MDINST

AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE.

MEMORIAL DESCRITIVO N o

MD-0700-80-PDF-0001USUÁRIO ABAST-REF / REFAP FOLHA 1 de 21

EMPREENDIMENTO SEGUNDA EXPANSÃO REFAP CC

UNIDADE UNIDADES DA FASE I REV.

PROJETO CONCEITUAL DE INSTRUMENTAÇÃO/AUTOMAÇÃOSEGEN - REFAP

ARQ.: Mdinst

ÍNDICE DE REVISÕES

REV. DESCRIÇÃO E/OU FOLHAS ATINGIDAS

P E T R O B R A S

ORIGINAL REV. A REV. B REV. C REV. D REV. E REV. F REV. G REV. H

DATA 04-07-95 18-07-95 04-08-97EXECUÇÃO WERLANG WERLANG MONZAVERIFICAÇÃO WERLANG WERLANGAPROVAÇÃO

0 Emissão Original A Projeto HDT 1995 B Segunda Expansão da REFAP

P E T R O B R A S


MEMORIAL DESCRITIVO No

MD-0700-80-PDF-0001UNIDADE UNIDADES DA FASE I FOLHA 2 de 21

PROJETO CONCEITUAL DE INSTRUMENTAÇÃO/AUTOMAÇÃO

ÍSUMÁRIO

1. OBJETIVO E ABRANGÊNCIA

2. DESCRIÇÃO GERAL

3. PROJETO - DISPOSIÇÕES GERAIS

3.1 INSTRUMENTAÇÃO DE CAMPO

3.1.1 Transmissores de Pressão e de Pressão Diferencial3.1.2 Transmissores de Temperatura3.1.3 Indicadores junto à válvula de desvio (by-pass) da válvula de controle3.1.4 Detectores de Chama para Fornos3.1.5 Interligação dos Instrumentos3.1.6 Detecção de Gases e fumaça3.1.7 Conversores I/P3.1.8 Controladores Lógicos Programáveis ( CLPs )

3.2 EQUIPAMENTOS DE TELECOMUNICAÇÕES NA CCL

3.3 SISTEMA DE TELECOMANDO DE VÁLVULAS MOTORIZADAS (STVM )

3.4 COMANDO DE TURBINAS A VAPOR

3.5 COMANDO DE BOMBAS

3.6 SISTEMA DIGITAL DE CONTROLE DISTRIBUÍDO ( SDCD )

3.7 CANCELADO

3.8 SISTEMA DE SEGURANÇA ( SIS )

3.9 SISTEMA DE MONITORAÇÃO DE MÁQUINAS À DISTÂNCIA ( SMMD )

3.10 ANALISADORES DE PROCESSO

3.11 UNIDADES “PACOTE” VINCULADAS A ESTE PROJETO

4 NORMAS E DOCUMENTOS REFERENCIADOS

5. ANEXOS

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1. OBJETIVO E ABRANGÊNCIA

1.0.1 Este Memorial Descritivo tem por objetivo estabelecer os requisitos mínimosexigidos para a execução do projeto executivo (e/ou de detalhamento), fabricação,fornecimento de equipamentos e materiais, inspeção, serviços deinstalação/interligação/montagem, testes e pré-operação da Instrumentação para oempreendimento da Unidade de Hidrotratamento de Correntes Instáveis ( U-0700 ) edemais Unidades Auxiliares de Processo e Utilidades.

1.0.2 Os serviços a serem executados abrangem toda a instrumentação da novaunidade, conforme listada no sumário deste, com as seguintes informações:

1.0.2.1 A Instrumentação de Campo compreende todos os instrumentos,analisadores de processo, detectores de gases e equipamentos de instrumentaçãoinstalados junto aos equipamentos de processo, para supervisão, controle, alarmes,comandos e intertravamentos.

1.0.2.2 As Interligações compreendem os meios de interconexão (bandejas,envelopes, caixas de junção, cabos/multicabos) entre a instrumentação de campo e oscontroladores e equipamentos da Casa de Controle Local ( CCL ) e do Centro Integradode Controle ( CIC ), bem como as interligações entre os diversos componentes do SDCD,do SCMD e entre o SDCD e o SCMD.

1.0.2.3 O SDCD (Sistema Digital de Controle Distribuído), juntamente com o SCMD(Sistema de Controle e Monitoração Distribuído) implementam a Automação Industrial.O SDCD executa a supervisão e o controle de todas as unidades e se comunica com oSCMD para, basicamente, a supervisão do "status" e comandos de ligar/desligar osacionadores elétricos das unidades.

1.0.2.4 O SMMD ( Sistema de Monitoração de Máquinas à Distância ) desempenha asfunções de monitoração “on-line” dos equipamentos rotativos de maior importância,conforme citado no capítulo 3.9.

1.0.2.5 O Sistema de Segurança ( SIS ) executa as lógicas de detecção de falhas eproteção dos equipamentos e/ou sistemas e/ou unidades ( Intertravamento ).

1.0.3 A instrumentação de todas as unidades deve ser projetada, fabricada emontada de acordo com as normas Nacionais e Internacionais citadas no documento “Critérios de Projeto - Instrumentação “ ( ET-5240-2313-800-PEI-001 ).

