Norma Contexto Operacional MM-02-01-00_M2015

PDVSA N TITULO

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

APROB. FECHAAPROB.FECHA

VOLUMEN 2 MANTENIMIENTO ORDINARIO

� PDVSA, 2005

MM–02–01–00 FUNCIONES Y CONTEXTO OPERACIONAL DE LOSACTIVOS

EMISIÓN ORIGINAL

Mariana Toro Norma VivasENE.15 ENE.15

CAPÍTULO 1 CAPTURA Y DIAGNÓSTICO

MAR.11

MAR.12

ENE.15 N.M.

L.N.

L.N.

2

1

0

Revisión General

BORRADOR 33

11

11

M.T.

M.T.

L.T.

N.V.

N.V.

L.T.

MANUAL DE MANTENIMIENTO

ESPECIALISTAS

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FUNCIONES Y CONTEXTO OPERACIONALDE LOS ACTVOS ENE.152

PDVSA MM–02–01–00

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.Menú Principal Índice manual Índice volumen Índice norma

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

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

su almacenamiento en algún sistema o transmisión por algún medio

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

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

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

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

“Las Normas Técnicas son de obligatorio cumplimiento en todas las

organizaciones técnicas como parte del Control Interno de PDVSA para

salvaguardar sus recursos, verificar la exactitud y veracidad de la información,

promover la eficiencia, economía y calidad en sus operaciones, estimular la

observancia de las políticas prescritas y lograr el cumplimiento de su misión,

objetivos y metas, es un deber la participación de todos en el ejercicio de la

función contralora, apoyada por la Ley Orgánica de la Contraloría General de

la República y Sistema Nacional de Control Fiscal, Artículos 35–41”.

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

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

3 REFERENCIAS 3. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.1 Petróleos de Venezuela, S.A. – PDVSA 3. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

4 DEFINICIONES 3. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.1 Análisis de la Función del Activo 3. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.2 Análisis Funcional del Activo 3. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.3 Función Primaria 3. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.4 Función Secundaria 4. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

5 RESPONSABILIDADES 4. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.1 De los Niveles Directivos y los Gerentes de cada

Área Operacional, de Negocio o Filiales 4. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.2 De las Organizaciones de Operaciones y Custodias 4. . . . . . . . . . . . . . . . . 5.3 De las Organizaciones de Confiabilidad 4. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.4 De los Especialistas, Entes Técnicos e Ingenieros

de Mantenimiento 5. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.5 Del Personal de Seguridad Industrial, Higiene Ocupacional

y Ambiente. 5. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

6 GENERALIDADES 5. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

7 LINEAMIENTOS 5. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

8 IDENTIFICACIÓN DE FUNCIONES Y CONTEXTO OPERACIONAL 6. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8.1 Entorno Operacional y Ambiental 6. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8.2 Entorno Organizacional 6. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8.3 Descripción del Activo 6. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

9 DOCUMENTO TÉCNICO DE FUNCIONES Y CONTEXTO OPERACIONAL DE LOS ACTIVOS 10. . . . . . . . . . . . .

10 BIBLIOGRAFÍA 12. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

11 ANEXOS 12. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

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1 OBJETIVOEstablecer los requisitos mínimos para la identificación, documentación y registrode las funciones y contexto operacional de los activos de PDVSA.

2 ALCANCEEsta norma aplica en todo el ciclo de vida de los activos de los negocios de PDVSA,empresas mixtas, servicios contratados y cualquier otro negocio con tercerosdentro y fuera del territorio nacional, siempre y cuando no contravenga laslegislaciones de las regiones o países involucrados.

3 REFERENCIASLas siguientes normas contienen disposiciones que al ser citadas, constituyenrequisitos de esta Norma PDVSA.

3.1 Petróleos de Venezuela, S.A. – PDVSAMM–01–01–00 “Modelo de Gerencia de Mantenimiento”.

MM–01–01–01 “Definiciones de Mantenimiento y Confiabilidad”.

MM–01–01–05 “Roles y Responsabilidades para el uso del Sistema de Gestión yControl de Mantenimiento (SGCM)”.

MM–01–01–07 “Estructura de Activos: Jerarquización de Sistemas y Taxonomíade Equipos en PDVSA”.

MM–02–01–01 “Jerarquización de Activos por Análisis de Criticidad”.

IR–S–06 “Manejo del Cambio”.

4 DEFINICIONESLas definiciones que aplican a la presente norma se encuentran en la NormaTécnica PDVSA MM–01–01–01 y adicionalmente, para la correcta interpretacióndel documento, se definen las siguientes:

4.1 Análisis de la Función del ActivoEs la identificación de las funciones primarias y secundarias de los activos.

4.2 Análisis Funcional del ActivoEs la identificación de la relación o interconexión entre los diferentes procesos,

sistemas y subsistemas de una instalación.

4.3 Función PrimariaEs la función que constituye la(s) razón(es) principal(es) por la(s) que el activofísico o sistema es adquirido.

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4.4 Función SecundariaEs la función que un activo físico o sistema tiene que cumplir además de su(s)función(es) primaria(s), tales como aquellas que se necesitan para cumplir con losrequerimientos regulatorios y aquellas a las cuales conciernen a los aspectos deprotección, control, contención, confort, apariencia, eficiencia de energía eintegridad estructural.

5 RESPONSABILIDADESLas responsabilidades que aplican a la presente norma son las siguientes:

5.1 De los Niveles Directivos y los Gerentes de cada Área Operacional,de Negocio o Filiales

5.1.1 Promover y otorgar recursos para el logro del objetivo establecido en la presentenorma.

5.1.2 Garantizar que para los activos bajo su custodia sean identificadas ydocumentadas tanto las funciones como el contexto operacional respectivo.

5.1.3 Exigir a las organizaciones de Confiabilidad, Entes Técnicos, Mantenimiento yOperaciones que la información y documentación producto de esta norma, seaincorporada y esté disponible en el SCGM.

5.1.4 Aprobar la lista de los integrantes del Equipo Natural de Trabajo (ENT) de lasorganizaciones involucradas y la documentación producto de esta norma.

5.2 De las Organizaciones de Operaciones y Custodias

5.2.1 Mantener actualizado el inventario físico de los activos, con vigencia no mayor a2 años para la actualización en el SGCM.

5.2.2 Proporcionar la información actualizada requerida para el cumplimiento de loestablecido en esta norma.

5.2.3 Garantizar que las unidades de proceso cumplan con los estándares establecidosen su contexto operacional.

5.2.4 Designar el personal que participará en el ENT para definir el contexto operacionaly funciones de los activos.

5.2.5 Asegurar que todos los cambios sean registrados según lo establecido en la NormaTécnica PDVSA IR–S–06.

5.3 De las Organizaciones de Confiabilidad

5.3.1 Coordinar y dirigir el ENT manteniendo la sinergia para la búsqueda, entrega yanálisis de la información requerida.

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5.3.2 Asegurar que los activos estén estructurados adecuadamente en cumplimientocon lo establecido en la Norma Técnica PDVSA MM–01–01–07.

5.3.3 Garantizar que los activos estén jerarquizados en cumplimiento con lo establecidoen la Norma Técnica PDVSA MM–02–01–01.

5.3.4 Garantizar la disponibilidad del documento técnico producto de la aplicación de lapresente norma en el SCGM.

5.4 De los Especialistas, Entes Técnicos e Ingenieros deMantenimiento

5.4.1 Proporcionar información de la integridad de los activos y detalles técnicos segúnsu diseño.

5.5 Del Personal de Seguridad Industrial, Higiene Ocupacional yAmbiente.

5.5.1 Realizar estudios de riesgo en las instalaciones y proporcionar los datos respectoal efecto de fallas sobre la integridad del personal, ambiente y activos, acorde conlas regulaciones establecidas en la ley y normativas PDVSA.

6 GENERALIDADES

6.1 El contexto operacional para el SGCM describe el entorno físico, ambiental yorganizacional de los activos de PDVSA. Todas las organizaciones de PDVSAdeben documentar la información requerida en la presente norma técnica.

6.2 Esta norma permitirá definir el inventario de instalaciones, plantas/unidad,sección/sistemas, sub.–sección/sub.–sistemas y sus equipos asociados para suposterior configuración en el SGCM. Esta información debe ser completada con lajerarquización de los activos conforme a lo establecido en la Norma TécnicaPDVSA MM–02–01–01.

