Alcance Tecnico

ALCANCE TÉCNICO
El siguiente documento presenta los lineamientos generales para la ejecución

de actividades de: Ingeniería, Procura, Construcción, Operación y
Mantenimiento del Contrato de SERVICIOS ESPECÍFICOS CON
FINANCIAMIENTO DE LA CONTRATISTA PARA LA CAPTACIÓN Y/O
INDUSTRIALIZACIÓN DE GAS ASOCIADO DE EP PETROECUADOR.
Descripción de la Actividad. - LA CONTRATISTA realizará a su costo la
Ingeniería, Procura, Construcción, Operación y Mantenimiento por 10 años a
las facilidades propuestas para este contrato, después de este tiempo las
facilidades serán entregadas a EP PETROECUADOR con stock de repuestos
críticos para 2 años y realizado un mantenimiento mayor de acuerdo al manual
del fabricante. El año de fabricación de los equipos no debe ser inferior al 2018
y los mismos serán nuevos. (La repotenciación de equipos aplica únicamente a
los equipos disponibles por parte de EP PETROECUADOR y que validados por
LA CONTRATISTA podrán ser puestos en operación y mantenidas durante el
tiempo de vigencia del contrato.
En la Etapa 1, se considerará la transferencia de gas hacia el CIS, los
condensados se entregarán a la red de ductos de condensados existentes
previa evaluación de LA CONTRATISTA.
Dentro de las actividades a desarrollar se han definido 4 clústers para la
ejecución del presente término contractual, se ha definido los 4 clúster
equilibrando las inversiones en función a la cantidad de gas disponible, esta
información será verificada por LA CONTRATISTA:
Clústers definidos para la Etapa 1.-
CLÚSTER 1.-
Producción de
Gas Disponible
Etiquetas de fila GAS
(MSCFD)
(MSCFD)
CLUSTER 1 22,406.27 14,211.27
INDILLANA 3,593.22 1,382.70
SACHA 18,813.05 12,828.57
Nota 1.- El volumen de gas referencial se presenta en el PRONÓSTICOS DE

PRODUCCIÓN DE GAS POR PAD´s, LA CONTRATISTA adjudicada verificará
con sus pruebas la cantidad real gas en cada plataforma.
CLASIFICACIÓN: RESTRINGIDO
“Este documento es de propiedad exclusiva de EP PETROECUADOR. Se prohíbe su uso no autorizado.”
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Nota 2.- Plataforma Cedros Sur en el campo Indillana, se transporta el fluido
por tanquero, la captación eliminación de gas asociado pasará a la Etapa 2.
CLÚSTER 2.-
Producción de
Gas Disponible
(MSCFD)
(MSCFD)
CLUSTER 2 25,226.83 10,049.91
LIBERTADOR SIN (TAPI-

TETETE-FRONTERA) 4,840.32 1,852.17
PARAHUACU-UNICAMENTE 1,659.70 262.06
SHUSHUFINDI SIN ESTACIÓN

DRAGO NORTE 18,726.81 7,935.68

En la Etapa 2.-
Descripción de la Actividad. - LA CONTRATISTA realizará la Ingeniería,
Procura, Construcción, Operación y Mantenimiento por 10 años a las
facilidades propuestas para este contrato, después de este tiempo las
facilidades serán entregadas a EP PETROECUADOR con stock de repuestos
críticos para 2 años y realizado un mantenimiento mayor de acuerdo al manual
del fabricante. El año de fabricación de los equipos no debe ser inferior al 2018
y los mismos serán nuevos. (La repotenciación de equipos aplica únicamente a
los equipos disponibles por parte de EP PETROECUADOR y que validados por
LA CONTRATISTA podrán ser puestos en operación y mantenidas durante el
La Etapa 2 adicional a lo realizado en la Etapa 1, comprende la transferencia
de gas y condensados desde las plataformas/estaciones considerando que
para las mismas no se dispone de gasoductos y en algunos casos tampoco
líneas de transferencia de las plataformas a las estaciones por lo que es
necesario generar la Ingeniería Procura y Construcción para incrementar las
facilidades de transferencia de gas y condensados asociados o fluido
multifásico, se incluirán las plataformas/estaciones que no tienen conexión con
los gasoductos o líneas de transferencia/flujo para su tratamiento.
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Los productos finales obtenidos de la industrialización que pueden ser:
gasolinas y GLP, serán entregados en el CIS. Las estaciones de descarga y
sus facilidades asociadas serán responsabilidad de LA CONTRATISTA durante
la vigencia del término contractual.
El gas seco y/o residual obtenido de la industrialización será utilizado para
generación eléctrica provista por LA CONTRATISTA. EP PETROECUADOR
pondrá a disposición los equipos detallados en los ALCANCES ESPECÍFICOS
POR CADA CLÚSTER.
Clústers definidos para la Etapa 2.-
CLÚSTER 3.-
Producción de
Gas Disponible
(MSCFD)
(MSCFD)
CLUSTER 3 18,316.47 18,316.47
OSO-YURALPA 839.46 839.46
AUCA-ARMADILLO 9,954.02 9,954.02
PALO AZUL-PUCUNA 7,522.99 7,522.99

CLÚSTER 4.-
Producción de
Gas Disponible
(MSCFD)
(MSCFD)
CLUSTER 4 12,842.37 11,716.37
CUYABENO 5,459.96 5,459.96
TAPI-TETETE-FRONTERA-
LIBERTADOR 3,394.04 3,394.04
LAGO AGRIO (SIN PARAHUACO)-

