PDVSA l-tp1-1

PDVSA N° TÍTULO

REV. FECHA DESCRIPCIÓN PAG. REV. APROB. APROB.

APROB. FECHAAPROB.FECHA

VOLUMEN 15

� PDVSA, 2005

L–TP 1.1 PREPARACIÓN DE DIAGRAMAS DE PROCESO

APROBADA

Lucia Naar Luis TovarENE.09 ENE.09

PROCEDIMIENTO DE INGENIERÍA

MAY.91

MAY.94

ENE.09 L.N.

E.CH.

J.S.

3

2

1

REVISIÓN GENERAL

REVISIÓN GENERAL 45

74

44

L.N.

E.J.

J.G.

L.T.

A.N.

E.S.

MANUAL DE INGENIERÍA DE DISEÑO

ESPECIALISTAS

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PROCEDIMIENTO DE INGENIERIA

PREPARACIÓN DE DIAGRAMASDE PROCESO ENE.093

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.Menú Principal Indice manual Indice volumen Indice norma

“La información contenida en este documento es propiedad de Petróleos de

Venezuela, S.A. Esta prohibido su uso y reproducción total o parcial, así como

su almacenamiento en algún sistema o transmisión por algún medio

(electrónico, mecánico, gráfico, grabado, registrado o cualquier otra forma) sin

la autorización por escrito de su propietario. Todos los derechos están

reservados. Ante cualquier violación a esta disposición, el propietario se

reserva las acciones civiles y penales a que haya lugar contra los infractores.”

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Índice1 OBJETIVO 3. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

2 ALCANCE 3. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

3 REFERENCIAS 3. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.1 Intrumentation, Systems and Automation Society – ISA 3. . . . . . . . . . . . . . 3.2 Petróleos de Venezuela – PDVSA 3. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

4 DEFINICIONES 3. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.1 Diagrama de Flujo de Proceso (DFP) 3. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.2 Diagrama de Servicios Industriales (DSI) 4. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.3 Diagrama de Tubería e Instrumentación (DTI) 4. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

5 RESPONSABILIDADES 4. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.1 De los Niveles Directivos y los Gerentes 4. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.2 De los Líderes e Ingenieros de Diseño y Proyecto 4. . . . . . . . . . . . . . . . . . .

6 DIAGRAMAS DE PROCESO 5. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6.1 Diagrama de Flujo de Proceso (DFP) 5. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6.2 Diagrama de Servicios Industriales (DSI) 5. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6.3 Información que deben Contener 6. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6.4 Preparación 10. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6.5 Presentación 12. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

7 DIAGRAMAS DE TUBERIA E INSTRUMENTACION 13. . . . . . . . . . . . 7.1 Descripción de los Diagramas de Tuberías e Instrumentación (DTI) 13. . . . 7.2 Información que deben Contener 13. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7.3 Preparación 22. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7.4 Presentación 26. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

8 ANEXOS 27. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

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1 OBJETIVOEstablecer las pautas que deben seguirse en la preparación de los Diagramas deProceso.

2 ALCANCEEsta norma aplica para proyectos totalmente nuevos o modificaciones de plantasexistentes, desde la Fase de Visualización hasta la Fase de Definición y enactividades de cambios menores, sin embargo, la sección de codificación deequipos y líneas, sólo aplica para proyectos totalmente nuevos.

Aplica a PDVSA, sus Negocios y Filiales, servicios contratados y cualquier otronegocio con terceros dentro y fuera del territorio nacional, siempre y cuando nocontravenga las legislaciones de las regiones o de los países involucrados.

3 REFERENCIAS

3.1 Intrumentation, Systems and Automation Society – ISAS–5.1 “Instrumentation Symbols and Identification Formerly ANSI/ISA

S5.1–1997 (R1993).S–5.2 “Binary Logic Diagrams for Process Operations Formerly

ANSI/ISA 5.2”.S–5.3 “Graphic Symbols for Distributed Control/Shared Display

Instrumentation, Logic and Computer Systems Formerly ISA –S5.3”.

S–5.4 “Instrument Loop Diagrams Formerly ANSI/ISA 5.4”.S–5.5 “Graphic Symbols for Process Displays Formerly ISA S5.5”.

3.2 Petróleos de Venezuela – PDVSAL–E 4.7 “Estructura, Contenido y Formato de Los Planos en PDVSA”.L–TP 1.2 “Simbología para Planos de Proceso”.L–TP 1.3 “Identificación y Numeración de Tuberías”.H–221 “Materiales de Tuberías”.IR–S–01 “Filosofía de Diseño seguro”.90622.1.001 “Guía de Seguridad en Diseño”.

4 DEFINICIONES

4.1 Diagrama de Flujo de Proceso (DFP)Es una representación esquemática del proceso, sus condiciones de operaciónnormal y su control básico.

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4.2 Diagrama de Servicios Industriales (DSI)Este diagrama indica los servicios necesarios para el funcionamiento de launidad, así como, todos los sistemas de efluentes (líquidos, gases y sólidos) y sutratamiento para garantizar la calidad ambiental.

4.3 Diagrama de Tubería e Instrumentación (DTI)Este diagrama muestra el proceso principal con los detalles mecánicos deequipos, tuberías y válvulas, así como también los lazos de control paragarantizar una operación segura en la unidad.

5 RESPONSABILIDADES

5.1 De los Niveles Directivos y los Gerentes

5.1.1 Promover e impulsar la divulgación de esta norma.

5.1.2 Exigir el cumplimiento de lo establecido en esta norma.

5.1.3 Suministrar, oportunamente los recursos para el cumplimiento exitoso de loestablecido en esta norma.

5.1.4 Realizar el control y seguimiento del cumplimiento de lo establecido en estanorma.

5.2 De los Líderes e Ingenieros de Diseño y Proyecto

5.2.1 Para la Elaboración de los DFP y DSI

El Ingeniero de Proceso es el responsable del desarrollo de los Diagramas deFlujo de Proceso (DFP), y Diagramas de Servicios Industriales (DSI), desde suemisión inicial hasta su aprobación final.

El Ingeniero de Proceso debe interactuar paralelamente con el responsable deldesarrollo de los documentos: Balances de Masa y Energía y sumario depropiedades de las corrientes, y con el Ingeniero de Instrumentación y Control deProceso responsable de revisar los esquemas de control, a fin de obtener laversión definitiva de los DFP y DSI.

5.2.2 Para la Elaboración del DTI

El Ingeniero de Proceso es el responsable del DTI desde su emisión inicial hastasu aprobación final.

Sin embargo, la elaboración de los Diagramas de Tubería e Instrumentación(DTI), es producto de un equipo multidisciplinario integrado por Ingenieros: deProceso, Mecánicos, Instrumentación y Control de Procesos.

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El Ingeniero de Proceso responsable del DTI, debe interactuar con:

– El Ingeniero de Proceso responsable de la emisión de los Diagramas de Flujode Proceso (DFP).

– El Ingeniero Mecánico responsable de representar la numeración y material detuberías, válvulas, puntos de enlace, boquillas y accesorios de equipos.

– Los Ingenieros de Proceso y Mecánicos responsables de la emisión de lasHojas de especificación de equipos.

– Y los Ingenieros de Instrumentación y Control de Procesos responsables derepresentar todos los lazos de control, a fin de obtener la versión definitiva delos DTI.

6 DIAGRAMAS DE PROCESO

6.1 Diagrama de Flujo de Proceso (DFP)El Diagrama de Flujo de Proceso debe indicar, las condiciones de operaciónnormal y su control básico, los efluentes (líquidos, gases o sólidos) emanados delproceso y su disposición.El diagrama incluye el balance de masa e información para el diseño yespecificación de equipos, además sirve de guía para desarrollar el Diagrama deTubería e Instrumentación.

6.2 Diagrama de Servicios Industriales (DSI)Muestra el balance de masa, si es necesario para más de un modo de operación(arranque, operación normal, producción máxima y parada).Un diagrama por separado puede ser preparado para cada servicio. Los DSItípicamente se hacen para los siguientes sistemas:

� Sistema de generación de vapor y condensado� Tratamiento de agua de caldera� Agua de enfriamiento� Sistema de refrigeración� Sistemas de aceite de sello y lubricante� Generación de potencia principal y auxiliar� Generadores de gas inerte� Sistemas contra incendio� Sistema de aceite caliente� Sistemas de aire de planta, aire o gas de instrumentos� Sistemas de alivio y despresurización� Sistemas de drenaje abiertos y cerrados (efluentes)� Otros

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6.3 Información que deben Contener

La información mínima que debe contener los DFP y los DSI se lista acontinuación:

6.3.1 Balance de masa

a. Las propiedades de las corrientes de alimentación, intermedias, reciclos yproductos se resumen en una tabla ubicada en la zona inferior del plano.

b. La tabla contiene parte de los datos de proceso extraídos del documento debalance de masa y energía:

– Número de la corriente

– Descripción de la corriente (ej. crudo de alimentación)

– Flujo másico y/o flujo volumétrico

– Temperatura de operación

– Presión de operación

– Densidad o gravedad específica

– Viscosidad absoluta

– Estado físico.

c. Los componentes de las corrientes en forma porcentual y otras propiedades,generalmente se presentan en el documento “Balance de masa y energía ysumario de propiedades de las corrientes”.

d. Los datos de la tabla pueden variar de acuerdo al tipo de proceso. Es potestaddel Ingeniero de Proceso, previa aprobación del Líder o Supervisor de Ingenieríade Proceso, añadir o eliminar datos a fin de suministrar la información másrelevante para el proceso que se está diseñando.

6.3.2 Equipos de Proceso

a. Cada equipo debe tener los siguientes datos: código de identificación, nombre delequipo y características de operación normal y de diseño.

A continuación se muestra la información a reportar de algunos equipos básicos:

Tambor 1. Código de identificación

(separador / acumulador) 2. Nombre

3. Diámetro interno

4. Longitud entre tangentes (T/T)

5. Presión y temperatura de diseño

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Filtros a Presión 1. Código de identificación

2. Nombre



5. Tipo de relleno (este criterio no se colocará encaso de filtros con múltiples tipos de relleno)

6. Volumen de relleno


Columna o torre 1. Código de identificación

de platos 2. Nombre



5. Número y tipo de platos (el tipo de plato no secolocará en caso de torres con múltiples tiposde plato)



empacada 2. Nombre



5. Tipo de empaque (este criterio no se colocaráen caso de torres con múltiples tipos deempaque)



Reactor 1. Código de identificación

2. Nombre



5. Volumen de catalizador

6. Tipo de catalizador


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Intercambiador de calor, 1. Código de identificación

condensador, enfriador 2. Nombre

rehervidor, horno 3. Calor intercambiado a condiciones derehervidor, horno 3. Calor intercambiado a condiciones deoperación

4. Tipo

5. Presión y temperatura de diseño lado carcasa/ tubo (en los equipos donde aplique)

Bomba, compresor y 1. Código de identificación

ventilador 2. Nombre

3. Flujo volumétrico a condiciones de diseño

4. Diferencial de presión

5. Elemento motriz

6. Número de Etapas (solo para compresor)

Caldera 1. Código de identificación

2. Nombre

3. Capacidad de generación

4. Presión y temperatura del vapor generado


Agitador 1. Código de identificación

2. Nombre

3. Revoluciones por minuto

4. Diámetro

5. Potencia absorbida

Ciclón 1. Código de identificación

2. Nombre

3. Tamaño de la partícula de corte

4. Porcentaje de separación

5. Velocidad mínima y máxima de entrada

Calentador eléctrico 1. Código de identificación

2. Nombre

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3. Calor de entrega al proceso, en condiciones deoperación

Tanque, Silo, Tolva, Esfera 1. Código de identificación

2. Nombre


4. Altura (No aplica para esferas)

5. Capacidad nominal

6. Presión y Temperatura de diseño (Si Aplica)

Torre de enfriamiento 1. Código de identificación

2. Nombre

3. Capacidad (Flujo de agua)

4. Calor retirado a condiciones de diseño.

b. Los equipos de respaldo o en paralelo no son mostrados. Sin embargo, lapresencia de éstos renglones son indicados por el código de identificación delequipo, por ejemplo, P–201 A/B/C.

