Especificacion-tecnica-de-un-sistema-SCADA-aplicada-a-instalaciones-petroleras

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UNIVERSIDAD NACIONAL 
 AUTÓNOMA DE MÉXICO 
 FES ARAGÓN 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
T E S I S 
 
“Especificación Técnica de un Sistema 
SCADA aplicada a Instalaciones Petroleras” 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Mitzi Chavarría Meza 
Universidad Nacional Autónoma de México 
Facultad de Estudios Superiores Aragón 
Ingeniería en Computación 
 
 
MÉXICO, D. F. 2008 
 
UNAM – Dirección General de Bibliotecas 
Tesis Digitales 
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Agradecimientos 
 
 
 
Agradezco a Dios por llenar mi vida de dicha, bendiciones y darme esta familia. 
 
Esta tesis esta dedicada a mi familia: 
 
A mis padres, Luis y Minita, por ese apoyo incondicional, su amor, por su guía, 
su confianza e impulsarme a ser mejor cada día. A ti Papá por levantarte cada día 
no importando que cansado o enfermo estuvieras y llevarme a la escuela, por 
todos tus consejos, por ser mi ejemplo, por darme todo lo que siempre necesite 
para concluir mis estudios y hacer todo lo posible para que sea feliz, por 
enseñarme a crecer. A ti Mamá por todo tu amor, desvelos, sufrimientos, cuidados, 
consejos, comprensión, por aguantarme con todas mis histerias, por dar todo sin 
esperar nada a cambio. Los amo. 
 
A mi hermano Luis Eduardo, por que sin él esta tesis no existiría. Gracias por 
haber insistido cada día en que me titulara y hacer hasta lo imposible para que 
este proyecto se realizara, jamás tendré como agradecerte lo que has hecho por 
mi. Te quiero mucho Ito. 
 
A mis abuelitas, Pita y Sarita, por todo lo que me han enseñado y que siempre 
me han tenido en sus oraciones. 
 
Y a la persona más importante en mi vida, mi hijo Luis Enrique, que con su 
llegada ha llenado mi vida. 
 
 
G R A C I A S 
 
 
 
 
Índice 
 
 
 
 
Antecedentes…………………………………………………………………………………………. 6 
Introducción…………………………………………………………………………………………… 7 
 Problemática de Petróleos Mexicanos..………………………………………………… 7 
 Que es un Sistema SCADA………………………………………………………………………. 8 
 Porque instalar un Sistema SCADA…………………………………………………………… 8 
 
Capítulo 1: Descripción de un Sistema SCADA…………………………………………….9 
1.1. Definición General de un Sistema SCADA……………………………………… 9 
1.2. Necesidades de un Sistema SCADA………………………………………………. 10 
1.3. Funciones Principales de un Sistema SCADA…………………………………. 11 
1.4. Elementos del Sistema SCADA…………………………………………………….. 12 
 
Capítulo 2: Ingeniería de Desarrollo……………………………………………………….. 15 
2.1. Introducción……………………………………………………………….………. 15 
2.2. Ingeniería Básica………………………………………………………………… 16 
2.3. Ingeniería de Detalle……………………………………………………………. 17 
 
Capítulo 3: Desarrollo de Ingeniería Básica……………………………………………... 19 
 3.1. Localización……………………………………………………………………………. 19 
3.2. Diagrama de Procesos………………………………………………………………. 19 
3.3. Diagrama de Tuberías e Instrumentos…………………………………………. 20 
3.4. Sistemas de Control………………………………………………………………… 20 
3.5. Suministro de Energía………………………………………………………………. 20 
 
Capítulo 4: Desarrollo de Ingeniería de Detalle…………………………………………. 21 
4.1 Diagrama de Tubería e Instrumentos……………………………………….. 21 
4.1.1. Listado de Entradas y Salidas…………..…………………………..……. 21 
4.2. Sistemas de Control.…………………………………………………………….. 40 
4.2.1 Plano de Arquitectura de Sistemas de 
Control Local para cada Típico de Instalación…………………………. 40 
4.2.2. Especificación Funcional de Sistemas de 
Control Local para cada Típico de Instalación…………………………..41 
4.2.2.1. Especificación Funcional del SADCR…….......……………41 
4.2.2.1.1. Sistema de Control………………………………… 41 
4.2.2.2. Especificación Funcional del SSCL……….......……………45 
4.2.2.2.1. Sistema de Control………………………………….46 
4.2.2.2.2. Sistema de Supervisión……………………………..50 
4.3. Relación de Especificaciones de Hardware y Software..……………….. 52 
4.3.1 Especificación Técnica de Hardware……………………………………. 53 
4.3.1.1 Instrumentación……………………………………………. 53 
4.3.1.1.1 Transmisor Electrónico……………………… 53 
4.3.1.1.2 Flujo………………………………………….. 56 
4.3.1.1.3 Nivel………………………………………….. 57 
 
4.3.1.1.4 Temperatura…………………………………… 58 
4.3.1.1.5 Presión…………………………………………. 58 
4.3.1.1.6 Recomendaciones para Seguridad…………. 59 
4.3.1.2 Sistema para el Control de Procesos (SCP)…………….. 61 
4.3.1.2.1 Conceptos de Sistema de Control………….. 61 
4.3.1.2.2 Partes Físicas del Sistema..…………………. 67 
4.3.1.3 Cuartos de Equipo de Control………………………….…. 76 
4.3.1.3.1 Condiciones Físicas Ambientales…………… 76 
4.3.1.3.2 Estaciones de Trabajo………………………. 78 
4.3.1.3.3 Servidores……………………………………. 81 
4.3.1.3.4 Equipo Periférico……………………………… 82 
4.3.1.3.5 Equipo de Conectividad……………………… 84 
4.3.1.4 Sistemas de Alimentación Ininterrumpible (UPS)…..…. 85 
4.3.1.4.1 Capacidad……………………………………...85 
4.3.1.4.2 Componentes…………………………………..85 
4.3.1.4.3 Condiciones de Operación…………………… 87 
4.3.1.5 Clasificación de Áreas Peligrosas……………………..…. 88 
4.3.1.5.1 Clasificación de la clase……………………… 89 
4.3.1.5.2 Divisiones de Clase……..………………….. 90 
4.3.1.5.3 Subdivisiones de Clase………………………. 90 
4.3.1.6 Gabinetes………………………………………………..…. 87 
4.3.1.6.1 Características………………………………… 87 
4.3.1.6.2 Selección de Materiales para Gabinetes….. 93 
4.3.2 Programación del Sistema………………………………………………. 93 
4.3.2.1 Consideraciones de Diseño……………………………….. 93 
4.3.2.1.1 Ambiente Operativo y de Programación….. 93 
4.3.2.1.2 Funciones del Sistema………………………. 89 
4.3.2.1.3 Registro Histórico……………………………. 89 
4.3.2.1.4 Reportes y Registros………………………… 94 
4.3.2.1.5 Manejo de Alarmas…………………………. 95 
4.3.2.1.6 Seguridad……………………………………. 97 
4.3.2.1.7 Confiabilidad…………………………………. 98 
4.3.2.2 Sistemas Operativos……………………………………….. 98 
4.3.2.2.1 Funciones……………………………………… 98 
4.3.2.2.2 Características……………………………….. 98 
4.3.2.2.3 Seguridad…………………………………….. 99 
4.3.2.2.4 Desempeño…………………………………… 99 
4.3.2.2.5 Respuesta…………………………………….. 99 
4.3.2.3 Programas y Configuración………………………………. 101 
4.3.2.3.1 Programación del Sistema de Control……. 101 
4.3.2.3.2 Configuración el Sistema………………….. 101 
4.3.2.3.3 Funciones de Control…………………….… 101 
4.3.2.3.4 Desplegados…………………………………. 103 
4.3.2.3.5 Herramientas de Diagnóstico……………… 106 
4.3.2.4 Comunicaciones……………………………………………..107 
4.3.2.4.1 Seguridad en Comunicaciones…………….. 107 
4.3.2.4.2 Comunicación Punto a Punto……………. 107 
 
 
4.3.2.5 Consideraciones Generales para la Selección 
Del Sistema de Control…………………………………….107 
4.3.2.5.1 Selección del Sistema………………………..107 
4.3.2.5.2 Identificación del Proceso……………........108 
4.3.2.5.3 Integración del Sistema………………….. 108 
4.3.2.5.4 Definiciones de Características Específicas..110 
4.4 Telecomunicaciones..……………………………………………….….………. 110 
4.4.1 Tipo de Comunicación Radioeléctrica…………………………………. 111 
4.4.1.1 Elementos de Cálculo……………………………………… 111 
4.4.1.1.1 Definiciones………………………………….. 111 
4.4.1.1.2 Pérdidas de Transmisión en los 
Enlaces Radioeléctricos…………………….. 113 
4.4.1.1.3 Difracción…………………………………….. 118 
4.4.1.1.4 Intensidad de campo Recibido……………. 131 
4.4.1.1.5 Desvanecimiento de Señal………………… 131 
4.4.1.1.6 Elementos Geométricos de Perfil Terrestre 132 
4.4.1.1.7 Cálculo de Acimutes y Distancia 
Entre Estaciones…………………………….. 135 
4.4.1.2 Parámetros a Considerar en el Cálculo de 
Disponibilidad Radioeléctrica del Enlace……….…………136 
4.4.1.2.1 Atenuación de los Elementos 
Constitutivos del Sistema Irradiante 
de la EstaciónMaestra……………………… 137 
4.4.2 Tipo de Comunicación Satelital……………………………………..…. 138 
4.4.2.1 Elementos que Componen el Sistema 
De Comunicaciones por Satélite…………………………. 139 
4.4.2.1.1 Segmento Espacial………………………………. 140 
4.4.2.1.2 Segmento Terrestre………………………… 140 
4.4.2.1.3 Topología…………………………………….. 140 
4.4.2.2 VSAT………………………………………………..………. 141 
4.4.2.2.1 Tecnologías de Acceso y de Transmisión... 142 
4.4.2.2.2 Características…………………………………. 143 
4.4.2.2.3 Consideraciones sobre el Ancho de Banda. 143 
4.4.2.3 Redes VSAT………………………………………..………. 145 
4.4.2.3.1 Características de las Redes VSAT……….. 145 
4.4.2.3.2 Tipos de Servicios que Prestan 
Redes VSAT…………………………………. 146 
4.4.2.4 Aplicaciones SCADA .……………………………..………. 147 
4.4.2.4.1 Ventajas y Desventajas…………………….. 147 
4.5 Sistemas de Control y Monitoreo SCADA…..………………….….………. 148 
4.5.1 Plano de Arquitectura de Sistemas de Control y Monitoreo SCADA. 148 
4.5.2 Especificación Funcional de Sistemas de Control y 
Monitoreo SCADA………………………………………………………… 148 
4.5.2.1 Especificación Funcional General………………………… 148 
4.5.2.1.1 Filosofía Operativa…………………………. 149 
4.5.2.1.2 Área de Responsabilidad de los 
Centros de Control…………………………. 152 
4.5.2.2 Especificación Funcional del Centro de 
Control y Monitoreo Principal (CCMP)……………… 154 
4.5.2.2.1 Función………………………….…………… 154 
 