BERMEJO 3,988.37 2,862.37
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Nota 1.- El volumen de gas referencial se presenta en: PRONÓSTICOS DE
Nota 2.- Del Activo Lago Agrio se excluye Parahuacu.
Nota 3.- Del Activo Bermejo se indica que actualmente ocupan parte del gas
para su propia generación eléctrica.
ACTIVIDADES A DESARROLLAR PARA CADA UNO DE LOS CLÚSTERS
1. Ingeniería. –
Provisión de la ingeniería básica y detalle en las disciplinas: procesos,
instrumentación y control, eléctrica, mecánica, tubería y civil para el suministro,
instalación, comisionado y arranque de los sistemas de utilización de gas
asociado a las facilidades en cada una de las plataformas eliminando los
mecheros actualmente existentes en plataformas de producción.
La premisa principal de partida para cada plataforma en sus 2 etapas y clústers
será: La eliminación de los mecheros actualmente existentes; los mecheros
queman gases provenientes de 3 fuentes:
 Gas obtenido de los anulares de los pozos
 Gas obtenido de las pruebas realizadas contra tanques en los pozos.
 Gas asociado a la desgasificación para el transporte de fluido petróleo-
agua.
El desarrollo de las ingenierías: básica y de detalle serán realizadas en base a
la ingeniería conceptual (desarrollada por LA CONTRATISTA) aprobada para
cada plataforma por EP PETROECUADOR y conforme con los términos de
referencia presentados para el efecto.
La información necesaria y que no se encuentre disponible por parte de EP
PETROECUADOR en todas las disciplinas, será levantada por LA
CONTRATISTA adjudicada previo al desarrollo de las diferentes etapas de las
ingenierías.
LA CONTRATISTA deberá realizar los relevamientos (a su costo y utilizando
recursos y logística propios) para asegurar todos los datos que requiera para la
ejecución de las tareas del alcance en el presente Contrato, utilizando:
mediciones, fotografías, levantamientos topográficos, entrevistas y cualquier
otra metodología para la obtención de información.
LA CONTRATISTA deberá emitir un informe en donde se detallen toda la
información recopilada en lo(s) relevamiento(s), EP PETROECUADOR revisará
/ aprobará este documento.
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Dentro de cada una de las plataformas se colocarán los equipos y las
facilidades, así como las interconexiones necesarias para transportar el gas
incremental que ahora será tratado en las Estaciones proveniente de las
plataformas cuyos mecheros serán retirados. El modo de transferencia del gas
incremental y la entrega de los condensados en las estaciones, será
responsabilidad de LA CONTRATISTA.
Adicional a lo indicado EP PETROECUADOR realizará la ingeniería conceptual
básica y detalle, procura y construcción para repotenciar las Estaciones de
Proceso a donde el gas incremental de las plataformas será captado definiendo
su uso en una etapa inicial acorde a la nueva filosofía de operación
(plataformas sin mecheros y aprovechamiento de gas asociado).
LA CONTRATISTA será responsable de:
o Levantar la información base para el desarrollo de las diferentes
etapas de las ingenierías.
o Solicitar a EP PETROECUADOR información adicional (en caso
de tener disponible) a la entregada como DATA PACK., la misma
que será referencial y para verificación de LA CONTRATISTA.
o Desarrollo de los alcances de los IPC (Ingeniería, procura y
construcción), acorde a los términos contractuales.
o Realizar todos los talleres de riesgos asociados para cada
plataforma y estaciones.
o Procura, Construcción, pre-comisionado, Comisionado y Puesta
en operación de las facilidades electromecánicas implementadas
y repotenciadas para la eliminación de los mecheros y la
captación, transporte y/o industrialización de gas en cada
plataforma/estaciones.
o Operación de las facilidades implementadas y repotenciadas por
LA CONTRATISTA y objeto del presente contrato durante el
o Mantenimiento de las facilidades implementadas y repotenciadas
por LA CONTRATISTA por el tiempo de duración del presente
término contractual.
o Previo a la entrega de las facilidades, LA CONTRATISTA,
realizará el mantenimiento mayor de los equipos que pasarán a
operación y mantenimiento de EP PETROECUADOR acorde con
el manual del fabricante en cada caso.
o Revisión de capacidad de líneas de flujo y transferencia para el
uso de las mismas en la nueva filosofía de operación.
o Mejoras de las facilidades existentes en las
plataformas/estaciones objeto de este término contractual para
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cumplir con los objetivos planteados (captación/industrialización
del gas asociado, sus condensados y eliminación de mecheros).
Las mejoras de las facilidades aplican cuando LA CONTRATISTA
ha incluido nuevos equipos.
o Proponer nuevas tecnologías para el aprovechamiento, captación
industrialización y eliminación de los mecheros.
Para el desarrollo del presente Contrato, LA CONTRATISTA considerará que
EP PETROECUADOR verificará y participará en el cumplimiento de los
acuerdos contractuales y cumplimientos de documentos de ingeniería y talleres
de riesgos asociados.
Para lograr los objetivos previstos, como parte del objeto del presente Contrato,
se tiene contemplado, sin limitarse a:
 El desarrollo de la ingeniería de básica, detalle para las disciplinas de
Procesos, Civil, Mecánica, Tuberías, Eléctrica, Instrumentación y
Control, Comunicaciones.
 Procura/provisión de equipos y materiales
 Construcción de las facilidades electromecánicas y civiles asociadas a la
ingeniería desarrollada en cada plataforma.
 Pre-comisionado, comisionado y puesta en operación de las facilidades
electromecánicas para la eliminación de los mecheros y la captación y/o
industrialización de gas en cada plataforma.
 Operación y Mantenimiento de las facilidades implementadas y/o
repotenciadas por el tiempo de duración del Contrato.
 Adicionalmente el desarrollo de cada ingeniería contemplará las
restricciones comunitarias/ambientales en cada campo y que alertará a
EP PETROECUADOR en caso de requerirse tramitología con los entes
de control y/o la obtención de permisos adicionales.
 La obtención de permisos ambientales será de responsabilidad
compartida, sin embargo, todos los pagos asociados correrán por cuenta
de LA CONTRATISTA.
 Es responsabilidad de LA CONTRATISTA realizar una inspección de las
áreas en las diferentes estaciones y plataformas, con el objeto de
verificar la disponibilidad de áreas para implantar sus facilidades, LA
CONTRATISTA respetará las distancias de seguridad tomando en
cuenta la infraestructura existente cumpliendo con los estudios
realizados.
 Para el caso que exista área disponible dentro de las estaciones y
plataformas, es responsabilidad de LA CONTRATISTA realizar una
adecuación de las áreas a intervenir, de tal manera que se garantice la
correcta operación de las facilidades a instalar, de acuerdo a los
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requerimientos de las disciplinas de procesos, mecánica, eléctrica e I&C.
Respecto a los permisos ambientales, se debe tomar en cuenta lo
indicado la carpeta de PERMISOS AMBIENTALES.
 Para el caso que no exista área disponible dentro de las estaciones y
plataformas, es responsabilidad de LA CONTRATISTA y EP
PETROECUADOR definir una nueva área para la instalación de las
facilidades, es responsabilidad de LA CONTRATISTA correr con los
gastos de adquisición del terreno y pagos relacionados a la obtención de
los permisos ambientales e indemnizaciones a comunidades Respecto a
los requisitos necesarios para este punto, referirse a la carpeta de
PERMISOS AMBIENTALES. Para este caso, será responsabilidad de
LA CONTRATISTA considerar todos los estudios (topografía,
geotécnica, planos catastrales, etc.) para realizar el diseño y ampliación
de las estaciones/plataformas en las nuevas áreas.
Las facilidades en cada disciplina que se podrían intervenir son:
FACILIDADES DE PROCESO
o Sistema de flujo trifásico.
o Pozos productores
o Manifold de Producción y Pruebas de Pozos
o Líneas de Flujo y/o Transferencia
o Sistema de Inyección de Químicos.
o Sistema de Drenajes.
o Sistema de Medición Multifásica (pozos y plataformas).
o Sistema de Bombeo Multifásico de petróleo, agua y gas.
o Sistemas de alivios y venteos de las estaciones.
o Sistemas de captación de gas existentes.
o Sistemas de manejo de gas.
o Sistemas Contra Incendios (de requerirse)
FACILIDADES ELÉCTRICAS
o Sistema de Distribución Eléctrica y Auxiliares en los voltajes
disponibles en cada plataforma.
o Sistema de Generación Eléctrica Temporal (en caso de requerirse).
o Sistema de Iluminación Exterior y Áreas de Shelters.
o Sistema de puesta a tierra y descargas atmosféricas.
o Sistema de canalizaciones subterráneas y aéreas.
FACILIDADES DE INSTRUMENTACIÓN, CONTROL Y COMUNICACIONES
o Sistema de Control.
o Instrumentación de Campo.
o Sistema de Medición de Gas Asociado para contabilización
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o Sistema SCADA eléctrico/procesos (en caso de requerirse).
FACILIDADES MECÁNICAS Y TUBERÍAS
o Simulación de la capacidad de transferencia de fluido multifásico,
condensados y gas en ductos existentes.
o Especificaciones de equipos mayores de larga entrega.
o Revisión de la integridad mecánica de los ductos acorde con
informes presentados, la adecuación de los ductos acorde a las
nuevas condiciones operativas correrá a cargo de LA
CONTRATISTA.
FACILIDADES CIVILES
o Adecuación y reconformación de áreas acorde a los estudios civiles
presentados a EP PETROECUADOR.
o Sistema de cubiertas (shelters) y losas para nuevos equipos y
mejoras de los existentes en caso de requerirse.
o Estructuras, soportes y obras civiles.
o Señalética.
SERVICIOS MISCELÁNEOS DE CONSTRUCCIÓN
o Comisionado y Puesta en Marcha de facilidades implementadas.
En la carpeta INGENIERÍAS DISPONIBLES DE CAPTACIÓN DE GAS
REFERENCIAL, se incluyen todos los documentos y planos que conforman
parte del DATA PACK y que LA CONTRATISTA utilizará como referencial y
punto de partida para el desarrollo de las diferentes etapas de las ingenierías.
En la carpeta INVENTARIO DE EQUIPOS Y MATERIALES, se detalla el listado
de equipos y materiales que por parte de EP PETROECUADOR se pueden
entregar para el desarrollo de este CONTRATO, siendo responsabilidad de LA
CONTRATISTA la evaluación y repotenciación de los mismos, así como la
adquisición de todos los equipos, repuestos, instrumentos, materiales
permanentes y consumibles para poner a punto el equipo y el correcto
desarrollo del CONTRATO, así como para su comisionado, mantenimiento y
operación segura acorde a los requerimientos de las plataformas/estaciones de
EP PETROECUADOR.
La ingeniería especificará equipos y materiales según el listado de marcas y
bienes homologados de EP PETROECUADOR, en caso de requerir especificar
equipos y materiales de marcas diferentes El Oferente solicitará aprobación de
EP PETROECUADOR en la etapa de ingeniería, donde el primer requisito es
que los equipos o materiales sean listados o certificados por los siguientes
organismos o laboratorios internacionales UL, CE, CSA, TUV, FM, ATEX,
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KEMA., o un Certificado de Calidad Internacional. Para la procura se
mantendrá los mismos criterios.
Es parte del alcance del presente CONTRATO la provisión de materiales,
fabricación e instalación de señalética de seguridad y operación de las
facilidades de proceso y auxiliares, sin limitarse a: tags complementarios de
skids, tags de equipos, nombres de líneas y sentidos de flujo; de acuerdo a la
indicado en los P&ID’s; de igual manera, para todos los sistemas eléctricos,
para áreas de procesos y equipos especiales que serán parte del presente
Contrato.
LA CONTRATISTA será responsable de la provisión e instalación de marquillas
termo contraíbles y metálicas de todos los cables de fuerza, así como los tags
de los tableros, equipos eléctricos y la señalética de riesgo eléctrico (tanto para
tableros de baja como media tensión) acorde a los planos As built que serán
generados y entregados a EP PETROECUADOR cuando la operación pase a
nuestro control.
LA CONTRATISTA como parte del presente CONTRATO realizará un análisis
hidráulico, mediante software especializado, para determinar las condiciones
de operación de:
o Cada ducto de transferencia (de plataformas a estaciones) cuya
filosofía de operación cambiaría por flujo y tipo de fluido
(transferencia multifásica).
o La red de gasoductos existentes para transportar el gas incremental
hacia el CIS (Etapa 1).
o La red de ductos de condensados existentes para transportar el
condensado incremental hacia el CIS (Etapa 1).
o Asimismo, verificará junto con EP PETROECUADOR la capacidad de
cada una de las estaciones de proceso considerando la nueva
filosofía de operación y transferencia de fluido y alertará a EP
PETROECUADOR de las modificaciones a realizar, así como la
fecha en la que las mismas serán requeridas.
o Es responsabilidad de la CONTRATISTA el mantenimiento de la red
de ductos y gasoductos nuevos, en los que intervenga la
CONTRATISTA; así como las facilidades construidas serán su
responsabilidad por el tiempo de vigencia del contrato hasta la
entrega.
o Es responsabilidad de LA CONTRATISTA determinar e informar a EP
PETROECUADOR de los slugs de líquidos que se pueden presentar
en los gasoductos existentes debido al incremento de captación de
gas al llegar a las plantas de tratamiento de Shushufindi y Secoya.
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o Condensados: En el escenario que LA CONTRATISTA entregue
condensados, el contenido de agua no debe ser mayor al 20%. Este
producto se puede entregar en la red de condensados existentes
previa evaluación de la red de ductos actualmente existentes.
o Gas seco / Gas Residual: gas para generación eléctrica, con la
consideración de ser entregado en una presión no inferior a las
300 psig en Shushufindi, con un contenido de agua no mayor a
0.1 % molar, con contenido de CO2 no mayor al 20% molar y con
una diferencia de punto de rocío de por lo menos 20°C en relación
a la temperatura a la que se entregue el gas.
o Gas rico: gas captado a la succión de los sistemas de compresión.
o Gas comprimido: gas entregado a la descarga de cada sistema de
compresión en las condiciones de transporte requeridas.
o GLP (Gas licuado de petróleo): este producto debe ser entregado en
el Complejo Industrial SSFD, la estación de descarga de este
producto debe estar a cargo de LA CONTRATISTA. El producto debe
cumplir la normativa NTE INEN 675.
o Gasolina Natural: este producto debe ser entregado en el Complejo
Industrial SSFD, la estación de descarga de este producto debe estar
a cargo de LA CONTRATISTA. El producto debe cumplir con la
especificación Presión de Vapor Reid menor a 12 psia, octanaje no
inferior a 74 MON.
o En las estaciones se debe contar de un sistema de alivios y venteos
para emergencias operativas acorde con API 521. LA
CONTRATISTA instalará medidores en las líneas de venteos de los
mecheros de las estaciones.
o Mediciones y Cromatografías:
o EP PETROECUADOR entregará los reportes de
cromatografías más actualizadas que dispone como
información referencial, la misma se encuentra en el DATA
PACK en la carpeta: CROMATOGRAFÍAS REFERENCIALES
DISPONIBLES. LA CONTRATISTA debe tomar nuevas
muestras de gas para realizar las cromatografías. Los análisis
de Cromatografías debe tener por lo menos los siguientes
componentes: N2, CO2, desde C1 a C6+, contenido de agua y
LHV (BTU/SCF).
o Adicional, se entregará a LA CONTRATISTA mediciones
realizadas en algunas plataformas y estaciones, esta
información es referencial y LA CONTRATISTA debe realizar
nuevas mediciones para el diseño. La misma se encuentra en
el DATA PACK en la carpeta: MEDICIONES DE GAS
REFERENCIALES DISPONIBLES
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o Para las mediciones que realice LA CONTRATISTA se debe
considerar por lo menos 3 días, cada muestra 2 segundos,
debe tener su propio sistema de alimentación que dure el
tiempo de la medición, adicional se debe medir presión y
temperatura. En algunas estaciones y plataformas se dispone
para la medición una válvula de 1” full port, en el caso de que
no se disponga de esta facilidad, LA CONTRATISTA realizará
el hot tap para el punto de medición. La unidad de medición
será en MMSCFD.
o En el escenario que se repotencie equipos entregados por EP
PETROECUADOR, de captación de gas operativos se deben
realizar mediciones para determinar la línea base antes de la
repotenciación. Una vez que se disponga de los resultados de
las mediciones se deben actualizar los pronósticos de
producción para aprobación de EP PETROECUADOR.
o LA CONTRATISTA debe especificar los equipos considerando
las fluctuaciones del volumen de gas y calidad de gas.
o Es responsabilidad de la CONTRATISTA presentar la siguiente
información por cluster:
o Cantidad de gas rico captado
o Cantidad de gas residual seco captado
o Capacidad de generación
o Cantidad de gas de GLP producido
o Cantidad de Gasolina Natural Producida
2. Procura. –
Con la provisión de la ingeniería básica, LA CONTRATISTA adjudicada
procederá a la adquisición de los equipos y materiales definidos y
determinados de larga entrega, de manera de poder cumplir con los objetivos y
cronogramas de cumplimiento de cada uno de los hitos del presente objeto.
La procura adicional será realizada sobre la marcha del desarrollo de la
ingeniería de detalle considerando que para el inicio de la construcción se
contará con por lo menos el 75% del material y equipos en campo.
LA CONTRATISTA será responsable por la gestión total de la procura y
suministro en el sitio de todos los equipos y material del CONTRATO.
La repotenciación y/o puesta a punto de los equipos entregados por EP
PETROECUADOR será a costo de LA CONTRATISTA y considerando los
tiempos en los que los mismos serán requeridos.
El mantenimiento de los equipos repotenciados y/o reparados correrá por
cuenta de LA CONTRATISTA durante el tiempo que dure el término contractual
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y tendrá el mismo tratamiento que los equipos entregados por LA
CONTRATISTA.
Así mismo, será responsable de su adecuado suministro, custodia, movilización
desde el lugar de origen hasta el sitio del CONTRATO y almacenaje,
incluyendo la cancelación de todos los trámites e impuestos asociados. En el
costo de los materiales y equipos, además del precio de compra, se deberá
incluir todos los gastos relacionados a su adquisición, tales como fletes,
seguros, nacionalización, impuestos aduaneros, impuestos gubernamentales,
transporte, descarga en sitio, etc.
Es responsabilidad de LA CONTRATISTA el suministro de todos los materiales,
equipos estáticos, rotativos, accesorios, válvulas, tubería, instrumentos,
paneles, y demás dispositivos que no se encuentren listados en los materiales
a ser proporcionados por EP PETROECUADOR y provengan de la Ingeniería
de detalle y requerimientos de las buenas prácticas constructivas, de operación
seguridad industrial, operación y mantenimiento.
El diseño y procura de los equipos será realizado para un tiempo de vida de 20
años (por lo menos 10 años posteriores a la vigencia de este término
contractual).
LA CONTRATISTA será responsable por la adecuada planificación de la
compra de los materiales y equipos necesarios para la ejecución del
CONTRATO.
Los materiales y/o equipos suministrados por LA CONTRATISTA deberán
presentar su correspondiente certificado de calidad de materiales y de
conformidad de fabricación y despacho, de manera que los mismos estén
disponibles para EP PETROECUADOR, acorde a lo detallado en la MAOP
Fase Constructiva.
3. Construcción. –
Una vez se disponga del 75% de los equipos y materiales se procederá a
iniciar la construcción de las facilidades acorde a las definiciones y acuerdos
realizados en las diferentes etapas de ingeniería.
LA CONTRATISTA preparará la programación de las actividades de
construcción, con un listado de los productos a elaborar, incluyendo los
recursos a asignar a cada actividad, así como la fecha de entrega.
LA CONTRATISTA, ejecutará todos los trabajos de construcción descritos en
este alcance, así como aquellos trabajos provisionales/temporales que sean
necesarios para la correcta construcción de las facilidades.
Es responsabilidad de LA CONTRATISTA la obtención de los permisos diarios
de trabajo en forma oportuna para el inicio de las labores y así como disponer
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el contingente necesario para el manejo de los desechos, de acuerdo a los
procedimientos de EP PETROECUADOR.
LA CONTRATISTA será responsable por la realización de las inspecciones y
ensayos requeridos por el CONTRATO, según lo indicado en el Plan de
Calidad y en el Plan de Inspección y ensayo el cual presentará en forma
temprana a EP PETROECUADOR.
LA CONTRATISTA entregará a EP PETROECUADOR los reportes de todas
las inspecciones y pruebas realizadas de acuerdo a lo indicado en el plan de
inspección y pruebas (ITP) aprobado en su Dossier de Calidad de Construcción
de Facilidades.
LA CONTRATISTA será responsable de realizar las pruebas en talleres y
campo cumpliendo las regulaciones vigentes en el territorio ecuatoriano y los
definidos por los entes de control.
LA CONTRATISTA suministrará sistemas de izaje, todas las estructuras
temporales, andamios, transportes, sistemas de comunicación / radio y todas
las otras instalaciones necesarias para completar el CONTRATO, incluyendo
servicio de vigilancia y seguridad, cercas temporales, facilidades sanitarias,
radio para uso en el campo, consultorio médico y ambulancia (terrestre y
fluvial), implementos de seguridad y protección industrial, agua para pruebas
hidrostáticas, aire para pruebas neumáticas, energía eléctrica para pruebas
eléctricas, etc.
LA CONTRATISTA instalará su propia oficina y depósitos temporales en el
área asignada por EP PETROECUADOR. Estas instalaciones pueden ser tipo
“Camper” en buenas condiciones.
LA CONTRATISTA deberá como parte del alcance del CONTRATO,
suministrar, instalar, mantener cabalmente y remover todas las instalaciones
temporales y servicios, necesarios para la plena y completa ejecución del
CONTRATO. Los tipos de instalaciones, las fechas de movilización y
desmovilización y las ubicaciones en el SITIO de trabajo estarán sujetos a y de
acuerdo con la revisión y aprobación de EP PETROECUADOR.
LA CONTRATISTA deberá instalar los sanitarios y urinarios necesarios para
cubrir las necesidades de su personal y mantenerlos operativos y en excelente
estado higiénico durante el tiempo de la construcción.
LA CONTRATISTA tendrá la responsabilidad de conservar y salvaguardar
todas las instalaciones de servicios, existentes en el área de trabajo, propiedad
de EP PETROECUADOR, y cualquier daño que se ocasione será reparado de
inmediato y a sus expensas.
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LA CONTRATISTA resguardará todos los bienes que sean de su propiedad y
de propiedad de EP PETROECUADOR, por lo que deberá a su costo mantener
personal de guardianía.
Toda la basura, escombros, desperdicios y todos aquellos objetos que, según
el Representante del Departamento de SSA, deban ser removidos del Sitio
(desechos sólidos), del CONTRATO, serán transportados y dispuestos por LA
CONTRATISTA, según los procedimientos de EP PETROECUADOR.
Después de la desmovilización de las instalaciones temporales, LA
CONTRATISTA deberá reacondicionar las características del terreno de
acuerdo a lo requerido por el Departamento de SSA en las áreas, tales como,
sin limitarse a ello, áreas temporales, áreas de almacenamiento, áreas
aledañas (áreas intervenidas por LA CONTRATISTA).
LA CONTRATISTA será responsable por la protección contra incendio de los
materiales, instalaciones y equipos a cargo de LA CONTRATISTA. EP
PETROECUADOR no suministrará ningún equipo o personal para protección
contra incendio.
LA CONTRATISTA deberá cumplir con lo indicado en la Política,
Procedimientos, Plan de Manejo Ambiental e Instructivos de SSA aplicables al
CONTRATO.
EP PETROECUADOR mantendrá en campo permanentemente un equipo de
supervisión que monitoreará a LA CONTRATISTA y sus SUBLA
CONTRATISTAS durante la etapa de la construcción. El personal de
Inspección, Control de Calidad y Apoyo Técnico de EP PETROECUADOR
supervisará y verificará todas las fases de la construcción del CONTRATO.
LA CONTRATISTA, ejecutará todos los trabajos de construcción descritos en
las especificaciones y documentos del CONTRATO, así como aquellos trabajos
provisionales y/o temporales que sean necesarios para la correcta construcción
de las instalaciones.
Previo al inicio de la construcción se realizará la reunión de inicio de la
construcción (KOM) en campo con los Jefes de Campo y los representantes de
cada departamento.
4. Análisis de Riesgos. -
Con el objetivo de garantizar que los riesgos asociados al proceso de las
facilidades de producción de las Plataformas y Estaciones, así como
precautelar la integridad de los activos de EP PETROECUADOR es necesario
efectuar el Análisis de Riesgos incluyendo las protecciones o salvaguardas que
salgan del estudio e identificación de las zonas de fuego, verificación de los
requerimientos de los sistemas de detección de fuego y gas, establecimiento
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de la filosofía de parada de emergencia en las Plataformas de EP
PETROECUADOR.
El Estudio de Análisis de Riesgos HAZOP What if, ACR, etc., revisará los
nodos de cada sistema que conforma las Plataformas y determinará los
posibles escenarios de paro de emergencia e incluir las salvaguardas y
protecciones que requieran.
ENTREGABLES
Se deberá efectuar el taller y emitir un informe del estudio de análisis de
riesgos, para la revisión y comentarios de la EP PETROECUADOR, previo a la
emisión del informe final conteniendo:
• Metodología del análisis de riesgos.
• Análisis de resultados.
• Conclusiones.
• Recomendaciones.
• Filosofía de Parada de Emergencia de la Plataforma
• Informe de Análisis de Riesgos HAZOP o el que aplique.
Se planificará el taller de presentación de resultados a mínimo 10 funcionarios
de EP PETROECUADOR sobre el estudio realizado, metodología,
interpretación de resultados y planes de acción a implementarse. El moderador
del taller cumplirá con por lo menos 5 años de experiencia profesional y tener
Certificaciones para el Taller, el cual será validado por el personal de Riesgo de
EP PETROECUADOR.
5. Asistencia al Comisionado Integral y Puesta en Marcha. -
Será responsabilidad de LA CONTRATISTA previo al inicio de operaciones
realizará el comisionado y puesta en marcha de los sistemas a ser instalados
como alcance de cada proyecto del contrato, con personal técnico,
herramientas y equipos de prueba. La coordinación y ejecución del
comisionado será en conjunto con EP PETROECUADOR. El Comisionista se
encargará de esta coordinación y adicionalmente de coordinar el ingreso de los
“Vendedores/Fabricantes” de los skids o unidades paquete. El proceso de
comisionado y arranque de los sistemas estará de acuerdo a los hitos y
alcance del contrato que serán notificados a EP PETROECUADOR por LA
CONTRATISTA
Una vez concluidas las obras de construcción y el pre-comisionado, LA
CONTRATISTA deberá mantener el dossier de calidad y los manuales del
vendedor así como los planos red-lines liberados, registros de pruebas y los
listados de pendientes “punch list” con todos los ítems A cerrados.
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El PRE-COMISIONADO significa la realización de todas las pruebas que
garantizan que todos los sistemas han sido construidos de acuerdo al plan de
aseguramiento de calidad, especificaciones del CONTRATO y los planos APC
elaborados durante la ingeniería de detalle. Incluye la calibración de
instrumentos, alineación de equipos en frío, prueba de dispositivos de
seguridad, pruebas hidrostáticas, entre otras actividades.
El PRE-COMISIONADO se inicia durante la fase de construcción y finaliza con
la COMPLETACIÓN MECÁNICA.
LA CONTRATISTA será responsable de realizar todas las actividades de PRE-
COMISIONADO que se requieran para la COMPLETACIÓN MECÁNICA de los
TRABAJOS, incluyendo, sin limitarse a, lo siguiente:
 Elaboración de los paquetes de Pruebas Hidrostáticas de acuerdo
a los requerimientos de EP PETROECUADOR y los Entes de
Control ARCERNR que lo requieran.
 Verificación de Construcción con su respectivo Listado de Faltantes
(Punch List). Los ítems pendientes recibirán una la calificación de
“ítem A” (que deben ser corregidos previo al completamiento
mecánico) e “ítem B” (deben ser corregidos en la etapa de
Comisionado).
 Verificación y atestiguamiento de las pruebas y certificación de los
registros de control de calidad de obras civiles, tales como
hormigones, lastrado, estructuras metálicas, instalación de
geosintéticos, etc. serán realizadas por los especialistas en cada
disciplina que forman parte del grupo de comisionado.
 Ensayos no destructivos para liberación de materiales y etapas de
construcción.
 Realización y atestiguamiento de las pruebas hidrostáticas,
limpieza y secado de la línea de flujo. LA CONTRATISTA
suministrará el agua requerida para estas pruebas.
 Pruebas de aislamiento (Megado, Hi-Pot, VLF).
 Prueba de continuidad eléctrica.
 Pruebas de cables de comunicaciones (OTDR – fibra óptica;
certificación cables UTP)
 Pruebas de puesta a tierra.
 Calibración de instrumentos.
 Otros requerimientos y necesidades del CONTRATO.
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 Entrega de toda la Documentación de Control de Calidad la que
justifique que el Sistema está Mecánicamente Completo y puede
entrar en etapa de Comisionado.
 El grupo de comisionado emitirá el documento indicando que el o
los sistemas están adecuadamente completados.
El equipo de asistencia al comisionado estará conformado:

