Automatización de una estación de flujo para el proyecto de

Transcripción

Universidad Metropolitana
Facultad de Ingeniería
Escuela de Ingeniería Química
AUTOMATIZACIÓN DE UNA ESTACIÓN DE FLUJO
PARA EL PROYECTO DE FACILIDADES DE CAMPO
ORIFUEL SINOVEN, MORICHAL, EDO. MONAGAS
Jesús Omar Vargas Coello
Tutor Industrial: Ing. José Colina
Tutor Académico: Dr. Ernest Bordier
Caracas, septiembre de 2004
si miro un poco afuera me detengo
la ciudad se derrumba y yo cantando
la gente que me odia
y que me quiere
no me va a perdonar que me distraiga
creen que lo digo todo
que me juego la vida
porque no te conocen
ni te sienten
Silvio Rodríguez
Te doy una canción
Esta ciudad de casas y perros
sitiada el 13 de Enero de 1989
vive serena bajo la ropa de sus carneros
y de no ser
por estos pequeños rituales
que a veces practico
y a ciencia cierta
todo poeta conoce
no dejaría un camino de clavos
al rostro de la memoria
sin despistar a los dioses
por un instante.
Jesús Vargas
i
Derecho de Autor
Quien suscribe, en condición de autor del trabajo “Automatización de una Estación de
Flujo para el proyecto de Facilidades de Campo Orifuel Sinoven, Morichal, Edo.
Monagas”, declaro que: cedo a la Universidad Metropolitana el derecho de reproducir
y difundir el presente trabajo, con las únicas limitaciones que establece la legislación
vigente en materia de derecho de autor.
En la ciudad de Caracas, a los 15 días del mes de septiembre de 2004.
_____________________
C.I.: 12.059.830.
ii
Aprobación
Considero que el Proyecto Industrial titulado:
Automatización de una Estación de Flujo para el proyecto de Facilidades de
Campo Orifuel Sinoven, Morichal, Edo. Monagas.
elaborado por el ciudadano:
para optar al título de:
Ingeniero Químico
reúne los requisitos exigidos por la Escuela de Ingeniería Química de la Universidad
Metropolitana, y tiene méritos suficientes para ser sometido a la presentación y
evaluación exhaustiva por parte del jurado examinador que se designe.
En la ciudad de Caracas, a los 3 días del mes de septiembre de 2004.
__________________
Dr. Ernest Bordier
iii
Dedico este trabajo a mi tozuda mente, quien un día
decidiera casi a escondidas, emprender viaje a paso de da
Vinci en busca de la conquista de esta colina de difícil
ascenso, y a mis maestros; Boile, Faraday, Fenske, Celsius,
Gauss, Gibbs, Duhem, Raoult, Bernoulli, Torricelli, Pierre y
Marie Curie, y a tantos otros, que a fin de cuentas son los
padres de la ciencia y donaron sus vidas a la clara soledad
del intelecto.
iv
Agradecimientos
A mis tutores; Dr. Ernest Bordier e Ing. José Colina, que más allá del arduo menester
que supone este proyecto y de ser fuente inagotable de ideas y conocimientos, me
tendieron la cálida mano de su amistad.
v
Sumario
En este Proyecto Industrial se propuso diseñar un Sistema de Instrumentación y
Control para automatizar la gestión de la Estación de Flujo MPE-3, área 120, del
proyecto Facilidades de Campo, Orifuel Sinoven, planta proyectada con la finalidad
de proveer Bitumen Diluido libre de humedad y de sales, para producir aguas abajo,
en Jose, el producto patentado Orimulsión®.
Para ello se partió de la información generada en la ingeniería básica y conceptual,
fase previa a la ingeniería de detalle que supone este proyecto. Se estudiaron los
requerimientos del cliente solicitante del proyecto, las bases y criterios de diseño, las
normas recomendadas por la Instrumentation Standard Agency en el documento ISAS5.3 y las normas y filosofías de la empresa consultora JANTESA. S.A. Para la
ejecución de cada una de las actividades de este proyecto, se siguió la metodología
establecida por la empresa Jantesa S.A. en el documento Manual de Procedimientos
de la disciplina de Instrumentación y Automatización.
Se obtuvo como resultado la documentación necesaria para la realización del
proyecto: planos, listas e índices, y se recomendó el diseño de un software para
manejar la base de datos de la empresa de forma dinámica entre las disciplinas que
conforman los grupos multidisciplinarios de ingeniería.
1
Índice
Pág.
INTRODUCCIÓN
2
BREVE DESCRIPCIÓN DE JANTESA S.A., ORIGEN, ACTIVIDADES,
PROYECTOS, VISIÓN, MISIÓN, VALORES
4
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
8
DELIMITACIÓN DEL PROBLEMA
8
OBJETIVO GENERAL DEL PROYECTO INDUSTRIAL
9
ALCANCE DEL OBJETIVO GENERAL
9
OBJETIVOS ESPECÍFICOS DEL PROYECTO INDUSTRIAL
9
JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO INDUSTRIAL
10
MARCO DE REFERENCIA:
PROYECTOS E INVESTIGACIONES ANTERIORES EN VENEZUELA,
PARTICIPACIÓN DE JANTESA S.A., EN ESTE CONTEXTO
12
MARCO TEÓRICO
13
REQUERIMIENTOS DE ORIFUELS SINOVEN S.A.
17
LOCACIÓN DE LA PLANTA
18
ASPECTOS METODOLÓGICOS
21
ACTIVIDADES A REALIZAR
21
DESCRIPCIÓN DEL MANUAL DE PROCEDIMIENTOS DEL TRABAJO DE
LA DISCIPLINA DE INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DE MANTESA S.A.
22
DEFINICIÓN DEL SISTEMA DE MEDICIÓN
32
METODOLOGÍA
34
MARCO LEGAL
51
RESULTADOS
52
CONCLUSIÓN
70
RECOMENDACIONES
71
GLOSARIO
72
ANEXOS
103
2
Introducción
La mayor parte de las reservas de petróleo en Venezuela son crudo pesado y extrapesado, por lo cual a principio de la década de los ochenta, algunas de las empresas
que ahora conforman PDVSA, entre ellas LAGOVEN y MARAVEN, se propusieron
buscar una forma no solo de explotar, sino de convertir el crudo extra-pesado en un
combustible de fácil manejo y alto valor agregado. Después de años de
investigaciones, ensayos y errores, se logró reducir dramáticamente la gravedad del
crudo extra-pesado, facilitando su bombeo, almacenaje y manejo, mediante un
proceso de emulsificación.
La colocación del nuevo producto llamado Orimulsión® en el mercado tuvo un
comienzo difícil.
El mercado norteamericano se opuso a ciertos índices de
contaminación asociados al uso del producto como combustible de quema, pero el
mercado asiático ha mostrado cada vez más interés y ha incrementado su demanda.
Respondiendo a este fenómeno surgió la necesidad de crear una nueva planta
desalinizadora / deshidratadora, cuyo fin es proveer Bitumen Diluido Seco de alta
calidad al Complejo Jose, partiendo del crudo extra-pesado explotado en el Estado
Monagas, y así incrementar y optimizar la producción de Orimulsión® para satisfacer
la demanda del mercado asiático en términos de volumen y propiedades del producto.
3
La empresa JANTESA S.A. forma parte del grupo de empresas que lleva a cabo el
proyecto de diseñar y construir la planta desalinizadora / deshidratadora que operará
la empresa SINOVENSA ORIFUELS y que proveerá Bitumen Diluido Seco al
Complejo Jose para producir el producto patentado Orimulsión®. La nueva planta
poseerá las características de las plantas de categoría mundial, por lo cual, se incluirá
un sistema interconectado de instrumentación y control, de tal forma que la gestión de
producción, calidad y seguridad sea controlada automáticamente por dicho sistema.
Este proyecto industrial gira en torno al desarrollo de la ingeniería de detalle del
sistema de instrumentación y control de una pequeña área de la planta proyectada,
partiendo de la recolección de la data disponible hasta concluir con la emisión de la
documentación necesaria para la construcción.
4
Breve descripción de JANTESA S.A.
JANTESA es una empresa cuyo propósito es ofrecer servicios multidisciplinarios de
Ingeniería para la Industria Petrolera, con el diseño y ejecución de proyectos
relacionados con la producción y refinación de crudos, así como el desarrollo de
infraestructura e instalaciones industriales para el procesamiento, almacenaje y
transporte de productos.
A partir de 1989, JANTESA estableció la “Diversificación de Negocios” como
estrategia fundamental para el crecimiento y desarrollo de la empresa. Este proceso
dio origen a la estructura corporativa conformada por un grupo de empresas que
comprende líneas de negocios complementarias que básicamente están relacionadas
con la promoción, inversión, ingeniería, procura, construcción, operación y
mantenimiento de plantas e instalaciones industriales. Igualmente, JANTESA ha
incursionado en la promoción y gerencia de obras inmobiliarias tales como
desarrollos urbanísticos, residenciales, comerciales, educacionales y recreacionales.
Las actividades iniciales se centraron en proyectos de producción de crudos,
expandiéndose luego a proyectos de procesamiento de gas, refinería, petroquímicos y
químicos, minería y metales, generación eléctrica y telecomunicaciones.
5
En el sector de Ingeniería y Construcción, JANTESA ha realizado más de 800
proyectos, lo que implicó el uso de más de 11 millones de horas / hombre de
profesionales y técnicos.
La estrategia de JANTESA en el Sector Industrial se ha concentrado en dos objetivos
principales: la promoción de proyectos para la construcción de nuevas plantas
industriales y la participación como accionistas de capital nacional en oportunidades
de negocios en el sector petrolero. De esta forma, JANTESA se asocia con Pérez
Companc de Argentina para la reactivación y producción de petróleo en el Campo
Mata, en la tercera Ronda de Convenios Operativos de PDVSA.
El cliente principal ha sido PDVSA y sus empresas filiales; sin embargo, en los
últimos diez años, JANTESA ha tenido como clientes a diversas empresas extranjeras
con las cuales ha mantenido relaciones Cliente / Consultor, sociedades, alianzas,
participaciones, etc. Los principales clientes internacionales, incluyen a: BRITISH
PETROLEUM (BP), SHELL VENEZUELA, MOBIL, CHEVRON, PEREZ
COMPANC, KOBE STEEL LTD, STONE CONTAINER, TERRANOVA y las
asociaciones estratégicas, SINCOR (PDVSA, TOTAL y STATOIL), PETROLERA
AMERIVEN (PDVSA, PHILLIPS y TEXACO) y CERRO NEGRO (PDVSA,
MOBIL y VEBA OIL).
6
La misión de JANTESA S.A. radica en prestar servicios técnicos especializados de
muy alto nivel, a organizaciones complejas, incluyendo la concepción, ejecución y
evaluación de proyectos interdisciplinarios de ingeniería, orientados al desarrollo
industrial y económico, dentro y fuera del país.
La visión de JANTESA S.A. apunta a ser una empresa líder y pionera que responda a
los retos de productividad y calidad requeridos para posicionar a la organización en
los más altos niveles competitivos dentro del sector, en nuestro país y a nivel
internacional.
Los valores esenciales de JANTESA S.A. son: el cliente como lo más importante,
cumpliendo con sus requerimientos, y suministrando una alta calidad de servicio en
los proyectos.
El recurso humano considerado un factor prioritario para el buen desarrollo de los
proyectos y / o servicios.
La calidad y productividad como elementos clave que incrementan el desarrollo de la
organización, del personal y del país.
El trabajo en equipo, permitiendo así el mejoramiento continuo de los procesos.
7
La conciencia ecológica y ambiental.
La ética profesional de compromiso.
La solidaridad y responsabilidad con sus clientes.
8
Planteamiento del problema
La empresa ORIFUEL SINOVEN S.A., con el objetivo de desarrollar las reservas de
crudo extra pesado en Morichal, Edo. Monagas, requiere que JANTESA S.A. y otras
empresas realicen la construcción de una nueva planta de deshidratación /
desalinización (DD) y sistema de facilidades de campo en Morichal, cuya finalidad
es suministrar Bitumen Diluido Seco (DDB) de calidad, para producir el combustible
patentado Orimulsión®, aguas abajo, en el Complejo Jose.
La Empresa JANTESA S.A., tiene asignado el sector del proyecto asociado a las
facilidades de campo (Field Facilities).