1.0.4 A monitoração, controle e comando relativos ao Sistema Elétrico serãoimplantados no SCMD. Este sistema será interligado ao SDCD, de onde serão feitas astransferências de dados referentes aos comandos e monitoração, entre os subsistemaselétrico e de processo, tais como partida e parada de motores e monitoração de variáveiselétricas importantes para a operação da Unidade.

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Í1.0.5 O Sistema de Segurança deverá ser implementado conforme o item 3.8. Essesistema deverá incorporar todas as funções de intertravamento de processo, visando àsegurança da Unidade, excluídos os intertravamentos das máquinas rotativas (compressores, bombas, etc ). Alguns sequenciamentos necessários para aautomatização de operações ( por exemplo: partida de bomba reserva após queda daprincipal, seqüenciamento automático que facilite a entrada de algum sistema emoperação, etc. ) poderão ser implementados no SDCD, desde que estes não sejamfundamentais para garantir a segurança da Unidade.

1.1 ESCOPO GERAL DE FORNECIMENTO

1.1.1 Equipamentos e Materiais

1.1.1.1 Todos os equipamentos, instrumentos e materiais referentes aos sistemas decontrole e Instrumentação, objeto deste Memorial Descritivo, deverão ser fornecidos pelaCONTRATADA, a menos que expresso em contrário, de acordo com o disposto nestedocumento, nos demais anexos do contrato e na documentação do “Projeto deEngenharia Básica”.

1.1.1.2 Deverão ser fornecidos os sobressalentes nas quantidades estabelecidas pelodocumento REFAP No IT-0000-04-PDF-0008 “Critérios para Fornecimento deSobressalentes “.

1.1.2 Projeto Executivo

1.1.2.1 Faz parte do escopo da CONTRATADA todo o Projeto Executivo, o qualdeverá ser elaborado de acordo com o respectivo Projeto Básico desse empreendimento,atendendo aos critérios técnicos ( Normas PETROBRÁS, Critérios da REFAP e SEGEN )constantes da documentação e está sujeito à aprovação pela PETROBRÁS.

1.1.2.2 Deverá conter todas as informações necessárias à aquisição e montagem dosmateriais e equipamentos a serem utilizados nas obras, incluindo todos os detalhesreferentes ao seu manuseio, instalação e interligação.

1.1.2.3 Excluem-se do escopo do Projeto Executivo as especificações para a aquisiçãodo SDCD - Sistema Digital de Controle Distribuído e do SCMD - Sistema de Controle eMonitoração Distribuído, os quais serão adquiridos pela PETROBRÁS.

1.1.2.4 Todos os documentos do Projeto Executivo deverão ser submetidos àaprovação da PETROBRAS.

1.1.3 Montagem

Todos os equipamentos, instrumentos e materiais deverão ser instalados/montados einterligados, atendendo aos critérios técnicos constantes da documentação. ACONTRATADA é responsável pelo suprimento de todos os dispositivos e ferramentasnecessárias a esta atividade.

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Í1.1.4 Integração e Compatibilidade

A CONTRATADA é responsável por qualquer serviço de integração, porventuranecessário, entre sistemas-equipamentos e/ou instrumentos de seu fornecimento e asinstalações existentes, considerando: dimensões físicas, dados de processo,interligações, comunicações, etc.

1.1.5 Calibração, Testes, Pré-Operação e Partida

A CONTRATADA será responsável pela calibração dos instrumentos, teste de malha(loop test), teste dos sistemas de intertravamento e demais testes, pré-operação e partidade todo o sistema de supervisão, controle e instrumentação.

1.1.6 Manutenção Preventiva

A CONTRATADA será responsável por fornecer à PETROBRAS um programa demanutenção preventiva para os componentes dos sistemas de instrumentação. Nesteprograma, deverão constar as atividades semanais, quinzenais, mensais, etc.,considerando o período de 1 ano. Mesmo as atividades de apenas verificaçõesnecessárias, deverão fazer parte do programa.

2. DESCRIÇÃO GERAL

2.1 A instrumentação de painel de todas as Unidades será um SDCD, conformedescrito no capítulo 3.6.

2.2 A configuração do SDCD será executada pela PETROBRÁS.

2.3 Os controladores do SDCD deverão ser instalados na Casa de Controle Local -CCL - da Unidade U-50 ( existente ), localizada próximo das unidades do HDT.

2.4 A console de operação ( IHM ) deverá ser instalada no CIC da REFAP.

2.5 A interligação entre os controladores e as consoles será através da Via deComunicação de Dados Redundante ( VCD ).

2.6 No CIC, além das consoles do SDCD, também será instalado um computadorde processo, a ser fornecido pela PETROBRAS, interligado à rede do SDCD através deoutra via de dados, padrão Ethernet - DECnet.

2.7 No SDCD serão configuradas todas as malhas de controle convencionais doprojeto, bem como algumas malhas mais elaboradas previstas nos fluxogramas deengenharia e na documentação de projeto básico. As funções relativas à otimização doprocesso serão implementadas através de programação avançada no computador deprocesso citado acima, conforme indicado na documentação de algumas malhascomplexas no projeto básico. As funções de otimização serão implementadas em fases,

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Ísendo que grande parte, após a entrada em operação do SDCD, para permitir olevantamento de dados e modelação de alguns subsistemas.