 Líder de Comisionado. –
o Coordinará las actividades con EP PETROECUADOR, los
vendedores/fabricantes y demás integrantes necesarios para
el comisionado adecuado de las facilidades instaladas y/o
repotenciadas.
o Manejará el grupo de comisionado que sin limitarse a estará
conformado por:
 Ingeniero de procesos senior
 Ingeniero de instrumentación y control senior
 Ingeniero mecánico senior
 Ingeniero eléctrico senior
EP PETROECUADOR validará el equipo de asistencia a comisionado
propuesto por LA CONTRATISTA.
Los ingenieros de disciplina que forman parte del grupo de comisionado,
verificarán sin limitarse a:
 Revisión de ingeniería de detalle y acuerdos operativos realizados
 Revisión de sistemas de seguridad asociados para una operación
segura.
 Los documentos presentados por LA CONTRATISTA de
construcción (pre comisionado)
 Cierre de ítems A previo el inicio de las actividades de comisionado.
 Certificarán el stock de repuestos necesarios para el comisionado
acorde con las recomendaciones dadas por el vendor.
 Verificarán posibles desviaciones de ingeniería que limiten por
seguridad el arranque de las nuevas facilidades.
 Procedimientos operativos y coordinación de actividades con los
departamentos involucrados de EP PETROECUADOR.
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El grupo de comisionado tendrá el soporte de los técnicos y herramientas
necesarias por parte de la empresa constructora para solventar las
desviaciones encontradas en la revisión del pre comisionado.
Personal de EP PETROECUADOR será destinado para el acompañamiento al
comisionado en las disciplinas requeridas (OPERACIONES,
MANTENIMIENTO, CONSTRUCCIÓN) de manera de tener un arranque
seguro de las nuevas facilidades asociadas a los sistemas de captación de gas
industrialización y eliminación de mecheros.
El CONTRATO será ejecutado usando para la ingeniería, procura y
construcción las especificaciones, documentos técnicos, planos y criterios de
diseño suministrados por EP PETROECUADOR.
LA CONTRATISTA definirá juntamente con EP PETROECUADOR aplicando
las buenas prácticas de ingeniería las especificaciones, que no se tengan
disponibles para la ejecución del CONTRATO.
El listado de documentos de la Ingeniería Básica, Procedimientos y
Especificaciones técnicas de construcción para el presente alcance, serán
establecidos en el desarrollo de las ingenierías conceptual, básica y detalle
definida al inicio del CONTRATO.
Todos los códigos y normas aplicables están listados en los criterios de diseño
específicos de cada disciplina, siendo indispensable como mínimo cumplir con
los siguientes códigos y normas:
Normas Internacionales:
 API American Petroleum Institute.
 ISA Instrument Society of America.
 IEEE Institute of Electrical and Electronics Engineers.
 NEMA National Electrical Manufacturers Association.
 EIA Electronics Industry Association.
 ASTM American Society for Testing and Materials.
 AWS American Welding Society.
 OSHA Occupational Safety and Health Standards.
 NFPA National Fire Protection Association.
 UL Underwriters Laboratory.
 ANSI/ ASME 31.3 Piping Process.
 ANSI/ ASME 31.4 Pipeline transportation liquids and slurries.
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 ANSI/ ASME 31.8 Pipeline for Gas Transmission and Distribution.
 ASME American Society Mechanical Engineering Section VIII Division 1.
 TEMA Tubular Exchanger Manufacturers Association
 UBC Uniform Building Code 1997 Revision 2001.
 NEC National Electrical Code.
 INEN Instituto Ecuatoriano de Normalización.
 CEC Código Ecuatoriano de la Construcción.
 PSC Steel Structure Painting Council.
 ACI American Concrete Institute.
 NEC-11 Norma Ecuatoriana de la Construcción
Información adicional o complementaria, referirse a la carpeta: NORMAS Y
ESTÁNDARES.
6. Capacitación. -
Durante el proceso del comisionado y puesta en marcha, LA CONTRATISTA
capacitará a los representantes de EP PETROECUADOR definidos por los
administradores del término contractual, para lo cual se establecerán 4 grupos
de capacitaciones:
 Capacitación en operación de las nuevas facilidades y equipos
instalados
 Capacitación en mantenimiento preventivo de equipos provistos por
el LA CONTRATISTA
 Capacitación en mantenimiento correctivo de equipos provistos por el
LA CONTRATISTA
 Capacitación en mantenimiento y operación de equipos eléctricos
provistos por el LA CONTRATISTA.
El tiempo destinado para cada etapa de capacitación, será definido en conjunto
con EP PETROECUADOR.
La misma capacitación se realizará a la entrega de las facilidades a custodia de
EP PETROECUADOR (previo a la entrega de las facilidades).
7. Operación de las Facilidades. -
Las facilidades de aprovechamiento del gas en estaciones sean estas para
cualquiera de las actividades definidas durante la ingeniería serán operadas
por LA CONTRATISTA durante 10 años a partir de la vigencia del término
contractual.
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Se definirá una filosofía de operación y control en conjunto con EP
PETROECUADOR para determinar el personal que estará operando y las
funciones de cada uno en la misma.
El alcance detallado de la operación y transferencia de facilidades se
encuentran en la MAOP de Operación y Mantenimiento.
Los límites de batería para la operación serán:
SISTEMA RESPONSABLE
Facilidades de producción en Estaciones EP PETROECUADOR
Facilidades de aprovechamiento de gas LA CONTRATISTA

dentro de las estaciones
(las colocadas por LA
CONTRATISTA)
Facilidades de transferencia de fluido OPERACIÓN: EP

multifásico en plataformas PETROECUADOR/LA
CONTRATISTA
MANTENIMIENTO: LA
CONTRATISTA
Facilidades de medición de gas asociado a OPERACIÓN: EP

la producción en plataformas PETROECUADOR/ENTE DE
CONTROL
PROVISIÓN Y MANTENIMIENTO:
LA CONTRATISTA
Facilidades de transferencia de gas EP PETROECUADOR

existentes de plataformas a estaciones y
hacia Centros de Aprovechamiento
Facilidades implementadas por LA OPERACIÓN Y

CONTRATISTA MANTENIMIENTO: LA
CONTRATISTA
Red de gasoductos existentes actualmente OPERACIÓN Y

no intervenidos MANTENIMIENTO: EP
PETROECUADOR
Red de gasoductos nuevos OPERACIÓN Y

MANTENIMIENTO: LA
CONTRATISTA
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Para mayor información, revisar la MAOP de Operación y Mantenimiento.
8. Entrega de las Facilidades a EP PETROECUADOR. -

Una vez terminado el plazo contractual, LA CONTRATISTA deberá entregar las
facilidades para uso por parte de EP PETROECUADOR garantizando su
adecuado funcionamiento y realizado un mantenimiento mayor previo a la
entrega. Asimismo, facilitará un stock de repuestos acorde a catálogos de
fabricante para operación de 2 años posterior a la entrega de las facilidades, el
detalle se encuentra en la MAOP de Operación y Mantenimiento.
9. ALCANCE ESPECÍFICO CLUSTER 2
9.1. Documentos Referenciales de Ingeniería:
EP PETROECUADOR entregará a LA CONTRATISTA la siguiente información
como referencia:
 Alcance de B57LI001D INGENIERIA BÁSICA DETALLE
OPTIMIZACIÓN SECOYA GENERACIÓN DE ENERGÍA
9.2. Equipos y Materiales
EP PETROECUADOR tiene en sus bodegas los siguientes equipos que
deben ser utilizados por LA CONTRATISTA, para que los instale, opere y
mantenga.
LA CONTRATISTA debe realizar una inspección para verificar el estado de
los equipos. En caso de requerirse reemplazo de las partes es
responsabilidad de LA CONTRATISTA hacerlo de tal forma que los equipos
queden operativos. Adicional, también debe realizar un mantenimiento de
preservación.
 1 Compresor Ariel. Potencia: 1000 HP. Capacidad 3.8 MMSCFD, no

operativo. (Nota 4)
 1 Compresor Sertco, Capacidad: aprox. 1 MMSCFD/15 psig succión
 3 Valve Skids. Capacidad 1700 m3/h.
 1 Calentador Eléctrico. Capacidad: 187 kW
 1 Tanque de Blow Down. Capacidad: 2 m3
Nota 4: Las tareas asociadas al comisionado del Compresor Ariel son
responsabilidad del proveedor del equipo en función de los alcances de la
orden de compra que mantiene con EP PETROECUADOR. El
acompañamiento al comisionado y provisión de aceites es parte del Contratista
de este vínculo.
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EP PETROECUADOR tiene equipos que pueden ser utilizados por LA
CONTRATISTA, que serán entregados de acuerdo a los Procedimientos y
Reglamentos de los entes de Control. Estos equipos son:
 4 generadores Jenbacher GE320 (fuera de servicio),
 Compresores y URVs de las Estaciones de captación de gas existentes
de CIS(operativos)
 Compresores White Superior (fuera de servicio)
En caso que LA CONTRATISTA decida utilizar los equipos existentes, es su
responsabilidad la repotenciación de los mismos, el desmontaje,
decomisionado, transporte, reinstalación, comisionado, pruebas y puesta en
marcha, que garantice la operación y mantenimiento del sistema durante la
ejecución de estos trabajos.
9.3. Alternativas de Captación
LA CONTRATISTA debe captar el gas en todas las plataformas productoras
donde se esté desgasificando. En las Estaciones donde se procese el crudo, se
captará el gas de los puntos donde se produzca la desgasificación
Los puntos de captación de gas serán definidos en conjunto con EP
PETROECUADOR, donde aplique, y pueden ser:
 Separadores
 Bota de Tanques
 Anulares de Pozos
 Scrubbers
El esquema de captación de gas es responsabilidad de LA CONTRATISTA.
Los lineamientos aquí indicados son solamente referenciales.
Se captará el gas en la línea de gas que sale desde los separadores hacia el
mechero. Se debería instalar los siguientes equipos:
 Separador Bifásico para detener posibles baches de crudo.
 Compresor de Gas
En la bota del tanque se debería instalar Unidades Recuperadoras de Vapores,
URVs.
En los Anulares de los Pozos se captará gas mediante URVs o Compresores,
dependiendo de la presión del gas.
LA CONTRATISTA debe instalar válvulas PCV o de Contrapeso en las líneas
donde se tome el Gas para evitar desestabilizar la Planta de Procesos.
Todos los equipos esenciales deberían tener redundancia al 100%. LA
CONTRATISTA debe instalar todos los equipos e instrumentación para evitar
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que la planta de procesos se desestabilice. Se considera equipo esencial aquel
que si sale de operación, se suspende la captación de gas asociado.
9.4. Alternativas de Transporte
El gas y condensados captados serán enviados a los gasoductos o línea de
condensados existentes de la Gerencia de Refinación, CIS.
También se puede utilizar líneas de EP PETROECUADOR fuera de servicio
que se detallan en la Carpeta LISTADO DE LÍNEAS DE FLUJO EXISTENTES.
LA CONTRATISTA deberá realizar un estudio de integridad para verificar si la
línea está apta para su uso o si hay que repararla, todos los trabajos a cargo de
LA CONTRATISTA.
Si no existe gasoducto, hay 3 alternativas para transportar el gas.
 Construcción de un gasoducto nuevo bajo ASME B31.8. Debe contener
válvulas lanzadora y receptora de marranos. Si el gasoducto es metálico
y enterrado, debería tener sistema de protección catódica. EP
PETROECUADOR validará el diseño en la etapa de Ingeniería.
 Mediante Gasoducto Virtual. Se puede utilizar contenedores adecuados
para el transporte. En las Estaciones de entrega/recepción, las
facilidades de carga y descarga son responsabilidad de LA
CONTRATISTA.
 Mediante línea de transferencia para fluido multifásico a una Estación de
Procesos.
9.5. Alternativas de Industrialización.
LA CONTRATISTA puede industrializar el gas asociado en Plataformas
y/o estaciones.
Para la industrialización del Gas asociado existe una alternativa:

Mediante el incremento de volumen de gas residual seco
producido en la planta Propak.
.
10. Bases y Criterios Técnicos
10.1. Alcance Procesos y Mecánica
LA CONTRATISTA es responsable de realizar la Ingeniería, Procura,
Construcción, Instalación y Pruebas de todos los Sistemas
Electromecánicos.
Los equipos esenciales deben tener redundancia al 100%.
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Sistemas Auxiliares
Para la correcta operación del sistema de captación, LA CONTRATISTA
instalará los sistemas auxiliares mínimos requeridos, los mismos que pueden
ser:
 Sistema de Venteo. Este sistema se lo usará solo en caso de
emergencia. Puede usarse el sistema existente si la Ingeniería indica
que si es posible hacerlo. Caso contrario, se debería instalar un sistema
nuevo que podría ser un venteo a zona segura, previo a un Estudio de
Dispersión.
 Sistema de Drenaje Abierto. Para recolectar aguas aceitosas. Incluiría
tuberías y un sumidero abierto con capacidad de ser evacuado mediante
Camión de Vacío (Vacuum Truck), y/o bomba para enviar el fluido a un
sumidero existente. También se puede usar el sumidero existente si
tiene la capacidad requerida.
 Sistema de Drenajes Presurizados. Los condensados formados
durante la compresión de gas, deben ser recolectados y enviados a las
líneas existentes de RGER, o pueden ser inyectados a la línea del fluido
multifásico, o la Bota del tanque de Planta de Procesos.
 Aire de Instrumentos. LA CONTRATISTA debe instalar un Skid de Aire
de Instrumentos que deberá contar con los siguientes equipos: 2
compresores de tornillo bajo API 552, pulmón de aire húmedo, pulmón
de aire seco y 2 secadores de aire.
 Sistema de Lubricación (de requerirse). Debería contar con tanque de
almacenamiento de aceite y sistema de bombeo.
 Sistemas de tubería. Las tuberías dentro de estación deben ser
diseñadas bajo el Código ASME B31.3. Las tuberías pueden ir sobre
Pipe Racks y/o sobre durmientes de concreto con placa metálica. Las
tuberías de transporte de gas fuera de estaciones deben ser diseñadas
bajo el Código ASME B31.8.
 Sistema Contra Incendio. LA CONTRATISTA debe instalar este
sistema bajo NFPA.
 Sistema de Tratamiento de Agua (de requerirse). Incluye captación de
Agua a cargo de LA CONTRATISTA.
 Sistema de Acondicionamiento de Aire de Cuartos Eléctricos. El
ambiente principal deberá tener redundancia de los equipos HVAC
(2x100% o 3x50%). Equipos tipo Mochila o Split. Cuarto de Baterías con
un equipo Split, un Ventilador y un Extractor.
Ingeniería: LA CONTRATISTA debe desarrollar las Ingenierías Básica y
de Detalle. EP PETROECUADOR revisará y aprobará esta Ingeniería.
LA CONTRATISTA elaborará y entregará los As-Built respectivos.
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La codificación de los documentos de Ingeniería será de acuerdo al
Instructivo PEC-EXP-UIO-00-INS-01-1.
Los entregables requeridos como mínimo son los siguientes
 Informe de Relevamiento
 Bases y Criterios de Diseño definitivo
 P&IDs
 Memoria de Cálculos (Simulaciones del proceso, Cálculos de
procesos y sus respectivos archivos editables, en caso de
requerirse)
 Filosofía de Operación y Control
 Hazop
 Diagrama de flujo de procesos y balance de masa y energía
 Lista de Equipos
 Lista de Tie Ins
 Lista de Líneas
 Especificación de equipos
 Hoja de Datos de equipos
 Modelo 3D (Editable en Auto Cad Plant, Bentley o similar)
 Plot Plan General
 Plot Plan de ubicación de equipos
 Ruteo definitivo de tuberías
 Planos de elevaciones y detalles
 Análisis de Flexibilidad de los sistemas de tubería
 Key Plan
 Planos de Rutas de Tubería (Piping Layouts)
 Planos Isométricos
 Implantación de soportes de tubería (Support Book)
 Típicos de soportes de tuberías
La calidad de ingeniería requerida se diferenciará entre ingeniería propia
de los fabricantes de equipos e ingeniería desarrollada por empresas
integradoras, en el caso de las empresas integradoras se deberá tomar
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como referencia la calidad mínima de la documentación en función de la
información presentada en la carpeta como CALIDAD DE LA
INGENIERÍA.
Los equipos instalados por LA CONTRATISTA deben cumplir con los niveles
máximos permitidos de emisiones de gases y ruido, de acuerdo a la legislación
del Ecuador tal como se indica en la carpeta NORMAS Y ESTÁNDARES.
10.2. Alcance Civil
Es responsabilidad de LA CONTRATISTA considerar todas las
actividades para realizar la ingeniería de detalle y construcción, aplicando
los sistemas constructivos necesarios en todas las facilidades requeridas,
para de esta manera cumplir y asegurar la correcta operación del
proyecto: CAPTACIÓN Y/O INDUSTRIALIZACIÓN DEL GAS
ASOCIADO DE LOS CAMPOS DE EP PETROECUADOR, previo inicio
de las actividades de construcción, EP PETROECUADOR revisará /
aprobará todos los documentos de ingeniería.
10.2.1. RELEVAMIENTO DE INFORMACIÓN EN CAMPO
LA CONTRATISTA deberá realizar los relevamientos (a su costo y
utilizando recursos y logística propios) para asegurar todos los datos que
requiera para la ejecución de las tareas del alcance en el presente
Proyecto, utilizando: mediciones, fotografías, levantamientos
topográficos, entrevistas y cualquier otra metodología para la obtención
de información.
LA CONTRATISTA deberá emitir un informe en donde se detallen toda la
información recopilada en lo(s) relevamiento(s), EP PETROECUADOR
revisará / aprobará este documento.
10.2.2. EJECUCIÓN DE CALICATAS EXPLORATORIAS
Es responsabilidad de LA CONTRATISTA realizar calicatas exploratorias
para identificar posibles interferencias en el desarrollo de las etapas de
ingeniería y construcción, el número, ubicación y dimensiones de las
calicatas, serán definidas en campo junto con el personal involucrado de
EP PETROECUADOR.
LA CONTRATISTA deberá contar como mínimo con un detector de
metales y un detector de cables para identificar la existencia de
interferencias con instalaciones existentes, de tal manera que se
proponga alternativas para salvaguardar las instalaciones y operación de
las facilidades existentes
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10.2.3. TOPOGRAFÍA
Es responsabilidad de LA CONTRATISTA realizar el levantamiento
topográfico de las áreas en donde se implantarán las facilidades del
proyecto: CAPTACIÓN Y/O INDUSTRIALIZACIÓN DEL GAS
ASOCIADO DE LOS CAMPOS DE EP PETROECUADOR.
Es responsabilidad de LA CONTRATISTA considerar toda la logística,
personal, equipo, transporte y alimentación para la ejecución de todos los
levantamientos planimétricos/altimétricos, replanteos, verificaciones y
demás actividades que sean necesarias durante la etapa de construcción
en el área donde se implantarán las Facilidades.
El objetivo de los trabajos topográficos es la reproducción lo más fiel
posible, de la morfología del terreno y de sus detalles como vegetación,
obras civiles, líneas características (se deberá indicar las coordenadas y
cotas de las líneas que definen un quiebre en el terreno, estas líneas
generalmente corresponden a fondos de quebradas, fondos de canal,
taludes, etc.), entre otros; de las áreas de interés para el desarrollo de
este proyecto.
El sistema de referencia a utilizar será el sistema UTM existente en la
estación.
La información generada se representará en una proyección a escala en
un plano horizontal y además se realizará un informe del trabajo
realizado. Todo levantamiento deberá ser entregado en la etapa
respectiva del estudio en medio magnético y formato .DWG (el
levantamiento, las curvas de nivel cada 0,50 m), las obras existentes y
las proyectadas deberán estar dibujadas en escala real y ubicadas en
espacio real (coordenadas reales). EP PETROECUADOR revisará /
aprobará la topografía y el informe del levantamiento topográfico.
10.2.4. GEOTECNIA
Es responsabilidad de LA CONTRATISTA realizar un estudio de suelos
en las áreas en donde se implantarán las facilidades y tomará en cuenta
las recomendaciones para sustentar los diseños que sean necesarios
para implantar las diferentes facilidades.
10.2.5. PLATAFORMA
Es responsabilidad de LA CONTRATISTA realizar una inspección de las
áreas en las diferentes estaciones y plataformas, con el objeto de
verificar
La disponibilidad de áreas para implantar sus facilidades, LA
CONTRATISTA debe respetar las distancias de seguridad tomando en
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cuenta las recomendaciones de seguridad entre equipos indicadas en la
carpeta NORMAS Y ESTÁNDARES o en base a estudios de riesgos.
Para el caso que exista área disponible dentro de las estaciones y
plataformas, es responsabilidad de LA CONTRATISTA realizar una
adecuación de las áreas a intervenir, de tal manera que se garantice la
correcta operación de las facilidades a instalar, de acuerdo a los
requerimientos de las disciplinas de procesos, mecánica, eléctrica e I&C.
Respecto a los permisos ambientales, se debe tomar en cuenta lo
indicado en la carpeta PERMISOS AMBIENTALES.
Para el caso que no exista área disponible dentro de las estaciones y
plataformas, es responsabilidad de LA CONTRATISTA y EP
PETROECUADOR definir una nueva área para la instalación de las
facilidades, es responsabilidad de LA CONTRATISTA correr con los
gastos de adquisición del terreno y pagos relacionados a la obtención de
los permisos ambientales. Respecto a los requisitos necesarios para
este punto, a la carpeta PERMISOS AMBIENTALES. Para este caso,
será responsabilidad de LA CONTRATISTA considerar todos los estudios
(topografía, geotécnica) para realizar el diseño y construcción de la
plataforma en las nuevas áreas.
10.2.6. VIAS
Es responsabilidad de LA CONTRATISTA tomar en cuenta todas las
actividades para el diseño y construcción de las vías desde las
estaciones o plataformas, hasta el área donde se implantarán las
facilidades del proyecto, en caso de requerirse.
10.2.7. SISTEMA DE DRENAJE
actividades para el diseño y construcción del sistema de recolección de
aguas lluvias y drenajes de cubetos, para los equipos que lo requieran.
10.2.8. CUBETOS DE EQUIPOS
actividades para el diseño y construcción de los cubetos para los equipos
que lo requieran.
Se deberá utilizar hormigón fć=210 kg/cm2 para el diseño y construcción
de los cubetos, cajas, canales de recolección y cajas de válvulas.
Se deberá especificar y construir un borde en el perímetro del cubeto,
con una altura mínima de 150 mm desde el TOC de la losa de piso del
cubeto hasta el borde superior.
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LA CONTRATISTA deberá especificar y aplicar en todas las caras
visibles de los elementos de hormigón, dos capas de pintura epóxica
color gris de dos componentes, componente A = pintura epóxica y
componente B = catalizador poliamínico.
10.2.9. MUROS CORTA FUEGOS
LA CONTRATISTA deberá considerar todas las actividades para el
diseño y construcción de muros corta fuegos, en el caso de ser
necesario,
El diseño estará sustentado en requerimientos de los equipos y normas
del área eléctrica, cumpliendo con la normativa y procedimientos de EP
PETROECUADOR.
10.2.10. CIMENTACIONES
diseño y construcción de todas las cimentaciones que se requiera para
la instalación de las facilidades del proyecto:
 Equipos eléctricos
 Equipos mecánicos
 Recipientes
 Edificios
 Shelters / Cubiertas
 Soportes
 Plataformas de operación
 Pantallas anti ruido
 Muros corta fuego
 Postes de iluminación
 Estructuras especiales.
El diseño de las cimentaciones deberá realizarse sobre la base de las
recomendaciones del Informe de Estudio de Suelos a cargo de LA
CONTRATISTA.
10.2.11. SOPORTERÍA
diseño y construcción de toda la soportería que requiera para las
diferentes líneas de interconexión aéreas, de acuerdo a los
requerimientos de las disciplinas: Procesos, Eléctrica, Tubería,
Instrumentación & Control, Civil y Arquitectura.
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Para el diseño y construcción de los soportes, LA CONTRATISTA deberá
tomar en cuenta lo indicado en el capítulo: 2 BASES Y CRITERIOS DE
DISEÑO CIVIL del documento: DASEN014A-SEN-UIO-30-BDD-001.
10.2.12. ESTRUCTURAS – SHELTERS /CUBIERTAS
diseño y construcción de todas las cubiertas de equipos que lo requieran,
Para el diseño y construcción de los shelters, LA CONTRATISTA deberá
10.2.13. ESTRUCTURAS - EDIFICIOS
diseño y construcción de edificios para albergar equipos / oficinas, de
acuerdo a los requerimientos de las diferentes disciplinas.
Para el diseño y construcción de los edificios, LA CONTRATISTA deberá
10.2.14. ESTRUCTURAS ESPECIALES
diseño y construcción de estructuras especiales que no se hayan
nombrado en el presente alcance y que sean necesarias para la correcta
operación de la Central de Generación.
10.2.15. SISTEMA HIDRO-SANITARIO
diseño y construcción del baño al interior del contendor oficina o cuarto
eléctrico y de control (en caso de requerirse).
LA CONTRATISTA deberá considerar tanques biosépticos para el
tratamiento de aguas negras, es responsabilidad de LA CONTRATISTA
la evacuación y manejo de estos desechos.
10.2.16. PLATAFORMAS DE OPERACIÓN, ESCALERAS Y
PASAMANOS.
diseño y construcción de plataformas de operación, escaleras y
pasamanos, de acuerdo a los requerimientos de las diferentes disciplinas.
Para el diseño y construcción, LA CONTRATISTA deberá tomar en
cuenta lo indicado en el capítulo: 2 BASES Y CRITERIOS DE DISEÑO
CIVIL del documento: DASEN014A-SEN-UIO-30-BDD-001.
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10.2.17. PULL BOX, CAJAS DE VÁLVULAS, BANCOS DE
DUCTOS Y TRINCHERAS.
diseño y construcción de pull box, cajas de válvulas, bancos de ductos y
trincheras de acuerdo a los requerimientos de las disciplinas: eléctrica,
I&C, tuberías, mecánica y procesos.
Se deberá utilizar hormigón armado fć=210 kg/cm2.
La superficie exterior de las cajas, deberá ser cubierta por una lámina
asfáltica, de tal manera que se evite el ingreso de agua al interior.
Cuando se requiera, se deberá especificar grating galvanizado en
caliente como tapas para cajas.
Cuando se requiera tapas metálicas, se deberá especificar planchas
metálicas antideslizantes, recubiertas por con pintura epóxica, sistema tri-
capa
10.2.18. CRUCES ESPECIALES.
diseño y construcción de cruces especiales para tuberías y cables, los
estudios hidrológicos, topografía y geotécnico también son
responsabilidad de LA CONTRATISTA.
Se consideran cruces especiales a: cruces de vías, pantanos, esteros,
bancos de ductos y líneas existentes, requeridos para el adecuado
funcionamiento de las facilidades del proyecto, salvaguardando las
instalaciones existentes y cumpliendo con las normas y procedimientos
de EP PETROECUADOR.
10.2.19. SUMIDEROS.
diseño y construcción de los sumideros que se requiera.
Se deberá utilizar hormigón armado fć igual a 210 kg/cm2 para el diseño.
La superficie exterior de los sumideros, deberá ser cubierta por una
lámina asfáltica, de tal manera que se evite el ingreso de agua al interior.
Las dimensiones del sumidero serán determinadas por el área de
procesos.
10.2.20. PANTALLAS ANTIRUIDO.
diseño y construcción de las pantallas antiruido en caso de requerirse.
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El objetivo de las pantallas antiruido es garantizar que se cumpla los
niveles de emisión de ruido descritos en la CARPETA NORMAS Y
ESTANDARES.
10.2.21. SISTEMA DE CAPTACIÓN DE AGUA.
LA CONTRATISTA deberá considerar todas las actividades para:
estudios (hidrológicos / prospección geofísica), diseño y construcción de
captación de agua incluyendo las líneas de conducción hasta las
facilidades del proyecto, de tal manera que se garantice el caudal
requerido para la operación y mantenimiento de la misma, se debe
considerar el volumen de agua para el sistema contra incendio, en caso
que se requiera.
10.3. Alcance Instrumentación & Control
LA CONTRATISTA es responsable de realizar la Ingeniería, Procura,
Construcción, Instalación y Pruebas de todos los Sistemas de Instrumentación
y Control.
10.3.1. Sistemas de captación, transporte y recepción de
combustibles
Los sistemas de captación de combustible consisten en todos los
equipos, instrumentación y válvulas utilizados para la captación y
acondicionamiento, en caso de requerirse, del combustible (fluidos
líquidos, gas o multifásicos) para transporte desde las distintas
plataformas o estaciones hacia las estaciones de procesamiento o
recepción de combustibles.
Los sistemas de transporte de combustible consisten en todos los
equipos, instrumentación y válvulas utilizados para transportar por
tubería o en tanqueros (Gasoducto Virtual) el combustible hacia las
estaciones de procesamiento o recepción de combustibles.
Los sistemas de recepción de combustible consisten en todos los
equipos, instrumentación y válvulas utilizados para recibir por tubería o
tanqueros (Gasoducto Virtual) el combustible para industrialización por
parte de LA CONTRATISTA o comercialización con EP
PETROECUADOR.
En el caso de utilizar equipos existentes, se debe considerar los trabajos
necesarios para habilitar el sistema de control e instrumentación del
equipo y conexión de las señales ESD.
En todos los puntos de transferencia y custodia de combustibles, en
facilidades nuevas o existentes, se debe implementar sistemas de
medición cuantitativos y cualitativos de combustibles, en los puntos de
entrega de combustible o energía para comercialización con EP
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PETROECUADOR se debe considerar medición fiscal según
requerimiento del ente de control.
En todos las plataformas y estaciones se deben implementar un sistema
de comunicaciones para el monitoreo de todos los sistemas instalados
en este proyecto, LA CONTRATISTA es responsable de conectar los
tableros de comunicación de su proyecto a la infraestructura existente de
comunicaciones de EP PETROECUADOR, en el punto más cercano
dentro o fuera de las plataformas o estaciones, para lo cual puede
utilizar medios físicos o inalámbricos, también es responsable de
implementar cualquier mejora en la infraestructura existente para
habilitar los enlaces de comunicaciones.
En las estaciones de procesamiento LA CONTRATISTA instalará
clientes del SCADA-L para monitoreo de todas las señales asociadas a
esa estación y plataformas, en el caso de realizar la industrialización del
gas utilizará las mismas consolas para la operación de esas facilidades.
El cliente se instará en el contenedor oficina de LA CONTRATISTA, que
tendrá sistemas contraincendio, control de acceso y CCTV.
En la estación de recepción en el CIS LA CONTRATISTA instalará el
servidor del sistema SCADA-L para monitoreo e historización de todas
las señales asociadas a este proyecto y para la integración a las
plataformas de procesamiento de datos de EP PETROECUADOR. Los
servidores se instalarán en las facilidades de EP PETROECUADOR.
En el caso de implementar centrales de generación, como alternativa de
industrialización, LA CONTRATISTA debe programar las señales del
sistema eléctrico en el SCADA-M del CCO en Lago Agrio.
En todas las estaciones se implementara el sistema de seguridad que
consiste en detección de gas en los equipos de manejo de combustibles
y la detección de fuego se implementará de acuerdo a la necesidad de
cada plataforma y zonas de fuego definidas en ingeniería. Las señales
ESD se conectan directamente al equipo y PLC desde un relé de
seguridad o desde un controlador certificado para este fin.
10.3.2. Industrialización de combustibles
La industrialización de combustibles consiste en el tratamiento que se le
dé al combustible captado para que el producto final pueda ser
comercializado con EP PETROECUADOR.
Según las alternativas definidas se puede instalar plantas de tratamiento
de gas o centrales de generación y el producto final puede ser cualquier
combustible que comercialice EP PETROECUADOR, gas residual y/o
energía eléctrica.
El alcance de I&C para una Planta de Tratamiento de Gas consiste en
todos los equipos, instrumentos y válvulas requeridos para los diferentes
sistemas que forman parte del mismo.
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Los sistemas a considerar en una Planta de Tratamiento de Gas son:
- Sistema de control de procesos
- Sistema de medición de combustibles
- Sistema de seguridad
- Sistema eléctrico
- Sistema de comunicaciones
- Sistema SCADA
- Sistemas Auxiliares
El alcance de I&C para una Central de Generación consiste en todos los
equipos, instrumentos y válvulas requeridos para los diferentes sistemas
que forman parte del mismo.
Los sistemas a considerar en una Central de Generación son:
- Unidades de Generación
- Sistema de control de procesos
- Sistema de medición de combustibles
- Sistema de seguridad
- Sistema eléctrico
- Sistema de comunicaciones
- Sistema SCADA
- Sistemas Auxiliares
En el caso de existir dos o más sistemas de industrialización de
combustible en una misma estación se deberán interconectar los
controladores o establecer un controlador común por tipo de sistema,
también se deberá utilizar el mismo SCADA-L para operar las
facilidades.
Los criterios para cada uno de los sistemas se detallan a continuación:
10.3.3. Unidades de Generación
Unidades de Generación de preferencia contenerizada y equipada con
instrumentos, válvulas y controladores, así como un sistema de
detección de fuego y gas en el interior del contenedor o Cuarto de
Máquinas.
En el caso de que la Unidad de Generación sea contenerizada, para la
detección de fuego debe utilizar dos tipos de detectores de los
siguientes principios, fotoeléctricos de humo de sensibilidad entre 2 –
4% obs/ft, calor o multiespectro de flama. En el caso de instalar las
Unidades de Generación en un Cuarto de Máquinas solo utilizara
detectores multiespectro de flama en configuración 2oo2, cualquier otro
principio deberá cumplir criterios de NFPA, deberá ser diseñado para la
máxima temperatura de operación de la Unidad de Generación dentro
del contenedor/Cuarto de Máquinas y ser validado por el cliente.
Se recomienda especificar la instrumentación y válvulas según el listado
de marcas validadas de EP PETROECUADOR, en caso de especificar
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una marca diferente deberá ser validado y además tener la garantía del
fabricante y certificaciones internacionales respectivas, como se indica
en la MAOP Fase Constructiva de este proceso.
La instrumentación de la Unidad de Generación deberá ser integrada al
controlador de la máquina en cableado en duro si son señales de
monitoreo, control y seguridad. También se puede utilizar protocolos de
comunicación sólo si es para monitoreo.
Los cables de control y conectores propios de la Unidad de Generación
deberán ser especificados según las recomendaciones del fabricante y
compatibilidad con el controlador, se debe procurar que los conectores
sean de tipo acople rápido y que el cable tenga protección mecánica en
su recorrido para evitar daños durante la operación y mantenimiento.
Los cables, instrumentación y válvulas deben estar identificados en
correspondencia con los TAGS indicados en los planos del fabricante.
En el caso de instrumentos deberá indicarse la fecha de su última
calibración y los sets de protección.
Tablero de control CUG (Controlador Unidad de Generación)
Diseño y especificación del tablero de control de la Unidad de
Generación, de preferencia estará instalado dentro del contenedor en un
área independiente del compartimento de la unidad. Esta área deberá
estar climatizada, iluminada y el nivel de ruido deberá estar dentro de los
parámetros permitidos por la legislación ecuatoriana para la exposición
de las personas en tareas de operación y mantenimiento. También se
puede instalar el tablero en el edificio eléctrico y de control, en un área
de fácil acceso al operador en caso de requerir operar la Unidad de
Generación en modo local, en este caso y con el objeto de disminuir la
cantidad de cables LA CONTRATISTA puede utilizar tableros remotos
de entradas/salidas directamente conectado al CUG. La comunicación
entre el CUG y el RIO puede ser ControlNet o EtherNet/IP en topología
DLR.
El CUG al estar ubicado en interiores, deberá tener Enclosure Nema 12,
el controlador de la Unidad de Generación y demás elementos y
accesorios para la operación deben estar instalados en la puerta frontal
(HMI, indicadores, selectores, pulsadores, etc.) permitiendo la operación,
monitoreo, protección y control local.
Cualquier otro diseño debe considerar de preferencia que el tablero
debe estar en el contenedor pero no en el mismo compartimiento de la
Unidad de Generación, el diseño debe ser aprobado por EP
PETROECUADOR y deberá cumplir criterios de instalación, grado de
protección y clasificación de áreas peligrosas según normativa
internacional y especificaciones de EP PETROECUADOR.
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Los controles locales deben permitir como mínimo los siguientes
comandos:
• Selector local/remoto
• Comando de arranque (Pulsador con luz piloto)
• Comando de parada normal o unload (Pulsador con luz piloto)
• Indicación de estado abierto/cerrado interruptor 480V
• Selección de modo de operación de velocidad / carga activa (3
Pulsadores con luz piloto):
- Compartición de carga activa
- Caída de velocidad
- Carga Activa Fija
• Selección de modo de operación de voltaje / carga reactiva (3
Pulsadores con luz piloto):
- Compartición de carga reactiva
- Caída de Voltaje
- Factor de Potencia Fijo
• Consigna en modo caída de voltaje/PF (Selector 2 posiciones con
retorno al centro):
- Pulso discreto de incremento de consigna de voltaje/PF
- Pulso discreto de decremento de consigna de voltaje/PF
• Consigna en modo caída de velocidad/Carga Activa (Selector 2
posiciones con retorno al centro):
- Pulso discreto de incremento de consigna de velocidad/Carga
Activa
- Pulso discreto de decremento de consigna de velocidad/Carga
Activa
• Paro de emergencia, con protección contra activación involuntaria.
Para control remoto se deberá utilizar los puertos de comunicación del
controlador y protocolos de control abiertos, en caso de que no se
disponga, se debe implementar las señales indicadas en borneras para
el cliente.
Como mandatorio se debe dejar disponible en borneras para cliente las
siguientes señales:
- XS01 Estado Encendido/Apagado de la Unidad de Generación
- XS02 Estado Abierto/Cerrado interruptor
- XP01 Permisivo para encendido de la Unidad de Generación
- SD01 Shutdown Remoto de la Unidad de Generación
- XA01 Alarma general de la Unidad de Generación
- XA02 Alarma detección de fuego de la Unidad de Generación
- COM01 Comunicación Ethernet (RJ45)
- COM02 Comunicación Ethernet (SFP Tipo LC Duplex)
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- COM03 Comunicación digital de sincronismo y compartición
de carga (DB9 o bornera frontera)
Controlador sincronización de la Unidad de Generación
El controlador para sincronización, control de frecuencia y voltaje de una
Unidad de Generación, de manera mandatorio debe ser compatible con
los dispositivos de sincronismo existentes dentro de cada estación
homologando el criterio para contar con un único controlador, facilitando
la gestión de mantenimiento y repuestos.
Se sugiere utilizar como controlador de sincronismo de la Unidad de
Generación el equipo Woodward EasyGen 3500XT P2, pues cubre la
necesidad de integrarse con otras centrales de generación y con puntos
de sincronización del sistema de distribución eléctrico que están fuera
del límite de batería de esta especificación. Este controlador tiene la
capacidad de comunicarse con dispositivos de sincronización Woodward
mediante CanBus, a través del cual comparten información que permite
realizar las siguientes funciones de manera coordinada:
- Segmentación de la red.
- Análisis dinámico de la topología de la red.
- Control maestro de velocidad.
- Control maestro de voltaje.
- Compartición de carga activa.
- Compartición de carga reactiva.
- Sincronización de la Unidad de Generación.
- Sincronización entre grupos de Unidades de Generación.
- Sincronización al SEIP-E.
- Cambio de modo de operación automáticamente ante cambios del
MCB.
El controlador de sincronismo de las Unidades de Generación es el
dispositivo maestro de control de voltaje y velocidad enlazado a los
dispositivos esclavos: AVR y gobernador de velocidad solamente a
través de señales analógicas de “voltaje BIAS” y “speed BIAS”. No se
debe implementar ningún otro comando de control al AVR y gobernador
de velocidad que no sea el del controlador de sincronismo.
Los modos de operación mínimos requeridos para este dispositivo son:
• Modo de operación de velocidad / carga activa:
- Compartición de carga activa
- Caída de velocidad
- Carga Activa Fija
• Modo de operación de voltaje / carga reactiva (3 Pulsadores con
luz piloto):
- Compartición de carga reactiva
- Caída de Voltaje
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- Factor de Potencia Fijo
Este controlador a través de su puerto de comunicaciones debe tener la
capacidad de sincronizarse por medio protocolo PTP o SNPT y
comunicarse utilizando protocolos de comunicación para realizar
monitoreo y control de la Unidad de Generación. Entre las tareas
mínimas a realizar vía remota están el arranque y parada de la Unidad
de Generación, cambios de modo de operación, cambios de sets points.
Este controlador debe tener un HMI integrado donde se puede ver en
línea todas las variables eléctricas de la unidad generación (V, I, P, Q,
fp, f) además de las variables de control (modo de operación, valores de
set points, estado del breaker).
Cabe destacar que este dispositivo se integrará al sistema de control de
la Unidad de Generación, sin necesidad de desplazarlo, es decir, se
mantendrá la filosofía de control del fabricante en cuanto a secuencia de
arranque / parada, ESD, protección, monitoreo y todas las funciones que
no se han mencionado. Este sistema de control es propio del fabricante
y se integrara vía protocolo de comunicación Modbus TCP/IP, por el cual
se deben tener el monitoreo de las señales relacionadas a los signos
vitales de la Unidad de Generación y auxiliares.
Relé de protección de la Unidad de Generación
Este equipo será el dispositivo de seguridad de la Unidad de
Generación, en el cual además de parametrizar las protecciones
eléctricas propias de la Unidad de Generación, se conectarán señales
discretas de sistemas de seguridades propias del equipo o remotas del
cliente. Este dispositivo de manera mandatoria deberá disponer de
puertos de comunicaciones en cobre tipo RJ45 y manejar de manera
nativa protocolo de comunicación IEC-61850, además para estampa de
tiempo este relé debe manejar cualquiera de los siguientes protocolos:
PTP, SNTP o IRIG-B, para las especificaciones eléctricas del relé
referirse al alcance Eléctrico.
Switch de comunicaciones
En el tablero de control CUG se debe disponer un switch capa 2 que
soporte protocolos (IEC61850, PTP, SNTP y MODBUS TCP/IP). En este
switch deben estar conectados: el controlador de la Unidad de
Generación, el relé de protección y demás dispositivos requeridos. Este
switch debe tener puertos disponibles en cobre tipo RJ45 y fibra óptica
con SFP tipo LC Duplex para conexión a sistemas de control externos.
En el caso de tener dispositivos que manejen otros protocolos de
comunicación se deberá instalar en este tablero un Gateway de
comunicación a MODBUS TCP/IP y deberá conectarse a uno de los
puertos de cobre del Switch de Comunicación.
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Cableados de I&C y comunicaciones
Los cables de fuerza y control que se interconectan a este tablero deben
estar identificados de acuerdo a planos y deberán tener protección
mecánica para evitar daño a los mismos. Para su instalación deberá
cumplirse recomendaciones de la NEC en su última revisión.
En el caso de cableado Ethernet se debe cumplir el estándar Clase
F/UTP (apantallado) categoría 6A con ancho de banda de 500 MHz.
10.3.4. Sistema de control de procesos
LA CONTRATISTA debe considerar un tablero PCS para la integración
de los equipos, instrumentos y válvulas a los sistemas de monitoreo y
control.
El panel consiste en un controlador PLC tipo chasis con módulos de
CPU, entrada/salida y de comunicaciones, que manejen protocolos
ControlNet o EtherNet/IP en topología DLR, de tal manera que se
puedan establecer redes de control con los PLC de los equipos de
manejo de combustible, MCC y RIOs (tableros de entrada/salida
remotos) en caso de requerir.
En función de los diseños y de la complejidad de las estaciones se
acepta también controladores compactos (CPU, entradas/salidas y
comunicaciones integradas) que se comuniquen por EtherNet/IP hacia
los sistemas de monitoreo, para control con otros equipos se utilizará
cableado en duro.
El PCS debe ser fabricado en acero inoxidable y puede ser ubicado en
exteriores o interiores, deberá tener Enclosure certificado Nema 4x o
Nema 12 respectivamente.
También es parte del alcance de LA CONTRATISTA la ingeniería
procura, instalación, conexionado e integración hacia el panel PCS de
los equipos de procesos como compresores-variadores, calentadores,
separadores, scrubbers, PTG, etc. Todos los instrumentos, válvulas de
control, válvulas SDV, medidores de flujo, etc. que resulten del
desarrollo de la ingeniería también se integraran al PCS.
Los equipos de manejo de combustible como Compresores, URV, PTG