4.5.2.2.2 Salas de Monitoreo Remoto CIR y CMR….. 156 
4.5.2.2.3 Servidor de Exportación y Web Server…… 156 
4.5.2.2.4 Modelo de Ducto y Detección de Pérdidas. 156 
4.5.2.3 Función de las Salas……………………………..…… 157 
4.5.2.3.1 General……………………………………….. 157 
4.5.2.3.2 Sala de Servidores……………………….…. 157 
4.5.2.3.3 Sala de Operación………………………….. 158 
4.5.2.3.4 Sala de Ingeniería………………………..… 160 
4.5.2.3.5 Sala de Entrenamiento…………………….. 162 
4.5.3 Especificación Funcional de Aplicaciones SCADA………………….... 163 
4.5.3.1 Sistemas de Detección y Localización 
de Fugas (SDLF)………………………………………….. 163 
4.5.3.1.1 Requerimientos Generales para SDLF…… 164 
4.5.3.1.2 Descripción Funcional ………………..….…… 166 
4.5.3.1.3 Componentes del Sistema………………... 166 
4.5.3.1.4 Estación de Operación…………………….. 168 
4.5.3.1.5 Canales de Operación……………………… 168 
4.5.3.1.6 Software (Programas de Librería, 
Sistema Operativo y Programas 
De Usuario………………………………….. 169 
4.5.3.1.7 Parámetros de Desempeño………………. 169 
4.5.3.1.8 Configuraciones y Pruebas de Desempeño 172 
4.5.3.2 Sistemas de Seguimiento de Diablos (SSD)………….. 175 
4.5.3.2.1 Características……………………………... 175 
4.5.3.2.2 Funcionamiento…………………………….. 176 
4.5.3.2.3 Interfase de Operador……………………… 176 
4.5.3.2.4 Configuración del Sistema…………………. 177 
4.5.3.2.5 Pruebas en Sitio…………………………….. 177 
4.5.3.2.6 Entrenamiento………………………………. 177 
4.5.3.2.7 Pruebas de Aceptación en Sitio…………… 178 
4.5.3.3 Sistemas de Seguimiento de Lotes (SSL)……………... 178 
4.5.3.3.1 Características………………………………. 178 
4.5.3.3.2 Funcionamiento…………………………….. 179 
4.5.3.3.3 Interfase de Operador…………………….. 180 
4.5.3.3.4 Configuración de Sistema…………………. 180 
Conclusiones……………………………………………………………………………………….. 182 
Anexos ………………………………………………………………………………………………. 184 
Bibliografía………………………………………………………………………………………….. 207 
 
6 
 
Antecedentes 
 
 
Petróleos Mexicanos (PEMEX) es una paraestatal mexicana, creada en 1938, que cuenta 
con un monopolio constitucional para la explotación de los recursos energéticos 
(principalmente petróleo y gas natural) en territorio mexicano, aunque también cuenta 
con diversas operaciones en el extranjero, además es el mejor contribuyente fiscal del 
país y es la única empresa que puede explotar el petróleo en México. 
 
PEMEX es de las pocas empresas petroleras del mundo que desarrolla toda la cadena 
productiva de la industria, desde la exploración, el transporte, el refinado, hasta la 
distribución y comercialización de productos finales. Es la compañía más grande de 
México y Latinoamérica. 
 
El plan de negocios de esta empresa tiene la necesidad de crecer, fortaleciendo la 
infraestructura productiva y de operaciones; mejorar el desempeño operativo de manera 
integral y armonizar los esfuerzos de las diferentes líneas de negocio para maximizar su 
valor económico. 
 
PEMEX tiene el compromiso de producir hidrocarburos y sus derivados, transportarlos y 
comercializarlos, tanto en el mercado nacional como internacional, así como 
proporcionar los servicios relacionados con su actividad en forma segura, eficaz y 
apegada al marco normativo, con respeto al medio ambiente, con la finalidad de lograr 
la satisfacción del cliente e incrementar el valor agregado de la empresa. Para esto, 
cuenta con políticas de calidad, buscando ser un proveedor comprometido, confiable y 
eficiente. 
 
A pesar de los esfuerzos que ha realizado Petróleos Mexicanos para contribuir con el 
medio ambiente y reforzar la seguridad de sus instalaciones, no ha sido suficiente para 
disminuir la ocurrencia de daños ambientales, y los actos vandálicos como los ocurridos 
del 5 al 10 de julio de 2007, en los cuales se registraron explosiones en los ductos del 
Bajío que afectaron a las zonas de Guanajuato y Querétaro, en los que el EPR (Ejército 
Popular Revolucionario) se adjudicó dichos atentados. 
 
Las extracciones ilícitas de combustibles en los poliductos, terminales de 
almacenamiento y distribución, autotanques, y su posterior comercio de contrabando y 
adulteración en las estaciones de servicio, ocasionan pérdidas económicas a PEMEX y en 
general a la nación, además de darle al público (último consumidor) incertidumbre 
acerca de la calidad de los productos destilados que se expenden en algunas estaciones 
de servicio que gozan de una franquicia, por ello la paraestatal debe establecer 
mecanismos confiables de supervisión y control de largo plazo, que inhiban las 
irregularidades; pero también urgen acciones preventivas y coercitivas en contra de los 
ilícitos que a diario se comenten en esta empresa. 
 
7 
 
Introducción 
 
 
PEMEX opera y mantiene la Red Nacional de Distribución de Hidrocarburos (RNDH) que 
está constituida por Gasoductos, LPG Ductos, Oleoductos, Poliductos, los cuales tienen 
como instalaciones del Ducto a Válvulas de Seccionamiento (VS), Trampas de Diablo 
(TD), Estaciones de Regulación y Medición (ERM), Estaciones de Bombeo (EB) e 
Instalaciones Asociadas a Plataformas Marinas (PM), Baterías (B), Terminales de 
Almacenamiento y Distribución (TAD), Terminales Marítimas (TM), Refinerías (REF), 
Complejos Petroquímicos (CPQ). La RNDH debe permitir y garantizar la entrega 
oportuna y segura de las materias primas (crudo) que requieren los centros de 
refinación para que éstos a su vez entreguen los productos refinados (gasolinas, diesel, 
turbosina, combustóleo, etc.) demandados a los centros de distribución y 
comercialización. 
 
Problemática de Petróleos Mexicanos 
 
Ante el compromiso de PEMEX para satisfacer la demanda de productos petrolíferos, 
maximizando el valor económico de sus activos y contribuyendo al fortalecimiento 
dentro de un marco de protección ambiental y seguridad industrial, es imprescindible 
que la operación y administración de la Red Nacional de Distribución de Hidrocarburos 
por Ducto se realice mediante herramientas con tecnologías de vanguardia que 
permitan tener una información precisa, completa y oportuna respecto al proceso de 
distribución. 
 
PEMEX requiere mejorar la comunicación y transmisión de datos operativos, y necesita 
de la documentación estándar para proporcionar información precisa, completa y 
oportuna respecto de la transportación de hidrocarburos por ducto. 
 
Los procedimientos de detección de fugas en los ductos no son consistentes. Aunque se 
realizan patrullajes aéreos y terrestres como métodos de detección de fugas, sin su 
aplicación constante el resultado es ineficiente. Los operadores y/o Ingenieros de 
centros de control regional monitorean las presiones y flujos de los ductos en busca de 
anomalías que pudieran indicar si existe una fuga. 
 
La información operativa de las instalaciones se transmitevía verbal al Centro de 
Control Regional, y los ingenieros del Centro de Control no cuentan con una 
“perspectiva general del ducto” en tiempo real, tal como se tendría con un sistema de 
monitoreo y control totalmente moderno y funcional. 
 
 
 
 
8 
 
¿Qué es un Sistema SCADA? 
 
El Sistema SCADA (Supervisión, Control y Adquisición de Datos) se refiere a un sistema 
que recoge datos de los varios sensores en una instalación, planta o en otras posiciones 
remotas, y después envíe estos datos a una computadora central que después maneje y 
controle los datos. 
 
Es un sistema de adquisición, almacenamiento y procesamiento de datos en tiempo real, 
asociado a variables operativas que inciden en los procesos productivos relacionados 
con las instalaciones para el transporte, almacenamiento y distribución de hidrocarburos 
que están ubicados en áreas geográficamente extensas. Los sistemas SCADA permiten 
operar y controlar con mayor eficiencia y seguridad las instalaciones; reducir los riesgos 
al personal, población y medio ambiente; disminuir los gastos de operación y 
administración, así como los gastos por atención de contingencias. 
 
¿Por que instalar un Sistema SCADA? 
 
PEMEX requiere mejorar la comunicación y transmisión de datos operativos y necesita 
de la documentación estándar para proporcionar información precisa, completa y 
oportuna respecto de la transportación de hidrocarburos líquidos por ducto. 
 
Dado que la mayoría de los ductos no cuentan con sistemas SCADA, la operación 
depende de la comunicación vía telefónica o radio de estación a estación. Este método 
es efectivo siempre y cuando la comunicación entre estaciones sea frecuente y 
descriptiva, y que el personal sea consciente o entienda la hidráulica del ducto. Una 
simple caída de presión puede significar muchas cosas, puede ser una fuga por falla, 
actos ilícitos, ruptura en ductos, etc., para su definición es necesaria una supervisión 
integral del ducto. 
 
Debido a las características del Sistema SCADA se planteará en la tesis por qué es viable 
implementar dicho sistema en la RNDH (Red Nacional de Distribución de Hidrocarburos), 
cuáles son las especificaciones técnicas que se requieren para su instalación, y aunque 
la inversión primaria de la implementación del sistema es muy costosa, a largo plazo es 
la solución más barata. 
 
 
 
 
9 
 
CAPÍTULO 1 
 
Descripción de un Sistema SCADA 
 
 
1.1 Definición General de SCADA 
 
SCADA es el acrónimo de Supervisory Control And Data Acquisition (Supervisión, Control 
y Adquisición de Datos). Es una aplicación de software diseñado con la finalidad de 
controlar y supervisar datos a distancia, los cuales se basan en la adquisición de datos 
de los procesos remotos. 
 
Los sistemas SCADA utilizan la computadora y tecnologías de comunicación para 
automatizar el monitoreo y el control de procesos industriales. Estos sistemas son partes 
integrales de la mayoría de los ambientes industriales complejos o geográficamente 
dispersos, ya que pueden obtener la información de una gran cantidad de fuentes 
rápidamente, y la presentan a un operador en una forma amigable. También mejoran la 
eficacia del proceso de monitoreo y control proporcionando la información en tiempo 
real para poder tomar decisiones operacionales apropiadas. 
 
La información generada en el proceso productivo es enviada a diversos usuarios, tanto 
del mismo nivel como hacia otros supervisores dentro de la empresa, es decir, permite 
la participación de otras áreas como control de calidad, supervisión, mantenimiento, etc. 
 
Algunas de las industrias donde se utiliza SCADA son sistemas de gerencia de agua, 
industria petrolera, energía eléctrica, señales de tráfico, sistemas de tránsito totales, 
sistemas de control de medio ambiente y sistemas de fabricación. 
 
