NRF-184

Número de documento
NRF-184-PEMEX-2013
20 de agosto de 2013
COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y
ORGANISMOS SUBSIDIARIOS
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SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DE PEMEX
REFINACIÓN
SISTEMA DE GAS Y FUEGO:
CEP
(Esta Norma de Referencia cancela y sustituye a la NRF-184-PEMEX-2007 de fecha 4 de septiembre de 2007)
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HOJA DE APROBACIÓN
Esta Norma de Referencia se aprobó en el Comité de
Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos
Subsidiarios en la sesión extraordinaria 93, celebrada el 30 de
mayo de 2013.
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CONTENIDO
CAPÍTULO
PÁGINA
0.
INTRODUCCIÓN. ------------------------------------------------------------------------------------------------------------ 4
1.
OBJETIVO --------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 5
2.
ALCANCE ---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 5
3.
CAMPO DE APLICACIÓN ------------------------------------------------------------------------------------------------- 6
4.
ACTUALIZACIÓN. ----------------------------------------------------------------------------------------------------------- 6
5.
REFERENCIAS --------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 7
6.
DEFINICIONES --------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 7
7.
SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS ----------------------------------------------------------------------------------------- 9
8.
DESARROLLO ------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 10
8.1. Condiciones de diseño del CEP del Sistema de Gas y Fuego -------------------------------------------- 10
8.2. Especificación del CEP del Sistema de Gas y Fuego ------------------------------------------------------- 11
8.3. Componentes adicionales del CEP del Sistema de Gas y Fuego --------------------------------------- 19
8.4. Requisitos de servicios --------------------------------------------------------------------------------------------- 24
8.5. Pruebas de aceptación del CEP del Sistema de Gas y Fuego ------------------------------------------- 26
8.6. Licencias --------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 27
8.7. Documentación a entregar a PEMEX --------------------------------------------------------------------------- 28
8.8. Certificados, garantías y licencias del CEP del Sistema de Gas y Fuego ----------------------------- 29
9.
RESPONSABILIDADES-------------------------------------------------------------------------------------------------- 30
9.1 De Petróleos Mexicanos-------------------------------------------------------------------------------------------- 30
9.2 Del proveedor o contratista ---------------------------------------------------------------------------------------- 30
10.
CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS E INTERNACIONALES --------------------------------- 30
11.
BIBLIOGRAFÍA ------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 31
12.
ANEXOS ---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 31
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0.
INTRODUCCIÓN.
La naturaleza de los procesos y operaciones que se realizan en las instalaciones de Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios, implican riesgos de ocurrencia de incidentes industriales.
En los incidentes industriales destacan por su magnitud los de explosión e incendio que tienen su origen en
fugas de hidrocarburos líquidos o gaseosos, así como aquellos derivados de la presencia de atmósferas
contaminadas con productos tóxicos.
Estos incidentes ponen en riesgo la vida de su personal y pueden afectar al medio ambiente.
Esto ha obligado a Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios a modernizar e instalar sistemas con
tecnología reciente y probada, que permitan: “monitorear” y determinar las condiciones de riesgo, prevenir,
disminuir y alertar situaciones peligrosas y de incendio, aumentar la velocidad de respuesta para mitigar el
siniestro, accionar los sistemas contraincendio de manera manual, semiautomática o automática desde una
posición segura.
Así también, los sistemas mencionados deben interactuar con otros sistemas de prevención, como el sistema
de paro por emergencia, el cual se encarga de enviar a un estado seguro al proceso e informar o notificar a
los sistemas que controlan los procesos (SDMCs).
Lo anterior tiene como fin salvaguardar los recursos humanos y materiales, evitar y/o disminuir los daños a las
instalaciones de Petróleos Mexicanos, zonas aledañas y medio ambiente.
Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios requieren de Sistemas de Gas y Fuego mediante los cuales
alerten, mitiguen y supriman eventos y siniestros causados por fuga de gases tóxicos, flama y mezclas
explosivas de hidrocarburos en equipos, procesos, plantas e instalaciones industriales.
Dado que no existe una Norma Oficial Mexicana, una Norma Mexicana o Norma Internacional que establezca
los requerimientos de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios para la adquisición de Controladores
Electrónicos Programables de estos Sistemas, se elabora esta Norma de Referencia.
Esta Norma de Referencia se realizó teniendo como sustento:
x Ley Federal sobre Metrología y Normalización y su Reglamento.
x Ley de Petróleos Mexicanos y su Reglamento.
x Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público y su Reglamento.
x Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas y su Reglamento.
x Guía para la Emisión de Normas de Referencia de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios
CNPMOS-001, 30 septiembre 2004.
x Políticas, Bases y Lineamientos en Materia de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas, de
Petróleos Mexicanos, Organismos Mexicanos y Empresas Filiales.
x Disposiciones Administrativas de Contratación en Materia de Adquisiciones, Arrendamientos, Obras y
Servicios de las Actividades Sustantivas de Carácter Productivo de Petróleos Mexicanos y Organismos
Subsidiarios.
Para la integración del “Sistema de Gas y Fuego” se deben usar de las siguientes Normas de Referencia:
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NRF-184-PEMEX-2013 “Sistema de Gas y Fuego: CEP”.
NRF-205-PEMEX-2007 “Sistema de Gas y Fuego: Tableros de Seguridad”.
NRF-210-PEMEX-2007 “Sistema de Gas y Fuego: Detección y Alarmas”.
Esta Norma fue conformada con la participación de especialistas de las siguientes dependencias:
x
x
x
x
x
PETRÓLEOS MEXICANOS.
PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN.
PEMEX GAS Y PETROQUÍMICA BÁSICA.
PEMEX PETROQUÍMICA.
PEMEX REFINACIÓN.
Participantes Externos:
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x
x
x
x
1.
ABB México, S.A de C.V.
Automation and Control Solutions S. de R.L. de C.V.
Construcciones Río Coatzacoalcos, S.A. de C.V.
Det-tronics.
Emerson Process Managment S.A. de C.V.
FireBus (México).
Instituto Nacional de Investigaciones Nucleares.
Invensys Systems México, S.A.
Kidde de México, S.A. de C.V.
Rockwell Automation.
Siemens.
Smart Safety and Control Provider, S.A. de C.V. (HIMA).
Sistemas de Automatización Global, Seguridad Integral de Procesos, S.A. de C.V.
Yokogawa de México, S.A de C.V.
OBJETIVO
Establecer las características y requisitos que se deben cumplir en el suministro e instalación del Controlador
Electrónico Programable del Sistema de Gas y Fuego.
2.
ALCANCE
Esta Norma de Referencia establece los requisitos técnicos y documentales que se deben cumplir para el
suministro del Controlador Electrónico Programable y sus componentes, tanto en hardware como en software,
además de establecer los requisitos de los componentes adicionales que se deben suministrar con el CEP,
como son las fuentes de alimentación de energía eléctrica, estructuras de soporte, la interfaz humanomáquina (hardware y software), impresoras, la unidad portátil de configuración (hardware y software), el
sistema de fuerza ininterrumpible y los servicios requeridos para configuración,programación, instalación,
pruebas, puesta en operación y capacitación relacionada con los mismos.
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Con el propósito de precisar el alcance de este documento, está excluido de esta Norma de Referencia lo
siguiente:
¾
Los tableros de seguridad.
¾
Los detectores, alarmas y estaciones manuales de alarma.
¾
La aplicación para los buques tanque de PEMEX Refinación.
¾
Los elementos finales de mitigación y señalización (Semáforos, sistema de agua contra incendio entre
otros).
¾
El circuito Cerrado de Televisión y el sistema de intercomunicación y voceo.
¾
Sistema integral de notificación de emergencia (SINE).
Esta Norma de Referencia cancela y sustituye a la NRF-184-PEMEX-2007 de fecha 4 de septiembre de 2007.
3.
CAMPO DE APLICACIÓN
Esta Norma de Referencia es de aplicación general y de observancia obligatoria en la adquisición de los
bienes y servicios objeto de la misma, que lleven a cabo los centros de trabajo de Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios; por lo que debe ser incluida en los procedimientos de contratación: licitación
pública, invitación a cuando menos tres personas o adjudicación directa, como parte de los requisitos que
deben cumplir el licitante, proveedor o contratista.
4.
ACTUALIZACIÓN.
Esta norma se debe revisar y en su caso modificar al menos cada 5 años o antes si las sugerencias de
cambios o recomendaciones lo ameritan.
Las sugerencias para la revisión y actualización de esta norma, deben enviarse al Secretario del Subcomité
Técnico de Normalización de PEMEX Refinación, quien debe programar y realizar la actualización de acuerdo a
la procedencia de las mismas y en su caso, inscribirla dentro del Programa Anual de Normalización de
Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.
Las propuestas y sugerencias de cambio deben elaborarse en el formato CNPMOS-001-A01, de la Guía para la
emisión de Normas de Referencia CNPMOS-001, Rev. 1 del 30 de septiembre de 2004 y dirigirse por escrito a:
PEMEX-Refinación
Subcomité Técnico de Normalización de PEMEX-Refinación
Piso 2, Edificio “B-2”
Av. Marina Nacional 329
Col. Petróleos Mexicanos
11311, México, D. F.
Teléfonos Directos: 5250-2756 y 5203-4083; Conmutador: 1944-2500, Extensión: 53107
Correo electrónico: [email protected].
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5.
REFERENCIAS
5.1.
NOM-001-SEDE-2005.- “Instalaciones eléctricas (utilización)”.
5.2.
IEC 61131-2:2007.- Programmable Controllers – Part 2: Equipment requirements and test – Third
Edition; 2007-07 (Controladores Programables – Parte 2: Requerimientos y pruebas de equipo – Tercera
Edición; 2007-07).
5.3.
IEC 61131-3:2003.- Programmable Controllers – Part 3: Programming Languages – Second Edition;
2003-01 (Controladores Programables- Parte 3: Lenguajes de Programación – Segunda Edición; 2003-01).
5.4.
IEC 61508-2:2010.- Functional safety of electrical/electronic/programmable electronic safety-related
systems – Part 2: Requirements for electrical/electronic/programmable electronic safety-related systems –
Edition 2.0; 2010-04 (Seguridad funcional de sistemas eléctricos/electrónicos/electrónicos programablesrelativos a la seguridad – Parte 2: Requerimientos para sistemas eléctricos/electrónicos/electrónicos
programables relativos a la seguridad – Edición 2.0; 2010-04).
5.5.
IEC 61508-3:2010.- Functional safety of electrical/electronic/programmable electronic safety-related
systems – Part 3: Software requirements – Edition 2.0; 2010-04 (Seguridad funcional de Sistemas
eléctricos/electrónicos/electrónicos programables-relativos a la seguridad – Parte 3: Requerimientos de
software –Edición 2.0; 2010-04).
5.6.
NOM-008-SCFI-2002.- Sistema general de unidades de medida.
5.7.
NRF-045-PEMEX-2010.- Seguridad Funcional – Sistemas Instrumentados de Seguridad – Para los
Procesos del Sector Industrial.
5.8.
NRF-046-PEMEX-2012.- Protocolos de comunicación en sistemas digitales de monitoreo y control.
5.9.
NRF-105-PEMEX-2012.- Sistemas Digitales de Monitoreo y Control.
5.10.
NRF-226-PEMEX-2009.- Desplegados gráficos y base para el SDMC de procesos.
5.11.
NRF-249-PEMEX-2010.- Sistema de Fuerza Ininterrumpible.
6.
DEFINICIONES
Para los propósitos de esta norma, se establecen las siguientes definiciones:
6.1.