(Planta de Tratamiento de Gas) deben tener PLC, HMI, mandos e
indicadores locales, todos instalados en tableros onskid de acero
inoxidable con certificación NEMA 4X. Se debe utilizar cables armados
tipo MC o instalados por tubería rígida o bandeja cubierta de tal manera
que se proteja de factores mecánicos y ambientales, los conectores a
tableros deben ser tipo TMC o TMCX en función de la clasificación de
áreas y la instalación siguiendo las recomendaciones de la NEC en su
última revisión.
Para los instrumentos de drenajes automático de condensados de los
filtros coalescentes, separadores, scrubber, pulmón, etc. LA
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CONTRATISTA debe considerar con principio de funcionamiento
neumático (funcionen con aire de instrumentos).
También debe considerar la instalación de los equipos pasivos como
cables, bandejas, Junction Box, y de los accesorios necesarios para
complementar la integración del panel PCS.
En el caso de la industrialización del combustible , LA CONTRATISTA
de acuerdo a su tecnología ofertada deberá considerar la especificación
y provisión de los elementos y accesorios requeridos para el correcto
funcionamiento de la Central de Generación o PTG, por tal razón es
necesario y mandatorio que LA CONTRATISTA realice el
dimensionamiento de todos los equipos de proceso para que trabajen en
las condiciones de presión, flujo y temperatura que requieren,
respetando los criterios de diseño de EP PETROECUADOR.
Para la integración al sistema Scada se realizara vía comunicaciones
utilizando protocolos de control que permitan la transmisión segura de
señales de control. Para señales de monitoreo utilizan protocolos
específicos para este propósito. Los controladores principales deben ser
configurados para que tomen la estampa de tiempo en el protocolo que
estos dispongan desde el GPS (PTP, IRIG-B, SNTP). LA
CONTRATISTA debe presentar el listado de señales a monitorear para
aprobación de EP PETROECUADOR y para su integración en los
sistemas Scada-L y Scada M.
Para comandos de ESD, instrumentación de proceso y válvulas la
integración se realiza mediante señales cableadas en duro hacia los
controladores respectivos.
LA CONTRATISTA es responsable de realizar las modificaciones que
resulten del desarrollo de la ingeniería para los compresores o URV,
para instalar el sistema de reposición de aceite, detector de gas y el
cableado de control entre el equipo y el variador, así como también la
instalación, pruebas e integración de estos equipos y dispositivos a los
sistemas de monitoreo y control.
La programación será realizada según el estándar de EP
PETROECUADOR PEC-EXP-MA-SEN-60-ESP-002.
Es también parte del alcance de LA CONTRATISTA la validación de
válvulas de control de los separadores de producción existentes, (la
validación no debe afectar la operación normal de los separadores), si
durante la ingeniería se identifica que se debe cambiar las válvulas de
control de los separadores o instalar algún instrumento adicional es
responsabilidad de LA CONTRATISTA realizar el diseño, provisión,
instalación y pruebas de estos instrumentos.
Para un calentador en línea, LA CONTRATISTA debe considerar que el
controlador de este skid debe permitir programar un delta de
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temperatura como consigna de control, adicional debe tener señales en
cableado en duro hacia el PCS para señales de ESD, XS y XP. El
controlador del calentador se debe integrar al PCS, el protocolo será
definido en la etapa de ingeniería de acuerdo a la tecnología
seleccionada.
El punto de interconexión del TIE-IN de gas es responsabilidad de LA
CONTRATISTA para más detalle revisar alcance de la disciplina
procesos.
Para la evacuación de los condensados almacenados en los recipientes
LA CONTRATISTA debe considerar la especificación de instrumentos de
medición y control de nivel en el recipiente que debe realizar la
evacuación automática de los condensados con bombas neumáticas
utilizando el PCS para las lógicas de control.
10.3.5. Sistema de medición de combustibles
Para especificar los medidores de flujo de gas se debe considerar
medidores que tengan compensación de presión y temperatura en línea
con un máximo de error en flujo volumétrico de gas del +/- 1%.
Para los medidores de flujo de líquidos debe considerar precisión ±0.5%
y repetibilidad ±0.05% o menor, compensado en presión y temperatura.
Para medición multifásica se debe diseñar el sistema de medición que
brinde mejor precisión y repetibilidad, también se puede utilizar
medidores multifásicos.
Los principios de medición serán definidos en ingeniería considerando
otros factores como caída de presión y composición del gas.
Todos los medidores deben estar conectados a un computador de flujo
que puede ser el mismo transmisor de flujo multivariable del instrumento
e integrado al PCS.
Para la medición fiscal de combustibles se deben cumplir con los
requerimientos de la ARCERNNR, normativa API (líquidos) y AGA (gas).
Todos los medidores deben tener facilidades (juegos de válvulas o
proovers) para su verificación o calibración en sitio.
LA CONTRATISTA debe considerar también medición de flujo de gas en
línea para los mecheros de las estaciones, su ubicación será en la línea
o líneas de gas hacia el mechero, el principio de medición se definirá en
la ingeniería.
Para la medición cualitativa de gas se pueden utilizar cromatógrafos en
línea, analizadores de CO2 en línea, otros medidores deben ser
aprobados en ingeniería y deben integrarse a los computadores de flujo
y PCS.
10.3.6. Sistema de seguridad
Es responsabilidad de LA CONTRATISTA la ingeniería, procura
instalación y pruebas del sistema de seguridad de la central de
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generación y de proceso. Bajo los criterios de la NFPA850 y demás
normativa contenida en esta.
Para el caso de las estaciones de procesamiento e industrialización de
gas consiste en un sistema de controlador de seguridad redundante
certificado NFPA y que alerta de manera temprana presencia de fuego
en el área, detectores de fuego multiespectro y detectores de gas IR,
alarmas visual y sonora, módulos de E/S, pulsadores de emergencia y
relés de seguridad., se recomienda instalar dos EQP de Dettronics, en
configuración redundante, que enviará señales de ESD o alarma a las
áreas, dispositivos y equipos donde se confirmó la condición. Este
equipo se puede instalar en un tablero de acero inoxidable certificado
Nema 4X para exteriores o Nema 12 para interiores.
Para las plataformas los detectores de fuego y gas, pulsadores de
emergencia y otros elementos del sistema de seguridad deben ser
conectados a un relé de seguridad certificado que debe ser monitoreado
por el PCS.
Las señales de ESD deben ser cableadas en duro desde los dispositivos
de emergencia hacia el circuito de control o PLCs de los equipos,
también se debe considerar los trabajos necesarios para integrar estas
señales a los sistemas de monitoreo y control y su respectiva alarma
visual/audible local.
Es mandatorio el sistema de seguridad para el contenedor oficina y/o
cuartos eléctricos y de control según criterios de la norma, LA
CONTRATISTA debe proveer, instalar una red SLC y probar los
detectores de humo y panel de detección e integrarlos al PCS. Para el
panel puede utilizar un controlador ARIES especializado para esta
función o puede utilizar el mismo EQP con las respectivas tarjetas y
módulos para integrar a la red LON. LA CONTRATISTA debe considerar
un sistema de alimentación DC que cumpla los criterios indicados en la
norma.
En el caso de instalar un nuevo SCI (sistema contra incendio) LA
CONTRATISTA es responsable de la especificación, procura y puesta
en marcha de este sistema considerando los equipos, instrumentos y
tableros de control certificados para este fin, el sistema debe ser
integrado al PCS para monitoreo en el sistema Scada. Es
responsabilidad de LA CONTRATISTA definir el punto de TIE-IN de la
captación de agua para este sistema, así como de la ingeniería, procura
y puesta en servicio del sistema de captación e interconexión al SCI.
10.3.7. Sistema eléctrico
LA CONTRATISTA es responsable de la Ingeniería, procura, instalación
y pruebas de los equipos eléctricos que se requieran para el proyecto y
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que se indican en el alcance eléctrico, como SWGR, MCC,
transformadores, Sistemas DC, UPS, etc.
En el caso del MCC debe tener dispositivos inteligentes en todos sus
cubículos con comunicaciones en EtherNet/IP de tal manera que se
puedan comunicar y se pueda realizar control desde el PCS.
En el caso del SWGR los dispositivos de protección y medición deben
integrarse a la MTU utilizando IEC61850 ed.2, en el caso de utilizar
SWGR existentes LA CONTRATISTA debe realizar la integración al
CCO utilizando las MTU disponibles previa validación de la capacidad
del Gateway de comunicación, en caso que no se disponga de
capacidad en las MTU existentes deberá especificar un nuevo tablero.
El control de las celdas de los SWGR debe estar conectada al IED por lo
que debe disponer de entradas y salidas para este fin, el IED y medidor
de energía debe disponer capacidades de comunicación en IEC61850 y
sincronización en IEEE1588, en el tablero de medición debe tener un
switch de comunicaciones capa 2 habilitado para trabajar con protocolos
eléctricos y ambiente industrial donde deben estar conectados los IED y
medidores. Además debe disponer de dispositivos de sincronismo en las
celdas de interconexión al sistema eléctrico y TIE breaker compatibles
con el controlador de las Unidades de Generación, se recomienda LS-5
para que se integre a los sistemas eléctricos de EP PETROECUADOR.
En el caso de los transformadores 13.8/0.48 kV, se debe especificar los
instrumentos de control y protección del equipo, se debe realizar el
diseño para la conexión de las protecciones mecánicas a los SWGR y
para la transferencia de disparos, interlocks y permisivos de cierre con
los SWGR existentes de EP PETROECUADOR, para estos trabajos se
debe utilizar cableado en duro a las tarjetas de entrada /salida de los
relés de protección.
Es parte del alcance el conexionado y las modificaciones de las celdas
de los SWGR existentes de ser necesario.
En el caso de implementar una Central de Generación es mandatorio
especificar un nuevo tablero MTU a instalar en el Edificio Eléctrico y de
Control de la Central de Generación, en un área independiente (cuarto
de comunicaciones) y acondicionada para tableros de control y
comunicaciones, este es el equipo central de la integración del sistema
eléctrico, LA CONTRATISTA se encargará de la integración a la MTU
del tablero CUG de las Unidades de Generación, celdas del SWGR a
instalar en este proyecto y todos los dispositivos del sistema eléctrico
como: IEDs/Relés, transformadores, controladores, PMUs, Gateway,
UPS, sistema DC etc. a los sistemas de monitoreo y control (Scada
Local y Scada Master), comunicaciones y de proceso de la central de
generación.
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Esta integración se realiza vía comunicaciones utilizando protocolos
eléctricos (IEC61850 nativo, IEC104, etc.) que permitan la transmisión
de estampas de tiempo y señales de control. Todos los dispositivos del
sistema eléctrico deben ser configurados para que tomen la estampa de
tiempo en el protocolo que estos dispongan desde el GPS a instalar en
el tablero MTU (PTP, IRIG-B, SNTP). LA CONTRATISTA debe presentar
el listado de señales actualizado con las señales de las Unidades de
Generación a monitorear para aprobación de EP PETROECUADOR y
para su integración en los sistemas Scada-L y Scada M. Todos los
IEDs/Relés/PMUs deben estar integrados a la red de telegestión en
CCO Lago Agrio para esto el equipo debe tener la interfaz de
configuración de los relés por puerto Ethernet para que sea directamente
enlazado, si LA CONTRATISTA oferta equipos con una interfaz diferente
debe considerar conversores, cables adicionales, etc. que se requieran
para lograr la telegestión.
Es responsabilidad de LA CONTRATISTA la integración de la red CAN
dentro de los límites de batería de la Central de Generación y en las
facilidades existentes de EP PETROECUADOR, para lo cual LA
CONTRATISTA deberá considerar la instalación de los accesorios,
cables y FO necesarios, debe considerar los planos de segmentación de
red donde se indique la integración de los dispositivos de sincronismo de
los SWGR y los dispositivos controladores de las Unidades de
Generación. Los trabajos que se deban realizar en los controladores
existentes en las facilidades de EP PETROECUADOR son
responsabilidad de LA CONTRATISTA. LA CONTRATISTA deberá
definir el punto de TIE-IN de esta red y realizar la ingeniería, procura y
puesta en marcha de esta red de comunicación, todos los equipos y
materiales que se requieran son responsabilidad de LA CONTRATISTA.
10.3.8. Sistema de comunicaciones
LA CONTRATISTA es responsable del diseño de los tableros de
comunicaciones en las plataformas y estaciones estos pueden ser
tablero para exteriores o interiores certificados Nema 4X o Nema 12
respectivamente, para el contenedor oficina o cuartos eléctricos también
se puede especificar racks de piso o pared.
En el edificio eléctrico y de control de la central de generación, se debe
instalar el rack en un área independiente (cuarto de comunicaciones) y
acondicionada para tableros de control y comunicaciones, es
responsabilidad de LA CONTRATISTA la ingeniería, instalación, pruebas
e integración de este panel con los dispositivos de la central de
generación.
Es responsabilidad de LA CONTRATISTA, la procura instalación y
pruebas de equipos activos y pasivos como Switch de comunicación,
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ODF, etc. para la integración de estos equipos y dispositivos a los
sistemas de monitoreo y control (Scada Local y Scada Master) de la
central de generación y de proceso. Para los Switch de comunicaciones
sugiere utilizar equipos industriales CISCO con los puertos de cobre y
FO requeridos según ingeniería, además el IOS debe incluir la seguridad
K9 y tener garantía extendida (5 años).
En la red Scada se integran los dispositivos y señales de los sistemas
eléctricos y de control de procesos, mientras que la red Negocios se
integra el servicio de telefonía IP y puntos de datos.
LA CONTRATISTA es responsable del diseño, suministro, instalación y
pruebas del cableado estructurado y puntos de red del contenedor
oficina y de los edificios eléctrico y de control en caso que aplique.
El cuarto de comunicaciones será diseñado según los criterios NFPA
para protección de equipos de TI.
Es responsabilidad de LA CONTRATISTA definir los puntos de TIE-IN
para la red de comunicaciones Scada y Negocios en las facilidades
existentes de EP PETROECUADOR dentro o fuera de las plataformas o
estaciones y debe considerar todos los trabajos y materiales para
habilitar los enlaces utilizando medios físicos o inalámbricos en caso de
ser necesario.
En el caso de que se requiera realizar modificaciones a los equipos
existentes o instalación de equipos nuevos es responsabilidad de LA
CONTRATISTA la especificación, procura y puesta en servicio de estos
equipos para integrar a la red Scada y de Negocios de EP
PETROECUADOR.
10.3.9. Sistema SCADA
LA CONTRATISTA es responsable de proveer un sistema Scada-L
considerando una arquitectura Cliente-Servidor se sugiere utilizar la
plataforma Factory Talk de Allen Bradley en su última versión sobre
Windows 7 (64b) Enterprise SP1. Debe considerar al menos dos
servidores físicos en redundancia, en las cuales se disponga de
servidores virtuales de datos, historizador y HMI, el servidor debe
comunicarse con el PI System de OSIsoft existente de EP
PETROECUADOR, estos equipos deben instalarse en un rack de
servidores ubicado en el CIS, considerando que desde este lugar se
realizará el monitoreo de todos los sistemas y se realizará las
transacciones entre EP PETROECUADOR y LA CONTRATISTA.
En el CIS y estaciones de procesamiento debe proveer al menos un
cliente con dos monitores y en las estaciones donde se implemente una
Central de Generación deben proveer al menos dos clientes con dos
monitores cada uno. Los monitores deben ser de 30” o superior, donde
se desplieguen las pantallas del sistema eléctrico, sistema de control de
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procesos, sistema de medición, sistema de seguridad y los demás que
son parte de este alcance, se pueden utilizar monitores con CPU
integradas. La historización se realizará solo de las variables críticas que
permitan tener tendencias de operación y medición. Se debe realizar la
activación de eventos y alarmas de sistemas críticos para la operación,
sistema de seguridad, sistema UPS/DC, etc.
Es responsabilidad de LA CONTRATISTA la suministro de todas las
licencias requeridas para el sistema Scada-L para clientes y servidores,
la activación de las licencias se debe realizar a nombre de EP
PETROECUADOR, en caso de no realizar este procedimiento según lo
indicado, LA CONTRATISTA al final del proyecto deberá realizar la
migración de la licencia a nombre de EP PETROECUADOR para que el
fiscalizador reciba el sistema.
Es responsabilidad de LA CONTRATISTA el desarrollo de base de
datos, pantallas de visualización, alarmas, histórica y tendencias de la
central de generación y de proceso para el sistema Scada Local (Scada-
L) y Scada Master (Scada-M).
Las alarmas y eventos deben ser estampadas en su origen con la hora
sincronizada y provista por el servidor de tiempo permitiendo estructurar
una secuencia de eventos real.
Se sugiere que la programación se realice según el estándar de EP
PETROECUADOR PEC-EXP-MA-SEN-60-ESP-001.
El Scada Master reside en las estaciones de operación existentes en el
CCO de Lago Agrio, el sistema es OASYS, el desarrollo que se haga en
esta estación deberá ser replicado en el CAO de la estación más
cercana, en caso que no exista un CAO LA CONTRATISTA deberá
proveer uno nuevo y licencias para que se integre al sistema actual, así
como el generar el listado de señales en la MTU que permitan el
monitoreo y mandos de la central de generación en tiempo real.
Los requerimientos mínimos del CAO son:
HARDWARE:
• Marca: DELL
• CPU: Intel Core i5-43xx 3.x GHz
• Memory: 12 GB DDR3 ECC RAM
• HD 2x300Gb (RAID1)
• Windows 7 (64b) Enterprise SP1
• Monitor 30”
SOFTWARE:
• OASyS Station ESCADA 1.5.1 (incluyendo ADE, XE y ezXOS)
10000 puntos
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La programación se realiza según el estándar de EP PETROECUADOR
y la integración considerando los lineamientos indicados en MNT-SEN-
UIO-60-ESP-003-0, MNT-SEN-UIO-60-ESP-004-0, PAM-EP-LAG-MNT-
90-GUI-002-00 y PAM-EP-LAG-MNT-90-GUI-001-00.
Al intervenir en sistemas existentes los especialista que van a realizar
los trabajos deben ser aprobados previamente por EP
PETROECUADOR.
10.3.10. Sistemas Auxiliares
Todos los sistemas auxiliares como por ejemplo: compresores de aire de
facilidades y de instrumentos, PTA, u otros necesarios para la operación
de los equipos ofertados, son responsabilidad de LA CONTRATISTA. LA
CONTRATISTA es responsable del diseño, procura, construcción y la
puesta en marcha de estos sistemas. LA CONTRATISTA debe
considerar también el sistema de captación de agua y SCI en caso de
ser requerido.
La integración se la debe realizar al PCS para monitoreo y control bajo el
estándar de EP PETROECUADOR PEC-EXP-MA-SEN-60-ESP-002.
En el caso de instalar una Central de Generación es responsabilidad de
LA CONTRATISTA la ingeniería, procura instalación y pruebas de
funcionamiento de los sistemas de control de acceso para los edificios
eléctricos y de control y para el contenedor oficina, integrados a la red
de Negocios y compatible con el sistema existente de EP
PETROECUADOR, por tal razón se debe incluir en el suministro el
licenciamiento para Server Onguard por cada punto de control/servicio.
LA CONTRATISTA debe considerar el monitoreo de todos las puertas
de acceso (incluye salida de emergencia), instalación de lectoras de
tarjetas para entrada y salida de los accesos principales y cuarto de
comunicaciones.
Las puertas deben estar equipadas con mecanismo de cierre automático
y cerradura electromagnética. Las puertas de emergencia deben estar
equipadas con mecanismo de cierre automático y barra antipánico.
En el caso de instalar una Central de Generación para el sistema CCTV
se deberán instalar cámaras IP y un dispositivo de grabación (NVR)
integrado a la red de Negocios. El NVR debe ser compatible con ONVIF
en todos sus aspectos (Pan, Tilt, Zoom) y con DS ControlPoint, deberá
tener capacidad para integrar las cámaras de la central y al menos 50%
en reserva para futuros dispositivos.
Las cámaras deben ser especificadas para exteriores e interiores, según
sea el caso, considerando el monitoreo de las siguientes áreas: Edificio
eléctrico y control, Cuarto de Máquinas (en caso de que aplique) y otras
áreas críticas para la operación, también deberá entregar un monitor de
30” donde se visualicen las áreas antes indicadas.
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10.3.11. Alcance de los trabajos
RELEVAMIENTO DE CAMPO
LA CONTRATISTA deberá asegurar todos los datos que requiera para la
ejecución de las tareas descritas en este Alcance utilizando: mediciones,
fotografías, levantamiento de tableros, levantamientos de racks de
comunicaciones, levantamiento de instrumentación de campo, tableros
PLC-RIO, Switchgear, puntos de TIE-IN, etc. entrevistas y cualquier otra
metodología para la obtención de información, debe disponer de los
equipos, herramientas y software necesario para conectarse y
comunicarse a dispositivos de control y seguridad. LA CONTRATISTA
deberá presentar un informe del relevamiento realizado.
INGENIERIA
La ingeniería de básica y de detalle incluye pero no limita a:
• Arquitecturas (Sistema de Control, SCADA, Comunicaciones y
F&G)
• Diagramas de Bloques
• Ubicación de equipos
• Listado de señales
• Listado de instrumentos
• Filosofía de Operación Control y Seguridad
• Layout Interno/Externo de paneles y JB's
• Diagramas de conexionados (borneras frontera - instrumento)
• Diagramas de conexionados (borneras frontera - tarjeta I/O)
• Diagrama de conexionado de redes de comunicación de campo
• Ruteo de bandejas, canalizaciones, tubería u otro medio de
transportar cables de control y de instrumentos
• Matriz Causa Efecto.
• Típicos de Montaje
• Listado de Cables
• Corte de Cables
• Ruteo de Cables
• Hojas de datos de todos los instrumentos (ISA20)
La codificación de los documentos será congruente con lo requerido en
el instructivo PEC-EXP-UIO-00-INS-01 “Instructivo de Elaboración y
Codificación de Documentos”.
PROCURA
Será responsabilidad de LA CONTRATISTA la procura de todos los
equipos, instrumentos, paneles, materiales y consumibles que son parte
del alcance del proyecto.
Es responsabilidad de LA CONTRATISTA el traslado de los materiales
al sitio de la obra, custodia, almacenamiento y gestión de acuerdo a lo
indicado en la MAOP Fase Constructiva.
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CONSTRUCCIÓN Y MONTAJE ELECTROMECÁNICO
Es responsabilidad de LA CONTRATISTA la suministro de: equipos,
herramienta, consumibles y personal necesario para la ejecución de
todas las labores de construcción, montaje, instalaciones, conexionados
que se requieren en el proyecto de conformidad al alcance y
necesidades propias del proyecto, de manera que garanticen el óptimo
funcionamiento de los sistemas asociados a este proyecto.
PRE-COMISIONADO Y COMISIONADO
Es responsabilidad de LA CONTRATISTA todos los equipos,
herramienta, consumibles y personal calificado para las pruebas que se
detallan en este alcance.
El pre-comisionado, comisionado y puesta en marcha, incluye pero no
se limita a: la operación de los equipos de los diferentes sistemas,
integración a las facilidades de EP PETROECUADOR, despliegue de
información en los sistemas de LA CONTRATISTA y EP
PETROECUADOR, etc.
Es responsabilidad de LA CONTRATISTA las pruebas de pre-
comisionado, comisionado de:
• PRUEBAS SAT DE TABLEROS Y EQUIPOS, mandatorio pruebas
y certificación de medidores de flujo. La certificación por un tercero
acreditado.
• PRUEBAS DE CABLES, mandatorio pruebas de cables y
certificación de enlaces de fibra óptica de las interconexiones (Megado,
OTDR, etc.). La certificación por un tercero acreditado.
• PRUEBAS DE REDES, mandatorio prueba enlaces CCO con
personal de TI
• PRUEBAS SCADA LOCAL, mandatorio prueba de despliegue de
datos, eventos y alarmas en HMI.
• PRUEBAS SCADA MASTER, mandatorio prueba de despliegue
de datos, eventos y alarmas en CCO.
• PRUEBAS DE LÓGICAS DE CONTROL, SEGURIDAD Y MCE,
mandatorio pruebas de interlocks, permisivos y disparos o ESD.
• PRUEBAS FUNCIONALES DE TRANSFORMADORES Y
SWITCHGEARS
• PRUEBAS FUNCIONALES DEL SISTEMA DE SEGURIDAD
• PRUEBAS FUNCIONALES DE EQUIPOS AUXILIARES
PUESTA EN MARCHA
Es responsabilidad de LA CONTRATISTA la puesta en servicio de todos
los equipos de este proyecto, también debe prestar personal de soporte
para la integración a los sistemas existentes. Proveerá los recursos
indicados en la MAOP Fase Constructiva.
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DOCUMENTACIÓN ASBUILT
LA CONTRATISTA debe entregar los respaldos de los programas de
PLC, HMI y cualquier otro dispositivo a programar o configurar en este
proyecto, los archivos serán en formato digital para que puedan ser
abiertos y modificados en los programas del fabricante, es decir los
programas deben estar comentados y sin contraseñas.
También deberá entregar la documentación asbuilt en formato físico y
digital, incluye los editables de los documentos.
ESPECIFICACIONES Y ESTANDARES DE EP PETROECUADOR
Las especificaciones y estándares de EP PETROECUADOR aplicables
a este proyecto:
• EXP.03.RC.FO.125 ESPECIFICACION DE BIENES
HOMOLOGADOS
• EXP.04.MA.DR.05 GUÍA DE ESTILOS DEL IHM SCADA CCO
• EXP.04.MA.DR.01 GUÍA DE CODIFICACIÓN DE TAGS SCADA
CCO - SISTEMA ELÉCTRICO
• EXP.04.MA.DR.02 Codificación de activos de bloques
adjudicados y desarrollados por la EP PETROECUADOR
• PEC-EXP-MA-SEN-60-ESP-001 Especificación de Diseño de
Pantallas del Scada de Generación y Eléctrico.
• PEC-EXP-MA-SEN-60-ESP-002 Especificación de Programación
de PLC del Scada de Generación y Eléctrico.
• PEC-EXP-SEN-00-LST-004
Condiciones Específicas- Normas y Estándares
• B15-EPF-60-SP-002 Instrumentation Desing
• B15-EPF-60-SP-001 Instrumentation Installation
• B15-ECU-60-SP-004 Instrumentation and Control Cables
Specification
• PAM-EP-ECU-TI-00-STD-028-00ESTÁNDAR DE CABLEADO
ESTRUCTURADO
• PAM-EP-ECU-TI-00-STD-031-00ESTÁNDAR DE FIBRA ÓPTICA
MULTIMODO
• PEC-EXP-UIO-00-INS-01 Instructivo de Elaboración y
Codificación de Documentos
10.4. Alcance Eléctrico.
El Alcance del proyecto es el siguiente:
 Desarrollo de Ingeniería Básica y de Detalle completas.
 Procura y provisión de todos los equipos y materiales
resultantes de la ingeniería de básica y detalle.
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 Construcción de todas las facilidades resultantes de la
ingeniería de básica y detalle.
 Pre comisionado, Comisionado, Pruebas Funcionales y
Puesta en Marcha de todos los equipos y sistemas
resultantes de la ingeniería de básica y detalle.
 Elaboración de estudios, procedimientos y filosofías
eléctricas.
 Elaboración del Dossier de Calidad del proyecto.
10.4.1. Términos Eléctricos.
La simbología para los elementos eléctricos estará basada en las
exigencias establecidas por la norma IEC 60167.
En los aspectos de simbología no cubiertos por estas normas se
recurrirá a las siguientes normas: ANSI Y32.2-1975 (Reaffirmed
1989), CSA Z99-1975, IEEE Std. 315-1975 (Reaffirmed 1998).
10.4.2. Bases y Criterios Eléctricos
Toda la documentación a ser generada en el desarrollo de la
ingeniería básica y de detalle será en idioma español o inglés, con
excepción de los siguientes casos:
Para la documentación existente, se conservará el idioma original
de dicha información o documentación.
La documentación requerida para la compra de equipos o
materiales en el exterior se deberá realizar estrictamente en el
idioma inglés.
10.4.3. Criterios de diseño eléctrico.
Toda la documentación emitida por “LA CONTRATISTA” deberá
enmarcarse dentro de las bases y criterios de EP
PETROECUADOR. No obstante, se deben cumplir los criterios
descritos a continuación de manera complementaria.
Niveles de Voltaje.
Los niveles de voltaje para el Sistema de Generación serán:
(a) 13.8kV, 60 Hz Medio Voltaje.
(b) 480V, 60 Hz Bajo Voltaje.
(c) 480V/208-120V, 60 Hz Bajo Voltaje.
(d) 120V AC, 60Hz UPS Fuente de tensión segura.
(e) 125V DC Alimentación de Control e
Instrumentación.
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(f) 24/48 VDC Alimentación de Control e
Instrumentación (Dispositivos)
10.4.4. Sistema de Puesta a Tierra.
Es responsabilidad de “LA CONTRATISTA”, el diseño integral del
sistema de puesta a tierra BAJO y SOBRE EL NIVEL 0 y su
interconexión con la malla de tierra existente en la plataforma
local.
El diseño de malla de puesta a tierra debe garantizar que no
existan diferencias de potencial entre las diferentes mallas de
puesta a tierra de la estación local con el nuevo diseño de malla
de puesta a tierra.
Es responsabilidad de “LA CONTRATISTA” el estudio de
resistividad del suelo, para el desarrollo de los estudios eléctricos
que justifiquen el correcto diseño.
El diseño del Sistema de Puesta a Tierra deberá cumplir con lo
siguiente:
 Será dimensionado en base a la Norma IEEE Std. 80-2000.
 En todos los casos el sistema de puesta a tierra debe ser
calculada para garantizar una tensión de toque y de paso
segura, esto aplicara en Subestaciones y Área de
Transformadores.
 En caso que la Memoria de Cálculo de Malla de Puesta a
tierra especifique un calibre de conductor menor a 4/0
AWG Para la malla principal, se deberá usar como mínimo
un conductor de cobre trenzado desnudo calibre 4/0AWG.
 La derivación para equipos principales se realizará con
cable calibre 4/0 AWG, de cobre trenzado aislado color
verde, con conexión mínimo en dos puntos de los equipos.
 Las derivaciones para equipos auxiliares, skid y tableros de
distribución es con cable calibre 2/0 AWG hasta 4 AWG, de
cobre trenzado color verde.
 La malla de puesta a tierra es conectada a las estructuras
metálicas de los edificios y de las zonas de facilidades de
generación y transformación.
 Las conexiones entre cables y a estructuras son hechas
con soldadura exotérmica.
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 La conexión a equipos es hecha con conectores a
compresión, los conectores a compresión son tanto para
cobre como para aluminio.
 Todos los conductores de la malla serán enterrados a una
profundidad mínima de 60 cm bajo el nivel del suelo de
tierra.
 Todos los equipos y sistemas eléctricos serán conectados
a tierra siguiendo lo establecido en el NEC 2014-Chaper
250.
 Todos los motores estarán conectados a la barra de tierra
del MCC o SWGR que los alimenta por medio de un
conductor de puesta a tierra del propio alimentador del
motor.
 Para los sistemas de bandejas se garantizará una tierra
continua, en los puntos donde se instalen juntas de
expansión se usarán puentes (Jumper) utilizando cable
calibre 2 AWG mínimo.
 Se debe considerar una malla de puesta a tierra dedicada
para el sistema de control e instrumentación, esta malla se
interconectará mediante una triada al sistema principal de
puesta a tierra (malla principal).
 Por ningún motivo se aceptan mallas aisladas, todas deben
interconectarse entre sí, incluyendo la malla existente de la
locación.
 Se debe considerar la interconexión del sistema de puesta
a tierra con el sistema contra descargas atmosféricas.
10.4.5. Protección contra Descargas Atmosféricas.
Será diseñado de acuerdo a la norma NFPA 780 2011.
Cualquier otro sistema de protección diferente al establecido en la
NORMA NFPA 780 2011 no será aceptado.
10.4.6. Métodos de Conexionado/Cableado (Wiring).
Todos los cables deberán ser dimensionados y cableados según
lo establecido en el NEC 2014.
Todos los cables a utilizar serán especificados como: cables
tripolares de cobre trenzado, alta pureza, armados y/o TC,
apantallados, adecuados para uso en áreas clasificadas (MC-HL
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Clase I, División II) donde se requieran según normas eléctricas.
El aislamiento será EPR para 15kV, con chaqueta exterior de PVC
con resistencia a los rayos UV y retardantes a la flama/llama. La
temperatura del conductor es 105ºC y aislamiento 133%.
Los cables para el sistema de distribución en 480/220/120VAC
deben ser tripolares de cobre trenzado alta pureza, armados y/o
tipo TC, adecuados para uso en áreas clasificadas (MC-HL, Clase
I División II) donde aplique según las normas eléctricas. El
aislamiento será XLPE para 600V, con chaqueta exterior de PVC
con resistencia a los rayos UV y retardantes a la flama/llama. La
temperatura del conductor es 90ºC. El calibre mínimo será 14
AWG.
La máxima caída de tensión permitida durante operación normal
es de 5%, de acuerdo a lo siguiente:
• alimentadores en 13.8kV : máximo 3%
• alimentadores en 0.48kV: máximo 3%.
• Ramales a motores y de iluminación: máximo 3%.
La máxima caída de tensión permitida durante arranques de