2.8 A instrumentação de campo deverá atender aos requisitos estabelecidos nosdocumentos ET-0000-01-PDF-0001 ( Critérios e Parâmetros Básicos de Projeto -Geral )e ET-5240-2313-800-PEI-001 ( Critérios de Projeto - Instrumentação ).

2.9 A instrumentação deverá ser agrupada em caixas de junção segregadas portipo de sinal e encaminhada à Casa de Controle Local através de cabos multipares emleitos de cabos e/ou em eletrodutos subterrâneos, conforme item 3.1.5.2 deste MD.

2.10 INTERLIGAÇÃO DA CCL COM O CIC

2.10.1 A interligação da CCL com o CIC será feita através de eletrodutossubterrâneos, a serem construídos por terceiros.

2.10.2 RESSALTAMOS, PORTANTO, QUE ESTÁ FORA DO ESCOPO DESSEFORNECIMENTO O PROJETO E A CONSTRUÇÃO DOS ELETRODUTOSSUBTERRÂNEOS, NO TRECHO EXCLUSIVO CCL-CIC.

3. PROJETO - DISPOSIÇÕES GERAIS

O projeto deve atender às especificações mencionadas nos seguintes documentos:

ET-0000-01-PDF-0001 ( Critérios e Parâmetros Básicos de Projeto -Geral ); ET-5240-2313-800-PEI-001 ( Critérios de Projeto - Instrumentação );

ET-0700-80-PDF-0005 ( Documentação Técnica de Instrumentação );

bem como aos demais documentos referenciados e anexos deste MemorialDescritivo .

3.1 INSTRUMENTAÇÃO DE CAMPO

3.0.1 Deverá ser adquirida de um mesmo fabricante para cada tipo de instrumento.Exemplos de tipos de instrumentos: Transmissores de Pressão, Pressão diferencial e deTemperatura ( os três do mesmo fornecedor ); Chaves de Nível; Visores de Nível;Válvulas de Controle e de Corte ( intertravamento ); Pressostatos.

3.0.2 A aquisição dos instrumentos somente poderá ser feita após análise, por parteda PETROBRAS, dos fabricantes e modelos de instrumentos. Para isto, aCONTRATADA deverá enviar para à PETROBRÁS uma relação de todos os fabricantes emodelos cotados, acompanhada de catálogos com todos os dados técnicos dosinstrumentos.

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Í3.1.1 Transmissores de Pressão e de Pressão Diferencial

3.1.1.1 Os transmissores de pressão manométrica, absoluta ou pressão diferencialdevem ter indicação digital do sinal de saída em unidades de engenharia no própriotransmissor.

3.1.1.2 Os transmissores deverão atender aos requisitos de desempenho eespecificação conforme ET-0700-80-PDF-0001 , Anexo 1 deste Memorial Descritivo.

3.1.2 Transmissores de Temperatura

3.1.2.1 Os transmissores de temperatura devem ser para instalação remota ao sensore ter indicação digital do sinal de saída em unidades de engenharia no própriotransmissor .

3.1.2.2 Os transmissores deverão atender aos requisitos de desempenho eespecificação conforme ET-0700-80-PDF-0002 , Anexo 2 deste Memorial Descritivo.

3.1.3 Indicadores junto à válvula de desvio ( by-pass ) da válvula de controle

3.1.3.1 Junto a todas as válvulas de desvio ( by-pass ) das válvulas de controle devehaver um indicador da variável de processo. Este indicador pode ser o próprio dotransmissor quando este for bem visível pelo operador quando da atuação na válvula dedesvio. Quando isto não for possível deverá ser instalado indicador exclusivo na malhado transmissor junto à válvula de desvio.

3.1.3.2 Nas malhas de temperatura deve ser instalado o transmissor digital comindicador junto a válvula de desvio.

3.1.4 Detectores de Chama para Fornos

3.1.4.1 Deverão ser instalados detetores de chama tipo Condutividade em todos osqueimadores piloto.

3.1.4.2 Os queimadores principais deverão receber detetores tipo Ultra-Violeta com “auto-check “ contínuo.

3.1.4.3 Os controladores dos detetores de chama deverão ser instalados nosrespectivos painéis locais do Sistema de Segurança dos fornos.

3.1.5 Interligação dos Instrumentos

A interligação da instrumentação de campo ao SDCD deverá ser independente ( caixasde junção, eletrodutos, bandejas e multicabos separados ) para cada Unidade e paracada Sistema Auxiliar.

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3.1.5.1 Em complementação ao documento REFAP No IT-0000-01-PDF-0007 (Identificação de Equipamentos Industriais ) deve ser usado:

- “CJP” como código identificador de Caixas de Junção para distribuição daalimentação elétrica de 120 V, 60 Hz para instrumentos (complemento do ítem 7.3 -Identificação de Caixas de Junção para Instrumentação);

- “MCP” como código identificador de Multicabos para distribuição da alimentaçãoelétrica de 120 V, 60 Hz para instrumentos (complemento do ítem 7.4.2 - Identificação daFiação);

- “CP” como código identificador de pares simples para distribuição da alimentaçãoelétrica de 120 V, 60 Hz para instrumentos.

