

Fluid Min. / Max. Flow Rate: Min. / Max. Temp. Min. / Max. Press. Min. / Max. Percent Solids & Type

Conduit Connection

Transducer Type Installation Method

Enclosure Class


Part Number / ReferenceTransferencia de custodia

Meas. Method

1

4

6

Max. Fluid Velocity Enclosure Class

Power Supply

Transmitter Input

Enclosure Class

Repeatability

Materials:

ASSOC. INST. (Secondary Device) Transmitter Output Temperature Rating

Manufacturer

23NOTES

SERVICE(primary Device)

SENSOR

Conn. Size & Rating

5

Uncertainty

Linearity

VAL IDADO





Fecha:

14/01/2008 Página 182 de 189

Especificaciones técnicas para un medidor de desplazamiento positivo

Type of Element

Size

End Connections

Temp. & Press. Rating

Flow Rate Range

Totalized Units

Enclosure Class

Materials: Outer Housing

Materials: Main Body Cover

Materials: Rotating Element

Materials: Shaft

Materials: Blades

Bearings: Type & Material

Packing

Type of Coupling

METER

Meter Gearing

Fluid

Normal Flow

Oper. Press. Oper. Temp.

Oper. Specific Gravity @ 60/60°F

FLUID DATA

Oper. Viscosity @ 50ºC

VAL IDADO





Fecha:

14/01/2008 Página 183 de 189

Especificaciones técnicas para un transmisor de presión diferencial



IndicateControlTransmOther

Case MFR STDMounting 2 in pipe

Weather proofExplosion proofClass

Power Supply 24 VDCSmartHartLCDENG. UNITSMounting: Remote

Output 4-20 mAElectrical Connection ½ in. NPTPower 24 VDCWire ConnectionsAccuracy ± 0.075% (note 4)ServiceElement typeImmune to temperatureMaterialRange Adjustable RangeOverrange Pritection 150% full scaleProcess Connection ½ in. NPTTransient protectionFive valve manifold MaterialNote 1Note 2Note 3Note 4Note 5Note 6

Part Number / ReferenceManufacturer


Function

Enclousure Class

Type

Indicator

ELEMENT

OPTIONS

Notes:

GENERAL

TRANSMITTER

VAL IDADO





Fecha:

14/01/2008 Página 184 de 189

Especificaciones técnicas para un probador compacto



Servicio

7 Line Material

8 Weather proof

9 Flow Range (bph)

10 Wetted Parts

11 Cilinder and connections materiales

12 Tubes materials

13 ANSI B16.5 Flange Rating

14 Operation Pressure Rating

15 Inlet & Outlet Configuration

16 Motor Voltage17 Electrical Hazardous Classification

18 Seals Materials19 Repeatability20 Rangeability21 Temperature Transmitter22 Pressure Transmitter23 Bypass Valve24 Poppet Valve25 Optical Switches26 Safety Valve27 Vent and drein valves28 Lubrication System29 Pressure Indicator for Lubrication Oil

Manufacturer

PROVER SPECIFICATIONS


Part Number / ReferenceTransferencia de custodia

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Especificaciones técnicas para un transmisor de temperatura

VAL IDADO





Fecha:

14/01/2008 Página 186 de 189

Especificaciones para filtros tipo canasta

VAL IDADO





Fecha:

14/01/2008 Página 187 de 189

Especificaciones para actuadores

VAL IDADO





Fecha:

14/01/2008 Página 188 de 189

Especificaciones para válvulas de bola

VAL IDADO





Fecha:

14/01/2008 Página 189 de 189

Especificaciones para válvulas de control de flujo

VAL IDADO

estandar medicion hidrocarburos y gas natural

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