El flujo de la información de los sistemas SCADA es el siguiente: 
 
a) El Fenómeno Físico lo constituye la variable que deseamos medir. Dependiendo 
del proceso, la naturaleza del fenómeno es muy diversa: presión, temperatura, 
flujo, potencia, intensidad de corriente, voltaje, ph, densidad, etc. Este 
fenómeno debe ser claro para el sistema SCADA, es decir, una variable eléctrica 
y para ello se utilizan los sensores o transductores. 
 
b) Los Sensores o Transductores convierten las variaciones del fenómeno físico en 
variaciones proporcionales de una variable eléctrica. Las variables eléctricas más 
utilizadas son: voltaje, corriente, carga, resistencia o capacitancia. Sin embargo, 
esta variedad de tipos de señales eléctricas debe ser procesada para ser 
entendida por el computador digital, para lo cual se utilizan los acondicionadores 
de señal. 
10 
 
 
c) La función de los Acondicionadores de Señal es la de referenciar estos cambios 
eléctricos a una misma escala de corriente o voltaje. Además, provee aislamiento 
eléctrico y filtraje de la señal con el objeto de proteger al sistema de transientes 
y ruidos originados en campo. 
 
d) Una vez acondicionada la señal, la misma se convierte en un valor digital 
equivalente en el bloque de Conversión de Datos. Generalmente, esta función es 
llevada a cabo por un circuito de conversión analógica/digital. 
 
e) El computador almacena esta información, la cual es utilizada para su análisis y 
para la toma de decisiones. Simultáneamente, se muestra la información al 
usuario del sistema en tiempo real. Basado en la información, el operador puede 
tomar la decisión de realizar una acción de control sobre el proceso. 
 
f) El operador comanda al computador realizar la acción sobre el proceso y de 
nuevo debe convertirse la información digital a una señal eléctrica. Esta señal 
eléctrica es procesada por una Salida de Control, la cual funciona como un 
acondicionador de señal, al cual escala para manejar un dispositivo dado: 
válvulas, bobinas, set point de un controlador, etc. 
 
 
1.2 Necesidades de un sistema SCADA. 
 
Para que se pueda implementar un sistema SCADA es necesario que el proceso a 
controlar cumpla con las siguientes características: 
 
a) El número de variables a monitorear sea alto. 
 
b) El proceso esté geográficamente distribuido. Esta condición no se limita, ya que 
puede instalarse un SCADA para la supervisión y control de un proceso 
concentrado en una localidad. 
 
c) La información del proceso se necesita en el momento en que se producen los 
cambios, o sea, la información se requiere en tiempo real. 
 
d) Optimizar y facilitar las operaciones de la planta, así como la toma de decisiones, 
tanto gerenciales como operativas. 
 
e) Los beneficios obtenidos en el proceso justifican la inversión en un sistema 
SCADA. Estos beneficios pueden reflejarse como aumento de la efectividad de la 
producción, de los niveles de seguridad, etc. 
 
11 
 
g) La complejidad y velocidad del proceso permiten que la mayoría de las acciones 
de control sean iniciadas por un operador. En caso contrario, se requerirá de un 
Sistema de Control Automático, el cual lo puede constituir un Sistema de Control 
Distribuido, PLC´s, Controladores a Lazo Cerrado o una combinación de ellos. 
 
 
1.3 Funciones Principales de un Sistema SCADA 
 
Dentro de las funciones básicas realizadas por un sistema SCADA están las siguientes: 
 
a) Supervisión remota de instalaciones y equipos: Permite al operador 
conocer el estado de desempeño de las instalaciones y los equipos alojados en la 
planta, lo que permite dirigir las tareas de mantenimiento y estadística de fallas. 
 
b) Control remoto de instalaciones y equipos: Mediante el sistema se puede 
activar o desactivar los equipos remotamente (por ejemplo abrir válvulas, activar 
interruptores, prender motores, etc.), de manera automática y también manual. 
Además es posible ajustar parámetros, valores de referencia, algoritmos de 
control, etc. 
 
c) Procesamiento de datos: El conjunto de datos adquiridos conforman la 
información que alimenta el sistema, esta información es procesada, analizada, y 
comparada condatos anteriores, y con datos de otros puntos de referencia, 
dando como resultado una información confiable y veraz. 
 
d) Visualización gráfica dinámica: El sistema es capaz de brindar imágenes en 
movimiento que representen el comportamiento del proceso, dándole al operador 
la impresión de estar presente dentro de una planta real. Estos gráficos también 
pueden corresponder a curvas de las señales analizadas en el tiempo. 
 
e) Generación de reportes: El sistema permite generar informes con datos 
estadísticos del proceso en un tiempo determinado por el operador. 
 
f) Representación señales de alarma: A través de las señales de alarma se 
logra alertar al operador frente a una falla ante la presencia de una condición 
perjudicial o fuera de lo aceptable. Estas señales pueden ser tanto visuales como 
sonoras. 
 
g) Almacenamiento de información histórica: Se cuenta con la opción de 
almacenar los datos adquiridos, esta información puede analizarse 
posteriormente, el tiempo de almacenamiento dependerá del operador o del 
autor del programa. 
 
12 
 
h) Programación de eventos: Está referido a la posibilidad de programar 
subprogramas que brinden automáticamente reportes, estadísticas, gráfica de 
curvas, activación de tareas automáticas, etc. 
 
 
1.4 Elementos del Sistema 
 
 Un sistema SCADA está conformado por: 
a) Interfaz Operador – Máquinas (HMI): Es el entorno visual que brinda el 
sistema para que el operador se adapte al proceso desarrollado por la planta. 
Permite la interacción del ser humano con los medios tecnológicos 
implementados. Esta interfaz incluye generalmente los controles donde el 
operador se puede interconectar con el sistema de SCADA. 
 
HMI es una manera fácil de estandarizar la supervisión de las RTU´s múltiples o 
de los PLC´s (Controlador Lógico Programable). La voluntad generalmente de las 
RTU o de los PLC´s funciona conun proceso preprogramado, pero la supervisión 
de ellos individualmente puede ser difícil, generalmente porque se separan hacia 
fuera sobre el sistema, porque la RTU y el PLC no tenían históricamente ningún 
método estandardizado para exhibir o para presentar datos a un operador, el 
sistema SCADA se comunica con los PLC´s a través de la red del sistema y 
procesa la información que es diseminada fácilmente por el HMI. 
El poder de la HMI también se vincula a una base de datos, que puede utilizar los 
datos recopilados de los PLC´s o de las RTU´s para proporcionar las tendencias, 
los datos de diagnóstico y manejo de información, así como el cronograma de 
procedimientos de mantenimiento, información logística, esquemas detallados 
para un sensor o máquina específica y aún para hacer accesibles la localización 
de averías. 
b) Unidad Terminal Maestra (MTU): Cuando hablamos de la Unidad Terminal 
Maestra nos referimos a los servidores, y el software responsable para 
comunicarse con el equipo del campo (RTU´s, PLC´s, etc.). En éstos se 
encuentra el software HMI corriendo para las estaciones de trabajo en el cuarto 
de control o en cualquier otro lado. En un sistema SCADA pequeño, la Unidad 
Terminal Maestra puede estar en una sola, pero en un sistema SCADA a gran 
escala, la Unidad Terminal Maestra puede incluir muchos servidores, aplicaciones 
de software distribuido, y sitios de recuperación de desastres. 
 
Esta terminal ejecuta las acciones de mando (programadas) en base a los valores 
actuales de las variables medidas. La programación se realiza por medio de 
bloques de programa en lenguaje de alto nivel (como C, Basic, etc.). También se 
13 
 
encarga del almacenamiento y procesamiento ordenado de los datos, de forma 
que otra aplicación o dispositivo pueda tener acceso a ellos. 
 
c) Unidad Terminal Remota (RTU): RTU es un dispositivo instalado en una 
posición remota que obtiene datos, los descifra en un formato los transmite de 
nuevo a una unidad terminal maestra (MTU). La RTU también recoge la 
información del dispositivo principal y pone los procesos en ejecución que son 
dirigidos por la MTU. 
La RTU se conecta al equipo físicamente y lee los datos de estado como 
abierto/cerrado desde una válvula o un intercambiador, lee las medidas como 
presión, flujo, voltaje o corriente, y así la RTU puede enviar señales que pueden 
controlar los dispositivos para abrirlos, cerrarlos, intercambiar la válvulas, 
configurar la velocidad de una bomba, etc. 
 
La RTU es capaz de ejecutar programas simples autónomos sin la participación 
de la Unidad Terminal Maestra (MTU) del sistema SCADA, para simplificar el 
despliegue y proporcionar la redundancia por razones de seguridad. La RTU en 
un sistema de gerencia tiene típicamente un código para modificar su 
comportamiento cuando los interruptores de invalidación físicos son accionados, 
por ejemplo el movimiento de una palanca durante el mantenimiento por el 
personal correspondiente. Esto se hace por razones de seguridad; una pérdida de 
comunicación entre los operadores de sistema y el personal del mantenimiento 
podría hacer que operadores del sistema cometan un error al permitir el paso de 
energía, el activar el funcionamiento de una bomba, etc. 
 
Las especificaciones importantes para las RTU´s incluyen el tipo de la 
comunicación, el número de puertos, y el tamaño de la memoria. Una RTU tiene 
una interfaz de comunicaciones, generalmente serial (RS232, RS485, RS422) 
Ethernet, Modbus, propietario o cualquier combinación. Un microprocesador 
simple, sensores ambientales, interruptores de invalidación y un bus que se 
utilice para establecer comunicación con los dispositivos y/o los tableros de la 
interfaz. El bus utilizado es el bus de dispositivo o de campo. Las RTU´s utilizan 
radio, video, teléfono o las comunicaciones de lazo que estén disponibles. 
 
d) Sistema de Comunicaciones: Se encarga de la transferencia de información 
del punto donde se realizan las operaciones, hasta el punto donde se supervisa y 
controla el proceso. Lo conforman los transmisores, receptores y medios de 
comunicación. 
 
e) Transductores: Un transductor es un dispositivo capaz de transformar o 
convertir un determinado tipo de energía de entrada, en otra de diferente salida. 
El nombre del transductor ya nos indica cuál es la transformación que realiza, 
aunque no necesariamente la dirección de la misma. Es un dispositivo usado para 
obtener la información de entornos físicos y conseguir (a partir de esta 
14 
 
información) señales o impulsos eléctricos o viceversa. En este caso permitirá la 
conversión de una señal física en una señal eléctrica (y viceversa). Su calibración 
es muy importante para que no haya problema con la confusión de valores de los 
datos. 
 
 
 
 
 
Figura 1.- Elementos del Sistema SCADA 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
15 
 
CAPÍTULO 2 
 
Ingeniería de Desarrollo 
 
 
2.1 Introducción 
 
La Ingeniería de desarrollo en cualquier proyecto, ya sea construcción, implementación, 
remodelación, reingeniería, etc., consiste en 2 partes principales: 
 
• La Ingeniería Básica 
• La Ingeniería de Detalle 
 
Para el caso de esta tesis la ingeniería a desarrollar es para las siguientes instalaciones 
asociadas al ducto: 
 
• Área de Tanques – Aplica para Refinerías (REF), Terminales de 
Almacenamiento y Distribución (TAD), Terminales Marítimas (TM) y Complejos. 
• Estación de Bombeo (EB) – Aplica para Refinerías, Terminales de 
Almacenamiento y Distribución, Terminales Marítimas y Complejos. 
• Estación de Regulación y Medición (ERM) – Aplica para Refinerías, 
Terminales de Almacenamiento y Distribución, Terminales Marítimas y Complejos. 
• Trampa de Envío de Diablos (TED) – Aplica para Refinerías, Terminales de 
Almacenamiento y Distribución, Terminales Marítimas y Complejos. 
• Válvula de Seccionamiento (VS) – Aplica a la instalación solo en Derecho de 
vía. 
• Trampa de Recibo y Envío de Diablos (TRED) – Aplica a la instalación solo 
en Derecho de vía. 
• Estación de Rebombeo (ERB) – Aplica a la instalación soloen Derecho de vía. 
• Trampa de Recibo de Diablo (TRD) – Aplica para Refinerías, Terminales de 
Almacenamiento y Distribución, Terminales Marítimas y Complejos. 
 
