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N° de Documento: NRF-130-PEMEX-2013

COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS

Fecha: 25 de junio de 2013

SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DE PEMEX REFINACIÓN

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SISTEMAS DE CONTROL SUPERVISORIO Y ADQUISICIÓN DE DATOS PARA DUCTOS

COMITÉ DE NORMALIZACIÓN

DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS

SISTEMAS DE CONTROL SUPERVISORIO Y

ADQUISICIÓN DE DATOS PARA DUCTOS

No. de Documento NRF-130-PEMEX-2013

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Esta Norma de Referencia se aprobó en el Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios en la sesión 92 celebrada el 04 de abril de 2013






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CONTENIDO

CAPÍTULOS PÁGINAS 0. INTRODUCCIÓN. ......................................................................................................................................... 5

1. OBJETIVO. ................................................................................................................................................... 6

2. ALCANCE. .................................................................................................................................................... 6

3. CAMPO DE APLICACIÓN. ......................................................................................................................... 6

4. ACTUALIZACIÓN. ....................................................................................................................................... 6

5. REFERENCIAS. ........................................................................................................................................... 7

6. DEFINICIONES. ........................................................................................................................................... 8

7. ABREVIATURAS. ...................................................................................................................................... 11

8. DESARROLLO. .......................................................................................................................................... 13

8.1. Diseño del Sistema de Control Supervisorio y Adquisición de Datos (SCADA). ................................ 13

8.2. Inspección y Pruebas. ............................................................................................................................... 46

8.3. Almacenamiento y Transporte. ................................................................................................................. 46

8.4. Documentación del Sistema SCADA. ...................................................................................................... 47

9. RESPONSABILIDADES. ........................................................................................................................... 47

9.1. Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. ................................................................................. 47

9.2. Proveedor o contratista. ............................................................................................................................ 47

10. CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES. .............................................. 47

11. BIBLIOGRAFÍA .......................................................................................................................................... 47

12. ANEXOS. ..................................................................................................................................................... 50

12.1. Monitoreo Computarizado de Tuberías (CPM). ....................................................................................... 50

12.2 Presentación de documentos normativos equivalentes. ....................................................................... 57






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12.3. Hoja de especificaciones para servidor de proceso. ............................................................................. 58

12.4. Hoja de especificaciones para servidor de datos históricos. ............................................................... 59

12.5. Hoja de especificaciones para servidor de aplicaciones. ...................................................................... 60

12.6. Hoja de especificaciones para Impresoras. ............................................................................................ 61

12.7. Hoja de especificaciones para Consola. .................................................................................................. 62

12.8. Hoja de especificaciones para Estación de operación/Ingeniería y Mantenimiento. .......................... 63

12.9. Hoja de especificaciones para entrenamiento. ....................................................................................... 64






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0. INTR ODUCCIÓN.

Una de las principales actividades en el manejo de la producción de hidrocarburos en Petróleos Mexicanos es el transporte de los mismos mediante ductos, para su recepción, venta y distribución. Durante esta actividad existen riesgos inherentes al manejo de los hidrocarburos por salidas no programadas de producto ocasionadas por rupturas en la tubería de transporte provocadas por accidentes por terceros, por fallas mecánicas, por corrosión, por operación inadecuada y por extracciones ilícitas (tomas clandestinas). Por estas razones por lo que se requiere implementar herramientas de tecnología de punta para monitoreo y supervisión de la infraestructura del transporte de hidrocarburos por ductos e instalaciones en tiempo real, para la prevención de riesgos a la infraestructura, equipos, y entorno ecológico, mediante la oportuna detección y localización de fugas en los ductos de transporte y prevenir riesgos potenciales y daños a la población, mejorando sustancialmente la imagen pública de Petróleos Mexicanos. Actualmente Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios no cuentan con una normatividad para la adquisición de los Sistemas de Control y Adquisición de Datos para su uso en los sistemas de transporte de hidrocarburos en fase líquida y en fase gas, para lo cual se genera esta norma de referencia que ayuda a la implementación de las tecnologías existentes. En la elaboración de esta norma de referencia participaron las entidades, instituciones y empresas que se indican a continuación: Participación Interna PEMEX-Exploración y Producción PEMEX-Gas y Petroquímica Básica PEMEX-Petroquímica PEMEX-Refinación Pemex Corporativo Petróleos Mexicanos Participación externa: ABB México S.A. de C.V. Automatización y Modernización Industrial S.A. de C.V. Emerson Process Management S.A. de C.V. Instituto Mexicano del Petróleo Invensys Process Systems Rockwell Automation de México, S.A. de C.V. SENSA S.A. de C.V. Siemens S.A. de C.V. Schneider Electric Telvent Energía S.A. TSC Ventas






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1. OBJETIVO.

Establecer los requisitos técnicos y documentales para la adquisición y contratación de bienes y servicios que deben cumplir los Sistemas de Control Supervisorio y Adquisición de Datos para Ductos de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

2. ALC ANCE.

Esta norma establece los requisitos técnicos y documentales para la adquisición de bienes tales como Hardware, Software, sistemas de comunicación, instrumentación y contratación de servicios relacionados con el suministro, instalación, configuración, pruebas, puesta en operación, documentación y soporte técnico para los Sistemas de Control Supervisorio y Adquisición de Datos para Ductos en los sistemas de transporte de hidrocarburos en fase líquida y fase gas, que son aplicados para el monitoreo y supervisión de la operación automática y remota de los sistemas de transporte de hidrocarburos por ductos.

3. CAMP O DE APLICACIÓN.

Esta norma es de aplicación general y observancia obligatoria en la adquisición o arrendamiento de los bienes 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 debe cumplir el proveedor, contratista o licitante.

4. ACT UALIZACIÓN.

Esta norma se debe revisar y en su caso modificar al menos cada cinco años o antes si las sugerencias y recomendaciones de cambio lo ameritan. Las sugerencias para la revisión y actualización de esta norma, deben enviarse al Secretario del Subcomité Técnico de Normalización de PEMEX, 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, a través del Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

Las propuestas y sugerencias de cambio deben elaborarse en el formato CNPMOS-001-A01 y dirigirse por escrito al:

Subcomité Técnico de Normalización de PEMEX Refinación Dirección: Av. Marina Nacional N° 329, Piso 35 de la Torre Ejecutiva de PEMEX, Col. Petróleos Mexicanos, Del Miguel Hidalgo, MÉXICO D.F. C.P. 11311, Tel. 56 25 43 81, 19 44 25 00 Ext. 54777, 54778, Fax. 52 50 69 83, E-mail: [email protected].






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5. REFERE NCIAS.

5.1 NOM -008-SCFI-2002 Sistema general de unidades de medida. 5.2 N MX-J-235-1-ANCE-2008 Envolventes - Envolventes para uso en equipo eléctrico - Parte 1: Consideraciones no ambientales - Especificaciones y métodos de prueba (Enclosures for electrical equipment. Non environmental considerations). 5.3 NMX-J -235-2-ANCE-2000 Envolventes - Envolventes (gabinetes) para uso en equipo eléctrico - Parte 2 Requerimientos específicos – Especificaciones y métodos de prueba 5.4 IEC 61131-3:2003 Programmable Controllers-Part 3: Programming Languages 2nd Edition. (Controladores programables, Lenguajes de programación, segunda edición). 5.5 ITU-T G.703:2002 Physical/Electrical Characteristics of Hierarchical Digital Interfaces - Series G: Transmission Systems and Media, Digital Systems and Networks Digital Terminal Equipments - General - Study Group 15; Erratum 1: 07/20/2005 (Características físicas / eléctricas de las interfaces digitales jerárquicas - Serie G: Sistemas y medios de transmisión, sistemas digitales y equipos terminales de redes digitales - General - Grupo de Estudio 15; Fe de erratas 1: 07/20/2005) 5.6 ITU-T G.732:1993 Characteristics of primary PCM multiplex equipment operating at 2048 kbit/s (Las características de funcionamiento del equipo múltiplexor MIC primario a 2048 kbit / s)

5.7 ITU-T V.110:2000 Support by an ISDN of Data Terminal Equipments with V-Series Type Interfaces Series V: Data Communication over the Telephone Network Interworking with Other Networks - Study Group 16; (El apoyo de una red digital de servicios integrados RDSI de equipos terminales de datos con interfaces de tipo Serie –V Serie V: Comunicación de datos por la red telefónica funcionando con otras redes - Grupo de Estudio 16). 5.8 NRF -036-PEMEX-2010 Clasificación de áreas peligrosas y selección de equipo eléctrico. 5.9 NRF -045-PEMEX-2010 Seguridad Funcional - Sistemas Instrumentados de Seguridad - Para los Procesos del Sector Industrial. 5.10 NRF -046-PEMEX-2012 Protocolos de comunicación en sistemas digitales de monitoreo y control. 5.11 NRF -049-PEMEX-2009 Inspección y supervisión de arrendamientos y servicios de bienes muebles. 5.12 NRF -053-PEMEX-2006 Sistemas de protección anticorrosiva a base de recubrimientos para instalaciones superficiales. 5.13 NRF -081-PEMEX-2005 Medición Ultrasónica de Hidrocarburos en Fase Gaseosa. 5.14 NRF -083-PEMEX-2004 Sistemas electrónicos de medición de flujo para hidrocarburos en fase gaseosa. 5.15 NRF -105-PEMEX-2012 Sistemas Digitales de Monitoreo y Control. 5.16 NRF -225-PEMEX-2009 Integración y seguridad de datos de procesos industriales.






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5.17 NRF -226-PEMEX-2009 Desplegados gráficos y bases de datos para el SDMC de procesos. 5.18 NRF -240-PEMEX-2009 Medición ultrasónica para hidrocarburos fase líquida. 5.19 NRF -249-PEMEX-2010 Sistemas de fuerza ininterrumpible.

6. DEFINICIO NES.

6.1. Acumulad o en frío. Característica de algunos protocolos para el SCADA de permitir que todos los datos volumétricos sean capturados simultáneamente. Puede ser usado para eliminar el corrimiento en tiempo en el análisis de los datos volumétricos. 6.2. Band a muerta. Rango a través del cual una señal de entrada puede ser variada sin obtener respuesta en la señal de salida. Banda muerta es usualmente expresada en por ciento de la amplitud nominal (span). 6.3. Calidad de los da tos. Característica de sistema de SCADA que crea bits de estado que reflejan la validez de datos de proceso. 6.4. Compon ente. Cualquier componente de un sistema o red de un ducto que puede estar sujeta a la presión de bombeo, incluyendo más no limitativo a: tubería, válvulas, codos, tes, bridas y terminaciones. 6.5. Confiabilidad. Probabilidad de que un sistema pueda desempeñar una función definida bajo condiciones especificadas para un periodo de tiempo dado. 6.6. Control Supervisorio y Adquisición de Datos (SCADA). Tecnología que hace posible supervisar y controlar remotamente las instalaciones de ductos, asociados al transporte y distribución de hidrocarburos por tubería. 6.7. Corrimiento en tiempo (time skew). Variación de la transmisión por tiempo a partir de una RTU a otro en un protocolo de comunicaciones de interrogación de SCADA. 6.8. Cortafuegos (dedicados) “firewall”. Dispositivo usado para regular el control de acceso de y para una red, así como para proteger a las computadoras conectadas a la misma, de usos no autorizados. Los cortafuegos utilizan mecanismos que bloquean o permiten cierto tipo de tráfico, regulando el flujo de información. 6.9. Datos históricos. Datos que han sido retenidos para su posterior recuperación en orden cronológico, mantenidos típicamente por un subsistema de archivo de datos del sistema SCADA. 6.10. Duc to. Sistema de tubería con diferentes componentes tales como, equipo dinámico, compresores, reguladores, medidores y otros equipos para el transporte y distribución de hidrocarburos.






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6.11. Equivalente (de Documento Normativo). Norma, especificación, método, estándar o código que cubre los requisitos y/o características físicas, químicas, fisicoquímicas, mecánicas o de cualquier naturaleza establecidas en el documento normativo extranjero citado en la NRF (Ver anexo 12.2 de esta NRF). 6.12. Escudo de seguridad “Secure Shell ” (SSH). Protocolo de redes y programas para seguridad en el intercambio de información de manera remota. 6.13. Ethern et. Red de área local (LAN) normada que usa el método para detección de portadora de acceso múltiple y detección de colisiones (CSMA/CD). Tiene la característica única de ser una red de comunicación con infraestructura activa soporta diferentes velocidades conocidas como Fast Ethernet, Gigabit Ethernet, 10gigabit entre otros. 6.14. Etiqueta del tiempo. Una Característica del sistema SCADA que registra el tiempo en que una medición o evento ocurren junto con los datos. 6.15. Falla de co municación. Una Interrupción de mensajes en el SCADA generalmente entre el MTU y la RTU (PLC o computador de flujo). Puede ser pérdida de comunicación, ya sea por corte total de enlace de comunicación ó por la falla de respuesta de un sitio alejado a las peticiones del MTU. 6.16. Interfaz. Conexión física y/o de software entre sistemas y/o aplicaciones. 6.17. Internet Protocol Security ( IPsec) (P rotocolo de Seguridad d e Intern et). Conjunto de protocolos cuya función es asegurar las comunicaciones sobre protocolo de Internet (IP) autentificando y/o cifrando cada paquete IP en un flujo de datos, también incluye protocolos para el establecimiento de claves de cifrado. 6.18. Interrog ación. Tipo de protocolo de comunicaciones de SCADA en donde peticiones secuénciales de datos de proceso de RTUs son demandadas por el MTU. Estas peticiones, proceden típicamente de una manera cíclica continua. 6.19. Point to Point Tunneling Protocol (PPTP). Protocolo de comunicación para interconectarse a una red privada virtual (VPN). 6.20. Procesador frontal (FE P). Procesador dedicado para realizar funciones de comunicación para descargar a otros procesadores, es la parte del sistema que recibe inicialmente los datos del proceso, para el acondicionamiento de la señal. 6.21. Proceso. Sucesión de etapas físicas o químicas, con el objeto de obtener un producto deseado. 6.22. Protocolo de comunicaciones. Un conjunto de reglas y formatos (semántica y sintaxis) que determina el comportamiento de la comunicación de (N)-entidades en el desempeño de (N)-funciones para esta NRF entre RTU y el MTU. 6.23. Red. Conjunto de equipos y medio físico o inalámbrico para comunicar grupos de 2 o más computadoras, terminales, periféricos, equipos de control, dispositivos, entre otros. 6.24. Redu ndancia. Uso de elementos o sistemas múltiples, de igual o diferente tecnología, para desempeñar la misma función.






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6.25. Regis tro de eventos. Una característica de los sistemas SCADA que crea un registro permanente de cambios en el estado del sistema y el ducto en orden cronológico. 6.26. Repetibilidad. Habilidad de un transductor para reproducir la misma salida cuando un valor medido es aplicado a éste consecutivamente bajo las mismas condiciones y en la misma dirección. 6.27. Reporte po r excep ción. Característica de los protocolos comunicación del SCADA que pretende mejorar la eficiencia de la comunicación reportando solamente los datos que han cambiado desde la interrogación “Poll” anterior. 6.28. Resolu ción. Cambio mínimo de una variable, que puede ser detectado por un sensor, instrumento o sistema, expresado en por ciento de su escala. 6.29. Ruido. Componente no deseado en una señal de proceso. El ruido puede ser reducido filtrándose. 6.30. Ruteado r “Router”. Dispositivo de red que interconecta dos o más redes de computadoras que tienen la misma arquitectura de red, el cual usa protocolos de las capas 1, 2 y 3 del modelo de referencia OSI. 6.31. Serv idor. Dispositivo o equipo de cómputo que forma parte de una red, y que tiene la capacidad de proveer servicios, tales como acceso a la base de datos, realizar procesos especiales y la ejecución de software dedicados. 6.32. Sincroniza ción. Acoplamiento de dos o más dispositivos para que trabajen al mismo tiempo. 6.33. Sistema de control. Conjunto de elementos interconectados para desarrollar funciones de supervisión y control con el propósito de mantener estables las condiciones del proceso. 6.34. Sistema de Detección y Localización de Fugas (LDS). Método basado en software que utiliza información de un sistema SCADA para obtener información de campo, la cual es analizada por algoritmos matemáticos para detectar y/o localizar el comienzo de una fuga de producto en tiempo real. 6.35. Sistema Digital de Moni toreo y Con trol (SDMC). Es la implementación de equipos basados en instrumentos, sistemas electrónicos de operación digital y sistemas de computadoras o bien basados en microprocesadores para ejecutar funciones de control y obtención de información necesaria para operar y administrar el proceso o áreas específicas. Incluye las comunicaciones entre los dispositivos de campo y las unidades de procesamiento, IHM y cualquier otro equipo y comunicaciones para reportar o informar sobre el desempeño del proceso de adquisición de datos. 6.36. Sniffer. Software analizador de diagnóstico de redes, proporciona un diagnóstico experto. 6.37. Soft ware. Conjunto de programas, lenguajes y procedimientos necesarios para que los equipos que integran un sistema digital de monitoreo y control se configuren, operen, reciban mantenimiento y se reparen. 6.38. Tenden cia. Comportamiento que sigue un proceso, su representación es por medio de gráficos con los cuales se permite registrar el comportamiento de las variables en tiempo real y con el paso del tiempo (histórico).