6.3.3 Líneas de proceso

a. Cada línea de proceso desde y hacia los equipos se identifica con un númerodentro de un rombo para referirlo a los balances de masa y energía.

b. La identificación de las corrientes de proceso en los DFP debe realizarsesiguiendo los criterios siguientes:

� Numerar las corrientes principales y los ramales.

� Numerar una sola de las corrientes paralelas o trenes idénticos.

� Asignar los números a las corrientes de proceso en orden creciente de acuerdoal recorrido del flujo principal a través de la unidad de proceso.

� Cambiar la numeración de la corriente cuando hay cambios de condiciones:presión, temperatura o flujo, en la misma.

� Identificar como número uno (1) la corriente de alimentación principal,continuando la secuencia numérica a lo largo de la unidad de proceso yfinalizar con los productos, aún cuando exista más de un (1) plano y continuarnumerando los ramales en forma similar.

� Identificar cada una de las corrientes de proceso inmediatas a cada uno de losequipos, a manera de facilitar la especificación de los mismos.

c. En los DFP no se debe mostrar el diámetro, numeración y material de las líneas.

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6.3.4 Control básico del proceso

a. El DFP muestra el esquema de control considerado para una operación seguray eficiente de la unidad. De acuerdo a esto se debe indicar en forma simplificadalos lazos de control requeridos y si el alcance de trabajo así lo requiere, laubicación de las principales válvulas de alivio.

b. El esquema de control del proceso no pretende reflejar la instrumentación finalde la unidad, por lo tanto, no deberá indicar el tipo de transmisión de señal(neumática o electrónica), ni la ubicación de control será en campo, panel o siforma parte de un sistema computarizado.

6.4 PreparaciónLos lineamientos generales a seguir en la preparación de los DFP y DSI son:

a. Se requiere disponer de la versión aprobada del documento Bases de Diseño yel esquema del proceso, y de la versión inicial de los documentos Balances deMasa y Energía y Sumario de Propiedades de las Corrientes.

b. Deben ser desarrollados por unidades de procesos, secciones o áreas.

c. Preparar un borrador del DFP y del DSI el cual será revisado por el Ingeniero deInstrumentación y Control de Proceso antes de llevar al dibujante.

d. Deben mostrar tabulados el Balance de Masa y Energía de cada corriente deproceso y servicio necesario para la mejor comprensión de la operación.

e. Debe indicarse el límite de batería, utilizando una línea vertical discontinua yescribiendo en la parte superior “L.B.”

f. Es necesario preparar varias emisiones antes de que se alcance su aprobaciónfinal, es por ello que en donde se realicen cambios, deben ser encerrados en unanube e identificados con el símbolo de un triángulo dentro del cual se enumerala revisión. Cuando se llega a la aprobación final se borran todas las nubes ytriángulos. La secuencia de las diferentes emisiones se describirán según losprocedimientos de la organización o del proyecto.

g. Los cambios en el DFP y en el DSI deben realizarse utilizando el código de colorespara correcciones:

Color Significado

Amarillo Revisado y está correcto

Rojo Añadir

Verde Eliminar

Azul Comentarios

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6.4.1 Trazado de Equipos

a. Se deben utilizar los símbolos de equipos establecidos en la norma NormaPDVSA L–TP 1.2 “Simbología para Planos de Proceso”.

b. La identificación y códigos de equipos se presentan en el Anexo A.

c. Los equipos deben ser distribuidos uniformemente en el plano.

d. Los equipos principales tales como torres o columnas, reactores, tambores,tanques y calentadores, entre otros, se muestran centrados verticalmente en elplano. El código del equipo se escribe dentro del dibujo o adyacente al símbolodel mismo. La identificación del equipo se escribe en la zona superior del planoy alineada verticalmente con el mismo.

e. Generalmente las bombas y compresores se muestran en línea, a lo largo de lacuarta inferior del plano. La identificación de estos equipos se escribe en la zonainferior o adyacente al símbolo del equipo.

f. Otros equipos deben ser colocados como mejor representen la intención delproceso, como por ejemplo, los condensadores son situados generalmenteencima del tambor de reflujo, los rehervidores se colocan junto a la torre ocolumna, etc.

g. Cuando no sea importante la ubicación física, el equipo debe mostrarse en lasecuencia lógica del flujo del proceso y en forma conveniente para simplificar laslíneas de conexión.

h. Los dibujos no representan el tamaño, ni indican la orientación real de losequipos; sin embargo, la secuencia del proceso debe ser percibida fácilmente.

i. Se deben mantener las proporciones relativas en las dimensiones de los equiposprincipales.

j. Se debe diferenciar la representación de los equipos ya existentes. Colocando lapalabra “existente” al lado del código de identificación del equipo. En caso demodificaciones donde predominan los equipos existentes, se debe utilizar lapalabra “nuevo”, para los equipos nuevos.

6.4.2 Trazado de Líneas

a. Se deben utilizar los símbolos de tuberías establecidos en la Norma PDVSAL–TP 1.2 “Simbología para Planos de Proceso”.

b. Se utilizará dos líneas bases:

– Línea de trazo grueso para representar la línea principal de proceso, y– Línea de trazo fino para representar la línea secundaria de servicio.

c. Las señales asociadas a lazos de control se identificarán con una líneadiscontinua.

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d. El sentido de flujo en el proceso es generalmente de izquierda a derecha.

e. La dirección de flujo se indica con una flecha al final de la línea al llegar al equipoo cuando exista cambio de dirección en la línea.

Fig 1. CAMBIO DE DIRECCIÓN

f. Es recomendable dar el mínimo de cambio de dirección en una línea.g. Todas las líneas de proceso deben entrar por el extremo izquierdo y salir por el

extremo derecho del plano. Se debe iniciar con una flecha dentro de la cual seescribe el código del plano antecesor de donde proviene la corriente y finalizarcon una flecha, dentro de la cual se escribe el código del plano posterior haciadonde se dirige la corriente, adicionalmente en la parte superior de las flechas secoloca un corto y conciso título descriptivo de la corriente y de donde proviene ohacia donde va según el caso y el número del plano. (Ver Norma PDVSA L–TP1.2 “Simbología para Planos de Proceso”).

h. La corriente de alimentación inicial y de producto o final del proceso se representapor una flecha circunscrita en un círculo de fondo negro (Ver Norma PDVSA L–TP1.2 “Simbología para Planos de Proceso”).

i. Las líneas de servicios deben originarse o finalizar a una distancia corta delequipo de llegada u origen.

j. Cuando el número de líneas de servicios sean numerosas se debe preparar unDiagrama de Balance de Servicios. Ejemplo: gases inertes, vapor y condensado,agua de enfriamiento, gas combustible, aire de la planta y de instrumentos, yproductos químicos.

k. Si dos líneas se cruzan, se cortará la línea vertical en lugar de la horizontal. Encaso de que la línea vertical sea una principal de proceso y la horizontal sea unasecundaria, será cortada la línea horizontal, con la finalidad de no interrumpir laprincipal de proceso. Las líneas de instrumentación siempre se deben cortar alcruzar con las líneas de proceso.

6.5 PresentaciónLos criterios para presentar los DFP y DSI son los establecidos en la normaPDVSA L–E–4.7 “Estructura, Contenido y Formato de los Planos en PDVSA”. Sedeben de considerar los siguientes aspectos

6.5.1 Tamaño de Hoja del Plano

Zonas dentro del Plano:

– Zona de información de los equipos

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– Zona de los equipos– Zona de notas y bloque de identificación del plano– Zona de tabulación de los balances de masa y energía

6.5.2 Orientación del diagrama: se inicia el diagrama en el extremo izquierdo del plano,siguiendo la dirección del flujo en el proceso real, y termina en el extremo derecho,antes de la zona de notas.

6.5.3 Un ejemplo típico de un DFP se muestra en el Anexo D.

7 DIAGRAMAS DE TUBERIA E INSTRUMENTACIONToda la información contenida en estos diagramas sirve de guía para llevar a cabolas actividades de Ingeniería y Construcción de la Unidad de Proceso, por lo cualsu preparación requiere de un alto grado de precisión y una información completa.Los tipos de DTI preparados son:

� DTI del Proceso� DTI de Servicios Industriales

7.1 Descripción de los Diagramas de Tuberías e Instrumentación(DTI)

7.1.1 DTI del Proceso

Este Diagrama muestra todos los equipos, tuberías, instrumentos, sistemas decontrol y servicios necesarios para la operación segura de la unidad.

7.1.2 DTI de Servicios Industriales

El DTI de los servicios industriales define los equipos, tuberías, instrumentos,sistemas de control y otros elementos de los servicios industriales necesariospara el funcionamiento de las unidades de proceso.

Los sistemas que deben estar incluidos en los DTI de los servicios industriales,son los citados en el punto 7.2.1, cuando apliquen.

7.2 Información que deben ContenerLa información mínima que deben contener los DTI se lista a continuación:

7.2.1 Equipos

a. Todos los equipos de proceso, incluyendo equipos de respaldo, con el mismodetalle que los equipos principales.

b. Cada equipo con los siguientes datos: identificación, nombre, características dediseño, espesor y tipo de aislamiento. Las unidades de medición deberán serconsistentes con las utilizadas en los DFP y en las Hojas de especificación deequipos.

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A continuación se muestra la información básica a reportar para la identificación delos equipos:

Tambor 1. Código de identificación

(separador / acumulador) 2. Nombre




6. Materiales de construcción

7. Boquillas de los puntos de alimentación yproductos, reciclos, instrumentos, venteos,drenajes, boca de visita, etc.

8. Elevación desde el nivel de piso hasta la líneatangente del fondo.

9. Requerimientos de aislamientos

10. Niveles de operación de líquido (normal, bajo yalto).

11. Internos.

Filtros a Presión 1. Código de identificación

2. Nombre



5. Tipo de relleno



8. Caída de presión máxima permisible



de platos 2. Nombre



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6. Platos (número, tipo, espacio entre platos)

7. Empaques (Altura o volumen tipo y material).



10. Elevación desde el nivel de piso hasta la líneatangente del fondo de la columna y alturarelativa respecto a termosifones.