En los requerimientos de diseño de la planta, se establece la imperativa necesidad de
un sistema de instrumentación y control que, fundamentado en la medición de los
diversos parámetros termodinámicos y fluídicos, automatice la gestión de los
procesos involucrados.
Delimitación del problema
El problema tratado en este Proyecto Industrial se limita a la realización de la
ingeniería de detalle del sistema de instrumentación y control, que automatice los
9
procesos involucrados en la estación de flujo MPE-3, situada en la planta física
proyectada, identificada según la nomenclatura del proyecto; Área 120.
Objetivo general
Diseñar un sistema de instrumentación y control que automatice la gestión de la
estación de flujo MPE-3, Área 120 del proyecto Facilidades de Campo, Orifuel
Sinoven.
Alcance del objetivo general
El alcance del objetivo general de este Proyecto Industrial parte de la recolección de
información suministrada por ORIFUEL SINOVEN S.A.: bases y criterios de diseño,
especificaciones, estándares y procedimientos, hasta la emisión de los documentos
(planos, listados, listas, instructivos, etc.) para la construcción del sistema de
instrumentación y control requerido.
Objetivos específicos
• Estudiar la información suministrada por ORIFUEL SINOVEN S.A. para
conocer los requerimientos generales y específicos.
10
• Estudiar la información generada por la disciplina de procesos para conocer
los parámetros asociados a los caudales de los fluidos implícitos en el proceso
y sus condiciones de operación.
• Estudiar la Filosofía de diseño y seguridad de la disciplina de automatización
y control.
• Estudiar la naturaleza de los fluidos implícitos en el proceso para decidir los
tópicos asociados a su manejo y los niveles de riesgo que representan.
• Revisar los parámetros termodinámicos y fluídicos a controlar generados en la
ingeniería conceptual y básica.
• Diseñar el sistema de instrumentación y control.
• Emitir la documentación asociada a la disciplina de instrumentación y control
(planos, listados, listas, instructivos, etc.).
Justificación
El porqué de la escogencia de este proyecto industrial surge de la inquietud y la
necesidad de la formación del carácter multidisciplinario del Ingeniero Químico,
destreza necesaria en su integración con las otras disciplinas, evento que supone no
sólo un aporte, sino un beneficio invaluable. Por otro lado, la industria petrolera y
petroquímica contemporánea venezolana ha alcanzado niveles de tecnificación y
capacidad
productiva
sin
precedentes,
fenómeno
que
conlleva
casi
11
obligatoriamente, a que todos los procesos implícitos sean monitoreados y
controlados automáticamente, lo que se traduce no sólo en términos de fiabilidad
de los procesos e incremento de la calidad y propiedades del producto, sino que
reduce notablemente los riesgos de accidentes y la participación del hombre en
actividades derivadas de sus acciones correctivas, colocando al operador en las áreas
más seguras, desde las cuales él puede tener información de cualquier parámetro de
interés, de una o varias etapas del proceso simultáneamente, y puede ejecutar
acciones remotas sencillas como el cierre de una válvula, o tan complejas como
asignarle a un controlador la ejecución de un algoritmo particular, escogido de la base
de datos de un sistema de control distribuido (DCS) para mantener la calidad de un
proceso dado un escenario previsto.
El aporte principal de este proyecto, será la materialización de un sistema de
automatización y control que donará las bondades antes descritas a la estación de
flujo MPE-3 del área 120 de la planta que construye la empresa JANTESA S.A. y que
la empresa ORIFUEL SINOVEN S.A. operará con el fin de suministrar al Complejo
de Jose un crudo de alta calidad, libre de humedad y de sales, para ser utilizado en la
elaboración del combustible patentado Orimulsión®.
12
Marco de Referencia
La realización de proyectos de ingeniería en el área petrolera en Venezuela está
ampliamente desarrollada y documentada. Se han ejecutado proyectos de complejos
con tecnología de punta, cuyos niveles de calidad, seguridad y productividad son de
categoría mundial. La empresa JANTESA S.A., ha participado en varios de dichos
proyectos, con lo cual ha cultivado un vasto historial que le atribuye a su haber
experticia y confiabilidad. Una referencia asociada directamente puede ser localizada
en la data de proyectos anteriores, entre los cuales cabe destacar el proyecto de Planta
de ORIMULSIÓN EPM-2 de LAGOVEN, Proyecto de reactivación del Campo
Urdaneta Oeste de SHELL, Proyecto Pedernales Fase II para BRITISH
PETROLEUM, Proyecto Ingeniería Básica Cerro Negro para Facilidades de
Producción y Proyecto Ampliación de la Planta de Recuperación de Gas Natural
(LGN) – El Tablazo – PEQUIVEN.
13
Marco Teórico
La práctica de la disciplina de instrumentación y control se popularizó a finales de los
años sesenta, producto de la imperativa necesidad de automatizar los procesos en la
creciente industria, en un entorno tecnológico y económico, donde los procesos
eficientes y seguros cobraban cada vez más importancia. Se piensa que la idea inicial
de esta práctica buscaba asignar a la máquina, tareas repetitivas ejercidas por el
hombre o tareas que el hombre no podía ejecutar correctamente por limitaciones
inherentes a su naturaleza.
La estación de flujo (Flow Station) cuyo sistema de instrumentación y control se
quiere diseñar, es el sitio de la planta en el cual se preacondiciona, colecta y dirige al
crudo, cuya área se delimita por la convergencia de varias tuberías transportadoras de
Bitumen diluido húmedo (WDB), proveniente de las macoyas (clusters) que colectan
a su vez el crudo extra-pesado al cual se le ha inyectado un cierto diluente en el
cabezal del pozo, con el fin de reducir su viscosidad, lo que facilita la capacidad de
transporte y bombeo. En la estación de flujo existen cuerpos de válvulas multipuerto
de operación automática que regidas por una lógica establecida en los algoritmos de
control redireccionan, abren o cierran los flujos provenientes de las macoyas, en
primera instancia para medir la producción mensual de un pozo a la vez, así como
subsanar algún problema temporal de una línea, evitar la propagación de fuego, etc.
14
En la estación de flujo existen 2 separadores horizontales de producción (Production
Separators), separadores gas / líquido que reciben al crudo húmedo diluido,
procedente de los pozos, al cual se le ha inyectado adicionalmente en la estación de
flujo un paquete de aditivos químicos, que consiste en un agente antiespumante y un
agente desemulsificante, que facilitan el proceso de separación. De estos separadores
horizontales sale el crudo libre de gas y el gas natural arrastrado por el crudo, lo que
constituye la etapa de acondicionado (preconditioning).
El Bitumen Húmedo Diluido, procedente de una primera fase de separación gas /
líquido, es transferido bajo control de nivel, a un tanque de suministro atmosférico
(Atmospheric Surge Tank), en el cual tiene lugar una segunda etapa completa de
separación de gas disuelto y líquido, con el fin de separar algunos componentes
livianos aún contenidos en la fase líquida y procurar un crudo más estable para la
planta de deshidratación / desalinización.
El gas separado del crudo en los separadores de producción es direccionado al
lavador vertical de gas (Vertical Gas Scrubber), bajo presión controlada, donde es
removida constantemente la espuma, y el líquido asentado en el fondo de la unidad
(WDB batch) es enviado a los tanques de almacenamiento de Bitumen Húmedo
Diluido.
15
El gas saliente de la unidad de lavado debe pasarse por una tobera con sonda
subsónica y después de su medición y análisis será enviada a la estación existente de
compresión (PCO), ubicada a unos 17 kilómetros al suroeste de la estación de flujo.
En esta estación de flujo se proyecta un puerto de entrada a gaseoducto para el
cochinillo de mantenimiento (Pig Launcher) con el fin de poder remover cualquier
residuo de condensado formado y medir el espesor del material de las tuberías para la
detección de fallas estructurales.
El Bitumen Húmedo Diluido será enviado a la planta de deshidratación /
desalinización mediante las bombas de transferencias de Bitumen Húmedo Diluido a
través de un nuevo tubo que empalmará al tubo de 36” ya existente, en el punto de
empalme se medirán las propiedades del fluido mediante un sistema de transferencia,
medición y custodia del Bitumen Húmedo Diluido (LACT Unit), que incluye medidor
en línea de densidad, proporción Agua / Bitumen, corte de agua, muestreo de control
de calidad y medición del flujo total de Bitumen Húmedo Diluido.
Un sistema de instrumentación y control consiste básicamente en la interacción de
una serie finita de elementos, diseñados y dispuestos con el fin de controlar una o
varias variables de proceso, lo que le confiere, el comportamiento o las características
deseadas. El sistema de instrumentación y control asistido por la medición y la
manipulación de variables pertenecientes al proceso, se denomina sistema a lazo
16
cerrado, y el sistema de instrumentación y control que sólo manipula una variable de
proceso, sin evaluar la o las variables implícitas, será un sistema a lazo abierto.
Partiendo de estos dos esquemas básicos, se pueden planificar sistemas complejos de
control, que pueden ir, desde actuar adelantado a los sucesos, bajo el esquema feed
forward, hasta tomar decisiones respaldado en sucesos similares anteriores
almacenados en una base de datos, bajo el esquema de un sistema experto.
Las variables medidas en los procesos vinculados al área de interés de este proyecto
industrial, son parámetros termodinámicos y fluídicos, como la temperatura, la
presión, el caudal o el nivel de un cierto fluido en un reservorio.
Los ladrillos con los que edifica el ingeniero de instrumentación y control son los
instrumentos, en torno a su selección, disposición, configuración, capacidades y
limitaciones se trabaja para que el sistema de instrumentación y control cumpla con la
función concebida y se amolde a los requerimientos exigidos por las normativas.
La estación de flujo contempla el diseño y la instalación de los siguientes equipos:
•
Separadores de producción donde se realiza la primera separación de gas
petróleo del WDB.
17
•
Scrubber Vertigal de Gas donde se realiza la segunda etapa de separación del
gas.
•
Tanque de almacenamiento de WDB y donde se realiza la segunda separación
del líquido.
•
Paquete de Inyección de Desmulsificante y Antiespumante.
•
Bombas de transferencia del WDB.
•
Sistema de Medición del Fluido, Unidad LACT.
•
Tanque de Diluyente y Bombas de Inyección.
Requerimientos de ORIFUELS SINOVEN S.A.:
•
Los tanques de almacenaje de aguas de producción no deben ser de tapa
flotante. Los tanques deben ser abiertos (sin tapa).
•
No debe haber sobrepresión de oxígeno. El sistema de tuberías deberá ser
protegido por la selección adecuada de tuberías metálicas.
•
En los tanques de almacenamientos de producción se debe evitar la inyección
de químicos. En el caso de que contenga oxígeno y problemas de corrosión,
se debe realizar el diseño de las tuberías con las previsiones necesarias a todas
las tuberías asociadas con el sistema de aguas residuales, para soportar el total
de oxígeno contenido en el agua.
18
•
Se debe tomar las previsiones pertinentes en la etapa de diseño para futuras
inyecciones de químicos.
•
Los químicos aceptados en el proceso deberán ser los recomendados por los
proveedores de los equipos.
Locación de la Planta
El área MPE-3 y la Planta Morichal se ubica en Cerro Negro y representa el área Este
de BITOR, ésta es una sección de la Faja Petrolífera del Orinoco, localizado al
sureste del Campo Morichal y alrededor de 25 Km. fuera de la Planta Orimulsión®
Morichal.
Tiene una elevación de 70 metros (230 ft) sobre el nivel del mar, una temperatura
promedio de 82.4 ºF (28 ºC) y tiene dos estaciones de lluvia entre mayo-julio y de
octubre-noviembre y el resto del año es soleado.
La superficie está constituida por una arena proveniente de la formación Mesa y tiene
una topografía esencialmente de sabana.
La profundidad del agua fresca es
aproximadamente de 18 metros (60 ft) con un espesor total del acuífero de agua
fresca de 200 metros (660 ft) incluyendo la formación Mesa y Las Piedras. La
recarga de agua del subsuelo es principalmente obtenida de la filtración del agua de
19
lluvia, favorecida por la alta permeabilidad de los sedimentos de la superficie, de
manera que en la época de lluvia no se presenta ninguna dificultad en las actividades
de operación.