3.1.5.2 Interligação da Instrumentação de Campo à Casa de Controle Local

Deverá ser atendido o item 5.4 da ET-5240-2313-800-PEI-001 ( Critérios de Projeto -Instrumentação ) mais os complementos citados a seguir:

3.1.5.2.1 Para a interligação da Instrumentação de Campo às Caixas de Junção ( CJ’s )deverão ser utilizados eletrodutos de alumínio.

3.1.5.2.2 Para a interligação das CJ’s à Casa de Controle Local deverão ser utilizadosenvelopes na saída da CCL até a área de processo das unidades, onde os eletrodutos(de alumínio ) devem ser interligados a bandejas.

3.1.5.2.3 As bandejas suportarão os multicabos até as CJ’s. A ligação das bandejas àsCJ’s também deve ser feita por eletroduto de alumínio.

3.1.6 Detecção de Gases e Fumaça

3.1.6.1 Deverão ser instalados sensores de Hidrocarbonetos ( tipo “combustãocatalítica” ), detectores de fumaça e sensores de H2S ( tipo “eletroquímico” ) noslocais de possíveis vazamentos, conforme ET-0700-86-PDF-0001 ( Detectores de GasesTóxicos e/ou Inflamáveis ) e MD-0700-86-PDF-0001 ( Projeto Conceitual para Detecçãode Incêndio e Gases ).

3.1.6.2 Deverá ser instalada na CCL uma Central de Detecção de Gases ( CDG ) àqual serão conectados os sensores de campo, ao lado do atual painel de detecção degases da U-50.

O encaminhamento e interligação dos detectores ao console do SDCD deverá serconforme segue:

3.1.6.3 Encaminhamento dos detectores no campo à Casa de Controle Local

O encaminhamento e a interligação dos detetores ao SDCD deverá ser feitoutilizando-se eletrodutos, caixas de junção e fiação exclusiva para estainterligação.

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3.1.6.4 Interligação ao SDCD

Na CCL a Central de Detecção de Gases deverá alarmar a presença de gás ( alarmessonoro e luminoso ) e transmitir estes sinais ao SDCD via contato seco.

O SDCD deverá alarmar no CIC e gravar no registro de eventos. Caso haja adetecção de mais de um alarme simultaneamente deverá também ser gerado um alarmena console cega.

O conhecimento deste alarme deverá ser realizado na Central de Detecção de Gases,nas consoles do SDCD e no quadro anunciador de alarmes ( console cega ). Oconhecimento em um destes locais não deverá eliminar a necessidade de conhecimentonos demais.

3.1.6.5 Interligação ao Sistema de Alta-Voz

Para cada área, e tipo de sensor de gás, deverá existir um contato seco ( reversor )para ligação ao sistema de alta-voz. Qualquer sensor de uma área que detecte presençade gás, deverá ser capaz de atuar o contato da respectiva área de forma a dispararmensagem pré-gravada no sistema de alta-voz. ( Ex.: "vazamento de H2S na URE" ).

3.1.6.6 Detectores Instalados na Casa de Analisadores

Estes detectores, além de atuarem como os demais detectores ( alarmar no CIC e naCCL e permitirem o acionamento de mensagem pré-gravada no sistema deintercomunicadores ), deverão, no interior da casa de analisadores, acionar cigarra e,externamente à casa ( junto às 2 portas de entrada ) acionar sinalizadores vermelhosindicando vazamento de gás no interior da casa. A sinalização luminosa deve ficarpiscando e a sonora atuada até que seja dado conhecimento em botoeira localizada nolado externo da casa de analisadores ( com atuação independente do conhecimento dacentral de detecção de gases e do CIC ). Após o conhecimento, o luminoso deverá pararde piscar, permanecendo aceso enquanto o detector estiver acusando presença de gás.

3.1.6.7 Detetores de Fumaça Instalados na CCL

Deverão ser instalados 2 ( dois ) detetores de fumaça na CCL, localizados nasextremidades Sul e Norte da Casa.

3.1.7 Conversores I/P

3.1.7.1 Os conversores eletropneumáticos, para acionamento de atuadorespneumáticos, etc; deverão ser especificados e adquiridos conforme a ET-0700-80-PDF-0004, Anexo 4 deste MD.

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Í3.1.8 Controladores Lógicos Programáveis - CLPs

3.1.8.1 Deverão ser fornecidos CLPs de uso geral, onde pedidos ( casa deanalisadores, intertravamento de máquinas, etc ), adquiridos de um único fornecedor, ede um mesmo modelo ( linha de produto ), dentre os fornecedores listados nos Requisitosde Suprimento do Contrato.

3.2 EQUIPAMENTOS DE TELECOMUNICAÇÕES NA CCL

Deverá ser instalado um módulo de telecomunicações na CCL, atendendo aoMD-0700-79-PDF-0001, composto dos seguintes equipamentos:

• unidade de conversação e chamada tipo platina do sistema de intercomunicadores

industriais;• teclado de seleção e comando da unidade de monitoração e comando do CFTV;• monitores do sistema de CFTV- Circuito Fechado de TV;

3.3 SISTEMA DE TELECOMANDO DE VÁLVULAS MOTORIZADAS - STVM

A implementação deverá atender ao especificado no projeto básico, deverá atender àET-0700-80-PDF-0003, Anexo 3 deste MD e ser documentada conforme ET-0700-80-PDF-0005 , Anexo 5 deste MD.