 
 
 
Figura 2.- Escenario Típico del Sistema de Transportación por Ducto 
REF 
EB 
ERB 
TRED 
VS 
Tanques Gasolinas 
Diesel 
Turbosina 
Gasolinas 
Diesel 
Turbosina 
VS 
Tanques 
REF 
TAD, TM 
TAD, TM 
ERM 
ERM 
16 
 
2.2 Ingeniería Básica 
 
La Ingeniería Básica es mejor conocida como el “Levantamiento de Campo” y esta 
ingeniería es la encargada de recabar la información de cómo se encuentra la 
instalación, los equipos, los instrumentos, el suministro de energía, la construcción, etc., 
con el objeto de determinar los requerimientos, las necesidades y determinar 
completamente los alcances de los trabajos e ingeniería a implementar. 
 
En el desarrollo de la ingeniería para la implementación de un sistema SCADA los 
aspectos y documentos mínimos para desarrollar una ingeniería básica son: 
 
 
• Localización 
 
o Plano Lay Out: en este plano se ubica geográficamente la instalación. 
 
o Diagrama Mecánico de Tuberías: en este diagrama se ubican los 
equipos, construcciones, suministros, tuberías dentro de la instalación. 
 
• Diagrama de Proceso 
 
o Diagrama de Proceso: en este diagrama se describe como es el flujo del 
proceso y las características de las sustancias manejadas. 
 
• Diagrama de Tubería e Instrumentos 
 
o Diagrama de Tuberías e Instrumentos: En este diagrama se detalla la 
instrumentación asociada al sistema del proceso. 
 
o Formato de Instrumentos: en este documento se detallarán las 
características de cada instrumento levantado en campo. 
 
• Sistemas de Control 
 
o Plano de Arquitectura de Sistemas de Control Local: en este plano 
se detalla la arquitectura en que están interconectados los equipos de 
control. 
 
o Formato de sistemas de Control Local: en este formato se detallan las 
características de los equipos de control levantados. 
 
 
 
 
17 
 
• Suministro de Energía 
 
o Unifilar Eléctrico: en este diagrama se detalla como se encuentra el 
suministro eléctrico desde el transformador de la compañía proveedora del 
suministro eléctrico, cuchillas seccionadoras, subestaciones, tableros de 
distribución, hasta suministros de baja tensión. 
 
o Formato de Sistemas Eléctricos: en este documento se detallan los 
equipos eléctricos levantados. 
 
 
2.3 Ingeniería de Detalle 
 
La Ingeniería de Detalle es mejor conocida como “Ingeniería a Implementar” y esta 
ingeniería es la encargada de dar la propuesta técnica para realizar la implementación 
en una instalación, en equipos, en suministros de energía, en construcciones, etc., con 
el objeto de dar solución a necesidades dentro de una empresa o industria. 
 
En el desarrollo de la ingeniería para la implementación de un sistema SCADA los 
aspectos y documentos mínimos para desarrollar una ingeniería de detalle son los 
siguientes: 
 
 
• Diagrama de Tubería e Instrumentos 
 
o Diagrama de Tuberías e Instrumentos: en este diagrama se detalla la 
propuesta técnica de instrumentación y tuberías. 
 
o Listado de Entradas y Salidas: en este documento se enlistan las 
señales generadas por los instrumentos y que el sistema de control debe 
contemplar para su especificación. 
 
• Sistemas de Control 
 
o Plano de Arquitectura de Sistemas de Control Local para cada 
Típico de Instalación: en este diagrama se detalla la propuesta técnica 
de control y su arquitectura. 
 
o Especificación Funcional de Sistemas de Control Local para cada 
Típico de Instalación: en este documento se detalla la funcionalidad de 
la instalación y equipos de control 
 
 
 
18 
 
• Relación y Especificaciones del Hardware y Software 
 
o Especificación Técnica de Hardware: en este documento se detallan 
las características de los equipos de control. 
 
o Especificación Técnica de Software: en este documento se detallan 
las características con las que debe cumplir el software para llevar a cabo 
la funcionalidad de las instalaciones y del SCADA. 
 
• Telecomunicaciones 
 
o Típico de Comunicación por Radiofrecuencia y su Instalación: en 
este documento se detalla la solución de comunicación por radiofrecuencia 
y su instalación. 
 
o Típico de Comunicación Satelital y su Instalación: en este 
documento se detalla la solución de comunicación vía satelital y de su 
instalación. 
 
• Sistemas de Control y Monitoreo SCADA 
 
o Plano de Arquitectura de Sistemas de Control y Monitoreo SCADA: 
en este diagrama se detalla la propuesta técnica de control, monitoreo y 
su arquitectura. 
 
o Especificación Funcional de Sistemas de Control y Monitoreo 
SCADA: en este documento se detalla la funcionalidad del sistema SCADA 
y los equipos que lo conforman. 
 
o Especificación Funcional de aplicaciones SCADA: en este documento 
se detalla la funcionalidad de las aplicaciones SCADA. 
 
 
a) SDLF.- Sistema de Detección y Localización de Fugas. 
b) SSD.- Sistema de Seguimiento de Diablos. 
c) SSL.- Sistema de Seguimiento de Lotes. 
 
 
 
 
 
 
 
 
19 
 
 
CAPÍTULO 3 
 
Desarrollo de Ingeniería Básica 
 
 
3.1 Localización 
 
En este aspecto a desarrollar no se puede determinar la ubicación de las instalaciones 
en un plano Lay Out, ya que las instalaciones están muy alejadas unas de otras, ni el 
diagrama mecánico de tuberías ya que no se puede tener acceso a las instalaciones 
petroleras (sólo personal autorizado). Por lo que se considerara típicos de instalación sin 
suministro eléctrico, sin infraestructura civil, y sin sistema de telecomunicaciones para 
instalaciones no tripuladas como VS (Válvula de seccionamiento), TED (Trampa de Envío 
de Diablos), TRD (Trampa de Recibo de Diablos), TRED (Trampa de Recibo y Envío de 
Diablos). Y para instalaciones tripuladas como Área de Tanques, EB (Estación de 
Bombeo), ERM (Estación de Regulación y Medición), TAD (Terminal de Abastecimiento y 
Distribución), TM (Terminal Marítima), REF (Refinería) y ERB (Estación de Rebombeo) 
en derecho de vía se considerará con suministro eléctrico, infraestructura civil y con 
sistema de telecomunicaciones. 
 
3.2 Diagrama de Proceso 
 
Este aspecto considerará sólo el proceso típico por instalación Área de Tanques, 
Estación de Bombeo, Estación de Regulación y Medición, Trampa de Envió de Diablos, 
Trampa de Recibo de Diablos, Válvula de Seccionamiento, Trampa de Recibo y Envió de 
Diablos, Estación de Rebombeo. 
 
A continuación se enlistan los diagramas típicos y el anexo en el que se documentan. 
 
 
ANEXO A 
 
• Área de Tanques – ANEXO A1 
• Estación de Bombeo – ANEXO A2 
• Estación de Regulación y Medición – ANEXO A3 
• Trampa de Envío de Diablos – ANEXO A4 
• Válvula de Seccionamiento – ANEXO A5 
• Trampa de Recibo y Envío de Diablos – ANEXO A6 
• Estación de Rebombeo – ANEXO A7 
• Trampa de Recibo de Diablo – ANEXO A8 
20 
 
 
3.3 Diagrama de Tuberías e Instrumentos 
 
En este aspecto se representa la instrumentación existente en la instalación, pero para 
efectos de esta tesis se considerara en todas las instalaciones sin instrumentación. Por 
lo que el diagrama será el mismo que el diagrama de proceso. (Ver Anexo A) 
 
3.4 Sistemas de Control 
 
 
En este aspecto se representa los sistemas de control existentes en la instalación, pero 
para efectos de esta tesis se considerara que todas las instalaciones no cuentan con 
control. Por lo que el diagrama y el formato no aplican. 
 
3.5 Suministro de Energía 
 
En este aspecto se representa los sistemas de suministro eléctrico existentes en la 
instalación, pero para efectos de esta tesis se considerara que las instalaciones no 
tripuladas no cuentan con suministro eléctrico y sólo el Área de Tanques, Estación de 
Bombeo, Estación de Regulación y Medición y la Estación de Rebombeo, que son 
instalaciones tripuladas, cuentan con suministro eléctrico. 
 
A continuación se enlistan los diagramas típicos y el anexo en el que se documentan. 
 
 
ANEXO B 
 
• Área de Tanques – ANEXOB1 
• Estación de Bombeo – ANEXO B1 
• Estación de Regulación y Medición – ANEXO B1 
• Trampa de Envío de Diablos – ANEXO B1 
• Válvula de Seccionamiento – Sin Suministro 
• Trampa de Recibo y Envío de Diablos – Sin Suministro 
• Estación de Rebombeo – ANEXO B1 
• Trampa de Recibo de Diablo – ANEXO B1 
 
 
 
 
 
21 
 
CAPÍTULO 4 
 
Desarrollo de Ingeniería de Detalle 
 
 
4.1 Diagrama de Tubería e Instrumentos (DTI) 
 
Este punto se presentará en el diagrama DTI la propuesta de instrumentación en 
campo por típico de instalación (Área de Tanques, Estación de Bombeo, Estación de 
Regulación y Medición, Trampa de Envió de Diablos, Trampa de Recibo de Diablos, 
Válvula de Seccionamiento, Trampa de Recibo y Envío de Diablos) y que se puede 
observar en el siguiente Anexo. 
 
ANEXO C 
 
• Área de Tanques – ANEXO C1 
• Estación de Bombeo – ANEXO C2 
• Estación de Regulación y Medición – ANEXO C3 
• Trampa de Envío de Diablos – ANEXO C4 
• Válvula de Seccionamiento – ANEXO C5 
• Trampa de Recibo y Envío de Diablos – ANEXO C6 
• Estación de Rebombeo – ANEXO C7 
• Trampa de Recibo de Diablo – ANEXO C8 
 
 
4.1.1 Listado de Entradas y Salidas 
 
A continuación se detalla las entradas y salidas para Tanques, Estación de Bombeo (EB), 
Estación e Regulación y Medición (ERM), Trampa de Envío de Diablos (TED), Válvula de 
Seccionamiento (VS), Trampa de Recibo y Envío de Diablos (TRED), Estación de 
Rebombeo (ERB), Trampa de Recibo de Diablos (TRD). 
 