Datos del Sitio
•
Temperatura Ambiente
Temperatura Máx: 90 ºF (32.2 ºC)
Temperatura Mín.: 72 ºF (22 ºC)
Promedio: 82.4 ºF (28 ºC)
•
Velocidad y Dirección de Viento
Velocidad de viento Máx.: 22.1 m/seg (72 ft/seg)
Promedio velocidad de viento: 17.5 m/seg (57.4 ft/seg)
Dirección predominante del viento: Este-Norte (EN)
•
Pluviosidad
Pluviosidad Máx.: 1300 mm/y
Pluviosidad Min.: 800 mm/y
Estación de lluvia: 7 meses (mayo / noviembre)
Estación de sequía: 5 meses (diciembre / abril)
•
Humedad Relativa
Humedad relativa: Máx.: 100 %, min.: 82 %, promedio: 97 %
20
•
Características sísmicas
Aceleración horizontal: 0.25 g
Aceleración vertical: 0.7 g
•
Características del suelo
Arenoso
21
Aspectos Metodológicos
Para resolver el problema planteado en el proyecto industrial se estudiará la
información suministrada por el cliente, así como la información suministrada por la
disciplina de procesos y la norma ISA-S5.1. Luego se ejecutarán las actividades
contempladas en la sección “actividades a realizar”.
Para ello se seguirá
estrictamente el manual de procedimientos de trabajo de la disciplina de
Instrumentación y Telecomunicaciones de JANTESA S.A., contentivo de la forma y
secuencia en la cual se debe realizar cada una de las actividades. Una vez concluida
cada actividad se le aplica la lista de verificación específica de cada actividad con el
fin de cumplir con las exigencias de calidad de la empresa.
Actividades a realizar
• Lectura de Documentación.
• Revisar criterios de diseño establecidos en la ingeniería básica.
• Revisar bases de diseño de sistemas de control y seguridad.
• Elaborar índice de instrumentos.
• Elaborar diagramas de bloques de sistemas.
• Elaborar lista de señales.
22
• Establecer especificaciones de instrumentación.
• Realizar diagramas de lazos.
• Emitir detalles de instalación.
• Realizar diagramas de interconexión.
• Elaborar lista de materiales.
•
Elaborar lista de cables.
Cada actividad realizada en la disciplina de instrumentación y telecomunicaciones
está descrita en el manual de procedimientos de trabajo y posee su respectiva lista de
verificación. Por ejemplo para la actividad “Elaboración de índice de instrumentos”
existe la sección: PROCEDIMIENTO DE TRABAJO XX-XXXX-XXXXX-YYXXXXXX del manual de procedimientos de trabajo, cuya naturaleza se explicará
cualitativamente sin incluir data confidencial.
Se especifica la gerencia a la cual corresponde el procedimiento, el departamento y el
nombre del instrumento como sigue:
GERENCIA: XXXXXX.
DEPARTAMENTO: XXXXXXXXXXX
PROCEDIMIENTO: INDICE DE INSTRUMENTOS
23
1. PROPÓSITO
Establecer el procedimiento que indique la metodología a seguir en la elaboración del
índice de instrumentos del proyecto.
2. ALCANCE
Comprende los pasos a seguir desde la recopilación de la información hasta la
emisión del documento de acuerdo a los requerimientos de calidad de cada proyecto.
3. DUEÑO DEL PROCEDIMIENTO
En esta sección se establecen las responsabilidades y se asigna autoridad a ciertas
personas del departamento, de tal forma que se sabe a quién reportar, qué hacer ante
cualquier variación del procedimiento y la forma en la que se debe ejecutar el
documento que contenga la descripción de los cambios realizados.
4. PROGRAMACIÓN.
Esta sección se dedica a establecer en cuáles etapas del proyecto se utilizará este
procedimiento.
5. PROCEDIMIENTO.
24
El índice de instrumentos es el documento que se emplea para la tabulación de toda la
información de diseño asociada a cada instrumento de la instalación.
El ingeniero de diseño asignado por el Líder de la disciplina para la elaboración del
índice de instrumentos, realiza las siguientes actividades:
5.1. En la emisión para revisión:
5.1.1. Recopila la siguiente información:
•
Diagramas de tubería e instrumentación (Emisión para revisión).
5.1.2. Elabora el formato del índice de instrumentos empleando una base de
datos electrónica.
5.1.3. Incorpora como mínimo la siguiente información:
•
Número de identificación (tag).
•
Tipo de instrumento.
•
Servicio.
•
Número de DTI en que se encuentra el instrumento.
•
Ubicación del instrumento. (Campo, panel, local, sala de control,
MCC, etc.).
25
•
Número de línea o equipo en que se encuentra el instrumento.
•
Tipo
de
señal.
(Analógica,
discreta,
serial,
termopar,
termorresistivo, entrada o salida).
•
Número de revisión, el Ingeniero de Diseño incorpora a cada
instrumento de la lista el número o letra correspondiente a la última
actualización de la información del instrumento.
•
Tipo
de
revisión
(instrumento
incorporado,
eliminado
o
actualizado).
•
Fecha de la última revisión de la información del instrumento.
5.1.4. En el caso de que alguna de esta información no esté disponible, no
haya sido validada por el cliente o por la persona que la suministre,
que existan puntos pendientes de aclaración o esté incompleta, la
deficiencia debe ser indicada en el documento hasta que sea
completamente aclarada con las personas responsables de su
definición.
5.1.5. Una
vez
completada
la
incorporación
de
información
de
instrumentación en el documento debe utilizar el documento XXXXXX-XXXXX-XXX YY (PARTE X), con la finalidad de revisar y
comprobar la conformidad del mismo.
26
5.1.6. Envía el documento para la revisión y aprobación por el líder de la
disciplina.
5.1.7. El líder de la disciplina envía el documento para la revisión y
aprobación por el Coordinador / Gerente de Ingeniería.
5.1.8. Una vez que es aprobado por el Líder de la disciplina y por el
Coordinador / Gerente de Ingeniería, el Ingeniero de Diseño emite el
documento.
5.2. En la emisión para diseño:
5.2.1. Recopila la siguiente información:
•
Diagramas de tuberías e instrumentación (Emisión para diseño).
•
Especificaciones de instrumentos, equipos y sistemas.
•
Requisiciones de instrumentos, equipos y sistemas.
5.2.2. Incorpora como mínimo la siguiente información:
•
Actualiza la información incorporada en la emisión para revisión,
incluyendo
la
información
de
instrumentos
adicionados,
modificados o eliminados durante el desarrollo del diseño,
actualiza los números de identificación y la información de revisión
de los instrumentos. En caso de que un instrumento sea eliminado,
27
el mismo debe aparecer en la siguiente emisión con la indicación
de instrumento eliminado.
•
Número de hoja de datos y/o especificación del instrumento.
•
Número de requisición del instrumento. Si el instrumento se
encuentra dentro del alcance del suplidor de una unidad paquete,
incorpora el número de requisición del paquete.
definición.
5.2.4. Una
vez
completada
la
incorporación
de
información
de
instrumentación en el documento debe utilizar la Lista de Verificación
XX-XXXX-XXXXX-XXX YY (XXXXX YY), con la finalidad de
revisar y comprobar la conformidad del mismo.
5.2.5. Envía el documento para la revisión y aprobación por el Líder de la
disciplina.
5.2.6. El Líder de la disciplina envía el documento para la revisión y
28
Coordinador / Gerente de Ingeniería, el ingeniero de diseño emite el
documento.
5.3. En la emisión para construcción:
5.3.1. En adición a la información indicada en las secciones 5.1.1 y 5.2.1,
recopila la siguiente información:
•
Diagramas
de
tubería
e
instrumentación.
(Emisión
para
construcción).
•
Detalles de instalación. (Proceso, eléctrico, neumático, soporte).
•
Planos de ubicación y canalizaciones.
•
Diagramas de interconexión.
•
Diagramas lógicos.
•
Diagramas de lazo.
5.3.2. Incorpora en el índice de instrumentos, como mínimo, la siguiente
información:
•
Actualiza la información incorporada en las emisiones para
revisión y diseño (secciones 5.1.3. y 5.2.2.), incluyendo la
información
de
instrumentos
adicionados,
modificados
o
eliminados durante el desarrollo del diseño, actualiza los números
29
de identificación y la información de revisión de los instrumentos.
En caso de que un instrumento sea eliminado, el mismo debe
aparecer en la siguiente emisión con la indicación del instrumento
eliminado.
•
Número de los detalles de instalación correspondientes al
instrumento. (Proceso, eléctrico, neumático, soporte).
•
Número de plano de ubicación y canalizaciones, planta de tubería o
isométrico en que se encuentre localizado el instrumento.
•
Si el instrumento requiere conexión eléctrica, incorpora el número
de diagrama de interconexión de campo correspondiente al
instrumento.
•
Si el instrumento forma parte de lógicas de enclavamiento de
protección o control, incorpora el número de diagrama lógico.
•
Si el instrumento forma parte de un lazo de señalización o control,
incorpora el número de diagrama de lazo.
•
Si aplica, incorpora el instrumento del paquete de construcción
correspondiente (módulo, sector, contrato, etc.).
30
definición. En la emisión para construcción todos los puntos deben ser
completados.
5.3.4. Una
vez
completada
la
incorporación
de
información
de
instrumentación en el documento debe utilizar la Lista de Verificación
XX-XXXX-XXXXX-XXX YY (XXXXX YYY), con la finalidad de
revisar y comprobar la conformidad del mismo.
5.3.5. Envía el documento para la revisión y aprobación por el Líder de la
disciplina.
5.3.6. El Líder de la disciplina envía el documento para la revisión y
Coordinador / Gerente de Ingeniería, el Ingeniero de Diseño emite el
documento.
6. REGISTROS.
El Líder de la disciplina envía el original del plano / documento a Control de
Documentos del Proyecto.
31
El Líder mantiene la Lista de Verificación con una copia del plano / documento en el
archivo de la disciplina del Proyecto hasta el cierre de las actividades de la disciplina.
La Lista de Verificación y la copia del plano / documento son destruidas al cerrar
estas actividades.
7. CARACTERÍSTICAS DE CALIDAD.
La información empleada para la elaboración de los índices de instrumentos debe ser
avalada por el Líder de la disciplina y/o el cliente.
Las no conformidades detectadas en las verificaciones deben ser indicadas en los
documentos, para que sean resueltas en la siguiente emisión o la siguiente etapa del
proyecto.
8. MONITOREO
Un representante autorizado por el Jefe del Departamento de Instrumentación y
entrenado en este procedimiento debe verificar su cumplimiento de acuerdo al
programa de vigilancias establecido.
32
Esta verificación es efectuada en el lugar de trabajo y su emisión y edición en Control
de Documentos del Sistema de Calidad de JANTESA Ingeniería y construcción, C.A.
El informe de esta vigilancia debe seguir los lineamientos indicados en el
procedimiento XX-XXXX-XXXXX-XXXYY- Vigilancias a los Procedimientos del
Sistema de Calidad.
Definición del Sistema de Medición
El sistema de medición que será empleado en el proyecto deberá ser mixto, donde las
Unidades Inglesas se utilizarán en el caso de las disciplinas de Proceso, Equipos
Mecánicos e Instrumentación, y las Unidades Internacionales en las disciplinas de
Electricidad, Civil y Tuberías. Las unidades usadas predominantemente en los planos
y documentos son las siguientes:
33
Unidad
Temperatura
Sistema Inglés
Sistema Internacional
°F
°C
Presión
−
Absoluta
psia
Kpa
−
Gauge
psig
kpa-g
Vacuum
Psig, in H2O
Kpa
Masa
lb
Kg
Fuerza
lbf
Kgf, N
Volumen, Líquido
ft³, bbls, MBbl, gal
m³
Volumen, Gas
ft³
m³
Densidad
ºAPI, lb/ft³
Kg//m³
Flujo, Líquido
ft³/s, US gpm, lb/h, MBPD, m³/h, kg/h, kg/s
MBPH
Flujo, Gas
ft³/s (cfs), ft³/min. (cfm), lb/h
m³/h, kg/h, kg/s
Flujo, Vapor
lb/h
kg/h, kg/s
Calor (Duty)
106 BTU/h
J
Potencia
BTU/h, hp
MW, kW, kVA
Conductividad Térmica
BTU/h ft² ºF
W/m² ºC
Coeficiente de Transferencia de Calor
BTU/lb ºF
W/m ºK
Viscosidad
−
Dinámica
cp, lb/ft h
map-s
−
Cinemática
cSt
m²/s
ft/s, mph
m/s, km/h
Velocidad
Dimensión Equipo y Longitud Tubería ft ('), in ('')
mm, m
Diámetro Tubería
in ('')
Mm
Dimensión de planos de plantas
N/A
Mm
34
En esta sección se describirá cómo se realizaron las actividades:
1. Revisión de documentación.
2. Elaboración de índice de instrumentos.
3. Elaboración de lista de señales.
4. Elaboración de diagramas de interconexión: caja de conexiones, marshalling,
paneles de control.