3.4 COMANDO DE TURBINAS A VAPOR

Deverá atender aos fluxogramas de processo e à ET-0700-80-PDF-0005 , Anexo 5deste MD.

OBSERVAÇÕES:

• o acionamento das solenóides será feito em 120 VCC.• no campo deverá ser instalada uma chave pneumática para permitir o “by-pass” da

solenóide, de forma que possa ser dado o comando de partida/parada da turbina,independente do SDCD e da existência de energia elétrica.

3.5 COMANDO DE BOMBAS

Deverá atender aos critérios descritos no documento Pump Automation MD-0700-91-PPC-0005 , bem como ao descrito na ET-0700-80-PDF-0005 , Anexo 5 deste MD.

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3.6 SISTEMA DIGITAL DE CONTROLE DISTRIBUÍDO ( SDCD )

O SDCD,responsável pelo controle de todas as plantas do HDT, será fornecido pelaPETROBRAS e instalado pela CONTRATADA sob supervisão do fornecedor doequipamento.

3.6.1 - Configuração do SDCD

3.6.1.1 A configuração do SDCD será executada pela PETROBRAS, a partir doseguinte conjunto de documentos, que deverá ser fornecido pela CONTRATADA até seismeses antes da data prevista para o início dos testes de malha:

(a) Lista de Instrumentos

(b) Folhas de Dados de Processo para Instrumentação;

(c) Folhas de Dados de Instrumentos de vazão, pressão, temperatura, nível, válvulas de controle, analisadores, diversos;

(d) Fluxogramas de Engenharia (P&I's);

(e) Diagramas de Malha "para construção"(incluíndo a parte referente ao SDCD );

(f) Diagramas Lógicos de Comando e Intertravamento e respectivos Diagramas Unifilares para:

• equipamentos rotativos• fornalhas• caldeiras• válvulas motorizadas• sistema de segurança• subestação elétrica

(g) Listas de Cabos Elétricos para Instrumentos em meio magnético

(h) Memoriais descritivos e instruções de operação das Unidades, subsistemas, malhas de controle especiais e equipamentos;

(i) Mapas de endereçamento dos registradores utilizados nas tabelas de comunicação SCMD/SDCD;

(j) Lista de alarmes classificada por três níveis de criticidade;

(k) Lista de pontos para a interface com o sistema de informações de processo ( Plant Information ).

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(l) Conjunto de desenhos em CAD das telas gráficas de controle e de monitoração elaborados de acordo com instruções a serem fornecidas pela

PETROBRAS.

(m) Listas de pontos para elaboração de telas de grupo.

(n) Base de dados da instrumentação em tabela ACCESS de acordo com a estruturadescrita na ET-0700-80-PDF-0005, capítulo 5.

3.6.1.2 - A CONTRATADA deverá acompanhar a configuração do SDCD a fim de agilizara troca de informações entre as partes, tais como, dados de configuração paraimplementação nos diagramas de malhas, dados complementares de montagem e deprojeto para implementação no SDCD, e outros, bem como permitir a execução dostestes de malha, comissionamento e partida . Para isso a PETROBRAS fornecerá umavaga no curso de configuração do Sistema para a CONTRATADA, a ser realizado em SãoPaulo, sendo que os custos relativos a estadia, diária e transporte serão por conta daCONTRATADA.

3.6.1.3 - Caso haja necessidade de configuração de alguma tela ou historiador de dadospara facilitar o condicionamento e pré-operação da Unidade, tais como, implementaçãode curva e registro de secagem de refratário ou outros, a CONTRATADA deverá solicitarà PETROBRAS com antecedência mínima de 60 dias.

3.6.2- Comunicação do SDCD com subsistemas inteligentes

A CONTRATADA deverá fornecer à PETROBRAS todas as informações necessáriasà configuração dos “drivers” de comunicação entre o SDCD e subsistemas inteligentes,interligados por redes digitais, a ele subordinados, tais como :

• sistema de telecomando de válvulas motorizadas ;• sistema de controle e monitoração distribuído;• redes de analisadores de processo;• controladores lógicos programáveis;• sistema de detecção de gases e fumaça;• sistema de segurança da unidade;• outros semelhantes

3.6.2.1 Essas informações deverão ser fornecidas com a antecedência de 6 ( seis )meses da data prevista para o início dos testes de malha das unidades.

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Í3.6.3 Distribuição dos pontos de entrada e saída

3.6.3.1 A CONTRATADA deverá definir, a partir de regras quantitativas deagrupamento fornecidas pela PETROBRAS, a distribuição dos pontos de entrada e saídado SDCD. Essa distribuição deverá estar apoiada em um estudo de análise de risco ( ex.:HAZOP ) do efeito dos modos comuns de falha do sistema de I/O do SDCD naestabilidade do processo controlado.

3.6.3.2 Esse estudo deve ser fornecido à PETROBRAS, anexo aos mapas dealocação de pontos, até 6 meses antes da data prevista para início dos testes de malha.

3.6.3.3 A distribuição de pontos deve limitar a um máximo de 5% ( calculado sobre ototal de pontos ) a ocorrência de interligações de pares de multicabos terminando em umarmário a painéis de terminação pertencentes a outro armário.