Alarma: Función que señala la existencia de una condición anormal del proceso o falla del CEP por
medio de un cambio discreto visible o audible, o ambos.
6.2.
Análisis de riesgo: Conjunto de metodologías que consiste en la identificación, análisis y evaluación
sistemática de la probabilidad de la ocurrencia de daños asociados a los factores externos, fallas en los
sistemas de control, los sistemas mecánicos, electrónicos errores humanos, con la finalidad de controlar y/o
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minimizar las consecuencias al personal, a la población, al ambiente, bienes a terceros, bienes de la nación, a
la producción y/o a las instalaciones.
6.3.
Arquitectura: Arreglo del hardware y software del CEP.
6.4.
Capacitación: Es la transferencia de conocimiento técnicos, teóricos y prácticos en los temas de
operación, configuración y mantenimiento del CEP y sus componentes.
6.5.
Comisionamiento: Es la verificación y confirmación de que el CEP del Sistema de Gas y Fuego
cumple con las características especificadas en la documentación del diseño detallado y se encuentra listo
para las pruebas de prearranque (cuando PEMEX lo solicite en su proceso licitatorio) y/o validación OSAT.
6.6.
Conexión punto a punto: Es la conexión que se hace mediante cableado físico y en forma directa sin
uso de caja de conexión, donde se incluyen elementos auxiliares (relevadores y/o barreras de seguridad)
desde un elemento primario o un elemento final de control hasta el canal de entrada o salida del Controlador
Electrónico Programable (módulo de entrada/salida).
6.7.
Confiabilidad: Probabilidad de que un sistema pueda desempeñar una función definida bajo
condiciones especificadas para un periodo de tiempo dado.
6.8.
Controlador electrónico programable (CEP): Dispositivo basado en tecnología de
microprocesadores que está compuesto de hardware, software y unidades de entradas y/o salidas
electrónicas. Este término cubre a los dispositivos electrónicos basados en una o más unidades centrales de
procesamiento (CPU), junto con la memoria asociada; por lo que CEP pueden ser los microprocesadores, los
micro controladores, controladores programables, circuitos integrados de aplicación específica, controladores
lógicos programables (PLCs) u otros dispositivos basados en circuitos integrados de procesamiento de datos.
6.9.
Daño: Lesión física o en la salud de las personas o material, ya sea directa o indirectamente, como
consecuencia de un evento inesperado y no deseado a la propiedad o el medio ambiente.
6.10. Detector: Dispositivo que se conecta a un circuito que contiene un sensor, el cual responde a un
estímulo físico como calor, humo, flama o concentración de gases.
6.11. Filosofía de operación del sistema: Documento que contiene los principios de operación en forma
narrativa-diagramas lógicos y narrativa-diagramas de causa efecto del sistema de gas y fuego.
6.12. Mitigación: Conjunto de actividades destinadas para disminuir las consecuencias ocasionadas por la
ocurrencia de un accidente.
6.13. Nivel de Integridad de Seguridad-NIS (SIL): Es un nivel discreto para la especificación de los
requisitos de integridad de las funciones instrumentadas de seguridad a ser asignadas a sistemas
instrumentados de seguridad. Cada nivel discreto se refiere a cierta probabilidad de que un sistema referido a
seguridad realice satisfactoriamente las funciones de seguridad requeridas bajo todas las condiciones
establecidas en un periodo de tiempo dado.
6.14.
Peligro: Fuente potencial de daño
6.15. Redundancia: Uso de múltiples elementos o sistemas, para desempeñar la misma función en un
equipo. Puede ser implementada por elementos idénticos (redundancia idéntica) o por elementos diferentes
(redundancia diversa).
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6.16.
Riesgo: Combinación de la frecuencia de ocurrencia del daño y la gravedad de ese daño.
6.17. Sistema de Gas y Fuego: Sistema compuesto por detectores de gas y fuego, controlador electrónico
programable (CEP) y elementos finales.
6.18. Tolerancia a fallos: Es la capacidad de una unidad funcional para continuar desempeñando una
función requerida en la presencia de fallos o errores.
7.
SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS
CEP
CPU
EMI
E/S
FAT
FPSO
IEC
ISA
ISO
LFMN
MB
ODBC
OLE
OPC
OSAT
PCMCIA
PEMEX
RFI
RJ
SDMC
SIL
SINE
SQL
SRS
TCP/IP
USB
UTP
VCD
Controlador Electrónico Programable
Central Processing Unit (Unidad de Procesamiento Central)
Electromagnetic interference (Interferencia electromagnética)
Entrada / Salida
Factory Acceptance Test (Pruebas de aceptación en fábrica)
Floating Production, Storage and Offloading (Producción, Almacenamiento y Descarga
Flotante)
International Electrotechnical Commission (Comisión Electrotécnica Internacional)
The International Society Automation (Sociedad Internacional de Automatización)
International Organization for Standardization. (Organización Internacional de Normalización)
Ley Federal sobre Metrología y Normalización
Mega bites.
Open Data Base Connectivity (Conectividad de Bases de Datos Abierta)
Object Linking and Embedding (Objetos vinculados e insertados)
OLE for Process Control. (OLE para Control de Procesos)
On Site Acceptance Test (Prueba de aceptación en sitio)
Personal Computer Memory Card International Association (Asociación Internacional de
Tarjetas de Memoria para Computadoras Personales)
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Radio Frequency Interference (Interferencia de radiofrecuencia)
Registered Jack (Conector registrado)
Sistema Digital de Monitoreo y Control
Safety Integrity Level (Nivel de integridad de seguridad, NIS)
Sistema Integral de Notificación de Emergencias
Structured Query Language (Lenguaje estructurado de consulta)
Safety Requirement Specification (ERS Especificación de los Requisitos de Seguridad)
Transmission Control Protocol/Internet Protocol
(Protocolo de Control de
Transmisión/Protocolo de Internet)
Universal Serial Bus (Bus universal en serie)
Unshielded twisted pair (Par trenzado sin blindar)
Volts corriente directa
Para los efectos de esta norma de referencia con relación a símbolos y abreviaturas de las unidades de
medida, se debe aplicar la NOM-008-SCFI-2002.
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8.
DESARROLLO
El licitante, proveedor o contratista es el responsable de cumplir con los requisitos y especificaciones de esta
Norma de Referencia para suministrar un CEP y los componentes indicados en el Anexo 12.1 de esta Norma de
Referencia. Adicionalmente, en caso de los contratos IPC, el contratista debe ser el responsable de suministrar
la información indicada en esta Norma de Referencia “por PEMEX”, ya que en el alcance de este tipo de
contratos está el desarrollo de la ingeniería.
8.1.
Condiciones de diseño del CEP del Sistema de Gas y Fuego
8.1.1
Características generales
8.1.1.1 El CEP debe estar constituido por hardware, software y los componentes descritos en el numeral
8.1.2 de esta Norma de Referencia. El suministro del CEP debe incluir licencias, garantías, documentación y
los servicios requeridos para la integración, configuración, instalación, capacitación, pruebas y operación,
especificados en esta Norma de Referencia.
8.1.1.2 El CEP y su operación, deben ser independientes del SDMC y de los sistemas de paro de
emergencia.
8.1.1.3 La comunicación entre el CEP del Sistema de Gas y Fuego y el Resolvedor lógico del Sistema de
Paro por Emergencia debe ser unidireccional, desde el CEP del Sistema de Gas y Fuego al Resolvedor lógico
del Sistema de Paro por Emergencia.
8.1.1.4 El CEP se debe comunicar vía módulos de interfaces de comunicación para realizar funciones de
supervisar, monitorear y activar directamente los sistemas de seguridad especificados por PEMEX en el
Anexo 12.2 de esta Norma de Referencia.
8.1.1.5 Cuando exista una falla individual de cualquier componente del CEP, éste no debe causar ninguna
acción de falla generalizada del CEP ni acciones de mitigación por la falla del sistema.
8.1.1.6 Las salidas discretas del Sistema de Gas y fuego deben ser del tipo “energizar para activar”. Este
requerimiento debe mostrarse en el certificado solicitado en el numeral 8.1.3.2 de esta Norma de Referencia.
8.1.2
Componentes básicos del CEP del Sistema de Gas y Fuego
El CEP debe estar integrado como mínimo por lo siguiente:
a)
b)
c)
d)
e)
f)
Unidad de procesamiento central (CPU).
Módulo de interfaces para comunicación.
Módulos de entrada/salida.
Módulo de alimentación de energía eléctrica.
Software.
Accesorios y cables de conexión (cables, zapatas, soportes, módulos auxiliares, barreras de
seguridad, entre otros).
g) Bastidor (base de interconexión) o buses de interconexión.
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8.1.3
Nivel de integridad del CEP del Sistema de Gas y Fuego
8.1.3.1 El CEP debe estar certificado para desempeñar funciones instrumentadas de seguridad y cumplir
con la IEC 61508: 2010 o edición inmediata anterior, para sistemas de gas y fuego y para el nivel de integridad
de seguridad (SIL) especificado por PEMEX en el Anexo 12.1 de esta Norma de Referencia; el proveedor o
contratista debe entregar el certificado, el reporte correspondiente detallado, listar los resultados de la
inspección y prueba, así como las restricciones generales y específicas, emitidos por un laboratorio acreditado
en términos de la LFMN.
8.1.3.2 El proveedor o contratista debe proporcionar en su oferta técnica los documentos técnicos para
demostrar el cumplimiento del SIL para el CEP, especificado en el Anexo 12.1 de esta Norma de Referencia,
donde se demuestre el cálculo de los parámetros de confiabilidad y disponibilidad. Los valores de los
componentes que intervienen en el cálculo deben ser comprobables mediante datos estadísticos.
8.1.4
Componentes adicionales del CEP del Sistema de Gas y Fuego
El proveedor o contratista debe suministrar integrado con el CEP, los componentes adicionales siguientes:
a) Estructura de soporte (cuando se especifique por PEMEX en el Anexo12.1 de esta Norma de
Referencia)
b) Fuentes de alimentación eléctrica para elementos de campo (cuando se especifique por PEMEX en el
Anexo12.1 de esta Norma de Referencia)
c) Interfaz humano-máquina (cuando se especifique por PEMEX en el Anexo12.1 de esta Norma de
Referencia)
d) Impresora (cuando se especifique por PEMEX en el Anexo12.1 de esta Norma de Referencia)
e) Unidad portátil de configuración (cuando se especifique por PEMEX en el Anexo12.1 de esta Norma
de Referencia)
f) Sistema de fuerza ininterrumpible (cuando se especifique por PEMEX en el Anexo12.1 de esta Norma
de Referencia)
8.1.5
Condiciones ambientales, vibración y compatibilidad electromagnética
8.1.5.1 El CEP debe cumplir con los parámetros de aceptación establecidos por la IEC 61131-2:2007,
cuando exista alguna excepción, en la propuesta técnica se debe especificar qué parámetro es el que no
cumple, así como mencionar con qué parámetro y bajo qué norma se certifica esta excepción.
8.2.
Especificación del CEP del Sistema de Gas y Fuego
8.2.1
Características generales
8.2.1.1 El CEP debe cumplir con la aplicación específica para sistemas de gas y fuegoy con los requisitos
técnicos especificados en esta Norma de Referencia.
8.2.1.2 El CEP debe ser de tecnología digital y de línea del fabricante con no más de 5 años de haber salido
la última versión al mercado, además debe comprobar documentalmente haber sido probado en sistemas de
gas y fuego en la industria petrolera nacional o internacional con 1 año como mínimo.