motores es de 20%, de acuerdo a lo siguiente:
• En la barra de 13.8kV: máximo 5%
• En la barra que suple al motor: máximo 15%
• En los terminales del motor: máximo 20%.
Las terminaciones de los cables son con conectores tipo CGB,

TMC o TMCX dependiendo de la clasificación de áreas que
aplique.
Para cables en 13.8kV se especificarán terminaciones
termocontraibles o en frio.
No se permitirán empalmes de cables en sistemas de fuerza y
control, los empalmes son aceptados únicamente en circuitos
ramales de iluminación y tomacorrientes.
De forma mandatoria todos los conductores (cables de baja y
media tensión) y sus accesorios se deberán solicitar con
certificación UL, caso contrario el material será rechazado.
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10.4.7. Sistema de canalizaciones y bandejas portacables.
Todos los sistemas de canalizaciones, ductos, sistemas
enterrados y bandejas portacables deberán ser diseñados según
lo establecido en el NEC 2014 tomando en consideración lo
siguiente:
 Todos los cables de fuerza y control deberán ubicarse en
bandejas de aluminio o bandejas galvanizadas en caliente.
 Los cables de medio voltaje deben ir por bandeja diferente
de los cables de bajo voltaje.
 Los cables de control a 120 VAC se ubicarán en la misma
bandeja de los cables de bajo voltaje de fuerza.
 El estándar de fabricación de las bandejas deberá ser
equivalente o superior al NEMA VE-1 tipo NEMA 20C.
 Canalizaciones en la Planta de Generación Gas se
emplearán bandejas de aluminio o bandejas galvanizadas
en caliente (servicio pesado) tipo escalera descubiertas.
Donde sea estrictamente necesario enterrar la
canalización, se usarán bancos de tubos de tubería PVC
corrugada para uso eléctrico (en la salida y entrada se
utilizará sellantes para impedir el ingreso de agua o
humedad)
 Los sistemas de bandejas deberán tener juntas de
expansión cada 30 metros.
 La altura a la cual deberá ir ubicada la bandeja portacables,
dependerá de las condiciones del sitio y de los accesos a
los diferentes equipos eléctricos.
 Los sistemas de bandejas estarán segregados por tipo de
servicio: 13.8kV, 600V o menos, circuitos de control, datos
y comunicaciones.
 La separación mínima entre bandejas que lleven cables
con diferentes niveles de voltaje deberá estar acorde con lo
especificado en el código NEC 2014 y la norma IEEE 518-
1982.
 Las llegadas a equipos e instrumentos se realizarán a
través de canales de aluminio o canales galvanizados en
caliente con tapa de 4” o 6”.
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 Para canalizaciones del sistema de iluminación en áreas
techadas de proceso y pasarelas se utilizará tubería
conduit roscada tipo pesado, de acero rígido galvanizado
con un diámetro no menor a ¾”.
10.4.8. Iluminación.
El diseño y los niveles de iluminación se determinarán en base a
la norma “AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE (API), Electrical
Installations in Petroleum Processing Plants, API-RP-540” y
deberán tener las siguientes consideraciones:
 Toda la iluminación deberá presentar certificación UL/CE
de manera mandatoria.
 Toda la iluminación que se utilizará en el proyecto será del
tipo LED uso industrial de forma mandatoria.
 El tipo de luminaria se especificará acorde a la clasificación
de áreas (Clase I, División II).
 Para iluminación de patios de tanques y grandes áreas se
usarán reflectores montados sobre postes de iluminación
principal o de ser requerido sobre mástiles propios
dedicados a iluminación.
 Para la iluminación de pasarelas, plataformas y escaleras
en áreas de proceso se usarán luminarias tipo “stanchion”.
 La iluminación exterior será controlada por medio de
paneles inteligentes de iluminación que permitan programar
la hora de encendido y apago de este sistema.
 En edificaciones se usarán con el mismo propósito
luminarias de emergencia con baterías (autocontenidas).
 Los siguientes sistemas de tomacorrientes deben ser
provistos en las áreas de proceso: 120V (1F+N+T, 15A)
para herramientas con cordón de hasta 15mts; 480V
(3F+T, 30A) para herramientas y máquinas de soldadura
con cordón de hasta 15 mts.
 Para áreas donde se encuentran equipos de control se
emplearán los siguientes sistemas de tomacorrientes:
o 120V (1F+N+T, 15A) Normal Para para servicios
generales.
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o 120V (1F+N+T, 15A) UPS Para para servicios
computadoras.
 Se debe considerar que la iluminación perimetral utilizará
postes o mástiles de iluminación perimetral/exterior
fabricados en aluminio o galvanizados en caliente, los
mismos deberán ser abatibles para realizar mantenimiento.
10.4.9. Plano de Clasificación de Áreas.
Los primeros planos a desarrollar serán los correspondientes a la
clasificación de áreas peligrosas y permitirán delimitar las áreas y
especificar correctamente todos los equipos, accesorios
requeridos para el diseño integral del presente proyecto.
Estos planos deben cumplir con lo especificado en las siguientes
normas:
 NFPA 497 A y B.
 API RP-500.
 NFPA Standard 70.
10.4.10. Diseño y especificación de equipos.
Relevamiento de Información.
Es responsabilidad de “LA CONTRATISTA” realizar un
relevamiento integral del sistema eléctrico de la estación local en
todos los niveles de voltajes y generar el AS BUILT del diagrama
unifilar general.
“LA CONTRATISTA” deberá ingresar a la Estación Local las
veces que considere necesarias para obtener la información y
datos más relevantes que le permitan realizar la ingeniería Básica
y de Detalle.
Ingeniería Básica.
Es responsabilidad de LA CONTRATISTA la elaboración completa
de la ingeniería Básica para la captación y/o industrialización del
gas asociado que incluye:
 Facilidades para la instalación del sistema de captación y/o
industrialización del gas.
 Facilidades para la instalación de todos los sistemas
auxiliares del sistema de captación y/o industrialización del
gas.
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 Facilidades de interconexión con el sistema eléctrico de la
estación local.
 Facilidades de interconexión con la RED PRINCIPAL DE
ENERGÍA A 13.8kV o con el SISTEMA ELÉCTRICO
INTERCONECTADO PETROLERO SEIP.
Listado referencial de documentación de Ingeniería Básica.
Básica Diagramas Eléctricas unifilares definitivos
Básica Diagramas unifilares de detalle de equipamiento Eléctrica mayor (LLI)
Básica Especificaciones de equipos eléctricos mayores (LLI)
Básica Estudio de Corto Circuitos
Básica Estudios Eléctricos de Flujos de Carga
Básica Hojas de datos de equipos Eléctricas mayores (LLI)
Básica Modelación / Actualización del Sistema Eléctrico (Software)
Básica Material Request Cables de Poder
Básica Material Request de equipos eléctricos mayores
Básica Reel lists Cables de Poder
Básica Diseño de equipamiento Eléctrico mayor (LLI)
Básica Lista de Equipos Eléctricos definitivos
Básica Ubicación de equipos Eléctricos
Básica Clasificación de áreas peligrosas básica
Es responsabilidad de El Oferente elaborar un listado de