3.6.3.4 Interligação às réguas de bornes do SDCD

A interligação entre as réguas instaladas na parte traseira dos armários determinação do SDCD e os painéis de terminação do SDCD, será feita pelo fabricante doSDCD de acordo com a distribuição definida pela CONTRATADA.

3.6.4 - Documentação "como construído"

A documentação final do SDCD deverá ser elaborada e fornecida pelaCONTRATADA, atendendo à ET-0700-80-PDF-0005, abrangendo no mínimo o seguinte:

• os sub-ítens a, b, c, d ,e ( "como construído" ), f , g , h e n do item 3.6.1.1 desteMD;

• diagramas de alimentação elétrica e aterramento.

3.6.5 - Identificação dos Equipamentos do SDCD

Os equipamentos deverão ser identificados conforme o documento IT-0000-01-PDF-0007 ( Identificação de Equipamentos Industriais ). A PETROBRAS/REFAP informaráoportunamente o primeiro número sequencial, para identificação dos novos armários decontroladores.

3.6.6 - Local de Instalação dos Equipamentos do SDCD

3.6.6.1 Os armários dos controladores do SDCD, deverão ser instalados na CCL.

3.6.6.2 A console de operação deverá ser instalada no CIC.

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3.6.7 - Via de Comunicação de Dados ( VCD )

3.6.7.1 O sistema de comunicação de dados do SDCD será implementado através decabos óticos e equipamentos acessórios para a interligação entre os diversosdispositivos, tais como modems, interfaces, etc.

3.6.7.2 A Via de Comunicação de Dados - VCD - será implementada via cabos óticos esubstituirá a VCD existente, atualmente servindo a unidade U-50.

3.6.7.3 O fornecimento de todos os equipamentos e acessórios necessários,pertencentes à VCD, será feito pela PETROBRÁS.

3.6.8 Console Cega

3.6.8.1 A console cega será fornecimento PETROBRAS, juntamente com o SDCD. 3.6.8.2 Para ela deverão ser fornecidas e instaladas pela CONTRATADA , asinterfaces com o operador dos seguintes sistemas:

• uma janela de anunciador de alarmes para a detecção de gases;• unidade de conversação e chamada tipo platina do sistema de

intercomunicadores industriais ;• botoeiras de desligamento de emergência ( para atuação direta no

intertravamento );• teclado de seleção e comando da unidade de monitoração e comando do CFTV

3.6.9 Alimentação Elétrica dos Armários do SDCD e Aterramento

3.6.9.1 Deverá ser fornecido sistema de alimentação elétrica confiável para o SDCD,conforme descrito no MD-0700-70-PDF-0001 ( Memorial Descritivo de Eletricidade ).

3.6.10 Quantificação de Serviços

3.6.10.1 Deverão ser instalados 20 gabinetes de Controladores do SDCD na CCL.

3.6.10.2 Deverá ser instalada uma console de operação do SDCD no CIC.

3.6.10.3 Deverá ser instalada uma console cega para o SDCD no CIC.

3.6.10.4 Deverá ser desconectada e desenfiada a atual rede composta de dois cabosóticos que interliga a CCL ao CIC.

3.6.10.5 Deverão ser lançados e conectados os dois cabos óticos pertencentes à novaVia de Comunicação de Dados redundante.

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3.7 CANCELADO

3.8 SISTEMA DE SEGURANÇA ( SIS )

3.8.1 O Sistema de Segurança ( descrito nos Diagramas Causa-Efeito e/ouDiagramas Lógicos de Intertravamento e respectivos memoriais descritivos ), deverá atenderao documento REFAP No PE-0000-84-PDF-0001 ( Sistemas de Alarme e Intertravamento ).

3.8.2 O SIS deverá ser implementado utilizando-se um Sistema EletrônicoProgramável ( PES ) , tolerante a falha, com certificado de terceira parte, através deentidade reconhecida, conforme ET-5240-2313-800-PEI-001.

3.8.3 Deverá ser instalado um único PES para implementar os intertravamentos daunidade.

3.8.4 Os painéis do PES deverão ser localizados na CCL .

3.8.5 Painéis locais, auxiliares do Sistema de Segurança para fornos, indispensáveisà operação dos mesmos serão aceitos .

3.8.6 Esses painéis locais deverão ser pressurizados com ar de instrumentos, comindicação de pressão no SDCD.

3.8.7 Máquinas Rotativas

3.8.7.1 O intertravamento das máquinas rotativas deverá ser feito pelo própriofornecedor das mesmas, obedecendo ao critério de possuir redundância e autodiagnoseem seu sistema eletrônico de segurança ( vide mais detalhes na documentação demáquinas rotativas ).

3.8.7.2 Esse intertravamento deverá ser implementado utilizando-se CLPs idênticosaos demais CLPs utilizados na unidade ( mesmo fornecedor e modelo ), conforme o item3.1.8 desse MD.

3.8.8 Desligamento de Emergência

3.8.8.1 Deverão ser instaladas na console cega do CIC botoeiras de desligamento deemergência para compressores e fornos.

3.8.8.2 Essas botoeiras deverão ser capazes de desligar os equipamentos desde o CIC,na eventualidade da perda de comunicação das consoles com a CCL.