5. Diseño y elaboración de diagramas de lazos.
6. Desarrollo de los detalles de instalación.
7. Elaboración de lista de cables.
8. Elaboración de lista de materiales.
9. Aplicación de la lista de verificación.
1. Revisión de Documentación
Revisión y/o Actualización de los Diagramas de Tuberías e Instrumentación (DTI’S)
Los Diagramas de Tubería e Instrumentación son elaborados y emitidos por el Grupo
de
Procesos,
pero
las
demás
disciplinas
(Mecánica,
Electricidad,
Civil,
Instrumentación y Telecomunicaciones) son las encargadas de dar soporte a la
información reflejada en los planos.
35
Antes de comenzar, deberá familiarizarse con los Planos de Simbología propuestos
para el proyecto, que fueron diseñados en la Ingeniería Básica, siguiendo la Norma
ISA-S5.1 correspondiente a Instrumentation Symbols and Identification.
Para realizar la revisión y actualización de los planos se necesita recopilar la siguiente
información:
•
Bases y Criterios de Diseño, especificaciones, estándares y procedimientos del
cliente.
•
Paquete de diseño del Licenciante del proceso.
•
Diagramas de flujo de proceso.
•
Informe de levantamiento de información existente en campo.
•
Criterios de diseño de instrumentación.
•
Bases de diseño de sistemas de control y seguridad.
En el proceso de Ingeniería de Detalle, se debe incorporar en los Diagramas de
Tubería e instrumentación elaborados por el Grupo de Procesos, como mínimo, la
siguiente información:
•
Todos los instrumentos de campo con sus números de identificación.
•
Las dimensiones de todos los instrumentos instalados en línea.
36
•
Modo de falla de las válvulas de control.
•
Los principales lazos de control, mostrando la ubicación preliminar de las
funciones de control y alarma.
•
Información de suplidores de instrumentos, equipos y unidades paquete.
•
Se debe actualizar la información de las unidades paquete.
•
Se debe verificar el correcto uso de la simbología de los instrumentos;
símbolo gráfico, dimensiones, y el correcto uso de la simbología de señales de
instrumentos (neumáticas, eléctricas, seriales, etc.).
Al igual que las
especificaciones de instrumentos, equipos y sistemas.
2. Elaboración de los Índices de Instrumentos
Para este documento se realizará la revisión de la información de la Ingeniería Básica
y la actualización de la información de la Ingeniería de Detalle a través de las
siguientes actividades:
Recopilar la información de los DTI’S que anteriormente fueron revisados y
actualizados.
En el formato del Índice de Instrumento de Ingeniería Básica se debe revisar y
actualizar la información de los siguientes campos:
37
•
Número de identificación. (Tag).
•
Lazo del instrumento. (Loop).
•
Tipo de instrumento. (Instrument Type).
•
Servicio. (Service).
•
Número de DTI donde se encuentra el instrumento. (PI&D)
•
Ubicación del instrumento como: Campo, Panel Local, Sala de Control,
Centro de Control de Motores (MCC), etc. (Location).
•
Número de línea o equipo en que se encuentra el instrumento. (Line &
Equipment).
Para la Ingeniería de Detalle se debe incorporar en la base de datos los siguientes
renglones, para afinar la información suministrada.
•
Especificaciones de instrumentos, equipos y sistemas (MFR / Model).
•
Número de Hoja de Datos y/o Especificación del Instrumento (Data Sheet).
•
Número de Requisición del Instrumento.
Si el instrumento se encuentra
dentro del alcance del suplidor de una unidad paquete, incorpora el número de
requisición del paquete.
•
Detalles de Instalación (proceso, eléctrico, soporte). (Installation Details)
•
Diagramas de Interconexión. (Junction Box, Marshalling).
•
Diagramas de Lazo. (Loop Diagram).
38
•
Planos de Ubicación y Canalizaciones. (Location Drawing).
•
Diagramas de Cableado. (Cable Rout Drawing).
•
Número de revisión, es el número o letra correspondiente a la última
actualización de la información del instrumento.
•
Tipo de revisión.
•
Fecha última de la información del instrumento.
•
Notas.
3. Elaboración de la Lista de Señales
La metodología a seguir en la elaboración de la lista de señales de instrumentación
del proyecto es la siguiente:
Recopila la información:
•
Diagramas de Tubería e Instrumentación.
•
Índice de Instrumentos.
•
Identifica en los Diagramas de Tubería e Instrumentación y/o en el Índice de
Instrumentos, los sistemas receptores de señales (DCS, PLC, RTU, SIS, ESD,
F&G, etc.), para cada sistema identifica las señales asociadas.
39
•
En los sectores de la instalación donde no estén disponibles los diagramas de
tubería e instrumentación, tales como unidades paquete, servicios, etc., se
debe realizar un estimado de las señales requeridas, adicionalmente, debe
prever señales de reserva y/o para ampliaciones futuras.
Al elaborar el documento se debe incorporar, como mínimo, la siguiente información:
•
Número de identificación. (Tag).
•
Lazo de la señal. (Loop).
•
Descripción del Servicio. (Description).
•
Servicio. (Service).
•
Número del Diagrama de Tubería e Instrumentación donde se encuentra el
instrumento. (DTI).
•
Número de línea o equipo en que se encuentra el instrumento. (Line &
Equipment).
•
Tipo de señal (analógica, discreta, serial, entrada o salida). (Signal Type).
•
Sistema (DSC, PLC, RTU, SIS, ESD, F&G, etc.).
•
Determina los rangos de operación de los instrumentos, los puntos de
operación y ajuste, y puntos de alarmas, a partir de las hojas de datos y
especificaciones. (Operation Range (L / H), Alarm Setpoint con su respectivo
campo de unidades de ingeniería (Eng. Unid.)).
40
•
Establece las prioridades de las alarmas, las alarmas relacionadas con la
seguridad del personal y/o instalación deben tener una prioridad mayor, las
alarmas relacionadas con la operación y servicios auxiliares no críticos suelen
tener una prioridad más baja (Nivel de Alarma Alto (HAL), Nivel de Alarma
Alto Alto (HHAL), Nivel de Alarma Bajo (LAL), Nivel de Alarma Bajo Bajo
(LLAL) con su respectivo campo de prioridad).
•
Punto de ajuste inicial del controlador. (Controller Setpoint).
•
Acción de control directa o reversa. (Controller Action).
•
Posición de falla de la válvula de control. (Fault Valve).
•
Tipo de revisión.
•
Fecha de la última revisión del documento.
•
Notas.
4. Elaboración de los diagramas de Interconexión
Para la elaboración de los Diagramas de Interconexión se debe recopilar previamente
la siguiente información:
•
Criterios de Diseño de Instrumentación.
•
•
Diagramas de Bloques de Sistemas.
41
•
Planos de Ubicación y Canalizaciones.
•
Índice de Instrumentos.
•
Información de suplidores de unidades de paquete, equipos, tableros de
control, tableros de recolección de señales de campo.
•
Especialización de cables de instrumentación.
Los Diagramas de Interconexión se utilizarán en este proyecto para las Cajas de
Conexiones (Junction Box), Marshalling y Paneles de Control. Cada uno de ellos
tiene su propia metodología, por lo tanto a continuación se mostrarán los pasos
necesarios para su realización.
Cajas de Conexiones
•
Identificar la Caja de Interconexiones (Junction Box), cumpliendo con la
simbología de identificación establecida en el proyecto y localizar en los
Planos de Ubicación y Canalizaciones todos los instrumentos de campo que
requieren conexión eléctrica, para cada unidad o sector de la planta, asociados
a la caja.
•
Asignar las señales que correspondan a la Caja de Interconexión, cumpliendo
con los criterios de segregación de señales establecido en los Criterios de
Diseño.
42
•
Dimensionar el tamaño de las cajas de acuerdo al número de señales asociadas
y cumpliendo con las dimensiones estandarizadas de Cajas y los Criterios de
Reserva aprobados para el proyecto.
•
Seleccionar e identificar los cables y multicables empleados para la
interconexión de los instrumentos, de acuerdo con lo establecido en los
Criterios de Diseño y/o Especificaciones de Cable.
Marshalling
•
Revisar la información del suplidor de los tableros de recolección de señales
de campo en los Centros y Casetas de Control, identificar los tableros de
interconexión y verificar a qué sistema corresponde el tablero (Control,
Seguridad, Fuego y Gas, etc.) y la identificación de las regletas y los
terminales.
•
Empleando los Diagramas de Bloques de los Sistemas, los de Diagramas de
Interconexión de las Cajas de Interconexión y los tableros de las instalaciones
eléctricas y unidades paquete, se identificarán los cables y multicables en las
regletas de los tableros de recolección de señales de campo cumpliendo con
los requerimientos de segregación de señales establecidas en los Criterios de
Diseño.
43
Paneles de Control
•
Revisar los planos de las regletas terminales y señales asociadas,
suministrados por el suplidor de la unidad paquete o equipo y verificar que las
señales corresponden a las identificadas en los Diagramas de Tubería e
Instrumentación y a las señales aprobadas en la revisión de la información del
suplidor de la unidad paquete o equipo.
Verificar la segregación de las
señales cumpliendo con lo establecido en los Criterios de Diseño.
•
El cableado interno de las señales de los instrumentos a los tableros terminales
es responsabilidad del suplidor de la unidad paquete o equipo.
•
Incorporar la identificación de las señales suministradas por el suplidor de la
unidad paquete o equipo, en la regleta del diagrama.
•
Seleccionar e identificar los multicables empleados para la interconexión del
tablero o panel, de acuerdo con lo establecido con los Criterios de Diseño y
Especializaciones de cable.
Para finalizar, los Diagramas de Interconexión se crean empleando los formatos
electrónicos establecidos, el cual debe representar esquemáticamente cada uno de los
instrumentos de campo, regleta y borneras; la identificación de los cables o
44
multicables de salida; todas las terminaciones de cable, incluyendo los conductores de
señales, tierra pantallas.
Dependiendo del tamaño de las regletas terminales, se puede emplear un Diagrama de
Interconexión para representar cada caja, tablero y panel local o, de ser necesario,
pueden ser divididos en secciones empleando varios Diagramas de Interconexión.
5. Diseño y elaboración de Diagramas de Lazos
Los pasos a seguir para el diseño y elaboración de Diagramas de Lazos del Proyecto
son los siguientes:
Recopilar la información necesaria:
•
Criterios de Diseño.
•
•
Diagramas de Bloques del Sistema.
•
Especificación de Cables de Instrumentación.
•
Diagramas de Interconexión.
•
Información de suplidores de instrumentos y equipos.
•
Información de suplidores de unidades paquete.
45
Identificar en los Diagramas de Tubería e Instrumentación cada uno de los tipos de
lazos asociados con los sistemas de control.
•
Empleando los Criterios de Diseño, los Diagramas de Bloques, Especificación
de Cables y Diagramas de Interconexión, se debe identificar todos los
componentes del lazo de control y verificar los requerimientos especiales.
•
Elaborar los Diagramas de Lazo típicos para cada tipo de lazo de control. Los
mismos deben incluir la representación de todos los componentes del lazo de
control; instrumentos de campo, cajas de interconexión y paneles locales, los
tableros de recolección de señales en el centro de control, las conexiones con
los puertos de entrada y salida (tarjeta I / O) del sistema de control y los cables
asociados. La simbología e identificación utilizada en los Diagramas de Lazo
debe ser compatible con las empleadas en los Diagramas de Tubería e
Instrumentación.