7 LINEAMIENTOS

7.1 Se debe conformar el ENT con la participación de Confiabilidad, Entes Técnicos,Mantenimiento, Operaciones y Especialistas quienes tienen la responsabilidad derealizar el levantamiento de la información conforme a la presente norma.

7.2 Se deben recopilar los siguientes documentos técnicos:

� Bases de diseño.� Descripción del Proceso actual.

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� Filosofía Operacional.� Planos de Instalaciones actualizados (Diagramas de Tuberías e

Instrumentación, Diagramas de Flujos de Procesos, Diagramas de Bloques,entre otros).

� Manuales de especificaciones del fabricante, operaciones, mantenimiento deequipos.

� Delimitación de Sistemas (Límite de Batería).� Historial de Manejo de Cambios efectuados sobre el activo.Cualquier otro documento que pueda ser utilizado para describir el contextooperacional del activo, debe ser tomado en cuenta para este proceso.

7.3 A fin de garantizar la actualización de la información y documentación de lasFunciones y Contexto Operacional, cada vez que el activo dentro del procesopresente alguna modificación permanente, se debe efectuar lo establecido en estanorma y la Norma Técnica PDVSA IR–S–06 referente al “Manejo del Cambio”.

8 IDENTIFICACIÓN DE FUNCIONES Y CONTEXTOOPERACIONAL

En esta sección se establece la forma de recopilar la información mínima quepermitirá el propósito de esta norma.

8.1 Entorno Operacional y Ambiental8.1.1 Recopilar la información correspondiente a la descripción del activo: Datos de

identificación como nombre de la instalación, ubicación técnica y clase, además delos datos generales como grupo de autorización, tamaño/dimensiones, número deinventario, peso, fecha de puesta en servicio, ubicación geográfica, condicionesclimáticas, límites de referencia (calles, avenidas, carreteras, entre otros), zonaspobladas más cercanas (urbana o rural), tipo de vegetación (ornamental, naturalboscosa o de sabana), fuentes hidrográficas (subterráneas, fluviales, marítimas).Se debe validar en sitio la información de los documentos técnicos recopilados enel punto 7.2.

8.2 Entorno OrganizacionalEsta sección contempla la recopilación de la información relativa a:

8.2.1 Estructura Organizacional de Operaciones.

8.2.2 Estructura Organizacional de Mantenimiento.

8.2.3 Fuerza laboral activa disponible para actividades de mantenimiento.

8.3 Descripción del Activo8.3.1 Realizar el diagrama Entrada – Proceso – Salida (EPS) garantizando que la

función esté acorde con el propósito o misión del mismo.

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Para este objetivo, es necesario contar con el diagrama o esquemático del procesoo procesos ejecutados por el activo, tal como se muestra en la Figura 1, y a partirde allí se delimitan tanto el volumen de control del activo como los sistemas quelo componen.

Fig 1. EJEMPLO DE ESQUEMÁTICO DE PROCESO DE UNA PLANTA DE EXTRACCIÓNDE LÍQUIDOS DEL GAS NATURAL (LGN) A PARTIR DE GAS NATURAL (GAS RICO)

En este punto se debe tener claro que el activo está conformado por un grupo defacilidades, equipos o componentes que soportan un requerimiento operacionalestablecido. Este requerimiento operacional se define de acuerdo a su misión(proceso, control o utilitario) o según las regulaciones de ambiente, salud,seguridad o calidad. En algunos casos, estos límites se hacen evidentes por unabarrera física (Cerca perimetral, edificación, plataforma, cabina, patín–skid, entreotros) así como los mecanismos de redundancia, características de protección ycontrol.

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Los sistemas pueden dividirse en subsistemas cuando su complejidad oconveniencia técnico–económica dentro de los procesos de confiabilidadoperacional y de mantenimiento lo ameriten, definiendo las entradas (o insumos)y salidas (productos o desechos) a través de cada frontera.

La elaboración del Diagrama EPS se inicia especificando las funciones primariasy secundarias del activo, así como los insumos, productos y desechos; basado enel esquemático de proceso del activo, la delimitación del mismo y losrequerimientos operacionales para cumplir su misión (Ver Figura 2).

Fig 2. EJEMPLO DE DIAGRAMA EPS DE UNA PLANTA DE PRODUCCIÓN DE LGN YDE GAS RICO EN ETANO (GRE)

– Gas Natural o Gas Rico: 150–425 MMPCED @ 350 – 500 psig

– Propano: (proveniente de ULE) : 2000Bls en arranque @ mínimo 180 Psig y 60– 90F.

– Glicol: Capacidad: 200 Bls sólo paraarranque.

– Aceite de calentamiento: Cap 150 Bls.

– Aceite Lubricante: Cap 15 Bls.

– Metanol: Cap. 6 Bls Consumo: 2Bls/año.

– Mono Etanol Amina (MEA): Cap. 100lt.Consumo: 10 Bls/año..

– Agua: gasto 210 gpm (del Lago)

– Gas combustible: 2,5 MMPCED @ 150psig.

– Gas de arranque: 2,5 MMPCDG @ 600psig.

– Aire de instrumento: 40 pca/m @ 60Psig.

– Energía eléctrica: 12,0KVAC/60HZ

– Materiales consumibles (varios).

– Personal operacional y de mntto: segúnorganigrama.

Funciones Principales– Extracción de líquido del gas natural

(LGN): 1,9 a 20 MBPD

– Producción de Gas Rico en Etano:(GRE): 20 a 35MMPCED

Funciones Secundarias– Bombeo de LGN.

– Compresión de Gas Rico en Etano(GRE)

– Contención de LGN, GRE y GasNatural

– Calentamiento de aceite

– Regeneración del glicol.

– LGN (de 1–2% etano; 400Psig). ParaULE.

– GRE (Max.3% propano;1300Psig).Para PEQUIVEN.

– Gas natural seco (335 a 485Psig; 90a 120F; 140 a 355 MMPCED).

Desechos:– Gases de combustión.

– Aceites contaminados.

– Glicol.

– Vapor de agua.

– Propano (venteo).

– Agua caliente.

Como entradas se deben señalar los insumos (materia prima, consumibles,personal, fuente energética, entre otros) que se requieren para que el proceso seefectúe con los atributos de calidad acordes al requerimiento operacional. En elproceso deben enunciarse las funciones (principales y secundarias) con verbosque las describan, el objeto sobre el cual la función actúa y los estándares dedesempeño o aceptación de la función. Por último, las salidas corresponden a losproductos, subproductos o desechos, así como las leyes y regulaciones queapliquen al proceso, similar a lo mostrado en la Figura 2.

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Planta de Producción de LGN

VENTEO DE GASPROPANO

INYECCIÓN DEMETANOL

ENFRIAMIENTO PORAGUA DEL LAGO

Sistemas Auxiliares

Sistemas Principales REFRIGERACIÓNSECUNDARIA

EXTRACCIÓN DELGN

REFRIGERACIÓNPRINCIPAL DESETANIZACIÓN

INYECCIÓN DEMEA GLICOL

ACEITECALIENTE

Sistemas Auxiliares

GasNatural

Rico

GasNaturalSeco

Líquidosdel GasNatural

GasRico enEtano

Leyenda

FUNCIÓN PRINCIPAL

FUNCIÓN SECUNDARIA

INSUMO

PRODUCTO

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8.3.2 Realizar un análisis funcional al activo donde se identifique la relación ointerconexión entre los diferentes procesos, sistemas y subsistemas de unainstalación. Estas relaciones se identificarán como funciones primarias ysecundarias. Ver Figura 3.

Fig 3. EJEMPLO DE ANÁLISIS FUNCIONAL DE UN PROCESO DE PRODUCCIÓN DELGN

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El análisis funcional, también conocido como diagrama de bloques, sirve paraconocer las entradas y las salidas y debe ser realizado inmediatamente despuésde definir los límites de batería de los activos.

A efecto de facilitar la descripción de las funciones, se sugiere seguir el siguienteesquema:

– Identificar y enumerar las funciones principales o esenciales, las cualesconstituyen la razón por la cual se hace imprescindible el activo. En la mayoríade los casos las funciones principales se reflejan en el nombre del activo. Porejemplo, la función principal de una bomba es “bombear” un fluido, y el de unaPlanta Compresora de Gas es “comprimir” el gas de una presión a otra.