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6.39. Tiempo de la explor ación. Período requerido para interrogar todas las RTUs en un canal de comunicaciones de SCADA. también llamado tiempo de interrogación. 6.40. Tiempo de respuesta. Periodo requerido por la señal de medición de un detector, para ser elevada a un porcentaje especificado de su valor final, como resultado de un cambio en la variable de proceso. 6.41. Topología. Estructura que define como están interconectados todos los diferentes dispositivos que integran el SDMC. 6.42. Tubería. Componente tubular que se utiliza para construir un sistema de ductos, tal componente puede ser fabricado de diferentes materiales. 6.43. Unidad Ter minal Maestra ó MTU. Componente de un sistema SCADA, generalmente localizado en Centro de Control, este recibe datos de proceso de las RTUs y envía comandos operacionales a la RTU seleccionada. Tienen software, hardware y una arquitectura distribuida. Su capacidad de procesamiento está distribuida entre varias computadoras y servidores que se comunican entre sí a través de una red LAN dedicada en tiempo real en el centro de control. 6.44. Unidad Te rminal Remota ó RT U. Componente del sistema SCADA, generalmente se instala en un sitio en campo, estos procesan datos de los sensores para transmisión al MTU. La RTU también acepta instrucciones provenientes del MTU y transforma en señales de salida eléctrica. También es un término genérico que se refiere a cualquier dispositivo que pueda responder a las solicitudes de información desde el MTU o el PLC o puede enviar la información no solicitada en ambiente de no interrogación.

6.45. VSAT. Estación terrestre de muy pequeña apertura, constituye una red bajo el control de una estación central.

7. ABREVIATURAS.

API American Petroleum Institute (Instituto Americano del Petróleo).

BPH Barrels per hour (Barriles por Hora).

DDE Dynamic Data Exchange (Intercambio Dinámico de Datos).

FEP Front end processor (Procesador frontal).

HMI Human Machine Interface (Interfaz humano máquina IHM).

IPsec Internet Protocol Security (Protocolo de Seguridad de Internet).

LAN Local Area network (Red de Área Local).

LDS Leak Detection System (Sistema de Detección y Localización de Fugas).






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L2TP Layer Two (2) Tunneling Protocol (Capa 2 (dos) protocolo Tunel).

MODEM Modulador demodulador.

MTBF Mean time between failure (tiempo promedio entre fallas).

MTU Master Terminal Unit (Unidad Terminal Maestra).

NEMA National Electrical Manufacturers Association (Asociación Nacional de Fabricantes Eléctricos).

ODBC Open Database Connectivity (Conectividad de Bases de Datos Abierta).

OLEDB Object Linking and Embedding for Databases (Enlace e incrustación de objetos para bases de datos).

OPC OLE for Process Control (Objetos Vinculados e Insertados para Control de Procesos).

OS Operating System (Sistema Operativo).

OWS Operator Workstation (Estación de trabajo del operador).

PEMEX Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

Psi Pounds per squere inch (Libras por Pulgada Cuadrada).

ROE Relación de ondas estacionarias.

RTU Remote Terminal Unit (Unidad Terminal Remota UTR).

SCADA Supervisory Control and Data Acquisition (Control Supervisorio y Adquisición de Datos).

SDMC Sistema Digital de Monitoreo y Control.

SFI Sistema de Fuerza Ininterrumpible.

SSH Secure Shell (Escudo de seguridad).

TCP/IP Transmission Control Protocol/Internet Protocol. (Protocolo de Control de Transmisión/Protocolo de Internet).

WAN Wide Area Network (Red de Área Amplia).

USB Universal Serial Bus (Canal de Comunicación Serial Universal).

VPN Virtual Private Network (Red Privada Virtual).

VSAT Very small aperture terminal (Estación terrestre de muy pequeña apertura).

Para los efectos de esta norma de referencia con relación a símbolos y abreviaturas de las unidades de medida, se debe aplicar NOM-008-SCFI-2002.






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8. DESARROLLO.

8.1. Diseño del Sistema de Control Supervisorio y Adquisición de Datos (SCADA).

a) Se debe constituir por tres componentes principales: Equipo y software de cómputo. Unidades Terminales Maestras MTUs, Unidades Terminales Remotas RTUs. Comunicaciones. b) Debe monitorear, supervisar y operar simultáneamente las instalaciones y los ductos a lo largo de los sistemas de transporte de hidrocarburos de PEMEX. c) El concepto tecnológico de los tres componentes principales del SCADA debe ser el de un sistema totalmente probado, tener una vigencia comprobada de uso en la industria petrolera de por lo menos un año en operación en instalaciones similares a la requerida contractualmente por PEMEX; no se aceptan prototipos.

8.1.1 Arquitectura típica para el monitoreo y control de Ductos.

8.1.1.1. Los componentes mínimos que debe tener todo sistema SCADA de PEMEX, son los mostrados en la siguiente figura 1 y deben cumplir con el 4.2 y 4.3 de la IEEE Std C37.1:2007 o equivalente.






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Figura 1. Arquitectura típica de un SCADA para el monitoreo y control de Ductos.

8.1.1.2 Los servidores SCADA deben funcionar en plataformas de sistemas operativos y comprobar su operación y sus aplicaciones.

8.1.1.3 La(s) estación(es) de trabajo del Operador deben funcionar con sistemas operativos actualizados y comprobar su operación para el Sistema SCADA y sus aplicaciones.

8.1.1.4 La base de datos debe ser relacional y/o del tipo series de tiempo (time series), ambas globales y deben contener información actualizada éstas deben cumplir con la NRF-226-PEMEX-2009 y compartir los datos con otros sistemas corporativos. Debe usar interfaces como ODBC, OLEDB, OPC y DDE entre otros.

8.1.1.5 El sistema debe actuar como una sola fuente de datos para terceras aplicaciones de participantes en la red.

8.1.1.6 La Interfaz de comunicación del sistema SCADA debe cumplir con las normas indicadas en esta norma de referencia.






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8.1.1.7 Centro del Control Principal, debe supervisar y controlar la red de ductos y debe tener un Centro de Control Alterno o de Respaldo que debe tomar el funcionamiento del Control Principal en línea de manera transparente en caso de falla mantenimiento o eventualidad del Centro del Control Principal. Se deben integrar varios centros de control subalternos que pertenezcan al sistema SCADA de acuerdo al contrato correspondiente o bases de licitación.

8.1.1.8 Manejo de nodos. La red LAN debe soportar el adicionar nuevos nodos de datos o de cancelar nodos existentes en la red sin romper la redundancia de comunicación de nodos existentes. La topología del sistema SCADA debe permitir agregar nuevos nodos de manera transparente sin causar problemas de operación en la red.

8.1.1.9 Cuando el sistema SCADA use como medio de transmisión la fibra óptica para intercomunicar los componentes del sistema y en la topología se use un “router”, en caso de falla de la comunicación a través de la fibra óptica, el “router” debe cambiar automáticamente a una comunicación V-Sat y se debe desplegar, registrar, y alarmar dicha falla en el sistema. Se debe tener una alarma audible del cambio. El Sistema SCADA debe operar con el uso de varias redes de comunicación basadas en Internet, redes privadas virtuales, microonda y líneas arrendadas, celulares y mensajes a celulares de acuerdo a lo solicitado en las bases de usuario.

8.1.1.10 El procesador frontal (front end processor FEP) debe ser una PC o una RTU basada en microprocesadores, para integrar señales de proceso donde éste se localice. El FEP debe ser redundante.

8.1.1.11 El sistema SCADA debe tener autodiagnóstico para supervisar continuamente y probar todos sus componentes. Esto incluye todos los servidores, los componentes de la red LAN (“switches”, “routers”, entre otros), las copiadoras, pantallas de proyección, sistemas de almacenamiento de datos como discos RAID entre otros, el FEP, las características de diagnóstico deben incluir detección y reporte de fallas del software.

8.1.1.12 El sistema SCADA debe diagnosticar y supervisar de manera continua todas las RTUs, PLCs y SFIs para determinar su correcta operación. El diagnóstico del sistema debe generar alarmas de fallas correspondientes si las RTU, PLC o SFI presenten algún problema de operación, las alarmas de las fallas se deben desplegar en las estaciones de trabajo del operador e imprimir, también debe presentar alarma audible en el sistema. Las alarmas y eventos deben cumplir con el 8.1.25 de la NRF-226-PEMEX-2009. Se deben desarrollar los desplegados gráficos correspondientes para mostrar el estado operacional y diagnóstico para todos los componentes del sistema SCADA.

8.1.2 Car acterísticas Funcionales.

8.1.2.1 Confiabilidad. El proveedor o contratista debe elaborar y presentar el cálculo correspondiente de confiabilidad del sistema para cumplir con el valor de disponibilidad indicado en esta NRF.

8.1.2.2 Disponibilidad.

El SCADA se debe diseñar, fabricar, probar e instalar para proporcionar alta disponibilidad y confiabilidad. La disponibilidad mínima de los componentes del sistema SCADA debe ser 99.9% por año. El proveedor o contratista debe suministrar los cálculos de la misma, e incluir los siguientes conceptos como mínimo: a) Estaciones de trabajo. b) MTUs. c) RTUs.






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d) Servidores de almacenamiento masivo. e) FEPs de procesamiento. f) Fuentes de alimentación eléctrica. g) Sistemas de fuerza ininterrumpible. h) Sistemas de comunicaciones.

El sistema SCADA debe permitir actualizaciones tanto de equipos y accesorios como de software y lenguajes de programación, sin alterar la operabilidad, disponibilidad y funcionalidad del mismo.

8.1.2.3 Seguridad del sistema.

La seguridad para integrar los datos del proceso provenientes de los sitios en campo a través de las RTUs y de estas a las MTUs y centros de control principal del sistema SCADA debe cumplir con el 8.3, 8.4 y 8.5 de la NRF-225-PEMEX-2009 y con el API STD 1164:2009.

8.1.2.4 Expansión.

8.1.2.4.1 El sistema SCADA debe crecer conforme a los requisitos que se especifiquen en las bases de licitación en todos los componentes y funciones (hardware y software) del mismo.

8.1.2.5 El SCADA debe recolectar y procesar en tiempo real, información de las variables de proceso, medición de flujo y válvulas de seccionamiento de los ductos. Mediante instrumentación electrónica en campo, RTUs y sistemas de comunicaciones hacia los MTUs debe monitorear, supervisar y controlar la operación de los ductos en forma segura, esto incluye las estaciones de medición, compresión y bombeo, y las válvulas de seccionamiento.

8.1.2.6 La información se debe recibir y procesar, por las RTUs y MTUs del SCADA para generar bases de datos que cumplan con los propósitos operativos, comerciales y de planeación de esta NRF.

8.1.2.7 El SCADA debe tener las siguientes funciones:

Adquisición de Datos (Monitoreo y Supervisión). Transferencia de Datos (Comunicación). Procesamiento de Datos. Control. Integración de Aplicaciones.

8.1.2.7.1 Los protocolos de comunicación de la instrumentación de campo y para el sistema SCADA deben cumplir con la NRF-046-PEMEX-2012.

8.1.2.7.2 El diseño de los desplegados gráficos debe cumplir con el 8.1 de la NRF-226-PEMEX-2009.

8.1.2.7.3 El sistema debe usar un software estándar para el OS y debe cumplir con el 8.1.11 de la NRF-105-PEMEX-2012, no debe ser un software propietario, dicho software debe ser multifuncional para permitir al usuario interconectar y operar a través de dispositivos de campo, protocolos y medios.

8.1.2.7.4 La modularidad del Software debe ser sin reprogramar el software existente. El software debe usar la característica de “plug and play” para los dispositivos que se interconectan al sistema.






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8.1.2.7.5 El sistema debe permitir actualizar el OS / software de aplicación / cambio en la configuración de sistema en todos los módulos redundantes, sin la necesidad de interrumpir el proceso y sin perder el monitoreo, supervisión y control en tiempo real a través de la interfaz del operador. Esto es aplicable para todos los parámetros excepto aquéllos que afectan el funcionamiento de redundancia por sí mismos. Esta característica es importante para facilitar la adición del nuevo software / agregar nuevas estaciones a la red sin desconectar el sistema y hacer la integración en línea.

8.1.2.7.6 El software de aplicación para Detección de Fugas que está normalmente disponible por terceras partes, no debe requerir modificaciones para ejecutar las mismas funciones bajo las versiones nuevas del OS. Los desplegados gráficos para el software mencionado deben cumplir con los requisitos de la NRF-226-PEMEX-2009.

8.1.2.7.7 Cualquier estación de trabajo debe funcionar como estación del Operador, estación de administrador y estación de Software de Aplicación. Debe haber sin embargo una restricción de funcionalidad y acceso pero la flexibilidad

8.1.2.7.8 Indistintamente de las estaciones de trabajo debe realizar cualquiera de las funciones requeridas.

8.1.2.7.9 Se debe distribuir geográficamente la redundancia funcional del servidor, y localizar la parte redundante de un servidor principal en un sitio geográfico diferente.

8.1.2.7.10 Se debe descargar la configuración a RTUs del Servidor de SCADA en línea “on-line”.

8.1.2.7.11 Los parámetros de configuración de la base de datos como el rango, límites, forzado de señales, entre otros, se deben descargar desde el Servidor de SCADA Principal.

8.1.2.7.12 Además de la funcionalidad de SCADA normal, el Sistema debe agregar aplicaciones en el nivel de RTU. Deben estar disponibles Los mecanismos de transferencia de archivos, además de los mecanismos normales de comunicación de la RTU.

8.1.2.7.13 Para los protocolos de comunicación del sistema SCADA la transferencia de archivos debe cumplir con 8.4.2.1.2.1 de la NRF-046-PEMEX-2012.

8.1.2.7.14 Cuando el nodo de comunicación principal salga de funcionamiento por falla en el sistema de comunicación, todas las RTUs deben almacenar los datos de proceso adquiridos. Una vez restablecida la comunicación, todas las RTUs deben volver a enviar los datos correspondientes al sistema SCADA central, mismo que debe manejar "nuevos" eventos con la prioridad, pero no obstante procesar todos los "viejos" eventos correctamente. En el nivel de supervisión del SCADA se debe distinguir entre datos prioritarios "nuevos" que tienen que ser desplegados alarmados, almacenados, entre otros, así como datos de baja-prioridad "viejos" que por lo menos deben ser almacenados.

8.1.3 Car acterísticas Técnicas.

El sistema SCADA debe tener un servidor principal o maestro llamado Unidad Terminal Maestra y/o una unidad de control obteniendo datos de campo en tiempo real de las Unidades Terminales Remotas RTUs; instrumentación de campo, sistemas de comunicación y software estándar para monitorear, supervisar y controlar remotamente dispositivos de campo dependiendo de la aplicación en las instalaciones de transporte, recibo y distribución de hidrocarburos.






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8.1.3.1 Adquisición de Datos.

8.1.3.1.1 Unidad Terminal Maestra.

En esta unidad se debe centralizar la información adquirida por las unidades terminales remotas (información de la instrumentación de campo, procesada por las RTUs). La Unidad Terminal Maestra se debe localizar cerca de las estaciones de trabajo del operador y debe cumplir con las características técnicas y funcionales de un servidor de proceso especificado en el 8.1.3 de la NRF-105-PEMEX-2012 y debe cumplir con el anexo 12.3 de esta norma de referencia.

8.1.3.1.1.1 Sus funciones principales deben ser:

a) Solicitar, recibir y transmitir la información desde las RTUs. b) Enviar la información almacenada a las estaciones de operación. c) Manejo de los históricos y las tendencias del comportamiento del proceso. d) Envío de instrucciones a los dispositivos de campo a través del operador para actuar con los elementos finales de control (cierre de válvulas de seccionamiento).