6. Desarrollo de los Detalles de Instalación
A continuación se muestra la metodología a seguir para desarrollar los Detalles de
Instalación de los instrumento a utilizar en el proyecto.
Recopilar la siguiente información:
46
•
Informe de levantamiento de información existente en campo.
•
•
Índice de instrumentos.
•
Librería
de
Detalles
de
Instalación
típicos
del
Departamento
de
Instrumentación.
•
Especificación de tubería.
•
Especificaciones de instrumentos y equipos.
Al elaborar los Detalles de Instalación que aplican al proyecto se debe:
•
Emplear la simbología aprobada en el proyecto para la representación de los
elementos que conforman el Detalle de Instalación.
•
Mostrar en el detalle el despiece de los materiales requeridos para la
instalación.
•
Seleccionar los materiales apropiados para la instalación. Estos materiales
deben cumplir con los requerimientos de las condiciones de operación,
especificación de tubería, condiciones ambientales y/o clasificación de área.
47
•
Completar y verificar las cantidades, códigos y descripciones de la lista de
materiales de Detalle de Instalación.
Los códigos empleados deben
corresponder al sistema aprobado para el proyecto.
7. Elaboración de Lista de Cables
Antes de realizar esta actividad se debe de reunir la siguiente información:
•
Criterios de Diseño.
•
Especificación de Cables.
•
•
Índice de instrumentos.
•
Lista de señales.
•
Planos Ubicación de Equipos. (Plot Plan).
Al tener toda la información necesaria se debe:
•
Identificar las características y requerimientos de los cables a ser empleados
en la instalación, de acuerdo a la Especificación de Cables y los Criterios de
48
Diseño, los cuales definen el tipo y las características del cable (número de
conductores, pantallas, etc.).
•
Estimar las longitudes de multicables en base a los Planos de Canalizaciones
principales y a la ubicación preliminar de los equipos de instrumentación,
cajas de interconexión, casetas y paneles locales, unidades paquete y centro de
control. Adicionalmente, se elaboran los estimados preliminares de cables
individuales, identificando los instrumentos y señales pertenecientes a cada
caja de interconexión equipo o panel local, empleando una longitud promedio
por área.
•
Se identifican los cables empleados en los Diagramas se Interconexión y se
verifica que los cables cumplan con los requerimientos establecidos en la
Especificación de Cables y se determinan las longitudes de cada tramo
empleando en los Planos de Ubicación y Canalizaciones. Se debe de agrupar
los cables del mismo tipo de carretes.
•
Por último, se hace una confirmación y actualización con los requerimientos
antes obtenidos y la base de datos electrónica, en la cual debe incluir, como
mínimo, la identificación y tipo de cable, las terminaciones de los cables
(instrumento, equipo, caja, gabinete, panel origen o destino del cable), la ruta
del cable, el número de identificación del Diagrama de Interconexión de
campo y la longitud del cable.
49
8. Elaboración de la Lista de Materiales
Para el manejo de este documento se requiere de la siguiente información:
•
•
Especificación de Materiales.
•
Diagrama de Tubería e Instrumentación.
•
Índice de Instrumentación.
•
Planos de Ubicación de Equipos. (Plot Plan)
•
Detalles de instalación típicos.
El estimado no debe incluir los materiales consumibles y los materiales que forman
parte del alcance de suministro de los suplidores de instrumentos, equipos y unidades
paquete.
•
Se debe elaborar la Lista de Materiales, preferiblemente en una base de datos
electrónica, indicando los materiales requeridos para la instalación de los
instrumentos, equipos de instalación y las canalizaciones. La misma debe
incluir la descripción, código de identificación y la cantidad contabilizada de
cada material a granel.
50
9. Aplicación de la Lista de Verificación
Una vez terminado cada documento, se debe verificar y validar el contenido del
mismo mediante la Lista de Verificación correspondiente.
Este documento es una planilla diseñada por el Departamento de Calidad de
JANTESA S.A. que debe ser llenada y procesada para verificar y controlar los
requerimientos mínimos de cada documento a ser emitido. Cabe destacar que el
responsable de realizar la Lista de Verificación debe ser distinto al que realiza el
documento.
51
Marco Legal
La ejecución de cualquier proyecto de ingeniería asociado al diseño, construcción y/o
remodelación de una planta industrial, está respaldado por una serie de Normativas,
algunas recomendadas y otras obligatorias, que se deben cumplir con el fin de que la
planta opere de forma segura y confiable tanto para los operadores internos como
para los habitantes locales. Asimismo, el impacto que genera la industria en el medio
ambiente es custodiado y regulado.
Los procesos inherentes a este proyecto industrial se regirán por las normativas
particulares de cada fase del proyecto, suministradas en parte por el cliente, en el
documento bases de diseño, y por otra parte normativas y regulaciones pertenecientes
al manual de procedimientos de la empresa JANTESA S.A., ambos documentos
confidenciales, que no se pueden incluir explícitamente en este informe.
52
Resultados
•
Del estudio de la información suministrada por la disciplina de procesos, se
generó una tabla contentiva de la información referente a las propiedades y
condiciones de los fluidos involucrados en la Estación de Flujo, donde la
información stream corresponde al número con que se identifica a cada
corriente en el proceso, la información description corresponde a la
descripción de la naturaleza, origen y/o destino de la corriente. Las otras
celdas contienen información acerca de la temperatura, presión total del
líquido, contenido de agua y otras propiedades de la corriente.
A
continuación se expone un fragmento de dicha tabla:
STREAM
DESCRIPTION
PHASE
TEMPERATURE (°F)
PRESUURE (psig)
TOTAL LIQUID MASS FLOW
(lb/h)
TOTAL STD LIQUID FLOW
(MBPD)
TOTAL LIQUID FLOW @T
(gpm)
TOTAL GAS FLOW (MMSCFD)
LIQUID DENSITY @ T,P (lb/ft3)
API GRAVITY
MOLECULAR WEIGTH
LIQUID VISCOSITY (cP)
WATER CONTENT (vol %)
1
WDB FROM
CLUSTERS
MIXED
100
60
2
GAS FROM PRODUCTION
SEPARATORS
VAPOR
97.6
40
1967069
N/A
140
N/A
4156
25,9
59,01
16
450
441
6,9
N/A
25,9
N/A
N/A
19,1
N/A
N/A
53
•
Se elaboró un Índice de Instrumentos contentivo de la siguiente información:
identificación del instrumento (tag), lazo al cual pertenece (loop), descripción
del instrumento (instrument type), servicio que presta el instrumento en la
planta (service), código del diagrama de tuberías e instrumentación en el cual
se ubica dicho instrumento (P&ID), tubería o equipo al cual se encuentra
conectado el instrumento (line & equipment), ubicación física del instrumento
(location), fabricante y modelo del instrumento (mnfr. / model), código de la
hoja de especificaciones (data sheet) en el cual se encuentra especificado el
instrumento, código del documento contentivo de la requisición del
instrumento (requisition), código de los documentos contentivos de los
detalles de instalación eléctricos de soporte y procesos (installation details),
referencia del documento contentivo del diagrama de conexión en las cajas de
empalme (junction box wiring diagram), referencia del documento contentivo
del diagrama de conexión en los tableros de conexión (marshalling pannel
wiring diagram), código del diagrama de lazo en el cual se encuentra el
instrumento (loop diagram), código del plano de ubicación en el cual se
encuentra el instrumento (loc. drw.) y código del plano de roteo de cables
asociados al instrumento (cable rout drw.). Ver ejemplo a continuación.
54
55
•
Se generó un diagrama de bloques del sistema donde se establece el croquis
general, ubicación e interconexión de los diferentes elementos que conforman
el sistema. Ver ejemplo a continuación.
56
57
•
Se generó una lista de señales donde se describen todas las señales implícitas
en el sistema de control de la Estación de Flujo, contentiva de la siguiente
información: código de la señal (tag), descripción de la función de la señal en
el sistema (description), servicio al que pertenece el instrumento alimentado o
generador de la señal (service), código del plano de tuberías e instrumentación
en el cual se encuentra la señal (P&ID), línea y equipo asociado a la señal
(line & equipment) y tipo de la señal en cuestión (signal type). Ver ejemplo a
continuación.
58
59
•
Se generó la especificación de instrumentos para cada uno de los instrumentos
necesarios en los sistemas de instrumentación y control.
continuación.
Ver ejemplo a
60
61
•
Se elaboró la documentación diagramas de lazo, para cada lazo de control en
los cuales se concentra la información de cada instrumento y su trayectoria.
Se anexa la información del cableado y su tipo, apantallado electromagnético,
puntos de tierra y formas de transmisión de la señal desde su punto de partida
hasta su punto final. Ver ejemplo a continuación.
62
63
•
Se generó la documentación Detalles de Instalación, donde se explican las
particularidades de conexión eléctrica y a procesos del instrumento, como se
muestra en el ejemplo a continuación.
64
65
•
Se generó la documentación Diagramas de Interconexión, donde se especifica
el código y procedencia de cada cable, la forma de empalme en el junction
box y/o marshalling, y el código y destino de dicho cable aguas abajo, como
se muestra en el ejemplo a continuación.
66
67
•
Se generó la documentación Lista de Materiales, donde se especifica el
material, la presentación y la referencia de detalles de ingeniería, como se
muestra a continuación.
68
69
•
Se generó la Lista de Cables de Instrumentación, donde se especifica el
código del cable (tag), la descripción y grosor del cable (cable type), el tipo de
señal destinada al cable (signal type) y el nivel de la señal destinada al cable
(signal level), la ruta que el cable seguirá (from & to), código de la ruta del
cable (cable rout) y código del diagrama de cableado (wiring diagram) en el
cual se ubica dicho cable.
70
71
Conclusión
Se concluye que fue posible realizar la Ingeniería de Detalle de un Sistema de
Instrumentación y Control para automatizar la gestión de la Estación de Flujo MPE-3,
área 120 del proyecto de Facilidades de Campo, Orifuel Sinoven S.A., según los
requerimientos del cliente y cumpliendo con los requisitos de seguridad y estándares
de calidad establecidos por la empresa consultora Jantesa S.A.
72
Recomendaciones
Se recomienda que la empresa Jantesa S.A. diseñe un software que permita el
desarrollo dinámico de algunas bases electrónicas de datos, como por ejemplo el
Índice de Instrumentos, de tal forma que cada disciplina participante en su generación
o de cuya información depende pueda tener en tiempo real la condición de dicha base
de datos. Para ello se debe crear acceso restringido a la modificación de la data
existente, de manera que sólo una persona autorizada de cada disciplina pueda
cambiar la data de dicha base, lo que asigna responsabilidad sobre el estado de la data
y emula el formalismo de las firmas de aprobación en la emisión de planos y otros
documentos.
73
Glosario
Los instrumentos son los equipos fundamentales para la construcción de un sistema
de automatización y se pueden clasificar en función del trabajo que realizan en cuatro
categorías; instrumentos indicadores, instrumentos de lazo de control, instrumentos
de seguridad e instrumentos de alarma.
Los instrumentos indicadores (manómetros, termómetros, indicadores de nivel,
indicadores de flujo, etc.) son aquellos que realizan el trabajo de indicar, localmente,
el valor de la variable medida, en una cierta etapa del proceso.
Este tipo de
instrumentos cumplen con la labor de dar lectura o indicación local, al operador o
supervisor, del valor de una variable de interés, en una cierta etapa del proceso, por
ejemplo, la indicación de presión, en una sección determinada de un tubo que
transporta crudo, aguas abajo, hasta una zona determinada de la planta industrial.
Los instrumentos de lazo de control son instrumentos que forman parte del sistema
de automatización, ya sea en la medición, transmisión de señal, lógica y/o acciones de
control, elementos que generen acción física, etc. Se clasifican en cuatro categorías:
elementos primarios, elementos secundarios, elementos controladores y elementos de
control final.
74
Se consideran elementos primarios o sensores aquellos instrumentos que miden una
determinada propiedad del sistema, generalmente están en contacto íntimo con la
corriente o materia cuya propiedad se quiere medir generando la señal de medición
que representa el valor de la variable de proceso.
Se consideran elementos secundarios, transductores o transmisores, aquellos
instrumentos cuya tarea consiste en tomar la señal del elemento primario o sensor y
llevarla a términos de la magnitud de la variable de proceso. Los transmisores se
dividen en dos categorías según el tipo de señal que manejen, en electrónicos y
neumáticos.