– Posteriormente se deben identificar y enumerar las funciones secundariasconsiderando los aspectos de: Integridad estructural, seguridad industrial,ambiente, control, confort, confinamiento del producto, apariencia, sistemas ydispositivos de protección, economía y eficiencia, así como cualquier otrafunción superflua.

Estas últimas no son tan obvias como las primeras, pero en muchos casos son deigual importancia. En algunos escenarios la pérdida de alguna de estas funcionespuede ser más crítica que la pérdida de la función principal, por ejemplo: en unabomba, una función auxiliar es la de contener el fluido, y para una plantacompresora de gas, podría ser el enfriamiento del gas comprimido. Similarmente,un acoplamiento que tiene una función principal de transmitir potencia tambiéntiene una función de protección al romperse ante un sobre–torque.

8.3.3 Para cada función determinada en los puntos 8.3.1 y 8.3.2 deben compararse lascondiciones operacionales actuales del activo (por ejemplo: caudal, temperatura,presión, voltaje, entre otros) con los valores de diseño de acuerdo a sus funcionespara establecer estándares de desempeño, indicando los niveles deseados opermisibles, es decir rangos normales de operación, región de alarma y límite deparada.

8.3.4 Para los niveles subsiguientes se debe realizar lo establecido a partir del punto8.3.1 hasta completar la información del nivel de interés a evaluar, usualmentehasta el nivel de “equipos” (nivel 6) y sub–equipos (nivel 7) establecidos en laNorma Técnica PDVSA MM–01–01–07.

9 DOCUMENTO TÉCNICO DE FUNCIONES Y CONTEXTOOPERACIONAL DE LOS ACTIVOS

Este documento describe de manera concisa y completa los criterios dedesempeño, seguridad, integridad mecánica, ambiental, ubicación y uso de losactivos.

Entre los temas que deben documentarse respecto a las funciones del activo ycontexto operacional del mismo, están:

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a. Datos relativos a la identificación y ubicación del activo, así como lasespecificaciones técnicas y financieras del activo, asegurándose de completar elformulario respectivo para ubicaciones técnicas Anexo A o para equipos Anexo B.

La clasificación de ubicaciones técnicas y equipos (clase y tipo) deben asignarsesegún lo establecido en los Anexos C y D respectivamente. En caso de requerir lainclusión o modificación de un ítem, debe solicitarse la revisión y actualización dedichos anexos ante el Proceso de Normalización Técnica Corporativa.

b. Ambiente Organizacional: Estructura Organizacional de Operaciones yMantenimiento, Fuerza laboral activa disponible para actividades demantenimiento.

c. Filosofía Operacional, Bases de diseño, Descripción del Proceso actual e Historialde Manejo de Cambios efectuados sobre el activo.

d. Estándares de calidad tanto para los insumos y proveedores (Por ejemplocertificaciones internacionales para tecnologías especializadas), como para losproductos y clientes, reflejados en los respectivos diagramas EPS.

e. Diagrama o Diagramas EPS que ilustren con sencillez los procesos osub–procesos.

f. Listado de Funciones primarias y secundarias del activo y de los sistemas, con suslímites o estándares de desempeño.

g. Gráficos funcionales que identifique la relación o interconexión entre los diferentesprocesos, sistemas, subsistemas y equipos del activo.

h. Referencias de leyes, normas y estándares en materia de seguridad industrial,ambiente e higiene ocupacional, inherente a los procesos evaluados.

i. Listado de Planos de Instalaciones y Proceso actualizados y ubicación física de losmismos.

j. Ubicación de los Manuales de Operación y Mantenimiento.

k. En el caso de ubicaciones técnicas se debe agregar: estructura taxonómica deactivos conforme a lo establecido en la Norma Técnica PDVSA MM–01–01–07, asícomo las especificaciones técnicas y financieras para los niveles inferiores(Anexos A y B).

También se puede documentar cualquier otra información que el ENT considereimportante incluir en este documento. Este documento debe estar aprobado porla máxima autoridad de la Gerencia Custodia, Confiabilidad, Mantenimiento y EnteTécnico.

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10 BIBLIOGRAFÍASAE JA1011 Evaluation Criteria for Reliability–Centered Maintenance (RCM)Processes.

SAE JA1012 A Guide to the Reliability–Centered Maintenance (RCM) Standard

11 ANEXOSAnexo A “Formato de Identificación de Ubicaciones Técnicas para Configuraciónen el SGCM”.

Anexo B “Formato de Especificaciones Técnicas y Financieras para Configuraciónde Equipos en el SGCM”.

Anexo C “Clasificación de Ubicaciones Técnicas para el SGCM”.

Anexo D “Clasificación Taxonómica de Equipos”.

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ANEXO A FORMATO DE IDENTIFICACIÓN DE UBICACIONES TÉCNICASPARA CONFIGURACIÓN EN EL SGCM

UBICACIÓN TÉCNICA:NOMBRE INSTALACIÓN:

TIPO:ESTATUS:

GENERALDATOS GENERALES

CLASE:GRUPO AUTORIZAC.:

TAMAÑO/DIMENS.:No. DE INVENTARIO:

CLASE DE OBJETO:SECTOR:

FECHA PUESTA EN SERVICIO:

DATOS DE FABRICACIÓNFABRICANTE

DENOMINACIÓN TIPO:No. DE PIEZA DE FABR.:

PAÍS DE ORIGEN:FECHA DE CONSTRUCCIÓN:No. DE SERIE FABRICANTE:

DATOS DE APROVISIONAMIENTOVALOR ADQUIS.:

PROVEEDOR:MONEDA:

CÓD. POSTAL:FECHA DE ADQUIS.:

POBLACIÓN:

EMPLAZAMIENTODATOS DEL EMPLAZAMIENTOC.E. EMPLAZAMIENTO:

CAMPO CLASIF.EMPLAZAMIENTO:

ÁREA DE EMPRESA:INDICADOR ABC:

IMPUTACIÓNDATOS DE LA IMPUTACIÓN

SOCIEDAD:DIVISIÓN: CECOS:

DATOS DE MANTENIMIENTORESPONSABILIDADESCENTRO DE PLANIF.:

GRUPO PLANIF.:PTO. TRJO. RESP.: PERFIL CATÁLOGO:

ESTRUCTURACIÓNUBICACION. TECN. SUP.:

POSICIÓN:DENOMINACIÓN:

No. IDENTIF. TÉCN.: TIPO DE MONTAJE:

ESTRUCTURA TAXONÓMICA DE SISTEMAS Y EQUIPOSCÓDIGO TAXONÓMICO DESCRIPCION CÓDIGO TAXONÓMICO DESCRIPCION

OBSERVACIÓN

LEYENDAN.A.: NO APLICA S.I.: SIN INFORMACIÓN N.S.: NO TIENE SERIALConfiabilidad Operaciones ProcesosAprobado por: Aprobado por: Aprobado por:Firma Firma FirmaFecha: Fecha: Fecha:

Nota: a) Este documento debe ser entregado al Ente Técnico para su configuración con el SGCM. Ver norma técnica PDVSA MM–01–01–00b) Este documento debe ser aprobado por la máxima autoridad de cada departamento

DIRECCIÓNDATOS DE LA DIRECCIÓN

CALLE/NUMERO:CODIGO POSTAL:

COMENTARIOS:

TELÉFONO:FAX:

CORREO:

PAÍS:REGIÓN

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ANEXO B FORMATO DE ESPECIFICACIONES TÉCNICAS Y FINANCIERASPARA CONFIGURACIÓN DE EQUIPOS EN EL SGCM

El formato de especificaciones técnicas y financieras para la configuración deequipos en el SGCM, puede ser observado y obtenido para ser llenado en lasiguiente tabla, al realizar click en el equipo de interés.