8.2.1.3 El CEP se debe suministrar con los módulos de entradas analógicas y/o discretas, módulos de
salidas analógicas y/o discretas, especificados por PEMEX en el Anexo 12.3 de esta Norma de Referencia.
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8.2.1.4 Para sistemas redundantes, los módulos de entrada / salida del CEP se deben reemplazar en línea
sin requerir herramientas especiales; la configuración de los módulos reemplazados debe ser automática sin
que cause interrupción o disturbios en ninguno de los componentes del CEP, ni del sistema de gas y fuego, ni
en la comunicación hacia los sistemas externos especificados por PEMEX en el Anexo 12.2 de esta Norma de
Referencia.
8.2.1.5
El diagnóstico de aterrizamiento de línea se debe reportar en el CEP.
8.2.2
Hardware
8.2.2.1
Diseño y fabricación
El diseño y la fabricación del CEP, deben cumplir íntegramente con lo especificado por la IEC 61508-2:2010 o
versión inmediata anterior.
8.2.2.2
Arquitectura
8.2.2.2.1 Debe ser modular tolerante a fallas en hardware y software, de acuerdo a la IEC 61508-2:2010 e
IEC 61508-3:2010, dedicado, independiente al SDMC en software y hardware.
8.2.2.2.2
Debe establecer el tipo, cantidad, arreglo e interconexión de los componentes del CEP.
8.2.2.2.3 Su funcionamiento se debe basar en el uso de microprocesadores de tecnología probada y
reciente, como se establece en el 8.2.1.2 de esta Norma de Referencia.
8.2.2.2.4 La arquitectura del CEP debe cumplir con el nivel de integridad de seguridad (SIL) especificada en
el Anexo 12.1 de esta Norma de Referencia.
8.2.2.3
Unidad de Procesamiento Central (CPU)
8.2.2.3.1 Se debe suministrar el CPU basado en microprocesador, con certificación de aplicación en
sistemas instrumentados de seguridad conforme la IEC 61508-2:2010 o edición inmediata anterior para uso en
sistemas de gas y fuego.
8.2.2.3.2 El CPU debe tener una saturación máxima del 75% de su capacidad sin degradar sus funciones
como velocidad de procesamiento, la comunicación, entre otros. Se deben suministrar las memorias de
cálculo de la saturación del CPU.
8.2.2.3.3 La memoria de aplicación (CPU) debe ser del tipo no volátil, ser dimensionada de acuerdo a la
aplicación y tener una capacidad disponible de un mínimo de 100% de memoria adicional instalada.
El proveedor y contratista debe entregar la memoria de cálculo del dimensionamiento de la memoria de
aplicación.
8.2.2.3.4 Cuando por el nivel de integridad de seguridad (SIL) y/o disponibilidad especificado por PEMEX en
el Anexo 12.1 de esta Norma de Referencia, se requiera más de un CPU, el reemplazo en línea de uno de
ellos en caso de falla no debe causar falla del sistema ni requerir la interrupción del programa ni procedimiento
de reinicialización del Sistema.
8.2.2.3.5 El CPU debe tener autodiagnóstico e indicar su estado operativo por medio de indicadores
luminosos montados al frente del mismo, así mismo debe monitorear todo el estado funcional del CEP
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(incluidas tarjetas de CPU, módulos de alimentación, módulos de entradas/salidas, módulos de interfaces de
comunicación y demás componentes) y enviar hacia el SDMC de la instalación(cuando se indique por PEMEX
en el Anexo 12.2), mediante los módulos de interfaces con comunicación redundante vía protocolo como lo
establece la NRF-046-PEMEX-2012, para monitoreo. Se debe tener una memoria de almacenamiento no
volátil, la cual debe estar activada en el CPU, para que en caso de falla de energía y pila de respaldo, cargue
el programa automáticamente sin necesidad de descargarlo manualmente.
8.2.2.3.6 El CPU debe tener seguridad mediante claves de acceso o llave física con niveles de seguridad
(password) para todas las funciones del CPU, incluyendo los modos de operación PROGRAMA,
MANTENIMIENTO, EJECUCIÓN o equivalentes.
8.2.2.4
Módulos de interfaces de comunicaciones
8.2.2.4.1 Se deben suministrar redundantes en módulos independientes y deben comunicar al CEP con los
sistemas especificados en el Anexo 12.2 de esta Norma de Referencia.
8.2.2.4.2 Cuando se indique por PEMEX en el Anexo 12.2 de esta Norma de Referencia, se debe
suministrar la interfaz para comunicar el CEP con el Sistema Integral para Notificación de Emergencias (SINE)
usando protocolo indicado en el mismo Anexo y cumplir con la NRF-046-PEMEX-2012.
8.2.2.4.3 Los dispositivos de comunicación que se suministren se deben interconectar con el Sistema Digital
de Monitoreo y Control y con los sistemas descritos por PEMEX en el Anexo 12.2 de esta Norma de
Referencia, sin ningún problema de compatibilidad.
8.2.2.4.4 En caso de requerirse dispositivos de comunicación externos al CEP, éstos deben ser instalados
en los mismos gabinetes que alojan al CEP del Sistema de Gas y Fuego.
8.2.2.4.5 Cuando se especifique por PEMEX en el Anexo 12.2 de esta Norma de Referencia, el CEP se debe
comunicar con el SINE con las siguientes alarmas:
a)
b)
c)
Alarma por activación del sistema.
Alarma por fallas no críticas del CEP (Interfaces de comunicación con otros sistemas).
Alarma por fallas críticas del CEP (Ver anexo 12.1 de esta Norma de Referencia).
8.2.2.5
Módulos de entrada / salida (E/S)
8.2.2.5.1
Especificaciones generales
I.
Se deben suministrar para permitir al CEP recibir información de los elementos primarios (detectores
y estaciones de botones, entre otros) y enviar señales a los elementos finales (válvulas de diluvio,
semáforos, bombas contra incendio, entre otros) conforme a lo especificado por PEMEX en el Anexo
12.3 de esta Norma de Referencia.
II.
Deben estar sólidamente construidos y se deben remover o insertar al bastidor o base de
interconexión sin interrumpir el cableado externo de E/S de campo.
III.
Deben incluir indicadores de estado para monitorear su estado funcional y el estado operativo de las
E/S.
IV.
No deben tener ni un punto singular de falla en modo común, que pueda afectar más de un canal.
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V.
Deben tener unidades de supervisión de circuitos de conexión de los dispositivos de campo para
entradas y salidas mediante elementos en línea y fin de línea.
VI.
En caso de falla de un canal o módulo de entrada / salida o del dispositivo, debe tener la capacidad
de detectar la falla y mostrarla mediante alarmas audibles y visuales.
VII.
En el caso de un daño en el módulo se debe indicar en el CEP por un diodo emisor de luz (LED) en
el frente del módulo en falla.
VIII.
Deben tener como mínimo los siguientes diagnósticos y protecciones por canal: de corto circuito, de
sobrecorriente, y/o de circuito abierto (integridad de la línea).
IX.
El CEP debe aceptar en un mismo bastidor de interconexión, diferentes tipos de módulos,
independientemente del nivel de voltaje que maneje. El módulo de entrada/salida, sea analógico,
discreto o tipo serial, debe ser reconocido automáticamente por el CEP.
X.
Cuando se especifique por PEMEX en el Anexo 12.1 de esta Norma de Referencia, que la conexión
entre el elemento primario o final y el de módulos de entradas/salidas correspondiente debe ser
punto a punto, no se debe tener más de un elemento por cada canal de entrada o salida.
XI.
Los valores de los voltajes y corrientes de los módulos de E/S de las señales deben ser definidas por
el proveedor o contratista y deben ser de las mismas características qué los detectores y elementos
con que interactúen.
XII.
Se debe proporcionar una capacidad extra de un 20% de interfaces con los detectores y elementos
de actuación, para cada tipo de E/S (basado en el total y tipo de interfaces instaladas). Esta
capacidad extra se debe suministrar totalmente instalada y alimentada “Hot Spare” en el mismo
gabinete que las interfaces usadas. Así mismo se debe incluir un 20% adicional, en ranuras libres
con tapas correspondientes, a fin de permitir expansiones futuras.
XIII.
Cualquier falla en la operación de los módulos con los detectores y elementos de actuación debe ser
reportada mediante indicación luminosa en el módulo correspondiente y en el programa de
autodiagnóstico del CEP, así mismo se debe reportar vía protocolo de comunicación al Sistema
Digital de Monitoreo y Control o a la interfaz humano-máquina del sistema de gas y fuego, como se
especifique por PEMEX en el Anexo 12.1 de esta Norma de Referencia.
XIV.
Cuando se especifique por PEMEX en el Anexo 12.3 hoja 4 de 4 de esta Norma de Referencia, los
módulos de E/S con aisladores galvánicos en las borneras de interconexión, para dar cumplimiento
con los requisitos de seguridad intrínseca para áreas Clase I, División 1, Grupo B, C y D, éstos
deben estar sólidamente construidos y se deben remover o insertar al bastidor o base de
interconexión sin interrumpir el cableado externo de los módulos de E/S, así mismo deben tener
circuitos de protección para sobrevoltaje, sobrecorriente y cortocircuito sin necesidad de fusible. Los
diagnósticos de supervisión en línea se deben realizar por el mismo aislador galvánico con
retroaviso directo al CEP. En caso de que el proveedor del CEP no cuente con módulos con
seguridad intrínseca, se deben instalar aisladores galvánicos externos a los módulos para cumplir
con la seguridad intrínseca y cumplir con el SIL especificado.
XV.
Los módulos de entrada y salida deben ser resistentes a las interferencias electromagnéticas (EMI) y
de radiofrecuencia (RFI), las cuales no deben causar disturbios en la operación de las mismas ni en
la comunicación, los parámetros a cumplir se establecen en numeral 8.1.5 de esta Norma de
Referencia.
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8.2.2.5.2
I.
Módulos de entrada discreta
Se deben suministrar y cumplir como mínimo con las siguientes características:
a) Voltaje de entrada de 24 VCD por canal, excepto que se indique otra especificación por PEMEX en las
bases de licitación o en la hoja 3 de 4 del Anexo 12.3 de esta Norma de Referencia.
b) Deben ser del tipo de aislamiento galvánico u opto-aisladas.
c) Tener circuitos de protección para sobrevoltaje, sobrecorriente y cortocircuito.
d) Tener elementos de filtrado independiente por canal para evitar el ruido en las señales de entrada.
e) Cuando se especifique por PEMEX en el Anexo 12.3 de esta Norma de Referencia, los módulos de
las entradas discretas deben ser para seguridad intrínsecos. En caso de que el proveedor del CEP no
cuente con módulos con seguridad intrínseca, se deben instalar aisladores galvánicos externos a los
módulos para cumplir con la seguridad intrínseca y cumplir con el SIL especificado.