8.1.3.1.1.2 Debe tener las siguientes características Técnicas:

a) El procesador debe ser redundante, tener un rápido desempeño para procesos en tiempo real, debe soportar escalabilidad en su arquitectura para su actualización tecnológica sin modificar su programación. b) La memoria principal debe tener capacidad de expansión. La capacidad de expansión se debe establecer por el área usuaria en función de los requisitos particulares. c) La velocidad de procesamiento debe ser tal que se cumpla con los siguientes parámetros de actualización: Despliegue gráfico desde que se recibe un cambio de estado: 1 segundo. Envío de mensajes desde que se ejecuta una acción de control: 1 segundo. Procesamiento de reportes tabulares: 5 segundos. Procesamiento de reportes gráficos: 5 segundos. Poleo de la RTU, PLC y SCD dentro de 1 s. Reporte de Alarmas al Operador dentro de 1 s. d) El sistema debe estar basado en el OS en su versión más actual, ser estable y que funcione con las aplicaciones y sea tecnología probada, esté disponible en el mercado y debe tener tarjeta de desplegado gráfico de 3D.

8.1.3.1.1.3 Dispositivos de memoria.

a) La memoria RAM debe garantizar su operación para un mínimo de 50% de memoria disponible después de ejecutar sus tareas básicas. b) Debe realizar las siguientes funciones: Programación, manejo de datos estadísticos, tendencias e históricos y generar programas de diagnostico del sistema. c) Se debe suministrar también un sistema de distribución de disco de respaldo o almacenamiento de 100 por ciento de la información de la capacidad establecida por el área usuaria en función de los requisitos particulares, para almacenar datos históricos extensos para el sistema SCADA. Para esta opción de almacén de






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archivos, se requiere un disco tipo Distribución Redundante de 5 Discos Independientes Redundant Array of Independent Disc (RAID) que brinde tolerancia a falla para datos y esté bien adaptado para este propósito.

8.1.3.1.1.4 Interfaz de Comunicación.

a) Interfaz de comunicación redundante que permitan el enlace a una red de área local Ethernet. Redundante, bajo protocolo TCP/IP de acuerdo con el 8.4.3.3 de la NRF-046-PEMEX-2012. Esta red debe operar a 100/1000 MBps como mínimo. b) Puertos de comunicación externa para interconexión a una red de área amplia (WAN), mediante Router. c) La red (LAN) redundante debe usar cable de fibra óptica. d) Dichos servidores también deben cumplir con lo siguiente:

Impedir que más de un servidor este ejerciendo la acción de control a un mismo tiempo. Impedir que se active el servidor maestro de respaldo hasta que se sincronice con los del sistema. Así también dar aviso que está disponible. Servidores deben ser redundantes, independientes y dedicados, deben estar interconectados en un esquema en configuración respaldo en línea “hot-back up”. En caso de falla del servidor Principal, el servidor de Respaldo debe tomar las funciones del servidor Principal, de manera transparente sin afectar el desempeño del Sistema de Adquisición de Datos y Control Supervisorio en su totalidad. Ambos Servidores el Principal y el Respaldo deben tener una copia de la base de datos actualizada aunque solo uno de ellos debe realizar las funciones como Principal. No debe haber pérdida alguna de datos y funcionalidad.

8.1.3.1.1.5 Estación de trabajo de operación/ingeniería.

Debe cumplir con el 8.1.2.1 de la NRF-105-PEMEX-2012 y anexo 12.8 de esta norma de referencia y ser para uso industrial y estar constituida por: unidad de procesamiento central, unidad de almacenamiento masivo, monitor, teclado y controlador de cursor. Debe operar como estación de operación. El cambio de modo de funcionamiento se debe llevar a cabo mediante claves de acceso “password”.

8.1.3.1.1.5.1 La unidad de almacenamiento masivo debe ser de los siguientes tipos:

a) Memoria removible. La estación de operación/ingeniería debe tener memoria removible, integrada por unidades de lectura/escritura del tipo CD/DVD-ROM capaz de 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). b) Memoria fija. Conocida como disco duro. Se debe tener redundancia en configuración “Cluster” con arreglo “Raid 5” o superior, con capacidad para almacenar por un periodo mínimo de 30 días la siguiente información: Historia continua de las variables de proceso. Tendencias de las variables de proceso. Procesamiento y almacenamiento de eventos y alarmas entre otros: Registro cronológico de alarmas. Sumario de reconocimiento de alarmas. Sumario de los puntos en estado anormal.






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Monitoreo del diagnóstico de las RTUs. Presentación de desplegados gráficos del estado del sistema para reflejar datos de campo. Procesamiento de datos. Manejo de programas de balance, empaques y aplicaciones de detección de fugas. Comunicación a nivel Corporativo para manejo administrativo de la información y cumplir con el 8.6 de la NRF-225-PEMEX-2009 para la seguridad e integridad de datos de proceso. Comunicación a estaciones de operador para el manejo de desplegados gráficos de proceso. Comunicación bidireccional con todas las RTUs que formen parte del sistema SCADA para el recibo y envío de información con las mismas. Autodiagnóstico de estado de sistema SCADA mediante los desplegados gráficos, incluye las propias fallas de la estación de operación (falla de partes o saturación de procesamiento). Ejecutar las funciones de supervisión y Control requeridas. Interfaces de comunicación para la transferencia de datos hacia y desde otros sistemas corporativos. La Seguridad debe ser proporcionada mediante claves de acceso “password”. Administración de la red, para el monitoreo y supervisión de la red de comunicaciones. Aplicaciones avanzadas, software de aplicación especial, asociado a los sistemas de transporte (sistema de detección de fugas, trazabilidad de lotes, seguimiento de diablos, entre otras). Sistemas expertos o sistemas de modelados de datos.

8.1.3.1.1.5.2 El monitor que integra la estación de operación/ingeniería debe cumplir el 8.1.2.1.4 de la NRF-105-PEMEX-2012, con el anexo 12.8 de esta norma de referencia y con lo siguiente:

a) Monitor de 533.4 mm (21 pulgadas) como mínimo. b) Teclado alfanumérico. Debe cumplir con el 8.1.2.1.6.1 de la NRF-105-PEMEX-2012, ser para uso industrial, tipo “qwerty”. Para uso exclusivo por personal de ingeniería. c) Dispositivo para control de cursor. Esfera de seguimiento ("track ball") o ratón ("mouse") y cumplir con el 8.1.2.1.5 de la NRF-105-PEMEX-2012.

8.1.3.1.1.6 Estructuras de soporte.

8.1.3.1.1.6.1 Deben estar construidas de perfiles de acero, cubiertas por láminas del mismo material, trabajadas en frío, pulidas y resanadas para evitar uniones y esquinas filosas o cortantes.

8.1.3.1.1.6.2 Deben ser terminadas con recubrimiento de poliuretano, para resistir el desgaste resultante del uso normal y resistir las condiciones ambientales, así como ralladuras moderadas.

8.1.3.1.1.6.3 Deben ser auto soportado, con capacidad para alojar los diferentes dispositivos que constituyen el sistema SCADA. Las estructuras auto soportadas deben ser instaladas directamente sobre el piso firme (no sobre el piso falso) con estructuras metálicas sin obstruir las acometidas de los cables.

8.1.3.1.1.6.4 Las estructuras de soporte consideran los siguientes conceptos:

Consola. Estructuras y mobiliario auxiliares. Gabinetes.






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8.1.3.1.1.6.4.1 Cons ola. Debe contener los herrajes para alojar y fijar las estaciones de trabajo, así como sus dispositivos auxiliares y accesorios.

a) La consola de operación/ingeniería debe soportar los equipos para monitorear, supervisar y controlar las funciones del sistema, así mismo para alojar dispositivos de impresión. b) Se deben proveer como elementos de la consola de operación, lo siguiente: Dos estaciones de trabajo de operación del sistema de control supervisorio y adquisición de datos, las cuales deben estar directamente conectadas a los servidores SCADA. Su diseño debe ser de tipo modular, ergonómico, moderno y funcional. Debe incluir en forma integral todo el equipo descrito en los incisos anteriores y de acuerdo a los requisitos específicos, incluyendo áreas de interconexión de equipos y distribución del suministro eléctrico, incluir áreas para escritorio y plataforma para comunicación telefónica. c) Los monitores y teclados de las estaciones de trabajo deben quedar fijos en la consola, o “sobrepuestos” sobre la superficie de mesas y/o escritorios cuando se indique en el anexo de esta norma de referencia. d) El acceso para el montaje de las estaciones de operación/ingeniería, mantenimiento y equipos asociados debe ser por la parte frontal y trasera sin mover o desconectar equipo ya instalado. El cableado de conexión e interconexión de la consola debe estar oculto y soportado, las acometidas deben ser por el piso o parte posterior próxima al piso. e) No se aceptan arreglos de monitores sobrepuestos uno encima de otro. f) Se debe formar por secciones modulares individuales, con capacidad de expansión y crecimiento al número de estaciones requeridas. Los accesorios de las estaciones de trabajo, medios de almacenamiento y dispositivos auxiliares deben ser instalados dentro de las consolas de operación. g) Debe tener disponible contactos y cables para el suministro eléctrico con protección contra cortocircuito y un sistema de puesta a tierra, para las estaciones de operación/ingeniería, mantenimiento y equipos asociados. h) Adicionalmente debe cumplir con las características técnicas que el área usuaria especifica en el anexo 12.7 de ésta Norma de Referencia. i) Materiales de construcción. Deben ser para uso en ambiente industrial y proporcionar protección contra goteo de agua y corrosión, debe ser de perfil y placas de acero al carbón con un sistema de recubrimiento epóxico o poliuretano que cumpla con la NRF-053-PEMEX-2006. j) Mobiliario. Cada sección individual de la consola debe tener una silla con las características siguientes: Contacto permanente entre la espalda del operador y el respaldo. Ajuste de altura del respaldo.






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Diseño para aplicación industrial en cuartos de control. Altura e inclinación ajustables neumáticamente. Base giratoria de cinco patas. Ruedas conductivas. Anillo descansa pies. Descansa brazos.

8.1.3.1.1.6.4.2 Estructu ras y mobiliario auxiliar . Se deben usar para el soporte de dispositivos, arneses de sujeción y soportes de alambrado. Se debe suministrar un modulo adicional (con compartimientos para almacenar documentación del sistema SCADA y de la operación del proceso) a la estructura básica de la consola, tener cerradura y el mismo diseño que los módulos de la consola.

8.1.3.1.1.6.4.3 Gabine tes. Deben contener y soportar en forma segura los dispositivos del sistema SCADA siguientes:

Módulos de entrada/salida (a instrumentación de campo). CPU y sus dispositivos asociados. Módulos de interface máquina-máquina Módulos de alimentación (para la RTU). Fuentes de alimentación de energía eléctrica (para instrumentación de campo). a) Los gabinetes deben ser estructuralmente auto soportado e independientes y cumplir con las características de construcción de la NMX-J-235-1-ANCE-2008 y NMX-J-235-2-ANCE-2000 y con la clasificación de área requerida y cumplir con la NRF-036-PEMEX-2010. Los gabinetes deben tener acceso a los equipos y accesorios contenidos mediante puertas de acceso. El acceso de los cables debe ser por la parte inferior de los gabinetes. b) Cuando la carga térmica generada internamente en los gabinetes requiera del uso de ventiladores, estos deben ser de uso intensivo y estar integrados en los gabinetes desde fábrica. El nivel de ruido máximo de estos ventiladores debe ser de 20 dB a una distancia de un metro. Todos los gabinetes deben estar provistos con terminales para permitir su interconexión con el sistema general de tierras.

8.1.3.1.1.7 Impresoras.

a) Deben ser dos tipos:

Para la impresión de alarmas y eventos tipo láser blanco y negro. Para la impresión de desplegados gráficos, reportes, sumarios y balances láser a color.

b) Las impresoras deben tener las siguientes características:

Diseño para uso intensivo. Capacidad para imprimir caracteres alfanuméricos. El conjunto de caracteres y comandos suministrados con la impresora debe ser para el idioma español. Disponer de un sistema de autodiagnóstico incorporado con señalización al SCADA y contar con sistema de alarma audible remota instalada en la estación de operación/ingeniería.






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Puertos de comunicación con conector RJ-45 para la red Ethernet de 10/100 Mbps autosensible y puerto USB.

c) El proceso de impresión no debe interferir con el funcionamiento de las estaciones de operación, por lo que las impresoras propuestas deben tener una memoria buffer para procesar lotes o colas de impresión. Esta necesidad debe ser establecida en las tablas de características particulares de cada sistema solicitado.

d) Cada impresora debe ser colocada en una mesa adyacente a la consola. El nivel máximo de ruido audible permitido durante la operación de las impresoras es de 20 dB. Se deben suministrar los cables, conectores, accesorios, programas y manuales requeridos para la operación de la impresora. Se debe cumplir con el anexo 12.6 de esta norma de referencia.

8.1.3.1.2 Unidades Terminales Remotas (RTUs).

8.1.3.1.2.1 Estas se deben ubicar en sitio, deben procesar la información que reciben de los transmisores de campo (presión, flujo, temperatura, entre otros) y efectuar los cálculos para las mediciones de flujo de acuerdo a las normas AGA o equivalentes correspondientes para hidrocarburos fase gas o API o equivalentes para hidrocarburos fase líquida, deben efectuar control regulatorio continuo y de procesamiento de lógica secuencial para control o seguridad, y concentrar la información para ser enviada al Centro de Control a la MTU.

a) Para instalar este equipo, se debe cumplir con la normatividad de instalación de acuerdo a la clasificación de área, como se indica en la NRF-036-PEMEX-2010. b) La integración de flujos o totalización de hidrocarburos fase gas se debe efectuar de acuerdo al API MPMS 14.3.4:1992 (R2006) o equivalente, AGA, Reporte No 4A:2001 o equivalente, y para hidrocarburos fase líquida de acuerdo con API MPMS Capítulo 5 o equivalente.

8.1.3.1.2.2 La Unidad Terminal Remota debe tener las siguientes características:

a) Programar ejecución de tareas. b) Reloj en tiempo real. c) Base de datos de entradas y salidas. d) Base de datos histórica. e) Registro de eventos y de alarmas. f) Tener puerto de comunicación habilitado e interfaz del usuario local. g) Tener comunicación bidireccional. h) Ejecutar Aplicaciones de software, tales como: AGA o equivalente, API o equivalente para medición de flujo. Control PID. Lenguajes de programación que cumpla con la IEC 61131-3:2003. Comunicaciones. Control de alimentación de radio o equipo de comunicaciones. i) Desplegado de estado. j) Autodiagnóstico del estado del equipo. k) Configuración de rango, puntos de ajuste, alarmas, entre otros. l) Operar, monitorear, supervisar y realizar cálculos de varios medidores en forma simultánea.






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m) Tipos de entrada/salidas que debe manejar debe cumplir con el 8.2.2 de la NRF-105-PEMEX-2012. Entradas analógicas. Salidas analógicas. Entrada digitales. Salida digitales. Pulso de entrada. Relevador de salida. RTD entrada. n) Protocolo de comunicación a transmisor (Hart, 4 - 20 mA, Modbus Serial, Modbus TCP) de acuerdo con la NRF-046-PEMEX-2012. o) Comunicación serial con protocolo e interfaz RS-232 o RS-485. p) Comunicación DNP 3.0 Ethernet de acuerdo con la NRF-046-PEMEX-2012. q) Los tipos de entradas/salidas deben ser combinadas de acuerdo a las necesidades específicas de la aplicación para un aprovechamiento óptimo de la capacidad de la RTU. r) Tipo de control. Supervisión y monitoreo con lazo de control cerrado o abierto, debe manejar control regulatorio o secuencial. s) Tipo de Variables de proceso. Analógicas y digitales (ubicadas en forma remota). t) Área de Acción. Áreas distribuidas a distancia de la estación maestra de control (MTU). u) Unidades de adquisición de datos y control. PLC en caso de tener software dedicado y RTU (Unidad Terminal Remota) de diseño especifico para la aplicación. v) Medios de comunicación. Cualquier medio que sirva de enlace para enviar y recibir información entre la RTU y la MTU, puede ser por Radio, Satélite, Línea Telefónica, Conexión directa ó red de área local (LAN) ó red de Área Amplia (WAN). w) Base de Datos. Distribuida.