Formato Enlace

B.1 PM_BOMBASVersión editable

Versión pdf

B.2 PM_MOTORELÉCTRICOVersión editable

Versión pdf

B.3 PM_BALANCINESVersión editable

Versión pdf

B.4 PM_BRAZOCARGAVersión editable

Versión pdf

B.5 PM_CAJASVersión editable

Versión pdf

B.6 PM_COSOVEVersión editable

Versión pdf

B.7 PM_EQUIPERFORACIÓNVersión editable

Versión pdf

B.8 PM_MEZCLAGITADORVersión editable

Versión pdf

B.9 PM_MOTOCOMPRESORESVersión editable

Versión pdf

B.10 PM_MOTORCOMBUSTIÓNVersión editable

Versión pdf

B.11 PM_TURBINASVersión editable

Versión pdf

B.12 PM_TURBOEXPANSORESVersión editable

Versión pdf

B.13 PM_BOYASVersión editable

Versión pdf

B.14 PM_CALDERASVersión editable

Versión pdf

B.15 PM_CHIMENEASVersión editable

Versión pdf

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ANEXO B FORMATO DE ESPECIFICACIONES TÉCNICAS Y FINANCIERASPARA LA CONFIGURACIÓN DE EQUIPOS EN EL SGCM (CONT.)

Formato Enlace

B.16 PM_DISPSEGURIDADVersión editable

Versión pdf

B.17 PM_ENVASADORASVersión editable

Versión pdf

B.18 PM_ESTRUCTURASVersión editable

Versión pdf

B.19 PM_EYECTORESVersión editable

Versión pdf

B.20 PM_FILTROSVersión editable

Versión pdf

B.21 PM_FOSASVersión editable

Versión pdf

B.22 PM_VÁLVULASVersión editable

Versión pdf

B.23 PM_HORNOCALENTADORVersión editable

Versión pdf

B.24 PM_INTERCAMBIADORVersión editable

Versión pdf

B.25 PM_JTAEXPANSIÓNVersión editable

Versión pdf

B.26 PM_MECHUQUEMAVersión editable

Versión pdf

B.27 PM_RECIPIENTESVersión editable

Versión pdf

B.28 PM_TANQUESVersión editable

Versión pdf

B.29 PM_TORRENFRIAMVersión editable

Versión pdf

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Formato Enlace

B.30 PM_TUBERIASVersión editable

Versión pdf

B.31 PM_EQUIZAMIENTOVersión editable

Versión pdf

B.32 PM_FLOTAVersión editable

Versión pdf

B.33 PM_ARRANCADORESVersión editable

Versión pdf

B.34 PM_BANCOBATERIAVersión editable

Versión pdf

B.35 PM_BANCOCAPACITOREVersión editable

Versión pdf

B.36 PM_CARGARECTIFVersión editable

Versión pdf

B.37 PM_GENEHIPOCLORITOVersión editable

Versión pdf

B.38 PM_GENELECTRICOSVersión editable

Versión pdf

B.39 PM_INTERRUPTORESVersión editable

Versión pdf

B.40 PM_LÍNEASVersión editable

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B.41 PM_RELÉSVersión editable

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B.42 PM_SECCIONADORESVersión editable

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B.43 PM_SUPREVOLTAJEVersión editable

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B.44 PM_SWITCHGEARCELDAVersión editable

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B.45 PM_TRANSFORMADORESVersión editable

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B.46 PM_UPSVersión editable

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B.47 PM_ACTUADORESVersión editable

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B.48 PM_ANALIZADORESVersión editable

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B.49 PM_CONVERTIDORESVersión editable

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B.50 PM_EQUICONACCESOVersión editable

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B.51 PM_EQUIPCCTVVersión editable

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B.52 PM_EQUIPMÉDICOVersión editable

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B.53 PM_BALANZASVersión editable

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B.54 PM_BANOTÉRMICOVersión editable

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B.55 PM_DOCUMENTOSVersión editable

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B.56 PM_EQUIFOTOGRÁFICOVersión editable

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B.57 PM_HORNESTUFLAVersión editable

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B.58 PM_INTERFASESVersión editable

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B.59 PM_MAQTALLERVersión editable

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B.60 PM_SENSORESVersión editable

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B.61 PM_TRANSPORTEVersión editable

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B.62 PM_UNIDAIREACONDICVersión editable

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B.63 PM_UNIDCONTROLVersión editable

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B.64 PM_UNIDHINCADOPILIOVersión editable

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ANEXO C CLASIFICACIÓN DE UBICACIONES TÉCNICAS PARA EL SGCMANEXO C.1 PARA LOS NEGOCIOS DE EXPLORACIÓN Y PRODUCIÓN (INVENTARIO

POR PROCESOS)

CLASE TIPODESCRIPCIÓN DEL PROCESO

Descripción Código Descripción CódigoDESCRIPCIÓN DEL PROCESO

PRODUCCION / EXTRACCIÓN PZCCRUDO CRU

Proceso de extracción de crudo en donde se emplazan todas lasFacilidades de extracción del yacimiento en superficie parainterconectarlo al sistema de recolección.PRODUCCION / EXTRACCIÓN PZC

GAS GASProceso de extracción de gas del yacimiento en superficie parainterconectarlo al sistema de recolección.

MULTIPLE MFDProceso de recolección de crudo o gas desde los pozos parasu direccionamiento hacia las Estaciones de Flujo y Plantas deTratamiento.

RECOLECCIÓN DEPRODUCCIÓN

MPCLINEAS DEFLUJO LDF

Proceso de transporte de crudo o gas desde los pozos y/omanifold hasta las Estaciones de Flujo y/o Plantas deTratamiento, con diámetros menores o iguales a 16”

OLEODUCTO TUBProceso de transporte de crudo o gas desde los pozos y/omanifold hasta las Estaciones de Flujo y/o Plantas deTratamiento, con diámetros mayores a 16”.

QUÍMICOS QUI

Consiste en la eliminación de los componentes ácidos que, porlo general, contiene el gas en su estado natural, Absorciónquímica. (Procesos con aminas y carbonato de potasio). Laregeneración se hace con incremento de temperatura ydecremento de presión.

FÍSICOS. FISConsiste en la eliminación de los componentes ácidos que, porlo general, contiene el gas en su estado natural, AbsorciónFísica. La regeneración no requiere calor.

ENDULZAMIENTO EDT HÍBRIDOS HIB

Consiste en la eliminación de los componentes ácidos que, porlo general, contiene el gas en su estado natural, Híbridos. Utilizauna mezcla de solventes químicos y físicos. El objetivo esaprovechar las ventajas de los absorbentes químicos en cuantoa capacidad para remover los gases ácidos y de losabsorbentes físicos en cuanto a bajos requerimientos de calorpara regeneración.

PROCESOS DECONVERSIÓNDIRECTA.

PCDConsiste en la eliminación de los componentes ácidos que, porlo general, contiene el gas en su estado natural, Procesos deconversión directa. El H2S es convertido directamente a azufre.

PROCESOS DELECHO SECO. PLS

Consiste en la eliminación de los componentes ácidos que, porlo general, contiene el gas en su estado natural, Procesos delecho seco. El gas agrio se pone en contacto con un sólido quetiene afinidad por los gases ácidos. Se conocen también comoprocesos de adsorción.

BIFÁSICA BIFLa separación de los fluidos ocurre por la diferencia dedensidades (Gas y Crudo)

SEPARACIÓN Y TRANSPORTE EFCTRIFÁSICA TRI

La separación de los fluidos ocurre por la diferencia dedensidades (Gas, Crudo– Agua y Sedimentos)

RECUPERACIÓNDE PRESIÓN /BOMBEO

MDPProceso de incremento de presión en crudo a lo largo de unsistema de producción.

CRUDO EDDProceso de depuración del crudo mediante la eliminación delagua y sedimentos cumpliendo con los estándares de calidaddel producto.

TRATAMIENTO TCR AGUA PTA

Proceso de Tratamiento de agua (filtrado,suavizado,precalentado) para su utilización en diferentesaplicaciones en la Industria Petrolera. Tratamiento de losdiferentes efluentes generados tanto en las unidades deproceso con la finalidad de vertirlos al mar cumpliendo loestablecido en el decreto 883 del MANRN.

ACUEDUCTO ACUFISCALIZACION FCZ Proceso de cuantificación para fiscalización del crudo

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ANEXO C.1 PARA LOS NEGOCIOS DE EXPLORACIÓN Y PRODUCIÓN (INVENTARIOPOR PROCESOS) (CONT.)

CLASE TIPODESCRIPCIÓN DEL PROCESO

Descripción Código Descripción CódigoDESCRIPCIÓN DEL PROCESO

ALMACENAMIENTO Y AYTALMACENAMIENTO PDT Proceso de resguardo, almacenamiento y envío de crudo a suALMACENAMIENTO Y

TRANSPORTEAYT

OLEODUCTO TUBProceso de resguardo, almacenamiento y envío de crudo a sudestino final: refinación o exportación.