11. Requerimientos de aislamientos


13. Internos

Reactores 1. Código de identificación

2. Nombre



5. Presión y temperatura de diseño y deoperación.

6. Lechos de Catalizador (Tipo, Volumen,Ubicación).


8. Requerimiento de aislamiento

9. Internos


11. Elevación desde el nivel de piso hasta la líneatangente del fondo del reactor.


Intercambiador de calor, 1. Código de identificación

condensador, enfriador 2. Nombre

rehervidor horno 3 Carga térmica de diseñorehervidor, horno 3. Carga térmica de diseño

4. Área de transferencia de calor

5. Tipo

6. Carcasa:

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6.1 Presión de diseño y de operación6.2 Diferencial de Presión de Diseño6.3 Temperatura de diseño y de operación

7. Tubos:

7.1 Presión de diseño y de operación7.2 Diferencial de Presión de Diseño7.3 Temperatura de diseño y de operación


9. Requerimientos de aislamiento

10. Altura relativa a las columnas en caso determosifones actuando como rehervidores.

11. Boquillas de los puntos de alimentación yproductos, instrumentos, venteos, drenajes.

Hornos 1. Código de Identificación

2. Nombre

3. Diámetro interno donde aplique

4. Longitud entre tangentes (T/T), donde aplique

5. Presión y temperatura de diseño y deoperación.

6. Diferencial de Presión de Diseño



9. Carga térmica


Bomba, compresor y 1. Código de identificación

ventilador 2. Nombre

3. Capacidad de diseño

4. Diferencial de presión

5. Potencia



8. Filtros (strainers) en líneas de succión.

9. Número de Etapas (solo para compresor)

10. Drenajes.

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Caldera 1. Código de identificación

2. Nombre

3. Capacidad de generación

4. Presión y temperatura del vapor generado


6. Material de Construcción

7. Boquillas de los puntos de alimentación yproductos, venteos, drenajes, boca de visita,etc.


9. Economizadores y sobrecalentadores

Agitador 1. Código de identificación

2. Nombre

3. Revoluciones por minuto

4. Diámetro

5. Potencia absorbida

Ciclón 1. Código de identificación

2. Nombre

3. Tamaño de la partícula de corte

4. Porcentaje de separación

5. Velocidad mínima y máxima de entrada

Calentador eléctrico 1. Código de identificación

2. Nombre

3. Calor de entrega al proceso, en condiciones deoperación.

4. Temperatura de Diseño

5. Potencia Requerida


Tanque, Silo, Tolva, Esfera 1. Código de identificación

2. Nombre


4. Altura (No aplica para esferas)

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5. Capacidad nominal


7. Boquillas de las corrientes de entrada y salida,reciclos, instrumentos, venteos, drenajes,boca de visita, etc.

8. Presión de diseño



Torre de enfriamiento 1. Código de identificación

2. Nombre

3. Capacidad (Flujo de agua)

4. Calor retirado a condiciones de diseño.

5. Material de construcción

6. Tipo de relleno y material

7. Boquillas de los puntos de alimentación yproductos, reciclos, instrumentos, venteos,drenajes, pasahombres, etc.

Trampa envío/recepción deherramienta de limpieza einspección

1. Código de identificación

2. Nombre

3. Tipo

4. Diámetro

5. Longitud


7. Boquillas de los puntos de alimentación, deinstrumentos de control, venteos, drenajes,etc.

c. Los equipos en paquetes se identifican por un contorno con líneas punteadas(tubería e instrumentación asociado con el paquete, es responsabilidad delvendedor por lo que no debe mostrarse).

d. Los equipos nuevos a instalar se muestran con trazo grueso y los equiposexistentes con trazo fino.

e. Indicar el tipo de unidad motriz de bombas, compresores, ventiladores, enfriadorpor aire, agitadores, etc.

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f. Indicar los sistemas de lubricación de los cojinetes y de los sellos de bombas ycompresores haciendo referencia al DTI de servicios industrialescorrespondiente.

g. Indicar las conexiones para limpieza química de equipos, tales comointercambiadores de agua salada.

h. Los sistemas de protección contra incendio de los motores no deben serindicados en los DTI.

7.2.2 Tuberías, Accesorios y Válvulas

Tuberías y Accesorios

a. Todas las tuberías de proceso y servicio hacia y desde el equipo, identificadas condiámetro nominal, tipo de servicio, número de línea, especificación y dirección deflujo. Las tuberías que no tienen usos continuos son identificadas por su función(arranque, parada, normalmente no flujo (NNF), etc.).

b. La identificación y numeración de las tuberías en los DTI, deben realizarsesiguiendo los criterios de la Norma PDVSA L–TP–1.3 “Identificación yNumeración de Tuberías”.

c. Representar los cambios de diámetros de las tuberías mediante el símbolo dereducción.

d. Identificar los puntos donde cambian de especificación.

e. Todas las conexiones incluyendo válvulas de control y de seguridad que no esténde acuerdo a las especificaciones de las tuberías deben indicarse, así como todaslas bridas con “rating” diferente al de la tubería.

f. Deben identificarse las tuberías que manejan flujos de dos fases.

g. Deben identificarse todos los venteos, drenajes y puntos de purga requeridospara propósitos de operación, parada y arranque.

h. Las conexiones para tomar muestras y todas las trampas de vapor, requeridaspara la operación normal.

i. Cabezales, sub–cabezales y ramales deben mostrarse de manera que reflejenel arreglo de tubería final o existente.

j. El sistema de servicios y efluentes puede cubrir más de un proceso o área sobreun simple diagrama.

k. Cada servicio y sistema de efluente deberá mostrarse en diagramas separadoscuando la complejidad del circuito lo amerite.

l. Señalar las tuberías con trazas de vapor o eléctricas de acuerdo a la simbologíaindicada en la Norma PDVSA L–TP–1.3 “Identificación y Numeración deTuberías”.

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m. Todas las tuberías enterradas y el punto donde entran y salen en tierra.

n. Los componentes especiales de tuberías, tales como juntas de expansión,mangueras flexibles, filtros, ciegos especiales, trampas de vapor, carretosremovibles. La información dimensional puede mostrarse como un detalle.

o. Los puntos de enlace “tie–in” de equipos y/o tuberías nuevas con equipos y/otuberías existentes. Los puntos de enlace serán representados mediantehexágonos con el número consecutivo del “tie–in” (Ver Anexo C).

p. Vapores de venteos a la atmósfera o al sistema del mechurrio, saldrán por el topea la derecha del diagrama.

q. Conexiones de servicios a los equipos de proceso son mostrados adyacentes alequipo.

r. Todas las líneas de servicios y efluentes del proceso deberán delinearse con unmínimo de cambios en dirección.

s. Las tuberías para purgar o sofocar las descargas de las válvulas de seguridad convapor o gas.

t. Los fluidos que contengan componentes químicos peligrosos y que por lo tantono deben ser venteados o drenados a la atmósfera.

u. El diámetro interno de los orificios de restricción, venturis y toberas.

v. En las descargas a la atmósfera, se deben indicar si los vapores son tóxicos oinflamables y la elevación mínima de descarga.

Notas

1. Los filtros temporales “tipo cónico” deben estar colocados en las succionesde bombas y compresores con diámetros mayores a 2” y los filtrospermanentes “tipo Y” en las líneas de succión con diámetros menores a 2”,a menos que se indique otra cosa.

2. Las cifras indicadas al fondo del equipo son las distancias mínimas al nivelo puntos altos de pavimento o equipos adyacentes.

3. Tubería a un lugar seguro significa 3000 mm encima de cualquierplataforma dentro de un radio de 7500 mm.

4. Todas las dimensiones de longitud y elevación están en milímetros a menosque se especifique otra unidad.

5. Todos los venteos y drenajes de líneas son de 3/4” a menos que seespecifique otra medida.

6. La identificación de líneas de servicios, para sistemas de drenajes puedenusarse también para sistemas de bombeo.

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7. En base a la clase y tamaño de tubería se determinará el tipo de brida ciegao tapón para cualquier tipo de válvula.

8. Todos los venteos de equipos son de 6” a menos que se especifique otramedida.

Válvulas

a. Deben mostrarse todas las válvulas, especificando el tipo de acuerdo a lasimbología indicada en en la Norma PDVSA L–TP 1.2 “Simbología para Planosde Proceso”. Indicar el tamaño de la válvula, tipo y material, si es diferente aldiámetro y especificación de la línea. Las válvulas asociadas a los instrumentosno serán indicadas. Ver Norma PDVSA H–221 “Materiales de Tuberías”.

b. Los sellos Car Seal Open (CSO) o Car Seal Close (CSC) en las válvulas debloqueo.

Locked Open (LO) o Locked Close (LC) en las válvulas de bloqueo.

c. Las válvulas de purga entre válvulas de doble bloqueo.

d. Las válvulas de drenaje entre las válvulas de alivio y las válvulas de bloqueo con“CSO” en las líneas de entrada y descargas de éstas.

e. Las válvulas de drenaje y venteo en la succión y descarga de las bombascentrífugas.

f. Las válvulas designadas como válvulas de bloqueo y que requieren asientos de“stellites”, al igual que las válvulas del tipo venturi, deben ser señaladas.

g. Las válvulas de las conexiones de servicios de los equipos.

h. Las válvulas de bloqueo en los límites de baterías.

i. Deben señalarse con una nota las válvulas de retención “check” para permitir elcalentamiento de alguna bomba, así como también, indicar el tipo de válvula“check” (Duo check o Swing check).

j. Las válvulas usadas para bloquear un equipo en caso de emergencia, o usadaspara despresurizar o bajar el nivel de líquido de un equipo rápidamente en casode emergencia, deben ser claramente indicadas.

7.2.3 Instrumentación y Control de Proceso

a. Cada instrumento con su identificación, símbolo y función en concordancia conlas normas ISA–S–5.1 a 5.5. (Ver Norma PDVSA L–TP 1.2 “Simbología paraPlanos de Proceso”).

b. Se muestran todos los lazos de control en los equipos. (Ver Anexo C) .

c. Válvulas de control y válvulas de desvíos “by–pass” cuando sean requeridas.

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d. Instrumentos en línea, indicando su tamaño si es diferente al tamaño de latubería.

e. Válvulas de seguridad y de alivio con su respectiva presión de ajuste o disparoy dimensiones, así como también, el tipo de orificio.

f. Acción de las válvulas de control con falla de aire. Se indicará FO: falla abierta;FC: falla cerrada.

g. Para las válvulas solenoides, indicar acción de la válvula en condicióndesenergizada.

h. Función y posiciones de selectores o conmutadores.

i. Identificación de funciones en instrumentos especiales.

j. Representación del convertidor de señal neumática/eléctrica.

k. Puntos de conexiones a la computadora o registrador de datos.

l. El límite de batería de las unidades paquetes.

m. No se muestran las válvulas de aislamientos de instrumentos.

7.2.4 Otra información

Notas aclaratorias que son requeridas para el diseño y que no son obvias en eldiagrama. Ejemplos típicos son:

a. Llamado de atención al diseñador de la tubería acerca de que los rehervidoresde haces múltiples conectados a una torre requieren tubería simétrica. Así comotambién para los enfriadores por aire.

b. Dirección e inclinación de la pendiente en las tuberías que lo requieran.

c. Localización de válvulas de control y orificios que generen vaporización.

d. Área de acceso y altura que debe reservarse para mantenimiento y movimientode grúa.

e. Conexiones para lavado o purga de instrumentos y arreglos para toma muestrasentre otros.