8.1.4 Comunica ción.

Los siguientes requisitos técnicos se deben cumplir para tener un desempeño oportuno en el recibo como el envío de los datos de proceso requeridos para monitoreo, supervisión y control.

8.1.4.1 Sistema de Comunicaciones.

El Sistema SCADA, debe integrar un sistema de comunicaciones para envío y recibo de información, procesamiento y despliegue de datos, de la instrumentación de campo.

8.1.4.1.1 Las redes de comunicación.

SCADA debe usar las redes de comunicación disponibles.

Los sistemas de telecomunicaciones a usar en los sistemas SCADA pueden ser de diferentes tipos (Radio, UHF, telefonía satélite, celular, entre otros), su selección debe depender de las condiciones del sitio; y por la cantidad de información a transmitir.

8.1.4.1.1.1 Enlace vía Radio.






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Se deben usar:

Radios de tecnología reciente para transmitir datos, en velocidades de transmisión hasta 9600 baudios (e incluso hasta 64k).

Una red de radio que opere en el ancho de banda autorizada para Petróleos Mexicanos y opere a 12.5 o 25 kHz.

a) La red de radio debe ser tipo punto multipunto y debe usar repetidores situados en puntos elevados, y un número determinado de RTUs que deben compartir la red. Todas las RTUs deben transmitir en una frecuencia (F1) y recibir en una segunda frecuencia (F2). El repetidor debe recibir en F1, y retransmitir esto en F2, de modo que una RTU que transmite un mensaje en F1, lo tiene retransmitido en F2, tal que el resto de RTUs deben recibir la comunicación. Los mensajes se deben transmitir sobre un enlace de comunicación dedicado hacia el repetidor y ser difundidos desde el repetidor en F2 a todas las RTUs. Si el protocolo de comunicaciones usado entre la Unidad Terminal Maestra y el repetidor es diferente al usado en la red de radio, entonces debe tener un dispositivo traductor de protocolos "Gateway" en el sitio del repetidor. b) Se debe realizar el cálculo de enlace correspondiente para asegurar el alcance de comunicación entre las RTUs, determinar el número de RTUs que puede compartir un repetidor, con el retardo en alcanzar una señal estable, el tiempo de respuesta requerido, las características del enlace de comunicación y del protocolo (la interrogación, informe por excepción, la velocidad, ancho de banda entre otros). c) Los radios Maestros y Remotos no protegidos (1+0) deben tener un transmisor y un receptor conectados a un duplexor. Estos equipos deben tener un sistema de monitoreo, diagnóstico y control remoto. d) Las características mínimas que deben cumplir los equipos de radio se mencionan a continuación:

No Car acterísticas Especificación 1 Banda de frecuencias 406 MHz a 430 MHz 2 Estabilidad de frecuencia ± 0.00015% en un margen de temperaturas de: -30°C

a +60°C 3 Frecuencias RF Sintetizadas, programables en incrementos de 6.25

KHz 4 Conector RF Tipo N hembra, montados en el chasis 5 Impedancia RF 50 Ohm 6 Salida RF 5 watts máximos ajustables desde 0.1 watts 7 Amónicos y espurias en el transmisor -65 dBc 8 Modulación Digital 9 Transmisión Funcionamiento “Half-duplex”. El transmisor debe

funcionar cuando la línea esté activa 10 Tiempo de activación del transmisor Menos de 10 ms desde la activación de la línea RTS 11 Temporizador Programable de 1 a 255 segundos 12 Retardo RTS/CTS Programable desde 0 hasta 255 ms 13 Intermodulación en el receptor 65 dB mínimo 14 Rechazo de la frecuencia imagen y espurias

en el receptor 70 dB mínimo

15 Selectividad del receptor 60 dB mínimo en el canal adyacente






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16 Máxima Sensibilidad de la tasa de bit error 4800 bps: BER= 1x10-6 @ -113 dBm típico 9600 bps: BER= 1x10-6 @ -110 dBm típico

17 Tiempo de activación del circuito silenciador Menor de 3 ms 18 Velocidad de datos Configurable a 4800 y 9600 bps, según sea

determinado 19 Interfaz de datos V.24 asíncrono 20 Configuración de la interfaz de datos DCE 21 Conector de datos DB25 hembra, montado en el chasis 22 Indicadores de estado LED´s situados en el frontal del radio 23 Fuente de alimentación +24 VDC ± 20% negativo a tierra 24 Tierra El chasis del radio se debe conectar a tierra a través

del interior del armario 25 Protección de circuito abierto y cortocircuito El transmisor tiene una protección interna para todos

los ángulos de fase de 30:1 de R.O.E. 26 Control y diagnósticos

El radio debe estar equipado con el correspondiente módulo de diagnóstico para su integración en el sistema general de monitoreo, diagnóstico y control de radio UHF. Se Deben cambiar los parámetros funcionales del radio en campo desde una PC o con un programador de mano.

27 Gabinete El radio colocado dentro de su gabinete Tipo 4 se debe instalar dentro de la caseta que aloja a la RTU del sitio.

e) Los equipos de Radio Maestro y Radio Remoto deben tener un sistema de diagnóstico remoto para hardware y software para monitorear y controlar los parámetros de operación de los equipos, monitorear las alarmas, así como supervisar el sistema de radio UHF y el estado del equipamiento desde dos centros de supervisión remotos. f) El sistema de diagnóstico debe tener como mínimo de las siguientes características: Monitoreo y control del estado operativo de los Radios Maestros, incluye información de los principales parámetros del equipo. Monitoreo y control del estado operativo de los Radios Remotos, mostrar información de los principales parámetros del equipo. El software de diagnóstico debe exportar fácilmente información a programas de gráficos, hojas de cálculo, entre otros de forma que se pueda establecer de modo sencillo los reportes de estadísticas, diagnósticos, entre otros.

8.1.4.1.1.2 Enlace vía Satelital VSATs.

a) En los lugares donde no existan enlaces de comunicación vía radio, las características del terreno no permitan usarlo se debe usar el enlace satelital, usando la infraestructura existente en Telecomunicaciones de Petróleos Mexicanos, para el envío/recepción de datos de un sitio remoto (RTU) a un concentrador (HUB) vía satélite.






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b) Este tipo de sistemas VSAT debe ser una red de comunicación por satélite bidireccional la cual debe enlazar entre un gran número de RTUs remotas con antenas de pequeño tamaño con la unidad terminal maestra normalmente llamada Hub.

c) Para asegurar una buena solución de comunicaciones se debe cumplir con la capacidad requerida para transportar la cantidad de información con la frecuencia que se requiera.

8.1.4.1.1.3 Comunica ción Celular.

Las características que deben cumplir como mínimo los equipos de telefonía celular se mencionan a continuación: a) Modo de operación GSM. b) Estación Fija. c) Conector DB-9, debe incluir cable blindado para interface RS-232 de 5 pares. d) Debe incluir el estudio de campo de estaciones celular. e) Operar en el rango de frecuencia de 1710 MHZ y 1880 MHZ. f) Salida de potencia nominal de 1 watt. g) Temperatura de operación de -10°C a +50°C.

8.1.4.1.1.4 MODEM para enlace par telefónico.

Las características que deben cumplir como mínimo los equipos módems se mencionan a continuación:

No Car acterísticas Especificación 1 Velocidad de operación: Síncrona: 2.4, 4.8, 9.6, 19.2, 38.4, 56, y 64 kbps; 2 Asíncrona: 2.4, 4.8, 9.6, 19.2, 38.4, y 57.6 kbps 3 Interfaces eléctricas: DTE: EIA-232 y V.35 4 Interfaces físicas: DB25 y M34 5 Interfaz de línea: RJ-485, 4-hilos full-duplex 6 Alimentación 115 VAC, 60 Hz, 7 W 7 Soporte DDS: Velocidades desde 2.4 to 64 kbps, incluya 19.2 y 38.4 Kbps.

8.1.4.1.1.5 Fibra Óptica

Las características mínimas que debe tener los equipos se mencionan a continuación: MODEM. Interfaz Eléctrica:

No Car acterísticas Especificaciones1 Interfaz E1 (G.703) 2 Impedancia 75 Ohms 3 Conector BNC 4 Código de línea HDB3 5 Velocidad de transmisión 2.048 Mbps +/- 50 PPM






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Interfaz Óptica:

No Car acterísticas Especificaciones1 Longitud de onda 1550 nM Mono modo/ Multi modo 62.5/125 μm 2 Conector ST 3 Transmisor Láser 4 Receptor Diodo PIN 5 Perdida en F.O. 25 db

Multiplexor:

No Car acterísticas Especificaciones 1 Método de codificación PCM ley “A”, según la recomendación G.732 de UIT-T 2 Interfaz digital Según recomendación G.703 del UIT-T 3 Código de línea HDB3 4 impedancia 75 ohms, tanto a la transmisión como a la recepción 5 Alarmas Pérdida de señales de entrada en las interfaces de 2.048 Mbits/s 6 Tasa de errores peor que 10-3 7 Detección de AIS según recomendación G.732 del UIT-T 8 Alimentación -24 V C.D.

Interfaz lado abonado (Fxs) y lado oficina (Fxo):

No Características Especificaciones 1 Impedancia nominal 600 Ohms 2 Tipo de híbrida Circuito electrónico o inductivo 3 Tipo de señalización Selección por interrupciones de lazo (dial pulse) con relación

(break ratio) 60/40 a 10 pps o por tonos DTMF 4 Corriente de llamada 90 V corriente alterna, 25 Hz con 24 V corriente directa

sobrepuesta 5 Niveles de audio a dos hilos Recepción 0 dBm, ajustable por software entre +5 y -5 dBm

Transmisión -4dBm ajustable por software entre 0 y -10 dBm Interfaz para puertos de datos síncronos/asíncronos de baja velocidad (Ls):

No Características Especificaciones 1 Método de submultiplexación De acuerdo a la recomendación UIT-T V.110 2 Velocidad 600, 1200, 2400, 4800, 9600 o 19200 bits/s, seleccionable por

software 3 Interfaz eléctrica V.24

8.1.4.1.1.6 Aspe ctos físicos.

a) El sistema de comunicaciones debe cumplir con:






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Soportar las condiciones ambientales del sitio en que se va a instalar el equipo o sistema a comunicar (cuando aplique). Disponibilidad de espacio dentro de las instalaciones, para instalación de infraestructura y equipos de comunicaciones. Clasificación del área en que se debe instalar el equipo y cumplir con la NRF-036-PEMEX-2010. El sistema debe estar protegido contra actos vandálicos. b) Alimentación eléctrica. El sistema de comunicaciones debe tener sistema de respaldo de energía eléctrica (SFI entre otros). c) Infraestructura. Se debe implementar la infraestructura que demande el sistema de comunicaciones, tales como: Torres Sistema de radiación Sistema de tierras eléctricas Sistema pararrayos Casetas Gabinetes Accesorios de interconexión.

8.1.4.1.2 Funcionalidades requeridas en el sistema de comunicaciones en el SCADA.

a) El sistema de comunicaciones debe garantizar, que la tecnología, infraestructura y topología de los sistemas de comunicaciones a implementar cumplen todas las funcionalidades requeridas por esta NRF, como son: Redundancia (cuando sea requerido) Funcionalidades de repetidor “Store and Forware” (cuando sea requerido). Reporte instantáneo por excepción (cuando sea requerido). b) Compatibilidad. Los sistemas de comunicaciones y los elementos del sistema SCADA deben ser 100% compatibles a nivel de software y hardware. c) Seguridad. El sistema de comunicaciones, apoyado en los protocolos de comunicaciones y funcionalidades propias, debe garantizar la integridad y seguridad de la información y que ésta no debe ser ingresada por agentes ajenos. Asimismo, los protocolos de comunicaciones deben cumplir con la NRF-046-PEMEX-2012, y la integridad y seguridad de la información debe cumplir con los requisitos que se establecen en la NRF-225-PEMEX-2009. d) Regulaciones del país. Se debe cumplir con la normatividad emitida por la autoridad competente en materia de comunicaciones, entre otros: El sistema debe tener certificados de homologación (cuando aplique). Proveer toda la información que sea requerida por la GIT para realizar los trámites de uso de frecuencias (cuando aplique).






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La infraestructura como torres, mástiles o casetas debe tener un sistema de visualización, de acuerdo con la normatividad aplicable. e) Todos los requisitos técnicos del sistema de comunicaciones de acuerdo a las bases de licitación se deben someter a revisión y/o aprobación de la Gerencia de Ingeniería de Telecomunicaciones (GIT) de PEMEX. Se debe contactar a la Gerencia de Ingeniería de Telecomunicaciones (GIT), para que especifique el alcance requerido en materia de telecomunicaciones.

8.1.4.2 Medios de comunicación y detección de error.

a) El proveedor o contratista debe implementar un sistema de comunicaciones basado en telefonía y varias formas de sistemas basados en radio terrestre o satelital estos medios varían en calidad pero todos están sujetos a ruido e interferencia que causa corrupción de los datos. los sistemas SCADA deben ser diseñados para detectar y rechazar mensajes corruptos “calidad de los bits de datos” a menudo están disponibles en el sistema SCADA para indicar pérdida de mensajes. b) Los sistemas SCADA deben hacer uso de técnicas de interrogación secuencial, paridad, de verificación de sumas polinómicas, códigos de Hamming entre otros. para que cada transmisión sea reconocida. El sistema de interrogación debe tener seguridad incorporada, en la que cada estación externa está controlada y debe periódicamente responder. Si no responde, entonces un número predeterminado de recomprobaciones se debe efectuar. La Adquisición de datos a través de proceso de interrogación secuencial debe cumplir con el 8.4.2.2.1. de la NRF-046-PEMEX-2012. Las fallas eventualmente repetidas deben marcar que la RTU como "fuera de servicio".

8.1.4.2.1 Protocolos de comunicación. Deben cumplir con el 8.4 de la NRF-046-PEMEX-2012. La unidad terminal maestra, a través del sistema de comunicaciones, debe realizar un barrido (poleo) de todas las Unidades de Terminales Remotas (RTUs) para actualizar información de los diferentes sitios.

8.1.4.2.2 Arquitectura de los enlaces de comunicación. El SCADA debe integrar los datos de la instrumentación de campo por medio de una Unidad Terminal Remota (RTU) localizada en sitio en donde los datos son adquiridos y transmitidos hacia una o más computadoras llamadas Unidad Terminal Maestra (MTU) asociada con el centro de control de operación. La especificación de los mensajes entre RTU y MTU debe cumplir con protocolo de comunicación que proporcionen seguridad e integridad de la información de acuerdo con la NRF-225-PEMEX-2009.

8.1.4.2.3 Sincronización de comunicaciones.

a) Sincronización de servidores, estaciones de ingeniería y equipos en campo. En los sistemas por interrogación la variación en tiempos de reporte de una RTU a otra es llamado "corrimiento en tiempo (time skew)”. Los sistemas quietos que reportan por protocolo cuando cambian los datos y por excepción no tienen definido el tiempo de exploración por un tiempo en particular de datos que puede estar en duda. Para ocuparse de esta situación, los sistemas de algunos SCADA generan "etiquetas del tiempo" de cualquiera de las RTU cuando cambian los datos o el MTU cuando son recibidos. El sistema SCADA debe capturar mediciones volumétricas






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simultáneamente provenientes de todas las RTUs y cumplir con el "acumulado en frío” de todo el volumen de datos interrogado en un tiempo de referencia. Y debe cumplir con la sincronización de relojes de los equipos de las RTUs y MTUs del SCADA como se indica en el 8.4.2.2.c) de la NRF-046-PEMEX-2012, y con lo establecido en el artículo único del DECRETO por el que se establece el horario estacional que se va a aplicar en los Estados Unidos Mexicanos y publicado en el Diario Oficial de la Federación del viernes 01 de marzo de 2002. b) Banda muerta análoga. Cuando la banda muerta análoga se habilite, el valor de cambio de una variable de proceso analógica debe ser mayor al valor de la banda muerta análoga antes de que el nuevo valor sea reportado a la MTU. Las bandas muertas análogas se deben usar para reducir el tráfico en canal de comunicaciones. El ruido en la señal análoga no debe ser considerado como datos válidos para los sistemas quietos y de reporte por-excepción. En tal caso, la banda muerta análoga se debe aumentar para reducir el efecto del ruido y reducir al mínimo los mensajes indeseados. Cuando la precisión del convertidor analógico-digital de la RTU excede la repetibilidad del sensor, se debe reducir la precisión con el uso de una banda muerta análoga. Se debe cuidar no usar una banda muerta análoga excesiva que reduzca la precisión del valor análogo de la variable de proceso.