EMBARQUE Y EXPORTACION EYEEMBARQUE EBQ Proceso de transvasado de crudo de los tanques a los vehículos

EMBARQUE Y EXPORTACION EYEFISCALIZACION FCZ

Proceso de transvasado de crudo de los tanques a los vehículosde transporte (buques) y envío como exportación

PLANTA DEINYECCIÓN DEAGUA

PIA

INYECCIÓN DE AGUA PIAMULTIPLE DEINYECCIÓN DEAGUA

MIAInyección de agua industrial a alta presión para la recuperaciónde presión en el yacimiento (fondo) y favorecer el fluido del crudoen el sistema de producción.

POZO DEINYECCIÓN DEAGUA

PAG

en el sistema de producción.

FIJA FIJ G ió d d lt ió tili d FIJA FIJ Generación de vapor de alta presión para ser utilizado comoGENERACIÓN E INYECCIÓN

GIVSATÉLITE SAT

Generación de vapor de alta presión para ser utilizado comoestimulación al yacimiento (recuperación secundaria) paraGENERACIÓN E INYECCIÓN

DE VAPOR GIVPORTÁTIL POR

estimulación al yacimiento (recuperación secundaria) parafavorecer el flujo del crudo pesado en el sistema de extracciónd t ólGABARRA GAB

j pde petróleo.

COMPRESIÓN DE GAS PGCPLANTA DECOMPRESION DEGAS

PCG

Proceso de elevación de la presión del gas para poderlosuministrar a los estándares requeridos por los proceso de:suministro de gas combustible, levantamiento artificial por gas,suministro a petroquímica, entre otros.

MEDICIÓN Y MANEJO DE GAS MAP MULTIPLES DEGAS MAP Proceso de cuantificación para fiscalización del gas así como

su distribución para los diferentes usos en EyPMEDICIÓN Y MANEJO DE GAS MAP GASODUCTOS GSO

su distribución para los diferentes usos en EyP.

GENERACION GELTRANSMISION TMS

Proceso de Generación y suministro de energía eléctrica a lasSUMINISTRO ELECTRICO SEL DISTRIBUCIÓN DTR

Proceso de Generación y suministro de energía eléctrica a lasdiferentes facilidades de producción

PLATAFORMASBES BES

diferentes facilidades de producción

DESHIDRATACIÓN PDHCRUDO OIL

Es el proceso mediante el cual se separa el agua contenida enel producto (crudo o gas), ya sea en forma emulsionada o libre,hasta lograr reducir su contenido a un porcentaje previamenteespecificado.

GAS GAS

CONTENCION DE AGUAS DIQCONTENCIONPOR DIQUE DC

Contención del agua de drenajes, ríos, lago o mar para evitar supaso hacia las áreas operacionales bajas o que se encuentranen subsidencia.

COSTANEROS CCDrenaje del agua de lluvia del Sistema de Protección ContraPRINCIPALES PP Drenaje del agua de lluvia del Sistema de Protección ContraInundaciones en zonas bajas o en las áreas en subsidencia

DRENAJE DE AGUA DE LLUVIA CAN SECUNDARIOS SSInundaciones en zonas bajas o en las áreas en subsidencia.

BOMBEO EDDBombeo de agua de lluvia proveniente de los canales de drenajedesde un nivel bajo hacia el lago de Maracaibo

PLANTA DEINYECCION DEGAS

PIG

Inyección de gas a alta presión para la recuperación de presiónINYECCIÓN DE GAS PIG

MULTIPLE DE INYDE GAS MIG

Inyección de gas a alta presión para la recuperación de presiónen el yacimiento (cresta) y favorecer el fluido del crudo en elsistema de producción.

POZO DEINYECCIÓN DEGAS

PIN

sistema de producción.

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ANEXO C.2 PARA LOS NEGOCIOS DE REFINACIÓN Y MEJORAMIENTO (INVENTARIOPOR PROCESOS)

NoCLASE TIPO

DESCRIPCIÓN DEL PROCESONoDESCRIPCIÓN CÓDIGO DESCRIPCIÓN CÓDIGO

DESCRIPCIÓN DEL PROCESO

Craqueo Catalítico Fluidizado FCCDesintegración catalítica de las fracciones pesadasprovenientes de las unidades de destilación atmosférica encomponentes livianos para la producción de gasolinas.

1 CRAQUEO CRQCoquificación Retardada /Flexicoking CRE

Craqueo térmico de residual de vacío para convertirlo enproductos de valor tales como Gas, Olefinas, naftas yCoque.

Craqueo Térmico Fluidizado CTFCraqueo térmico fluidizado de fondo de vacío paraconvertirlo en productos de valor tales como Gas, Olefinasy naftas.

Destilación al Vacío DAV Destilación fraccionada de residual largo, a presiones devacío para producir cortes de hidrocarburos pesados.

2 DESTILACIÓN DESDestilación Atmosférica DAT

Destilación fraccionada del crudo a presiones cercanas a laatmosférica para producir diferentes cortes dehidrocarburos.

Redestilación de Gasolina RDGProcesamiento de gasolina estabilizada para la obtenciónde cortes de gasolina despentanizada (DPN) y gasolinapesada de fondo (RTB)

3 DESPARAFINACIÓN DELUBRICANTES DDL Lubricantes LUB

Desparafinación y extracción de aromáticos de gasóleos devacío (crudo de propósitos lubricantes) para la producciónde bases lubricantes.

Oxidación de Mercaptanos OME

Endulzamiento de gasolinas para la conversión delmercaptano a disulfuros. Remoción de los mercaptanospresentes en la corriente de olefinas proveniente de launidad de Aminas, estos compuestos son contaminantespara el catalizador de la unidad de Alquilación y la unidadde éteres mezclados.

Remoción de CompuestosNitrogenados RCN

Remoción de compuestos de nitrogenados desactivadoresdel catalizador de las unidades de Alquilación y éteresmezclados.

Neutralización de EfluentesCáusticos PNE

Neutralizamiento con ácido sulfúrico del cáustico gastadoproveniente de la unidad de MEROX Olefinas, permitiendoel envío de dicho efluente hacia la unidad de tratamiento deefluentes de la refinería.

MEROX (Tratamiento deMercaptanos) TME Conversión de mercaptanos y remoción de sulfuro de

hidrógeno de la gasolina.

4 TRATAMIENTO DE CONTAMINANTESPARA PROCESOS TCP Tratamiento con Amina RAT Despojamiento de H2S de la amina utilizada en el

endulzamiento de gases.

Tratamiento de Kerosén TKERemoción por conversión de azufre, sulfuros orgánicos yácidos nafténicos presentes en el kerosén para producirturbocombustible (Jet A–1)

Desalación DES Disminución del contenido de sales del crudo diluido que sealimenta a la unidad de destilación

Purificación de Hidrógeno PHI Eliminación de contaminantes de una corriente de gas ricoen hidrogeno (CO2, CO, N2)

Remoción de Fenoles en AguasResiduales PRF

Envío de agua libre de fenoles a la planta de tratamiento deefluentes, transformándolos en carbonatos al hacerlosreaccionar con CO2. Las aguas fenólicas tratadasprovienen de las botas de los tanques de naftas ycoalescedores de la unidad de MEROX Gasolina.

Despojamiento de Sulfuros yAmonios en Aguas de Procesos PDF Despojamiento de los amonios y sulfuros presentes en las

aguas de lavado de las distintas unidades de proceso.

Alquilación de Olefinas AOL

Combinación de olefinas producidas en la unidad de FCCcon Isobutano para producción de componente de altooctanaje (alquilato) en presencia de ácido fluorhídrico(catalizador).

5 PRODUCCIÓN DE ALTO OCTANAJE PAO Eterificación de Olefinas EOL

Alimentada con olefinas C4’s y C5’s provenientes de launidad de FCC, su producto principal es una mezcla deMTBE y TAME , el cual es un componente de alto octanajeen el pool de gasolinas, adicionalmente se obtiene unrefinado C5 enviado hacia la corriente de nafta livianaobtenida en FCC y un refinado C4 el cual contiene olefinasque son aprovechadas en la unidad de Alquilación.

Reformación Catalítica RCA Reformación catalítica de la nafta pesada a fin de producirnafta de alto octanaje (nafta reformada) e hidrógeno.