documentos específicos enmarcados en la lista anterior, para el
desarrollo de la Ingeniería Básica.
Ingeniería Detalle.
Es responsabilidad de LA CONTRATISTA la elaboración completa
de la ingeniería de detalle para la captación y/o industrialización
del gas asociado que incluye:
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 Facilidades para la instalación del sistema de captación y/o
industrialización del gas.
 Facilidades para la instalación de todos los sistemas
auxiliares del sistema de captación y/o industrialización del
gas.
 Facilidades de interconexión con el sistema eléctrico de la
estación local.
 Facilidades de interconexión con la RED PRINCIPAL DE
ENERGÍA A 13.8kV o con el SISTEMA ELÉCTRICO
INTERCONECTADO PETROLERO SEIP.
Listado referencial de documentación de Ingeniería Básica.
Matrices de Evaluación Técnica Equipo

Detalle
menor
Matrices de Evaluación Técnica Equipo

Detalle
mayor
Detalle Detalle de cruces especiales
Detalle Cómputo de obras
Detalle Detalles de cajas de revisión (pull box)
Detalle Diagrama unifilar general del sistema
Diagramas unifilares finales equipamiento

Detalle
mayor
Detalle Dimensionamiento de cables de poder
Detalle Detalle de letreros cable enterrado
Detalle Detalles de rutas de ductos
Detalle Detalle de conexionado de cables de fuerza
Diagramas de conexionado tableros

Detalle
Eléctricas
Detalle Diagramas de tableros
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Detalle Detalle de rutas de bandejas
Detalle de rutas de cable directamente

Detalle
enterrado
Detalle Rutas definitivas de bandejas
Detalle Ruta de cables por bandeja o conduit
Ruta definitivas de cables directamente

Detalle
enterrados
Detalle Diseño sistema de iluminación perimetral
Diseño sistema de iluminación Y

Detalle
tomacorrientes: interior y exterior
Rutas definitivas de ductos y cajas de

Detalle
revisión
Procedimiento para interconexión/ arranque

Detalle
de equipos
Procedimiento de pruebas eléctricas

Detalle
comisionado /Pre-Comisionado MCC
Diseño sistema de protección contra

Detalle
descargas atmosféricas
Detalle Diseño sistema de puesta a tierra (PAT)
Especificaciones para equipamiento

Detalle
eléctrico menor
Hojas de datos para equipamiento eléctrico

Detalle
menor
Detalle Lista de cables
Detalle Memorias de cálculos de sistemas menores
Detalle Memorias de cálculos de sistemas mayores
Detalle MR´s de equipos Eléctricos/Materiales
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menores
Tabulaciones Técnicas equipos/material

Detalle
menor
Detalle Disposición general de equipos - Key Plan
Detalle Estudio de Coordinación de Protecciones.
Filosofía de operación eléctrica y control a