7.3 Preparación

7.3.1 Los lineamientos generales a seguir en la preparación de los DTI son:

a. Se requiere disponer de los DFP aprobados.

b. Deben ser desarrollados por plantas, secciones o áreas según los DFP yseleccionar en cuantas hojas de plano se puede representar cada sección,dependiendo de la cantidad de información, de manera de garantizar que noquede aglomerada.

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c. Preparar un borrador del DTI en conjunto con los Ingenieros Mecánicos y deInstrumentación y Control de Proceso.

d. No se muestra el Balance de masa y Energía

e. Generalmente la representación del proceso será de izquierda a derecha,siempre que se pueda

f. Es necesario preparar varias emisiones antes de que se alcance su aprobaciónfinal, es por ello que en donde se realicen cambios, deben ser encerrados en unanube e identificados con el símbolo de un triangulo dentro de cual se enumera larevisión. Cuando se llega a la aprobación final se borran todas las nubes ytriángulos. La secuencia de las diferentes emisiones se describirán según losprocedimientos de la organización o del proyecto.

g. En el caso de existir la necesidad de desmantelar equipos, tuberías, accesoriose instrumentos, se deben encerrar éstos en una nube con líneas diagonales ensu interior.

h. Los cambios en el DTI deben realizarse utilizando el código de colores paracorrecciones:

Color Significado

Amarillo Revisado y está correcto

Rojo Añadir

Verde Eliminar

Azul Comentarios

i. El ingeniero de proceso debe mantener una copia del DTI como una “Copiamaestra del proyecto”. Según se desarrolla el DTI, la información deberá seragregada usando el código de colores.

7.3.2 Distribución de los Equipos

a. Se deben utilizar los símbolos de equipos establecidos en el la Norma PDVSAL–TP 1.2 “Simbología para Planos de Proceso”.

b. Se dejará suficiente espacio entre equipos para la tubería e instrumentación.

c. Los equipos principales tales como torres o columnas, reactores, tambores,tanques y calentadores, entre otros, se muestran centrados verticalmente en elplano. El código del equipo se escribe dentro del dibujo o adyacente al símbolodel mismo. La identificación del equipo se escribe en la zona superior del planoy alineada verticalmente con el mismo.

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d. Las columnas o torres, compresores y hornos poseen la mayoría de la tubería einstrumentación y por lo tanto necesitan más espacio. Si se requiere más de unahoja para mostrar todo el contenido del Diagrama de Flujo de Proceso, el DTI serádividido donde ocurra la menor interrupción en la continuidad y legibilidad delproceso. Equipos que funcionen integralmente deberán aparecer en el mismoDTI. Por ejemplo: una columna de fraccionamiento y un rehervidor asociado nodeben aparecer en hojas separadas.

e. Las bombas y compresores se muestran en la zona inferior del plano. El códigodel equipo se escribe debajo o adyacente del símbolo de los mismos, mientrasque la descripción de estos equipos se escribe en la zona superior.

f. Los condensadores de tope normalmente se mostrarán encima del tambor dereflujo, los rehervidores se dibujarán al lado de la torre o columna, etc. Sinembargo, los condensadores instalados a nivel de piso deben ser dibujados pordebajo del tambor de reflujo.

g. Los demás equipos, deben ser ubicados de la mejor manera para representar ladescripción del proceso.

h. Cuando no sea importante la ubicación física, el equipo debe distribuirse en lasecuencia lógica del flujo del proceso y en forma conveniente para simplificar lastuberías de conexión.

i. En lo posible, los tamaños de los recipientes a presión en cada DTI deben tenerla relación apropiada entre unos y otros.

j. Se asignará un espacio para equipos en paquete a ser incluidos en el DTI, si noestá disponible la información del suplidor en ese momento. Si están disponibleslos dibujos preliminares del suplidor pueden ser usados, pero cuando lleguen losdibujos certificados del equipo en paquete, el diagrama debe ser verificado paraver si es consistente con los mismos. Para paquetes complejos, no es necesariomostrar una configuración detallada en el DTI.

k. Las tuberías, instrumentos y señales de interconexión que sean responsabilidaddel proyecto y no suministradas por el suplidor, deben mostrarse y describirsecomo en el resto del DTI.

l. Cuando existan varios equipos pre–ensamblados de un equipo paquete,suministrados por un proveedor, deberán ser encerrados dentro de una líneapunteada alrededor de los mismos. Esta línea definirá los límites deresponsabilidad del sistema y mostrará los puntos de enlace “tie–ins” de lastuberías e instrumentos.

m. Cuando un sistema suplido por el vendedor no sea extenso, los puntos deconexión pueden mostrarse con símbolos de cambio de especificación de latubería y las palabras “Por el Contratista” y “Por el Vendedor” en los ladoscorrespondientes del símbolo.

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n. Mostrar todas las bridas en los equipos.

o. Mostrar esquemáticamente con línea punteada los internos de los recipientes apresión y tanques atmosféricos.

7.3.3 Tuberías de Proceso

a. Se deben utilizar los símbolos de tuberías establecidos en la Norma PDVSA L–TP1.2 “Simbología para Planos de Proceso”.

b. Se utilizarán dos líneas bases:

– Línea de trazo grueso para representar la tubería nueva a instalar, y– Línea de trazo fino para representar la tubería existente.

c. El sentido de flujo en el proceso es generalmente de izquierda a derecha.

d. Todas las tuberías de proceso que entran o salen de un DTI se deben iniciar conuna flecha dentro de la cual se escribe el código del plano antecesor de dondeproviene la corriente y finalizar con una flecha, dentro de la cual se escribe elcódigo del plano posterior hacia donde se dirige la corriente, adicionalmente enla parte superior de las flechas se coloca un corto y conciso título descriptivo dela corriente, de donde proviene o hacia donde va según el caso.

e. La corriente de alimentación inicial y de producto o final del proceso se representapor una flecha circunscrita en un círculo de fondo negro.

f. Las líneas de servicios deben originarse o finalizar a una distancia corta delequipo de llegada u origen.

g. Si dos líneas se cruzan, se cortará la línea vertical en lugar de la horizontal. Encaso de que la línea vertical sea una principal de proceso y la horizontal sea unasecundaria, será cortada la línea horizontal, con la finalidad de no interrumpir laprincipal de proceso. Las líneas de instrumentación siempre se deben cortar alcruzar con las líneas de proceso.

h. Las faldas de recipientes y otros tipos de soporte no se muestran. Las bocas devisita se indican cuando sea necesario.

i. El símbolo de cambio de especificación se usará para mostrar donde cambian lasespecificaciones de la línea.

j. Equipos y tuberías existentes se trazan con líneas suaves. Equipos y tuberíasfuturas se trazan con líneas gruesas y sólidas.

k. Todas las secciones incompletas del diagrama de tubería e instrumentacióndebido a la falta de datos, serán marcadas con un círculo y la palabra “Pendiente”estará escrita dentro del área del círculo.

7.3.4 Tuberías de Instrumentación

a. Se deben utilizar los símbolos y número de identificación de acuerdo a losestablecidos en la ISA.

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b. Los instrumentos o indicadores que deben ser legibles desde el piso o desde unaplataforma.

c. Los sistemas automáticos de paradas de emergencia “shutdown systems”.

d. Los instrumentos que requieran sellos líquidos o que deben ser purgados conaire, aceite o gas.

e. Las válvulas de los instrumentos cuando éstas son requeridas por razones deproceso o para clarificar la función del instrumento, como por ejemplo: losdrenajes de los indicadores de nivel y las válvulas alrededor de los analizadores(no es necesario indicar el tamaño de estas válvulas).

7.3.5 Lazos de Control

a. Se deben utilizar los símbolos y número de identificación de acuerdo a loestablecido en la ISA–S–5.1 a 5.5.

b. Los lazos de control deben representar todos los elementos necesarios paradescribir adecuadamente su estructura y funcionamiento, así como, loscomponentes intermedios como elementos primarios, transmisores, relés,indicadores, switches, etc. deben ser dibujados.

7.3.6 Seguridad del Proceso

a. Los DTI deben tener la información correspondiente a los elementos deseguridad, tales como: válvulas de bloqueo, válvulas de alivio y venteo, discos derupturas, válvulas de expansión térmica, aislantes, y otros para cada equipo, asícomo también, tuberías de proceso y tuberías de servicios, ubicados tanto entierra firme como costa afuera.

Estos elementos de seguridad forman parte de los siguientes sistemas:

� Sistemas de parada de emergencia� Sistemas de bloqueo de emergencia� Sistemas de despresurización y vaciado de emergencia.� Sistemas de venteo de emergencia.

b. En la fase final de la Ingeniería Básica se debe realizar una revisión de seguridaddel proceso en base a los DTI y a la norma PDVSA 90622.1.001 “Guía deSeguridad en Diseño”. Los comentarios surgidos de la revisión se incorporaránen los DTI en la revisión final de la Ingeniería Básica o al inicio de la Ingenieríade Detalle.

c. A los procesos plasmados en los DTI surgidos de la Ingenieria de Detalle se lerealizan los Análisis de Riesgos, tal como se establece en la Norma PDVSAIR–S–01, hasta obtener los DTI aprobados para construcción.

7.4 PresentaciónLos criterios para presentar los DTI son los mismos de los DFP y DSI establecidosen la sección 6.5, excepto:

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– No existe una zona de tabulación de los balances de masa y energía.Un ejemplo típico de un DTI se muestra en el Anexo E.

8 ANEXOS

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ANEXO A

IDENTIFICACIÓN DE EQUIPOS

El sistema para identificar y numerar equipos de proceso es como sigue:

1 2 3 4 5 6

Explicación:

Campo (1) Una, dos o tres letras indicando el código del equipo (véase lista).

Campo (2) Primer dígito del código que idententifica la planta.

Campo (3) Un dígito que identifica código del área o sección.

Campos (4, 5) Número consecutivo del equipo, abarcando del 01 al 99.

Campos (6) Una o varias letras para mostrar duplicado de equipos. Por ejemplo, cuatroequipos idénticos y con la misma función A/B/C/D.

NOTA: El código de identificación de la planta y del área o sección, indicados enel campo 2 y 3 respectivamente, dependerá de las listas de plantas y áreasdefinidas por cada organización.

En el caso de existir áreas o secciones modulares idénticas entre sí, debecolocarse en el campo 3, el número correlativo correspondiente del 1 al 9.

En el caso de los equipos motrices (motores), acoplados a equiposrotativos o enfriadores por aire, deben ser codificados de acuerdo alnúmero que corresponda al equipo rotativo o enfriador.

Ejemplo:

Bomba No. P–3201A/B/C/D

Motor No. PM–3201A/B/C/D

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ANEXO A (CONT.)