Isomerización de Butanos IBU Conversión de normalbutano en isobutano para seralimentado a las unidades de Destilación.

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ANEXO C.2 PARA LOS NEGOCIOS DE REFINACIÓN Y MEJORAMIENTO (INVENTARIOPOR PROCESOS) (CONT.)

NoCLASE TIPO



Hidrotratamiento de Naftas HNF

Eliminación de componentes contaminantes (azufre,metales, nitrógeno, fenoles) de la nafta pesada atmosférica,a fin de evitar la contaminación del catalizador deReformación Catalítica.

Producción de Hidrógeno PDH Reformación de gas natural con vapor para producciónhidrógeno.

6 HIDROTRATAMIENTO HTSHidrotratamiento de Diesel (HDT) HDT

Eliminación de componentes de azufre y nitrógeno, eincremento del número de cetano de las corrientes de dieselprovenientes de las Unidades de Destilación Atmosférica.6 HIDROTRATAMIENTO HTS

Hidrotratamiento de Gasóleo deVacío (HDS) HDS

Eliminación de componentes de azufre y nitrógeno, metalesy saturación de aromáticos, como preparación de la cargaa la Unidad de Craqueo Catalítico.

Soporte de Hidroprocesamiento SPH

Recibe y procesa las corrientes provenientes de losprocesos de hidrotratamiento e hidrocraqueo, de tal modode obtener las mezclas de crudo comercial, la nafta parainyección en pozos y gas de refinería con mínimo contenidode H2S.

7 TRATAMIENTO DE AGUAS DE

TAP Tratamiento de Aguas Servidas TASEliminación de los contaminantes generados en las aguasprocedentes de las Instalaciones No Industrialescumpliendo lo establecido en el decreto 883 del MANRN.

7 TRATAMIENTO DE AGUAS DEPROCESOS

Tratamiento de Efluentes deProceso TEP

Tratamiento de los diferentes efluentes generados tanto enlas unidades de proceso con la finalidad de vertirlos al marcumpliendo lo establecido en el decreto 883 del MANRN.

8 RECONVERSIÓN DE SULFUROS

RCS Recuperación de Azufre RAZTratamiento de gases con alto contenido de amoniaco yazufre Convertiendo los amonios en nitrógeno básico y elH2S en azufre liquido y sólido.

8 RECONVERSIÓN DE SULFUROS

Gas de Cola (TGU) TGURecuperación de todos los compuestos de azufre noincinerados en el proceso de recuperación, para luegoconvertirlos en H2S y reinyectarlo.

Solventes Industriales SIN Producción de solventes alifáticos y aromáticos mediantela destilación fraccionada de nafta reformada.

9 PRODUCCIÓN DE AROMÁTICOS PDAProducción de Aromáticos PAR

Extracción con Sulfolane, Isomerización, Frac. De Xilenos,Hidrodesalquilación térmica del Tolueno, entre otras,dedicadas a la producción de compuestos aromáticos(Benceno, Tolueno y Xilenos) a partir de la nafta reformadae hidrógeno.

Solidificación de Azufre SDA Recuperación de Azufre líquido, solidificándose en pastillaspara su comercialización.

Almacenaje y Suministro ASU Almacenamiento de productos a procesar y procesados.

10 MOVIMIENTO DE CRUDO YPRODUCTOS MCP

Manejo de Sólidos MDS Manejo de Sólidos (Azufre y Coque) provenientes delproceso de mejoramiento, para su disposición final.

10 MOVIMIENTO DE CRUDO YPRODUCTOS MCP

Suministro PSU Almacenamiento de corrientes intermedias de Refinería ypreparación de Productos Terminados.

Interconexión con Límites deBatería ILB

Comprende todo lo que respecta a tuberías, distribución deelectricidad y control, para interconectar las unidades deprocesos y areas administrativas.

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ANEXO C.2 PARA LOS NEGOCIOS DE REFINACIÓN Y MEJORAMIENTO (INVENTARIOPOR PROCESOS) (CONT.)

NoCLASE TIPO



Tratamiento de Agua TTACaptación, tratamiento y Almacenamiento de aguas crudasprovenientes de los ríos y mares para ser utilizadas en lossistemas de enfriamiento, contra–incendio y servicio.

Generación de Vapor GVAGeneración y Suministro de vapor a diferentes presiones(Alta, Media, Baja) para emplearlos en los diferentesprocesos.

Aire Comprimido ACO Producción y Distribución de Aire de Servicio e Instrumento.

Generación Eléctrica GEL Generación y Distribución de Energía Eléctrica.

FACILIDADES (VAPOR ENERGÍA Y

Alivio de Plantas APL Disposición final de los diferentes gases generados en lasunidades de proceso antes de ser enviados a la atmósfera.

11

FACILIDADES (VAPOR, ENERGÍA YPOTENCIA, AIRE DE

INSTRUMENTOS, UTILIDADES DEAIRE, AGUA DE ENFRIAMIENTO, FAC

Agua de Enfriamiento AENSuministro, tratamiento y enfriamiento de agua destinada alos diferentes equipos de transferencia de calor de lasunidades de proceso.AIRE, AGUA DE ENFRIAMIENTO,

HIDROGENO, PARADA DEEMERGENCIA, ANALIZADORES) Gas Combustible GCO

Suministro de gas de proceso en combinación con gasnatural a las unidades requeridas, el cual es empleadocomo fuente de energía.

Gas Inerte GINSuministro de nitrógeno de alta pureza y de baja pureza encomo gas de inertización en tanques de almacenamiento yen las unidades de proceso.

Agua Contraincendio ACOAlmacenaje y Distribución de Agua para ser utilizada en elcombate contraincendios en las diferentes unidades deproceso, asi como las áreas administrativas.

Edificaciones Industriales y NoIndustriales EII

Infraestructura en áreas administrativas y operacionalesque sirven de oficinas y resguardo de equipos de control,potencia, telecomunicaciones entre otros.

12 INSTALACION Y AREAS EXTERNAS IAE Áreas Externas AEX Comprende todo lo que respecta a cercado perimetral,alumbrado y periféricos.

13 TRATAMIENTO DE GAS TTG Recuperación de Gas MDG Recuperación de hidrocarburos livianos (nafta) obtenido delproceso de craqueo térmico

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ANEXO D CLASIFICACIÓN TAXONÓMICA DE EQUIPOS

CLASE DE EQUIPO TIPO DE EQUIPODescripción Código Descripción Código

ELÉCTRICO ELACTUADORES CL HIDRÁULICO HIACTUADORES CL

NEUMÁTICO NE

ALMACENAMIENTO ALDE MEDIANO RENDIMIENTO MR

ALMACENAMIENTO AL DE ALTO RENDIMIENTO ARCLIENTE SERVIDOR/ LICENCIADAS CP

APLICACIONESÁ

APCLIENTE SERVIDOR/ LIBRES CLAPLICACIONES

INFORMÁTICASAP WEB/ LICENCIADAS WPINFORMÁTICAS

WEB/ LIBRES WL

AUTOMATIZACIÓN DE

CONTROL SUPERVISORIO Y ADQUISICIÓNDE DATOS SCADA

SCAUTOMATIZACIÓN DEPROCESOS

AU UNIDADES TERMINALES REMOTOS TRPROCESOS

AUSISTEMAS INSTRUMENTADOS DESEGURIDAD

SI

BANCO DE BATERIA BBVENTILADAS BV

BANCO DE BATERIA BB SELLADAS BSCENTRÍFUGA CE

BOMBAS PU RECIPROCANTE REBOMBAS PUROTATORIA RO

BOMBAS SUBMARINASCENTRÍFUGA CE

BOMBAS SUBMARINAS(ELECTROSUMERGIBLES)

SP RECIPROCANTE RE(ELECTROSUMERGIBLES)

SPROTATORIA RODILUVIO DN

BOQUILLAS NOGASEOSA GA

BOQUILLAS NO NEBLINA DE AGUA WMROCIADOR SR

CABEZAL DE POZO Y ÁRBOLDE NAVIDAD (WELLHEAD WC

HORIZONTAL HODE NAVIDAD (WELLHEADAND X–MAS TREES)

WCVERTICAL VE

CABEZAL GIRATORIOAXIAL AX

CABEZAL GIRATORIO(SWIVEL)

SW SEÑAL ELÉCTRICA ES(SWIVEL)

SWTOROIDAL TOCOSTANERO CC

CANAL DE DRENAJE CN PRINCIPALES PPCANAL DE DRENAJE CNSECUNDARIOS SS

CENTRAL TELEFÓNICA CTIP IP

CENTRAL TELEFÓNICA CT TDM TMAXIALES AXCENTRÍFUGO CE

COMPRESOR CO DE TORNILLO SCCOMPRESOR CORECIPROCANTE RESOPLADORES/VENTILADORES BL

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ANEXO D CLASIFICACIÓN TAXONÓMICA DE EQUIPOS (CONT.)