8.1.5 Procesamiento de Datos.

Los datos de campo recibidos por las RTUs denominados “crudos” del sistema SCADA se deben codificar en la forma más compacta para maximizar la eficiencia en los canales de comunicaciones. Por lo que la función de procesamiento de estos datos en la RTU es responsable de convertirlos a un formato conveniente para su transmisión y exhibición en el sistema SCADA. Esta sección describe las características del procesamiento de datos que permiten habilitar el rendimiento de la funcionalidad del SCADA.

8.1.5.1 Etiquetas de tiempo

El registro de etiquetas del tiempo o estampado de tiempo de datos debe referenciar la actualización en función del tiempo cuando un punto de referencias en particular es actualizado. Esto permite asociar a los datos de una variable o un evento de tiempo en que ocurrió, de acuerdo al reloj del equipo de control o RTU, y cumplir con el 8.4.2.2.6 de la NRF-046-PEMEX-2012.

8.1.5.2 Calidad de datos

Los datos de la información procesada se deben almacenar de acuerdo a lo siguiente: "No actualizado" causado por una RTU que está apagada o no responde. "Datos manuales" cuando son ingresados manualmente los datos se eliminan valores explorados. "Error de rango" cuando un valor análogo crudo sale de límites especificados para el hardware.

8.1.5.3 Procesamiento de datos Analógicos.






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Valores Analógicos se deben representar las variables de proceso medidas tales como presión o flujo. Los Valores Analógicos crudos se deben escalar en unidades de ingeniería tales como libras por pulgada cuadrada (PSI), o barriles por hora (BPH) por la RTU. Los valores analógicos escalados se deben comparar con los valores de umbral predefinidos para detectar cuando bajan los valores fuera del rango deseado. El índice del cambio debe ser un valor analógico calculado, el cuál es calculado por el cambio en el valor dividido entre el cambio en tiempo.

8.1.5.4 Estatus del procesamiento.

El estado de los registros de datos de un instrumento o equipo de campo. Estados pares como abierto / cerrado o “on / off” deben ser almacenados en un dígito binario o bit, 2-bits o 3 bits o 4 bits. Entre otros, el estado de la válvula puede ser representado por cuatro estados: abierta/ en tránsito / cerrada / falla. Cualquier cambio en el estado del registro del instrumento o equipo se debe registrar en la impresora y/o en otro dispositivo de grabación como un "registro del eventos."

8.1.5.5 Procesamiento de totalizados.

Los valores de los flujos acumulados o totalizados deben representar una cierta cantidad de flujo de los procesos de medición desde el inicio de la totalización de la misma y se deben representar para indicar la cantidad de volumen o masa en un punto de medición determinado. Para el acumulado de la medición de hidrocarburos líquidos por medición ultrasónica debe cumplir con 8.2.2.6.10.2 de la NRF-240-PEMEX-2009.

8.1.5.6 Procesamiento de alarmas.

a) Las alarmas deben ser un estado anormal del proceso. El retorno al estado normal está designado "retorno a estado normal." b) En la MTU del SCADA se debe configurar una señal audible por cada alarma, el operador del ducto debe reconocer o silenciar dicha señal y para su configuración en los desplegados gráficos en la MTU se debe cumplir con el 8.1.11.6.1.7 de la NRF-105-PEMEX-2012.

8.1.5.7. Almacenamiento de Datos.

El sistema SCADA debe almacenar los datos históricos de las variables de proceso en un servidor dedicado con diferentes algoritmos de almacenamiento para optimizar la cantidad de uso de Memoria fija (disco duro) y la consulta de datos a las aplicaciones que los requieran.

8.1.5.7.1. Los métodos de almacenamiento mínimos deben ser:

a) Almacenamiento cíclico; este método debe registrar las variables en intervalos de tiempo de 1 segundo, 5 segundos, 10 segundos, 15 segundos, 30 segundos 1 minuto. b) Almacenamiento Delta; este tipo de almacenamiento debe guardar datos en disco duro cuando el valor del TAG cambia para variables de proceso de lento cambio en su valor (temperatura, entre otras).






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c) Almacenamiento por banda muerta; este método debe almacenar datos cuando el valor a almacenar rebasa el valor preestablecido de banda muerta definida por el usuario. d) Almacenamiento de datos por razón de cambio; debe almacenar los datos si rebasa una proporción preestablecida.

8.1.5.8. Desplegados gráficos de proceso para la presentación de datos.

a) Los datos de las variables de proceso y eventos se deben presentar en desplegados gráficos de proceso cuyo diseño y funcionalidad deben cumplir con la NRF-226-PEMEX-2009. b) Para determinar la categoría de las variables se debe cumplir con el 8.3.1 de la NRF-046-PEMEX-2012. c) Los Operadores deben tener acceso mediante claves “password” a desplegados específicos gráficos.

8.1.6. Con trol.

8.1.6.1. Instrucciones desde la MTU del sistema SCADA para el control de ductos.

El sistema SCADA debe usar protocolos de comunicación dedicados que cumplan con la seguridad e integridad de los datos e instrucciones de control de manera oportuna sin afectar el tiempo de exploración (SCAN) desde las MTUs hacia las RTUs distribuidas geográficamente en sitio, los protocolo de comunicación deben cumplir con el 8.4.2 y 8.4.3 de la NRF-046-PEMEX-2012.

8.1.6.2. Registros y Tendencias.

a) Se deben elaborar desplegados gráficos de tendencias en tiempos reales e históricos de todas las variables de proceso que así se consideren en la base de datos para tener un registro de las mismas en el sistema SCADA. b) Las variables deben ser entre otras las siguientes: flujo, presión, viscosidad, densidad y temperatura. Todos los registros y tendencias deben cumplir con el 8.2.7 de la NRF-226-PEMEX-2009 y con el 8.1.11.6.1.2 al 8.1.11.6.1.4 de la NRF-105-PEMEX-2012; todas las tendencias deben cumplir con el 8.1.26 de la NRF-226-PEMEX-2009.

8.1.6.3. Exhibición de alarmas y eventos.

Todas las alarmas y eventos deben cumplir con el 8.1.25 de la NRF-226-PEMEX-2009 y con el 8.1.11.6.1.7 de la NRF-105-PEMEX-2012. Se debe tener la capacidad de notificación inmediata de alarmas críticas a personal específico, mediante el envío de mensajes de alarmas a dispositivos móviles: con capacidad de mensaje audible a teléfonos fijos o celulares, mediante correos electrónicos y mensajes de celulares, reporte audible en el cuarto de control, capacidad para que los operadores se conecten vía telefónica al sistema y escuchen el reporte de alarmas activas, siendo posible reconocerlas mediante el teléfono o modificar los puntos de ajuste “setpoints” de alarmas.

8.1.6.4. Reportes. Todos los reportes deben cumplir con el 8.1.26 de la NRF-226-PEMEX-2009 y con el 8.1.11.6.1.6 de la NRF-105-PEMEX-2012.






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8.1.6.5. Mantenimiento al sistema.

Para facilitar el mantenimiento al sistema SCADA se debe proporcionar las herramientas de Ingeniería por aplicación y se deben centralizarlas en un sólo servidor pero deben ser accesible de manera remota mediante el uso de “password”.

8.1.6.6. Parámetro y límites.

a) Debe considerar permitir al operador del ducto que realice cambios a los límites, esto es importante para condiciones diarias de operaciones específicas. El diseño del sistema debería incluir previsiones para permitir que el operador modifique y ajuste límites dentro de límites fijos. b) Las estaciones de trabajo de operación deben permitir el acceso por medio de claves de acceso “password” a operadores o ingenieros asignados para modificar parámetros y límites de los valores de las variables de proceso que se supervisan de las diferentes RTUs en sitio así como la información representada en los desplegados gráficos de proceso para modificación y/o actualización de los mismos y se debe cumplir con el 8.1.2.7 de la NRF-105-PEMEX-2012. c) La capacidad de realizar cambios en los parámetros, límites y desplegados gráficos del sistema del SCADA debe solamente ser accesible al personal autorizado y bajo control de procedimientos escritos. Cuando un operador autorizado modifique un límite, clasificado como importante, el sistema SCADA debe registrar la fecha, hora, el nombre del operador a cargo y el nuevo valor modificado. Esto con la finalidad de tener rastreabilidad de la operación.

8.1.6.7. Degradación de la funcionalidad del sistema.

a) La estación de trabajo del operador del MTU debe presentar información en los desplegados gráficos cuando se presente alguna falla en el sistema SCADA, la cual se debe incluir fallas en los elementos en sitio, como el sistema de comunicaciones, RTU entre otros que afecten y degraden la funcionalidad del sistema SCADA. Cualquier falla particular no debe de repercutir en una falla general en el sistema SCADA. b) Para evitar una degradación funcional del sistema se debe realizar un programa integral de mantenimiento bajo un procedimiento formal de mantenimiento de la instrumentación de campo, del equipo electrónico de la UTR y de la MTU y de los sistemas de comunicaciones que formen parte del sistema en el SCADA.

8.1.6.8. Almacenamiento de datos históricos.

a) La conservación de datos y de reportes del sistema SCADA debe ser controlado por varios factores, que incluye los requisitos regulatorios, legales, de ingeniería, las operaciones y de entrenamiento de operadores. b) El plan de almacenamiento y conservación de los datos y reportes del sistema SCADA, primero debe identificar cada informe y sus datos correspondientes al sistema SCADA. Después los datos deben ser clasificados en cuanto a razón para la conservación. Los datos se deben almacenar para mejora de la ingeniería y operaciones, para el entrenamiento de operadores, o una combinación de estas razones. Cada tipo de archivo a almacenar debe tener un requisito para su conservación. El plan de conservación de los datos del SCADA debe tomar este hecho en cuenta. El plan debe definir la manera y la localización de todos los datos que sean almacenados.






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c) En general los requisitos regulatorios y legales para almacenamiento y conservación de los datos se pueden definir por otros. Los datos almacenados y conservados para la ingeniería, operación y el entrenamiento de operadores se debe definir por el área encargada de la operación del ducto. Esta área debe preparar un programa para el almacenamiento y retención de los reportes y de los datos del sistema SCADA. El almacenamiento y conservación de los datos y los reportes del SCADA, tales como reportes de alarmas, y eventos se deben usar por los grupos de ingeniería para mejorar la operación del sistema del SCADA. Los grupos de operación deben usar estos datos históricos almacenados y conservados del SCADA para analizar la operación anormal del ducto y mejorar las operaciones del mismo. Además, los datos almacenados y conservados se deben usar para entrenar a los operadores en el sistema del SCADA. d) El respaldo de datos históricos y de reportes se debe realizar de manera periódica en unidades de memoria de almacenamiento masivo extraíble tales como CDs o DVDs o USBs para periodos seleccionados en el anexo 12.4 de esta norma de referencia.

8.1.7. Integración de Aplicaciones en el SCADA

8.1.7.1 El SCADA debe tener los protocolos de comunicación para integrar con seguridad los datos hacia un sistema de información corporativo de Petróleos Mexicanos a través de los sistemas de comunicación propios los cuales maneja el área de TI de PEMEX. Los protocolos de comunicación y la integridad de datos deben cumplir con el 8.7 y el 12.8.3 de la NRF-225-PEMEX-2009.

8.1.7.2 El SCADA debe incluir todo el software que automáticamente monitoree el estado de la red que es esencial para mantener una alta confiabilidad de la red TI del Corporativo el cual tiene similares pero diferentes sistemas. Entre otros, el SCADA debe realizar auto diagnósticos como mínimo, y usar una herramienta de un tercero para el resto de la red SCADA, como puede integrar el diagnostico desde un número de medios.

8.1.7.3. En la siguiente figura se muestra una plataforma informática del SCADA con la integración de aplicaciones.






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Figura 2. Plataforma informática del SCADA con la integración de aplicaciones.

8.1.8. Conectividad con otros sistemas

Se debe establecer la conectividad con las siguientes áreas potenciales:

Red LAN del SCADA (SCADA Principal y/o de respaldo a terminales de trabajo IHM). Red WAN del SCADA (SCADA Principal y/o de respaldo de/a las RTUs). Datos del SCADA a los Sistemas corporativos (TI). Integración de Aplicaciones en el SCADA.

8.1.8.1. Red LAN del SCADA.

a) La red LAN corporativa de TI se debe conectar a la red LAN del SCADA, para integrar los servidores del Corporativo con los servidores del SCADA. Se debe tener 24 x 7, la redundancia, la capacidad y los requerimientos del ancho de banda, usuarios TI potenciales para saturar la red y cerrar el acceso de usuarios fuera del SCADA, se debe cumplir con normas de red Corporativas. La arquitectura del sistema SCADA debe integrar las Redes LANs. b) La interfaz del dispositivo del equipo debe tomar datos de múltiples tipos de equipos y debe “polear” estos dispositivos con diferentes protocolos al mismo tiempo a través de un puerto serial. El sistema SCADA debe recolectar los datos de muchas RTUs diferente durante un ciclo de escaneo.






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c) El servidor de SCADA debe configurar un poleo determinístico para las comunicaciones estándar entre todas las RTUs y el servidor de SCADA de tal forma que para el ciclo total de escaneo de todas las RTUs debe ser en un mínimo absoluto. d) El sistema SCADA debe cumplir con las Normas de Información Tecnológica Corporativas incluyendo normas de seguridad. e) El sistema SCADA debe distribuir los datos alrededor de la organización, ya sea; publicándolo a un servidor de WEB, o el enviar a un servidor Histórico, y desde allí la organización puede acceder a la información a través de los instrumentos del proveedor de OS base, para la red. f) El servidor WEB debe proveer soluciones a las necesidades más comunes del sistema SCADA de ductos y además debe ser un sistema estándar probado, con seguridad en el acceso mediante nombre de usuario y password, conectividad con bases de datos que se basen en interfaces tales como ADO/ODBC, el portal debe ser amigable y permitir configurarlo sin tener que realizar programación, permitir visualizar de manera gráfica datos claves estratégicos de desempeño además de tendencias.

8.1.8.2. Red WAN del SCADA.

a) Se debe proporcionar un ancho de banda para que la red sea determinística, es decir, se deben usar los mismos servicios de Datos y el Servicios TI. b) Para la obtención de datos de campo al SCADA debe ser por Internet, de esta forma se debe reservar la capacidad y asegurar que otros usuarios no puedan bloquear la obtención de datos al SCADA. c) Se debe usar el servicio inalámbrico llamado Cellular Digital Packet Data (CDPD) para SCADA. Esto es la misma red que el servicio informativo usa para datos móviles.

8.1.8.3. Datos del SCADA al Corporativo (TI).

8.1.8.3.1. Servidor de datos histórico. El sistema SCADA debe proveer la información tanto de tiempo real como la histórica a requerimiento y disposición del corporativo, adicionalmente debe cumplir con la seguridad e integridad de datos de la NRF-225-PEMEX-2009 y con el API STD 1164:2009 o equivalente a través de un servidor histórico de datos. Este servidor debe almacenar grandes volúmenes de datos seriados en tiempo, y debe permitir el acceso seguro a dichos datos mediante claves de acceso “password” al usuario final. El servidor de almacenamiento histórico en las MTUs se debe alimentar automáticamente de los datos provenientes de las UTRs en sitio y debe cumplir con las siguientes características:

a) Debe manejar base de datos sobre SQL, almacenar los datos de manera comprimida y debe cumplir con las características y funciones del 8.1.3.1 de la NRF-105-PEMEX-2012. b) El servidor de datos histórico debe permitir que los datos sean enviados a varias aplicaciones y que los datos sean recuperados mediante reportes automatizados y debe cumplir con el anexo 04 de esta norma de referencia.

8.1.8.3.2. Servidor de proceso. Debe cumplir con lo indicado en el anexo 12.3 de esta norma de referencia.






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a) La información de tiempo real se debe almacenar en un servidor de proceso (servidor de tiempo real). Este servidor debe adquirir los valores instantáneos de cada variable de proceso del SCADA para que sean consultadas por las aplicaciones que lo requieran como el IHM o las aplicaciones avanzadas en caso de requerirlo. b) El servidor de proceso debe tener una interfaz en software de conectividad estándar como OPC (Ole for Process Control).