Listado de Entradas / Salidas TANQUES 
 
 
Nº Inst. DISPOSITIVO FLUJO DE SEÑAL TAG DESCRIPCION SDLF 
SEÑAL 
COMENTARIOS 
TIPO MEM DATA TYPE 
1 TAD Fin de Carrera SSCL/CCMP ZSA Estado de la válvula (abierta) UTR Field ED 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
22 
 
2 TAD Fin de Carrera SSCL/CCMP ZSC Estado de la válvula (cerrada) UTR Field ED Supervisión para el SSCL/CCMP 
3 TAD Actuador SSCL/CCMP JSL 
Estado de la unidad de 
potencia del actuador de la 
válvula (normal, falla) 
 UTR Field ED Supervisión para el SSCL/CCMP 
4 TAD 
Switch para 
control local o 
remoto 
SSCL/CCMP HS 
Indicación de control local o 
remoto para válvula UTR Field ED 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
5 TAD Fin de Carrera SSCL/CCMP ZSA Estado de la válvula (abierta) UTR Field ED Supervisión para el SSCL/CCMP 
6 TAD Fin de Carrera SSCL/CCMP ZSC Estado de la válvula (cerrada) UTR Field ED Supervisión para el SSCL/CCMP 
7 TAD Actuador SSCL/CCMP JSL 
Estado de la unidad de 
potencia del actuador de la 
válvula (normal, falla) 
 UTR Field ED 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
8 TAD 
Switch para 
control local o 
remoto 
SSCL/CCMP HS Indicación de control local o remoto para válvula UTR Field ED 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
9 TAD Fin de Carrera SSCL/CCMP ZSA Estado de la válvula (abierta) UTR Field ED Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
10 TAD Fin de Carrera SSCL/CCMP ZSC Estado de la válvula (cerrada) UTR Field ED 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
11 TAD Actuador SSCL/CCMP JSL 
Estado de la unidad de 
potencia del actuador de la 
válvula (normal, falla) 
 UTR Field ED 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
12 TAD 
Switch para 
control local o 
remoto 
SSCL/CCMP HS 
Indicación de control local o 
remoto para válvula 
 UTR Field ED 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
13 TAD Fin de Carrera SSCL/CCMP ZSA Estado de la válvula (abierta) UTR Field ED 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
14 TAD Fin de Carrera SSCL/CCMP ZSC Estado de la válvula (cerrada) UTR Field ED Supervisión para el SSCL/CCMP 
15 TAD Actuador SSCL/CCMP JSL 
Estado de la unidad de 
potencia del actuador de la 
válvula (normal, falla) 
 UTR Field ED Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
16 TAD 
Switch para 
control local o 
remoto 
SSCL/CCMP HS Indicación de control local o remoto para válvula UTR Field ED 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
17 TAD Fin de Carrera SSCL/CCMP ZSA Estado de la válvula (abierta) UTR Field ED Supervisión para el SSCL/CCMP 
18 TAD Fin de Carrera SSCL/CCMP ZSC Estado de la válvula (cerrada) UTR Field ED Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
19 TAD Actuador SSCL/CCMP JSL 
Estado de la unidad de 
potencia del actuador de la 
válvula (normal, falla) 
 UTR Field ED Supervisión para el SSCL/CCMP 
20 TAD 
Switch para 
control local o 
remoto 
SSCL/CCMP HS Indicación de control local o remoto para válvula UTR Field ED 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
21 TAD Fin de Carrera SSCL/CCMP ZSA Estado de la válvula (abierta) UTR Field ED Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
22 TAD Fin de Carrera SSCL/CCMP ZSC Estado de la válvula (cerrada) UTR Field ED Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
23 TAD Actuador SSCL/CCMP JSL 
Estado de la unidad de 
potencia del actuador de la 
válvula (normal, falla) 
 UTR Field ED 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
24 TAD 
Switch para 
control local o 
remoto 
SSCL/CCMP HS 
Indicación de control local o 
remoto para válvula 
 UTR Field ED 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
25 TAD Fin de Carrera SSCL/CCMP ZSA Estado de la válvula (abierta) UTR Field ED Supervisión para el SSCL/CCMP 
26 TAD Fin de Carrera SSCL/CCMP ZSC Estado de la válvula (cerrada) UTR Field ED Supervisión para el SSCL/CCMP 
23 
 
27 TAD Actuador SSCL/CCMP JSL 
Estado de la unidad de 
potencia del actuador de la 
válvula (normal, falla) 
 UTR Field ED Supervisión para el SSCL/CCMP 
28 TAD 
Switch para 
control local o 
remoto 
SSCL/CCMP HS Indicación de control local o remoto para válvula UTR Field ED 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
29 TAD Fin de Carrera SSCL/CCMP ZSA Estado de la válvula (abierta) UTR Field ED 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
30 TAD Fin de Carrera SSCL/CCMP ZSC Estado de la válvula (cerrada) UTR Field ED Supervisión para el SSCL/CCMP 
31 TAD Actuador SSCL/CCMP JSL 
Estado de la unidad de 
potencia del actuador de la 
válvula (normal, falla) 
 UTR Field ED Supervisión para el SSCL/CCMP 
32 TAD 
Switch para 
control local o 
remoto 
SSCL/CCMP HS 
Indicación de control local o 
remoto para válvula UTR Field ED 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
33 TAD Actuador SSCL XYC Cerrar válvula UTR Field SD Control para el SSCL 
34 TAD Actuador SSCL XYA Abrir válvula UTR Field SD Control para el SSCL 
35 TAD Actuador SSCL XYC Cerrar válvula UTR Field SD Control para el SSCL 
36 TAD Actuador SSCL XYA Abrir válvula UTR Field SD Control para el SSCL 
37 TAD Actuador SSCL XYC Cerrar válvula UTR Field SD Control para el SSCL 
38 TAD Actuador SSCL XYA Abrir válvula UTR Field SD Control para el SSCL 
39 TAD Actuador SSCL XYC Cerrar válvula UTR Field SD Control para el SSCL 
40 TAD Actuador SSCL XYA Abrir válvula UTR Field SD Control para el SSCL 
41 TAD Actuador SSCL XYC Cerrar válvula UTR Field SD Control para el SSCL 
42 TAD Actuador SSCL XYA Abrir válvula UTR Field SD Control para el SSCL 
43 TAD Actuador SSCL XYC Cerrar válvula UTR Field SD Control para el SSCL 
44 TAD Actuador SSCL XYA Abrir válvula UTR Field SD Control para el SSCL 
45 TAD Actuador SSCL XYC Cerrar válvula UTR Field SD Control para el SSCL 
46 TAD Actuador SSCL XYA Abrir válvula UTR Field SD Control para el SSCL 
47 TAD Actuador SSCL XYC Cerrar válvula UTR Field SD Control para el SSCL 
48 TAD Actuador SSCL XYA Abrir válvula UTR Field SD Control para el SSCL 
49 TAD 
Sist. 
Telemedición de 
Nivel/SIMC 
x transmisor TE 
Sist. Telemedición 
de 
Nivel/SSCL/CCMP 
TI Temperatura Instantanea del 
tanque 
 L&J Com. Real Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
50 TAD 
Sist. 
Telemedición de 
Nivel/SIMC 
x transmisor LE 
Sist. Telemedición 
de 
Nivel/SSCL/CCMP 
LI Nivel Instantaneo del tanque L&J Com. Real Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
51 TAD 
Sist. 
Telemedición de 
Nivel/SIMC 
Sist. Telemedición 
de 
Nivel/SSCL/CCMP 
QIR Volumen natural L&J Com. Real Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
24 
 
52 TAD 
Sist. 
Telemedición de 
Nivel/SIMC 
Sist. Telemedición 
de 
Nivel/SSCL/CCMP 
WIR Volumen neto L&J Com. Real Supervisión para el SSCL/CCMP 
53 TAD 
Sist. 
Telemedición de 
Nivel/SIMCSist. Telemedición 
de 
Nivel/SSCL/CCMP 
QQ Capacidad disponible en c/tanque L&J Com. Real 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
54 TAD 
Sist. 
Telemedición de 
Nivel/SIMC 
Sist. Telemedición 
de 
Nivel/SSCL/CCMP 
CT Tipo de producto del tanque L&J Com. Real 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
55 TAD 
Sist. 
Telemedición de 
Nivel/SIMC 
x transmisor TE 
Sist. Telemedición 
de 
Nivel/SSCL/CCMP 
TI Temperatura Instantanea del 
tanque 
 L&J Com. Real Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
56 TAD 
Sist. 
Telemedición de 
Nivel/SIMC 
x transmisor LE 
Sist. Telemedición 
de 
Nivel/SSCL/CCMP 
LI Nivel Instantaneo del tanque L&J Com. Real Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
57 TAD 
Sist. 
Telemedición de 
Nivel/SIMC 
Sist. Telemedición 
de 
Nivel/SSCL/CCMP 
QIR Volumen natural L&J Com. Real Supervisión para el SSCL/CCMP 
58 TAD 
Sist. 
Telemedición de 
Nivel/SIMC 
Sist. Telemedición 
de 
Nivel/SSCL/CCMP 
WIR Volumen neto L&J Com. Real Supervisión para el SSCL/CCMP 
59 TAD 
Sist. 
Telemedición de 
Nivel/SIMC 
Sist. Telemedición 
de 
Nivel/SSCL/CCMP 
QQ 
Capacidad disponible en 
c/tanque 
 L&J Com. Real 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
60 TAD 
Sist. 
Telemedición de 
Nivel/SIMC 
Sist. Telemedición 
de 
Nivel/SSCL/CCMP 
CT Tipo de producto del tanque L&J Com. Real Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
61 TAD 
Sist. 
Telemedición de 
Nivel/SIMC 
x transmisor TE 
Sist. Telemedición 
de 
Nivel/SSCL/CCMP 
TI Temperatura Instantanea del tanque L&J Com. Real 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
62 TAD 
Sist. 
Telemedición de 
Nivel/SIMC 
x transmisor LE 
Sist. Telemedición 
de 
Nivel/SSCL/CCMP 
LI Nivel Instantaneo del tanque L&J Com. Real Supervisión para el SSCL/CCMP 
63 TAD 
Sist. 
Telemedición de 
Nivel/SIMC 
Sist. Telemedición 
de 
Nivel/SSCL/CCMP 
QIR Volumen natural L&J Com. Real 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
64 TAD 
Sist. 
Telemedición de 
Nivel/SIMC 
Sist. Telemedición 
de 
Nivel/SSCL/CCMP 
WIR Volumen neto L&J Com. Real Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
65 TAD 
Sist. 
Telemedición de 
Nivel/SIMC 
Sist. Telemedición 
de 
Nivel/SSCL/CCMP 
QQ Capacidad disponible en c/tanque L&J Com. Real 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
66 TAD 
Sist. 
Telemedición de 
Nivel/SIMC 
Sist. Telemedición 
de 
Nivel/SSCL/CCMP 
CT Tipo de producto del tanque L&J Com. Real Supervisión para el SSCL/CCMP 
67 TAD 
Sist. 
Telemedición de 
Nivel/SIMC 
x transmisor TE 
Sist. Telemedición 
de 
Nivel/SSCL/CCMP 
TI Temperatura Instantanea del tanque L&J Com. Real 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
68 TAD 
Sist. 
Telemedición de 
Nivel/SIMC 
x transmisor LE 
Sist. Telemedición 
de 
Nivel/SSCL/CCMP 
LI Nivel Instantaneo del tanque L&J Com. Real Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
69 TAD 
Sist. 
Telemedición de 
Nivel/SIMC 
Sist. Telemedición 
de 
Nivel/SSCL/CCMP 
QIR Volumen natural L&J Com. Real Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
70 TAD 
Sist. 
Telemedición de 
Nivel/SIMC 
Sist. Telemedición 
de 
Nivel/SSCL/CCMP 
WIR Volumen neto L&J Com. Real Supervisión para el SSCL/CCMP 
71 TAD 
Sist. 
Telemedición de 
Nivel/SIMC 
Sist. Telemedición 
de 
Nivel/SSCL/CCMP 
QQ Capacidad disponible en c/tanque L&J Com. Real 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
72 TAD 
Sist. 
Telemedición de 
Nivel/SIMC 
Sist. Telemedición 
de 
Nivel/SSCL/CCMP 
CT Tipo de producto del tanque L&J Com. Real Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
25 
 
Listado de Entradas / Salidas TANQUES Suministro y Comunicación 
 
Nº Inst. DISPOSITIVO FLUJO DE SEÑAL TAG DESCRIPCION SDLF 
SEÑAL 
COMENTARIOS 
TIPO MEM DATA TYPE 
1 TAD UTR UPS/SSCL/CCMP YC Estado del SSCL UTR Com. status Supervisión para el SSCL/CCMP 
2 TAD UPS UPS/SSCL/CCMP IT Suministro eléctrico de la UPS RC Com. Entero 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
3 TAD UPS UPS/SSCL/CCMP ET Voltaje CD de salida de la UPS RC Com. Entero Supervisión para el SSCL/CCMP 
4 TAD UPS UPS/SSCL/CCMP ETK Voltaje CA de salida de la UPS RC Com. Entero Supervisión para el SSCL/CCMP 
5 TAD UPS UPS/SSCL/CCMP ST Frec. de CA de salida de la UPS RC Com. Entero Supervisión para el SSCL/CCMP 
 