Ó ÍRECTIFICADOR AC–DC RE

CONVERSIÓN DE ENERGÍA CW INVERSOR DC–AC INCONVERSIÓN DE ENERGÍA CWCONVERSOR DC–DC CDDETECTORES DE FUEGO: BOTÓN MANUAL BMDETECTORES DE FUEGO: CALOR BH

DETECTORES DE FUEGO Y

DETECTORES DE FUEGO: COMBUSTIÓN /HUMO

BSDETECTORES DE FUEGO YGAS

FG DETECTORES DE FUEGO: LLAMA BFGAS

FGDETECTORES DE FUEGO: OTROS BADETECTORES DE GAS: GASES TÓXICOS ASDETECTORES DE GAS: HIDROCARBURO ABDETECTORES DE GAS: OTROS AOANALIZADOR ANBOTÓN DE ENCENDIDO / APAGADO PBCORROSIÓN CODESPLAZAMIENTO DI

DISPOSITIVOS DE ENTRADA:FLUJO FS

DISPOSITIVOS DE ENTRADA:TRANSMISORES

INTERRUPTOR DE LÍMITE (LIMIT SWITCH) LPTRANSMISORES,TRANSDUCTORES E IP NIVEL LSTRANSDUCTORES EINTERRUPTORES

IPPESO WEINTERRUPTORESPRESIÓN PSTEMPERATURA TSVELOCIDAD SPVIBRACIÓN VIINTERRUPTOR ELECTRICO IE

DISPOSITIVO DE GESTIONDE RED

GR CONTROLADOR DE RED INALAMBRICA WL

DIQUE DQCOSTANERO DC

DIQUE DQ INTERIOR DIENRUTADOR / CONMUTADOR SR

MODULARES MOENRUTADOR / CONMUTADOR(ROUTERS/SWITCH)

SR NO MODULARES NMCHILLER CI

EQUIPOS DE AIRE COMPACTO INDUSTRIAL CTEQUIPOS DE AIREACONDICIONADO EA SPLIT INDUSTRIAL SIACONDICIONADOINDUSTRIAL

EAUNIDAD DE MANEJO DE AIRE (UMA) UMDE PRECISION PR

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ACCIONAMIENTO ELÉCTRICO EDACCIONAMIENTO HIDRÁULICO HD

EQUIPOS DE PERFORACIÓN DE

SUBMARINO ANTIREVENTÓN (BLOWOUTPREVENTER)

BSEQUIPOS DE PERFORACIÓN DE

SUPERFICIE ANTIREVENTÓN (BLOWOUTPREVENTER)

BT

MOTOR SUPERIOR DE PERFORACIÓN(TOP DRIVE)

TD

EQUIPOS DEREFRIGERACIÓN ER

CAVA DE CONSERVACIÓN INDUSTRIAL CSREFRIGERACIÓNINDUSTRIAL

ERCAVA DE CONGELACIÓN INDUSTRIAL CG

MARMITA INDUSTRIAL MRPLANCHA INDUSTRIAL PN

EQUIPOS INDUSTRIALESCOCINA INDUSTRIAL CN

EQUIPOS INDUSTRIALES.COCCIÓN DE ALIMENTOS

CC FREIDORA INDUSTRIAL FRCOCCIÓN DE ALIMENTOS

CCSARTÉN INDUSTRIAL STHORNO INDUSTRIAL HRCAMPANA INDUSTRIAL CM

EQUIPOS INDUSTRIALES. ELLAVAVAJILLA INDUSTRIAL LVEQUIPOS INDUSTRIALES.

LAVADO DE UTENSILIOSEL LAVAOLLA INDUSTRIAL LL

SIERRA INDUSTRIAL SRMOLINO INDUSTRIAL ML

EQUIPOS INDUSTRIALES.Ó

LICUADORA INDUSTRIAL LIEQUIPOS INDUSTRIALES.PREPARACIÓN DE PP AYUDANTE DE COCINA INDUSTRIAL AYPREPARACIÓN DEALIMENTOS

PPPELAPAPA INDUSTRIAL PLPICATODO INDUSTRIAL PDREBANADORA INDUSTRIAL RN

EQUIPO PARA SERVICIOS.COMENSALES

CM LÍNEA DE SERVICIO INDUSTRIAL SE

FLOTA AÉREA FAAVIONES AV

FLOTA AÉREA FA HELICÓPTEROS HE

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PICK UP PKSEDÁN SNRÚSTICO RTVANS VSMOTO MOLANCHA DE TRANSPORTE DE PERSONAL LT

FLOTA LIVIANA FL LANCHA DE ATRACADEROS /PLATAFORMAS

LA

LANCHA DE BUZO LBLANCHA DE CONEXIONES LCLANCHA DE SUMINISTRO LSLANCHA DE SÚPER RÁPIDA LRLANCHA DE HERRAMIENTAS LHCAMIÓN PLATAFORMA CPCAMIÓN BOMBERO CBAMBULANCIA AMCAMIÓN VOLTEO CVCAMIÓN DE VACÍO (CHUTO + REMOLQUE) VCREMOLQUE (SIN CHUTO) RMEQUIPO DE IZAMIENTO PARA TUBERÍA(CARRY LIFT)

CL

CAMIÓN CHUTO CHCAMIÓN BRAZO ARTICULADO CACAMIÓN CESTA CCCAMIÓN BARRENO CN

FLOTA PESADA FPCAMIÓN RADIO CR

FLOTA PESADA FP CAMIÓN GRÚA REMOLQUE GRGRÚA AUTOPROPULSADA GAVEHÍCULO DE MOVIMIENTO DE TIERRA VMMONTACARGAS MGAUTOBÚS ATMINIBÚS MBGABARRA BOYERA GYGABARRA CISTERNA GSGABARRA DE CONEXIONES GXGABARRA DE BUCEO GBGABARRA DE CONSTRUCCIÓN GTGABARRA DE HIDRODEMOLICIÓN GHGABARRA DE REHABILITACIÓN GL

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GABARRA DE RIPIO GIGABARRA DE TENDIDO DE CABLE GCGABARRA DE VAPOR GVGABARRA GRÚA GGGABARRA PILOTERA GAGABARRA PLANA GPGABARRA TENDIDO / REPARACIÓN GD

FLOTA PESADA FPGABARRA CON PLANTA ELÉCTRICA GE

FLOTA PESADA FP GABARRA TALADRO GTBARCAZA DE SUMINISTRO BSBONGO DE CONSTRUCCIÓN BCDRAGADO DRMARTILLO MARECOLECTOR DE CRUDO RCREMOLCADOR RETALLER FLOTANTE TF

GENERADORES

ACCIONADO POR MOTOR DECOMBUSTIÓN INTERNA (MOTOR DIESEL,MOTOR A GAS, ENTRE OTRAS)

MD

GENERADORESELÉCTRICOS

EG SOLAR SLELÉCTRICOS

EGACCIONADO POR TURBINA A GAS TDACCIONADO POR TURBINA A VAPOR SDACCIONADO POR TURBOEXPANSOR TEOPERACIÓN DIESEL–HIDRÁULICA DO

GRÚAS CROPERACIÓN ELECTRO–HIDRÁULICA HO

GRÚAS CR OPERACIÓN MANUAL MOPUENTES BRCALDERA O HERVIDOR (COMBUSTIBLEHC)

FB

CALDERA O HERVIDOR (COMBUSTIBLE NOHC)

NF

CALDERA O HERVIDOR ELÉCTRICO(A) EB

HORNOS, CALENTADORES YCALDERAS

HBHORNO O CALENTADOR DE FUEGODIRECTO

DFCALDERAS

HBHORNO O CALENTADOR DE FUEGOINDIRECTO (COMBUSTIBLE HC)

IF

HORNO O CALENTADOR DE TRATAMIENTO(EJ. HORNO REFORMADOR DEHIDRÓGENO)