8.1.8.3.3. Servidor de aplicaciones (Para conexión Web).

a) Se deben configurar las herramientas de reportes del sistema SCADA para publicar sobre el portal WEB reportes con datos fijos y reportes que se actualicen, deben consultar la Base de datos histórica para minimizar el tiempo de la consulta y optimizar los datos requeridos, deben consultar: datos que permitan visualizar el porcentaje de tiempo que las válvulas del ducto permanecen abiertas o cerradas, los datos de manera cíclica que devuelva los datos históricos de las variables de proceso aunque se repitan en un mismo periodo de tiempo, datos que muestre los valores que cambian para las variable de proceso en un periodo de tiempo, y datos de las tendencia de las variables de proceso, datos históricos para conocer los eventos de aperturas y cierres de las válvulas y deben cumplir con el anexo 12.5 de esta norma de referencia. b) Para la categorización de las variables con base en el criterio de velocidad de actualización, se debe cumplir con las velocidades en el canal de comunicación especificadas por los diferentes protocolos de comunicación que se indican en 8.3.1 de la NRF-046-PEMEX-2012.

8.1.8.4. Aplicaciones avanzadas en el SCADA para la Integridad de los ductos.

8.1.8.4.1. Estas aplicaciones deben usar en forma continua la información del sistema SCADA en tiempo real, la cual debe tener los valores de proceso, tales como: presiones, flujos, densidades, temperaturas, posiciones de la válvula, y estado de los equipos de bombeo y compresión para las simulaciones y estampado de tiempo. Las aplicaciones avanzadas. Los datos deben ser libres de error y oportunos para aplicaciones como la detección de fugas y el seguimiento de lotes y de esta forma garantizar la seguridad de los ductos y minimizar potencialmente cualquier situación crítica de acuerdo con la figura 3 siguiente.






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Figura 3. Modelo funcional del sistema SCADA

8.1.8.4.2. Las aplicaciones avanzadas del sistema SCADA deben cumplir con lo siguiente:

8.1.8.4.2.1. Funciones principales del Hardware.

Se debe realizar manejo de datos en tiempo real y el almacenamiento histórico para la especificación de los servidores. Se debe tener metodologías de intercambio de datos como “Push” y “Pull”. Se debe tener protocolos para el intercambio de datos como OPC, ODBC DDE o interfaces propietarias. Se debe tener Desplegados de Alarmas, eventos u otros datos específicos que son generados por las aplicaciones.

8.1.8.4.2.2. Funciones principales del software. El software debe realizar la recuperación y procesamiento de la información:

a) Se debe realizar la recuperación de datos mediante: a1) Manejo de la Frecuencia de la adquisición de datos. a2) La especificación de datos.






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a3) El filtrado de los estados y la calidad de las banderas para determinar la calidad de los valores actuales de acuerdo con las siguientes aplicaciones: Sistema de detección y localización de fugas (LDS) en ductos. Protección catódica. Monitoreo de corrosión interior de ductos de transporte. Análisis cromatográfico. Equipo dinámico. Medición Electrónica de flujo. Nominaciones (pronósticos de carga y seguimiento de contratos). Modelamiento en tiempo real de los ductos. Simulación de ductos (predictiva). Seguimiento de Lotes. Interfaces con sistemas meteorológicos. Interfaces con sistemas SAP. b) Procesamiento de Datos: b1) Las interfaces humano máquina (IHM) de cada aplicación deben tener software para realizar lo siguiente: Desplegados gráficos Integrados. Desplegados gráficos específicos para la presentación y distribución de datos. Control y seguridad de los ductos. b2) La interfaz humano maquina (IHM) del sistema electrónico de medición de flujo para hidrocarburos en fase gas, debe cumplir el numeral 8.3.2.7 de la NRF-083-PEMEX-2004. b3) La interfaz humano maquina (IHM) del sistema de medición ultrasónica para hidrocarburos en fase líquida, debe cumplir con los numerales 8.2.1.6 y 8.2.2.7 de la NRF-240-PEMEX-2009.

8.1.9. Capacitación para la Operación del Sistema SCADA.

8.1.9.1. Operación.

Cada sistema SCADA tiene hardware y software con una representación en desplegados gráficos única, por lo que: El proveedor o contratista debe proporcionar los cursos de capacitación para el manejo del sistema SCADA de acuerdo al 8.1.10 de esta norma de referencia.

8.1.9.2. Alarmas.

Las alarmas de SCADA deben ser reconocibles. Por lo tanto el operador debe interpretar las alarmas y tomar las acciones que se requieran de manera oportuna.

8.1.9.2.1. El sistema SCADA debe tener los siguientes tipos de la alarma:

Alarmas del proceso absoluta.






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Alarmas de desviación. Alarmas de cambio con frecuencia alta. Alarmas de diagnóstico de sistema. Alarmas de falla de sistema. Alarmas de falla de hardware del sistema. Alarmas de diagnóstico de equipos terceros. Alarmas generadas por el sistema de detección de terremoto. Alarmas de sincronización de Tiempo. Alarmas de falla de comunicación. Alarmas por cambio de hardware. Alarmas relacionadas con cambios en ingeniería. Alarmas de los Sistemas meteorológicos. Alarmas del Sistema de seguridad del ducto. Alarmas de límite de los equipos de campo.

8.1.9.2.2. Los cuatro niveles de condiciones de alarma proporcionados deben ser:

Emergencia. prioridad alta. prioridad normal. prioridad baja.

8.1.9.2.3. Además se deben clasificar las alarmas en cuatro categorías de tiempo diferentes de acuerdo a las últimas seis horas, en las últimas 24 horas, en la última semana y en el último mes.

8.1.9.2.4. Se deben configurar las alarmas como no reconocidas y reconocidas por el operador.

8.1.9.2.5. El desplegado de alarmas se debe acceder con una sola acción del operador.

8.1.9.2.6. El operador debe acceder / tomar la acción correctiva en cualquier desplegado de alarmas con no más de dos acciones.

8.1.9.2.7. En un desplegado de alarmas se deben distinguir las alarmas que no se han reconocido en el sistema.

8.1.9.2.8. Se debe realizar la selección y reconocimiento de un grupo de alarmas cuando así se requiera.

8.1.9.2.9. Cada mensaje de alarma debe tener lo siguiente:

Fecha, estado y tiempo de ocurrencia, reconocimiento y retorno al estado normal. Indicador de prioridad de alarma. Valor de la variable de proceso, límite asociado y tipo de límite. Texto de alarma.

8.1.9.2.10. Cuando una alarma se presente en los desplegados gráficos, el operador se debe alertar de varias maneras.






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Se debe generar una alarma audible. Se debe generar un mensaje de la alarma en el desplegado de alarmas y realizar la impresión de manera automática. Se debe almacenar un mensaje en el archivo histórico. La identificación de los puntos en el desplegado debe cumplir con el 8.1.25 de la NRF-226-PEMEX-2009.

8.1.9.3. Presentaciones de los datos.

El operador debe alcanzar la habilidad de interpretar las alarmas para identificar eventos, tales como probabilidad de una fuga, entre otros.

8.1.9.4. Funciones anormales.

El operador debe alcanzar la habilidad de identificar las fallas del sistema SCADA a través del auto diagnóstico del mismo para todos los componentes del SCADA.

8.1.10. Entrenamiento de operadores del SCADA.

a) El Proveedor o contratista debe incluir un programa de cursos asociado al SCADA e incluir en este los temarios con temas específicos relativos del sistema que se adquiere, cuidar que los tiempos de duración programados para cada curso sea para el aprendizaje y no ser solo cursos informativos a menos que se especifique lo contrario por el área usuaria. Dichos cursos deben estar dirigidos al entrenamiento para la configuración, mantenimiento y operación en el SCADA del personal de operación, técnico y de ingeniería. b) El programa y contenido del temario de los cursos propuestos por el proveedor o contratista debe ser revisado por el personal de Petróleos Mexicanos para aprobación. Se deben impartir los cursos de entrenamiento en idioma español y entregar a cada participante un paquete completo en idioma español de todo el material didáctico y de soporte utilizado del SCADA que se suministra. Los cursos deben ser del catalogo de cursos ofrecidos por el fabricante del SCADA, el personal instructor del SCADA debe ser personal calificado del fabricante del modulo en el que capacita, tener experiencia comprobada de al menos dos años en la impartición de cursos y tener conocimiento y dominio del SCADA que se suministra. La capacidad, conocimientos y experiencia del instructor en el campo de interés, se debe acreditar mediante currícula. c) Los cursos deben estar orientados a los equipos, accesorios, programas, lenguajes y procedimientos del SCADA suministrado, debe cubrir los aspectos siguientes, ver anexo 12.9 de esta norma de referencia:

Configuración. Mantenimiento. Operación.

d) Los cursos de configuración se deben impartir durante el tiempo de configuración del SCADA antes de las pruebas de aceptación en fábrica y en las instalaciones debidamente del proveedor o contratista del SCADA. e) Los cursos de operación y mantenimiento se deben impartir antes de la puesta de operación del SCADA en sitio, dicho entrenamiento se debe llevar a cabo en las instalaciones del proveedor o contratista






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donde se establezca en el contrato con equipos propiedad del fabricante del SCADA, similares a los suministrados que incluyan la aplicación desarrollada para el proyecto específico. Al final de cada curso se debe realizar una evaluación y emitir una constancia que avale los conocimientos adquiridos por el personal capacitado. f) Los operadores del sistema SCADA deben alcanzar la habilidad de reconocer las alarmas del SCADA y su naturaleza. El Instituto Americano del Petróleo ha creado la práctica recomendada para el entrenamiento del operador que considera los puntos importantes y que son mencionados en la publicación Para el caso de detección de fugas se debe capacitar al operador de acuerdo con el API Publicación1149:1993 o equivalente.

8.1.10.1. Instrumentación.

A través de la capacitación el operador debe alcanzar la habilidad de identificar el impacto en la integridad del ducto por una falla en algún instrumento en campo.

8.1.10.2. Validación de alarmas del SCADA.

El operador del sistema SCADA debe ser entrenado para reconocer condiciones anormales y tomar acciones para corregirlas.

8.1.11. Sistema de Fuerza Ininterrumpible (SFI).

El sistema de fuerza ininterrumpida SFI debe tener las siguientes funcionalidades:

8.1.11.1. El SFI debe ser tipo estado sólido, de doble conversión (rectificador/inversor) en línea para servicio continuo (true-on-line) para uso exclusivo y dedicado para el SCADA. El tipo de señal de salida debe ser senoidal y el SFI debe cumplir con la NRF-249-PEMEX-2010.

8.1.11.2. El SFI debe autocontener en un mismo gabinete tipo 12 que cumpla con NMX-J-235/1-ANCE-2008, NMX-J-235/2-ANCE-2000 todos los dispositivos de protección, regulación, filtrado, instrumentación y alarma entre otros para asegurar la integridad del equipo y la confiabilidad de su servicio y debe estar constituido por los siguientes elementos:

• Rectificador Cargador de Baterías. • Banco de Baterías. • Inversor Estático. • Interruptor de Transferencia Estático. • Conmutador Manual de Derivación “By-pass”. • Transformador de Línea Alternativa.

8.1.12. Seguridad e Integridad de Datos del Sistema SCADA

8.1.12.1. La seguridad integridad de los datos de proceso del sistema SCADA desde el nivel de campo (sitio) hasta la MTUs en sitio(s), regiones, oficinas administrativas y/o centrales debe cumplir con la NRF-225-PEMEX-2009.






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DMZ: Zona desmilitarizada IDS: Sistemas de detección de la intrusión

Figura 4. Arquitectura para el monitoreo de seguridad e integridad de los datos de proceso.

8.1.12.2. Se debe establecer un programa de seguridad que proporcione los medios para mantener la seguridad e integridad de los datos de proceso en la operación del sistema SCADA en ductos mediante:

a) Se debe desarrollar una lista de los procesos usados, para identificar y analizar la vulnerabilidad del sistema SCADA. b) Mediante prácticas de la industria para asegurar la arquitectura de la integridad y seguridad de los datos de proceso, y debe cumplir con lo siguiente: b1) Control de Acceso. Se debe tener mediante el uso de cuentas y contraseñas de usuario. Se debe cumplir con lo establecido en el API STD 1164:2009 o equivalente.






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b2) Cuentas de Usuario. Los sistemas SCADA deben tener cuentas de usuario una para el acceso al sistema operativo como el UNIX ó Windows, y otra para el acceso al software de aplicación. Se debe controlar y monitorear la lista de personas que tienen acceso al sistema SCADA. Las cuentas para estas personas se deben diseñar para permitir el acceso para leer y escribir sólo los privilegios que le sean permitidos. El sistema SCADA debe usar las mismas cuentas de usuario del sistema operativo como cuentas de operadores para el IHM o el sistema SCADA, se debe realizar una correspondencia entre privilegios por usuario del sistema operativo con privilegios y niveles de acceso del IHM o de las herramientas de ingeniería, se deben administrar todas las cuentas desde un mismo lugar como un servidor de dominio sin dar de alta o modificar las cuentas de los usuarios en múltiples equipos (OS, IHM herramientas de ingeniería aplicaciones avanzadas entre otros).

8.1.12.3. Se deben tener un mínimo de cuatro (4) niveles de seguridad para el acceso al sistema SCADA, acorde a las actividades del usuario, tales como:

a) El primer nivel, debe ser de acceso restringido para consultar la base de datos, pero sin realizar cambios en la configuración de los instrumentos ni establecer comunicación con los mismos. b) El segundo nivel, debe acceder a la base de datos para configurar, probar y calibrar instrumentos. c) El tercer nivel, debe realizar las funciones de los dos niveles anteriores y adicionalmente, debe revisar y autorizar el registro de históricos y establecer la configuración de datos de los instrumentos en línea. d) El cuarto nivel, debe desarrollar todas las funciones permitidas en los niveles anteriores y adicionalmente, debe sumar o cancelar a usuarios del sistema. Además debe almacenar información específica de instrumentos en la base de datos y parámetros de configuración del sistema, como son: los esquemas de calibración, grupos de instrumentos y servicio de los mismos.

8.1.12.4. Cuentas del sistema op erativo. La cuenta para ingresar al sistema operativo que Administra al sistema debe admitir el control total de una estación. Cualquier archivo o dispositivo sobre una estación de trabajo debe ser modificado o eliminado. La cuenta de acceso para el administrador del sistema debe ser controlada.

8.1.12.5. Cuentas de aplicación d e SCADA. Todos los usuarios de un sistema SCADA deben tener una cuenta única con su respectiva contraseña para acceder al sistema.

8.1.12.6. Herramientas de sistema operativo. El acceso remoto, la conexión remota, y las funciones de copia lejana del sistema operativo como el Unix debe admitir conexiones "seguras" entre estaciones de trabajo. Si esta funcionalidad está disponible, una persona que ha ingresado a una estación debe acceder a todas las otras estaciones en la red. Las funciones remotas que el sistema operativo provee, deben ser usadas cuando sea necesario. Esta funcionalidad debe ser deshabilitada para la mayoría de los usuarios. En los casos donde las funciones remotas son requeridas, el uso de herramientas como SSH, entre otras se deben usar para mejorar la seguridad de estas funciones.

8.1.12.7. Encriptación de los datos sobre rutas accesibles. Donde se requiera seguridad en la conectividad entre campo y sistemas SCADA la comunicación debe ser cifrada (encriptada), del tipo Point - to - Point Tunneling (PPTP), entre otros.

8.1.12.8. Acceso de dispositivo. Hay muchos dispositivos en una red además de estaciones y PCs, como interruptores de red, Routers, firewall, y terminales de servidores. En campo, esto también puede incluir






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transmisores, PLCs, computadoras de flujo, entre otros. Todos estos dispositivos componentes del SCADA deben tener contraseñas de fábrica y contraseñas nulas, para evitar que estos dispositivos también puedan ser manipulados por intrusos al tener el acceso a un sistema SCADA. Todos los dispositivos inteligentes que tienen capacidad de contraseña deben ser asegurados con una contraseña y no usar la contraseña proporcionada por el fabricante. Se debe cambiar la identificación o la cuenta por una diferente para estos dispositivos.

8.1.12.9. El acceso r emoto par a visualización (IHM, O WS, entre o tros). El acceso remoto debe tener seguridad lógica, tal como acceso cifrado y usar las mejores prácticas de la industria.

8.1.12.10. Servicios de Fire wall. Se debe proporcionar seguridad en la capa de red y en la capa de aplicación, y debe ser tener herramientas para la protección del sistema de intrusos (hackers).