8.2.2.5.3
Módulos de salida discreta
Los módulos de salida discreta que se deben suministrar deben cumplir con las siguientes características:
a) Voltaje de salida por canal de 24 VCD, excepto que se indique por PEMEX otra cosa en la hoja 3 de 4
del Anexo 12.3 de esta Norma de Referencia.
b) Cuando se requieran la instalación de relevadores de interposición, éstos se deben instalar dentro del
gabinete del CEP, los cuales deben estar certificados para cumplir con el SIL especificado, por un
laboratorio acreditado en términos de la LFMN y deben tener diagnósticos de supervisión de línea.
c) Tener circuitos de protección para sobrevoltaje, sobrecorriente y cortocircuito.
d) Tener aislamiento entre canales, si la aplicación lo requiere.
e) Tener protección contra sobrecorriente de acción rápida por cada circuito de salida sin uso de fusibles.
f) Los circuitos de salida discrea de los elementos de alarmas sonoras y luminosas, deben ser provistos
con protección contra conmutación de cargas inductivas (circuitos R-C, bobinas, entre otros),
protección contra sobrecarga de corriente y aplicación de voltaje en polaridad invertida.
g) Cuando se especifique por PEMEX en el Anexo 12.3 de esta Norma de Referencia, los módulos de
las salidas discretas deben ser para seguridad intrínsecos. En caso de que el proveedor del CEP no
cuente con módulos con seguridad intrínseca, se deben instalar aisladores galvánicos externos a los
módulos para cumplir con la seguridad intrínseca y cumplir con el SIL especificado.
8.2.2.5.4
I.
Módulos de entrada analógica
Deben cumplir como mínimo con las siguientes características:
a) Manejar una corriente por canal de 0-20 mA con filtrado independiente por canal.
b) Tener circuitos de protección.
c) Deben tener una resolución de 12 bits como mínimo en la conversión analógica/digital. Cada punto de
entrada analógica debe tener circuitería para diagnóstico del estado del circuito (loop).
II.
Estas unidades deben incluir protecciones por cada canal y no deben comprometer la integridad del
sistema.
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8.2.2.6
Módulo de alimentación de energía eléctrica
8.2.2.6.1 Todos los módulos de alimentación de energía eléctrica del CEP deben ser regulados en voltaje,
de la misma manera, deben estar protegidos contra sobrevoltajes, sobrecorrientes transitorios y corrientes
circulantes.
8.2.2.6.2
tierra).
Deben recibir un suministro de 127 VCA ± 10%, 60Hz ± 3%, una fase, tres hilos (fase, neutro y
8.2.2.6.3 Se deben suministrar los módulos de alimentación en la configuración 1:1 en línea y deben cumplir
con la clasificación SIL, especificado por PEMEX en el Anexo 12.1 de esta Norma de Referencia.
8.2.2.6.4 Se debe calcular la cantidad de módulos, los que deben tener la capacidad para alimentar a todos
los elementos que integran el CEP y los módulos instalados de reserva.
8.2.2.6.5 El porcentaje de utilización máximo de estos módulos de alimentación de energía eléctrica, no
debe ser mayor al 75% de su capacidad nominal, y deben ser redundantes, con conmutación transparente al
operador y con capacidad para que en caso de falla de una, la otra pueda soportar íntegramente la carga.
8.2.2.6.6
a)
b)
Los módulos deben tener las siguientes indicaciones luminosas al frente de las mismas:
En operación
En falla
8.2.2.6.7 Cualquier evento de la falla de estos módulos, se debe reportar por el programa de autodiagnóstico
del CEP a la estación del sistema de gas y fuego, como alarma de falla crítica.
8.2.2.6.8 Se debe proporcionar toda la información técnica de los módulos de alimentación de energía
eléctrica propuestas e incluir cantidad, características técnicas, diagrama electrónico, capacidad, marca y
modelo.
8.2.2.6.9 Cada fuente debe tener un fusible de protección interno. La condición de cada fuente se debe
indicar en la parte frontal del módulo y reportar al CEP y éste al Sistema Digital de Monitoreo y Control o a la
interfaz humano-máquina del Sistema de Gas y Fuego, como se especifique por PEMEX en el Anexo 12.1 de
esta Norma de Referencia. El fusible de protección debe ser accesible para efectos de mantenimiento.
8.2.2.7
Requisitos de tierras eléctricas
El proveedor o contratista debe proporcionar los requisitos para la instalación y la interconexión de la red de
tierras de la electrónica y de seguridad física, de acuerdo a los requerimientos del fabricante, siendo su
responsabilidad el correcto funcionamiento del sistema.
8.2.3
Software
8.2.3.1
Diseño y desarrollo
El software para el CEP debe cumplir por sí solo íntegramente con la IEC 61508-3:2010 o versión inmediata
anterior.
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8.2.3.2
Lenguajes de programación
Los lenguajes para la programación del software del CEP deben cumplir con la IEC 61131-3:2003, se debe
usar como mínimo el lenguaje de bloques o escaleras.
8.2.3.3
Controlador electrónico programable
8.2.3.3.1 Debe incluir todos los recursos de programación, a fin de que éste se pueda configurar, operar,
reparar y mantener.
8.2.3.3.2 La configuración y/o programación se debe almacenar en dispositivos de lectura/escritura de la
unidad portátil de configuración y en medios de almacenamiento óptico (CD-R). La unidad portátil de
configuración debe proveer una indicación automática de que la configuración se ha instalado o salvado en el
CEP, también se debe realizar a través de la estación de operación/ingeniería.
8.2.3.3.3 Los programas para la configuración y/o programación deben cumplir con las características
siguientes:
a). Realizar la documentación tanto de la lógica de control como de distribución y configuración de sus
interfaces (con la estación de operación/ingeniería).
b). Realizar diagnóstico.
c). Programar en línea, a excepción de las funciones de seguridad que el fabricante defina.
d). Respaldar información histórica mediante la transferencia de datos a un dispositivo de
almacenamiento masivo.
e). Respaldar la configuración, lógica de control y base de datos en las estaciones de
operación/ingeniería.
f). Modificar la lógica de control, sin requerir modificación alguna en el equipo o alambrado.
g). Proveer ayuda en línea para facilitar al usuario la configuración y/o programación.
h). Programar funciones matemáticas, para realizar cálculos de las variables de control.
i). Ajustar parámetros de las variables del proceso.
j). Usar librerías con las funciones de control.
k). Adicionar y configurar registros en la base de datos en línea y fuera de línea.
l). Ser compatible con los sistemas operativos instalados en la estación de operación/ingeniería y unidad
portátil de programación.
m). Registro de datos y eventos.
8.2.3.3.4
I.
II.
Se debe suministrar el software y cumplir con lo siguiente:
Configurar las señales de Entradas y Salidas
Seleccionar instrucciones avanzadas como:
a). tipo de relevador
b). temporizador y contadores
c). matemáticas
d). conversión de datos
e). diagnóstico
f). corrimientos de registros
g). comparación
h). transferencia de datos
i). secuenciadores
j). entradas y salidas inmediatas
k). control de programa
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III.
IV.
V.
VI.
VII.
VIII.
IX.
X.
XI.
Almacenar archivos en memoria o en disco compacto (CD) para guardar o descargar información a
otros equipos.
Usar respaldo de memoria no volátil para proteger programas críticos
Ejecutar archivos de programa en intervalos repetidos con interrupción seleccionable por tiempo.
Programar rutinas de falla para responder a fallas del sistema.
Usar el tiempo y la fecha con el reloj y calendario de tiempo real.
Almacenar programas de aplicación en disco compacto (CD) para impresión en dispositivos
conectados en serie o paralelo.
Desplegar archivos de datos comenzando por la dirección requerida.
Hacer uso de las funciones de búsqueda para localizar partes dentro de su programa cuando el
procesador esté en cualquier modo de operación o cuando la Terminal de operación esté fuera de
línea.
La llave física para la licencia (en caso de requerir una) debe estar colocada internamente en el CPU
para evitar su sustracción, no se aceptan el uso de centinelas para el licenciamiento del software.
8.2.3.3.5
pantalla.
Para la configuración del CEP se debe usar el método de selección múltiple de opciones en
8.2.3.3.6 Se debe suministrar un software para autodiagnóstico en línea y fuera de línea, de todos los
dispositivos/programas del CEP, el cual debe identificar, localizar y reportar como mínimo las siguientes fallas:
a). Fallas permanentes. En donde un componente sufre una falla irreversible.
b). Fallas intermitentes. En donde las fallas aparecen con cierta periodicidad.
c). Fallas de memoria.
d). Fallas del microprocesador.
e). Fallas de comunicación.
f). Fallas de interfaces.
g). Fallas de fuentes de poder.
h). Fallas en detectores de campo.
i). Fallas de cable abierto.
j). Fallas de elemento final.
k). Verificación de corto circuito.
l). Remoción de componentes físicos.
Así también, la lógica interna de cada CPU del CEP debe incorporar en línea rutinas de autodiagnóstico para
determinar el estado de cada módulo y ensamble dentro del CEP. La detección de falla debe cumplir con la
clasificación solicitada, verificando sin comprometer la integridad ni la operación del sistema.
8.2.3.3.7 Así también, se debe suministrar el software de los protocolos de comunicación y realizar la
programación requerida para comunicar el CEP con los sistemas especificados por PEMEX en el Anexo 12.2
de esta Norma de Referencia.
8.2.3.4
Sistema operativo del CEP
El sistema operativo, debe ejecutar funciones de direccionamiento, control de entradas/salidas, conteo de
máquina, compilación y asignación de memoria. Debe procesar la información en “tiempo real”, así como ser
compatible con todo el software de aplicación, comunicación y diagnóstico para los propósitos de las
funciones de un sistema de gas y fuego. Se deben indicar todas las características del sistema operativo, las
tareas específicas programadas y sus compatibilidades.
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8.2.3.5
Programa de usuario
Se deben suministrar los programas, lenguajes y procedimientos para que los usuarios operen el CEP del
Sistema de Gas y Fuego.
8.3.
Componentes adicionales del CEP del Sistema de Gas y Fuego
8.3.1
Estructuras de soporte
Cuando se especifique por PEMEX en el Anexo 12.1 de esta Norma de Referencia, se deben suministrar las
estructuras y cumplir con los requisitos de 8.1.7.1, 8.1.7.2 y 8.1.7.3 de la NRF-105-PEMEX-2012.
8.3.1.1 Consola
Cuando se especifique por PEMEX en el Anexo 12.1 de esta Norma de Referencia, se debe suministrar la
consola y cumplir con los requisitos de 8.1.7.4.1 y 8.1.7.4.2 de la NRF-105-PEMEX-2012.
8.3.1.2 Estructura y mobiliario auxiliar
Cuando se especifique por PEMEX en el Anexo 12.1 de esta Norma de Referencia, se deben suministrar las
estructuras y mobiliario auxiliar que se debe usar para el soporte de dispositivos, arneses de sujeción y soportes
de alambrado. Se debe suministrar un módulo adicional (con compartimientos para almacenar documentación
del CEP y manuales de operación del Sistema de Gas y Fuego) a la estructura básica de la consola, tener
cerradura y el mismo diseño que los módulos de la consola.
8.3.1.3 Gabinetes
Cuando se especifique por PEMEX en el Anexo 12.1 de esta Norma de Referencia, se deben suministrar los
gabinetes y cumplir con los requisitos siguientes:
8.3.1.3.1
Deben contener y soportar en forma segura los siguientes dispositivos del CEP:
a)
b)
c)
d)
e)
f)
8.3.1.3.2
Módulos de entrada/salida (a dispositivos de campo).
CPU y sus dispositivos asociados.
Módulos de interfaces de comunicaciones.
Módulos de alimentación (para el CEP).
Fuentes de alimentación de energía eléctrica (para dispositivos de campo).
Bastidor o base de interconexión.
Deben cumplir con los requisitos de 8.1.7.4.5.1 y 8.1.7.4.5.2 de la NRF-105-PEMEX-2012:
8.3.1.3.3 Para los gabinetes se debe asegurar la continuidad eléctrica entre las paredes, paneles y puertas,
así como su conexión a la red de tierras eléctrica y la red de tierras de instrumentos.