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Í3.9 SISTEMA DE MONITORAÇÃO DE MÁQUINAS À DISTÂNCIA ( SMMD )

3.9.1 Geral

3.9.1.1 Os equipamentos que possuem sistema de monitorizaçao de vibração comsensores sem contato, serão monitorizados em tempo real com a utilização de um Sistema deAquisição de Dados, instalado na CCL, em sala exclusiva.

3.9..1.2 Os sinais de vibração e deslocamento axial deverão ser encaminhados até aCCL, para interligação com placas de aquisição de dados, instaladas diretamente nobarramento de um microcomputador dedicado.

3.9.1.3 Os sinais dos demais instrumentos necessários ao SMMD serão lidos da base dedados do SDCD, via rede Ethernet.

3.9.1.4 Para a realização de cálculos será utilizado o software AD-4, a ser fornecido pelaPETROBRAS e instalado nesse micro.

3.9.1.5 Os dados da instrumentação e os produtos dos cálculos feitos deverão serdisponibilizados na rede Ethernet. 3.9.1.6 Através do SMMD dados importantes de equipamentos rotativos poderão seracessados e analisados na partida, na parada ou em operação normal.

3.9.1.7 Para os turbocompressores será calculada, também, a eficiência.

3.9.2 Detalhamento de Projeto

3.9.2.1 O detalhamento de projeto deverá obedecer aos mesmos requisitos e critérios dainstrumentação geral da Unidade.

3.9.2.2 Os mesmos cuidados com a emissão da documentação de engenharia,instalação, operação e manutenção deverão ser tomados.

3.9.2.3 Cuidados extras deverão ser tomados na instalação dos instrumentos no campo,bem como encaminhamento dos cabos de sinal, assim como a instalação ao microcomputador,devido ao inerente problema da interferência eletromagnética nos sinais a serem transmitidos.Devido à sua natureza os tipos de sinais envolvidos estão mais sujeitos a interferênciasexternas.

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3.9.3 Escopo de Fornecimento

3.9.3.1 - Fornecimento pela contratada

Sistema de Aquisição de Dados composto dos seguintes itens:

Uma sala exclusiva, situada na CCL, em ambiente com ar condicionado, com porta efechadura com chave, contendo:

• uma mesa para microcomputador industrial;• uma cadeira;• 3 tomadas de 110VAC ;• sistema de aterramento eficiente para sinais de baixo nível de tensão;• bastidor para recebimento dos cabos e para conexão com a rede Ethernet.

Fiação de campo exclusiva, com cabos da seguinte especificação:

• compostos por uma capa de material sintético, uma malha de isolamento e fiosinternos com área de 1,5mm2 cada um.

• A resistência ohmica do fio deve ser no máximo de 5,5 �/1000m e da malha33,3 ohms.

• Devem ser instalados: um fio para cada variável monitorada, dois fios reserva edois "comum" por máquina, desde o painel do equipamento até omicrocomputador, para cada sensor de deslocamento axial e de vibração radialinstalado na unidade.

Microcomputador industrial composto do seguinte:

• CPU Pentium com 200MHZ ;• monitor colorido de 17 polegadas, dot pitch 0.28 ;• teclado e mouse;• duas unidades de disco rígido, da SCSI, cada uma com capacidade de 1GB ;• uma unidade de disco flexível de 3 ½ polegadas;• uma unidade driver de CD-ROM• placa multiplexadora• placa A/O do triger• filtros anti-ruído tipo “passa-baixa” e placa condicionadora• gabinete industrial com 2 ventiladores• cabos e conectores

3.9.3.2 - Fornecimento pela Petrobras

• rede Ethernet;• placas de aquisição de dados;• software AD4

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Í 3.9.4 Montagem

A CONTRATADA deverá montar e testar, sob a supervisão os técnicos daPETROBRAS, todo o sistema, obedecendo às mesmas recomendações dadas para ainstrumentação geral.

3.9.5 Configuração

A configuração do SMMD será feita pela PETROBRAS.

3.10 ANALISADORES DE PROCESSO

3.10.1 - O escopo consiste no fornecimento de um sistema de analisadores, conforme a ET-0700-91-PPC-001, compreendendo: analisadores de processo; sistemas de condicionamentode amostras; gabinetes; abrigos; casas de analisadores; sobressalentes; projeto; montagem einstalação; treinamento; comissionamento; testes; assistência à partida.

3.10.2 - A Contratada deverá subcontratar uma única empresa especializada em serviços deintegração e fornecimento de sistemas de analisadores de processo, denominadaINTEGRADORA, para atender ao escopo apresentado no ítem anterior.

3.10.3 - As casas de analisadores e gabinetes deverão ser fornecidos com seus respectivosanalisadores, sistemas de amostragem e sistemas auxiliares (detetores, ventiladores, arcondicionado, CLP, etc.) previamente montados e testados.

3.10.4 - As casas de analisadores deverão ser construídas em aço galvanizado e fornecidascomo um conjunto completamente montado para instalação sobre plataforma ou base deconcreto.

3.10.5 - A Contratada deverá determinar a localização e o número de casas de analisadoresnecessárias, com base nos tempos de respostas requeridos pelo processo.

3.10.6 Deverá ser implementada uma rede de comunicação com protocolo MODBUS-RTUpara interligar os analisadores distribuídos pela unidade, as casas de analisadores ( ondedeverá ser instalado o CLP com a interface de comunicação ) e os controladores do SDCD naCCL.