8.1.12.11. Servicios de dete cción de intrusión. Se debe usar dispositivos tales como Monitores de red, ó (Sniffer), combinados con aplicaciones de software de detección de intrusos como herramientas valiosas para determinar las fallas y monitorear el tráfico corriente y anormal de la red.

8.1.12.12. Planes p ara la co ntinuidad y recuperación del sistema. Se debe proporcionar un plan de contingencia y de recuperación del sistema de comunicaciones del SCADA, que incluya un respaldo en la comunicación.

8.1.12.13. Conexión para la Internet para acceder al SCADA. Se debe proporcionar los medios (hardware y software) y para usar las conexiones de la Internet para dar soporte mediante el uso de Redes Virtuales Privadas VPN y tener acceso remoto de IHM para el sistema SCADA a usuarios autorizados.

8.1.12.14. Las conexiones de Internet no deben terminar directamente en la red de SCADA. Por lo que se debe usar un firewall para aislar la red SCADA de la Internet.

8.1.12.15. Acceso VPN para el sistema. Se debe proporcionar acceso VPN donde una conexión directa esté disponible. El acceso de VPN debe requerir más autentificación que sólo un nombre de usuario y la contraseña, deben ser requeridos dos factores de autentificación.

8.1.12.16. La integridad y seguridad de datos en los niveles de proceso (sitios en campo), estación (UTRs y supervisión (MTUs) del sistema SCADA, deben cumplir con la NRF-225-PEMEX-2009.

8.2. Inspección y Pruebas.

a) El SCADA se debe inspeccionar y probar por el fabricante, proveedor o contratista durante la fabricación, permitir la inspección a personal de PEMEX en todo el proceso de fabricación y empaque, conforme a NRF-049-PEMEX-2009, se debe suministrar los registros de pruebas e inspecciones. b) Para las pruebas de aceptación en fábrica y pruebas de aceptación en sitio se debe cumplir con el 8.1.13 de la NRF-105-PEMEX-2012.

8.3. Almacen amiento y Transporte. El proveedor o contratista debe cumplir con el 8.1.15.4 de la NRF-105-PEMEX-2012 para el embalaje y transporte de los equipos y todos los componentes del SCADA.






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8.4. Documentación del Sistema SCADA.

8.4.1. El proveedor o contratista debe cumplir con lo indicado en el 8.1.14 de la NRF-105-PEMEX-2012 para la documentación del sistema SCADA. 8.4.2. Adicionalmente se debe tener disponible la siguiente información para cada sistema SCADA:

Mapa de la distribución del sistema SCADA, perfil y descripción física detallada para cada punto geográfico del segmento del ducto. Resumen de las características físicas y químicas de cada producto transportado. Tabulación de las entradas utilizadas en el procedimiento del SCADA para cada segmento de ducto y una descripción de cómo se reúnen los datos. Listado ó procedimientos paso por paso que se deben usar en la evaluación de los resultados del SCADA.

9. RESPONS ABILIDADES.

9.1. Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

Vigilar el cumplimiento de esta Norma de Referencia para la adquisición de Sistemas de Control Supervisorio y Adquisición de Datos para Ductos.

9.2. Prov eedor o contratista. 9.2.1. Cumplir con los requisitos especificados en esta norma de referencia.

9.2.2. Responder plenamente ante la ocurrencia de fallas en la operación del sistema SCADA.

9.2.3. Instalar, calibrar, capacitar, probar y la puesta en operación del sistema SCADA, de acuerdo a lo indicado en las Bases de Licitación.

9.2.4. Conocer el contenido de la presente norma y cumplir con los requisitos establecidos en las bases de licitación.

10. CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES.

No tiene concordancia.

11. BIBLIOGRAFÍA

11.1. AGA Report No. 4A Natural Gas Contract Measurement and Quality Clauses (2001). (Reporte No. 4A de AGA Cláusulas contractuales de la medición y calidad de gas natural, 2001).






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11.2. API MPMS 14.3.2:2000 (R2006) Manual of petroleum measurement standards chapter 14 / Natural gas fluids measurement section 3 / Concentric, square/edged orifice meters; part 2 / Specification and installation requirements; fourth edition 2000, (R2006); AGA Report No.3, part 2; GPA 8185-00 part 2. (Manual de estándares de medición del petróleo, capítulo 14 / Medición. de fluidos del gas natural, sección 3 / Medidores de orificio concéntricos con bisel cuadrado, parte 2 / Especificación y requerimientos de instalación; cuarta edición 2000 (R2006); Reporte AGA No. 3, parte 2; GPA 8185-00 parte 2).

11.3. API MPMS 14.3.1:1990 (R 2003) Manual of petroleum measurement standards chapter 14 / Natural gas fluids measurement section 3 / Concentric, square/edged orífice meters; part 1/ General equations and uncertainty guidelines; third edition, 1990 (R 2003); AGA Report No.3, part 1; GPA 8185-90, part 1; ANSI/API 2530-1991. (Manual de estándares de medición del petróleo, capítulo 14 / Medición de fluidos del gas natural, sección 3 / Medidores de orificio concéntricos con bisel cuadrado parte 1 / Ecuaciones generales y guías de incertidumbre, tercera edición, 1990, (R 2003); AGA Reporte No.3, parte 1; GPA 8185-90, parte 1; ANSI/API 2530-1991).

11.4. API MPMS 14.3.3:1992 (R2009) Manual of petroleum measurement standards chapter 14 / Natural gas fluids measurement; section 3 / Concentric, square/edged orifice meters; part 3 / Natural gas applications; third edition 1992, (R2009); AGA Report No.3, part 3; GPA 8185, part 3; ANSI/API 2530-1991, part 3. (Manual de estándares de medición del petróleo, capítulo 14 / Medición. de fluidos del gas natural, sección 3 / Medidores de orificio concéntricos con bisel cuadrado, parte 3 / Aplicaciones de gas natural; tercera edición, 1992, (R2009); AGA Reporte No.3, parte 3; GPA 8185, parte 3; ANSI/API 2530-1991, parte 3).

11.5. API MPMS 14.3.4:1992 (R2006) Manual of petroleum measurement standards chapter 14 / Natural gas fluids measurement; section 3 / Concentric, square/edged orifice meters; part 4 / Background, development, implementation procedures and subroutine documentation; third edition 1992, (R2006); AGA Report No.3, part 4; GPA 8185-92, part 4. (Manual de estándares de medición del petróleo, capítulo 14 / Medición. de fluidos del gas natural, sección / Medidores de orificio concéntricos con bisel cuadrado, parte 4 / Antecedentes, desarrollo, implementación y documentación de procedimientos de rutina; tercera edición, 1992, (R2006); AGA Reporte No.3, parte 4; GPA 8185-92, parte 4).

11.6. API MPMS 5 Manual of Petroleum Measurement Standards Chapter 5. (Manual de estándares de medición del petróleo, capítulo 5).

Section 5.1 General Considerations for Measurement by Meters, 4th Edition October 2005 (R2011). (Sección

5.1 Consideraciones generales para Medición de medidores, 4a Edición, octubre 2005 (R2011)).

Section 5.2 Measurement of Liquid Hydrocarbons by Displacement Meters, 3rd Edition October 2010. (Sección

5.2. Medición de hidrocarburos líquidos por medidores de desplazamiento, 3a Edición, octubre 2010).

Section 5.3 Measurement of Liquid Hydrocarbons by Turbine Meters, 5th Edition September 2005. (Sección 5.3

Medición de hidrocarburos líquidos por medidores de turbina, 5a Edición, septiembre 2005).

Section 5.4 Accessory Equipment for Liquid Meters, 4th Edition September 2010. (Sección 5.4. Equipo auxiliar

para medidores líquidos, 4a Edición, septiembre 2010).






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Section 5.5 Fidelity and Security of Flow Measurement Pulsed-Data Transmission System, 2nd Edition July

2010. (Sección 5.5 Seguridad y fidelidad de los pulsos en la Medición de flujo-sistemas de transmisión de datos,

2ª edición, julio 2010).

Section 5.6 Measurement of Liquid Hydrocarbons by Coriolis Meters, 1st Edition October 2008. (Sección 5.6

Medición de hidrocarburos líquidos con medidores de Coriolis, 1a Edición, octubre 2008).

Section 5.8.- Measurement of Liquid Hydrocarbons by Ultrasonic Flowmeters Using Transit Time Technology, 1st

Edition February 2011. (Sección 5.8 Medición de hidrocarburos líquidos por medidor de flujo ultrasónico usando

tecnología de tiempo en tránsito, 1ª Edición, febrero 2011).

11.7. API Publication 1149:1993. Pipeline Variable Uncertainties and Their Effects on Leak Detectability, 1st Edition November 1993. (Incertidumbre de las variables en tuberías y sus efectos en la detección de fugas, 1ª Edición, noviembre de 1993).

11.8. API RP 1130:2007. Computational Pipeline Monitoring for Liquids, First Edition, September 2007. (Monitoreo computacional en tuberías para líquidos, primera edición, septiembre 2007).

11.9. API RP 1164:2009. Pipeline SCADA Security. 2nd Edition, June 2009. (Seguridad del SCADA en ductos, segunda edición, junio 2009).

11.10. Developing a Pipeline Supervisory Control Center. First Edition, September 2007. (Desarrollo de un centro de control supervisorio para tuberías, Primera edición, septiembre 2007).

11.11. GNT -SSNP-E002-2005. Sistema de fuerza ininterrumpible de tecnología ferrorresonante.

11.12. IEEE Std C37.1:2007 Standard SCADA for automation systems, Published may 08, 2008 (Norma SCADA para sistemas de automatización, publicado el 8 de mayo de 2008).






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12. ANEXOS.

12.1. Monitoreo Computarizado de Tuberías (CPM).

12.1.1. El Sistema de Monitoreo Computarizado de Tuberías (CPM) implica: Conceptos de adquisición de datos, discusión del diseño y operación de un ducto relacionado con el Monitoreo Computarizado de Tubería (CPM), instrumentación de campo, credibilidad de alarmas, respuesta del controlador, análisis de incidentes, registros de mantenimiento, consideraciones para ajuste de alarmas, recomendaciones para registros para presentación de datos, limitaciones y otras implicaciones.

12.1.2. Esta sección aplica para la fase líquida en ductos, es una metodología particular no aplicable a todos los ductos, cada ducto es único en su diseño y operación. Por lo que la detección de fugas de estas formas es técnicamente compleja con límites de detección que dificultan cuantificar, con límites que deben ser determinados en una base sistema por sistema.

Figura 5. Representación de Fuga / Ruptura.

12.1.3. Des cripción Técnica.

12.1.3.1 Metod ologías.






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Los instrumentos de campo en sitio deben enviar datos de proceso a la UTR correspondiente y de ésta, vía telemetría a un centro de control para presentación de los datos, evaluación computacional y acción apropiada por el operador del ducto. El grado de complejidad en datos de proceso en campo varía de simples comparaciones de un parámetro particular concerniente a un umbral de límite a un análisis más extenso de parámetros múltiples con enclavamiento y/o límites dinámicos del umbral. Todos los algoritmos del CPM se deben basar en análisis de los datos de proceso para asegurar la exactitud de la fuga. Los sistemas SCADA con la aplicación de detección de fugas en ductos usan métodos basados externamente o internamente.

12.1.3.1.1 Métodos basados externamente.

Esto incluye los sistemas basados en un principio no-algorítmico de detección física de una fuga de producto. En estos sistemas, el detector local envía una señal de alarma al centro de control para la exhibición y el anuncio. Puesto que los métodos externamente basados no satisfacen el requisito de cómputo con los parámetros del campo para inferir una fuga de producto, se excluyen los siguientes métodos externos:

fibra óptica. Vapor que detecta el tubo. Cable dieléctrico. Ultrasonido. Detectores de gas. Cada uno de los métodos del CPM presenta ventajas y desventajas, por lo que no se acepta el uso de un solo método para varios sistemas de ductos.

12.1.3.1.2 Métodos basados internamente.

Usan técnicas de CPM basados en instrumentos de campo para supervisar las variables de proceso en el ducto: presión, temperatura, viscosidad, densidad, flujo, velocidad del producto, interfase del producto, entre otros los cuáles deben ser entradas a las UTRs del sistema SCADA para inferir una fuga de producto por cómputo manual o electrónico.

Los tipos de CPM basados en metodología interna deben ser:

Balance de Línea. Balance de volumen. Balance modificado de volumen. Modelo transitorio en tiempo real. Monitoreo de Presión / flujo. Onda de la presión Acústica / negativa. Análisis estadístico.

a) Balance de Línea (LB).

Este método se debe basar en la medición que determina un desbalance de la mediciones de volúmenes de entrada (recibo) y salientes (de entrega). El desbalance se debe comparar contra un umbral predefinido de alarma para un intervalo del tiempo seleccionado (ventana de tiempo). No debe existir compensación para el cambio de producto en el empaque de la tubería debido a la presión, temperatura o composición. Los cálculos






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del desbalance se deben realizar con las mediciones de recibo y de entrega; para volúmenes de desbalance pequeños o que requieren ser más exactos se deben determinar usando un tanque de medición. El balance de la línea puede ser completado manualmente debido a su simplicidad.

b) Balance de Volumen (VB).

Este método se debe basar en la técnica de balance de línea reforzada con límites de compensación para los cambios en el empaque del producto en la tubería debido a la temperatura y presión. La corrección del empaque de la tubería se debe lograr con el aumento del volumen o disminución del empaque de la tubería debido a los cambios en la presión y /o temperatura del sistema. Debido a que es difícil el compensar manualmente los cambios del empaque de producto de la tubería debido a la complejidad del cómputo del desbalance. No hay corrección para la densidad del empaque que varía. Se debe usar un módulo representativo para cálculo del paquete en línea.

c) Balance de Volumen Modificado (MVB).

Este método se debe basar en la medición de una técnica de balance de volumen reforzado. El volumen del producto empaquetado debe ser corregido con el cambio de volumen en el empaque de la tubería usando un módulo de compresibilidad dinámico del volumen. Este modulo se debe derivar del módulo de compresibilidad de varios productos en función del porcentaje del volumen de llenado de la línea.

d) Modelo Transiente en Tiempo Real (RTTM).

Este método se debe basar en el uso de las características dinámicas del fluido o producto (flujo, presión, temperatura, densidad entre otras). Así mismo debe hacer uso de una extensa configuración de los parámetros físicos de la tubería de proceso (longitud, diámetro, espesor, características de la tubería, topología del terreno, rugosidad interna, bombas, válvulas, equipo, localización, entre otros) y las características del producto (valor exacto del módulo de compresibilidad, viscosidad, entre otros), que se requieren para diseñar en la tubería el RTTM específico, el uso del software debe generar en un modelo hidráulico transiente en tiempo real con la configuración de las entradas de campo (mediciones de presiones, temperaturas, densidades en puntos estratégicos del recibo y entrega, referidos a condiciones de fronteras en software). Los valores dinámicos de las características del fluido se deben modelar a través de la tubería, durante los eventos transitorios del sistema. El software de RTTM debe comparar los datos medidos en tiempo real para un segmento de tubería con su correspondiente condición en el modelo.

e) Supervisión de Presión / Flujo.

Este método se debe basar en el modelo de datos asociados, de presión y flujo. Los valores de Presión / Flujo se deben clasificar si exceden a umbrales predeterminados de alarmas llamadas excursiones de alarmas asociadas. Inicialmente, los umbrales de excursión se deben ajustar fuera de rango de las fluctuaciones de operación del sistema. Después que el sistema ha alcanzado una condición de estado estable, se deben fijar los umbrales a los valores de funcionamiento para reconocimiento temprano de la anomalía. Se deben usar tendencias de Presión / Flujo y se deben representar en una tabla o gráfico en el centro del control de monitoreo para permitir a un operador conocer las fluctuaciones de los parámetros de flujo y presión. Este método se puede utilizar para desplegar cambios de operación que pueden inferir fuga de producto. Relación de cambio (ROC) debe calcular la variación en una variable del proceso con respecto a un intervalo definido de tiempo. La relación en la cual la presión o flujo de la línea o ambos cambian con respecto al tiempo,






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deben ser las dos formas más comunes de ROC para la operación de la tubería o ducto. Este método debe proporcionar una aproximación para identificar índices del cambio en la presión o flujo o ambos, aparte de las condiciones de operación normales, para inferir una fuga de producto si las anomalías de funcionamiento no pueden ser explicadas.

f) Onda de Presión Negativa Acústica.