Notas: CI: Caseta de Instrumentos, RC: Rectificador de Carga 
 
 
 
Listado de Entradas / Salidas TANQUES RESUMEN 
 
Tipo de Señal 
Entradas Digitales 32 
Salidas Digitales 16 
Entradas Analógicas 24 
Salidas Analógicas 0 
Datos de Comunicación 5 
Total 77 
 
 
Listado de Entradas / Salidas EB (Estación de Bombeo) 
 
 
Nº Inst. DISPOSITIVO FLUJO DE SEÑAL TAG DESCRIPCION SDLF 
SEÑAL 
COMENTARIOS 
TIPO MEM 
DATA 
TYPE 
1 EB 
Bomba Principal 
300A SSCL/CCMP EX-300A 
Estado de bombas principal 
(operando-no disponible) UTR Field ED 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
2 EB Bomba Principal 
300A 
SSCL/CCMP YX-300A Estado de bombas principal 
(disponible) 
 UTR Field ED Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
3 EB 
Bomba Principal 
300A SSCL/CCMP HS-300A 
Indicación de control local 
remoto de bombas principal UTR Field ED 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
26 
 
4 EB Bomba Principal 300B SSCL/CCMP EX-300B 
Estado de bombas principal 
(operando-no disponible) UTR Field ED 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
5 EB Bomba Principal 300B SSCL/CCMP YX-300B 
Estado de bombas principal 
(disponible) UTR Field ED 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
6 EB 
Bomba Principal 
300B SSCL/CCMP HS-300B 
Indicación de control local 
remoto de bombas principal UTR Field ED 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
7 EB Bomba Principal 300C SSCL/CCMP EX-300C 
Estado de bombas principal 
(operando-no disponible) UTR Field ED 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
8 EB Bomba Principal 300C SSCL/CCMP YX-300C 
Estado de bombas principal 
(disponible) UTR Field ED 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
9 EB 
Bomba Principal 
300C SSCL/CCMP HS-300C 
Indicación de control local 
remoto de bombas principal UTR Field ED 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
10 EB Switch de Flujo SSCL/CCMP FS-110 Estado de la válvula de seguridad PSV-05 UTR Field ED 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
11 EB Switch de Flujo SSCL/CCMP FS-05 Estado de la válvula de 
seguridad PSV-06 
 UTR Field ED Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
12 EB 
Accionamiento de 
Bomba 
SSCL/CCMP HCA-300A 
Arranque de bomba principal 
300A 
 UTR Field SD Control para el SSCL\CCMP 
13 EB 
Accionamiento de 
Bomba SSCL/CCMP HCP-300A Paro de bomba principal 300A UTR Field SD Control para el SSCL\CCMP 
14 EB 
Accionamiento de 
Bomba 
SSCL/CCMP HCA-300B 
Arranque de bomba principal 
300B 
 UTR Field SD Control para el SSCL\CCMP 
15 EB 
Accionamiento de 
Bomba SSCL/CCMP HCP-300B Paro de bomba principal 300B UTR Field SD Control para el SSCL\CCMP 
16 EB Accionamiento de Bomba SSCL/CCMP HCA-300C 
Arranque de bomba principal 
300C UTR Field SD Control para el SSCL\CCMP 
17 EB Accionamiento de 
Bomba 
SSCL/CCMP HCP-300C Paro de bomba principal 300C UTR Field SD Control para el SSCL\CCMP 
18 EB Transmisor de densidad SSCL/CCMP DT-790 
Densidad del producto en 
cabezal de descarga UTR Field EA 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
19 EB Transmisor de Presión SSCL/CCMP PIT-05 Presión del cabezal de succión UTR Field EA 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
20 EB Transmisor de 
Presión 
SSCL/CCMP PT-722 Presión del cabezal de 
descarga 
 UTR Field EA Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
21 EB Transmisor de Temperatura SSCL/CCMP TT-04 
Temperatura de cabezal de 
descarga UTR Field EA 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
22 EB 
Transmisor de 
Presión 
Direferencial 
SSCL/CCMP PDIT-801 Estado de los filtros UTR Field EA Supervisión para el SSCL/CCMP 
23 EB Bomba principal 
300A 
Analizador de 
Redes/SSCL/CCMP 
ET-300A Medición de voltaje en bomba 
principal 
 APE Com. Real Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
24 EB Bomba principal 
300A 
Analizador de 
Redes/SSCL/CCMP 
IT-300A Medición de corriente en 
bomba principal 
 APE Com. Real Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
25EB 
Bomba principal 
300A 
Analizador de 
Redes/SSCL/CCMP ST-300A 
Medición de frecuencia en 
bomba principal APE Com. Real 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
26 EB 
Bomba principal 
300A 
Analizador de 
Redes/SSCL/CCMP 
ET-300B 
Medición de voltaje en bomba 
principal 
 APE Com. Real 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
27 EB Bomba principal 300B 
Analizador de 
Redes/SSCL/CCMP IT-300B 
Medición de corriente en 
bomba principal APE Com. Real 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
28 EB Bomba principal 300B 
Analizador de 
Redes/SSCL/CCMP ST-300B 
Medición de frecuencia en 
bomba principal APE Com. Real 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
27 
 
29 EB Bomba principal 300C 
Analizador de 
Redes/SSCL/CCMP ET-300C 
Medición de voltaje en bomba 
principal APE Com. Real 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
30 EB Bomba principal 300C 
Analizador de 
Redes/SSCL/CCMP IT-300C 
Medición de corriente en 
bomba principal APE Com. Real 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
31 EB 
Bomba principal 
300C 
Analizador de 
Redes/SSCL/CCMP ST-300C 
Medición de frecuencia en 
bomba principal APE Com. Real 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
 
Listado de Entradas / Salidas EB Suministro y Comunicación 
 
Nº Inst. DISPOSITIVO FLUJO DE SEÑAL TAG DESCRIPCION SDLF 
SEÑAL 
COMENTARIOS 
TIPO MEM DATA 
TYPE 
1 EB UTR UPS/SSCL/CCMP YC Estado del SSCL UTR Com. status Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
2 EB UPS UPS/SSCL/CCMP IT Suministro eléctrico de la UPS RC Com. Entero Supervisión para el SSCL/CCMP 
3 EB UPS UPS/SSCL/CCMP ET Voltaje CD de salida de la UPS RC Com. Entero Supervisión para el SSCL/CCMP 
4 EB UPS UPS/SSCL/CCMP ETK Voltaje CA de salida de la UPS RC Com. Entero Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
5 EB UPS UPS/SSCL/CCMP ST Frec. de CA de salida de la UPS RC Com. Entero 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
 
Notas: CI: Caseta de Instrumentos, RC: Rectificador de Carga 
 
 
Listado de Entradas / Salidas EB RESUMEN 
 
Tipo de Señal 
Entradas Digitales 11 
Salidas Digitales 6 
Entradas Analógicas 6 
Salidas Analógicas 0 
Datos de Comunicación 5 
Total 23 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
28 
 
Listado de Entradas / Salidas ERM (Estación de Regulación y Medición) 
 
 
Nº Inst. DISPOSITIVO FLUJO DE SEÑAL TAG DESCRIPCION SDLF 
SEÑAL 
COMENTARIOS 
TIPO MEM 
DATA 
TYPE 
1 ERM Fin de Carrera SSCL ZSA Estado de la válvula (abierta) UTR Field ED Supervisión para el SSCL 
2 ERM Fin de Carrera SSCL ZSC Estado de la válvula (cerrada) UTR Field ED Supervisión para el SSCL 
3 ERM Actuador SSCL JSL 
Estado de la unidad de 
potencia del actuador de la 
válvula (normal, falla) 
 UTR Field ED Supervisión para el SSCL 
4 ERM 
Switch para 
control local o 
remoto 
SSCL HS Indicación de control local o remoto para válvula UTR Field ED Supervisión para el SSCL 
5 ERM 
Switch para 
control local o 
remoto 
SSCL HS Indicación de control local o 
remoto para válvula 
 UTR Field ED Supervisión para el SSCL 
6 ERM Actuador SSCL XYC Cerrar válvula UTR Field SD Control para el SSCL 
7 ERM Actuador SSCL XYA Abrir válvula UTR Field SD Control para el SSCL 
8 ERM 
Transmisor de 
Presión 
SSCL/CCMP PT Presión de entrada UTR Field EA 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
9 ERM 
Válvula 
reguladora de 
flujo 
SSCL FCV 
Porcentaje de apertura de 
válvula FCV-200C UTR Field SA Control para el SSCL 
10 ERM Válvula VOE SSCL/CCMP VOE Estado de la válvula de cabezal de distribución DV Com. Entero 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
11 ERM Válvula VOE SSCL/CCMP VOE Estado de la válvula de cabezal 
de distribución 
 DV Com. Entero Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
12 ERM Válvula VOE SSCL/CCMP VOE Estado de la válvula de cabezal de distribución DV Com. Entero 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
13 ERM Válvula VOE SSCL/CCMP VOE Estado de la válvula de cabezal de distribución DV Com. Entero 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
14 ERM Válvula MOV- SSCL MOV Estado de la válvula de 
entrada al probador desde tren 
 DV Com. Entero Supervisión para el SSCL 
15 ERM Válvula MOV SSCL MOV Estado de válvula de salida del tren DV Com. Entero Supervisión para el SSCL 
16 ERM Válvula MOV SSCL MOV Estado de la válvula de 4 vías DV Com. Entero Supervisión para el SSCL 
17 ERM Probador SSCL DPE Detector Esfera OMNI Com. Bit Supervisión para el SSCL 
18 ERM Probador SSCL DPE Detector Esfera OMNI Com. Bit Supervisión para el SSCL 
19 ERM 
Switch de presión 
diferencial SSCL PSD Estado del filtro de tren DV Com. Bit Supervisión para el SSCL 
20 ERM Switch de flujo SSCL/CCMP FS 
Estado de válvula de seguridad 
PSV 
 DV Com. Bit 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
29 
 