Los elementos controladores son los instrumentos que reciben las señales
provenientes de los elementos primarios o secundarios, y las comparan con una señal
de referencia o set point, que no es más que el valor o la magnitud que la variable
debería tener para que el proceso esté en la condición deseada. De la comparación
del valor medido y el valor deseado resulta el error, que el controlador utilizará como
insumo para generar la señal de control.
Los elementos finales de control son los instrumentos que reciben la señal de
control y ejercen la acción sobre el proceso con la intención de que alcance la
condición deseada.
75
Los instrumentos de alarma son instrumentos que advierten un cambio no deseado
en el proceso, como por ejemplo, la llegada de una variable a su condición límite
permisible, eventos que impliquen un riesgo para la calidad del proceso, planta física
y equipos, o para el personal. Dichos instrumentos dan anuncio visual o auditivo
(incluso combinación de éstos) al operador, mediante tableros indicadores.
Los instrumentos de seguridad, son equipos o dispositivos (válvulas de seguridad,
conmutadores térmicos, etc.) que actúan automáticamente ante situaciones de peligro
o emergencia, con el fin de proteger a los operadores y equipos de la planta.
Los instrumentos se pueden agrupar en función de la variable de proceso asociada,
en: instrumentos de presión, caudal, nivel, temperatura, densidad y peso específico,
humedad y punto de rocío, viscosidad, posición, velocidad, pH, conductividad,
frecuencia, fuerza, turbidez, etc.
Los instrumentos que miden la presión son instrumentos fabricados con diferentes
topologías y tamaños, regidos por diferentes principios funcionales y cumplen la tarea
de medir la presión de un sistema. Según el principio de su funcionamiento, se
dividen en cuatro categorías: mecánicos,
electrónicos.
neumáticos,
electromecánicos
y
76
Los instrumentos mecánicos para la medición de presión utilizados comúnmente
en la industria, se constituyen de un elemento primario que puede medir la presión
directamente comparándola con la presión ejercida por un líquido de densidad y
altura conocidas, por ejemplo, barómetro de cubeta, manómetro de tubo en U,
manómetro de tubo inclinado, manómetro de toro pendular y manómetro de campana,
o un elemento primario elástico como un tubo bourdon, un elemento en espiral, un
elemento helicoidal, un diafragma o un fuelle, que se deforman en consecuencia de la
acción de la presión del fluido que contienen.
Los instrumentos neumáticos de medición de presión son los instrumentos que se
valen de los principios descritos para los instrumentos mecánicos, en los cuales la
acción mecánica es aplicada o transmitida a un grupo tobera-obturador, que tiene
como función transformar y amplificar la señal neumática.
Los instrumentos electromecánicos para la medición de presión más sencillos son
elementos mecánicos elásticos convencionales, que actúan sobre un transductor
eléctrico que genera la señal asociada.
Los instrumentos electrónicos para la medición de presión fundamentalmente son
usados para condiciones de vacío. Existen varias tecnologías, una de ellas se basa en
el análisis de la relación que existe entre la energía que disipa un filamento calentado
por una corriente constante en la condición de vacío del sistema y la cantidad de
77
energía que disipa el filamento en el mismo sistema a condiciones de referencia. Otra
tecnología utiliza un filamento que tiene incluido un termopar, donde la fuerza
electromotriz inducida en el termopar indica la temperatura a la cual está el filamento,
lo que implica la presión de vacío a la cual está el sistema. La tecnología Pirani
utiliza un puente de Wheatstone que compara la resistencia de dos filamentos de
tungsteno, uno de referencia encerrado en alto vacío y el otro inmerso en el medio
cuyo vacío se quiere medir. La tecnología más reciente utiliza el conocimiento de la
velocidad de las colisiones que se originan entre las moléculas y electrones en
función de la presión, ya sea suministrando energía a través de un filamento caliente,
mediante descargas de alta tensión o mediante la emisión de ondas de radio. Todas
estas tecnologías evalúan la cantidad de iones generados para tener noción del vacío
al cual está el sistema de interés.
Los instrumentos de medición de flujo son instrumentos que miden la cantidad de
materia, en términos de volumen o masa, que pasa a través de un tubo o línea. Una
definición más formal describe el flujo como la cantidad de materia que atraviesa la
sección transversal de un cuerpo por unidad de tiempo. Estos instrumentos se pueden
agrupar según el principio que rige su funcionamiento como: instrumentos de presión
diferencial, instrumentos de velocidad, instrumentos de desplazamiento positivo,
instrumentos de fuerza, instrumentos de tensión inducida, instrumentos de torbellino,
instrumentos de área variable e instrumentos de desplazamiento positivo entre otros.
78
Los instrumentos de medición de flujo por presión diferencial miden
indirectamente el flujo valiéndose de la diferencia de presión, para ello se dispone de
la combinación de un elemento primario que obstruye el flujo y un elemento
secundario que mide la diferencia de presión y da una indicación en términos de flujo,
regidos por la relación V = Cd*P/Sg, donde V es la velocidad del fluido, Cd es una
constante característica del dispositivo de obstrucción llamada coeficiente de
descarga, P la caída de presión causada por el elemento primario y Sg la gravedad
específica del fluido. Se utilizan diversos dispositivos, entre los cuales, los de mayor
interés industrial son: los dispositivos de Placa-orificio, los tubos Venturi, los tubos
Pitot y los tubos Annubar, todos ellos conectados a un tubo U, o a un elemento de
fuelle o de diafragma.
Los instrumentos de medición de flujo por velocidad se valen de las condiciones
dinámicas del fluido para medir indirectamente el flujo.
Para la medición en canales abiertos se usan instrumentos tipo vertedero de diversas
formas que son simples barreras que generan diferencias de altura basados en la
ecuación empírica Q = K.I.Hⁿ donde: Q representa el caudal, K es la constante
asociada al tipo de vertedero, L es el ancho del vertedero, H es la diferencia máxima
de altura y n es un exponente asociado al tipo de vertedero o canal.
79
Para la medición en tubos se usan generalmente turbinas que son dispositivos que
giran con el paso del fluido a velocidad directamente proporcional al caudal. La
velocidad del fluido ejerce una fuerza de arrastre en el rotor que se contrarresta con la
fuerza generada por la diferencia de presiones debida al cambio de área entre el rotor
y el cono posterior del instrumento, confiriéndole al instrumento compensación
hidrodinámica. Este elemento primario interactúa con un convertidor para captar la
velocidad de la turbina. Son populares dos mecanismos de conversión; uno de ellos
se basa en la reluctancia, censando el paso de cada alabe, frente a un campo
magnético generado por un imán permanente montado en una bobina captora
exterior, el otro mecanismo se fundamenta en la inducción cuyo rotor lleva
incorporado un imán permanente y el campo magnético giratorio que se origina
induce una corriente alterna en una bobina captora exterior.
Los instrumentos de medición de flujo por ultrasonido miden el caudal mediante
la medición de la propagación del sonido en pro y en contra del sentido del flujo del
fluido en una tubería en la que se conocen el área y el perfil de velocidades. La
ecuación básica utilizada en el diseño de este tipo de instrumentos es: V =
(C²*tgα*Δt)/2D, donde V es la velocidad del fluido, C es la velocidad del sonido en el
flujo, α es el ángulo de haz del sonido medido con referencia al eje longitudinal del
tubo, D el diámetro interior de la tubería y Δt la diferencia de tiempos de tránsito del
sonido aguas arriba y aguas abajo. Existen diversas tecnologías ofertadas por los
fabricantes de este tipo de instrumentos, las más usadas son Doppler, Desviación del
80
haz y Haz único, todas ellas utilizan transductores piezoeléctricos para la emisión y
recepción de ondas.
Los instrumentos de medición de flujo por variación del área (Rotámetros) son
sistemas conformados por un flotador, de varios perfiles de construcción, que varía su
posición, dentro de un tubo de área variable, proporcionalmente al flujo del fluido.
Estos dispositivos pueden ser de visión directa o remota, los primeros están
incrustados en una sección de vidrio o plástico y los segundos cuentan con
transmisores neumáticos o eléctricos.
Los instrumentos de medición de flujo por tensión inducida también llamados
magnéticos, se rigen por la ley de Faraday, según la cual la tensión inducida en
cualquier conductor, al moverse éste perpendicularmente a través de un campo
magnético, es proporcional a la velocidad del conductor. La ecuación básica que rige
a este tipo de instrumento es: E = K*l*v, donde E es la tensión generada en el fluido
(conductor), K es una constante, B es la densidad del campo magnético, l es la
longitud del conductor y v es la velocidad del movimiento.
Los instrumentos de medición de flujo por fuerza consisten en una placa instalada
en el centro del tubo sometida directamente al empuje del fluido, conectada a un
transmisor neumático o de galgas extensiométricas.
81
Los instrumentos de medición de flujo por desplazamiento positivo se valen de la
integración de volúmenes separados para calcular el volumen del líquido, son
mecánicos de acción recíproca, rotativa u oscilante. Por su simplicidad, bajo costo y
fácil mantenimiento, siguen siendo preferidos en la medición de crudos, lubricantes y
combustibles.
La tecnología más usada, actualmente, es evolución del sistema
birrotor, que consiste en un par de rotores, estática y dinámicamente compensados, de
acción indirectamente vinculada mediante una caja externa de engranajes aislados del
fluido. Los rotores no tienen contacto físico entre ellos, se asientan generalmente en
rodamientos de bolas de acero, lo que los hace duraderos, pues no están sujetos al
desgaste ocasionado por la fricción.
Los instrumentos de medición de flujo por vórtices se valen del conocimiento de la
frecuencia generada por una hélice estática dentro de un tubo contentivo de líquido o
gas y su relación proporcional con el caudal. La determinación de la frecuencia se
hace mediante una termistancia de baja inercia térmica y la naturaleza de
refrigeración que sigue el vórtice generado en el gas, o mediante un condensador de
capacidad variable, sensible a la deformación, causada por las ondas de presión del
vórtice, sobre una membrana deformable. Otras tecnologías más complejas, analizan
el efecto, en términos de tiempo de tránsito, de un haz de ultrasonidos proyectados y
recibidos en un plano perpendicular al torbellino.
82
La medición de flujo en términos de masa se puede ejecutar indirectamente,
compensando los efectos de presión y temperatura sobre la densidad del fluido, a
partir de una medición volumétrica. La configuración típica consiste en un medidor
de flujo volumétrico y un medidor de densidad, equipos que se ofertan muchas veces
empacados en una sola unidad.
La otra forma de medir el flujo másico consiste en medir directamente propiedades
vinculadas a la masa.
Para ello se dispone de dos tecnologías importantes: la
medición térmica de caudal másico y la medición del caudal másico mediante el
momento angular del fluido.
Los medidores térmicos de caudal se basan en dos tecnologías: elevación de
temperatura de un fluido al pasar por un cuerpo caliente o en la pérdida de calor que
experimenta un cuerpo caliente inmerso en el fluido.
La primera tecnología enunciada es la más usada industrialmente, y consiste
básicamente en un par de sondas de resistencia para medir la temperatura, ubicadas
en un segmento de tubo. En el centro de las sondas se ubica una fuente eléctrica de
alimentación de precisión, la cual suministra energía calórica al fluido. La medición
se hace a partir de las temperaturas tomadas por las sondas y el conocimiento de la
energía suministrada, según la ecuación fundamental Q = m*Cp*Δt.
83
La segunda tecnología, que mide el caudal másico, según el momento angular, se
basa en la conservación del momento angular de los fluidos, establecido formalmente
por Newton, en su segunda ley: Z = I*α, aunada a la ecuación m/t = Z/(r²*w) donde
Z es el torque, I el momento de inercia, α es la aceleración angular, H el momento
angular, m la masa, t el tiempo, r el radio de giro y w la velocidad angular. Por lo
general la medición se realiza comunicándole al fluido un momento angular mientras
se mantiene constante la velocidad angular.
La posterior medición del par
transmitido al fluido permitirá calcular la masa ya que r² es constante.
La tabla explicativa 1.0 muestra los diferentes sistemas de medición de flujos
volumétricos y másicos.