8.3.1.3.4 Los gabinetes, deben incluir una barra para tierra física y una barra para tierras aislada para
instrumentos y todos los accesorios requeridos. Todas las terminales de las redes de tierras deben ser
identificadas, tanto en campo como en cada gabinete, para su conexión con la red de tierras correspondiente.
Se deben suministrar todos los accesorios y materiales (cable, tubería conduit, entre otros) para las
conexiones desde los gabinetes hasta las barras de tierras del sitio donde se instale el CEP.
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8.3.1.3.5 Se deben instalar terminales o borneras tipo clemas en los gabinetes para interconectar al CEP
con las señales de campo. Se deben incluir todos los accesorios para su instalación (rieles, separadores,
canaletas, entre otros). Además se deben instalar clemas para cubrir el 20% adicional a la cantidad de
interfaces instaladas así como el espacio para un 20% de ranuras libres a futuro.
8.3.1.3.6 Toda la instalación de interconexiones, cableado y tuberías deben estar identificadas entre los
diferentes puntos y soportadas en los bastidores o bases de interconexión para este servicio; asimismo, en las
obras de instalación eléctrica se debe cumplir con la NOM-001-SEDE-2005.
8.3.1.3.7 Se debe incluir una alarma que se accione al abrir las puertas de los gabinetes del CEP. La
señalización debe estar alambrada físicamente desde cada puerta de los gabinetes a los módulos de entrada
del CEP.
8.3.1.3.8 Se debe incluir una alarma por alta temperatura dentro de los gabinetes del CEP, la señalización
debe estar alambrada físicamente desde cada gabinete a los módulos de entrada del CEP.
8.3.1.3.9
8.3.2
Los gabinetes deben tener lámparas interiores que se accionen al abrir las puertas de los gabinetes.
Fuentes de alimentación de energía eléctrica para elementos de campo
8.3.2.1
Todas las fuentes de energía eléctrica deben ser reguladas en voltaje, de la misma manera, deben
estar protegidas contra sobrevoltajes, sobrecorrientes transitorios y corrientes circulantes.
8.3.2.2
tierra).
Deben recibir un suministro de 127 VCA ± 10%, 60Hz ± 3%, una fase, tres hilos (fase, neutro y
8.3.2.3
Las fuentes deben ser tolerantes a fallas y se deben dimensionar (calculadas) para alimentar a
todos los dispositivos de campo del CEP (elementos de entrada y salida).
8.3.2.4
El porcentaje de utilización máximo de estas fuentes de energía eléctrica, no debe ser mayor al
75% de su capacidad nominal, y deben ser redundantes, con conmutación transparente al operador y con
capacidad para que en caso de falla de una, la otra pueda soportar íntegramente la carga.
8.3.2.5
Las fuentes deben tener las siguientes indicaciones luminosas al frente de las mismas:
a) En operación.
b) En falla.
8.3.2.6
Cualquier evento de falla de estas fuentes, se debe reportar vía puerto de comunicación y
protocolo al CEP y de éste a la estación de operación del sistema de gas y fuego, como alarma de falla crítica.
8.3.2.7
del CEP.
Las fuentes de alimentación de energía eléctrica se deben instalar en el interior de los gabinetes
8.3.2.8
Se debe proporcionar toda la información técnica de las fuentes de alimentación de energía
eléctrica propuestas e incluir cantidad, características técnicas, diagrama electrónico, capacidad, marca y
modelo.
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8.3.3
Interfaz humano-máquina
8.3.3.1
Hardware
8.3.3.1.1 Cuando se indique su requerimiento, se debe cumplir con lo indicado por PEMEX en el Anexo 12.6
de esta Norma de Referencia. Por su funcionalidad debe operar como estación de operación / ingeniería y
estar constituida por: unidad de procesamiento central, unidad de almacenamiento masivo, monitor, teclado y
controlador de cursor. El cambio de funcionalidad se debe realizar mediante clave de acceso (password).
8.3.3.1.2
La unidad de almacenamiento masivo debe cumplir con las siguientes características:
a). Memoria removible. La estación de operación/ingeniería debe tener memoria removible, integrada por
unidades de lectura/escritura del tipo CD/DVD-RW para almacenar información en medios ópticos del
tipo CD RW y DVD RW. Las unidades de memoria removible deben incluir los accesorios de montaje,
herrajes para controlar su acceso, cables, programas para la instalación y grabado (quemado) y
manuales para su operación y mantenimiento. Así también se debe incluir memoria por puerto USB de
al menos 8 GB.
b). Memoria fija. Debe estar compuesta por un dispositivo de almacenamiento masivo (disco duro) con
redundancia 1:1 (arreglo en espejo), con capacidad mínima de 500 GB. En la memoria fija se debe
almacenar la siguiente información:
-
Todos los cambios de las señales digitales de entrada.
Registros de eventos.
Acciones diarias en la estación de operación/ingeniería.
Desplegados gráficos.
Todas las alarmas del proceso.
Todas las alarmas del CEP y componentes básicos.
Archivo general del lenguaje de control.
Archivos de configuración del CEP y componentes básicos.
Archivos de configuración de todas las bases de datos del sistema de gas y fuego.
Archivos de configuración de los desplegados gráficos.
Archivos para generación de reportes.
8.3.3.1.3 La estación de operación/ingeniería debe tener la capacidad para configurar una transferencia
automática de la información y eventos de campo y en el CEP a unidades de almacenamiento masivo. La
frecuencia de transferencia de la información de eventos e históricos debe ser configurable por el usuario. Se
debe configurar una alarma visual y audible cuando la capacidad de la memoria fija destinada a almacenar la
información y eventos esté saturada al 90%.
8.3.3.1.4 La unidad de procesamiento de la estación de trabajo de operación/ingeniería debe cumplir con lo
siguiente:
a). Ser estructuralmente independiente, auto soportada, contener y fijar los dispositivos y accesorios
asociados.
b). Contener una (1) unidad del tipo CD/DVD-RW.
c). Contener dos (2) unidades de memoria fija del tipo disco duro.
d). Tarjeta de video con acelerador de gráficos y con resolución mínima de 1600 x 1200 pixeles.
e). Tarjeta de red para conexión Ethernet de 10/100 Mbps autosensible con puerto RJ-45 / UTP.
f). Tarjeta de sonido y bocinas estereofónicas.
g). Puertos disponibles serial y USB de 2.0.
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h). Almacenamiento externo mediante memoria USB con capacidad de 8 GB.
i). Tarjetas electrónicas adicionales para el manejo de periféricos para liberar recursos de procesamiento
al procesador.
j). Medios de carga de programas y arranque de la unidad de procesamiento central, con acceso
controlado.
k). Fuente de poder.
8.3.3.1.5 El monitor que integra la estación de operación/ingeniería debe cumplir con el 8.1.2.1.4 de la NRF105-PEMEX-2012, con lo especificado por PEMEX el Anexo 12.6 de esta Norma de Referencia y lo siguiente:
a).
b).
c).
d).
e).
f).
Ser del tipo LCD o LED.
Cromático de pantalla plana.
La pantalla del monitor debe tener tratamiento antirreflejante y antiestático.
La frecuencia de actualización de la pantalla debe ser de 60 Hz o mejor.
La resolución de la pantalla debe ser con un mínimo de 1680 x 1050 pixeles.
El tiempo de vida promedio del monitor debe ser de 5 años, debe operar 24 horas al día 365 días al
año.
8.3.3.1.6 El controlador de cursor de la estación de trabajo de operación/ingeniería debe cumplir con el
8.1.2.1.5 de la NRF-105-PEMEX-2012.
8.3.3.1.7 La interfaz humano-máquina debe cumplir con las características técnicas que se especifican por
PEMEX en el Anexo 12.6 de esta Norma de Referencia.
8.3.3.1.8 Cuando se indique por PEMEX en el Anexo 12.1 de esta Norma de Referencia, el requerimiento de
una pantalla montada en el gabinete como interfaz humano-máquina, se debe cumplir con lo siguiente:
8.3.3.1.8.1 Debe ser una pantalla de cristal líquido con resolución mínima de 1 024 x 768 tipo “touch screen”,
tipo IP64; el tamaño de la pantalla y el teclado debe cumplir con lo especificado por PEMEX en el Anexo 12.1
de esta Norma de Referencia.
8.3.3.1.8.2 Debe proporcionar al operador la información detallada del estado del CEP, debe responder
automáticamente al estado del sistema y debe desplegar ese estado.
8.3.3.1.8.3 Debe desplegar lo siguiente cuando el CEP del Sistema de Gas y Fuego esté en modo
“NORMAL”:
a)
b)
c)
El día y la hora actual.
Un título personalizado.
Un resumen total del historial de alarmas del sistema.
8.3.3.1.8.4 Debe permitir ingresar a la información del estado del sistema contenido en esas líneas
presionando el interruptor de selección de la línea seleccionada. Cualquier mensaje contenido en cualquier
línea de eventos del sistema debe ser accesible para ser revisada por el operador mediante un selector de
mensajes de tipo “PREVIO/SELECTO”.
8.3.3.2
Software
8.3.3.2.1 El sistema operativo debe manejar el ambiente de “ventanas” y ser del tipo Windows última versión
soportado por Microsoft, debe ejecutar dos o más trabajos activos (multitareas) al mismo tiempo
(multiprocesamiento), recuperación de fallas por medio de reconfiguración dinámica, debe permitir configurar
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nuevas funciones instrumentadas de seguridad del sistema de gas y fuego sin interferir con el desempeño del
CEP, debe operar en múltiples arquitecturas.
8.3.3.2.2 La estación de operación debe tener instalado y configurado el software y procedimientos para la
configuración, pruebas, puesta en operación, operación, mantenimiento y detección de fallas del CEP del
Sistema de Gas y Fuego.
8.3.3.2.3 El sistema operativo debe tener software de librería y estar instalado y configurado en la estación
de trabajo de operación.
8.3.3.2.4
El software de librería debe cumplir con lo siguiente:
a). Compatibilidad. Debe tener la característica de comunicarse con otros softwares relacionados con el
control de procesos, creación de reportes, monitoreo y bases de datos. Debe ser compatibles con los
sistemas operativos instalados en las estaciones de trabajo de operación/ingeniería y mantenimiento.
b). Flexibilidad. Debe tener la capacidad para ser modificados, expandido e integrado por el usuario, sin
alteración de la filosofía funcional del CEP del Sistema de Gas y Fuego.
c). Operatividad. Debe estar orientado a las funciones de mitigación de gas y fuego y ser del tipo
orientado a objetos.
d). Confiabilidad. Debe tener rutinas de autodiagnóstico para detectar cualquier falla en su
funcionamiento. Se debe tener rutinas con auto-ayuda y documentación, para detectar y corregir
cualquier falla en su funcionamiento.
8.3.3.2.5 El software de la estación de operación/ingeniería debe procesar los datos almacenados y debe
tener un almacenamiento histórico de hasta 30 días calendario de: variables de proceso, alarmas, eventos y
cambios de puntos de ajuste y salidas a elementos de campo, fallas de equipos y componentes del CEP entre
otros.
8.3.3.2.6
El software de la estación de operación/ingeniería debe realizar las siguientes funciones:
a).
b).
c).
d).
Configurar desplegados gráficos.
Elaborar y presentar reportes.
Elaborar y presentar sumarios de alarmas y eventos.
Manejar bases de datos abiertas y relacionales, mediante intérpretes y manejadores del tipo SQL y
ODBC.
e). Manejar hojas de cálculo electrónicas.
f). Manejar editores de textos.
g). Manejar editores de dibujo.
h). Manejar histórico de variables y alarmas del sistema de gas y fuego.
i). Interfaz de OPC (Cuando se especifique por PEMEX en el Anexo 12.1 de esta Norma de Referencia).