Este método se debe basar en la onda de la presión de acústica / negativa la cual se produce cuando el producto sale por una abertura en la pared del tubo. La fuga de producto produce una caída repentina en la presión del tubo en el sitio de fuga que genera dos presiones negativas o de ondas de rarefacción. Que viajan en el sentido aguas arriba y aguas abajo. Por lo que se deben usar Transmisores de presión de alta velocidad de respuesta ubicados en las secciones de la tubería para medir las fluctuaciones en la presión de la línea. La variación y la recuperación de presión en la tubería se deben enviar con oportunidad al centro de control. En el centro de control, los datos monitoreados de los sitios se deben usar para determinar si da inicio una alarma en el CPM.

g) Análisis estadístico.

Este método debe ser sólo una aproximación simple, los límites estadísticos se deben aplicar a un solo parámetro para indicar una operación anormal. Por el contrario, más acercamiento estadístico sofisticados puede correlacionar el promedio de uno o más intervalos cortos y largos de los parámetros en el tiempo para identificar una anomalía. El Control Estadístico del Proceso (SPC) para la aproximación debe incluir análisis estadístico de presión o flujo o ambos. Las técnicas SPC se deben aplicar para generar umbrales de alarmas sensibles para el CPM de datos empíricos y seleccionar una ventana de tiempo. Un método en particular de control estadístico de proceso debe usar la línea de balance "arriba / abajo" de los datos de operación normal al desbalance del volumen superior y más bajo para establecer límites de umbral. Cuando el desbalance de volumen para la ventana evaluada del tiempo viola el umbral el CPM debe generar una condición de alarma.

12.1.3.2 Criterios de selección para el método de detección de fugas para un sistema SCADA.

Se debe cumplir con al API RP 1130:2007 o equivalente, cada metodología de CPM debe usar diversas combinaciones de métodos con varios grados de sofisticación. El rendimiento del CPM debe estar contenido en la correlación de muchos factores como, exactitud en la medición. La confiabilidad de las comunicaciones, condiciones de operación de ducto, tipo del producto, entre otros. Para la detección de ruptura (fuga) se deben emplear múltiples técnicas de CPM tales como el sistema de balance de volumen concertado con tendencias de presión para la validación o redundancia. La independencia de los parámetros (flujo, presión, entre otros) usados en algunas metodologías potencialmente debe tener la validación independiente o redundante. A continuación se lista las características del CPM y su funcionalidad: Debe tener exactitud para alarmar cuando se determine fuga de producto. Debe tener alta sensibilidad en la medición para la fuga de producto. Debe detectar la fuga del producto en oportunidad. Debe enviar la información que se requiera al centro de control. Debe requerir un mínimo de cambios en la configuración de software y sintonización. Debe prever el Impacto mínimo a las interrupciones de la comunicación.






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Se debe adaptar a operaciones complejas. Debe estar disponible durante transientes. Debe ser configurable para redes complejas de ductos. Debe realizar el cálculo de desbalance en medidores en un instante de tiempo. Debe tener umbrales de alarma dinámicos. Debe tener un paquete de constantes dinámicas de líquido (producto). Debe reconocer mezclas de productos Debe reconocer transferencias de calor. Debe proporcionar el perfil de presión en el ducto en tiempo real del sistema para un modelo hidráulico. Debe reconocer condiciones de cambio en la operación de la línea. Debe reconocer todos los tipos de líquidos. Debe identificar la localización de la fuga de manera aproximadas. Debe identificar la velocidad de fuga. Debe reconocer el producto medido y el empaque corregido para varias condiciones de operación (temperatura, presión, densidad, factor de medidor). Debe usar en el cómputo los efectos de fricción de los agentes reductores de fricción.

12.1.3.3 Caracterización del producto.

El líquido monitoreado debe estar en fase líquida para su caracterización matemática típica de la mayor parte de crudo aceites y productos refinados. Para los líquidos newtonianos, se deben caracterizar con un módulo independiente de la viscosidad. Para petróleo crudo parafínico con alta viscosidad y características no-Newtonianas. Deben ser representados matemáticamente con ecuaciones sofisticadas para su uso en un Modelo Transiente en Tiempo Real (RTTM). Los hidrocarburos volátiles (HVLs) en fase líquida, si la temperatura y la presión son suficientes para mantener el líquido sobre el punto crítico.

12.1.3.4 Sistemas del transporte.

Los sistemas terrestres o marinos de transporte de hidrocarburos líquidos usados en los sistemas troncales de ductos como: sistemas de líneas del flujo de producción, de carga o descarga de tanques marinos, operaciones de terminales de tanques, entre otros. El CPM se debe aplicar a sistemas de tubería de acero u otro material como PVC, polietileno, fibra de vidrio, concreto. El uso del CPM debe estar limitado por las características de estos materiales.

Los sistemas de ductos varían en sus características físicas de: diámetro, longitud, espesor de pared de la tubería, coeficiente interno de rugosidad, composición de la tubería, complejidad de la red de la ductos, topología de ductos, configuración de la estación de bombeo, instrumentación (calidad, exactitud, localización), entre otros. Estos sistemas de tubería se deben categorizar por factores operacionales como: flujo, magnitud y frecuencia de las variaciones de flujo / presión, mezclado, manejo por lotes, tipo de producto, viscosidad, densidad, velocidad sónica, compresibilidad volumétrica, presión del vapor, presión, temperatura, calor transferencia, entre otros. Las tecnologías actuales del CPM no permiten caracterizar permanente las condiciones cambiantes de la línea o ducto.

12.1.4. Detalles técnicos del SCADA.

12.1.4.1 Sistema de detección y localización de fugas (LDS) en ductos.






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12.1.4.1.1 Debe estar integrado, por los siguientes componentes:

a) Programa de aplicación del sistema de detección y localización de fugas. b) Instrumentos de flujo, presión y temperatura. c) Unidades terminales remotas (UTRs). d) Sistemas de energía basados en paneles de celdas solares (sistemas fotovoltaicos). e) Estación de operación. f) Impresora de reportes. g) Impresora de alarmas/eventos. h) Dispositivos de almacenamiento masivo (memoria). i) Sistema de Fuerza Ininterrumpible (SFI). j) Equipo de comunicación. k) Interfase Humano - Máquina (IHM). l) Servidores (proceso, histórico, de aplicaciones entre otros). m) Sistemas de comunicaciones. Los lineamientos generales para el centro de control del SCADA deben cumplir con el API 1113:2007 o equivalente.

12.1.4.2 Programa de aplicación del sistema de detección y localización de fugas.

12.1.4.2.1 El modelo matemático del programa de aplicación, debe incluir lo siguiente:

a) Expansión/contracción del fluido por cambios térmicos en el ducto. b) Variaciones de presión en el ducto por la columna del perfil del sitio. c) Paro/arranque del equipo de bombeo. d) Presencia de gas libre en el fluido. e) Paso de diablos de limpieza y/o instrumentados. f) Perfil topográfico de los ductos. g) Cambios de diámetro de tubería. h) Materiales y espesores de los ductos. i) Apertura/cierre de válvulas. j) Perfil de flujo. k) Tubería vacía. l) Cruce de los ductos por ríos. m) Empaque/desempaque de la línea. n) Contenido de agua en el fluido.

12.1.4.2.2 Estos factores se deben aplicar para los diferentes diámetros del ducto; de tal forma que el programa de aplicación para la detección y localización de fugas, refleje las condiciones reales de dicho ducto para eliminar en su totalidad la generación de falsas alarmas.

Los criterios generales y la evaluación del programa computacional para la supervisión y control de tuberías que manejan fluidos líquidos deben cumplir con el API RP 1130: 2007 o equivalente. Para la estimación de la incertidumbre en la medición de las variables de control de la tubería y su efecto en los niveles de detección de fugas se debe cumplir con el API Publ 1149:1993.






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12.1.4.3. Detección de fugas en ductos.

El sistema debe cumplir, con los siguientes rangos y tiempos para la detección de fugas en línea a lo largo de la trayectoria del ducto: a) Las fugas mayores al 5 % del flujo nominal, se deben detectar en el orden de los segundos. b) Fugas mayores al 0.5 % y hasta el 5 % del flujo nominal, se deben detectar en un tiempo máximo de 2 minutos. c) Fugas del 0.1 % y menores al 0.5 % del flujo nominal, se deben ser detectar en un tiempo máximo de 15 minutos. d) Fugas inferiores al 0.1 % que se vayan conformando gradualmente a lo largo del tiempo se deben detectar al acumular el 0.1 % del flujo nominal. Adicionalmente se debe cuantificar la cantidad de producto derramado, como consecuencia de una fuga. El sistema, debe localizar fugas en ductos en un rango no mayor a 150 m de la posición real de la fuga.

12.1.4.4 Instrumentos de flujo, presión y temperatura.

a) Detectores de temperatura por resistencia (RTDs).

Los RTDs deben cumplir con el 8.1.4 de la NRF-148-PEMEX-2011 y lo siguientes:

Servicio Medición de Temperatura del fluido (requerido de acuerdo a diseño) Cantidad Determinada en base a los requerimientos particulares del ducto para la

detección y localización de fugas y al diseño del sistema. Rango de operación. De acuerdo a diseño.

b) Transmisores de presión.

Deben cumplir con la NRF-241-PEMEX-2010 y lo siguiente:

Servicio Medición de Presión estática del fluido (requerido de acuerdo a diseño). Cantidad Determinada en base a los requerimientos particulares del ducto para la

detección y localización de fugas y al dimensionamiento del sistema realizado por el fabricante del sistema.

Rango de operación De acuerdo a diseño.

c) Medidores de flujo.

Deben cumplir con la NRF-240-PEMEX-2009 para hidrocarburos fase líquida y con la NRF-081-PEMEX-2005 para hidrocarburos fase gas y lo siguiente:






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Servicio Medición de Flujo del fluido (requerido de acuerdo a diseño). Cantidad Determinada en base a los requerimientos particulares del ducto para la

detección y localización de fugas y al diseño del sistema. Flujo a medir Determinada en base a los requerimientos particulares del ducto. Montaje No intrusivo (montados sobre la superficie externa del ducto).

12.2 Presentación de documentos normativos equivalentes. Si el proveedor ó contratista considera que un documento normativo es equivalente al documento normativo (norma, código, especificación o estándar extranjero) indicado en esta NRF, debe solicitar por escrito a Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios la revisión, para en su caso otorgue autorización, del supuesto documento equivalente, anexando los antecedentes y argumentación en forma comparativa, concepto por concepto, demostrando que como mínimo se cumplen los requisitos de la norma, código, especificación o estándar en cuestión. Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios resolverá por escrito a dicha solicitud, indicando si es o no autorizado para utilizarse como documento normativo equivalente. Los documentos señalados en el párrafo anterior si no son de origen mexicano, deben estar legalizados ante Cónsul Mexicano o cuando resulte aplicable, apostillados de conformidad con el “Decreto de Promulgación de la Convención por la que se suprime el requisito de Legalización de los Documentos Públicos Extranjeros” publicado en el Diario Oficial de la Federación del 14 de agosto de 1995. Los documentos que se presenten en un idioma distinto al Español se deben acompañar con su traducción a este idioma hecha por un perito traductor. En caso que Petróleos Mexicanos no autorice el uso del documento normativo equivalente propuesto, el proveedor o contratista está obligado a cumplir con la normatividad establecida en esta norma de referencia.






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12.3. Hoja de especificaciones para servidor de proceso.

Número de datos: Porcentaje de datos analógicos:

Porcentaje de datos digitales: Porcentaje de datos cadenas:

Procesador: Velocidad:

M emoria RAM : Ranuras de expansión:

Capacidad de Disco Duro: Redundancia en disco duro:

M emoria RAM en Video: Sistema operativo: Windows Server 2008

Otros:

Arreglo de discos:

Redundancia 1:1 en toda la unidad

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. de tarjetas Ethernet: Velocidad:

Tarjeta de sonido Bocinas

M onitor Tipo: Frecuencia: Reso lución: Tiempo de Vida:

Dispositivo para contro l de cursor:

Tipo ratón (óptico) Cantidad:

Tipo "track ball" Cantidad:

Pantalla táctil capacitiva Cantidad:

Teclado (inalámbrico) Tipo:

Voltaje de alimentacion: 127 VCA 220 VCA

El llenado de este formato se debe realizar en conjunto con las áreas de Tecnologías de Información correspondientes.

Localización:

Hoja 1 de 1

ANEXO 12.3

SERVIDOR DE PROCESO

Realizó:

Fecha:

Nombre de proyecto:






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12.4. Hoja de especificaciones para servidor de datos históricos.

Número de datos: Porcentaje de Datos analógicos:

Porcentaje de Datos digitales: Porcentaje de Datos cadenas:


Memoria RAM: Ranuras de expansión:


Memoria RAM en Video: Sistema operativo: Windows Server 2008

Otro:

Arreglo de discos:


CD-RW DVD-RW






Monitor Tipo: Frecuencia: Resolución: Tiempo de Vida:

Dispositivo para control de cursor:







ANEXO 12.4

SERVIDOR DE DATOS HISTÓRICOS

Realizó:

Fecha:

Nombre de proyecto:

Localización:

Hoja 1 de 1






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12.5. Hoja de especificaciones para servidor de aplicaciones.

Número de datos: Porcentaje de Datos analógicos:

Porcentaje de datos digitales: Porcentaje de Datos cadenas:


Memoria RAM: Ranuras de expansión:


Memoria RAM en Video: Sistema operativo: Windows Server 2008

Otros:

Arreglo de discos:


CD-RW DVD-RW






Monitor Tipo: Frecuencia: Resolución: Tiempo de Vida:

Dispositivo para control de cursor:







Localización:

Hoja 1 de 1

ANEXO 12.5

SERVIDOR DE APLICACIONES

Realizó:

Fecha:

Nombre de proyecto:






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12.6. Hoja de especificaciones para Impresoras.

Láser B/N.

Cantidad de impresoras: Caracteres por línea:

Velocidad de impresión:

Resolucion: Buffer de memoria:



Voltaje de alimentación: 127 VCA 220 VCA

Láser a co lor.

Cantidad de impresoras: Caracteres por línea:

Velocidad de impresión B/N: Velocidad de impresión a color:

Resolucion: Buffer de memoria:




ANEXO 12.6

IM PRESORAS

Realizó:

Nombre de proyecto:

Localización:

Hoja 1 de 1Fecha:






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12.7. Hoja de especificaciones para Consola.

Distribución unitaria Dimensiones:

M aterial de construcción:

Distribución modular Cantidad de módulos rectos:

Dimensiones:


Cantidad de módulos esquineros:

Dimensiones:


Sistema de luz en el compartimiento de los monitores

Características:

Sistema de ventilación en el compartimiento de los procesadores

Características:

Compartimiento para ratón inalámbrico con cojín integrado

Características:

Hoja 1 de 1

ANEXO 12.7

CONSOLA

Realizó :

Fecha:

Nombre de proyecto:

Localización:






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12.8. Hoja de especificaciones para Estación de operación/Ingeniería y Mantenimiento.

Estación de Operación/ingeniería. Estación de M antenimiento.

Tipo de procesador: Velocidad:

Capacidad de cada disco duro: Sistema operativo:

Tarjeta de Video (Resolución): Arreglo discos duro RAID 1 3 5 Otro

Unidad de respaldo: CD-RW

DVD-RW


Puerto paralelo No. de puertos paralelo :



LCD

Tamaño de monitor: Tipo: LED Reso lución:

Otro Característica: Sensible al tacto Otro

Arreglo de monitores: Simple Dual Triple M atriz Otro

Grado de protección: IP- Otro

Frecuencia de actualización de imagen:

Dispositivo contro lador de cursor: Tipo ratón inalámbrico Cantidad:


Pantalla táctil Tipo: Cantidad:


ANEXO 12.8

ESTACION DE OPERACIÓN / INGENIERÍA Y M ANTENIM IENTO

Realizó:

Nombre de proyecto:

Localización:

Hoja 1 de 1Fecha:






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12.9. Hoja de especificaciones para entrenamiento.

Tipo de Curso: Teórico Práctico Teórico / Práctico

Duración del curso: 10 horas 20 horas otra (especificar)

Material didactico: Incluido No incluido Idioma: Español Otro especificar

Descripción del Curso:

Sede para impartición del curso: Instalaciones del proveedor

Instalaciones del cliente

Materiales para impartición del curso: Propiedad del proveedor

Propiedad del cliente

Rentados

ANEXO 12.9

ENTRENAMIENTO

Realizó:

Fecha:

Nombre de proyecto:

Localización:

Hoja 1 de 1