Tabla 1.0: Sistemas de medición de caudal
Sistema
Presión Diferencial
Área Variable
Velocidad
Fuerza
Tensión Inducida
Desplazamiento
Positivo
Torbellino
Compensación de
Presión y Temperatura
en Medidores
Volumétricos
Térmico
Momento
Par Giroscópico
Presión Diferencial
Elemento
Placa Orificio, Tobera, Tubo Venturi, Tubo
Pitot, Tubo Annubar
Rotámetro
Vertedero con Flotador en canales abiertos,
Turbina, Sondas Ultrasónicas
Placa de Impacto
Medidor Magnético
Disco giratorio, Pistón Oscilante, Pistón
Alternativo, Medidor Rotativo, Medidor de
Frecuencia de Termistancia, o Condensador
de Ultrasonidos
Medidor de Frecuencia de Termistancia,
Condensador, Ultrasonidos
Transmisor
Equilibrio de fuerzas, Silicio Difundido
Equilibrio de movimientos, Potenciométrico,
Puente de Impedancias.
Potenciométrico, Piezoeléctrico.
Equilibrio de fuerzas, Galgas extensiométricas,
Convertidor Potenciométrico
Generador Tacométrico o Transductor de
Impulsos
Diferencia de Temperaturas en dos Sondas
de Resistencia
Medidor Axial, Medidor Axial de doble
Turbina
Tubo Giroscópico
Puente Hidráulico
A. Creus. - Instrumentación Industrial.
Transductor de Resistencia
Puente de Wheatstone
Convertidor de Par
Convertidor de Par
Convertidor de Par
Equilibrio de Fuerzas
84
Los instrumentos de medición de nivel son instrumentos que miden la altura o nivel
de un líquido o un sólido.
Los instrumentos de medición de nivel de líquido trabajan de varias formas, ya sea
midiendo directamente la altura del líquido en base a una línea de referencia,
midiendo la presión hidrostática, el desplazamiento de un flotador en contacto con el
líquido o mediante las características eléctricas del fluido.
Los instrumentos tipo sonda son sencillamente varillas rígidas graduadas, bastones
o cuerdas plomadas, que se introducen en el tanque cuyo nivel se quiere medir, donde
la lectura se obtiene leyendo directamente la marca dejada por el líquido. Este tipo de
instrumento se utiliza en tanques de gasolina o gasoil.
El nivel de cristal no es más que una ventanilla o mira conectada al tanque o
reservorio por la cual se puede observar el nivel. Algunos de estos instrumentos son
dotados de una armadura metálica para soportar presiones elevadas, algunos son de
visión directa, otros por reflexión mediante un espejo, algunos usan un fondo de
algún color o iluminación para apreciar mejor el color u otras características del
líquido almacenado. En algunos casos, el nivel de cristal es monitoreado por una
cámara de TV, con el fin, de transmitir la imagen al operador en un lugar remoto.
Los niveles de cristal son instrumentos muy apreciados por su practicidad, sencillez y
bajo costo.
85
Los instrumentos de flotador son superficies huecas, esféricas, cúbicas o cilíndricas,
llamados flotadores por su capacidad de flotación sobre los sustratos líquidos, que se
conectan al exterior de forma mecánica, magnética o hidráulica para dar lectura del
nivel. La conexión mecánica es la más sencilla y primitiva, consiste en un flotador
conectado a un cordón no elástico que a su vez se desliza por una polea hacia el
exterior del tanque en el cual existe una escala graduada, así el desplazamiento
ocurrido en el nivel se transfiere al flotador lo que permite su lectura en la escala. El
acople magnético consiste en un flotador anular magnetizado, ubicado externamente a
una guía cilíndrica, que maneja a una cabeza ferro magnética conectada vía cordón al
instrumento indicador. El acople hidráulico consiste en un flotador cuyo brazo actúa
un cilindro presurizado hidráulicamente que transmite, mediante una línea, el
desplazamiento a otro sistema cilindro pistón ubicado en el instrumento indicador.
Los instrumentos basados en la presión hidrostática miden el nivel indirectamente
mediante mediciones asociadas a la presión. Estos instrumentos suelen asistirse de
uno de estos cuatro elementos:
Manómetro
Membrana
Burbujeo
Presión diferencial
86
El medidor de nivel de naturaleza manométrica consiste sencillamente en un
manómetro conectado a la parte inferior del tanque cuyo nivel se quiere medir.
Dichos instrumentos dan lectura del nivel mediante la relación que existe entre la
presión que ejerce una columna de líquido de peso específico (γ) conocido y la altura
que tiene dicha columna. El uso de este tipo de instrumentos se limita a sistemas
abiertos de fluidos limpios no corrosivos y no coagulantes.
El medidor de nivel de membrana consiste en un dispositivo de membrana inmerso
en el tanque conectado mediante un tubo al instrumento receptor. El aire contenido en
el dispositivo es comprimido por la presión que ejerce el fluido del tanque sobre la
membrana, de lo cual se deriva la lectura del nivel o altura del fluido. Este tipo de
instrumentos se ve limitado a alturas de fluido no mayores a 15 metros.
El medidor de nivel por burbujeo consiste en un tubo dotado de un rotámetro y un
regulador de caudal que alimenta aire a una espiga inmersa en el tanque. La espiga es
un tubo delgado de extremo biselado para promover la formación de burbujas donde
la presión del gas que fluye a su través es equivalente a la presión provocada por la
columna de líquido en el fondo del tanque lo que conduce al conocimiento de la
altura del fluido. Se puede utilizar también en sistemas cerrados, configurando el
sistema con dos juegos de rotámetro-regulador, uno en la parte superior del tanque
(contentiva del gas) y el otro juego conectado a la parte inferior del tanque
87
(contentivo del líquido) cuyas señales neumáticas se conectan a un medidor de
presión diferencial.
El medidor de nivel por presión diferencial es, básicamente, un medidor de presión
hidrostática por membrana ubicado en el fondo del tanque. Si el tanque es abierto a
la atmósfera, la presión medida corresponde directamente a la presión que ejerce la
columna de fluido según la ecuación P = γ*h, de donde se puede obtener la altura
h, conocidas P y γ. Para sistemas o tanques cerrados se compensa la presión del
líquido tomando lectura de la presión del gas, y se establece la diferencia de
presiones. En tanques cerrados donde las presiones del gas son elevadas, la indicación
del nivel, es poco precisa.
Algunos instrumentos miden el nivel de los fluidos en un tanque valiéndose del
fenómeno del desplazamiento, para ello se configura un flotador parcialmente
sumergido unido a un eje rígido que actúa de forma basculante directamente sobre el
indicador de altura, en el diseño se aprovecha la relación lineal proporcional entre el
ángulo de giro ocasionado por el desplazamiento del flotador y la fuerza aplicada al
flotador por el cabezal del fluido.
Algunos instrumentos miden el nivel en función de las propiedades eléctricas del
fluido, entre ellos los más usados comercialmente son:
88
Medidor de nivel por conductividad
Medidor de nivel por capacitancia
Medidor por absorción de rayos gamma
Medidor de nivel por propagación de ultrasonidos
El medidor de nivel por conductividad trabaja haciendo pasar por el fluido cuyo
nivel se quiere medir, una pequeña corriente (unos 2 mA). Se disponen en el tanque
un par o un grupo de relés; así, cuando el líquido moja a un relé en particular, se
cierra un circuito que indica en el panel el nivel al que se encuentra el fluido.
El medidor de nivel por capacitancia se basa en el fenómeno de algunos fluidos de
tener una cierta capacitancia en función de la cantidad de materia. Dependiendo de si
el fluido en cuestión es o no conductivo, existen dos tipos de configuración. Una de
ellas para fluidos no conductivos, en la que se dispone un electrodo convencional, la
capacitancia medida es la sumatoria de la capacitancia del gas sumada a la del líquido
y de las conexiones superiores. En fluidos conductivos, se usa un electrodo revestido
con una película de teflón aislante cuya capacitancia adicional se considera junto con
la del gas, líquido y conexiones superiores. El circuito eléctrico alimenta al electrodo
a una frecuencia elevada para reducir la reactancia capacitiva y reduce el efecto
negativo que genera el recubrimiento del electrodo por el producto. Los medidores
conductivos de nivel gozan de la ventaja de la sencillez, razón por la cual son muy
populares.
89
Otros medidores de nivel se basan en la emisión de un pulso ultrasónico hacia
una superficie reflectante y la consecuente medición de su rebote en un receptor,
donde el tiempo de retardo o delay guarda relación lineal con el nivel del fluido en el
tanque. Estos medidores son efectivos siempre y cuando la superficie del fluido sea
nítida, lo que quiere decir que no forme espuma.
Las últimas generaciones de medidores de nivel se basan en la emisión de rayos
gamma y su posterior recepción en un contador Geiger que transforma la radiación
gamma recibida en una señal eléctrica de corriente continua.
Los instrumentos que miden temperatura están entre los más usados en los
procesos industriales. Sus tecnologías se han diversificado y especializado en los
últimos años, existen medidores de temperatura para una gran gama de aplicaciones.
Dichos instrumentos se fundamentan en diversos fenómenos que ocurren por efecto
de la temperatura como:
•
Cambios en el volumen de sólidos, líquidos o gases.
•
Cambios de estado de agregación .
•
Variación en la resistencia eléctrica de un conductor.
•
Variación en la resistencia eléctrica de un semiconductor.
90
•
Fuerza electromotriz de movimiento (f.e.m.) generada en la unión de dos
metales de distintas propiedades.
•
Intensidad de la radiación emitida por un cuerpo caliente.
•
Velocidad de propagación del sonido en un gas.
•
Frecuencia de resonancia natural de un cristal.
•
Perturbaciones en la velocidad de transporte de una fuente de luz coherente
(LASER).
Los termómetros de vidrio son muy populares por su sencillez y bajo costo,
consisten en un tubo de vidrio que contiene un líquido (Mercurio, Pentano, Tolueno y
Alcohol, entre otros) que se expande por efectos térmicos, el volumen que ocupa el
líquido en el tubo da lectura de la temperatura en una escala grabada, generalmente,
en la pared del termómetro.
Dependiendo del fluido con el que trabajan, la
temperatura más baja a leer puede ser de 100 grados Celsius bajo cero y la
temperatura más alta puede llegar a 450 grados Celsius.
Los termómetros bimetálicos fundamentan su funcionamiento en los diferentes
coeficientes de dilatación que presentan pares de metales diferentes laminados
conjuntamente. Estos laminados pueden ser rectos, curvos, en forma de espiral, o de
hélice. Básicamente la deformación del par laminado genera un desplazamiento que
es transmitido a una aguja que indica sobre una escala la temperatura. El campo de
91
medida de este tipo de instrumento puede llegar a ser de 200 grados Celsius bajo cero
a 500 grados Celsius.
Los termómetros de bulbo y capilar se constituyen de un bulbo lleno de líquido
vapor o gas, conectado mediante un delgado tubo llamado capilar, a un espiral que se
desenrolla como resultado de la fuerza que genera el líquido o gas al expandirse por
efecto de incrementos en la temperatura. Los termómetros que trabajan por líquido se
deforman proporcionalmente a la temperatura, por lo cual la escala de medición es
uniforme, este tipo de instrumentos sólo ameritan la compensación por variaciones de
la temperatura ambiental y por el volumen del tubo capilar, mientras que los
termómetros que trabajan por vapor no tienen una escala uniforme, los espacios entre
las divisiones van aumentando a medida que se tiende al valor máximo de la escala.
Los termómetros que trabajan con vapor consisten en un sistema similar al de los
termómetros de líquido, pero están llenos de un líquido volátil, que regidos por el
principio de equilibrio líquido vapor, aumentan la presión de vapor del líquido al
aumentar la temperatura, generando la anteriormente descrita deformación en el
espiral. Este tipo de instrumento no requiere compensación debida a la temperatura
ambiente y su escala, anteriormente descrita, no es lineal.
92
Otros termómetros están llenos por completo de gas que se expande
proporcionalmente al incremento de la temperatura deformando el espiral. Estos
instrumentos tienen escalas lineales.
Los termómetros de resistencia son esencialmente sondas que se construyen
arrollando un hilo conductor fino, generalmente de platino, cobre ó níquel, en torno a
un material aislante encapsulado en vidrio o cerámica. El hilo conductor utilizado
varía su resistividad eléctrica en función de la temperatura, cada material tiene un
coeficiente de temperatura de resistencia, que relaciona el cambio de la resistencia en
ohmios debido a la variación en un grado en la temperatura.