8.3.3.2.7
8.3.4
Los desplegados gráficos se deben elaborar como lo especifica la NRF-226-PEMEX-2009.
Impresoras
Cuando se especifique por PEMEX en el Anexo 12.1 de esta Norma de Referencia, se deben suministrar las
impresoras y cumplir con los requisitos de 8.1.5 de la NRF-105-PEMEX-2012.
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8.3.5
Unidad de portátil de configuración
8.3.5.1
Se debe suministrar una unidad tipo industrial para configurar las funciones requeridas por el CEP,
así mismo para revisión, diagnóstico y mantenimiento del sistema de gas y fuego. Esta debe ser portátil o fija,
como se especifique por PEMEX en el Anexo 12.1 de esta Norma de Referencia.
8.3.5.2
La configuración se debe realizar a través de esta unidad y desde la estación de trabajo de
operación/ingeniería. El software de configuración debe ser compatible con Windows última versión.
8.3.5.3
Se debe suministrar, de acuerdo a los requisitos especificados por PEMEX en Anexo 12.4 de esta
Norma de Referencia y cumplir con 8.1.6 de la NRF-105-PEMEX-2012.
8.3.5.4
Se debe suministrar el software del CEP instalado en la unidad, así mismo se deben suministrar los
cables y accesorios para interconectarse al CEP. La programación debe ser del tipo “amigable”, usar el
método de selección múltiple de operación en pantalla y esta programación se debe realizar en línea o fuera
de línea.
8.3.5.5
La programación lógica debe usar el lenguaje de diagrama de escaleras y/o bloques lógicos y
cumplir con la IEC 61131-3: 2003.
8.3.5.6
El sistema operativo debe ser definido por el proveedor o contratista, los medios de presentación al
operador deben ser en ambiente “WINDOWS” última versión, y los procedimientos de configuración deben ser
de uso sencillo o “amigables”.
8.3.5.7
Se debe suministrar con todos los accesorios necesarios para su operación, entre otros, el
cargador, cables de interfaces al CEP, conectores y teclado alfanumérico para uso intensivo en campo.
8.3.6
Sistema de fuerza ininterrumpible (SFI)
Como parte de los componentes adicionales del CEP y cuando sea requerido por PEMEX en el Anexo 12.1 de
esta Norma de Referencia, si el SFI se solicita del tipo ferrorresonante debe cumplir con la especificación GNTSSNP-E002-2005 y si es del tipo PWM debe cumplir con la NRF-249-PEMEX-2010.
8.4.
8.4.1
Requisitos de servicios
Configuración y programación
8.4.1.1
Se deben configurar las bases de datos, desplegados gráficos, lógica y comunicación para
desempeñar las funciones instrumentadas de seguridad para el sistema de gas y fuego, en base a la matrizcausa efecto y las SRS, de acuerdo a los alcances que se establezcan en los Anexos de esta Norma de
Referencia.
8.4.1.2
Debe estar basada en lo establecido por la IEC 61131-3:2003, para lo cual se acepta que la
configuración y programación se desarrolle utilizando como mínimo el lenguaje de bloques o escaleras
especificados en esta norma.
8.4.1.3
Se debe cumplir con el numeral 8.8 “Consideraciones de diseño de programas de cómputo
(software)” de la NRF-045-PEMEX-2010.
8.4.1.4
El CEP debe tener los protocolos de comunicación para comunicarse con los sistemas
especificados por PEMEX en el Anexo 12.2 de esta Norma de Referencia.
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8.4.2
Instalación y comisionamiento
8.4.2.1
Documentación
Antes de iniciar la instalación del CEP y sus componentes, se debe tener la siguiente información
documentada: especificaciones, programa de trabajo, requerimientos de interconexión a sistemas existentes,
limitaciones, planos de localización general de detección y diagramas de tubería e instrumentación de agua
contraincendio, en versión aprobados para construcción y reporte de pruebas FAT.
8.4.2.2
Identificación
Se debe identificar con etiquetas termoplásticas y marcado permanente el cableado entre los dispositivos de
campo y el CEP.
8.4.2.3
Cableado
Se debe instalar a través de rutas preestablecidas; proteger y soportar de manera independiente y no adjuntos
(pegados) a otros circuitos eléctricos, asimismo debe cumplir con el 8.7.2.4.6.10 de la NRF-045-PEMEX-2010.
8.4.2.4
Instalación
Debe cumplir con el numeral 8.10 de la NRF-045-PEMEX-2010.
8.4.2.5
Interconexión
Se deben interconectar los módulos que componen el CEP, así como conectar los cables provenientes de los
detectores, alarmas y estaciones manuales hacia las tablillas terminales a (los) gabinete(s) del CEP.
8.4.2.6
Comisionamiento
Se debe verificar el CEP, sus componentes y todo el sistema de gas y fuego que incluye los dispositivos de
campo y el cableado se encuentren físicamente instalados y energizados de acuerdo al diseño y listos para
las pruebas en sitio.
8.4.3
Capacitación
8.4.3.1 Una vez que el CEP y sus componentes han sido probados y puestos en servicio, se deben impartir
los cursos de capacitación teóricos-prácticos correspondientes, los cuales se deben impartir en idioma
español y cubrir los siguientes temas:
a) Operación del CEP y sus componentes. El curso debe estar dirigido al personal de seguridad
industrial, de operación y mantenimiento.
b) Configuración del CEP del Sistema de Gas y Fuego. El curso debe estar dirigido al personal de
automatización / instrumentación.
c) Mantenimiento del CEP y sus componentes. El curso debe estar dirigido al personal de
automatización / instrumentación e incluir además la configuración, calibración y programación de
todos los componentes del CEP.
8.4.3.2 Se debe proporcionar la información (material didáctico del curso), apuntes y manuales, escritos en
idioma español para cada uno de los participantes. Dichos materiales deben estar impresos en original.
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8.4.3.3 Los cursos de operación y configuración se deben impartir y usar el equipo, bases de datos y
software de aplicación adquiridos para el sistema.
8.4.3.4 Se deben proporcionar los cursos para la cantidad de participantes por cada curso, que se
especifican por PEMEX en el Anexo 12.5 de esta Norma de Referencia.
8.5.
8.5.1
Pruebas de aceptación del CEP del Sistema de Gas y Fuego
Características generales
8.5.1.1 Se deben llevar a cabo pruebas de aceptación en fábrica (FAT) y de aceptación en sitio (OSAT), con
objeto de comprobar el buen funcionamiento y las características operacionales del CEP y sus componentes,
de acuerdo con los requisitos solicitados en esta Norma de Referencia. El equipo y material requerido para el
desarrollo de estas pruebas es responsabilidad del proveedor o contratista. La prueba FAT debe ser en las
instalaciones del fabricante y las OSAT en sitio de las obras de Pemex.
8.5.1.2 Previo a las pruebas se deben entregar los protocolos de prueba, los cuales deben ser detallados y
sometidos a la aprobación de PEMEX, estipulando el nombre de la prueba, objetivo de la prueba, requisitos a
desarrollar, tiempo de pruebas y criterios de aceptación de resultados.
8.5.1.3
El programa de pruebas debe ser entregado con la oferta técnica.
8.5.1.4 Se deben elaborar los reportes de pruebas FAT y OSAT, los cuales se deben entregar al personal
de PEMEX.
8.5.1.5 Si los resultados de las pruebas no son satisfactorios, es responsabilidad del contratista sustituir
equipo y/o modificar software y configuración, a fin de que el CEP cumpla las funciones instrumentadas de
seguridad y la especificación de los requisitos de seguridad (SRS) para el sistema de gas y fuego y con esta
Norma de Referencia. Todo esto se debe realizar bajo el programa aprobado por PEMEX.
8.5.1.6 Se debe realizar y cumplir con todo lo indicado en los protocolos de pruebas para verificar el correcto
funcionamiento del CEP, probando la matriz lógica y la interconexión con los sistemas operativos y de
emergencia, hasta la aprobación por parte del personal designado por PEMEX.
8.5.2
Pruebas de aceptación en fábrica (FAT)
8.5.2.1 Se deben realizar las pruebas (FAT) en presencia del personal designado por PEMEX, con objeto de
realizar la verificación y aprobación del software, hardware y su funcionalidad, además de comprobar que el
CEP cumple con las especificaciones de diseño, de acuerdo al manual de los fabricantes de los equipos que
componen el mismo y que funcionan bajo las especificaciones de PEMEX, plasmadas en esta Norma de
Referencia y se debe verificar que se cumple con las funciones instrumentadas de seguridad y la
especificación de los requisitos de seguridad (SRS) para el sistema de gas y fuego.
8.5.2.2 Se debe verificar a través de una simulación de señales que el CEP y sus componentes cumplen
con la funcionalidad y operación del auto diagnóstico del sistema de gas y fuego. Los errores y fallas se deben
simular para comprobar la capacidad para detectar y reportar errores en forma automática, se deben simular
fallas a fin de confirmar el funcionamiento esperado.
8.5.2.3 Previo a estas pruebas se deben entregar a PEMEX los documentos que contienen el protocolo de
pruebas del sistema a probar para su revisión y aprobación cuando menos un mes calendario antes de que se
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lleven a cabo las mencionadas pruebas. Para la realización de las mismas, se deben proporcionar los
equipos, cables y conectores, así como documentar el resultado de las pruebas y sus desviaciones, las cuales
se deben corregir y posteriormente aceptadas por PEMEX.
8.5.2.4 Las pruebas deben verificar que todos los componentes estén completos, identificados y
conectados, a fin de probar la funcionalidad, de acuerdo con el 8.5.2.1 de esta Norma de Referencia, bajo
simulación en forma integral de todo el sistema de gas y fuego, para comprobar y demostrar la operación de
los componentes y programación del mismo.
8.5.2.5 Una vez que el sistema ha sido probado y aceptado durante las pruebas (FAT), el equipo se puede
embarcar al sitio con un documento de liberación autorizado por el personal de PEMEX que presenció y
atestiguó las pruebas de aceptación.
8.5.3
Pruebas de aceptación en sitio (OSAT)
8.5.3.1 Se debe dar aviso por escrito de la fecha en que se vayan iniciar las pruebas OSAT, con al menos
una semana de anticipación al responsable / supervisor de PEMEX. Se debe presentar el programa y el
protocolo de pruebas aprobado por PEMEX, e incluir una lista de verificación -“check list” y lo verificado en las
pruebas FAT (No. de parte, No. de serie, modelo, entre otros de todos los componentes del CEP) con el
objeto de verificar el correcto funcionamiento y la operación de los mismos, no obstante éstos no se deben
aceptar en su totalidad hasta cumplir con 120 días de operación normal continua.
8.5.3.2 Se deben realizar con el personal técnico de PEMEX las pruebas (OSAT) al 100% de las señales de
entradas/salidas, una vez que el sistema se encuentre totalmente instalado previo a su puesta en servicio.
8.6.
Licencias
8.6.1
Todas las licencias del software requerido para el arranque, operación, mantenimiento, configuración
y/o programación del CEP, deben estar a nombre de quien Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios
designe.
8.6.2
Estas licencias deben ser de la modalidad multiusuario, cuando así se hayan solicitado, y sin
prescripción y deben amparar tanto los puntos instalados como los de repuesto.
8.6.3
Se deben entregar los medios ópticos correspondientes de todo el software propietario y adquirido de
terceros, incluyendo las licencias de uso y programas fuente del software de aplicación desarrollado para el
CEP, con llaves físicas o de programación.