CÓDIGOS DE EQUIPOS

Código Descripción

A Equipos misceláneos

B Tolva

C Columna, torre

CT Torre de Enfriamiento

CV Válvula de control

D Secador

DE Motor diesel

DH Desaereador

DMM Motor Mezclador Dinámico

E Equipo de transferencia de calor (sin fuego directo)

EM Motor de Enfriador / Ventilador

F Equipo de transferencia de calor (a fuego directo) Hornos, incineradores

FIL Filtro

FLA Mechurrio

G Generador

GT Turbina generadora

J Eyector, inyector

K Compresor, soplador, ventilador

KM Motor de compresor

KT Turbina de Compresor

LA Brazo de Carga

MD Mezclador Dinámico

ME Mezclador Estático

MA Agitador Mecánico

N Transformador

P Bomba

PM Motor de bomba

PT Turbina de bomba

O Transmisión mecánica

R Reactor, convertidor

RV Válvula de seguridad / alivio

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ANEXO A (CONT.)

CÓDIGOS DE EQUIPOS

Código Descripción

S Separador mecánico o por gravedad (por ejemplo: filtro, decantador,colador, colector de polvo, tamiz, etc.)

SL Silo

SG Caldera

V Recipiente de almacenamiento presurizado (por ejemplo: esfera, salchicha,etc.)

ST Turbina de vapor

T Tanque de almacenamiento

V Recipiente de proceso presurizado (separadores, acumuladores)

W Equipo de pesaje

X Equipo estacionario de transporte

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ANEXO BIDENTIFICACIÓN DE INSTRUMENTOS Y SISTEMAS DE NUMERACIÓN DE ETIQUETA

DE INSTRUMENTOS

1. La representación de instrumentos en diagramas de tubería einstrumentación en general, debe consistir en uno o varios globossuficientes para la definición de la función. Si se requiere, para mayorclaridad los lazos complejos o poco usados deben describirse concomponentes individuales de globos, de acuerdo al estándar ISA S5.1,figura 30, pág.48. ANSI / ISA S5.1–1979 (R1993).

2. Las letras de identificación de instrumentos deben seleccionarse deacuerdo con la tabla mostrada en el anexo. Los símbolos de instrumentosdeben ser seleccionados de acuerdo a la Norma PDVSA L–TP 1.2“Simbología para Planos de Proceso”.

3. Todos los instrumentos medidores de las mismas variables (temperatura,presión, flujo, entre otras) generalmente deben ser numeradosconsecutivamente, indiferente a su función. Ej. FIC–1001, FI–1002,FE–1003.

4. Los termómetros locales (TI), termopozos (TW) y medidores de presión (PI)pueden ser numerados en paralelo con otros instrumentos de temperatura,presión o flujo.

5. Los no numerados “X” o sufijos “X” fuera del límite de la burbuja delinstrumento, indican que tales instrumentos están previstos como parte deun equipo “paquete”. Los instrumentos en una unidad paquete en generaldeben ser numerados si se cumple cualquiera de los siguientes criterios:

a. La instalación en campo es requerida y el instrumento es remitidosuelto.

b. Se requiere conexiones en campo para señales de entrada y salida .

6. Si un lazo contiene un componente duplicado, los sufijos (A,B,C, etc.) debenser agregados al final de la identificación, ej. PV–2203A y PV–2203B,TI–1407A, TI–1407B.

7. En algunos casos se requiere agregar información adicional para definir oesclarecer el tipo o función del instrumento, por ejemplo:

a. Todos los instrumentos de nivel (ejemplo: displ, d/p, flanged d/p,bubbler, gamma, sónicos, columna de agua, etc.) deben estaridentificados.

b. El piloto dual de instrumentos de nivel debe estar indicado por doscírculos adyacentes.

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c. Para analizadores, (ejemp. CO2, O2, H2O, etc.) la medición requeridadebe estar indicada.

d. En las válvulas de seguridad deben estar indicadas las dimensionesde entrada y salida, tamaño de orificio (en caso de ser aplicable) ypresiones de ajuste.

e. Los interruptores electrónicos que trabajan sin la intervención de lamano del hombre, deben ser indicadas con “HOA” fuera del círculo.

8. Para la identificación de Panel Local, se debe colocar una nota en elDiagrama de Tubería e Instrumentación (DTI) donde se muestre su códigode identificación.

9. Si un DTI muestra instrumentos instalados en más de un panel de controllocal, el número de identificación de panel debe mostrarse al lado de cadasímbolo de instrumento.

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ANEXO B (CONT.)

IDENTIFICACIÓN FUNCIONAL DE INSTRUMENTOS

PRIMERA LETRA LECTURAS SUCESIVAS

VARIABLE MEDIDA MODIFICADOR LECTURA OFUNCIÓN PASIVA

FUNCIÓN DESALIDA

MODIFICADOR

A Análisis (1) Alarma

B Llama Elección Usuario Elección Usuario Elección Usuario

C Elección Usuario Diferencial

E Voltaje Elemento Primario

F Flujo

G Elección Usuario Vidrio, dispositivo devisión

H Manual Alta (3)

I Corriente (Eléctrica) Indicador

J Potencia Barrido

K Tiempo Rata de Cambiode tiempo

Estación de Control

L Nivel Luz – Lampara –Piloto Baja (3)

M Elección Usuario Momentaneo Media oIntermedia

N Elección Usuario Elección Usuario Elección Usuario Elección Usuario

O Elección Usuario Orificio – Restricción

P Presión o Vacío Punto ConexiónPrueba

Q Cantidad Integrar oTotalizar

R Radiación Radiación Registrar

S Velocidad oFrecuencia

Seguridad Interruptor

T Temperatura Transmitir

U Multivariable Multifunción Multifunción Multifunción

V Vibración Valvula o Atenuador

W Peso o Fuerza Pozo

X Sin Clasificar (2) EJE X Sin Clasificar Sin Clasificar Sin Clasificar

Y Estado EJE Y Computar. Rele,Convertir

Z Posición EJE Z Mover, Actuar,Elemento de controlfinal sin clasificar

Notas:(1) La primera Letra “A” cubre todos los análisis no listados en la Tabla.

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(2) Las Letras sin clasificar “X” serviran para cubrir significados no listados.(3) Los terminos alta y baja, cuando se aplican a las posiciones de válvulas u otrosdispositivos de abrir o cerrar, estan definidos como sigue: alta, denota que laválvula está en o aproximándose a la posición abierta y baja denota en oaproximándose a la posición cerrada.

Para mayor detalle revisar la Sección 5 de la Norma ANSI / ISA S–5.1.

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ANEXO B (CONT.)IDENTIFICACIÓN DE INSTRUMENTOS

AAH ANÁLISIS ALARMA DE ALTA II INDICADOR DE CORRIENTE (AMPERIMETRO)

AAL ANÁLISIS ALARMA DE BAJA IR REGISTRADOR DE CORRIENTE

AE ELEMENTO PRIMARIO DE ANÁLISIS IS INTERRUPTOR ELÉCTRICO

AI INDICADOR DE ANÁLISIS IT TRANSMISOR DE CORRIENTE

AIC INDICADOR CONTROLADOR DE ANÁLISIS IY RELÉ DE CORRIENTE

AIT TRANSMISOR INDICADOR DE ANÁLISIS KY RELÉ DE TIEMPO

AP PUNTO DE MUESTREO LAH ALARMA DE ALTO NIVEL

AR REGISTRADOR DE ANÁLISIS LAL ALARMA DE BAJO NIVEL

ARC REGISTRADOR CONTROLADOR DE ANÁLISIS LC CONTROLADOR DE NIVEL

ASH INTERRUPTOR DE ANÁLISIS DE ALTA LG CRISTAL DE NIVEL

ASL INTERRUPTOR DE ANÁLISIS DE BAJA LI INDICADOR DE NIVEL

AV ELEMENTO FINAL DE ANÁLISIS LIC INDICADOR CONTROLADOR DE NIVEL

AY ANÁLISIS RELÉ, SELENOIDE LR REGISTRADOR DE NIVEL

BAL ALARMA DE BAJA LLAMA LRC CONTROLADOR REGISTRADOR DE NIVEL

BIC CONTROLADOR INDICADOR DE LLAMA LSH INTERRUPTOR ALTO NIVEL

BE ELEMENTO DETECTOR DE LLAMA LSL INTERRUPTOR BAJO NIVEL

BS INTERRUPTOR DE LLAMA LT TRANSMISOR DE NIVEL

FAH ALARMA ALTO FLUJO LIT TRANSMISOR INDICADOR DE NIVEL

FAL ALARMA BAJO FLUJO LCV VÁLVULA DE CONTROL DE NIVEL

FIC CONTROLADOR INDICADOR DE FLUJO LY RELÉ DE NIVEL

FE ELEMENTO DE FLUJO PAH ALARMA DE ALTA PRESIÓN

FG VISOR DE FLUJO PAL ALARMA DE BAJA PRESIÓN

FI INDICADOR DE FLUJO PC CONTROLADOR DE PRESIÓN

FQI INDICADOR TOTALIZADOR DE FLUJO PCV VÁLVULA DE CONTROL DE PRESIÓN

FQS INTERRUPTOR TOTALIZADOR DE FLUJO PDI INDICADOR DE PRESIÓN DIFERENCIAL

FR REGISTRADOR DE FLUJO PDIC INDICADOR CONTROLADOR PRESIÓNDIFERENCIAL

FRC REGISTRADOR CONTROLADOR DE FLUJO PDR REGISTRADOR DE PRESIÓN DIFERENCIAL

FSH INTERRUPTOR DE ALTO FLUJO PDRC REGISTRADOR CONTROLADOR PRESIÓNDIFERENCIAL

FSL INTERRUPTOR DE BAJO FLUJO PDS INTERRUPTOR DE PRESIÓN DIFERENCIAL

FT TRANSMISOR DE FLUJO PDSH INTERRUPTOR ALTA PRESIÓN DIFERENCIAL

FCV VÁLVULA DE CONTROL DE FLUJO PDSL INTERRUPTOR BAJA PRESIÓN DIFERENCIAL

FY RELÉ DE FLUJO PDT TRANSMISOR PRESIÓN DIFERENCIAL

HS INTERRUPTOR MANUAL PI INDICADOR DE PRESIÓN

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ANEXO B (CONT.)IDENTIFICACIÓN DE INSTRUMENTOS

PIC �� TI INDICADOR DE TEMPERATURA

PR �� TIC INDICADOR DE CONTROL DE TEMPERATURA

PRC �� TR REGISTRADOR DE TEMPERATURA

PS INTERRUPTOR DE PRESIÓN TSH INTERRUPTOR POR ALTA TEMPERATURA

PSH INTERRUPTOR DE ALTA PRESIÓN TSL INTERRUPTOR POR BAJA TEMPERATURA

PSL INTERRUPTOR DE BAJA PRESIÓN TW TERMOPOZO

PSV VÁLVULA DE SEGURIDAD Y ALIVIO TY RELÉ DE TEMPERATURA

PT TRANSMISOR DE PRESIÓN TSV VÁVULA DE ALIVIO TÉRMICO

PY RELÉ DE PRESIÓN ZL LUZ DE POSICIÓN

TT TRANSMISOR DE TEMPERATURA ZAO LUZ DE POSICIÓN ABIERTA

TAH ALARMA DE ALTA TEMPERATURA ZAC LUZ DE POSICIÓN CERRADA

TAL ALARMA DE BAJA TEMPERATURA ZS INTERRUPTOR DE POSICIÓN

TC CONTROLADOR DE TEMPERATURA ZSO INTERRUPTOR DE POSICIÓN ABIERTO

TCV VÁLVULA DE CONTROL DE TEMPERATURA ZSC INTERRUPTOR DE POSICIÓN CERRADO

TE ELEMENTO DE TEMPERATURA

Nota: Para mayor detalle en la identificación de instrumentos ver la Sección 5 dela Norma ANSI / ISA S–5.1.