HT

HORNO O CALENTADOR ELÉCTRICO EH

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INFRAESTRUCTURA DE ITFIBRA OPTICA FOINFRAESTRUCTURA DE

TELECOMUNICACIONESIT GUÍAS DE ONDAS GO

BAYONETA BYCARCAZA (CASCO) Y TUBOS STCIRCUÍTO IMPRESO PCDOBLE TUBO (CONCÉNTRICOS) DP

INTERCAMBIADOR DE HEENFRIADO POR AIRE ACINTERCAMBIADOR DE

CALORHE

ESPIRAL SESPIRAL DE VIENTO O DE VUELTA(SPIRAL–WOUND)

SW

PLACAS PPLACAS CON ALETAS (PLATE FIN) PF

MALACATE O CABRESTANTEWINCHE ELÉCTRICO EW

MALACATE O CABRESTANTE(WINCHE)

WI WINCHE HIDRÁULICO HW(WINCHE)

WINEUMÁTICO UN

MANEJADORES DE BASE DE BDLICENCIADOS BPMANEJADORES DE BASE DE

DATOSBD BAJO SOFTWARE LIBRE BL

MOTOR ELÉCTRICO EMCORRIENTE ALTERNA AC

MOTOR ELÉCTRICO EM CORRIENTE DIRECTA DCMOTORES DE COMBUSTIÓN

ÓCE

ACCIONADO A COMBUSTIBLE DIESEL DEMOTORES DE COMBUSTIÓN– PISTÓN

CE ACCIONADO A COMBUSTIBLE GAS GE

MULTIPLEXORES MTÓPTICO MO

MULTIPLEXORES MT ELECTRICO MEPUNTOS DE ACCESOINALAMBRICO (ACCESS AC

EXTERNOS EXINALAMBRICO (ACCESSPOINT)

ACINTERNOS IN

QUEMADORES DE GASES QEINCINERADOR QH

QUEMADORES DE GASES QE MECHURRIOS QM

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ABSORBEDOR ADALIMENTACIÓN, COMPENSACIÓN,ABSORBEDOR DE OLEAJE

SD

COALESCEDOR (COALESCER) CACOLUMNA DE DESTILACIÓN DCCONTACTOR CODEAIREADOR DADESPOJADOR (STRIPPER) SPHIDROCICLÓN HY

RECIPIENTES VEREACTOR RE

RECIPIENTES VE SATURADOR SASECADOR DRSEPARADOR SEDEPURADOR (SCRUBBER) SBDESARENADOR SLUG CATCHER SCTAMBOR DE SEPARACIÓN INSTANTÁNEA(FLASH DRUM)

FD

TRAMPA DE HERRAMIENTA (COCHINO) PTTAMBORES DE COQUE CKDESALADORES DEPRINCIPAL TPDE DISTRIBUCION TD

TABLEROS DE ENERGIA TB DE TRANSFERENCIA AUTOMATICA TATABLEROS DE ENERGIA TBUNIDAD DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGIA DECELDAS (SWITCHGEARS) SGMICROONDA MI

RADIOS RD MAESTRO MARADIOS RDREMOTO RE

RESPALDO YÓ

RRCINTAS RCRESPALDO Y

RECUPERACIÓNRR DISCO RD

DE ALTO PROCESAMIENTO SASERVIDORES SE DE MEDIO PROCESAMIENTO SMSERVIDORES SE

DE BAJO PROCESAMIENTO SB

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ELECTRO HIDRÁULICO DIRECTO EHELECTRO HIDRÁULICO MÚLTIPLE MX

SISTEMA DE CONTROL DEHIDRÁULICO DIRECTO DH

SISTEMA DE CONTROL DEPRODUCCIÓN SUBMARINO

CS HIDRÁULICO TELEMÉTRICO THPRODUCCIÓN SUBMARINO

CSPILOTO HIDRÁULICO DISCRETO PHPILOTO HIDRÁULICO SECUENCIAL SHELÉCTRICO ELTECHO FIJO TETECHO FLOTANTE TFTECHO MIXTO TM

TANQUES TK ESFERA ESTANQUES TKCILINDRICO CICIELO ABIERTO CAGEODÉSICO GO

TORRES DE TOAUTOSOPORTADA TATORRES DE

TELECOMUNICACIONESTO VENTEADAS TV

TORREONES DESCONECTABLES DTTORREONES PERMANENTES PT

TORREONES TU ALMACENAMIENTO ALTORREONES TUOXIDACION OXRECOLECTORA RE

TORRES DE ENFRIAMIENTO TC ENFRIADO POR CONTACTO ACTRANSFORMADORES DE PT

INMERSO EN ACEITE OTTRANSFORMADORES DEPOTENCIA

PT SECO DTANTENAS ANREPETIDORAS RPCONTROLADORAS CSRECEPTORES RCEXCITADORES EX

TRANSMISIÓN TXTRANSMISORES TR

TRANSMISIÓN TX PROCESADORES DIGITALES DE SEÑAL PDMODULADORES MDAMPLIFICADORES AMALTAVOCES ALESTACIONES DE MESA EMESTACIONES DE PARED EP

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REVISIÓN FECHA




Página 32

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DE ACERO AL CARBONO CADE ACERO INOXIDABLE ST

TUBERÍAS PIDE ALTA RESISTENCIA BAJA ALEACIÓN DELOS ACEROS

LOTUBERÍAS PI

DE POLÍMEROS (INCLUYENDOREFORZADOS CON FIBRA)

PO

TITANIO TI

TURBINA A GAS GTAERODERIVADA AD

TURBINA A GAS GT INDUSTRIAL IN

TURBINA A VAPOR STMULTI–ETAPA MS

TURBINA A VAPOR ST UNA ETAPA SS

TURBOEXPANSORES TEAXIALES AX

TURBOEXPANSORES TE CENTRÍFUGO CE

VERTICALES (RISERS) PRFLEXIBLE FL

VERTICALES (RISERS) PR RÍGIDO RIINTERFAZ HOMBRE MÁQUINA HMCONTROLADOR DE AUTOMATIZACIÓNPROGRAMABLE

PA

UNIDADES DE CONTROL CLCONTROLADOR DE LAZO SENCILLO SLUNIDADES DE CONTROL

LÓGICOCL ESTADO SÓLIDO SSLÓGICO

PLC LCRELÉ (RELAY) RLUNIDADES DE CONTROL DISTRIBUIDO DCUPS DUAL CON DESVIACIÓN EN ESTADODE ESPERA. RECTIFICADORSUMINISTRADO POR POTENCIA DEEMERGENCIA. DESVIACIÓN DEL SISTEMAPRINCIPAL DE POTENCIA

UB

UPS UP

UPS DUAL SIN DESVIACIÓNRECTIFICADOR SUMINISTRADO PORPOTENCIA DE EMERGENCIA

UDUPS UP

UPS SENCILLO CON DESVIACIÓN.RECTIFICADOR SUMINISTRADO PORPOTENCIA DE EMERGENCIA. DESVIACIÓNDEL SISTEMA PRINCIPAL DE POTENCIA

US

UPS SENCILLO SIN DESVIACIÓN.RECTIFICADOR SUMINISTRADO PORPOTENCIA DE EMERGENCIA.

UT

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REVISIÓN FECHA




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AGUJA NEBOLA BACAMISA EXTERNA ESCOMPUERTA GADE RETENCIÓN (CHECK) CHDIAFRAGMA/DISCO DIFLUJO AXIAL AFGLOBO GLMARIPOSA BP

VÁLVULAS VA ORIFICIO MÚLTIPLE MOVÁLVULAS VAPELLIZCO (PINCH) PITAPÓN PGTAPÓN Y JAULA PCTRES VÍAS WAVÁLVULA DE SEGURIDAD – ROMPE VACÍO SVVÁLVULA DE SEGURIDAD CONVENCIONAL SCVÁLVULA DE SEGURIDAD CONVENCIONALCON FUELLE

SB

VÁLVULA DE SEGURIDAD OPERADA CONPILOTO

SP

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mayn

Note

Bibliografía: SAE JA1011 Evaluation Criteria for Reliability-Centered Maintenance (RCM) Processes SAE JA1012 A Guide to the Reliability-Centered Maintenance (RCM) Standard

Norma Contexto Operacional MM-02-01-00_M2015

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