21 ERM Switch de flujo SSCL/CCMP FS Estado de válvula de seguridad PSV DV Com. Bit 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
22 ERM Válvula VOE SSCL/CCMP XYC Cerrar Valvula DV Com. Bit Control para el SSCL/CCMP 
23 ERM Válvula VOE SSCL/CCMP XYA Abrir Valvula DV Com. Bit Control para el SSCL/CCMP 
24 ERM Válvula VOE SSCL/CCMP XYC Cerrar Valvula DV Com. Bit Control para el SSCL/CCMP 
25 ERM Válvula VOE SSCL/CCMP XYA Abrir Valvula DV Com. Bit Control para el SSCL/CCMP 
26 ERM Válvula VOE SSCL/CCMP XYC Cerrar Valvula DV Com. Bit Control para el SSCL/CCMP 
27 ERM Válvula VOE SSCL/CCMP XYA Abrir Valvula DV Com. Bit Control para el SSCL/CCMP 
28 ERM Válvula VOE SSCL/CCMP XYC Cerrar Valvula DV Com. Bit Control para el SSCL/CCMP 
29 ERM Válvula VOE SSCL/CCMP XYA Abrir Valvula DV Com. Bit Control para el SSCL/CCMP 
30 ERM Válvula MOV SSCL XYC Cerrar Valvula DV Com. Bit Control para el SSCL 
31 ERM Válvula MOV SSCL XYA Abrir Valvula DV Com. Bit Control para el SSCL 
32 ERM Válvula MOV SSCL XYC Cerrar Valvula DV Com. Bit Control para el SSCL 
33 ERM Válvula MOV SSCL XYA Abrir Valvula DV Com. Bit Control para el SSCL 
34 ERM Válvula MOV SSCL XYC Cerrar Valvula DV Com. Bit Control para el SSCL 
35 ERM Válvula MOV SSCL XYA Abrir Valvula DV Com. Bit Control para el SSCL 
36 ERM 
Transmisor 
indicador de 
presión 
SSCL/CCMP PIT Presión en primer paso de regulación DV Com. Real 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
37 ERM 
Transmisor 
indicador de 
presión 
SSCL/CCMP PIT Presión en segundo paso de 
regulación 
 DV Com. Real Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
38 ERM 
Transmisor 
indicador de 
presión 
SSCL/CCMP PIT Presión en tercer paso de regulación DV Com. Real 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
39 ERM 
Transmisor de 
presión 
diferencial 
SSCL/CCMP PIT Estado de filro primario DV Com. Real Supervisión para el SSCL/CCMP 
40 ERM Transmisor de 
presión 
SSCL/CCMP PIT Presión en el cabezal de 
distribución 
 DV Com. Real Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
41 ERM 
Válvula 
reguladora de 
flujo 
SSCL FCV Control del flujo en tren DV Com. Real Control para el SSCL 
42 ERM 
Transmisor de 
densidad SSCL/CCMP DT Densidad del producto en ERM OMNI Com. Real 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
43 ERM 
Transmisor de 
temperatura 
SSCL TT-200A 
Temperatura de entrada al 
probador 
 OMNI Com. Real Supervisión para el SSCL 
44 ERM Transmisor de presión SSCL PT Presión de entrada al probador OMNI Com. Real Supervisión para el SSCL 
45 ERM Transmisor de flujo SSCL FT Flujo en tren de medición OMNI Com. Real Supervisión para el SSCL 
30 
 
46 ERM 
Transmisor 
Indicador de 
Presión 
SSCL PIT Presión en tren de medición OMNI Com. Real Supervisión para el SSCL 
47 ERM 
Transmisor 
Indicador de 
Temperatura 
SSCL TT-200A Temperatura en tren de medición OMNI Com. Real Supervisión para el SSCL 
48 ERM 
Computador de 
Flujo SSCL/CCMP FQIR Flujo Total OMNI Com. Real 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
49 ERM Computador de Flujo SSCL/CCMP XQR Volumen Natural Total OMNI Com. Real 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
50 ERM Computador de Flujo SSCL/CCMP NQR Volumen Neto Total OMNI Com. Real 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
 
Listado de Entradas / SalidasERM Suministro y Comunicación 
 
Nº Inst. DISPOSITIVO FLUJO DE SEÑAL TAG DESCRIPCION SDLF 
SEÑAL 
COMENTARIOS 
TIPO MEM 
DATA 
TYPE 
1 ERM UTR UPS/SSCL/CCMP YC Estado del SSCL UTR Com. status Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
2 ERM UPS UPS/SSCL/CCMP IT Suministro eléctrico de la UPS RC Com. Entero Supervisión para el SSCL/CCMP 
3 ERM UPS UPS/SSCL/CCMP ET Voltaje CD de salida de la UPS RC Com. Entero Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
4 ERM UPS UPS/SSCL/CCMP ETK Voltaje CA de salida de la UPS RC Com. Entero 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
5 ERM UPS UPS/SSCL/CCMP ST Frec. de CA de salida de la UPS RC Com. Entero 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
 
Notas: CI: Caseta de Instrumentos, RC: Rectificador de Carga 
 
Listado de Entradas / Salidas ERM RESUMEN 
 
Tipo de Señal 
Entradas Digitales 21 
Salidas Digitales 12 
Entradas Analógicas 9 
Salidas Analógicas 2 
Datos de Comunicación 5 
Total 49 
 
 
 
 
 
 
 
31 
 
Listado de Entradas / Salidas TED (Trampa de Envío de Diablos) 
 
 
Nº Inst. DISPOSITIVO FLUJO DE SEÑAL TAG DESCRIPCION SDLF 
SEÑAL 
COMENTARIOS 
TIPO MEM 
DATA 
TYPE 
1 TED Fin de Carrera SADCR / SCADA ZSA Estado de la válvula de bypass (abierta) UTR Field ED 
Supervisión para el 
SADCR/CCMP 
2 TED Fin de Carrera SADCR / SCADA ZSC Estado de la válvula de bypass (cerrada) UTR Field ED 
Supervisión para el 
SADCR/CCMP 
3 TED Actuador SADCR / SCADA JSL 
Estado de la unidad de 
potencia del actuador de la 
válvula (normal, fallando) 
 UTR Field ED 
Supervisión para el 
SADCR/CCMP 
4 TED Switch manual. 2 posiciones SADCR / SCADA HS 
Llave de 2 posiciones selectora 
de control local o remoto para 
válvula 
 UTR Field ED Supervisión para el SADCR/CCMP 
5 TED Detector de Paso 
de Diablos 
SADCR / SCADA ZIS 
Estado del detector de paso de 
diablos de la trampa de recibo 
(normal, activado) 
 UTR Field ED Supervisión para el 
SADCR/CCMP 
6 TED Switch de Flujo SADCR / SCADA FS 
Switch detector de estado del 
drenaje de la trampa de recibo 
(abierto, cerrado) 
 UTR Field ED 
Supervisión para el 
SADCR/CCMP 
7 TED 
Sensor de 
Movimiento SADCR / SCADA ZS 
Intrusión en la caseta de 
instrumentos (normal, 
activado) 
 UTR CI ED 
Supervisión para el 
SADCR/CCMP 
8 TED 
Sistema de 
Seguridad 
Perimetral 
SADCR / SCADA ZS 
Intrusión al área perimetral de 
la trampa (normal, activado) 
 UTR CI ED 
Supervisión para el 
SADCR/CCMP 
9 TED 
Sensor de 
Proximidad SADCR / SCADA ZS 
Indicacion de estado de Puerta 
(Abierta / Cerrada) UTR CI ED 
Supervisión para el 
SADCR/CCMP 
10 TED Actuador SADCR / SCADA XYC Abrir válvula UTR Field SD Supervisión para el SADCR/CCMP 
11 TED Actuador SADCR / SCADA XYA Cerrar válvula UTR Field SD Supervisión para el 
SADCR/CCMP 
12 TED Luz Piloto SADCR / SCADA ZLA 
Luz piloto indicadora de 
posición de válvula de bypass 
abierta 
 UTR CI SD Supervisión para el SADCR/CCMP 
13 TED Luz Piloto SADCR / SCADA ZLC 
Luz piloto indicadora de 
posición de válvula de bypass 
cerrada 
 UTR CI SD Supervisión para el SADCR/CCMP 
14 TED Cerradura 
Electrónica 
SADCR / SCADA XS Accionamiento Cerradura UTR CI SD Supervisión para el 
SADCR/CCMP 
15 TED Luz Piloto SADCR / SCADA YL Luz piloto indicadora de posición de llave (control local) UTR CI SD 
Supervisión para el 
SADCR/CCMP 
16 TED Luz Piloto SADCR / SCADA YL 
Luz piloto indicadora de 
posición de llave (control 
remoto) 
 UTR CI SD Supervisión para el SADCR/CCMP 
17 TED Transmisor de 
Presión 
SADCR / SCADA PIT Presión de la trampa de recibo 
de diablos 
 UTR Field EA Supervisión para el 
SADCR/CCMP 
18 TED Transmisor de 
Presión 
SADCR / SCADA PIT Presión de la trampa de envío 
de diablos 
 UTR Field EA Supervisión para el 
SADCR/CCMP 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
32 
 
 
Listado de Entradas / Salidas TRED Suministro y Comunicación 
 
Nº Inst. DISPOSITIVO FLUJO DE SEÑAL TAG DESCRIPCION SDLF 
SEÑAL 
COMENTARIOS 
TIPO MEM 
DATA 
TYPE 
1 TED UTR UPS/SSCL/CCMP YC Estado del SSCL UTR Com. status Supervisión para el SSCL/CCMP 
2 TED UPS UPS/SSCL/CCMP IT Suministro eléctrico de la UPS RC Com. Entero Supervisión para el SSCL/CCMP 
3 TED UPS UPS/SSCL/CCMP ET Voltaje CD de salida de la UPS RC Com. Entero Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
4 TED UPS UPS/SSCL/CCMP ETK Voltaje CA de salida de la UPS RC Com. Entero Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
5 TED UPS UPS/SSCL/CCMP ST Frec. de CA de salida de la UPS RC Com. Entero 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
 
Notas: CI: Caseta de Instrumentos, RC: Rectificador de Carga 
 
 
 
Listado de Entradas / Salidas TED RESUMEN 
 
Tipo de Señal Bits Usados 
Entradas Digitales 9 
Salidas Digitales 2 
Entradas Analógicas 2 
Salidas Analógicas 0 
Datos de Comunicación 5 
Total 18 
 
 
Listado de Entradas / Salidas VS (Válvula de Seccionamiento) 
 
Nº Inst. DISPOSITIVO FLUJO DE SEÑAL TAG DESCRIPCION SDLF 
SEÑAL 
COMENTARIOS 
TIPO MEM 
DATA 
TYPE 
1 VS Fin de Carrera SADCR/CCMP ZSA Estado de la válvula (abierta) UTR Field ED Supervisión para el SADCR/CCMP 
2 VS Fin de Carrera SADCR/CCMP ZSC Estado de la válvula (cerrada) UTR Field ED Supervisión para el SADCR/CCMP 
3 VS Actuador SADCR/CCMP JSL 
Estado de la unidad de 
potencia del actuador de la 
válvula (normal, falla) 
 UTR Field ED 
Supervisión para el 
SADCR/CCMP 
33 
 
4 VS 
Switch para 
control local o 
remoto 
SADCR/CCMP HS Indicación de control local o remoto para válvula UTR Field ED 
Supervisión para el 
SADCR/CCMP 
5 VS Detector de Paso de Diablos SADCR/CCMP ZIS 
Estado del detector de paso de 
diablos (normal, activado) UTR Field ED 
Supervisión para el 
SADCR/CCMP 
6 VS 
Sensor de 
Movimiento SADCR/CCMP ZS 
Intrusión en la caseta de 
instrumentos (normal, 
activado) 
 UTR CI ED 
Supervisión para el 
SADCR/CCMP 
7 VS 
Sistema de 
Seguridad 
Perimetral 
SADCR/CCMP ZS Intrusión al área perimetral de la válvula (normal, activado) UTR CI ED 
Supervisión para el 
SADCR/CCMP 
8 VS Sensor de Proximidad SADCR/CCMP ZS 
Indicacion de estado de Puerta 
(Abierta / Cerrada) UTR CI ED 
Supervisión para el 
SADCR/CCMP 
9 VS Actuador SADCR/CCMP XYA Abrir válvula UTR Field SD 
Supervisión para el 
SADCR/CCMP 
10 VS Actuador SADCR/CCMP XYC Cerrar válvula UTR Field SD Supervisión para el SADCR/CCMP 
11 VS Transmisor de 
Presión 
SADCR/CCMP PIT Presión aguas arriba de la 
válvula 
 UTR Field EA Supervisión para el 
SADCR/CCMP 
12 VS 
Transmisor de 
Presión 
SADCR/CCMP PIT 
Presión aguas abajo de la 
válvula 
 UTR Field EA 
Supervisión para el 
SADCR/CCMP 
 