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ANEXO B (CONT.)OTRAS IDENTIFICACIONES

RO ORIFICIO DE RESTRICCIÓN

CD DRENAJE CONTÍNUO

DC MEDIDOR DE TIRO

FAR PARALLAMAS

FF RELACIÓN DE FLUJO

FO ORIFICIO DE FLUJO

*L LUZ

MOVUV VÁLVULA MOTORIZADA

PSV VÁLVULA DE SEGURIDAD / ALIVIO

PVSV VÁLVULA DE SEGURIDAD ROMPEVACÍO

*PV BOTÓN INTERRUPTOR

*PBL BOTÓN INTERRUPTOR CON LUZ

PNL TABLERO

+ D DIFERENCIAL

+ Q TOTALIZADOR

PSE DISCO DE RUPTURA

STP TRAMPA DE VAPOR

*SM INTERRUPTOR MANUAL

TUI INDICADOR DE TEMPERATURA MULTIPUNTO

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../indice_mid.htm

indice_vol15.htm

NÚMERO DE LAZO Y EQUIPOS EN PARALELO

MEDIDA

LETRA DE LA VARIABLELETRAS DE LA FUNCIÓN

1102

PIC

SISTEMA DE NUMERACIÓN DE ENTRELACE

NÚMERO DE ENCLAVAMIENTO101

NÚMERO DE LA PLANTA

NÚMERO DE AREA, SECCIÓN O DEL TREN

NÚMERO DE ENTRELACE

101123

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ANEXO B (CONT.)

SISTEMA DE NUMERACIÓN DE ETIQUETA DEL INSTRUMENTO

1 2 3 – 4 .... 10 – 11 ... 14 – 15 ... 20

Los campos 1, 2 y 3 corresponden al código de la unidad o tipo de infraestructura(máximo 3 dígitos), en estos campos los caracteres pueden ser numéricos,alfabéticos o alfanuméricos.

Underscore

Los campos del 4 al 10 corresponden al código de área, sección de la unidad onombre de la infraestructura (máximo 7 dígitos), en estos campos los caracterespueden ser numéricos, alfabéticos o alfanuméricos.

Underscore

Los campos del 1 al 10, no se indican en el círculo del instrumento; pero estáncubiertos por una nota en el diagrama de tuberías e instrumentación.

Los campos del 11 al 14 corresponden a la variable medida y función delinstrumento.

Los campos del 15 al 20 corresponden al número de lazo al cual está asociadoel instrumento (máximo 6 caracteres).

Ejemplo:

../../index.html

../indice_mid.htm

indice_vol15.htm

ANEXO CILUSTRACIONES TIPICAS DE LAZOS DE CONTROL EN LOS

DIAGRAMAS DE TUBERÍA E INSTRUMENTACIÓN

EN EL PANEL PRINCIPAL, CUYA SEÑAL DE SALIDA MODIFICA EL PUNTO DE AJUSTE DEL FIC 1102.

– UN INTERRUPTOR POR ALTO NIVEL, CONECTADO AL MCC PARA EL ARRANQUE DE LA BOMBA.

EN CASO DE BAJO NIVEL, LA SEÑAL DEL CONTROLADOR AL MCC, (CENTRO DE CONTROL DE MOTORES)DETIENE LA BOMBA.

– UN TRANSMISOR DE NIVEL, TIPO PRESION DIFERENCIAL (D/P), CONECTADO A UN CONTROLADOR/INDICADOR

2. A LA ENTRADA DEL INTERCAMBIADOR DE CALOR HAY UN TERMOPOZO Y EN CADA UNA DE SUS SALIDASUN INDICADOR LOCAL DE TEMPERATURA.

UBICADOS EN EL PANEL.QUE CONTROLA LA VÁLVULA DE ENTRADA AL INTERCAMBIADOR DE CALOR. AMBOS INSTRUMENTOS ESTÁNINDICADOR DE TEMPERATURA MULTIPUNTO Y EL OTRO AL CONTROLADOR/INDICADOR DE TEMPERATURA

1. A LA ENTRADA DEL SEPARADOR ESTÁ INSTALADO UN TERMOPAR DOBLE. UNO ESTÁ CONECTADO A UN

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INSTRUMENTACIÓN ANALOGICA

6. LOS CONVERTIDORES I/P SON INDICADOS PARA MAYOR CLARIDAD.

PRESIÓN AUMENTA, EXCEDIENDO EL PUNTO DE AJUSTE, EL FLUIDO COMENZARÁ A RECIRCULAR.5. EN LA DESCARGA DE LA BOMBA HAY UN INDICADOR LOCAL DE PRESIÓN Y UNA VÁLVULA DE ALIVIO. SI LA

4. EL CONTROLADOR/INDICADOR DE FLUJO POSEE UNA ALARMA POR BAJO FLUJO Y CONTROLA LA VÁLVULA

– UNA VÁLVULA DE ALIVIO, SE INDICAN SU TAMAÑO Y PUNTO DE AJUSTE.

– UN VISOR DE NIVEL.

3. EL SEPARADOR ESTA EQUIPADO CON:

UBICADA A LA DESCARGA DE LA BOMBA.

– UN INDICADOR LOCAL DE PRESIÓN.

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indice_vol15.htm

ANEXO C (Cont.)

INSTRUMENTACIÓN ANALOGICA

4. LA “X” FUERA DEL SÍMBOLO SE UTILIZA PARA DENOTAR ALGUNA CONDICIÓN PARTICULAR, POR EJEMPLO,

EN EL PANEL.BAJO NIVEL. LA SEÑAL DE SALIDA DE ÉSTE SE LLEVA A UNA ALARMA POR BAJO NIVEL UBICADA

UNA CONEXIÓN CAPILAR AL TANQUE.1. EN LA ENTRADA DEL CALENTADOR DEL TANQUE HAY UNA VÁLVULA DE CONTROL DE TEMPERATURA CON

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– UN INDICADOR DE NIVEL DEL TIPO CINTA Y FLOTADOR, EL CUAL POSEE ADEMAS UN INTERRUPTOR POR

3. EL TANQUE ESTA EQUIPADO CON:

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“EL EQUIPO DEBE SER SUMINISTRADO POR EL CONTRATISTA”.

DOS PUNTOS DE AJUSTES INDICADOS.– UNA VÁLVULA DE ALIVIO DE PRESIÓN Y VACÍO LA CUAL ACTUARÁ AL EXCEDERSE UNO DE LOS

– UN INDICADOR LOCAL DE TEMPERATURA.

CON TOMA INTERIOR Y UN INDICADOR DE PRESIÓN.2. EN LA ENTRADA SUPERIOR DEL TANQUE ESTÁ INSTALADA UNA VÁLVULA AUTO REGULADORA DE PRESIÓN

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../indice_mid.htm

indice_vol15.htm

– UNA TERMOCUPLA DOBLE, LAS SEÑALES VAN A UN INDICADOR DE TEMPERATURA

– UN TRANSMISOR DE NIVEL TIPO DESPLAZADOR CUYA SEÑAL SE LLEVA A UN CONTROLADOR/INDICADOR

– UN INTERRUPTOR POR MUY ALTO NIVEL, SU SEÑAL CIERRA LAS VÁLVULAS DE ENTRADA A LA

1. LAS SEÑALES DE LOS TRANSMISORES DE FLUJO, UBICADOS EN AMBAS ENTRADAS A LA TORRE, SE

– UN TRANSMISOR DE PRESIÓN, SU SEÑAL SE TRANSMITE A UN INDICADOR DE PRESIÓN UBICADO

UNA ALARMA EN EL PANEL. SI LA PRESIÓN SIGUE AUMENTANDO ACTUARÁ LA VÁLVULA DE ALIVIO.PARA ASI TENER UNA PROTECCIÓN DOBLE. SI SE ROMPE EL DISCO, EL INTERRUPTOR DE PRESIÓN ACTIVARÁ

Y A UN CONTROLADOR/INDICADOR DE TEMPERATURA (CON ALARMA POR ALTA TEMPERATURA),

DE NIVEL; SU SEÑAL DE SALIDA CONTROLA LA VÁLVULA DE DESCARGA DE LA TORRE.

TORRE POR ACCIÓN DE LOS SOLENOIDES.

LLEVAN A 2 CONTROLADORES/INDICADORES DE FLUJO LOS CUALES CONTROLAN LAS VÁLVULAS DE

DE PRESIÓN. LA PRESION DE RUPTURA DEL DISCO DEBE SER INFERIOR AL PUNTO DE AJUSTE DE LA VÁLVULA3. EN LA SALIDA SUPERIOR DE LA TORRE HAY UN DISCO DE RUPTURA EN SERIE CON UNA VÁLVULA DE ALIVIO

PUNTO DE AJUSTE DEL CONTROLADOR/INDICADOR DE FLUJO 1002.AMBOS UBICADOS EN EL PANEL PRINCIPAL. LA SEÑAL DE SALIDA DE ESTE CONTROLADOR MODIFICA EL

– UN VISOR DE NIVEL, UBICADO EN LA PARTE INFERIOR.

2. LA TORRE ESTA EQUIPADA CON:

4. LOS CONVERTIDORES I/P SON INDICADOS PARA MAYOR CLARIDAD.

EN EL PANEL PRINCIPAL.

– UN INDICADOR LOCAL DE PRESIÓN.

ENTRADA.

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ANEXO C (Cont.)

PROCESAMIENTO DIGITAL

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indice_vol15.htm

ANEXO C (Cont.)PROCESAMIENTO DIGITAL

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– UN INTERRUPTOR POR MUY ALTO NIVEL, SU SEÑAL CIERRA LAS VÁLVULAS DE ENTRADA AL

LA SALIDA DE ESTE CONTROLADOR SE LLEVA AL RELE DE FLUJO PARA CONTROLAR LA VÁLVULA

4. LA SEÑAL DEL TRANSMISOR DE FLUJO, UBICADO EN LA DESCARGA DE LA BOMBA, SE LLEVA AL

PARO DE LA BOMBA. ESTA SEÑAL TAMBIÉN CIERRA LA VÁLVULA DE DESCARGA POR LA ACCIÓN– UN INTERRUPTOR POR MUY BAJO NIVEL EN EL SEPARADOR GENERA UNA ALARMA EN EL PANEL Y

ARRANQUES/PARADAS DE LA BOMBA DE ACUERDO AL NIVEL EN EL SEPARADOR (A TRAVÉS DE LA

DE AJUSTE DEL CONTROLADOR/INDICADOR DE FLUJO FIC 1113 Y CONTROLA LOS

CONTROLADOR/INDICADOR DE NIVEL EN EL PANEL PRINCIPAL. EL CUAL MODIFICA EL PUNTO

1. EN CADA UNA DE LAS ENTRADAS AL SEPARADOR HAY UN TRANSMISOR DE FLUJO CUYAS SEÑALES SELLEVAN A UN CONTROLADOR/INDICADOR DE RELACIÓN. LA SEÑAL DE SALIDA CONTROLA UNA DE

EL PUNTO DE AJUSTE DE LA VÁLVULA, EL FLUIDO COMIENZA A RECIRCULAR.3. EN LA DESCARGA DE LA BOMBA HAY UNA VÁLVULA DE ALIVIO DE PRESIÓN. SI LA PRESION EXCEDE

DE LA VÁLVULA SOLENOIDE.