A partir de este
coeficiente y haciendo fluir una corriente conocida a su través, se puede conocer la
temperatura del sustrato en el cual está colocado el instrumento. Según los diferentes
materiales de fabricación varían el costo, la sensibilidad, la linealidad y otras
propiedades del instrumento.
Los termistores son sensores de temperatura, constituidos por un material
semiconductor eléctrico cuyo coeficiente de temperatura de resistencia es de gran
magnitud y signo negativo. Estos materiales presentan una curva característica de
naturaleza lineal entre la tensión y la corriente siempre que se mantenga constante la
temperatura. Las desventajas de los termistores giran en torno a su baja linealidad en
intervalos amplios de temperatura. El alto coeficiente de temperatura del material
constitutivo les confiere excelente sensibilidad, lo que aunado a su compacto tamaño
93
y versatilidad en cuanto al tiempo de respuesta, les convierte en unidades perfectas
para la compensación de temperatura.
Los termopares son sensores que fundamentan su funcionamiento en la diferencia en
la circulación de una corriente en un circuito formado por dos metales diferentes
cuyas uniones se mantienen a diferente temperatura. Una de las dos uniones se
mantiene caliente y se utiliza para la medición, la otra permanece sin calentarse y se
usa como patrón o referencia. La diferencia de la circulación de la corriente se basa
en dos fenómenos termoeléctricos combinados. El efecto Peltier, que justifica la
liberación o absorción de calor en la frontera de unión, de dos materiales distintos,
cuando se hace fluir una corriente a través de ésta, y el efecto Thomson, que justifica
la liberación o absorción de calor al circular una corriente por un material de
constitución homogénea en el cual existe un gradiente de temperatura. Dependiendo
de qué materiales se usen para la construcción del termopar, se tendrá mayor o menor
resistencia a la corrosión, oxidación, reducción y cristalización. También dependerá
de su selección la estabilidad que presente el conjunto, la linealidad entre la fuerza
electromotriz generada y la variación de la temperatura así como su capacidad de
generar una fuerza electromotriz lo suficientemente alta, de forma tal, que no necesite
ser amplificada la señal generada o que su amplificación sea posible en términos de
economía y tecnología.
94
Los pirómetros de radiación son instrumentos que miden la temperatura de un
cuerpo a cierta distancia mediante la energía que radian. Estos instrumentos se basan
en la ley de Estefang-Boltzmann, según la cual la energía que disipa un cuerpo
caliente aumenta proporcionalmente a la cuarta potencia de su temperatura.
Los pirómetros ópticos son instrumentos que miden la temperatura de un cuerpo
según la radiación luminosa que éste emite.
Existen instrumentos manuales y
automáticos. Los instrumentos manuales se basan en la comparación de la luz emitida
por el cuerpo cuya temperatura se quiere medir y el filamento de una lámpara. El
filamento de la lámpara desaparece al ser comparado con la imagen del objeto
enfocado. Para abarcar diferentes rangos de temperatura se disponen filamentos de
diferentes materiales, los cuales presentan diferentes espectros lumínicos.
Los
pirómetros ópticos automáticos se constituyen de un disco rotativo que modula
desfasadas la radiación del objeto y la de una lámpara que inciden en un foto-tubo
que multiplica la luz concertada y genera una señal de pulso cuadrado modulado o
PCM, que alimenta a un elemento que controla la intensidad de corriente de
alimentación de la lámpara hasta que su luz coincide con la que genera el cuerpo cuya
temperatura se quiere medir. De la intensidad de corriente que alimenta la lámpara se
conoce la temperatura del cuerpo, mediante una relación matemática establecida.
Los pirómetros de radiación total consisten en una lente captora que concentra la
radiación emitida por el cuerpo al cual se quiere medir la temperatura, en una
95
termopila constituida por varios termopares ultrasensibles compactos, montados en
serie, cuya parte caliente se reviste de un acabado negro, de tal forma que absorba la
máxima energía posible y la traduzca en fuerza electromotriz de movimiento.
Algunas nociones básicas de los instrumentos se darán a continuación. De cierta
forma describen las capacidades, limitaciones y aplicaciones de los instrumentos y
son clave vital su selección.
El rango del instrumento describe los valores frontera de la variable medida o
procesada, dentro de los cuales el instrumento se desempeña correctamente. Cuando
un instrumento comienza su lectura en cero se denomina rango iniciado en cero. Si la
lectura menor del instrumento está por debajo del cero se le denomina rango de cero
elevado y si la lectura menor es mayor que cero se le denomina rango de cero
suprimido.
El recorrido corresponde a la resta de los valores extremos medibles o rango del
instrumento y define la amplitud del rango de medición.
La sensibilidad de un instrumento es la relación que existe entre el incremento en
la lectura y la variación en el parámetro medido que ocasiona la variación en la
lectura, una vez alcanzado el estado estacionario y se expresa como porcentaje del
recorrido del instrumento.
96
La precisión de un instrumento indica la tolerancia de medida; dicho de otra forma,
los límites del error cometido cuando se usa el instrumento en condiciones normales
de servicio.
El error de un instrumento da noción de la diferencia algebraica entre el valor leído
o transmitido por el instrumento y el valor real de la variable medida. Cuando se
habla de error estático, se refiere al error cuando la variable medida se encuentra en
estado estacionario y de error dinámico cuando el valor de la variable medida fluctúa
con el tiempo. El error dinámico está íntimamente asociado con los procesos de
absorción de energía de los instrumentos y sus limitaciones físicas para transferirla en
función del tiempo.
El error de cero es el error característico a la medición de una variable cuya
magnitud coincide con el valor mínimo leído en el rango del instrumento.
El error de recorrido representa el caso contrario simétrico al error de cero, es decir,
cuando la magnitud de la variable medida coincide con el valor máximo leído por el
rango del instrumento.
La histéresis de un instrumento se define como la diferencia máxima en la lectura
del instrumento, cuando se ensaya la variable medida de forma ascendente y
descendente. Este error se expresa como un porcentaje del alcance del instrumento.
97
La banda muerta de un instrumento es el campo de valores de la variable medida
que no hace variar la lectura o señal de salida del instrumento y está relacionado
directamente con su sensibilidad.
La repetibilidad de un Instrumento es su capacidad de dar la misma lectura de la
variable medida en diferentes ensayos, practicados en las mismas condiciones y con
el mismo sentido de barrido de la lectura, para todos los valores de su campo de
medida.
La reproductibilidad es derivada del concepto de repetibilidad, sólo que se
consideran las lecturas realizando el barrido de la variable medida en ambos sentidos.
La fiabilidad de un instrumento da noción de la probabilidad de que un instrumento
mantenga su operación enmarcada por el error predeterminado en condiciones
definidas.
La resolución de un instrumento se refiere a los cambios o saltos en la señal de salida
al ir cambiando la medida en todo el campo, viene expresado en porcentaje de la
salida total de la escala.
La linealidad es la virtud del instrumento de acercar su curva de calibración a una
línea recta específica.
98
La estabilidad de un instrumento indica la capacidad que tiene de mantener su
comportamiento a lo largo de su vida útil. Algunos autores incluyen el tiempo de
almacenamiento en esta definición.
La vida útil de servicio da noción del tiempo de uso, continuo o intermitente, que un
instrumento debe funcionar manteniéndose dentro de sus especificaciones.
La calibración de un instrumento consiste en la comparación de su rendimiento
verdadero de medición con un estándar de precisión conocida.
La calibración
ejecutada a un instrumento puede documentar acerca de la desviación de su medida
respecto a un estándar conocido o puede incluir ajuste de la capacidad de medición
del instrumento para mejorar la precisión de su medida. Los comités internacionales
de medida han publicado estándares para las calibraciones como la guía ISO 17025 y
ANSI/NCSLZ540-2. Un requerimiento básico en la calibración de un instrumento es
la prueba de trazabilidad.
La trazabilidad se define como una sucesión completa e ininterrupta de
comparaciones, ejecutadas con niveles de incertidumbre establecidos, entre las
mediciones usadas por la entidad o persona que calibra el instrumento y un patrón
estándar de origen conocido y corroborable, aceptado nacional o internacionalmente.
Algunos de los beneficios que brinda la calibración son:
99
•
Aceptación de sus medidas en diferentes países y estados.
•
Seguridad de contar con mediciones precisas.
•
Capacidad de rastrear el trazado de la medida de los instrumentos hasta una
referencia aceptada y reconocida.
•
Incrementos en términos de productividad
•
Cumplimiento de los requerimientos de programas de calidad como ISO9000.
Los fabricantes generalmente recomiendan intervalos para la calibración y/o ajuste de
los instrumentos.
Cuando el tiempo de servicio de un instrumento alcanza el tiempo del intervalo de
servicio establecido por el fabricante, se debe retornar al fabricante o al laboratorio de
metrología adecuado para su calibración.
Las mediciones ejecutadas con el
instrumento son comparadas con estándares externos de precisión conocida. Si el
resultado de la medición ejecutada con el instrumento no se ubica entre las
especificaciones particulares del instrumento, se practican ajustes a la circuitería de
medición del instrumento.
Por lo general, el proceso de calibración de un
instrumento consta de los siguientes pasos:
100
•
Evaluación de las capacidades del instrumento para determinar si
opera o no dentro de sus especificaciones.
•
Ajustes en la circuitería de medición en caso de que el instrumento no
cumpla con las especificaciones de medición.
•
Evaluación post ajuste para verificar que el instrumento cumpla con
las especificaciones de su medición.
•
Emisión de un certificado de calibración, donde se establece que las
medidas del instrumento estuvieron entre las especificaciones cuando
se compararon con un patrón estándar de trazabilidad comprobada
según una rutina de calibración externa.
Algunos instrumentos cuentan con un sistema abordo que genera una señal
interna de referencia, en vez de una señal externa, con el fin de mejorar la
precisión de su medida.
En el proceso de auto calibración el instrumento
mide las referencias internas y ajusta sus capacidades de medición para
restaurar los efectos generados por agentes ambientales, como por ejemplo, la
temperatura. La auto calibración no sustituye la calibración externa, ésta se
debe ejecutar con el fin de corregir las referencias internas de tal forma, que
puedan ser usadas en el proceso de la auto calibración. Las herramientas
concebidas como calibración externa y auto calibración, trabajan juntas con el
fin de asegurar la precisión en la medida de los instrumentos.
101
El Ajuste de un instrumento consiste en la acción o el grupo de acciones
físicas, como el reglaje de mecanismos o la puesta a punto de circuiterías, o
acciones del tipo intangible, como el llamado de un algoritmo específico de
corrección contenido en un software con el fin de que un instrumento ejecute
su medición acorde con su curva de calibración y cumpla con la
especificación establecida por el fabricante.
El objetivo de la calibración de sistemas es cuantificar y compensar el error total de
medida en el sistema. Pérdidas en cables, acondicionado de señales y errores de los
sensores, entre otros, pueden inducir errores en las medidas. Aplicando entradas
conocidas al sistema y revisando las medidas resultantes, se puede desarrollar un
modelo que represente el error del sistema, que podría ser tan simple como una tabla
asociada de entradas versus valores de salida o tan compleja y detallada como una
polinomial. Una vez que se concreta el modelo de error, éste se puede aplicar a todas
las medidas ejecutadas por el sistema.
102
Bibliografía
Giral, J; Barnés, F y Ramírez, A. (1979). Ingeniería de Procesos. Editorial Alambra
Mexicana: México.
Hougen, O.A; Whatson, K. M. y Ragatz, R.A.(1980) Principios de los Procesos
Químicos. Editorial Reverté: Barcelona.
Clauser, H.R. (1970) Diccionario de Materiales y Procesos de Ingeniería. Editorial
Labor: Barcelona.
Kuo, B.C. (1980) Digital Control Sistems. Editorial Hotl Rinehart and Winston: New
York.
Instrument Standard Agency (ISA) del documento Standards Library
Measurement and Control, revisión 98-01.
for
103
Anexos

Automatización de una estación de flujo para el proyecto de

Transcripción

Documentos relacionados

Imprima este artículo - Revista Interdisciplinaria de Estudios de

Pascual Hernández Mergoldd

COMUNICADO N° 1 - Colegio Piamarta