Listado de Entradas / Salidas VS Suministro y Comunicación 
 
Nº Inst. DISPOSITIVO FLUJO DE SEÑAL TAG DESCRIPCION SDLF 
SEÑAL 
COMENTARIOS 
TIPO MEM DATA TYPE 
1 VS UTR SADCR/CCMP YC Estado del SADCR UTR Com. status Supervisión para el SADCR/CCMP 
2 VS UPS UPS/SADCR/CCMP IT Suministro eléctrico de la UPS RC Com. Entero Supervisión para el 
SADCR/CCMP 
3 VS UPS UPS/SADCR/CCMP ET Voltaje CD de salida de la UPS RC Com. Entero Supervisión para el SADCR/CCMP 
4 VS UPS UPS/SADCR/CCMP ETK Voltaje CA de salida de la UPS RC Com. Entero Supervisión para el SADCR/CCMP 
5 VS UPS UPS/SADCR/CCMP ST Frec. de CA de salida de la UPS RC Com. Entero 
Supervisión para el 
SADCR/CCMP 
 
Notas: CI: Caseta de Instrumentos, RC: Rectificador de Carga 
 
Listado de Entradas / Salidas 
 
Tipo de Señal Bits Usados 
Entradas Digitales 8 
Salidas Digitales 2 
Entradas Analógicas 2 
Salidas Analógicas 0 
Datos de Comunicación 5 
Total 17 
34 
 
Listado de Entradas / Salidas TRED (Trampa de Recibo y Envío de Diablos) 
 
 
Nº Inst. DISPOSITIVO FLUJO DE SEÑAL TAG DESCRIPCION SDLF 
SEÑAL 
COMENTARIOS 
TIPO MEM 
DATA 
TYPE 
1 TRED Fin de Carrera SADCR / SCADA ZSA Estado dela válvula de bypass (abierta) UTR Field ED 
Supervisión para el 
SADCR/CCMP 
2 TRED Fin de Carrera SADCR / SCADA ZSC Estado de la válvula de bypass (cerrada) UTR Field ED 
Supervisión para el 
SADCR/CCMP 
3 TRED Actuador SADCR / SCADA JSL 
Estado de la unidad de 
potencia del actuador de la 
válvula (normal, fallando) 
 UTR Field ED 
Supervisión para el 
SADCR/CCMP 
4 TRED Switch manual. 2 posiciones SADCR / SCADA HS 
Llave de 2 posiciones selectora 
de control local o remoto para 
válvula 
 UTR Field ED Supervisión para el SADCR/CCMP 
5 TRED Detector de Paso 
de Diablos 
SADCR / SCADA ZIS 
Estado del detector de paso de 
diablos de la trampa de recibo 
(normal, activado) 
 UTR Field ED Supervisión para el 
SADCR/CCMP 
6 TRED 
Detector de Paso 
de Diablos 
SADCR / SCADA ZIS 
Estado del detector de paso de 
diablos de la trampa de envío 
(normal, activado) 
 UTR Field ED 
Supervisión para el 
SADCR/CCMP 
7 TRED Switch de Flujo SADCR / SCADA FS 
Switch detector de estado del 
drenaje de la trampa de recibo 
(abierto, cerrado) 
 UTR Field ED 
Supervisión para el 
SADCR/CCMP 
8 TRED Switch de Flujo SADCR / SCADA FS 
Switch detector de estado del 
drenaje de la trampa de envío 
(abierto, cerrado) 
 UTR Field ED 
Supervisión para el 
SADCR/CCMP 
9 TRED 
Sensor de 
Movimiento SADCR / SCADA ZS 
Intrusión en la caseta de 
instrumentos (normal, 
activado) 
 UTR CI ED 
Supervisión para el 
SADCR/CCMP 
10 TRED 
Sistema de 
Seguridad 
Perimetral 
SADCR / SCADA ZS Intrusión al área perimetral de la trampa (normal, activado) UTR CI ED 
Supervisión para el 
SADCR/CCMP 
11 TRED Sensor de 
Proximidad 
SADCR / SCADA ZS Indicacion de estado de Puerta 
(Abierta / Cerrada) 
 UTR CI ED Supervisión para el 
SADCR/CCMP 
12 TRED Actuador SADCR / SCADA XYC Abrir válvula UTR Field SD Supervisión para el SADCR/CCMP 
13 TRED Actuador SADCR / SCADA XYA Cerrar válvula UTR Field SD Supervisión para el SADCR/CCMP 
14 TRED Luz Piloto SADCR / SCADA ZLA 
Luz piloto indicadora de 
posición de válvula de bypass 
abierta 
 UTR CI SD Supervisión para el 
SADCR/CCMP 
15 TRED Luz Piloto SADCR / SCADA ZLC 
Luz piloto indicadora de 
posición de válvula de bypass 
cerrada 
 UTR CI SD Supervisión para el SADCR/CCMP 
16 TRED Cerradura Electrónica SADCR / SCADA XS Accionamiento Cerradura UTR CI SD 
Supervisión para el 
SADCR/CCMP 
17 TRED Luz Piloto SADCR / SCADA YL Luz piloto indicadora de 
posición de llave (control local) 
 UTR CI SD Supervisión para el 
SADCR/CCMP 
18 TRED Luz Piloto SADCR / SCADA YL 
Luz piloto indicadora de 
posición de llave (control 
remoto) 
 UTR CI SD Supervisión para el 
SADCR/CCMP 
19 TRED 
Transmisor de 
Presión SADCR / SCADA PIT 
Presión de la trampa de recibo 
de diablos UTR Field EA 
Supervisión para el 
SADCR/CCMP 
20 TRED 
Transmisor de 
Presión 
SADCR / SCADA PIT 
Presión de la trampa de envío 
de diablos 
 UTR Field EA 
Supervisión para el 
SADCR/CCMP 
 
35 
 
 
Listado de Entradas / Salidas TRED Suministro y Comunicación 
 
 
Nº Inst. DISPOSITIVO FLUJO DE SEÑAL TAG DESCRIPCION SDLF 
SEÑAL 
COMENTARIOS 
TIPO MEM DATA TYPE 
1 TRED UTR SADCR/CCMP YC Estado del SSCL UTR Com. status 
Supervisión para el 
SADCR/CCMP 
2 TRED Rectificador de 
Carga 
RC/SADCR/CCMP IT Suministro eléctrico del RC RC Com. Entero Supervisión para el 
SADCR/CCMP 
3 TRED Rectificador de Carga RC/SADCR/CCMP ET Voltaje CD de salida del RC RC Com. Entero 
Supervisión para el 
SADCR/CCMP 
4 TRED Rectificador de Carga RC/SADCR/CCMP ETK Voltaje CA de salida del RC RC Com. Entero 
Supervisión para el 
SADCR/CCMP 
5 TRED 
Rectificador de 
Carga 
RC/SADCR/CCMP ST Frec. de CA de salida del RC RC Com. Entero 
Supervisión para el 
SADCR/CCMP 
 
Notas: CI: Caseta de Instrumentos, RC: Rectificador de Carga 
 
 
 
Listado de Entradas / Salidas TRED RESUMEN 
 
Tipo de Señal Bits Usados 
Entradas Digitales 11 
Salidas Digitales 2 
Entradas Analógicas 2 
Salidas Analógicas 0 
Datos de Comunicación 5 
Total 20 
 
 
Listado de Entradas / Salidas ERB (Estación de Rebombeo) 
 
 
Nº Inst. DISPOSITIVO FLUJO DE SEÑAL TAG DESCRIPCION SDLF 
SEÑAL 
COMENTARIOS 
TIPO MEM 
DATA 
TYPE 
1 ERB Bomba Principal 
300A 
SSCL/CCMP EX-300A Estado de bombas principal 
(operando-no disponible) 
 UTR Field ED Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
2 ERB 
Bomba Principal 
300A 
SSCL/CCMP YX-300A 
Estado de bombas principal 
(disponible) 
 UTR Field ED 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
36 
 
3 ERB Bomba Principal 300A SSCL/CCMP HS-300A 
Indicación de control local 
remoto de bombas principal UTR Field ED 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
4 ERB Bomba Principal 300B SSCL/CCMP EX-300B 
Estado de bombas principal 
(operando-no disponible) UTR Field ED 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
5 ERB 
Bomba Principal 
300B SSCL/CCMP YX-300B 
Estado de bombas principal 
(disponible) UTR Field ED 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
6 ERB Bomba Principal 300B SSCL/CCMP HS-300B 
Indicación de control local 
remoto de bombas principal UTR Field ED 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
7 ERB Bomba Principal 300C SSCL/CCMP EX-300C 
Estado de bombas principal 
(operando-no disponible) UTR Field ED 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
8 ERB 
Bomba Principal 
300C SSCL/CCMP YX-300C 
Estado de bombas principal 
(disponible) UTR Field ED 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
9 ERB Bomba Principal 300C SSCL/CCMP HS-300C 
Indicación de control local 
remoto de bombas principal UTR Field ED 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
10 ERB Switch de Flujo SSCL/CCMP FS-110 Estado de la válvula de 
seguridad PSV-05 
 UTR Field ED Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
11 ERB Switch de Flujo SSCL/CCMP FS-05 
Estado de la válvula de 
seguridad PSV-06 
 UTR Field ED 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
12 ERB 
Accionamiento de 
Bomba SSCL/CCMP HCA-300A 
Arranque de bomba principal 
300A UTR Field SD Control para el SSCL\CCMP 
13 ERB 
Accionamiento de 
Bomba 
SSCL/CCMP HCP-300A Paro de bomba principal 300A UTR Field SD Control para el SSCL\CCMP 
14 ERB 
Accionamiento de 
Bomba SSCL/CCMP HCA-300B 
Arranque de bomba principal 
300B UTR Field SD Control para el SSCL\CCMP 
15 ERB Accionamiento de Bomba SSCL/CCMP HCP-300B Paro de bomba principal 300B UTR Field SD Control para el SSCL\CCMP 
16 ERB Accionamiento de 
Bomba 
SSCL/CCMP HCA-300C Arranque de bomba principal 
300C 
 UTR Field SD Control para el SSCL\CCMP 
17 ERB Accionamiento de Bomba SSCL/CCMP HCP-300C Paro de bomba principal 300C UTR Field SD Control para el SSCL\CCMP 
18 ERB Transmisor de densidad SSCL/CCMP DT-790 
Densidad del producto en 
cabezal de descarga UTR Field EA 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
19 ERB Transmisor de 
Presión 
SSCL/CCMP PIT-05 Presión del cabezal de succión UTR Field EA Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
20 ERB Transmisor de Presión SSCL/CCMP PT-722 
Presión del cabezal de 
descarga UTR Field EA 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
21 ERB Transmisor de Flujo SSCL/CCMP FT-01 Flujo en cabezal de succión UTR Field EA 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
22 ERB Transmisor de 
Flujo 
SSCL/CCMP FT-02 Flujo en ramal de derivación UTR Field EA Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
23 ERB Transmisor de 
Flujo 
SSCL/CCMP FT-03 Flujo en cabezal de descarga UTR Field EA Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
24 ERB 
Transmisor de 
Temperatura SSCL/CCMP TT-04 
Temperatura de cabezal de 
descarga UTR Field EA 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
25 ERB 
Transmisor de 
Presión 
Direferencial 
SSCL/CCMP PDIT-801 Estado de los filtros UTR Field EA 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP 
26 ERB Válvula FCV-19 SSCL FCV-19 Procentaje de apertura de la FCV UTR Field SA Control para el SSCL 
27 ERB 
Sist. 
Telemedición de 
Nivel/SIMC 
x transmisor TE 
Sist. Telemedición 
de Nivel/SSCL/CCMP TI-10A 
Temperatura Instantanea del 
tanque STN Com. Real 
Supervisión para el 
SSCL/CCMP