SEPARADOR POR ACCIÓN DE LAS VÁLVULAS SOLENOIDES.

SEÑAL LLEVADA AL MCC).

INDICAN QUE ES CALENTADO POR VAPOR. LA SEÑAL DE ESTE TRANSMISOR ENTRA A UN

– UN TRANSMISOR DE NIVEL TIPO DESPLAZADOR, LAS LÍNEAS DISCONTINUAS A SU ALREDEDOR

2. EL SEPARADOR ESTA EQUIPADO CON:

LAS VÁLVULAS DE ENTRADA.

DE DESCARGA.

CONTROLADOR/INDICADOR DE FLUJO EN EL PANEL, EL CUAL POSEE UNA ALARMA POR BAJO FLUJO.

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ANEXO C (Cont.)

1 LETRAS DE IDENTIFICACIÓN

1.1 Las letras de identificación de instrumentos deben seleccionarse de acuerdo conla tabla mostrada en el Anexo B.

2 INFORMACIÓN ADICIONAL Y CONVENCIONES ENDIAGRAMACIONES

En ciertos casos, identificación adicional, descripción o diagramaciónconvencional son usados para definir o esclarecer el tipo o función delinstrumento, los siguientes son ejemplos típicos de esas situaciones.

2.1 El indicador de temperatura multipunto (TUI) y el registrador de temperaturamultipunto (TJR) deben tener puntos numerados indicados así como el sufijo delnúmero extremo.

2.2 El piloto dual de instrumentos de nivel debe estar indicado por dos círculosadyacentes.

2.3 Todos los instrumentos de nivel (ejemplo: displ, d/p, flanged d/p, bubbler, gamma,sónicos, columna de agua, etc.) deben estar identificados.

2.4 Para analizadores, (ejemplo: CO2, O2, H2O, etc.) la medición requerida debeestar indicada.

2.5 En las válvulas de seguridad deben estar indicadas las dimensiones de entraday salida, tamaño de orificio (en caso de ser aplicable) y presiones de ajuste.

2.6 Los interruptores electrónicos que trabajan sin la intervención de la mano delhombre, deben ser indicadas con “HOA” fuera del círculo.

3 IDENTIFICACIÓN EN PANEL LOCAL

3.1 Los números identificadores del panel local deben estar identificados por unanota en el diagrama de flujo de tubería e instrumentos.

3.2 Si el mismo diagrama de flujo de tubería e instrumentos, muestra instrumentosinstalados en más de un panel de control local, el número de identificación depanel debe mostrarse al lado de cada símbolo de instrumento.

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../indice_mid.htm

indice_vol15.htm

INFORMACION DISEÑO CONTRATADO R E V I S I O N E S PLANOS DE REFERENCIA

DESCRIPCION

INSTALACION:

TITULO:

DESCRIPCION:

FECHA:ESCALA:

DE:

HOJA: REV.

DESCRIPCION

DIBUJADO:

REVISADO:

DISEÑADO:

APROBADO:

FECHA:

ESCALA:C.I.V.:

No. DE PROYECTO: REVISION: REVISADO POR:

DIBUJADO POR: DISEÑADO POR:

PDVSA

APROBADO POR:CODIGO DEL PLANO:

CODIGO DEL PLANO

CODIGO DEL PLANO:

APROBADOREV. PROYECTISTA CIV FECHA

LA INFORMACIÓN TÉCNICA CONTENIDA EN ESTE DOCUMENTO ES PROPIEDAD DE PDVSA. SE PROHIBE SU USO Y REPRODUCCIÓN SIN AUTORIZACIÓN PREVIA Y POR ESCRITO.FORMAT “A3” (297 X 420 mm)

ANEXO D DIAGRAMA DE FLUJO DE PROCESO (DFP)

DESARROLLO ÁREA TOMOPORO

“PLANTA COMPRESORA DE GAS MOPORO I”

DIAGRAMA DE FLUJO DE PROCESO

SISTEMA DE COMPRESIÓN DE GAS

PC MOPORO I

S/E MAY.061

1 B

FLUJO VOLUMETRICO DE LIQUIDO (BPD)

FLUJO MASICO TOTAL (Lb/Hr)PRESION (psig)TEMPERATURA (FASE

117.0

43

FLUJO VOLUMETRICO DE GAS (MMPCED)

Gas

50.049,813.020.028

n/a

44

Gas

49,813.020.028

n/a

308.8220.3

45

Mezcla

19.69345.5

120.0215.9

46

215.9120.0Gas

n/a n/a13.6

Gas

48,950.719.592

494847

753.3338.4

19.69349,149.6

Gas120.0746.8746.8

120.0

19.59249,149.6

Mezcla

19.693n/a n/a

19.56248,891.02,494.6120.0

52

Gas

n/a 4.1

5150

48,950.719.592

2,500.0376.3Gas

19.56248,950.72,494.6120.0

Mezcla

53

244,455.02,494.6120.0Gas

97.8159.40.0

n/a0.060.0

120.0

60

Agua

61

117.050.0

865.8n/a

63CONDICIONES

No. CORRIENTES

40

4241

n/a20.000

49,756.860.0

Gas120.0

n/a100.000

248,784.160.0

Gas

n/a

120.0

17.7n/a

258.1746.8

120.0

49,813.0 49,149.6

40

n/a100.000

Gas

248,784.160.0

120.0

41

LC

60

V–3201A/B

67

P–3201A/B

V–3202

66

2.– CAPACIDAD DE LA UNIDAD DE DESHIDRATACION PENDIENTE POR

1.– EL ARREGLO DEFINITIVO DE LOS MODULOS DE COMPRESION DEGAS SERA CONFIRMADO Y/O DEFINIDO POR EL PROVEEDOR.

DEFINIR.

1.– INSTALACION INICIAL DE TRES (3) MODULOS DE COMPRESION DE20 MMPCED (DOS (2) EN OPERACION Y OTRO DE RESPALDO),CON CONEXIONES PARA COLOCAR TRES (3) MODULOS ADICIONALES

PENDIENTES:

NOTAS:

68

PC

47

ETAPA 2

46

42LC

61

44

43

ETAPA 1

45

62

LC

5251

X–3211

63

LC

4948

50

ETAPA 3

LC

64

(PENDIENTE 1)

MODULO DE COMPRESION 2

53

65

n/a922.0215.9

62

63.2

120.0





EN CASO DE REQUERIRSE EN EL FUTURO.

42

X–3221

X–3231

X–3241

X–3251

X–3261

42

42

42

42

LC

V–3213V–3211

K–3211

V–3212 V–3214

K–3213K–3212

E–3211 E–3212 E–3213

52

61 61 61 61 61 61

4.1n/a59.7

2,494.6120.0

64

296.8n/a

4,328.35.0

117.0

65 66

n/a

68

n/an/a

n/an/an/an/a

n/a4,328.3

30.0

67

296.8

117.1

52

52

52

52

Agua Agua Agua Agua Agua Agua Agua

MG–30–7HACIA MULTIPLEGAS COMPRIMIDO

FLUJO MOPORO IESTACION DEGAS DESDE

DESPRESURIZACIONSISTEMA DEGAS HACIA

MECHURRIOHACIA TANQUESCONDENSADO

ALMACENAMIENTO

FLUJO MOPORO IIESTACION DEGAS DESDE

V–3211/21/31/41/51/61DEPURADOR DE SUCCION

DIAMETRO: 4’–0”LONGITUD (T/T): 14’–0”

V–3201 A/BSEPARADOR DE ENTRADA

DIAMETRO: 7’–0”LONGITUD T/T: 21’–0”

E–3211/21/31/41/51/61ENFRIADOR ETAPA 1

CALOR INTERCAMBIADO: 6.1 MMBTU/hTIPO: ENFRIADOR POR AIRE

X–3211/21/31/41/51/61MODULO DE COMPRESION

DE GASCAPACIDAD: 20 MMPCEDP: 2450 psi

296.8

4,328.35.0

117.0

DESHIDRATACIONSISTEMA DEGAS HACIA

(PENDIENTE 2)

V–3212/22/32/42/52/62DEPURADOR DESCARGA ETAPA 1










V–3202ACUMULADOR DE CONDENSADOS


P–3201A/BBOMBA DE CONDENSADOS

CAPACIDAD DE DISEÑO: 100 GPMDIFERENCIAL DE PRESION: 30 psi

(PENDIENTE 1)

REVISION FECHA

ESPECIFICACIÓN DE INGENIERÍA


PDVSA L–TP–1.1

Página 44

��


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indice_vol15.htm

INFORMACION DISEÑO CONTRATADO R E V I S I O N E S PLANOS DE REFERENCIA

DESCRIPCION

INSTALACION:

TITULO:

DESCRIPCION:

FECHA:ESCALA:

DE:

HOJA: REV.

DESCRIPCION

DIBUJADO:

REVISADO:

DISEÑADO:

APROBADO:

FECHA:

ESCALA:C.I.V.:

No. DE PROYECTO: REVISION: REVISADO POR:

DIBUJADO POR: DISEÑADO POR:

PDVSA

APROBADO POR:CODIGO DEL PLANO:

CODIGO DEL PLANO

CODIGO DEL PLANO:

APROBADOREV. PROYECTISTA CIV FECHA

LA INFORMACIÓN TÉCNICA CONTENIDA EN ESTE DOCUMENTO ES PROPIEDAD DE PDVSA. SE PROHIBE SU USO Y REPRODUCCIÓN SIN AUTORIZACIÓN PREVIA Y POR ESCRITO.FORMAT “A3” (297 X 420 mm)

ANEXO E DIAGRAMA DE TUBERÍA E INSTRUMENTACIÓN (DTI)

V–1121 A/BSEPARADORES DE PRODUCCION (TREN 2)

CAPACIDAD: 38,346 BPD (@T,P)/18.37 MMPCED (STD)DIAMETRO x L T/T: 7’–0” x 26’–0”P/T DISEÑO: 130 psig / 200 MATERIAL: ACERO AL CARBONOAISLAMIENTO: PROTECCION PERSONAL (PP)

V–1121 A

10”–GG–12203–AA2–PP

16”–P–10232–DA2A–PP

16”–

P–1

0231

–DA

2A–P

P

8”–G

G–1

2201

–AA

2–P

P

6”–A

V–1

4202

–AA

2–P

P

3”–O

D–1

5201

–AA

2–P

P

12”–

P–1

1203

–AA

2–P

P

16”–P–11205–AA2–PP

LLL=1’–10”

HLL=4’–8”

HHLL=5’–7”

4N6SET @ 130 psig

4N6SET @ 130 psig

12”–

P–1

1201

–AA

2–P

P

4”–OD–15205–AA2–PP

3”–O

D–1

5202

–AA

2–P

P

16”–

P–1

0232

–DA

2A–P

P

LLLL=0’–9”

NLL=3’–3”

3”–O

D–1

5203

–AA

2–P

P

3”–O

D–1

5204

–AA

2–P

P

HLL=4’–8”

HHLL=5’–7”

3”–O

D–1

5206

–AA

2–P

P

LLLL=0’–9”

LLL=1’–10”

3”–O

D–1

5207

–AA

2–P

P

NLL=3’–3”

3”–O

D–1

5208

–AA

2–P

P

3”–O

D–1

5209

–AA

2–P

P

FC

8”–G

G–1

2202

–AA

2–P

P

4”

CSO

4”

3/4” 3/4”

IP

LIT25211A

LI25213A

TI25211A

LCV25211A

PSV252110

LY25211A

PSHH252110

PIT25214A

2”

XV252111

ZSH252111

2”

LSLL252110

LALL

252110

LSHH252110

2”

2”

2”

LCV25221A

LY25221A

IP

LIT25221A

LI25223A

TI25221A

LSHH252210

2”

2”

LSLL252210

2”

LALL

252210

PSV252210

PSHH252210

PIT25224A

LALL

252110

ZIH

252111

ZIH

252111

LALL

252110

PSE252210

DESDE MULTIPLE DEPRODUCCION

EF.MO.01.I.MU.4002

NOTAS:

1.– LOS TAG’S DE LOS INSTRUMENTOS ESTAN PRECEDIDOS POR EF_MOPI_.