3.10.7 Essa rede terá uma única interface com os controladores do SDCD.

3.10.8 - O analisador H2S/SO2 para a Unidade de Recuperação de Enxofre deverá serfornecido em um gabinete individual instalado em um abrigo.

3.10.9 - Os monitores dos analisadores de oxigênio, deverão ser fornecidos em gabinetesindividuais.

3.10.10 - Os CLP’s utilizados para analisadores deverão ser idênticos aos demais CLPsutilizados na unidade ( mesmo fabricante e modelo ), conforme o item 3.1.8.

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Í3.10.11 - A Contratada, no início do projeto, deverá apresentar a lista de todos osdocumentos de engenharia para que a Petrobrás possa identificar quais os documentosque deverão ser submetidos para comentários.

3.10.12 - A Petrobrás fará a inspeção final e supervisionará os testes em fábrica, após amontagem completa dos sistemas acondicionados nas casas de analisadores egabinetes, antes do embarque. Para isso, a Contratada deverá informar a Petrobrás, compelo menos 30 dias de antecedência, a data do início dos testes em fábrica.

3.10.13 - O sistema de analisadores será aceito após a realização e atingimento dosíndices dos testes de performance ( Disponibilidade, Repetibilidade, Desvio Padrão Total,e Desvio Padrão Máximo ).

3.11 UNIDADES “PACOTE” VINCULADAS A ESTE PROJETO

Para estes casos aplicam-se as seguintes recomendações:

3.11.1 Deverá ser elaborado um “vendor list” objetivando, sempre que possível, obteruma padronização com o restante da instrumentação utilizada.

3.11.2 Aplicabilidade deste Memorial Descritivo, principalmente no que diz respeitoaos documentos a serem elaborados e aos critérios técnicos de seleção, instalação einterligação de instrumentos.

3.11.3 Deverá ser prevista uma caixa de junção ou painel local, que servirá comoelemento de interligação da instrumentação da unidade pacote com o restante do sistemade controle.

3.11.4 Deverá ser elaborada uma lista de entradas e saídas, de modo a possibilitar aexecução de projeto de encaminhamento até a Casa de Controle Local. Nesta lista deI/O deverá constar o TAG do instrumento, tipo de sinal, destino e identificação doborne/borneira da caixa de junção (ou painel local) vinculada a esse subsistema.

3.11.5 Também para essas unidades pacote deverá ser emitida toda a documentaçãode projeto, necessária ao bom entendimento por parte da engenharia, operação emanutenção da PETROBRAS, nos mesmos moldes definidos nos itens específicos dedocumentação deste MD, estando sua instrumentação sujeita aos mesmos cuidados dainstrumentação geral da Unidade.

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4 NORMAS E DOCUMENTOS REFERENCIADOS

4.1 DOCUMENTOS DIVERSOS

ET-0000-01-PDF-0001 Critérios e Parâmetros Básicos de Projeto - Geral

PD-0000-01-PDF-0002 Elaboração de Desenhos em AutoCAD

PD-0000-81-PDF-0001 Padrão de Instalação de Instrumentos e Acessórios

IT-0000-04-PDF-0008 Critérios para Fornecimento de Sobressalentes

IT-0000-01-PDF-0001 Elaboração de Procedimentos e Instuções

IT-0000-01-PDF-0002 Codificação de Documentos

IT-0000-01-PDF-0007 Identificação de Equipamentos Industriais

PE-0000-84-PDF-0001 Sistemas de Alarme e Intertravamento

PE-0000-01-PDF-0020 Procedimento para Emissão e Entrega de Documentação Técnica

MD-0700-70-PDF-0001 Memorial Descritivo de Eletricidade.

MD-0700-79-PDF-0001 Memorial Descritivo de Telecomunicações .

ET-5240-2313-800-PEI-001 Critérios de Projeto - Instrumentação

ET-5240-2313-800-PEI-002 PES Para Intertravamento de Segurança

MD-0700-86-PDF-0001 Memorial Descritivo do Projeto Conceitual deSegurança

ET-0700-91-PPC-001 Process Analyzers System

4.2 NORMAS PETROBRÁS

N-75 Norma - Abreviaturas para Projetos IndustriaisN-381 Norma - Execução de Desenho TécnicoN-1672 Norma - Formulário para Desenho Técnico em GeralN-1882 Norma - Projeto de InstrumentaçãoN-1883 Norma - Apresentação de Projeto de InstrumentaçãoN-1931 Norma - Material de Tubulação para Instrumentação

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4.3 NORMAS INTERNACIONAIS

ANSI/ISA S5.4 - 91 Standard - Instrument Loop Diagrams

5. ANEXOS

1 - ET-0700-80-PDF-0001 Transmissores de “P” e“dP”.

2 - ET-0700-80-PDF-0002 Transmissores de Temperatura.

3 - ET-0700-80-PDF-0003 Sistema de Telecomando de Válvulas Motorizadas

4 - ET-0700-80-PDF-0004 Conversores Eletropneumáticos

5 - ET-0700-80-PDF-0005 Documentação Técnica de Instrumentação

6 - PD-0000-81-PDF-0001 Padrão de Instalação de Instrumentos e Acessórios

7 - PE- 0000-84-PDF-0001 Sistemas de Alarme e Intertravamento

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