8.6.4
La Licencia de uso del software que tenga la función de estación de operación/ingeniería debe ser
comercialmente abierta sin que se tenga que adquirir un software adicional. Así mismo debe incluir una Licencia
de desarrollo que proporcione al comprador los derechos de realizar aplicaciones sin pagar regalías por el
desarrollo. La distribución debe ser de acuerdo a las características del software, ya sea en forma de
ejecutables o bien por medio de módulos “Run Time”. En caso de existir módulos “Run Time” en la licencia de
desarrollo se debe de establecer el precio del “Run Time” desde el momento de su adquisición.
8.6.5
No se acepta el software que no cuente con Licencia de desarrollo, tampoco se acepta y un esquema
de distribución de aplicaciones que no esté bien definido de antemano.
8.6.6
Se deben suministrar al final del proyecto las siguientes Licencias y respaldo del software y/o
programación en medio óptico (CD-R):
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a) Licencias (para cada una de las Estaciones de Trabajo) y medios para el sistema operativo de las
Estaciones de Trabajo.
b) Licencia y medios del sistema operativo de la unidad portátil de configuración.
c) Licencia y medios del software de la unidad de configuración portátil.
d) Licencia y medios del software de programación del CEP.
e) Licencias (para cada una de las Estaciones de operación) y medios del programa que tenga la función
de interfaz humano-máquina.
f) Licencias y medios de los programas fuente y ejecutables de cada una de las aplicaciones realizadas
para el proyecto.
g) Licencias y medios del software adquiridos a terceros.
8.6.7
Se deben proporcionar las actualizaciones del software incluido en su alcance durante el período de
garantía del sistema.
8.7.
Documentación a entregar a PEMEX
8.7.1
Antes de iniciar la instalación
8.7.1.1 Se debe entregar un mínimo de cinco juegos de la documentación que se describe a continuación, a
más tardar 30 días antes de iniciar la instalación del CEP del sistema de gas y fuego:
a) Especificaciones finales del CEP y sus componentes, en versión aprobada para construcción.
b) Manuales de instalación del CEP y sus componentes.
c) Planos de distribución general del CEP y sus componentes que indiquen claramente la ubicación de
todas y cada una de las partes que lo constituyen. En dichos planos, los números de identificación de
cada equipo deben concordar con los que aparecen físicamente en sus placas de identificación.
d) Topología del CEP y sus componentes.
e) Diagramas eléctricos y unifilares que describan las interconexiones entre las partes, puntos de prueba
de las tarjetas electrónicas y/o módulos de los equipos, en versión aprobada para construcción.
f) Diagramas electrónicos al nivel de bloques y componentes (manual de fabricante), de cada módulo(s)
y tarjeta(s) electrónica(s) del CEP y sus componentes. Los diagramas deben incluir relación de
componentes.
g) Memoria de cálculo de fuentes poder y banco de baterías.
8.7.2
Al concluir con la instalación
8.7.2.1 Se debe entregar un mínimo de seis juegos de manuales, con descripción de la documentación en
español o en inglés, excepto la indicada con * (asterisco), la cual debe ser en español, en 15 días calendario
después de poner en operación el CEP.
8.7.2.2 Se debe proporcionar por lo menos, pero no estar limitada en forma y cantidad, la siguiente
documentación, en versión aprobada para construcción:
a) *Especificaciones finales del CEP del Sistema de Gas y Fuego.
b) Manual(es) original(es) de instalación, operación y mantenimiento de todos los equipos integrantes del
CEP del Sistema de Gas y Fuego, en donde los manuales de mantenimiento deben incluir los
diagramas electrónicos como componente de las tarjetas y módulos.
c) Planos de como quedó la instalación definitiva (“AS-BUILT”), con detalles de la instalación del CEP y
sus componentes que incluyan relación de materiales y accesorios de instalación, así como toda la
documentación técnica de los equipos.
d) Folletos de catálogos técnicos, así como hojas de especificaciones técnicas.
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e) Planos detallados de cableado y conexiones del CEP y sus componentes, incluye los diagramas
eléctricos y unifilares que describan con detalle las interconexiones entre las diferentes partes del
CEP del Sistema de Gas y Fuego. En dichos diagramas se debe indicar la identificación de los cables
y las terminales correspondientes.
f) Plano(s) de distribución general del CEP y sus componentes, donde se indique claramente la
ubicación de cada uno de ellos.
g) Planos de distribución detallada del CEP y sus componentes.
h) Planos de montaje de equipo y dimensiones.
i) Manuales de hardware del CEP y sus componentes.
j) Manuales del software del CEP y sus componentes.
k) *Protocolos de aceptación en fábrica (FAT).
l) *Reporte de pruebas (FAT).
m) *Protocolo de aceptación en el sitio (OSAT).
n) *Reporte de pruebas (OSAT).
o) Manual de puesta en servicio del CEP y sus componentes, incluye ajuste y pruebas.
p) *Registros de instalación, calibración y pruebas de los equipos instalados en el CEP y sus
componentes.
q) *Resumen de entradas y salidas.
r) Diagramas de cableado de entradas y salidas.
s) Información sobre los protocolos de comunicación empleados en el CEP.
t) *Formato de registro.
u) Diagramas de instrumentación y configuraciones completas para cada función instrumentada de
seguridad del sistema de gas y fuego.
v) Bases de datos totales.
w) Memoria de cálculo de fuentes poder y banco de baterías.
8.7.2.3 Se debe entregar copia de los archivos electrónicos digitales en algún formato compatible con
Microsoft Office, última versión, de la documentación técnica y de los archivos electrónicos digitales de los
planos, en idioma español.
8.7.2.4 Toda la documentación se debe identificar con un número consecutivo, el cual debe ser
proporcionado a PEMEX. Cualquier referencia a los documentos se debe realizar con este número de
identificación.
8.7.2.5 Se debe entregar la información completa sobre la periodicidad de las rutinas de revisión y pruebas
establecidas para el CEP y sus componentes, de acuerdo a las especificaciones del fabricante.
8.8.
Certificados, garantías y licencias del CEP del Sistema de Gas y Fuego
8.8.1
Suministrar por escrito una garantía de 12 meses como mínimo después de la puesta en operación,
para todo el equipo, accesorios, materiales, mano de obra y servicios, aun aquellos realizados por
subcontratistas o terceros y que formen parte del CEP del Sistema de Gas y Fuego.
8.8.2
Todos los certificados, garantías y licencias (programas de cómputo -software- y sistemas operativos
de todo el equipo digital), deben ser entregados a nombre del organismo de Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios, señalando el lugar de aplicación.
8.8.3
La garantía debe iniciar a partir de la fecha de aceptación, debiendo tener vigencia por un mínimo de
12 meses, la cual debe ser válida para los siguientes conceptos:
a) Equipo,
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b)
c)
d)
e)
f)
g)
h)
Accesorios,
Programación,
Servicios,
Desempeño funcional,
Comunicaciones,
Materiales y mano de obra y
Sistema de fuerza ininterrumpible.
8.8.4
Antes de la instalación, se debe verificar que las especificaciones del sistema deban cumplir con la
ingeniería de detalle y con la clasificación del SIL solicitado.
8.8.5
En la licitación, se debe comprobar la experiencia de al menos 5 años en el diseño e instalación de
los CEPs similares al solicitado, y que dichos CEPs se encuentren en operación con la satisfacción
demostrable del cliente; de igual manera, se deben proporcionar a PEMEX los números telefónicos y nombres
de los responsables en las empresas donde fueron desarrollados los proyectos.
8.8.6 En caso de falla del CEP durante el periodo de garantía, el proveedor o contratista debe asistir al sitio
de instalación del equipo para realizar diagnósticos y/o remplazo de piezas dañadas dentro del tiempo
indicado en sus reportes y manuales, para evitar la degradación del SIL.
9.
RESPONSABILIDADES
9.1
De Petróleos Mexicanos
9.1.1
Aplicar el presente documento en la adquisición del CEP del Sistema de Gas y Fuego.
9.1.2
Verificar, vigilar, auditar y hacer cumplir los requerimientos especificados en esta norma.
9.1.3 Proporcionar filosofía de operación del sistema, SRS, la matriz de causa y efecto, planos de
localización de detectores, estaciones de alarma y válvula de diluvio.
9.2
Del proveedor o contratista
9.2.1
Cumplir con lo establecido en esta norma de referencia.
9.2.2 Entregar a PEMEX, la información técnica en detalle que respalde las especificaciones, control de
calidad y funcionalidad del sistema y de sus componentes.
9.2.3 Indicar claramente marca, modelo y cantidad del equipo propuesto, acompañando su cotización con la
información técnica, catálogos, folletos y reportes que respalden su propuesta.
10.
CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS E INTERNACIONALES
No tiene concordancia.
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11.
BIBLIOGRAFÍA
11.1. DG-GPASI-SI-02720, Rev.1.- Norma sobre sistema automático para la detección y alarma por fuego o
por atmósferas riesgosas.
11.2.
EN 54 Fire detection and fire alarm systems (Sistemas de detección de fuego y alarmas de fuego).
11.3.
GNT-SSNP-E002-2005.- Sistema de fuerza ininterrumpible de tecnología ferrorresonante.
11.4. NFPA 72:2013.- National Fire Alarm Code Errata 02-1: 1/30/2003, Errata 72-02-2: 04/16/2003 (Código
Nacional de alarmas contra fuego).
11.5.
NFPA 70:2011.- National Electric Code 2011 Edition-Errata 12/24/04 (Código Eléctrico Nacional).
12.
ANEXOS
12.1
Características Generales.
12.2
Módulos de interfaces para comunicaciones del CEP del Sistema de Gas y Fuego.
12.3
Interfaces de Entradas y Salidas.
12.4
Unidad Portátil de Configuración.
12.5
Capacitación.
12.6
Interfaz Humano-Máquina.
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Anexo 12.1
CARACTERÍSTICAS GENERALES
Nombre de proyecto:
Localización:
Elaboró:
Fecha:
Hoja: 1 de 2
CONDICIONES DEL CENTRO DE TRABAJO
Variable ambiental
Máx.
Temperatura
Mín.
Humedad
°C
pH
%@
Vibraciones
Lluvia
Promedio anual
Unidades
Presión atmosférica
mm Hg
Velocidad del viento
Radiación solar
REQUISITOS GENERALES
Clasificación de área peligrosa
No clasificada
Nivel Instrumentado de Seguridad:
No aplica
Clase I, División 1
Clase I, División 2
SIL-1
SIL-2
Grupo
SIL-3
Disponibilidad
INTERCONEXIÓN ENTRE ELEMENTOS PRIMARIOS Y FINALES CON MÓDULOS E / S
Punto a punto:
Sí aplica
No aplica
Bus de campo:
Sí aplica
No aplica
ESTRUCTURA DE SOPORTE
Consola:
Estructura y mobiliario auxiliar:
Gabinetes:
Sí aplica
Cuarto de control
Intemperie
Fuentes de alimentación eléctrica:
Impresoras:
INTERFAZ HUMANO MÁQUINA
SDMC
Estación del sistema de gas y fuego
COMUNICACIÓN DEL CEP CON NODO DE SUPERVISIÓN DEL SMDC
Sí aplica
No aplica
SISTEMA DE FUERZA ININTERRUMPIBLE (SFI)
Sí aplica
Tipo Ferrorresonante
No aplica
Tipo PWM
INTERFACES DE OPC
Sí aplica
No aplica
PANTALLA MONTADA EN GABINETE
Sí aplica
No aplica
Tamaño de la pantalla:
Teclado:
Tipo de membrana integrada
Otro
Nota: En este Anexo 12.1, invariablemente debe solicitarlo el proveedor o contratista, totalmente llenado.