2.– EL PLC DE PROCESO TENDRA UNA INTERFAZ HOMBRE–MAQUINA(PANEL VIEW).

3.– LINEA SIN BOLSILLOS O PUNTOS BAJOS EN SU TRAYECTORIA. EN CASO

3” 3” 3”

24”

16”

8”

3” 3” 3”

8”

24”

3”

ELEVACION

LI

25221A

4’–4”

LI

25221A

ELEVACION

CABEZAL DE AGUA DE SERVICIO

4” 4”

1”}

4’–4”

1”}

3”

ZIL

252111

4”

S

NC4”

ATM

NO

A.I.

4”

YY

252111

ABRIR/

ZSL252111

CERRAR

XY252111

PLC4” CS

O

6”

16”–P–10231–DA2A–PP

DESDE MULTIPLE DEPRODUCCION

EF.MO.01.I.MU.4002

24”24”

FC

XV252211

ZSH252211

ZIH

252211

ZIH

252211

ATM

A.I.

ZSL252211

YY

252211

ZIL

252211

ABRIR/

XY252211

CERRAR

S

PLC

SIS

3”–AV–14207–AA2–PP

NOTA 3

6”–AV–14206–AA2–PP0.2%

CSC

0.2%

NOTA 3

2”

6”–AV–14202–AA2–PP0.2%

NOTA 3

3”–AV–14203–AA2–PP

2”–AV–14208–AA2–PP

0.2%

2”

NOTA 3

2”–AV–14204–AA2–PP

ZIL

252111

V–1121 B

4”

0.2%

NOTA 3

ZIL

252211

ATMS

6”–UW–63001–AA2–NI

16”

ATMS

3”

3”

NO

16”

LY252110

LAH25221A

LY252210

12”x8”8”–300#

12”x8”

PLC

LAL

25221A

LAH

25221A

LAL25221A

LAHH

252210

PAHH

252210

LAHH252210

PAHH252210

PLC

NOTA 5

0.2%

NOTA 3

PLCSIS

FC12”

PLC

4”–6

00#

12”

12”

3/4” 3/4”

PLC

LAL

25211A

LAH

25211A

12”x8”

LAL25211A

LAH25211A

8”–300#12”x8”

PLCSIS

LI

25211A

LI

25211A

PLC

FC

AA2DA2A

4”–6

00#

PI25214A

PI

25214A

PLC

PAH

25214A

PAH25214A

PAHH

25214A

PAHH25214A

SISPLC

NOTA 5

LAHH

252110

PAHH

252110

LAHH252110

PAHH252110

4”

PSE252110

3”

5.– EL CIERRE DE LAS VALVULAS SDV–252110/SDV–252210 SE REALIZARA PORMUY ALTO NIVEL (LAHH_302110) EN EL TANQUE T–1121 O POR MUY ALTONIVEL (LAHH_252110/252210) O MUY ALTA PRESION (PAHH_252110/252210)EN LOS SEPARADORES V–1121 A/B, O POR MUY ALTO NIVEL (LAHH_111110)

2”

2”

2”

2”

QUIMICO INHIBIDORDE CORROSION

EF.MO.01.I.BB.40241”–IL–18208–AK1–NI

1”

1”

1”

1”–IL–18209–AK1–NI

I

1”

6.– EL VALOR DE PRESION DEL PIT_25214A Y 25224A UBICADOS EN LOSSEPARADORES DE PRODUCCION SE COMPARA CON EL VALOR DE PRESIONDEL PIT_0A001A UBICADO EN EL CABEZAL DE PRODUCCION PARA LAAPERTURA DE LAS VALVULAS DE ENTRADA XV_252112/252212 Y CIERREDE LAS VALVULAS DE PRESURIZACION XV_252111/252211.

NOTA 6

I

NOTA 6

VC

–200

2V

C–2

001

VC

–201

1

3” NC

3/4” 3/4”

VB

–200

1

VB–2002

3” CS

O

VB

–200

3

VB

–200

4

8”

3” NC

VC

–201

2

3”–U

W–6

3016

–AA

2–N

I

3” NC

VC

–201

3

3”

VC–2004

VC–2005

NC

VC–2006

VC–2007

3/4”

VC–2015

12”

NO

VC

–200

8

3” NC

VC

–203

2

VC

–203

3

NC

VC

–203

4

NC

VC

–203

5

NC

VC

–203

6

VC–2009 VR–2001

VC–2010

3” NC

VC

–203

0

12”

VB

–201

3

12”

VB

–201

4

NO4”

NO4”

16”

NO

VC

–201

7V

C–2

016

NO

TA 7

3” NC

VC–2029

VC

–202

6

3” NC

VC

–202

7

3” NC

VC

–202

8

12”

NO

VC

–202

3

3”–U

W–6

3017

–AA

2–N

I

3”

VC–2019

VC–2020VC–2021

VC–2022

CSO

3/4” 3/4”

3/4”

12”

3” NC

12”

VC

–203

1 12”

VC–2024 VR–2002

6”

VB–2008

3” CS

O

VB

–200

9

VB

–201

0

8”

VC–2025

VB–2011

CSC

HACIA SISTEMA DEDESPRESURIZACION

EF.MO.01.I.VE.4025

VB–2005

I

HACIA SISTEMA DE

DESPRESURIZACION

EF.MO.01.I.VE.4025

NOTA 6


EF.MO.01.I.VE.4025


EF.MO.01.I.VE.4025


EF.MO.01.I.VE.4025

8”V

R–2

003

8”V

R–2

004

4.– LOS SEPARADORES DE PRODUCCION CONSTAN DE DOS (2) INTERNOS: UN (1)INTERNO DE TIPO CICLONICO A LA ENTRADA Y UN (1) INTERNO TIPO”VANE PACK” A LA SALIDA DEL GAS.

NOTA 4

NOTA 4

NOTA 4

NOTA 4

4”–OD–15211–AA2–PP

4” NC

VC

–203

5

ATM

A.I.

XY252210

SDV252210

ZSH252210

ZSL252210

ZIL251210

ZIH251210

ZIL

252210

ZIH

252210

S

PLC

FC16”–600#

A.I.

ATMXY

252110

SDV252110

ZSH252110

ZSL252110

ZIL252110

ZIH252110

ZIL

252110

ZIH

252110

S

FC16”–600#

YY252111

FP

FB AA2DA2A

FP

FB

PLCZT25211A

ZI

25211A

ZI25211A

PLCZT25221A

ZI

25221A

ZI25221A

PDSH252211

PDAH

252211

PDAH

252211PLCPDSH

252111

PDAH

252111

PDAH

252111PLC

VALV

ULA D

E G

LOB

O (N

O)

S

ATM

A.I.

PLC

I

NOTA 6

ABRIR/CERRAR

PLC

4” CS

OV

B–2

007

PI25224A

PI

25224A

PLC

PAH

25224A

PAH25224A

PAHH

25224A

PAHH25224A

I

NOTA 6

VALV

ULA D

E G

LOB

O (N

O)

S

ATM

A.I.

PLC

ABRIR/CERRAR

PLC

YY252211

ZSL252112

ZSH252112

ZIL

252112

ZIH

252112

YY252112

YY

252112

XY252112

XV252112

ZIL

252112

ZIH

252112

ZSL252212

ZSH252212

ZIL

252212

ZIH

252212

YY252212

YY

252212

XY252212

XV252212

ZIL

252212

ZIH

252212

I

NOTA 6

SEÑAL DESDE DEPURADORV–1221 (LAHH_112110/LSLL_112110)

EF.MO.01.I.DU.4015

O MUY BAJO NIVEL (LALL_112110) EN EL DEPURADOR DE GAS V–1221.

NO

TA 7

DE PRODUCIRSE, SE DEBEN INCUIR TRAMPAS DE LIQUIDO.

FO

16”–

600#

FO

16”–

600#

(NOTA 8)

AK1 AA2

AK1 AA2

AGUA DE SERVICIO

EF.MO.01.I.TC.4012

SEÑAL DESDE TANQUE

(LAHH_302110)

EF.MO.01.I.TC.4012

CRUDO HACIA BOTADESGASIFICADORAV–1122 (TREN 2)

EF.MO.01.I.TC.4012

AGUA DE SERVICIO

EF.MO.01.I.SA.4010

GAS HACIA ENFRIADORE–1221 (TREN 2)

EF.MO.01.I.DU.4015


EF.MO.01.I.VE.4025

PLC

7.– LA VALVULA DE 16” A LA ENTRADA DE LOS SEPARADORES DE PRODUCCIONPUEDE SER USADA PARA RESTRINGIR EL PASO DE FLUJO EN CASO DE QUELA DISTRIBUCION DE FLUIDO BIFASICO NO SEA COMPLETAMENTE SIMETRICA.EL TIPO DE VALVULA A UTILIZAR DEBE SER DEFINIDO Y/O CONFIRMADO

8.– LOS SEPARADORES DE PRODUCCION ESTAN DISEÑADOS PARA MANEJAR ELFLUJO ADICIONAL PRODUCTO DE LA PERDIDA (PARADA) DE 1 O 2 UNIDADESDE PRODUCCION.

DURANTE LA INGENIERIA DE DETALLE.

CONSTRUCCION

FECHAFIRMAC.I.V.

LICITACION

NOMBRE

APROBADO PARA

ING. INSPECTOR:

ING. DE PROYECTOS:

CUSTODIO INST:

SUPVR.PROYECTO:

DIAGRAMA DE TUBERIA E INSTRUMENTACION“ESTACION DE FLUJO MOPORO I”

DIAGRAMA DE TUBERIA E INSTRUMENTACION

SEPARADORES DE PRODUCCION (TREN 2)

EF MOPORO I

S/E JUN.061

1 1

REVISION FECHA

ESPECIFICACIÓN DE INGENIERÍA


PDVSA L–TP–1.1

Página 45

��


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