Detalle nivel de ingeniería básica (puntos de
sincronización, controladores, etc.)
Detalle Implantación de equipos en áreas de planta
Detalle Lista de cargas eléctricas
Detalle Cantidades de Obra
Es responsabilidad de El Oferente elaborar un listado de

documentos específicos enmarcados en la lista anterior, para el
desarrollo de la Ingeniería de Detalle cumpliéndose el alcance de
este proyecto.
Layout de distribución/implantación de Equipos Eléctricos.
El layout principal del proyecto se define como parte del Alcance,
con base a esta implantación se deberán elaborara las propuestas
de implantación de equipos eléctricos y definir en una reunión
multidisciplinaria el plot plan final del proyecto.
10.4.11. Sistema de Protecciones Eléctricas.
Es responsabilidad de “LA CONTRATISTA” revisar la información
y realizar el diseño completo de protecciones para integrar y
proteger: interconexiones, generadores, transformadores, SWG y
todas sus cargas asociadas.
10.4.12. Sistema de Distribución mayor a 600V (13.8kV)
Es responsabilidad de “LA CONTRATISTA” el dimensionamiento
completo del Sistema de Distribución mayor o igual a 13.8kV para
las interconexiones con la red principal de energía de este mismo
nivel de voltaje.
En los casos que resulte la instalación de una barra principal de
energía (generación/distribución) este SWGR deberá ser
especificado y suministrado,
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“LA CONTRATISTA” debe considerar los espacios de seguridad,
espacios de trabajo que debe tener el SWG y cada uno de los
equipos eléctricos ubicados dentro de un cuarto eléctrico o
contenedor, cumpliendo con lo expuesto por la NEC 2014
En el diseño del SWG se deberá considerar un SPARE de celdas
que serán determinadas por “LA CONTRATISTA”.
Este equipo debe ser diseñado bajo IEC 62271-200 y la
especificación de EP PETROECUADOR MNT-SEN-UIO-70-ESP-
011.
Las siguientes características son mandatarias en el diseño del
SWGR
 Enclosure tipo interior o IP41.
 Resistente al Arco AFLR (31.5kA, 1s)
 Compartimentación Segregada LSC 2B.
 Frecuencia de Trabajo 60Hz.
 Tensión Nominal 17.5kV.
 Tensión de Operación 13.8kV.
 Material de Barras Cobre.
 Cada relé deberá incluir su Test Block & Plugs del tipo
PMTB 14 o equivalentes, para la realización de pruebas
sobre los mismos.
 Cada celda del SWGR deberá incorporar una unidad de
medición tipo comercial a un ION 8650A o similares.
 Todos los CT´S y PT´S asociados al medidor ION o
equivalente deben ser Clase 0.2 de forma mandatoria y
deben ser instalados como parte de este alcance.
10.4.13. Sistema de Generación (Donde aplique)
Para el caso donde se instalen unidades de generación y que
estás entreguen su energía a un nivel diferente de los 13.8kV, LA
CONTRATISTA deberá proporcionar transformadores para
obtener este nivel de voltaje tomando en consideración los
siguientes lineamientos:
La potencia de cada uno de los trasformadores será definida por
“LA CONTRATISTA” en base a sus estudios eléctricos y cargas
asociadas a cada sistema.
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Considerar que el equipo debe ser provistos en aceite vegetal tipo
FR3 o Biotemp, fabricados bajo el estándar IEEE C57.12.00, IEEE
C57.12.10 y probados bajo la IEEE C57.12.90.
Todos los transformadores deberán ser suministrados con todas
las protecciones mecánicas y eléctricas.
Los transformadores deberán ser sellados herméticos y estarán
provistos de todos los accesorios necesarios para su instalación
completa.
Los transformadores deberán cumplir que las cajas terminales
para las conexiones de cables de alto y bajo voltaje sean
elevadas, herméticas y su ubicación sea lateral al transformador
Los transformadores deberán ser ensamblados completamente en
fábrica, apropiadamente diseñado y construido para garantizar la
máxima seguridad para el personal bajo todas las condiciones de
operación, inspección y mantenimiento.
El transformador debe ser ensamblado completamente en fábrica,
apropiadamente diseñado y construido para garantizar la máxima
seguridad para el personal bajo todas las condiciones de
operación, inspección y mantenimiento.
Además de los accesorios de fabricación standard, los
transformadores deben suministrarse con los siguientes
accesorios, si estos no estuvieran incluidos en el suministro
normal:
 Placa de datos.
 Termómetros de aceite tipo dial con un contacto para
alarma, con adquisición de datos a través de salida de 4 -
20 mA.
 Indicador de nivel de aceite con un contacto de alarma para
mínimo nivel.
 Contacto de alarma para nivel máximo.
 Un medidor magnético de nivel de líquido.
 Un medidor de presión de vacío.
 Válvula de alivio de presión.
 Un dispositivo automático de alivio de presión.
 Válvulas para recirculación de aceite.
 Válvula para drenaje de 1” de diámetro, con dispositivo
para toma de muestras de aceite, accesible desde el
exterior del transformador.
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 Medios para sujeción, levantamiento y montaje del
transformador.
 Pernos de anclaje.
 Terminal de puesta a tierra.
 El protocolo de comunicación está definido por el Alcance
de Instrumentación y Control.
 Se debe considerar el suministro de CT´S en el lado
primario y secundario del trasformador, estos CT´S estarán
asociados a la función de protección diferencial del relé
instalado en los incomings del MCC.
Es responsabilidad de “LA CONTRATISTA” validar esta
información y suministrar los equipos para la operación normal y
continua de las unidades de generación.
10.4.14. Sistema de Distribución menor a 600V.
Para el suministro de energía al sistema de captación y/o
industrialización del gas, LA CONTRATISTA deberá considerar el
diseño y provisión de un sistema de distribución de energía menor
a 600V.
MCC para manejo de gas y auxiliares.
Para el suministro de energía de todas las cargas y sistemas
asociados al Sistema de Captación de Gas, El Oferente debe
diseñar/especificar, suministrar un MCC para uso exterior, los
sistemas mínimos que tomarán energía de este sistema son los
siguientes:
 Compresores.
 Urv´s.
 Sistema compresión de aire.
 Sistema de control y protección.
 Sistema 125 vdc externo.
 Sistemas auxiliares shelter.
o Sistema de distribución 120/220vac.
o Sistema de iluminación.
 Transformadores secos.
 Sistemas definidos por Mecánica y Procesos.
 Sistemas definidos por Instrumentación y Control.
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Este equipo debe ser diseñado bajo Normativa NEMA ICS 3-
322/2-327/250 o equivalente IEC.
Las siguientes características son mandatarias en el diseño del
MCC.
 Enclosure tipo OUTDOOR NEMA 3R o IP65.
 480VAC/60HZ, 3 fases 3 hilos.
 Corriente de cortocircuito definida en estudios eléctricos
(no menor a 42kA)
 Corriente nominal en barra horizontal a definirse en
estudios
 Como parte del diseño del equipo se deberá definir el
número de alimentadores (feeders) para alimentar todas
las cargas auxiliares de los generadores, cargas de
equipos de las facilidades de generación, cargas del
sistema de gas y todos los paneles/equipos/cargas que
requieran alimentación en bajo voltaje.
 Todos los relés asociados a los arrancadores deberán
incluir las siguientes funciones como mínimo: sobrecarga,
sobre corriente, desequilibrio de corriente, falla a tierra
XFMR
(13.8/0.48kV)
1 MVA
NOTA 1 & 3
CB
CAPTACION Y TRANSPORTE DE GAS - MCC SISTEMA DE COMPRESIÓN USO EXTERIOR LV 480VAC
120/220V LIGHTING
CB CB CB CB CB CB CB CB CB SYSTEM SYSTEM
EXTERNAL
DC SYSTEM
125VDC
CARGAS AUXILIARES AUXILIARIES LOADS
MANEJO DE GAS CONTROL AND
PROTECTION SYSTEM
SISTEMA COMPRESIÓN DE
AIRE
CONTROL AND
URV´S Y/O COMPRESORES PROTECTION SYSTEM
NOTA 4
NUEVO SHELTER CAPTACIÓN DE GAS
10.4.15. Interconexión al Sistema Eléctrico Interconectado

Petrolero.
LA CONTRATISTA debe interconectarse al SEIP a nivel de
13.8kV, y puede ser de las siguientes formas:
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a) A un interruptor de un SWGR existente.
b) A una bahía de una S/E Aérea de 13.8kV.
c) Directamente a una línea aérea de 13.8kV mediante un
reconectador.
LA CONTRATISTA deberá proporcionar todos los equipos y
materiales para llevar a cabo cualquiera de las opciones.
RED PRINCIAL DE ENERGÍA A 13.8kV (SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO PETROLERO SEIP)
CB NOTA 2 CB CB CB
Interconexión al
SEIP ALIMENTADORES EXISTENTES
13.8kV O POZOS
XFMR
(13.8/0.48kV)
1 MVA
NOTA 1 & 3
CB
CAPTACION Y TRANSPORTE DE GAS - MCC SISTEMA DE COMPRESIÓN USO EXTERIOR LV 480VAC
10.4.16. Cuarto eléctrico (PCR) y cubiertas para equipos

eléctricos.
Es responsabilidad de LA CONTRATISTA el diseño, procura de
materiales y construcción de Edificios Eléctricos necesarios para
albergar los equipos eléctricos principales (SWGR´S, MCC´S,
sistemas auxiliares) descritos en el presente documento, estos
Edificios pueden tener las siguientes configuraciones:
 Cuarto Eléctrico con paredes a nivel de piso con trinchera

para ingreso de cables.
 Cuarto Eléctrico elevado a 1.8m con estructura metálica e
ingreso posterior de cables.
 Equipos Eléctricos Contenerizados/Encapsulados que
incluyen todos sus servicios auxiliares al interior de su
envolvente y con ingreso de cables por la parte posterior.
 Cubiertas sin paredes (Solo para manejo de Gas), esto
aplica para equipos especificados con envolvente NEMA
3R y que requieren solo de un techo para realizar
mantenimiento en caso de lluvias.
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10.4.17. Sistema de Black Start (donde aplique).
Para el caso donde se instalen Centrales de Generación, LA
CONTRATISTA será responsable de implementar un Sistema de
Black Start que garantice que este sistema pueda arrancar de
manera autónoma sin depender de facilidades locales, el sistema
incluye toda la ingeniería, equipos y materiales requeridos para
este propósito, esto incluye el diseño, procura y construcción de
este sistema
10.4.18. Diseño y construcción sistema de puesta a tierra.
El diseño integral, procura de materiales y construcción es
responsabilidad de “LA CONTRATISTA” y debe contemplar como
mínimo las siguientes actividades:
 Realizar los estudios y cálculo de malla a tierra (incluye
cálculo de corrientes de cortocircuito).
 Realizar los planos del sistema de puesta a tierra del
sistema captación y/o industrialización del gas asociado.
 Realizar los planos típicos de detalle de conexiones de
puesta a tierra para cada uno de los equipos, estructuras,
cerramientos, edificios y facilidades,
 Realizar una lista de materiales (MR´s) del sistema de
puesta a tierra requerida.
 Diseño y memorias de cálculo.
 Malla de puesta a tierra sobre y bajo nivel "0" de equipos
de la planta Generación (si aplica).
 Malla de puesta a tierra sobre y bajo nivel "0" de equipos
de la planta del BOP.
 Malla de puesta a tierra sobre y bajo nivel "0" para
estructuras metálicas principales (pipe racks, sistemas de
bandejas).
 Malla de puesta a tierra sobre y bajo nivel "0" para
Shelters.
 Malla de puesta a tierra sobre y bajo nivel "0" para todos
los sistemas propios y asociados al BOP.
 Malla de puesta a tierra de instrumentación y control sobre
y bajo nivel "0" (triadas) para sistemas de control.
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 Realizar una lista de materiales a ser suministrados para
todo el sistema captación y/o industrialización del gas
asociado.
 Implementación y Construcción de todos los puntos
anteriores.
10.4.19. Diseño sistema de iluminación.

 Diseño y memorias de cálculo.
 Planos de iluminación exterior asociados al sistema
captación y/o industrialización del gas asociado
 Iluminación exterior de equipos de patio (transformadores)
y auxiliares asociados a la Planta de Generación (si aplica)
 Iluminación Interior y Exterior del Cuarto Eléctrico.
asociado.
anteriores.
10.4.20. Diseño interconexiones y construcción del sistema de
bandejas y bancos de ductos (solo si aplica).
 Realizar el dimensionamiento de cables de fuerza/control y
terminaciones necesarias para todas las cargas propias y
asociadas al sistema de captación y/o industrialización del
gas asociado, interconexiones a nivel de 13.8 kV y 480 V
con equipos de todos los sistemas.
 Diseños de rutas de cables, sistema de bandejas y ductos
requeridos para interconectar todos los sistemas descritos
anteriormente.
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 Diagramas esquemáticos de conexionado de todos los
elementos o equipos (paneles de control, protecciones,
medición/alarmas, equipos auxiliares/mando/control) que
conforman los Sistemas anteriormente descritos.
asociado.
anteriores.
10.4.21. Diseño sistema de protección atmosférica (solo si
aplica).
 Diseño y memorias de Cálculo
 Ubicación de mástiles/postes de ubicación de pararrayos
en el sistema captación y/o industrialización del gas
asociado.
 Sistemas de protección atmosférica de Shelters.
 Sistema de protección atmosférica de todas las facilidades
del sistema captación y/o industrialización del gas
asociado.
 Puesta a tierra del sistema de protección atmosférica
 Materiales protección atmosférica
asociado.
anteriores.
El sistema de protección contra descargas atmosféricas será
diseñado de acuerdo a lo establecido en la norma NFPA 780 2011
10.4.22. Estudios, procedimientos y filosofías eléctricas.
“LA CONTRATISTA” de manera conjunta con EP
PETROECUADOR deberá realizar los siguientes estudios,
procedimientos y filosofías de manera detallada:
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 Estudios de flujos de potencia y cortocircuitos.
 Estudio de Arranque de motores (de requerirse)
 Estudios de Flujos de Potencia y capacidad de
transferencia
 Filosofía y Procedimientos de Energización y Arranque
Black Start.
 Manual de Operación de Planta de Generación.
 Modelamiento de todos los sistemas eléctricos en
DIGSILENT.
 Procedimiento y Filosofías para Interconexión Eléctrica
entre la estación local con la Red Principal a 13.8kV
(SEIP).
 Procedimiento y Filosofías para Migración de Cargas.
 Procedimiento y Filosofías para integración de Centrales de
Generación.
 Procedimiento de Comisionado de Equipos Mayores.
 ITP (Inspection test plan), para todos los equipos mayores.
LA CONTRATISTA debe entregar todas las Bases de Datos y
demás estudios indicados en los puntos anteriores en formato
editable y archivos ejecutables.
10.4.23. Dossier de Calidad.
El proveedor debe elaborar y entregar a EP PETROECUADOR el
Dossier de Calidad de acuerdo a los procedimientos internos de la
empresa (EPEC).
10.4.24. Listado de Bienes Homologados.
Todas las marcas de materiales que se especifiquen dentro de las
ingenierías que desarrolle “LA CONTRATISTA” deberán utilizar
como referencia el listado de Bienes Homologados de EP
PETROECUADOR.
10.4.25. Precomisionamiento, Comisionamiento, Pruebas
Funcionales Y Puesta En Marcha
“LA CONTRATISTA” tiene como parte de su alcance realizar todo
el Comisionamiento y Puesta en Servicio de los Equipos, PCR,
Planta de Generación a Gas, Sistema de Manejo de Gas,
(Compresores, Variadores), todos los sistemas y equipos de
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manera integral que conforman el sistema captación y/o
industrialización del gas asociado.
Página 71 de 71

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ALCANCE TÉCNICO

El siguiente documento presenta los lineamientos generales para la ejecución

CLUSTER 1 22,406.27 14,211.27

INDILLANA 3,593.22 1,382.70

SACHA 18,813.05 12,828.57

Nota 1.- El volumen de gas referencial se presenta en el PRONÓSTICOS DE

CLUSTER 2 25,226.83 10,049.91

LIBERTADOR SIN (TAPI-

PARAHUACU-UNICAMENTE 1,659.70 262.06

SHUSHUFINDI SIN ESTACIÓN

Nota 1.- El volumen de gas referencial se presenta en el PRONÓSTICOS DE

CLUSTER 3 18,316.47 18,316.47

OSO-YURALPA 839.46 839.46

AUCA-ARMADILLO 9,954.02 9,954.02

PALO AZUL-PUCUNA 7,522.99 7,522.99

Nota 1.- El volumen de gas referencial se presenta en el PRONÓSTICOS DE

CLUSTER 4 12,842.37 11,716.37

CUYABENO 5,459.96 5,459.96

LAGO AGRIO (SIN PARAHUACO)-

El equipo de asistencia al comisionado estará conformado:

Facilidades de producción en Estaciones EP PETROECUADOR

Facilidades de aprovechamiento de gas LA CONTRATISTA

Facilidades de transferencia de fluido OPERACIÓN: EP

Facilidades de medición de gas asociado a OPERACIÓN: EP

Facilidades de transferencia de gas EP PETROECUADOR

Facilidades implementadas por LA OPERACIÓN Y

Red de gasoductos existentes actualmente OPERACIÓN Y

Red de gasoductos nuevos OPERACIÓN Y

8. Entrega de las Facilidades a EP PETROECUADOR. -

 1 Compresor Ariel. Potencia: 1000 HP. Capacidad 3.8 MMSCFD, no

Para la industrialización del Gas asociado existe una alternativa:

La máxima caída de tensión permitida durante arranques de

Las terminaciones de los cables son con conectores tipo CGB,

Básica Diagramas Eléctricas unifilares definitivos

Básica Diagramas unifilares de detalle de equipamiento Eléctrica mayor (LLI)

Básica Especificaciones de equipos eléctricos mayores (LLI)

Básica Estudio de Corto Circuitos

Básica Estudios Eléctricos de Flujos de Carga

Básica Hojas de datos de equipos Eléctricas mayores (LLI)

Básica Modelación / Actualización del Sistema Eléctrico (Software)

Básica Material Request Cables de Poder

Básica Material Request de equipos eléctricos mayores

Básica Reel lists Cables de Poder

Básica Diseño de equipamiento Eléctrico mayor (LLI)

Básica Lista de Equipos Eléctricos definitivos

Básica Ubicación de equipos Eléctricos

Básica Clasificación de áreas peligrosas básica

Es responsabilidad de El Oferente elaborar un listado de

Matrices de Evaluación Técnica Equipo

Matrices de Evaluación Técnica Equipo

Detalle Detalle de cruces especiales

Detalle Cómputo de obras

Detalle Detalles de cajas de revisión (pull box)

Detalle Diagrama unifilar general del sistema

Diagramas unifilares finales equipamiento

Detalle Dimensionamiento de cables de poder

Detalle Detalle de letreros cable enterrado

Detalle Detalles de rutas de ductos