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Anexo 12.1 (Continuación)
CARACTERÍSTICAS GENERALES
Nombre de proyecto:
Localización:
Elaboró:
Fecha:
Hoja: 2 de 2
FALLA
Fallas permanentes. En donde un componente sufre una falla
irreversible
Fallas intermitentes. En donde las fallas aparecen con cierta
periodicidad
Fallas de memoria
Fallas del microprocesador
Fallas de comunicación
Fallas de interfaces
Fallas de fuentes de poder
Fallas en detectores de campo
Fallas de cable abierto
Fallas de elemento final
Falla por corto circuito
Remoción de componentes físicos
CRITICA
NO CRITICA
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Supervisar
Monitorear
Activar
Nota: En este Anexo 12.2, invariablemente debe solicitarlo el proveedor o contratista, totalmente llenado.
Módulo de interfaz para comunicación con
tablero de seguridad (detección de gas,
fuego, calor y humo)
Alarmas audibles y visibles
Fijos automáticos para protección por
enfriamiento del equipo
Integral para notificación de emergencia
(SINE)
Fijo para extinción de fuego
Automático de mitigación de niebla
Detección de humo
Protección contra incendio en cuartos de
control
Fijos de extinción a base de bióxido de
carbono
Circuito cerrado de televisión
Paro de Emergencia (ESD)
Digital de monitoreo y control (SDMC)
SISTEMA
Tipo de
protocolo de
comunicación
Velocidad de
transmisión
Cantidad de
interfaces
Anexo 12.2
MÓDULOS DE INTERFACES PARA COMUNICACIONES DEL CEP DEL SISTEMA DE GAS Y FUEGO
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Redundancia
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Anexo 12.3
MÓDULOS DE ENTRADAS Y SALIDAS
Nombre de proyecto:
Localización:
Elaboró:
Fecha:
Hoja: 1 de 4
MÓDULOS DE ENTRADAS ANALÓGICAS
4-20 mA
Número de señales:
Tipo de protección contra niveles severos de contaminantes según ISA S71.04 o equivalente:
0-20 mA
G1
G2
G3
G1
G2
G3
G1
G2
G3
G1
G2
G3
Número de señales:
Tipo de protección contra niveles severos de contaminantes según ISA S71. 04 o equivalente:
Otros
G3
Número de señales:
Tipo de protección contra niveles severos de contaminantes según ISA S71. 04 o equivalente:
0-10 VCD
G2
Número de señales:
Tipo de protección contra niveles severos de contaminantes según ISA S71. 04 o equivalente:
0-5 VCD
G1
Especificar:
Número de señales:
Tipo de protección contra niveles severos de contaminantes según ISA S71. 04 o equivalente:
NOTAS:
NRF-184-PEMEX-2013
Comité de Normalización de Petróleos
Mexicanos y Organismos Subsidiarios
SISTEMA DE GAS Y FUEGO:
CEP
Rev.: 0
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Anexo 12.3
MÓDULOS DE ENTRADAS Y SALIDAS
Nombre de proyecto:
Localización:
Elaboró:
Fecha:
Hoja: 2 de 4
MÓDULOS DE SALIDAS ANALÓGICAS
4-20 mA
Número de señales:
Tipo de protección contra niveles severos de contaminantes según ISA S71. 04 o equivalente:
0-20 mA
G1
G2
G3
G1
G2
G3
G1
G2
G3
G1
G2
G3
Número de señales:
Tipo de protección contra niveles severos de contaminantes según ISA S71. 04 o equivalente:
Otros
G3
Número de señales:
Tipo de protección contra niveles severos de contaminantes según ISA S71. 04 o equivalente:
0-10 VCD
G2
Número de señales:
Tipo de protección contra niveles severos de contaminantes según ISA S71. 04 o equivalente:
0-5 VCD
G1
Especificar:
Número de señales:
Tipo de protección contra niveles severos de contaminantes según ISA S71. 04 o equivalente:
NOTAS:
NRF-184-PEMEX-2013
Comité de Normalización de Petróleos
Mexicanos y Organismos Subsidiarios
SISTEMA DE GAS Y FUEGO:
CEP
Rev.: 0
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A n e x o 1 2 .3
M Ó D U L O S D E E N T R A D A S Y S A L ID A S
N o m b re d e p ro ye c to :
L o c a liza c ió n :
E la b o ró :
Fecha:
H o ja : 3 d e 4
M Ó D U L O S D E S E Ñ A L E S D IS C R E T A S
S e ñ a l d e e n tra d a d is c re ta
0 -2 4 V C D
N ú m e ro d e s e ñ a le s :
T ip o d e pro te cc ió n c o n tra niv ele s s e v ero s d e c o n tam in a n te s s e g ú n IS A S 71 . 0 4 o e q u iv ale n te :
120 VCA
G2
G3
G1
G2
G3
G1
G2
G3
G1
G2
G3
G1
G2
G3
G1
G2
G3
N ú m e ro d e s e ñ a le s :
T ip o d e pro te cc ió n c o n tra niv ele s s e v ero s d e c o n tam in a n te s s e g ú n IS A S 71 . 0 4 o e q u iv ale n te :
O tro s
G1
E s p e c ific a r:
N ú m e ro d e s e ñ a le s :
T ip o d e pro te cc ió n c o n tra niv ele s s e v ero s d e c o n tam in a n te s s e g ú n IS A S 71 . 0 4 o e q u iv ale n te :
O tro s
E s p e c ific a r:
N ú m e ro d e s e ñ a le s :
S e ñ a l d e s a lid a d is c re ta
0 -2 4 V C D
N ú m e ro d e s e ñ a le s :
T ip o d e pro te cc ió n c o n tra niv ele s s e v ero s d e c o n tam in a n te s s e g ú n IS A S 71 . 0 4 o e q u iv ale n te :
120 VCA
N ú m e ro d e s e ñ a le s :
T ip o d e pro te cc ió n c o n tra niv ele s s e v ero s d e c o n tam in a n te s s e g ú n IS A S 71 . 0 4 o e q u iv ale n te :
O tro s
E s p e c ific a r:
N ú m e ro d e s e ñ a le s :
T ip o d e pro te cc ió n c o n tra niv ele s s e v ero s d e c o n tam in a n te s s e g ú n IS A S 71 . 0 4 o e q u iv ale n te :
O tro s
E s p e c ific a r:
N ú m e ro d e s e ñ a le s :
NOTAS:
NRF-184-PEMEX-2013
Comité de Normalización de Petróleos
Mexicanos y Organismos Subsidiarios
SISTEMA DE GAS Y FUEGO:
CEP
Rev.: 0
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Anexo 12.3
MÓDULOS DE ENTRADAS Y SALIDAS CON AISLAMIENTO GALVÁNICO
Nombre de proyecto:
Localización:
Elaboró:
Fecha:
Hoja: 4 de 4
MÓDULOS DE SEÑALES DISCRETAS
4-20 mA
Número de señales:
Tipo de protección contra niveles severos de contaminantes según ISA S71. 04 o equivalente:
Otros
G1
G2
G3
G1
G2
G3
G1
G2
G3
G1
G2
G3
G1
G2
G3
G1
G2
G3
G1
G2
G3
G1
G2
G3
G1
G2
G3
Especificar:
Número de señales:
Tipo de protección contra niveles severos de contaminantes según ISA S71. 04 o equivalente:
4-20 mA
Número de señales:
Tipo de protección contra niveles severos de contaminantes según ISA S71. 04 o equivalente:
0-20 mA
Número de señales:
Tipo de protección contra niveles severos de contaminantes según ISA S71. 04 o equivalente:
Señal de entrada discreta
0-24 VCD
Número de señales:
Tipo de protección contra niveles severos de contaminantes según ISA S71. 04 o equivalente:
120 VCA
Número de señales:
Tipo de protección contra niveles severos de contaminantes según ISA S71. 04 o equivalente:
Otros
Especificar:
Número de señales:
Señal de salida discreta
0-24 VCD
Número de señales:
Tipo de protección contra niveles severos de contaminantes según ISA S71. 04 o equivalente:
120 VCA
Número de señales:
Tipo de protección contra niveles severos de contaminantes según ISA S71. 04 o equivalente:
Otros
Especificar:
Número de señales:
Tipo de protección contra niveles severos de contaminantes según ISA S71. 04 o equivalente:
Otros
Especificar:
Número de señales:
NOTAS:
NRF-184-PEMEX-2013
Comité de Normalización de Petróleos
Mexicanos y Organismos Subsidiarios
SISTEMA DE GAS Y FUEGO:
CEP
Rev.: 0
PÁGINA 39 DE 41
Anexo 12.4
Nombre de proyecto:
Localización:
Elaboró:
Fecha:
Hoja: 1 de 1
UNIDAD PORTÁTIL DE CONFIGURACIÓN
Cantidad de unidades:
Tipo de procesador:
Velocidad:
Sistema operativo:
Tamaño de pantalla:
Capacidad de disco duro:
Unidad de respaldo:
CD-RW
DVD-RW
Puerto serie
N° de puertos serie:
Puerto paralelo
N° de puertos paralelo:
Puerto PCMCIA
N° de puertos PCMCIA:
Puerto USB
N° de puertos USB:
Tarjeta de red Ethernet N° de puertos Ethernet:
Otros:
Especificar:
Dispositivo para control de cursor
Tipo ratón:
Cantidad:
Tipo ratón táctil:
Cantidad:
Pantalla táctil:
Especificar:
Tiempo de operación de batería:
NOTAS:
Tipo:
Velocidad:
NRF-184-PEMEX-2013
Comité de Normalización de Petróleos
Mexicanos y Organismos Subsidiarios
SISTEMA DE GAS Y FUEGO:
CEP
Rev.: 0
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Anexo 12.5
CAPACITACIÓN
Nombre de proyecto:
Localización:
Tipo de curso:
Configuradores
Elaboró:
Fecha:
Hoja: 1 de 1
Operadores
Personal de mantenimiento
Título y temario:
Duración de cada
curso en Horas:
Número de cursos:
Número de participantes por curso
Nivel de curso:
Básico
Lugar donde se impartirá el curso
Material didáctico:
NOTAS:
Medio
Avanzado
NRF-184-PEMEX-2013
SISTEMA DE GAS Y FUEGO:
CEP
Comité de Normalización de Petróleos
Mexicanos y Organismos Subsidiarios
Rev.: 0
PÁGINA 41 DE 41
Anexo 12.6
INTERFAZ HUMANO-MÁQUINA
Nombre de proyecto:
Localización:
Estación de operación/ingeniería
Elaboró:
Fecha:
Hoja: 1 de 1
Cantidad:
Tipo de procesador:
Velocidad:
Capacidad disco duro:
Sistema operativo:
Unidad de respaldo:
CD-RW
DVD-RW
Puerto serie
No. de puertos serie:
Puerto paralelo
No. de puertos paralelo:
Puerto USB
No. de puertos USB:
Tipo:
Tarjeta de red Ethernet
No. puertos Ethernet
Velocidad:
Tamaño de monitor:
Resolución:
Frecuencia de actualización de imagen:
Dispositivo controlador de cursor:
Voltaje de alimentación:
Tipo ratón
Cantidad:
Tipo “track” ball
Cantidad:
Pantalla tactil
Tipo:
127 VCA
220 VCA
Cantidad: