UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR Decanato de Estudios Profesionales Coordinación de Ingeniería Electrónica
Desarrol Desarrollo lo de d e la ingeniería ing eniería de Deta Detalllle e del del sistema si stema de contr ol de la planta de refinación de petróleo petról eo Dung Quat.
Por Michelle Susana Cabrera Aguilar
Sartenejas, Noviembre 2006.
UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR Decanato de Estudios Profesionales Coordinación de Ingeniería Electrónica
Desarrol Desarrollo lo de d e la ingeniería ing eniería de Deta Detalllle e del del sistema si stema de contr ol de la planta de refinación de petróleo petról eo Dung Quat.
Por Michelle Susana Cabrera Aguilar Realizado con la Asesoría de Prof. William Colmenares Colmenares Ing. Alejandro Hernández
Informe Final de Cursos en Cooperación Técnica y Desarrollo Social Presentado ante la Ilustre Universidad Simón Bolívar como requisito parcial para optar al título de Ingeniero Electrónico. Sartenejas, Noviembre 2006.
UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR Decanato de Estudios Profesionales Coordinación de Ingeniería Electrónica
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Por Michelle Susana Cabrera Aguilar Realizado con la Asesoría de Prof. William Colmenares Colmenares Ing. Alejandro Hernández
Informe Final de Cursos en Cooperación Técnica y Desarrollo Social Presentado ante la Ilustre Universidad Simón Bolívar como requisito parcial para optar al título de Ingeniero Electrónico. Sartenejas, Noviembre 2006.
UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR Decanato de Estudios Profesionales Coordinación de Ingeniería Electrónica Desarro Desarro llo d e la ingeniería de Detalle Detalle del sist ema de contro con troll de la planta de refinación de petróleo Dung Quat.
Informe Final de Cursos en Cooperación Técnica y Desarrollo Social Presentado por: Michelle Susana Cabrera Aguilar Realizado con la asesoría del Prof. William Colmenares y del Ing. Alejandro Hernández RESUMEN: En el trabajo de pasantía que se describe a continuación, se realizó ingeniería de Detalle de los sistemas de control e instrumentación de la planta de refinación de petróleo Dung Quat Vietnam. Las actividades de ingeniería de Detalle llevadas a cabo, consistieron en la administración de la base de datos de instrumentos y, el manejo de típicos de lazo de control y configuración de lazos de control de la unidad de destilación de crudo. Para cumplir con estas actividades, se emplearon procedimientos y estándares de ingeniería y, se utilizó el software de instrumentación INtools, programa que aloja la base de datos de instrumentos de la planta y permite generación de distintos documentos de ingeniería. Adicionalmente, se realizaron los diagramas de conexionado y de lazo del sistema de monitoreo de gas y fuego de dos unidades de la Plataforma Habitacional PEMEX. Se obtuvieron los diagramas de conexionado y lazo aprobados para construcción de la Plataforma Habitacional PEMEX, así como la configuración de lazos de control según típicos de lazo, de la unidad de destilación de crudo de la Refinería Dung Quat. Las actividades realizadas permitieron conocer distintas etapas que conllevan a la liberación de un lazo de control, por medio de los diagramas de lazo.
PALABRAS CLAVES: Lazo de control, diagrama de lazo, diagrama de conexionado, típico de lazo de control, ingeniería de Detalle, instrumentación, control, INtools.
Aprobado con mención:_______ Postulado para el premio:_______ Sartenejas, Noviembre 2006.
ÍNDICE GENERAL CAPÍTULO 1: INTRODUCCIÓN ............................................................................ 12
1.1 1.2 1.3
Planteamiento, objetivos y alcance............................................................... 12 Justificación. ................................................................................................. 13 Organización de capítulos. ........................................................................... 14
CAPÍTULO 2: EMPRESA....................................................................................... 16
2.1 Inelectra........................................................................................................ 16 2.1.1 Historia. ...................................................................................................... 16 2.1.2 Organización y estructura........................................................................... 17 2.1.3 Departamento de Automatización y Control............................................... 19 2.2 Proyecto Refinería Dung Quat Vietnam (DQRP).......................................... 20 2.2.1 Explicación general de la Refinería. ........................................................... 20 2.2.2 Explicación del Consorcio. ......................................................................... 22 2.2.3 Composición del proyecto. ......................................................................... 23 2.2.4 Organigrama del proyecto (Disciplinas)...................................................... 24 CAPÍTULO 3: FUNDAMENTOS TEÓRICOS: DEFINICIONES Y CONCEPTOS .. 26
3.1 Instrumentación y Control Industrial. ............................................................ 26 3.2 Proceso. ....................................................................................................... 26 3.2.1 Tipos de Proceso........................................................................................ 26 3.2.1.1 Proceso Continuo. ........................................................................... 26 3.2.1.2 Proceso tipo lote. ............................................................................. 27 3.2.2 Fluido de Proceso....................................................................................... 27 3.2.3 Entradas de Proceso. ................................................................................. 27 3.2.4 Salidas de Proceso..................................................................................... 27 3.2.5 Variables de Proceso. ................................................................................ 27 3.2.5.1 Presión............................................................................................. 28 3.2.5.2 Temperatura. ................................................................................... 28 3.2.5.3 Flujo. ................................................................................................ 28 3.2.5.4 Nivel. ................................................................................................ 28 3.3 Sistema de Control. ...................................................................................... 28 3.4 Automatismo................................................................................................. 28 3.5 Lazo de Control. ........................................................................................... 29 3.5.1 Lazo de Control Abierto.............................................................................. 29 3.5.2 Lazo de Control Cerrado. ........................................................................... 30 3.6 Clasificación de Instrumentos....................................................................... 31 3.6.1 Según la variable de proceso. .................................................................... 32 3.6.2 Según la función del instrumento. .............................................................. 32 3.6.2.1 Instrumentos ciegos......................................................................... 32
5
3.6.2.2 Indicadores locales. ......................................................................... 32 3.6.2.3 Registradores................................................................................... 32 3.6.2.4 Elementos primarios. ....................................................................... 32 3.6.2.5 Transmisores. .................................................................................. 33 3.6.2.6 Receptores....................................................................................... 33 3.6.2.7 Controladores. ................................................................................. 33 3.6.2.8 Convertidores................................................................................... 34 3.6.2.9 Interruptores de Límite..................................................................... 34 3.6.2.10 Elementos finales de control. ........................................................... 34 3.6.2.11 Elementos de seguridad. ................................................................. 34 3.6.2.12 Analizadores. ................................................................................... 34 3.6.2.12.1 Analizadores en línea................................................................ 35 3.6.2.12.2 Analizadores fuera de línea....................................................... 35 3.6.3 Según su ubicación. ................................................................................... 35 3.6.3.1 Instrumentos de campo.................................................................... 35 3.6.3.2 Instrumentos de panel...................................................................... 35 3.7 Evolución de la Instrumentación................................................................... 35 3.7.1 Controladores Manuales. ........................................................................... 35 3.7.2 Controladores Locales................................................................................ 36 3.7.3 Controladores Neumáticos......................................................................... 36 3.7.4 Controladores Eléctricos. ........................................................................... 37 3.7.5 Controladores Electrónicos. ....................................................................... 37 3.8 Tipos de señales clásicas en sistemas de control. ....................................... 38 3.8.1 Sistema de control neumático. ................................................................... 38 3.8.2 Sistema de control eléctrico. ...................................................................... 39 3.9 Sistemas de Control. .................................................................................... 39 3.9.1 Clasificación Sistemas de Control. ............................................................. 39 3.9.1.1 Sistemas de Control Básico de Procesos (BPCS). .......................... 40 3.9.1.2 Sistemas Instrumentados de Seguridad (SIS). ................................ 41 3.9.1.3 Sistemas de Detección y Alarma y Fuego y Gas (F&G). ................. 41 3.9.2 Tecnologías de Control. ............................................................................. 42 3.9.2.1 Paneles de Relés............................................................................. 42 3.9.2.2 Controlador Lógico Programable (PLC)........................................... 42 3.9.2.3 Sistema de Control Distribuido (DCS).............................................. 43 3.10 Diagramas de Tuberías e Instrumentación (P&ID). ...................................... 46 3.11 Base de Datos de Proyectos de Ingeniería. ................................................. 48 3.12 Diagramas de Conexionado. ........................................................................ 49 3.12.1 Equipos de Conexión. ................................................................................ 50 3.12.1.1 Cajas de conexión (Junction Box).................................................... 50 3.12.1.2 Gabinetes de conexión (Marshalling Cabinets)................................ 51 3.12.1.3 Gabinetes de control........................................................................ 51 3.12.1.4 Gabinetes de barreras. .................................................................... 51 3.12.1.5 Gabinetes de relés de interposición................................................. 51 3.12.1.6 Gabinetes de relés de parada de emergencia. ................................ 52 3.12.2 Tipos de señales. ....................................................................................... 52 3.12.2.1 Señales analógicas de bajo nivel..................................................... 52 3.12.2.2 Señales analógicas de alto nivel...................................................... 52
6
3.12.2.3 Señales discretas............................................................................. 52 3.12.2.4 Señales de comunicación. ............................................................... 53 3.13 Diagramas de Lazo....................................................................................... 53 3.14 Proyecto de ingeniería en el área de instrumentación.................................. 54 3.14.1 Ciclo de vida de un sistema de instrumentación. ....................................... 54 3.14.1.1.1 Ingeniería Conceptual. .............................................................. 54 3.14.1.1.2 Ingeniería Básica. ..................................................................... 55 3.14.1.1.3 Ingeniería de Detalle. ................................................................ 55 3.14.2 Procedimientos........................................................................................... 55 3.14.3 Alcance de la disciplina Instrumentación y Control en un proyecto............ 56 3.14.4 HAZOP. ...................................................................................................... 56 CAPÍTULO 4: NORMAS, APLICACIONES Y ESTÁNDARES DEL PROYECTO REFINERÍA DUNG QUAT VIETNAM (DQRP).......................................................... 58
4.1 Normativas y estándares aplicables al sistema de control. .......................... 58 4.1.1 Estándares Internacionales........................................................................ 58 4.1.2 Estándares establecidos en el Proyecto Refinería Dung Quat Vietnam (DQRP), relativos a los sistemas de control.......................................................... 59 4.1.2.1 Sistema de Control Distribuido (DCS).............................................. 60 4.1.2.2 Sistema de Parada de Emergencia (ESD)....................................... 60 4.1.2.3 Representaciones de instrumentos en planos. ................................ 60 4.1.2.3.1 ISA S5.1...................................................................................... 61 4.1.2.3.2 ISA S5.3...................................................................................... 67 4.2 Filosofía de control de DQRP ....................................................................... 73 4.3 Software INtools. .......................................................................................... 73 4.3.1 Módulos de INtools..................................................................................... 75 4.3.1.1 Índice de Instrumentos..................................................................... 75 4.3.1.2 Procesamiento de data. ................................................................... 76 4.3.1.3 Cálculo............................................................................................. 76 4.3.1.4 Especificación de Instrumentos. ...................................................... 76 4.3.1.5 Agrupación de Especificaciones. ..................................................... 76 4.3.1.6 Cableado.......................................................................................... 77 4.3.1.7 Diagramas de Lazo.......................................................................... 78 4.3.1.8 Detalles de Instalación..................................................................... 78 4.3.1.9 Buscador.......................................................................................... 78 4.3.2 Manejo de INtools en DQRP. ..................................................................... 79 CAPÍTULO 5: DESARROLLO DE LA INGENIERÍA DE DETALLE DEL PROYECTO REFINERÍA DUNG QUAT VIETNAM (DQRP)..................................... 80
5.1 La Base de Datos. ........................................................................................ 80 5.2 Típico de Lazo. ............................................................................................. 81 5.2.1 Campos del típico de lazo. ......................................................................... 81 5.2.2 Asignación y revisión de típicos de lazo..................................................... 88
7
5.2.3 Delimitación de asignación y revisión de típicos de lazo de control. .......... 91 CAPÍTULO 6: DESARROLLO DE LA INGENIERÍA DE DETALLE DEL PROYECTO PLATAFORMA HABITACIONAL PEMEX. ......................................... 96
6.1 Diagramas de Conexionado Sistema de Gas y Fuego de Plataforma Habitacional PEMEX. ................................................................................................ 96 6.1.1 Paneles y cables de conexión. ................................................................... 96 6.1.2 Elaboración de diagramas de conexionado................................................ 99 6.2 Diagramas de Lazo de Sistema Gas y Fuego de Plataforma Habitacional PEMEX.................................................................................................................... 104 CAPÍTULO 7: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES. ............................... 107 CAPÍTULO 8: REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ............................................. 109 CAPÍTULO 9: ANEXOS ....................................................................................... 112
8
ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1. Tabla 2. Tabla 3. Tabla 4. Tabla 5. Tabla 6. Tabla 7. Tabla 8. Tabla 9. Tabla 10. Tabla 11. Tabla 12. Tabla 13. Tabla 14. Tabla 15. Tabla 16. Tabla 17. Tabla 18. Tabla 19. Tabla 20. Tabla 21. Tabla 22. Tabla 23. Tabla 24. Tabla 25. Tabla 26. Tabla 27. Tabla 28.
Clasificación de los transmisores. ........................................................ 33 Campos de identificación de un instrumento........................................ 62 Letras de identificación de instrumentos. ............................................. 63 Típicas combinaciones de letras. ......................................................... 64 Símbolos generales de las funciones de instrumentación.................... 65 Códigos de letras para identificación de funciones de instrumentación. .. ............................................................................................................. 67 Data de localización. ............................................................................ 83 Data de señales de entrada de sistema............................................... 84 Data de señales de salida de sistema.................................................. 85 Sistemas de entrada y salida. .............................................................. 85 Data de estados de señales binarias. .................................................. 86 Alimentación del instrumento. .............................................................. 87 Falla de la válvula................................................................................. 87 Acción del controlador.......................................................................... 87 Certificación del instrumento................................................................ 88 Condicionamiento de la señal. ............................................................. 88 Ejemplo de típico de lazo de control de flujo. ....................................... 89 Típicos de Analizadores. ...................................................................... 91 Típicos de Corriente............................................................................. 92 Típicos de Flujo.................................................................................... 92 Típicos de Motores............................................................................... 93 Típicos de Nivel.................................................................................... 93 Típicos de Presión................................................................................ 94 Típicos de Temperatura. ...................................................................... 94 Típicos de Vibración............................................................................. 94 Típicos de Voltaje................................................................................. 95 Código de identificación de colores...................................................... 99 Paneles de conexión representados en diagramas de conexionado, unidad 1. ............................................................................................ 101
9
ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1. Figura 2. Figura 3. Figura 4. Figura 5. Figura 6. Figura 7. Figura 8. Figura 9. Figura 10. Figura 11. Figura Figura Figura Figura Figura Figura Figura Figura Figura Figura Figura
12. 13. 14. 15. 16. 17. 18. 19. 20. 21. 22.
Figura 23. Figura Figura Figura Figura Figura Figura Figura Figura Figura Figura Figura Figura
24. 25. 26. 27. 28. 29. 30. 31. 32. 33. 34. 35.
Figura 36. Figura 37.
Organigrama general de la Unidad de Operaciones. ........................... 18 Organigrama detallado de la Unidad de Operaciones.......................... 19 Mapa de Vietnam ................................................................................. 22 Centro de Ingeniería INELECTRA........................................................ 23 Organigrama del Proyecto DQRP. ....................................................... 24 Ejemplo de Proceso. ............................................................................ 26 Lazo de control abierto......................................................................... 30 Lazo de control cerrado........................................................................ 30 Esquematización de los componentes de un lazo cerrado. ................. 31 Capas de reducción de riesgos alrededor de un proceso. ................... 40 Niveles, conexiones y elementos que intervienen en un sistema de control distribuido (DCS) ...................................................................... 44 Diagrama de Tubería e Instrumentación.............................................. 48 Ejemplo Diagrama de Conexionado..................................................... 50 Ejemplo de un Diagrama de Lazo........................................................ 54 Líneas de conexión de instrumentos. [29]............................................ 66 Función del sistema distribuido accesible al operador. ........................ 68 Dispositivo de interfaz auxiliar del operador......................................... 68 Función no accesible al operador. ....................................................... 68 Accesible al operador, indicador o controlador. ................................... 69 No es accesible al operador................................................................. 69 Símbolo utilizado generalmente para sistemas de relé........................ 69 Control distribuido interconectando controladores con funciones lógicas binarias o secuenciales. ...................................................................... 69 Control distribuido interconectando un solo controlador lógico con funciones lógicas binarias o secuenciales........................................... 70 Cálculo o acondicionamiento de señal. ................................................ 70 Representación de instrumentos y su ubicación. ................................. 71 Simbología de sistemas. ...................................................................... 72 Señales. ............................................................................................... 73 Estructura de una planta en INtools. .................................................... 74 Símbolos de INtools. ............................................................................ 77 Conexión de un lazo de control en INtools........................................... 78 Mapa mental de asignación y revisión de típicos de lazo..................... 89 Representación gráfica en P&ID de un lazo de control de flujo. .......... 90 Administrador de paneles de la planta en INtools. ............................... 97 Administrador de cables de la planta en INtools. ................................. 98 Diagrama de conexionado del terminal TB-2 del panel CCGF-150202 de la Plataforma Habitacional PEMEX.................................................... 104 Diagrama de lazo genérico en Plataforma Habitacional PEMEX....... 105 Diagrama de lazo de Plataforma Habitacional PEMEX...................... 106
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LISTA DE SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS
-
AI: (Analog Input) Entrada Analógica.
-
AO: (Analog Output) Salida Analógica.
-
BPCS: (Basic Process Control System) Sistema de Control Básico de Procesos.
-
BPD: Barriles Por Día.
-
CAD: (Computer Aided Design) Diseño Asistido por Computadoras.
-
CDU: (Crude Distillation Unit) Unidad de Destilación de Crudo.
-
DCS: (Distributed Control System) Sistema de Control Distribuido.
-
DI: (Digital Input) Entrada Digital.
-
DO: (Digital Output) Salida Digital.
-
DQRP: (Dung Quat Refinery Project) Proyecto Refinería Dung Quat.
-
EC: Centro de Ingeniería.
-
ESD: (Emergency Shutdown System) Sistema de Parada de Emergencia.
-
FUEL GAS: Combustibles de Gas.
-
F&G: (Fire&Gas System) Sistema de Fuego y Gas.
-
HART: (Highway Addressable Remote Transducer) Protocolo de comunicación
industrial. -
KLOC: (Kuala Lumpur Operating Center) Centro Operativo Kuala Lumpur.
-
KTU: (Kerosene Treatment Unit) Unidad de Tratamiento de Kerosene.
-
LPG: (Liquified Petroleum Gas) Gas Licuado de Petróleo.
-
MOC: (Madrid Operating Center) Centro Operativo Madrid.
-
MOS: (Maintenance Override Switch) Interruptor Manual de Mantenimiento.
-
OC: (Operating Center) Centro Operativo.
-
OOS: (Operational Override Switch) Interruptor Manual de Operación.
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-
PLC: (Programmable Logic Controller) Controlador Lógico Programable.
-
PVC: (PolyVinyl Chloride) Policloruro de Vinilo.
-
PSI: (Pounds per Square Inch) Libra por pulgada cuadrada.
-
RTD: (Resistance Temperature Detection) Termoresistencias.
-
RTU: (Remote Terminal Unit) Unidad Terminal Remota.
-
SCADA: (Supervisory Control And Data Adquisition) Sistema de Control
Supervisorio y Adquisición de Datos. -
SIS: (Safety Instrumented Systems) Sistema Instrumentado de Seguridad.
-
TAG: Identificación.
-
TR: Técnicas Reunidas.
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CAPÍTULO 1:
INTRODUCCIÓN
1.1 Planteamiento, objetivos y alcance. El desarrollo de la planta de refinación de petróleo Dung Quat Vietnam, a cargo de un consorcio internacional, es un proyecto de ingeniería de grandes proporciones. La consultora venezolana Inelectra, está subcontratada por una de las compañías del consorcio, la española Técnicas Reunidas, para realizar en conjunto la ingeniería de Detalle, Procura y Construcción de tres unidades pertenecientes a la refinería: la unidad de destilación de crudo, la de tratamiento de kerosene y la unidad de fuel gas. El proyecto que se describe en el presente libro, corresponde a la participación en el desarrollo de la ingeniería de Detalle, específicamente en el área de instrumentación y control, de la unidad de destilación de crudo de la planta. Las principales actividades de ingeniería de Detalle que se realizaron, están relacionadas con la administración de la base de datos de instrumentos y el manejo y configuración de lazos de control de la unidad de destilación de crudo. Las etapas de ingeniería Conceptual y Básica ya se han culminado; al ingresar al proyecto, este se encontraba en el quinto mes de ejecución de la ingeniería de Detalle. Conocer las distintas alternativas en sistemas de control existentes en la industria, garantizar el cumplimiento de estándares nacionales e internacionales y especificaciones técnicas aplicables al proyecto, configurar satisfactoriamente lazos de control de la unidad de destilación de crudo de la planta y, familiarizarse con procedimientos de ingeniería en proyectos multidisciplinarios, son objetivos que se persiguen con el desarrollo de este proyecto. Para cumplir estos objetivos fue necesario investigar sobre normativas, estándares y procedimientos de ingeniería. También se realizaron estudios sobre los instrumentos y sistemas de control utilizados en la Planta de Refinación Dung Quat Vietnam y, se adquirieron conocimientos sobre el uso y manejo de programas de computación orientados al mantenimiento de bases de datos de instrumentación
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El software utilizado para las actividades de ingeniería de Detalle es INtools. Programa que aloja la base de datos de instrumentos de la planta y permite la generación de distintos documentos de ingeniería. Se profundizó en el uso, manejo y aplicaciones de este programa, para poder obtener privilegios, en el celoso uso de la base de datos de instrumentos de un proyecto de ingeniería. El personal de Inelectra, por lo general, está asignado a varios proyectos de ingeniería simultáneamente; es así como aunado a las actividades del proyecto de la refinería Dung Quat, se participó en otro proyecto de la consultora, el desarrollo de la ingeniería de Detalle de la Plataforma Habitacional PEMEX. Específicamente se realizaron los diagramas de conexionado y de lazo del sistema de monitoreo de gas y fuego de dos unidades de la plataforma habitacional. Esta actividad se realizó con el fin de lograr experticia en los módulos de conexionado y lazo del software INtools, con miras a la elaboración de los diagramas de lazo del Proyecto Refinería Dung Quat Vietnam. La realización de estos últimos no se pudo iniciar, por insuficiencia de la información requerida para elaborar estos diagramas: Para garantizar homogeneidad y consistencia en el desarrollo de diagramas de lazo de control, entre los distintos centros operativos pertenecientes al consorcio del Proyecto Refinería Dung Quat Vietnam, el consorcio proyectó la elaboración de librerías gráficas para los diagramas de lazo. No se recibieron estas librerías y las fechas de emisión de los diagramas de lazo del Proyecto Refinería Dung Quat Vietnam tuvieron que posponerse. Es así como la participación en el desarrollo de los diagramas de lazo del Proyecto Plataforma Habitacional, se convirtió en la elaboración de todos los diagramas de lazo y conexionado aprobados para construcción, del sistema de monitoreo de gas y fuego de dos unidades de la plataforma habitacional mencionada anteriormente. 1.2 Justificación. En la actualidad es vital la automatización de las plantas industriales utilizando sistemas electrónicos. Esta automatización permite centralizar las operaciones y supervisar su funcionamiento, generando como beneficio mejor reacción ante los cambios del mercado, superior producción, altos niveles de calidad y procesos
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optimizables. Son entonces, las necesidades de calidad y productividad, las que demandan una optimización de procesos, mejorando infraestructura existente en plantas industriales o realizando nuevas instalaciones con tecnología de avanzada. Dung Quat Refinery es una planta de refinación que ha sido planeada desde 1998. Petrovietnam, dueña de la planta, está realizando una gran inversión para desarrollarla y espera que esté operativa en su primera fase para el mes de febrero de 2009. Este proyecto de gran envergadura requiere de un sistema de control e instrumentación que garantice las operaciones y proporcione seguridad a las instalaciones y a sus trabajadores. Entonces, la ingeniería de Detalle que se realiza en este tipo de proyectos es de muy alta calidad, demanda altos niveles de conocimientos técnicos y metodológicos que permitan satisfacer las necesidades del cliente. 1.3 Organización de capítulos. El Capítulo 2 permite ubicar el proyecto dentro de lo que significa el desarrollo de una planta de refinación de petróleo ubicada en Vietnam y, a cargo de un consorcio internacional, describiendo el entorno empresarial y ofreciendo una breve descripción de la Planta de Refinación de Petróleo Dung Quat. El Capítulo 3 contiene fundamentos teóricos generales sobre automatización y control, que facilitan la comprensión de los siguientes apartados. También presenta conceptos teóricos relacionados específicamente con el desarrollo de la instrumentación y control en un proyecto de ingeniería. En el Capítulo 4 se exponen las normativas, estándares y aplicaciones que acompañaron el cumplimiento de los objetivos del proyecto. Vale la pena destacar que en este capítulo se aborda el tema del programa de computación utilizado en todas las actividades realizadas en el proyecto, INtools. En los siguientes dos capítulos se describió detalladamente las actividades realizadas, así como los productos generados. En el Capítulo 5 se encuentra la ingeniería de Detalle de la Refinería Dung Quat Vietnam y en el Capítulo 6 la ingeniería de Detalle de la Plataforma Habitacional PEMEX.
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Finalmente,
los
últimos
capítulos
contienen
las
conclusiones
recomendaciones del proyecto, así como las referencias bibliográficas y apéndices.
y
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CAPÍTULO 2:
EMPRESA
2.1 Inelectra. Es una empresa de ingeniería y construcción de capital 100% venezolano. A lo largo de su existencia ha participado en distintos segmentos de mercado vitales para el desarrollo tecnológico de Venezuela: petróleo y gas, petroquímica, acero, aluminio, electricidad, telecomunicaciones, ambiente y recursos hidráulicos, transporte masivo, infraestructura y plantas industriales. 2.1.1 Historia. Se fundó en el año 1968 para ofrecer soluciones de ingeniería. Más tarde incorpora servicios de procura, construcción, operación y mantenimiento. Desde sus inicios la empresa se ha caracterizado por su compromiso con el desarrollo industrial de Venezuela. El inicio de actividades en proyectos del Metro de Caracas en 1976, ejemplifica su contribución con el desarrollo tecnológico y económico de país. Además, se ha preocupado por “aumentar continuamente la participación nacional en sus proyectos, no sólo en el área de ingeniería, sino también en la incorporación de equipos y materiales nacionales en los proyectos que ejecuta” [1]. Por otro lado, Inelectra invierte en el sector nacional de hidrocarburos, en el año 1980 era considerada una de las mayores contratistas en el sector petrolero nacional. El refinamiento del crudo representa una de las fuentes de proyectos más importantes para la empresa. En 1984 se comienza a realizar proyectos de refinación de petróleo, “se han ejecutado trabajos en más de treinta instalaciones en las diferentes refinerías del país y en el exterior, para un total de más de 800.000 barriles diarios en procesamiento de crudo.” [2] A partir de 1992 se da inicio a la internacionalización de la empresa, en busca de nuevos mercados, ampliando de esta forma oportunidades y volumen de ventas. Es así como en 1995 se inician las operaciones de Inelectra Colombia y más tarde, en el 2003, las de Inelectra Argentina. Para mejorar la competitividad y complementar capacidades, Inelectra mantiene diversas alianzas nacionales e
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internacionales, esto le ha permitido ofrecer un mejor servicio al cliente y acelerar el crecimiento de la empresa. La política de calidad de la empresa le valió en 1995 la certificación ISO-9000 y el Premio PDVSA a la calidad en 1998. En definitiva, Inelectra es una empresa líder en la industria de energía e hidrocarburos, considerada una de las 20 más grandes de América Latina y de alto valor agregado para el sector energético mundial. 2.1.2 Organización y estructura. Inelectra es una corporación constituida por unidades de operación y unidades corporativas. Operaciones e Inepetrol son las unidades de operación mientras que Relaciones Institucionales, Planificación, Legal, Finanzas, Recursos Humanos y Telecomunicaciones son las unidades corporativas. El proyecto está enmarcado en la Unidad de Operaciones, por esto sólo se muestra el organigrama de esta unidad.
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Figura 1.
Organigrama general de la Unidad de Operaciones.
A continuación se muestra el organigrama de la Unidad de Operaciones con más detalle para poder visualizar dentro de la División de Ingeniería, el Departamento de Automatización y Control, departamento al cual pertenece el desarrollo de la ingeniería de Detalle de los sistemas de control e instrumentación de la Refinería Dung Quat Vietnam.
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Figura 2.
Organigrama detallado de la Unidad de Operaciones.
2.1.3 Departamento de Automatización y Control. Es el departamento que suministra los recursos y servicios necesarios para el desarrollo de proyectos de sistemas de control y automatización. Posee la capacidad de participar en múltiples proyectos simultáneamente realizando distintas funciones. Éstas pueden ser definición de sistemas, especificaciones técnicas, diseño, programación y configuración, asistencia a procura, pruebas de fábrica y en sitio, servicios de construcción, inspección e instalación, puesta en marcha, calibración y pruebas en campo, soporte técnico y mantenimiento preventivo y correctivo. No sólo sus funciones son diversas, el equipo humano perteneciente al departamento se caracteriza por ser multidisciplinario; esto facilita la integración de conocimientos y experiencias en distintas áreas, tales como, Instrumentación,
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Automatización, Informática, Estimación de Costos, Estudios de Factibilidad, Procesos y Comunicaciones Industriales. Inelectra al no poseer vínculos comerciales con el fabricante, ofrece servicios de consultoría de integración de sistemas no orientados al producto. Esto proporciona mayor flexibilidad para satisfacer eficientemente los requerimientos del cliente. Se han realizado “(...) proyectos que van desde los niveles de ‘sensores’ y ‘actuadores’ en campo, pasando por los niveles de dispositivos de control sistemas ‘supervisores’, hasta los sistemas de información gerencial de operaciones y de administración corporativa.” [3] El departamento presta sus servicios en “(...) plantas nuevas, remodelaciones, operaciones de mantenimiento, paradas de planta programadas y asistencia en el arranque de plantas” [4] Inelectra es una de “(...) las compañías de ingeniería con mayor capacidad de ejecución en Automatización en Venezuela con aproximadamente 130.000 horas hombre anuales.” [5] Se cuenta con personal de Automatización en las oficinas de Caracas, Maracaibo, Maturín, Puerto La Cruz y Bogotá. Para homogeneizar los productos y servicios ofrecidos al cliente, los empleados están continuamente prestándose apoyo en áreas especializadas, compartiendo experiencias aprendidas y manteniéndose en coordinada comunicación. Además, existe una participación importante de socios nacionales y extranjeros en el desarrollo de los proyectos, contribuyendo aún más con los altos niveles de interacción entre el personal. 2.2 Proyecto Refinería Dung Quat Vietnam (DQRP). 2.2.1 Explicación general de la Refinería. Desde 1998 se está planeando construir una refinería en Vietnam. En enero de ese año, el Ministro de Planificación e Inversión aprueba la cantidad de 1.3 billones de dólares, para desarrollar la primera refinería de Vietnam en la provincia central Quaûng Ngaõi.
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El inicio del proyecto ha sufrido continuos retrasos, en su mayoría ocasionados por el retiro de compañías petroleras extranjeras involucradas en el desarrollo del proyecto. La ubicación geográfica de la refinería es una de las características que ha generado más desconfianza a los inversionistas. La región de Dung Quat está situada en una región poco poblada y desarrollada, a 1000Km de la costa sur, lo que implica incrementos de costos para transportar el crudo hasta la refinería. También se encuentra alejada de los centros económicos del país Ho Chi Minh y Hanoi. El propósito del gobierno es impulsar el desarrollo en esta zona con la construcción de la refinería. Luego de que varias compañías desistieran de emprender la construcción de la refinería, alegando que era un proyecto económicamente inviable, un consorcio formado por tres compañías extranjeras, Technip-Coflexip, JGC Corp. y Técnicas Reunidas asume el desarrollo de la refinería Dung Quat. Para su construcción y equipamiento se requieren entre 700 y 800 millones de dólares. La capacidad de la refinería proyectada es de 6.5 millones toneladas al año de crudo de bajo sulfuro, 5.5 millones provenientes de Vietnam y 1 millón del medio oriente (148.000 BPD). Los productos de la planta serán LPG (gas licuado de petróleo), gasolina sin plomo, kerosene, turbo combustible y materia prima para plantas industriales de propileno y diesel. El tiempo de ejecución del proyecto es de 36 meses para la culminación mecánica y 44 meses para la aceptación provisional.
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Figura 3.
Mapa de Vietnam
2.2.2 Explicación del Consorcio. La ejecución del proyecto está bajo la responsabilidad de un consorcio, formado por Technip de Francia (TKP), JGC Corp. de Japón (JGC) y Técnicas Reunidas de España (TR). El alcance de TR incluye la ejecución de la ingeniería de Detalle, Procura y Construcción de las siguientes unidades: -
Unidad de Destilación de Crudo (CDU).
-
Unidad de Tratamiento de Kerosene (KTU).
-
Unidad de Fuel Gas. Inelectra está subcontratada por TR para cooperar con el desarrollo de la
ingeniería de Detalle en distintas áreas del proyecto: Civil, Electricidad, Instrumentación, Mecánica, Procesos, Telecomunicaciones y Tuberías. La empresa está involucrada en el proyecto desde septiembre del 2005.
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El proyecto Dung Quat Refinery se lleva a cabo en varios centros operativos (OC) ubicados en Kuala Lumpur (Malasia), Paris (Francia), Yokohama (Japón) y Madrid (España), los cuales tienen como función realizar la ingeniería de Detalle de las distintas unidades de la refinería. La coordinación del proyecto se realiza desde Kuala Lumpur. En particular, las actividades realizadas por Inelectra se estarán reportando directamente al centro operativo ubicado en la ciudad de Madrid. Inelectra funge como un centro de ingeniería (EC) asociado al centro operativo de Madrid. El centro de ingeniería depende directamente del centro operativo. DIRECTORADO
KLOC
YOC
POC
MOC
EC: INELECTRA Figura 4.
Centro de Ingeniería INELECTRA.
2.2.3 Composición del proyecto. -
Contratista: El grupo que tiene responsabilidad contractual en el diseño, procura y
construcción de la planta. Figura representada por el Consorcio TKP, JGC y TR y los centros de ingeniería asociados. -
Vendedor: La compañía que suministra equipos y servicios asociados
especificados por el contratista. Honeywell es el vendedor. -
Cliente: Petrovietnam, dueño de la planta. Es una empresa estatal conocida
oficialmente como la Corporación de Petróleo y Gas de Vietnam; realiza operaciones de exploración, producción, almacenamiento, procesamiento, transporte, distribución y servicios, en el área de petróleo y gas.
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2.2.4 Organigrama del proyecto (Disciplinas). Las disciplinas pertenecientes a los distintos departamentos de la unidad de ingeniería confluyen en este proyecto. Cada una de ellas interactúa de forma particular con su similar de Técnicas Reunidas. El desarrollo de la ingeniería de Detalle de los sistemas de control e instrumentación es responsabilidad de la disciplina Instrumentación y Control, perteneciente al Departamento de Automatización y Control, por esto se resalta en el organigrama que se muestra a continuación.
Figura 5.
Organigrama del Proyecto DQRP.
El alcance de la disciplina Instrumentación en Inelectra es realizar los planos de rutas principales, planos de ubicación, diagramas de conexionado, matriz causa-
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efecto, diagramas de lazo, lista de instrumentos, lista de cables, lista de señales y cómputos métricos, de las unidades CDU, KTU y Fuel Gas.
CAPÍTULO 3:
FUNDAMENTOS TEÓRICOS: DEFINICIONES Y CONCEPTOS
3.1 Instrumentación y Control Industrial. Instrumentación y control son todos los elementos o medios que permiten medir y ejercer un control en las propiedades físicas y químicas de la materia, a través de procesos mecánicos, eléctricos, neumáticos o hidráulicos. Se habla de Instrumentación y Control Industrial cuando las mediciones y el control se ejercen sobre variables de procesos de plantas industriales, tales como, industria petrolera, petroquímica, manufacturera, de alimentos, papel, metalúrgica, termoeléctrica, entre otras. 3.2 Proceso. En una industria, se conoce como proceso a aquél procedimiento en el cual materia o energía es convertida en otra forma de materia o energía. El mecanismo que se encargue de modificar la temperatura de un fluido es un ejemplo de proceso.
AIRE CALIENTE DE ENTRADA
PROCESO
Figura 6.
AIRE FRIO DE SALIDA
Ejemplo de Proceso.
3.2.1 Tipos de Proceso. 3.2.1.1 Proceso Continuo. Los procesos continuos son aquellos que no se detienen, el proceso es alimentado al mismo tiempo que su producto es removido. Ejemplos típicos de procesos continuos: -
Reacciones químicas.
-
Tratamiento de aguas.
- Destilación. - Separación.
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-
Producción de vapores Los procesos que se desarrollan en una planta de refinación de petróleo son
un proceso continuo. 3.2.1.2 Proceso tipo lote. Procesos que se llevan a cabo paso a paso. Se introduce el material de entrada, se realiza un procedimiento durante un tiempo limitado y luego el proceso termina con la salida del producto final. Ejemplos típicos de procesos tipo lote: -
Producción de bebidas alcohólicas.
-
Explosivos.
-
Alimentos y bebidas.
-
Detergentes líquidos.
- Farmacéutica. 3.2.2 Fluido de Proceso. Corriente del fluido confinado que se procesa. El fluido del proceso en una refinería puede ser petróleo, gases, agua, kerosene, etc. 3.2.3 Entradas de Proceso. Variables que entran al proceso, influyendo en el estado del fluido que se procesa. Pueden ser variables manipuladas, es decir, que se ejerce una intervención sobre ellas o, perturbaciones, aquellas variables en las cuales no se tiene control y afectan el proceso. 3.2.4 Salidas de Proceso. Son las variables que dependen de las entradas del proceso. Conviene que éstas sean variables controladas, es decir, que se ejerce control sobre ellas mediante modificaciones de las variables manipuladas. 3.2.5 Variables de Proceso. Magnitud o propiedad de la materia de origen químico o físico que es medible. Las variables más comunes involucradas en control de procesos son las siguientes:
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3.2.5.1 Presión. La presión es la fuerza que se ejerce en una superficie, se expresa en Kg/cm 2, mm de H2O, psi, pascal, atmósferas y bares. Generalmente se utilizan tres escalas de medida: -
Presión manométrica, referenciada a la presión atmosférica.
-
Presión absoluta, referenciada al vacío absoluto.
-
Presión diferencial, representa la diferencia entre dos presiones.
3.2.5.2 Temperatura. La temperatura es una medida del calor de un cuerpo. Las unidades más comunes son los grados Celsius (ºC) y Fahrenheit (ºF), además de la escala Kelvin, que referencia su cero al valor teórico de ausencia de calor. 3.2.5.3 Flujo. Es el movimiento de un fluido. El flujo o caudal puede ser volumétrico o másico. El primero es el volumen de fluido que pasa a través de un punto en un período determinado, mientras que el flujo másico se refiere a la masa de fluido que circula a través del punto en un período determinado. 3.2.5.4 Nivel. El nivel es la altura de un líquido o sólido en el tanque de un proceso. Se expresa en unidades de longitud. 3.3 Sistema de Control. Conjunto de dispositivos que permiten controlar el comportamiento de un proceso. Comúnmente, el sistema de control monitorea las variables de un proceso, las compara con un valor deseado y seguro de operación y, de existir desviaciones, toma una acción correctiva. 3.4 Automatismo. Un sistema automatizado se caracteriza por la inclusión de dispositivos tecnológicos que se encargan de controlar su funcionamiento. “El eje central de
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cualquier automatización es el automatismo, que podemos definir como todo dispositivo eléctrico, electrónico, neumático, etc., capaz por sí solo de controlar el funcionamiento de una máquina o proceso.” [6] 3.5 Lazo de Control. El lazo de control es el recorrido, generalmente en forma de bucle, que realiza la señal en un sistema de control para controlar una parte única del proceso. Mientras más variables a controlar posea el proceso, existirán más lazos de control asociados a él. Típicamente un lazo de control contiene los siguientes elementos: instrumento de medición o sensor, transmisor, controlador, elemento final de control y el sistema de comunicación que transporta las señales de control y medición. 3.5.1 Lazo de Control Abierto. El sistema de control a lazo abierto es el más simple y económico. La variable manipulada es modificada según criterios del diseñador, sin sensar la variable a controlar. Es impreciso ya que se desconoce el estado de la variable de salida y no se realizan comparaciones con un valor deseado para realizar ajustes en el sistema. Si ocurre una perturbación exterior, debido por ejemplo a variaciones de condiciones ambientales, el sistema de control a lazo abierto no es capaz de adaptarse, ocasionando que el proceso deje de realizar su función correctamente. Se utiliza en procesos bien conocidos, de una sola variable y sin perturbaciones.
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Actuación
Proceso
Figura 7.
Lazo de control abierto.
3.5.2 Lazo de Control Cerrado. Sistema de control donde existe realimentación, la salida tiene efecto directo sobre la acción de control. Se mide la salida, variable a controlar, luego se compara con un valor óptimo de operación, la consigna o set point, el error que se genera de la comparación alimenta el controlador para que este, manipulando la variable de control, lleve la salida al valor deseado. Evaluación de datos
Actuación
Captación de datos
Proceso
Figura 8.
Lazo de control cerrado. [7]
En la figura 8 se puede observar de forma esquematizada, la estructura típica de un sistema de control a lazo cerrado. A continuación se describe en qué consisten cada uno de los bloques: -
Proceso: Es el procedimiento sometido a control.
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-
Captación de datos: Se refiere a la medición de la variable a controlar utilizando
instrumentos locales, dispositivos de medición que generalmente están ubicados directamente en campo, muy próximos al proceso donde se producen los datos de interés. -
Evaluación de datos: Los datos recibidos y el valor deseado son procesados con
un algoritmo de control previamente definido, generando de ser necesario, una señal correctiva dirigida a los actuadores. -
Actuación: Manipulación de instrumentos finales de control para minimizar el error
entre la variable de salida y su valor óptimo de operación. El sistema de control a lazo cerrado es más costoso que el de lazo abierto, sin embargo, es capaz de manejar satisfactoriamente varias variables, procesos más complejos y perturbaciones externas. En la siguiente figura se observa con mayor detalle un lazo de control cerrado.
Figura 9.
Esquematización de los componentes de un lazo cerrado. [8]
3.6 Clasificación de Instrumentos. Los instrumentos de medición y control se pueden clasificar en tres categorías:
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3.6.1 Según la variable de proceso. Se clasifican según la variable del proceso, independientemente del principio de funcionamiento del instrumento. Así, los instrumentos pueden ser de presión, temperatura, nivel, flujo, viscosidad, etc. 3.6.2 Según la función del instrumento. El instrumento se clasifica según la función que realiza en el proceso. Bajo este criterio, un indicador de nivel y un indicador de flujo pertenecen a la misma clasificación: instrumento de indicación. De acuerdo con la función del instrumento, se tienen los siguientes tipos: 3.6.2.1 Instrumentos ciegos. Son aquellos que no poseen indicación visible de la variable en campo; por ejemplo, en una pantalla remota se puede observar la temperatura de un líquido contenida en un tanque, pero directamente en el tanque no hay representación de dicha temperatura. 3.6.2.2 Indicadores locales. Se encuentran en el campo y poseen una escala graduada o pantalla digital que permite visualizar el valor de la variable. Son de gran utilidad en el arranque y mantenimiento de una planta industrial. 3.6.2.3 Registradores. Son instrumentos que graban con un trazo continuo, el comportamiento de una variable en función de otra, generalmente en función del tiempo. La información registrada es útil para análisis del proceso. Los registradores electrónicos además de representar el trazo continuo, son capaces de guardar en memoria el registro y de mostrar varias variables en un solo gráfico. 3.6.2.4 Elementos primarios. Los elementos primarios o sensores están en contacto directo con el medio controlado. Su función es medir la variable, responden cuantitativamente a la variación de la variable controlada procurando introducir mínimas perturbaciones
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para no afectar la medición. Ejemplo: Un termopar es un elemento de medición de temperatura, cuando ésta cambia, en el termopar se produce una variación de fuerza electromotriz. 3.6.2.5 Transmisores. Dispositivos que reciben la medición de la variable de proceso desde un elemento primario y la convierten en una señal estándar para su transmisión. En algunos casos, el elemento primario está integrado con el transmisor. Generalmente la señal es transmitida a una sala de control. Calderón y Sánchez en su trabajo Mediciones e Instrumentación Industrial [9], clasifican a los transmisores según la señal que manejan: Tabla 1.
Clasificación de los transmisores.
TIPO DE TRANSMISOR
SEÑAL DE SALIDA
Neumáticos
3-15 psi Analógicos
4 - 20 mA. (estándar) 10 - 50 mA, 0 - 20 mA 1 – 5 V, 0 - 10 V, (-5) - 5 V
Eléctricos
4 - 20 mA (estándar) Inteligentes (analógicos, digitales e híbridos)
HART (híbrido) fieldbus foundation (estándar digital)
Los estándares más comunes de transmisión son las señales neumáticas de 3 a 15 psi y el estándar de 4 a 20 mA. 3.6.2.6 Receptores. Instrumentos que reciben las señales de los transmisores y las registran en un panel o tablero. 3.6.2.7 Controladores. Son los dispositivos que se encargan de comparar la variable controlada, que reciben de un transmisor, con un valor deseado y ejercen una acción correctiva de acuerdo con la desviación.
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3.6.2.8 Convertidores. Son instrumentos que se utilizan para cambiar de un tipo de estándar de señal a otro, y retransmitirla en la forma final deseada. Ejemplos: -
Convertidor P/I (Convertidor presión - intensidad de corriente): Convierte la señal
neumática de 3 a 15 psi en una señal eléctrica de 4 a 20 mA. -
Convertidor I/P (Convertidor intensidad de corriente - presión): Convierte la señal
eléctrica en una neumática. 3.6.2.9 Interruptores de Límite. Son instrumentos que captan una variable de proceso y, cuando ésta excede un valor determinado, cambian de estado, generan alguna alarma o ejercen alguna otra acción. 3.6.2.10
Elementos finales de control.
Los elementos de acción final se encargan de cambiar el valor de la variable manipulada para ejercer control sobre la variable de proceso. Reciben la señal del controlador y actúan sobre el proceso. Válvulas, bombas, compuertas, relés y actuadores de velocidad, son algunos elementos finales de control que se pueden conseguir en la industria. 3.6.2.11
Elementos de seguridad.
Son dispositivos diseñados para la protección de equipos y personas de valores de presión que superen los niveles seguros de operación. Ejemplo: válvulas de alivio, válvulas de seguridad y discos de ruptura. 3.6.2.12
Analizadores.
Dispositivos que miden una característica en particular de una corriente del proceso, la analizan y mantienen dentro de un rango especificado. Los analizadores se clasifican con frecuencia, según el tipo de conexión que tienen con el proceso.
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3.6.2.12.1
Analizadores en línea.
Están conectados directamente al proceso. Si el equipo que realiza la medición y el análisis está insertado en la línea, el analizador es ‘in situ’, mientras que los analizadores con sistemas de muestreo, realizan la medición en un dispositivo y luego la información es llevada a otro equipo para su respectivo análisis. 3.6.2.12.2
Analizadores fuera de línea.
Los analizadores no tienen conexión física con el proceso. 3.6.3 Según su ubicación. 3.6.3.1 Instrumentos de campo. Están localizados directamente en el proceso o muy próximos a él. En general, los instrumentos de campo deben ser muy robustos, para soportar condiciones ambientales extremas presentes en los procesos. Ejemplo: sensores y actuadores. 3.6.3.2 Instrumentos de panel. Instrumentos instalados en armarios, paneles o gabinetes ubicados en salas de control. Ejemplo: controladores. 3.7 Evolución de la Instrumentación. 3.7.1 Controladores Manuales. En los inicios de la era industrial, las variables de los procesos eran controladas manualmente. El operador observaba la magnitud de una variable y, cuando y como consideraba necesario, según su experiencia y requerimientos de operación del proceso, ajustaba instrumentos muy simples para llevar la magnitud de la variable, a valores deseados para la correcta operación del proceso. El control manual exige muchas destrezas del operador para poder asegurar una operación normal del proceso. Generalmente el operador está muy ocupado ajustando algún elemento final de control, por lo que la recolección de datos importantes del proceso pasa a segundo plano, así que estos datos se caracterizan por ser inexactos. Otra desventaja del control manual es la limitada cantidad de
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variables que se pueden regular. Por esto, a medida que surgían procesos más complicados que demandaban estrategias de control de mayor complejidad, el control manual se hizo insuficiente y comienzan a aparecer los instrumentos de medición y control automatizados. 3.7.2 Controladores Locales Son controladores que utilizan energía del proceso para accionar algún elemento de control final. Están ubicados directamente en el proceso, por lo que están repartidos por toda la planta. A pesar de su simplicidad son muy robustos, ya que deben soportar las condiciones ambientales en las cuales se llevan a cabo las operaciones del proceso que controlan. Los controladores locales liberaron un poco el trabajo del operador, ahora sus labores son de supervisión y puede manejar mayor número de variables del proceso. Los controladores locales todavía presentan muchas desventajas. La recolección de datos del proceso sigue siendo manual, además, un operador controla varias variables del proceso pero debe moverse por grandes extensiones de la planta, para poder realizar supervisión de todos los controladores locales a su cargo. 3.7.3 Controladores Neumáticos. Con este modelo de control las variables de proceso podían convertirse en señales neumáticas para transmitirse hacia controladores remotos, dando paso así al control centralizado. En el control centralizado una unidad de control gestiona varios procesos. “Usando combinaciones de orificios, palancas, amortiguadores y otros dispositivos mecánicos complejos, un controlador neumático puede hacer cálculos elementales basados en el punto de consigna y el valor de la variable a controlar, ajustando el elemento final de control consecuentemente.” [10] Esta tecnología liberó al operador de su actuación física directa en la planta. Su función principal pasó a ser la supervisión desde salas de control ubicadas en el proceso o en sitio aislados. En estas salas se introdujeron pantallas que despliegan
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información relevante del proceso, mejorando notablemente la interfaz con el operador. A pesar de los avances mencionados anteriormente, el control neumático centralizado no ofrece una respuesta rápida si ocurre algún desacople en el proceso, ya que los reajustes son manuales, estando así condicionados a interpretaciones y conocimientos del operador. Además, este sistema de control está limitado por la cantidad y complejidad de lazos de control que puede manejar; es útil para procesos pequeños, e insuficiente para grandes procesos. La conversión de las variables de proceso en señales neumáticas automatizó la recolección de datos, pero en aquellos procesos que manejan gran cantidad de información, la recopilación tenía que seguir realizándose manualmente. 3.7.4 Controladores Eléctricos. Son controladores que trabajan con señales eléctricas de 4mA a 20mA. 4mA representa un 0% de la señal y 20mA el 100%. El valor mínimo es distinto a 0mA para que la instrumentación receptora pueda distinguir entre un valor cero de la señal y un instrumento dañado o una conexión interrumpida. La señal eléctrica 4-20 mA es un estándar de transmisión en instrumentación industrial desarrollado en 1950. Todavía se utiliza con frecuencia debido a su bajo costo, rapidez y fácil integración. Los controladores eléctricos mejoraron la recolección y procesamiento de datos con respecto a los controladores neumáticos. 3.7.5 Controladores Electrónicos. El avance de la electrónica da paso a ordenadores digitales que ejercían un control centralizado. El computador central “recibe las entradas del proceso, ejecuta los cálculos apropiados y produce salidas que se dirigen hacia los actuadores o dispositivos finales de control.” [11] Este sistema es conocido como Control Digital Directo (DDC). Un teclado y un monitor conectados al ordenador fungen como interfaz entre el proceso y el operador.
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El DDC implica una gran cantidad de responsabilidades en el computador central, la capacidad y velocidad de procesamiento de este último, limitan las funciones que puede realizar el sistema. El sistema es costoso: todas las entradas y salidas deben ser cableadas hasta el computador central; la máquina que se instala como computador central es sobredimensionada, evitando así ampliaciones en un corto plazo, que resultan aún más cotosas; por último, el DDC debe poseer un computador redundante, ya que en un esquema centralizado de control, si el computador central falla, todo el sistema también lo hace. A partir del DDC aparecieron uno tras otro sistemas y dispositivos electrónicos que ejercían un control cada vez más granulado e incorporaban estrategias más eficientes de control y supervisión. Así, surgieron distintos sistemas de control con cada vez más prestaciones, SCADAS, RTU, PLC’s, DCS, etc. Muchos de los sistemas de instrumentación y control que se utilizan en la industria, suelen integrar dispositivos neumáticos, eléctricos y electrónicos. 3.8 Tipos de señales clásicas en sistemas de control. En el inciso anterior se describieron brevemente las señales eléctricas y neumáticas, a continuación se presentan las características de estos dos tipos de señales, que permiten comprender con más detalle, la funcionalidad de los sistemas de control según el tipo de señal. 3.8.1 Sistema de control neumático. La señal que maneja es una presión de aire que va de 3 a 15 psi. Es compatible con las válvulas de control que funcionan con presión de aire, es decir, la salida del controlador va directamente al actuador, sin embargo, requiere de conversores para interactuar con computadores. Debido a que trabaja con señales neumáticas, no se generan efectos de interferencia eléctrica y, en ambientes explosivos, no hay peligro por ocurrencia de chispas.
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La instalación de los sistemas neumáticos demanda mucho trabajo y es costosa. Los instrumentos asociados suelen mantener su precio o tienden a subir un poco. La distancia de cobertura no es muy grande, máximo unas decenas de metros. 3.8.2 Sistema de control eléctrico. La señal es una corriente eléctrica de 4 a 20mA. A diferencia de las señales neumáticas, es fácilmente adaptable con computadores, pero, requiere conversores I/P para convertir la señal eléctrica en una señal de presión de aire, compatible con válvulas neumáticas. Sí son afectados por las interferencias eléctricas, pero este efecto es mínimo si se realiza un buen aterramiento. Además, demandan protecciones anti-explosión para ambientes explosivos. La instalación de estos equipos es más fácil que la de los neumáticos. Los instrumentos asociados tienden a superar sus características tecnológicas sin elevar los precios. Aunado a esto, tienen una excelente distancia de cobertura, soportan cientos de metros y ofrecen capacidad de retransmisión. 3.9 Sistemas de Control. Hoy en día los sistemas de control que se utilizan en la industria son, en su gran mayoría, eléctricos y/o electrónicos. A continuación se clasifica los sistemas de control, exponiendo en qué consiste cada uno de ellos, cuáles son sus funciones y tecnologías asociadas. Se explica con más detalle el BPCS (Sistema de Control Básico de Procesos) y el SIS (Sistema Instrumentado de Seguridad), ya que son los sistemas con los cuales se trabajó en el Proyecto Refinería Dung Quat Vietnam. El tratamiento con las tecnologías de control es similar, se profundiza en aquellas tecnologías utilizadas en el BPCS y SIS del Proyecto Refinería Dung Quat Vietnam. 3.9.1 Clasificación Sistemas de Control. En un proceso industrial complejo, para obtener una mejor comprensión de los sistemas de control, conviene clasificarlos en:
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-
Sistemas de Control Básico de Procesos (BPCS).
-
Sistemas Instrumentados de Seguridad (SIS).
-
Sistemas de Detección y Alarma de Fuego y Gas (F&G). El modelo de capas de control y seguridad que se muestra en la siguiente
figura permite visualizar las funciones y jerarquías de los tres sistemas.
Figura 10.
Capas de reducción de riesgos alrededor de un proceso. [12]
3.9.1.1 Sistemas de Control Básico de Procesos (BPCS). Es el sistema responsable de la operación normal del proceso, así como de la interfaz con el operador para funciones de monitoreo, alarmas, reportes, análisis e intervención. Las tecnologías de control que comúnmente se utilizan en este nivel son: -
Unidades Terminales Remotas (RTU).
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-
Paneles de Relés.
-
Controladores Lógicos Programables (PLC).
-
Sistemas de Control Supervisorio y de Adquisición de Datos (SCADA).
-
Sistemas de Control Distribuido (DCS).
-
Sistemas de Control Abierto.
3.9.1.2 Sistemas Instrumentados de Seguridad (SIS). Son todos los dispositivos encargados de la detección y corrección de condiciones anormales en el proceso, mantienen el proceso en un estado seguro de operatividad. También se les conoce como Sistemas de Parada de Emergencia (ESD). Los SIS son sistemas vitales en una planta industrial, ya que operatividad fuera de los rangos de seguridad o una parada de la planta no controlada puede significar grandes pérdidas materiales y humanas. Por esto los Sistemas Instrumentados de Seguridad suelen diseñarse con múltiple redundancia, es decir, varios dispositivos destinados para la misma función, de tal forma que si uno falla otro pueda suplir su función. Es común encontrar en una planta que, los dispositivos de control más confiables y, por ende, más costosos, se utilizan a lo sumo, una vez en la vida operativa de la planta, ya que están destinados al sistema de parada de emergencia. Las tecnologías que comúnmente se utilizan son las siguientes: -
Paneles de Relés.
-
Controladores Lógicos Programables (PLC).
3.9.1.3 Sistemas de Detección y Alarma y Fuego y Gas (F&G). Los sistemas F&G son un conjunto de dispositivos destinados a la detección de la presencia de fuego, humo, calor o fuga de gases, en concentraciones que representan riesgos de explosión o intoxicación en un área determinada de la planta. Además, son capaces de activar automáticamente dispositivos de alarma y mitigación de los peligros mencionados anteriormente.
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Tecnologías usadas en sistemas F&G: -
Controladores Lógicos Programables (PLC).
-
Tecnologías del fabricante propietario.
3.9.2 Tecnologías de Control. 3.9.2.1 Paneles de Relés. Un relé es un interruptor electromagnético que utiliza un electroimán para abrir o cerrar un contacto. El panel de relés está conformado por un grupo de relés para realizar control de procesos. La aplicación más importante de los relés es el control de circuitos de alto voltaje utilizando señales de bajo voltaje. También es usado para detectar fallas en líneas de transmisión de electricidad, ejecutar funciones lógicas (AND/OR) y para el aislamiento de circuitos. 3.9.2.2 Controlador Lógico Programable (PLC). Es un dispositivo basado en microprocesadores configurable para realizar control secuencial. Sus componentes básicos son: -
Unidad de Procesamiento Central (CPU).
-
Interfaces de entrada y salida.
-
Memoria no volátil EPROM.
-
Memoria volátil RAM.
-
Reloj verificador de procesamiento.
-
Fuente de poder.
-
Interfaz de comunicaciones. El PLC surgió para sustituir los circuitos de relés y los programadores
secuenciales electromecánicos. Con el pasar de los años se ampliaron significativamente sus aplicaciones y es un importante competidor del DCS.
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Entre sus ventajas destaca la robustez, la cual le permite operar en procesos críticos y en condiciones ambientales extremas. Además es de fácil programación y mantenimiento, está diseñado en forma modular, es versátil y su precio es competitivo. Los PLC’s se emplean con frecuencia en sistemas de seguridad, debido a que poseen una alta velocidad de procesamiento y permiten incluir redundancia sin mayores dificultades. En los Sistemas Instrumentados de Seguridad, se utilizan PLC’s “con elevado grado de redundancia (2 de 3) integrada, tanto a nivel de I/O como de CPU. En los más avanzados modelos se incluye la posibilidad de sustituir los módulos redundantes averiados con el sistema en servicio, sin afectar por tanto, al proceso controlado.” [13] 3.9.2.3 Sistema de Control Distribuido (DCS). Conjunto de controladores electrónicos, estaciones de operación, interfaces y demás dispositivos, distribuidos estratégicamente en las distintas áreas de una planta industrial, para realizar el control de muchos lazos de control asociados a los procesos de dicha planta. Los sistemas DCS constan de varios niveles de control, cuyas fronteras por lo general son difusas, debido a la flexibilidad que los caracteriza.
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Figura 11.
Niveles, conexiones y elementos que intervienen en un sistema de control distribuido (DCS) [14]
En el lado izquierdo de la pirámide se encuentra el nombre con el cual se conoce el nivel y, en el derecho, los componentes más comunes que lo conforman. En el primer nivel se encuentran dispositivos físicamente ubicados directamente en el proceso. Los elementos más importantes de este primer nivel son los sensores y actuadores. Los sensores se encargan de realizar mediciones para obtener datos del proceso útiles para el sistema de control, mientras que los actuadores realizan ajustes en el proceso bajo órdenes del sistema de control. Además de los sensores y actuadores, los módulos de entrada y salida (E/S) pertenecen a este nivel. Son responsables de la integración de las comunicaciones necesarias en el sistema. En DCS’s más avanzados, se utilizan sensores, actuadores y módulos de E/S inteligentes,
es decir, prestan funciones más complejas y están generalmente
basados en microprocesadores. El controlador básico, conocido como regulador digital, es un ejemplo de dispositivo inteligente, “permite realizar controles PID (Proporcional-Integral-Derivativo) y otros algoritmos de control basados en sumas, multiplicaciones, divisiones, relaciones, raíces cuadradas, contadores, etc. Un
45
controlador básico puede controlar varios lazos, es decir, puede estar ‘pendiente’ de múltiples variables de forma simultánea y proporcionar un control sobre ellas.” [15] El controlador básico ejemplifica la autonomía que gozan en distinto grado los dispositivos de un sistema DCS, ya que ejerce regulación sobre uno o más lazos de control sin tener que interactuar con un controlador central. En el siguiente nivel se encuentran los dispositivos que ejercen estrategias de control para asegurar una operación regular del proceso, atacando anomalías y desajustes. En el nivel 2 se alojan controladores básicos y más complejos como los multivariables, capaces de ejercer funciones de control más avanzadas. El tercer nivel se puede considerar como el nivel centralizado del control distribuido, ya que concentra gran cantidad de información proveniente de los niveles inferiores, para realizar recopilación y análisis de datos, optimización de procesos, decisiones de entrada y salida de materiales, entre otros aspectos productivos relevantes. En este nivel el objetivo es mejorar la línea de producción y presentar una interfaz al ingeniero, para que este cuente con toda la información necesaria para obtener una amplia visión de cualquier área de la planta. Las estaciones de operación, representan esta interfaz, a través de ésta el operador observa en pantalla gráficos del proceso, estados de alarmas, puede almacenar datos históricos y manipular variables. El ingeniero posee privilegios en el sistema que le permiten editar programas de control y crear nuevas representaciones. Tal como se indica en la figura 11, las estaciones suelen estar instaladas en PC’s o PLC’s. El nivel 4, de dirección de la producción, es un nivel gerencial, vinculado con la empresa y con asuntos mercantiles. Clásicamente, el DCS se divide en los tres primeros niveles, la inclusión de nivel 4 le proporciona una visión más general al sistema de control distribuido. Para el interés del presente texto no se considera necesario profundizar sobre el nivel gerencial. Al gu nas bo nd ades del DCS
46
-
Administración de gran cantidad de lazos de control regulatorio.
-
Manejo de grandes cantidades de puntos de instrumentación.
-
Sólo el nivel 1 debe ser conectado con las entradas y salidas del proceso, esto
reduce costos en cableado y facilita futuras modificaciones, ya que pueden realizarse cambios o ampliaciones en una unidad del proceso sin interrumpir las demás operaciones. -
El diseño modular del DCS sectoriza las fallas.
-
Manejo de control por lotes y control continuo.
-
Posibilidad de redundancia en la mayoría de sus componentes.
-
Alta velocidad de transmisión de datos.
-
Las unidades de interfaz con el campo generalmente están separadas por tipo de
señal, AI, AO, DI, DO. Desventajas
-
Los buses de comunicación internos suelen ser de un único fabricante de
hardware, esto encarece el sistema y limita la comunicación con otros fabricantes. -
“El coste por I/O es alto, pese a su ‘distributividad’, se necesita una mínima
infraestructura” [16] para implementar el sistema. -
No es recomendable para algunos procesos que requieren una velocidad de
respuesta muy alta, ya que tanto nivel de distribución de los elementos puede introducir ciertos retardos en la respuesta del controlador. 3.10 Diagramas de Tuberías e Instrumentación (P&ID). Son diagramas en los cuales se basa gran parte de la ingeniería de Detalle de una planta de proceso. Contienen las tuberías de servicio y de proceso, su clasificación y diámetros, los equipos, señales, válvulas, bombas, medidores, y, demás instrumentación asociada al proceso. Deben hablar por sí solos, es decir, proporcionar información suficiente para el entendimiento básico de la operación y control del proceso.
47
Los P&ID son elaborados por el equipo de procesos con la participación de los grupos de Instrumentación y Control y el de Tuberías; pero son emitidos por procesos. La disciplina Instrumentación y Control debe velar por el uso correcto de las normativas ISA sobre la simbología y nomenclatura de instrumentos, señales y sistemas que se representan en los P&ID. Sobre estas normativas se hablará más adelante en el capítulo 4 La cantidad de diagramas que se realiza para una planta es variable, depende de su complejidad y extensión. Se acostumbra a generar un P&ID por sistema o servicio, sin embargo, un P&ID puede representarse en más de un plano, si el caso lo amerita. A continuación se muestra un ejemplo de diagrama de tubería e instrumentación:
48
Figura 12.
Diagrama de Tubería e Instrumentación. [17]
3.11 Base de Datos de Proyectos de Ingeniería. “Una base o banco de datos es un conjunto de datos que pertenecen al mismo contexto almacenados sistemáticamente sistemáticamente para su s u posterior uso”. [18] La base de datos de un proyecto de ingeniería se encuentra en formato electrónico, lo que significa una gran cantidad de funciones que permiten múltiples tipos de manejo, acceso y alimentación de la base de datos. Es dinámica ya que se actualiza frecuentemente. frecuentemente.
49
En la base de datos se encuentra información muy diversa referente a los instrumentos: el nombre, tipo, su tamaño, en qué línea y equipo se encuentran ubicados, sistema al que pertenecen, nº de lazo, nº de especificación, fabricante, nº de modelo, calibración, tipo de señales que maneja, múltiples configuraciones de control y cualquier otra información relevante para la planta. Además de información referente a los instrumentos, en la base de datos se encuentran los equipos de proceso, equipos eléctricos y tuberías. También las distintas divisiones de la planta, en áreas y unidades, los servicios que ofrece y equipamiento en general que contiene cada una de estas divisiones. La base de datos de un proyecto es muy dinámica, ocurren cambios a diario y muchas personas tienen acceso a ella. Por esto, es recomendable asignar un responsable de la base de datos; su función más importante es mantener la base de datos única. Debe realizar transferencias de información, emitir listas de instrumentos, de señales, coordinar los privilegios de los integrantes del proyecto, entre otras acciones de administración de la base de datos. 3.12 Diagramas de Conexionado. Son diagramas del cableado y conexión de paneles, cajas de conexión y distintos gabinetes de supervisión y control pertenecientes a una planta. El producto final es la representación gráfica de una regleta de alguno de los equipos mencionados anteriormente. Estos documentos muestran el conexionado que existe entre la instrumentación de campo y los sistemas asociados, de ahí que sean utilizados para realizar las conexiones de los equipos en la fase de construcción de la planta.
50
Figura 13.
Ejemplo Diagrama de Conexionado. [19]
Tal como se puede observar en el ejemplo de la figura 13, en un diagrama de conexionado se muestra la siguiente información: -
Identificación del equipo.
-
Identificación de la regleta.
-
Identificación de cables.
-
Identificación de conductores individuales.
-
Numeración de terminales.
-
Puentes entre terminales.
3.12.1 Equipos de Conexión. A continuación se presenta una breve descripción de cada uno de los equipos de conexión. 3.12.1.1
Cajas de conexión (Junction Box).
Son cajas ubicadas en campo que interconectan los cables individuales de los instrumentos de campo con cables multiconductores. Su función básica es, conectar
51
juntos, cables provenientes de campo. Debido a su ubicación deben ser robustas, para que se adapten a condiciones ambientales adversas, ya que generalmente se encuentran a la intemperie. 3.12.1.2
Gabinetes de conexión (Marshalling Cabinets).
Son armarios de regletas donde se concentran los cables provenientes del campo, generalmente cables que ya han pasado por una caja de conexión, para dirigirlos a los sistemas de control correspondientes. Este tipo de gabinete puede encontrarse en el campo o en salas de control, dependiendo del diseño. Los gabinetes de conexión poseen cableados internos (cross-wiring), que permiten organizar las señales de entrada y salida en grupos y cantidad específica para tarjetas de entrada y salida de sistemas. 3.12.1.3
Gabinetes de control.
Al igual que los gabinetes de conexión, los de control reciben el cableado de campo, la diferencia principal es que en estos gabinetes están ya ubicados los módulos de entrada y salida de los sistemas de control. Además, permiten interconexión interna para poder comunicar estos módulos. Es común encontrar este tipo de gabinete en sistemas DCS, PLC, ESD, y demás sistemas de control muy utilizados en la actualidad. 3.12.1.4
Gabinetes de barreras.
Son gabinetes dedicados para las señales de seguridad intrínseca, ubicadas en sala de control. Las barreras limitan la energía de aquellas señales de campo que deben poseer seguridad intrínseca, para así evitar explosiones en los circuitos que contienen estas señales. Con estos gabinetes se separan eficazmente los cables del lado del sistema de control del área no segura, es decir, el cableado proveniente del campo. 3.12.1.5
Gabinetes de relés de interposición.
Son gabinetes utilizados para el control de motores. Separan las señales del lado del sistema de control de los circuitos de control de motores.
52
3.12.1.6
Gabinetes de relés de parada de emergencia.
Gabinetes que alojan el cableado de relés electromecánicos utilizados en sistemas de emergencia. 3.12.2 Tipos de señales. El tipo de señal que maneja un instrumento determina el cable a utilizar para el conexionado. 3.12.2.1
Señales analógicas de bajo nivel.
Manejan bajos niveles de voltaje, alrededor de los milivoltios, así como potencias de unos pocos miliwatts. Son las señales más susceptibles al ruido y a interferencias. Típicamente, las termocuplas, termoresistencias y sensores en general, manejan señales de este tipo. Por ejemplo, las termocuplas se conectan con cables tipo par con pantalla. La pantalla es una cinta metalizada que recubre los conductores y posee un conductor sin recubrimiento que se lleva a tierra, para proteger de ruido e interferencia. Por su parte, las termoresistencias (RTD) requieren cableado a tres hilos, dos hilos están conectados a los extremos del elemento resistivo y el tercero, a la referencia. Los sensores electrónicos en general, demandan un cableado particular, definido generalmente por el fabricante. 3.12.2.2
Señales analógicas de alto nivel.
Las señales se encuentran en el orden de unidades de voltios. El estándar 420mA. es una señal analógica de alto nivel. Se les conoce como señales de lazo de corriente, su cableado se realiza con cable tipo par o cableado a ‘dos hilos’ cuando el instrumento se alimenta con esta señal; si la alimentación es externa, se proveen conductores adicionales, obteniendo así cableado a ‘tres hilos’ o ‘cuatro hilos’. 3.12.2.3
Señales discretas.
Las señales discretas están relacionadas con estados o condiciones de un dispositivo. Presentan mejor protección al ruido, de ahí que no requieran pantallas.
53
3.12.2.4
Señales de comunicación.
Señales asociadas con la interacción de sistemas de control. Para su cableado es necesario asegurar una buena protección del ruido. Dependiendo de los tipos de sistema, se utilizan comúnmente, cables tipo par trenzado, coaxiales o de fibra óptica. 3.13 Diagramas de Lazo. Son diagramas esquemáticos en los que se muestra el recorrido de la señal de un lazo de control, desde su origen en el instrumento en campo hasta su punto final en la sala de control, como puede ser la representación en una cónsola operativa. La cantidad de información que se incluye en los diagramas de lazo es variable. Algunos son muy simples, se muestra la ubicación de los instrumentos, su identificación e interconexión con otros instrumentos. Otros además, incluyen información de los cables y detallan los terminales de las distintas cajas de conexión. William Andrew, en su libro Aplicación de la Instrumentación en Procesos Industriales, recomienda realizar los diagramas de lazo en hojas de tamaño 8
1/2
x 11,
11 x 17 pulgadas ó aún más grande, si la complejidad del lazo lo amerita. [20] Los diagramas de lazo son documentos de gran utilidad en distintas etapas de desarrollo de la planta. En el arranque se utilizan para pruebas de continuidad de señales y para pruebas de cada uno de los lazos, con el fin de verificar el correcto funcionamiento de cada uno de los instrumentos que conforman el lazo, antes de colocar a la planta a trabajar regularmente. Trascienden la etapa de construcción, ya que permiten detectar fallas de algún instrumento o conflictos de cableado durante la operación, desempeñando de esta manera funciones de mantenimiento de la planta.
54
Figura 14.
Ejemplo de un Diagrama de Lazo. [21]
3.14 Proyecto de ingeniería en el área de instrumentación. 3.14.1 Ciclo de vida de un sistema de instrumentación. Tal como ocurre con otras disciplinas de ingeniería, los proyectos en instrumentación se ejecutan en varias fases. El ciclo de vida del sistema de instrumentación incluye la definición conceptual del proyecto, el diseño, la implantación, el arranque y puesta en marcha, la operación y el mantenimiento. Fase de Diseño
En el presente libro el estudio se limita a la fase de diseño dentro del ciclo de vida del sistema de instrumentación. A grandes rasgos, durante esta fase se seleccionan y especifican instrumentos y se generan los planos de instrumentación. Generalmente la fase de diseño se divide en las siguientes etapas: 3.14.1.1.1
Ingeniería Conceptual.
En esta etapa se identifican necesidades y requerimientos para definir objetivos a cumplir y así plantear posibles soluciones. La elección de alguna de las alternativas propuestas dependerá de estudios de factibilidad técnica y económica que se realizan también durante esta etapa.
55
3.14.1.1.2
Ingeniería Básica.
Juan Calderón y Yamilet Sánchez, afirman que las actividades realizadas durante la ingeniería Básica están dirigidas principalmente a cumplir con la procura de los instrumentos. En esta etapa se elaboran los planos de tubería e instrumentación y las especificaciones técnicas de la instrumentación a ser utilizada. [22] 3.14.1.1.3
Ingeniería de Detalle.
En esta etapa se generan documentos necesarios para la instalación, arranque y operación de toda la instrumentación del proceso. Algunos productos de esta etapa son los diagramas de tuberías e instrumentación (P&ID), diagramas de lazo de control, diagramas de instalación, lista de instrumentos y listas de cables. 3.14.2 Procedimientos. Un procedimiento es un método de organización que permite completar un trabajo en particular. Para asegurar buena comunicación entre las partes involucradas en un proyecto, se establecen procedimientos bien definidos que unifican, organizan y canalizan la información. Según William Andrew, en su libro Aplicación de la Instrumentación en Procesos Industriales, los siguientes procedimientos deben estar incluidos en un proyecto de ingeniería en el área de instrumentación para asegurar un flujo de información rápido y efectivo: -
Mapa de organización del proyecto.
-
Definir las funciones del personal clave en el proyecto, sus responsabilidades y
obligaciones. -
Control de costos en materiales y equipo humano.
-
Distribución de reportes de progreso, informes especiales, cronogramas de
trabajo, diagramas, memorandos, etc. -
Procedimientos de validación de diagramas, especificaciones, requisiciones y
otros documentos a emitir.
56
-
Identificación de la extensión, complejidad y fecha de emisión de las actividades
programadas. -
Métodos y procedimientos de la procura de equipos y materiales.
-
Dimensiones y sistema de numeración de los diagramas de ingeniería.
-
Sistemas de identificación de equipos e instrumentos [23].
3.14.3 Alcance de la disciplina Instrumentación y Control en un proyecto. El área de instrumentación es multidisciplinaria, se desempeñan profesionales de distintas ramas de la ingeniería, eléctrica, electrónica, mecánica, química, etc. No sólo las profesiones son variadas, las actividades que realiza el grupo de instrumentación también son muy diversas. A grandes rasgos, Instrumentación y Control es responsable de la selección y especificación de instrumentos, participación en la elaboración de los diagramas de tubería e instrumentación, generación de planos de instrumentación, diagramas de lazo de control, diagramas de instalación, supervisión de la instalación, arranque y puesta en marcha de sistemas e instrumentos en general y, mantenimiento de instrumentos. Específicamente las actividades relacionadas con el control incluyen la definición del sistema de control, la administración de la base de datos del sistema de control, configuración de los sistemas, diseños de cableados y conexionados y diseños de montaje. 3.14.4 HAZOP. HAZOP (Hazard and Operability): Técnica de identificación de riesgos, también se conoce como Análisis Funcional de Operatividad (AFO). Es una técnica de identificación de riesgos, accidentes o problemas de operabilidad, que se producen como consecuencia de una desviación de las variables de proceso con respecto a los parámetros normales de operación en un sistema dado. Se puede aplicar en la etapa de diseño como en la de operación.
57
En una sesión HAZOP se reúne un equipo de trabajo multidisciplinario para determinar posibles causas, consecuencias, respuestas que se proponen, así como acciones a tomar. En plantas nuevas o en fase de diseño, puede ayudar en gran medida, a resolver problemas no detectados inicialmente. Además, las modificaciones que puedan surgir como consecuencia del estudio, pueden ser más fácilmente incorporadas al diseño.
58
CAPÍTULO 4:
NORMAS, APLICACIONES Y ESTÁNDARES DEL PROYECTO
REFINERÍA DUNG QUAT VIETNAM (DQRP)
4.1 Normativas y estándares aplicables al sistema de control. La normalización o estandarización es un proceso de elaboración, aplicación y mejora de documentos, que contienen reglas y directrices sobre actividades de distinta índole, con el fin de homogeneizar los procedimientos y obtener resultados óptimos. Con los estándares se persigue, simplificar los procesos reduciendo los modelos a seguir en una actividad, unificar criterios para favorecer la interacción de distintos entes en un proceso y, la identificación y depuración de errores, perfeccionando así normas y criterios. Los estándares también tienen como función garantizar la seguridad industrial en general. El objetivo de las normas de protección y seguridad industrial es minimizar el riesgo de accidentes que puedan afectar al personal, las instalaciones o el medio ambiente de una industria. 4.1.1 Estándares Internacionales. Los países son estimulados por la globalización para armonizar sus estándares, así que se han organizado en confederaciones que promueven el desarrollo de la normalización y toda clase de tarea que facilite el intercambio de bienes y servicios, así como la cooperación en actividades científicas, tecnológicas y económicas. Los organizamos internacionales más relevantes encargados de la normalización son los siguientes: -
ANSI (American National Standards Institute): Instituto Nacional Estadounidense
de Estándares. -
API (American Petroleum Institute): Instituto Americano de Petróleo.
-
ASME (American Society of Mechanical Engineers): Sociedad Americana de
Ingenieros Mecánicos.
59
-
CENELEC (Comité Européen de Normalisation Electrotechnique) : Comité
Europeo de Normalización Electrotécnica. -
COPANT: Comisión Panamericana de Normas Técnicas.
- IEC (International Electrotechnical Commission): Comisión Electrotécnica Internacional. -
IEEE (Institute of Electrical and Electronical Engineers): Instituto de Ingenieros en
Electricidad, Electrónica y Computación. -
ISA (INSTRUMENT SOCIETY OF AMERICA): Sociedad Norteamericana de
Instrumentos. -
ISO (Internacional Standard Organization): Organización Internacional para la
Estandarización. -
ITU
(Internacional
Telecommunication
Unit):
Unión
Internacional
de
Telecomunicaciones. -
Organismos de las Naciones Unidas: UNESCO, OMS, FAO. La mayoría de los estándares más importantes relativos a instrumentación y
control del proyecto, pertenecen a los organismos ISA, ISO y a la IEC. 4.1.2 Estándares establecidos en el Proyecto Refinería Dung Quat Vietnam (DQRP), relativos a los sistemas de control. Son múltiples los estándares relacionados con la instrumentación y el control de la Planta de Refinación Dung Quat Vietnam, ya que contemplan una gran cantidad de normas relacionadas con plantas de hidrocarburos en general, que deben cumplirse en las distintas etapas del proyecto, es decir, desde la conceptualización hasta la puesta en marcha y mantenimiento de la planta. Así, se encuentran normativas sobre ambiente industrial, emisiones al ambiente, protecciones eléctricas, materiales y componentes a utilizar, cableado, compatibilidad electromagnética
y
demás
requerimientos
que
responden
a
acciones
multidisciplinarias. En el presente texto se muestran sólo aquellas normativas vinculadas con los sistemas de control y con la identificación de instrumentos, son los
60
estándares de identificación y simbología los más relevantes en el cumplimiento de los objetivos del proyecto. A continuación una breve descripción de las normas que deben cumplir el DCS y el ESD. 4.1.2.1 Sistema de Control Distribuido (DCS). El DCS de la planta debe cumplir con los estándares IEC 60079, EN 50081-2, EN 50082-2 e IEC 61000-4. -
IEC 60079: Es un código de práctica para la construcción, selección, instalación y
mantenimiento de aparatos eléctricos expuestos a atmósferas con gases explosivos. -
EN 50081-2: Regula la compatibilidad electromagnética, es una norma genérica
de emisión para equipos eléctricos y electrónicos de entornos industriales. -
EN 50082-2: También regula la compatibilidad electromagnética, norma genérica
de inmunidad, conducida y radiada, para equipos eléctricos y electrónicos de entornos industriales. -
IEC 61000-4: Estándar que incluye técnicas para pruebas y medidas de
compatibilidad electromagnética. 4.1.2.2 Sistema de Parada de Emergencia (ESD). Este sistema debe cumplir con los estándares IEC 61508, IEC 60227, IEC 60502, IEC 60079, IEC 61000-4, EN 50081-2 y EN 50082-2. Los últimos cuatro estándares fueron mencionados anteriormente. -
IEC 61508: Estándar que define los lineamientos para el diseño y la
implementación de sistemas eléctricos y electrónicos de protección y seguridad. -
IEC 60227: Referente al aislamiento de cables PVC.
-
IEC 60502: Referente a los cables de alimentación.
4.1.2.3 Representaciones de instrumentos en planos. “La identificación funcional de los instrumentos deberá seguir el método establecido por el Cliente, y, si este requerimiento no está definido, se deberá seguir
61
lo indicado en las normas ISA” [24]. Generalmente, el cliente determina un método que cumple con las normas ISA. ISA es la institución que se ha encargado de establecer uniformidad en la designación y representación de instrumentos de medición y control. 4.1.2.3.1 ISA S5.1 La norma ISA S5.1 contiene un conjunto de símbolos normalizados para la designación y representación de instrumentos. Generalidades
1. Cada instrumento debe identificarse con un conjunto de letras que lo clasifique funcionalmente. 2. El número de letras funcionales para un instrumento debe ser el mínimo posible, no excediendo de cuatro. Para lograr esto es recomendable: -
Disponer las letras en subgrupos. Por ejemplo, un transmisor registrador de relación de caudales con un interruptor de alarma de relación de caudales puede identificarse con dos círculos uno con FFRT-3 y el otro FFS-3.
-
En un instrumento que indica y registra la misma variable medida se puede omitir la letra I.
-
Los lazos de instrumentos de un proyecto o secciones de un proyecto deben identificarse con una secuencia única de números. En esta secuencia se puede aprovechar para incluir información útil, tal como el área o unidad donde está ubicado el lazo.
-
Utilizar sufijos para lazos que contengan instrumentos con igual función. La construcción del identificador (TAG) del instrumento se muestra en la
siguiente tabla:
62
Tabla 2.
Campos de identificación de un instrumento. [25]
Nombre del inst rumento (TAG) Identificación funci onal
Identificación del lazo
PRIMERA LETRA
LETRAS SUCESIVAS
LAZO
Variable
Lectura
Número
Sufijo
del lazo
Adicional
Modificación
Salida
Pasiva
Modificación
Con la identificación funcional se representa para qué sirve el instrumento y con la identificación del lazo se ubica al instrumento en un lazo de control determinado. La primera letra identifica la variable medida o controlada por el instrumento. Luego la variable puede poseer algún modificador, por ejemplo, un modificador de la variable puede ser ‘diferencial’, un instrumento que trabaje con el diferencial de presión y no directamente con la presión. Las letras sucesivas se refieren al tipo de instrumento, la letra ‘salida’ identifica la función del instrumento, la ‘lectura pasiva’ contiene algún adicional de la función, como puede ser una alarma y, por último, también puede haber una característica de modificación de la función.
63
Tabla 3.
Letras de identificación de instrumentos. [26]
PRIMERA LETRA
LETRAS SUCESIVAS
Variable medida
Modificació n
Lectura pasiva
Salida
Modificació n
A Análisis
--
Alarma
--
--
B Llama
--
Libre
Libre
Libre
C Conductividad
--
--
Control
--
D Densidad
Diferencial
--
--
--
E Tensión (fem.)
--
Elemento primario --
--
F Caudal
Relación
--
--
--
G Calibre
--
Vidrio
--
--
H Manual
--
--
--
Alto
I Corriente
--
Indicación
--
--
J Potencia
Exploración
--
--
--
K Tiempo
Tasa de cambio
--
Estación de control --
L Nivel
--
Luz piloto
--
Bajo
M Humedad
--
--
--
Medio
N Libre
--
Libre
Libre
Libre
O Libre
--
Orificio
--
--
P Presión
--
Punto conexión
--
--
Q Cantidad
Integración
--
--
--
R Radiactividad
--
Registro
--
--
S Velocidad
Seguridad
--
Interruptor
--
T Temperatura
--
--
Transmisor
--
U Multivariable
--
Multifunción
Multifunción
Multifunción
V Vibración
--
--
Válvula
--
W Peso
--
Pozo
--
--
X Sin clasificar
X Axis
Sin clasificar
Sin clasificar
Sin clasificar
Y Libre
Y A xis
--
Relé, convertidor
--
Z Posición
Z Axis
--
Elemento final
--
64
En la tabla 3 se observan algunos campos con la opción ‘Libre’, esto quiere decir que el usuario puede elegir a conveniencia, la función que va a desempeñar la letra indicada. Para ejemplificar y facilitar la comprensión de la identificación de instrumentos, en la siguiente tabla se muestran combinaciones comunes de letras y su significado: Tabla 4.
Típicas combinaciones de letras. [27] Controladores
Variable Primera indicada Letra o medida A Análisis B Quemador T Temperatura
Trasmisores
Registro
Indicación
Ciego
Registro
Indicación
Ciego
ARC BRC TRC
AIC BIC TIC
AC BC TC
ART BRT TRT
AIT BIT TIT
AT BT TT
Además de la identificación, la simbología de los instrumentos está estandarizada según la próxima tabla.
65
Tabla 5.
Símbolos generales de las funciones de instrumentación. [28]
Se acostumbra a colocar la línea horizontal punteada cuando la función es inaccesible al operador. La norma ISA S5.1 también establece cuáles son los símbolos estándar para las líneas de conexión de los instrumentos.
66
Figura 15.
Líneas de conexión de instrumentos. [29]
Identificación y numeración de instrumentos en DQRP.
En DQRP la identificación y representación de los instrumentos sigue los lineamientos de la ISA, el formato de un TAG es el siguiente: XXX-AFFFF-YYY-SS XXX es un número de tres dígitos que identifica la unidad de proceso a la cual pertenece el instrumento. Por ejemplo, la unidad 15 se debe escribir 015. XXX no se incluye en los TAG’s de los instrumentos que aparecen en los P&ID’s, sólo se indica cuando el instrumento pertenece a una unidad distinta a la del P&ID. A es una letra que identifica la variable del proceso. Sólo se utilizan letras mayúsculas. FFFF es un modificador de la función del instrumento. También debe utilizarse sólo letras mayúsculas. Con este campo se define además de la función, condiciones y características del instrumento.
67
YYY es un número serial de tres dígitos que define el lazo del instrumento. Por último, SS es un sufijo que se utiliza para diferenciar dos o más instrumentos pertenecientes a un mismo lazo, que realicen la misma función y también coincidan en la variable que manejan. En la siguiente tabla se muestran las letras de identificación de DQRP, es muy similar a la tabla 3, ya que sigue el lineamiento ISA, pero adicionalmente contiene información específica del proyecto. Tabla 6.
Códigos de letras para identificación de funciones de instrumentación.
4.1.2.3.2 ISA S5.3 La norma ISA S5.3 estandariza los símbolos gráficos para control distribuido. Documenta instrumentos formados por ordenadores, controladores programables y sistemas basados en microprocesadores que disponen de control compartido, visualización compartida y otras características de interfase. Los símbolos
68
representan la interfaz con los equipos de la instrumentación de campo y de sala de control.
Figura 16.
Función del sistema distribuido accesible al operador.
Figura 17.
Dispositivo de interfaz auxiliar del operador.
Figura 18.
Función no accesible al operador.
A continuación símbolos del ordenador, distintos al procesador integral del sistema de control distribuido:
69
Figura 19.
Accesible al operador, indicador o controlador.
Figura 20.
No es accesible al operador.
Símbolos de control lógico y secuencial:
Figura 21.
Figura 22.
Símbolo utilizado generalmente para sistemas de relé.
Control distribuido interconectando controladores con funciones lógicas binarias o secuenciales.
70
Figura 23.
Control distribuido interconectando un solo controlador lógico con funciones lógicas binarias o secuenciales.
Símbolo de funciones internas del sistema:
Figura 24.
Cálculo o acondicionamiento de señal.
Simbología más impo rtante de los s istemas en DQRP.
En las siguientes figuras se muestra la simbología de instrumentos y sistemas de DQRP.
71
Símbolo básico Función disponible localmente
Instrumento en rack o detrás del panel Función disponible en sala de control
Función disponible en panel local
Instrumento de presión con diafragma/sello químico Función con alarmas H (alto) y/o L (bajo) Función con trip en condiciones HH (muy alto) y/o LL (muy bajo) Figura 25.
Representación de instrumentos y su ubicación.
La letra a representa la función del instrumento y yyy es el número de lazo de control.
72
Función DCS disponible al operador Función DCS no disponible al operador Función disponible en PLC y accesible desde el DCS Relé lógico ESD F&G Paquete PLC disponible al operador desde sala de control Paquete PLC disponible al operador desde ubicación auxiliar Paquete PLC no disponible al operador Figura 26.
Simbología de sistemas.
73
Señal eléctrica Cruce de señales eléctricas Unión de señales eléctricas Señales neumáticas Sistemas capilares Señales hidráulicas Conexión de sistema/ conexión de software Conexión de radio (telemetría) Figura 27.
Señales.
4.2 Filosofía de control de DQRP Se utiliza un sistema DCS para el control de procesos. Debe realizar control básico de procesos, monitoreo, control regulatorio, secuencial, almacenamiento de data, manejo de alarmas y reportes. Posee un sistema dedicado para apagado de sistema, sistema de parada de emergencia, implementado en PLC, accionado de forma manual o automática. 4.3 Software INtools. INtools, también conocido como Smart Plant Instrumentation, es una aplicación comercial desarrollada por la empresa INTERGRAPH. Este programa basado en Windows se encarga de mantener todo lo relacionado con data de ingeniería de Instrumentación en un proyecto. Está organizado en distintos módulos funcionales que comparten una base de datos común. El software permite desarrollar varios proyectos simultáneamente. INtools proporciona una única fuente de información de la planta, esto asegura consistencia en los instrumentos, ya que sólo hay un lugar para acceder, actualizar y mantener la información.
74
El acceso rápido y preciso a la información de la planta antes, durante y después de su construcción, es vital para prevenir fallos. Este software colabora con el mantenimiento y supervisión de la planta, ofreciendo una muy buena gestión y almacenamiento de la historia de los sistemas de control. Es ideal para entornos de Ingenierías Concurrentes. Ingeniería Concurrente es una filosofía de trabajo orientada a integrar sistemáticamente y en forma simultánea, todos los elementos del ciclo de vida de un producto, desde su concepción hasta su disposición final. La Ingeniería Concurrente se basa en sistemas informáticos, estos aportan, principalmente, una evolucionada forma de administrar gran cantidad de información expuesta a múltiples tipos de acceso. INtools responde satisfactoriamente a estos requerimientos, ya que maneja múltiples usuarios y lleva registro de cambios y revisiones. Además, permite que varias disciplinas interactúen, por ejemplo, una hoja de especificación puede ser enviada a un vendedor para ser rellenada, o al grupo de procesos se le puede pedir completar datos de procesos. La estructura de una planta en INtools es la siguiente:
Figura 28.
Estructura de una planta en INtools.
Cada planta está dividida en áreas que contienen distintas unidades de procesamiento. Esto permite repartir datos de la planta entre grupos de trabajo; los datos pueden ser unidos en cualquier momento sin problema alguno. Los requerimientos del sistema para soportar el software INtools son:
75
-
Microsoft Windows NT® 4.0, o Windows 98.
-
Procesador a 466 MHz o superior.
-
24 MB RAM + 64 MB requerido para servidor de base de datos.
-
200 MB de espacio libre en disco + 300 MB para servidor de base de datos.
-
Disquete de 3.5" (1.44 MB).
-
CD-ROM.
4.3.1 Módulos de INtools. Para organizar la información y separar sus funcionalidades, INtools está dividido en los siguientes módulos: 4.3.1.1 Índice de Instrumentos. Es el módulo donde se ingresan todos los parámetros de instrumentos. Se definen instrumentos, lazos, líneas, P&ID’s, etc. Aquí se introducen múltiples características de un instrumento, tales como su tipo, la variable de proceso, el tipo de conexión, tipo de entradas y salidas que maneja, ubicación, su estado: si está activo o ha sido eliminado, además se especifica el fabricante, modelo, entre otros parámetros que lo definen. Otra utilidad muy importante de este módulo es la administración de los lazos de control. Se describe por ejemplo el tipo de control que ejercen, su función, instrumentos asociados y P&ID al que pertenecen. Lazos e instrumentos pueden ser creados, modificados, actualizados y eliminados, quedando siempre registro de cambios, lo que facilita el análisis de la evolución de los instrumentos de la planta. El módulo ofrece funciones para generar distintos tipos de reportes, que permiten visualizar elementos de la base de datos, mostrando de forma muy clara y precisa, campos de interés del usuario.
76
4.3.1.2 Procesamiento de data. Módulo que permite el ingreso a base de datos de información de proceso. Aquí se crean líneas de tuberías, a las cuales se les incluye información de procesos y asocian instrumentos ubicados en ellas. También se definen características químicas y físicas de procesos y se permite observar y emitir hojas de especificaciones de las líneas. 4.3.1.3 Cálculo. Este módulo realiza cálculos para dimensionar válvulas de control, válvulas de alivio, placas de orificio, termopozos, entre otros instrumentos de campo. Utiliza como insumo información del módulo de procesos y del módulo índice de instrumentos. También ofrece capacidad para realizar cálculos requeridos para hojas de especificaciones. Incluye una gran variedad de unidades y métodos de cálculos, basados en los estándares internacionales de la ISA, ANSI, API, ISO y IEC. 4.3.1.4 Especificación de Instrumentos. En este módulo se crean las hojas de especificación de todos los instrumentos identificados con un TAG. Contiene librerías de hojas de especificaciones, formatos tipo plantilla y permite visualizar, editar, salvar e imprimir las hojas de especificación. 4.3.1.5 Agrupación de Especificaciones. Se utiliza para agrupar documentos de INtools. Su función principal es el manejo de varias hojas de especificación como una sola colección de documentos, denominada especificación técnica. La agrupación puede realizarse bajo distintos criterios, por ejemplo, instrumentos del mismo vendedor, ubicación, etapa de diseño en la que se encuentran, equipo asociado, etc. Es importante resaltar que una hoja de especificación sólo puede estar asignada a una única especificación técnica. El módulo ofrece la posibilidad de editar tanto las especificaciones técnicas como las hojas de especificación asociadas, el uso de formatos, agregar notas adicionales y generar reportes de cambios de las especificaciones técnicas.
77
4.3.1.6 Cableado. Éste modulo permite crear todos aquellos paneles y cables necesarios para realizar las conexiones de los lazos de control, desde los instrumentos en campo hasta sala de control. Una de las funcionalidades de este módulo, que facilita considerablemente el conexionado, es la propagación de TAG’s, todos los cables que forman parte del recorrido instrumento-panel de control, son identificados con el instrumento de campo asociado. Los símbolos de INtools de los principales sistemas se muestran a continuación:
Figura 29.
Símbolos de INtools.
Ahora bien, la siguiente figura representa como luce el conexionado de un lazo de control en INtools.
78
Figura 30.
Conexión de un lazo de control en INtools.
Cuatro instrumentos ubicados en campo, dos transmisores de flujo, un convertidor de flujo y un transmisor de presión son llevados a una caja de conexión, de ahí son dirigidos al marshalling a través de un multiconductor, el marshalling concentra las señales y las direcciona a una cónsola del DCS. 4.3.1.7 Diagramas de Lazo. Módulo de realización de diagramas de lazo. INtools ofrece varios métodos de generación de diagramas de lazo, unos se basan en componentes externos CAD, mientras que otros generan los diagramas a partir del conexionado realizado en el módulo de cableado. 4.3.1.8 Detalles de Instalación. Módulo de creación, edición y visualización de los detalles de instalación. Estos documentos instruyen sobre cómo instalar los instrumentos y qué tipo de adaptadores y accesorios deben utilizarse. 4.3.1.9 Buscador. Provee una amplia vista de la base de datos. A partir del buscador se puede acceder, editar e imprimir componentes de la base de datos. Contiene filtros y funciones para organizar la información bajo parámetros a elegir. Facilita la administración de la base de datos, ya que permite realizar en una sola aplicación funciones que, sin el uso del buscador, demandarían la utilización de más de un módulo de INtools.
79
4.3.2 Manejo de INtools en DQRP. La versión que se utiliza en DQRP es INtools 6.00.07.03 (versión 6). Existe la versión 7 pero todos los centros operativos deben trabajar con la versión 6, tal como aparece en la especificación de INtools del proyecto DQRP. Los cinco centros operativos poseen una base de datos en INtools. Cada una se generó a partir de una base de datos común denominada semilla. Así mismo, cada centro operativo desarrolla su base de datos con sus respectivos centros de ingeniería. INtools soporta el uso de tecnologías de clientes como Citrix, software para operaciones remotas que permite correr en un ambiente WEB programas y bases de datos. Es así como cada centro operativo posee un servidor que aloja su respectiva base de datos en INtools, a la cual el Directorado se conecta de forma remota vía Citrix. Los productos que se generan en INtools en DQRP son los siguientes: -
Índice de instrumentos.
-
Hojas de especificación de instrumentos.
-
Lista de entradas y salidas y listas de alarmas.
-
Diagramas de conexionado.
-
Diagramas de lazo. Una vez culminado el desarrollo de la base de datos, la data de INtools debe
ser exportada al programa de base de datos de Office MS Access y transmitida al cliente, Petrovietnam. El software realiza funciones de administración que, generalmente, eran responsabilidad de varios programas. El uso de INtools concentra la información en una sola aplicación, liberando así, recursos del sistema. Este programa forma parte de la planta industrial desde sus inicios y la acompaña durante toda su etapa operativa, ya que también presenta funciones de mantenimiento.
80
CAPÍTULO 5:
DESARROLLO DE LA INGENIERÍA DE DETALL E DEL
PROYECTO REFINERÍA DUNG QUAT VIETNAM (DQRP).
5.1 La Base de Datos. La base de datos en INtools de DQRP es una base de datos de instrumentos. INtools es el software utilizado por todos los centros operativos para la administración de la base de datos de instrumentos. INtools tiene muchas potencialidades, específicamente su función en DQRP es el manejo eficiente de la base de datos que permita generar los siguientes productos: -
Índice de instrumentos.
-
Lista de entradas y salidas (I/O).
-
Hojas de especificaciones de instrumentos.
-
Diagramas de cableado.
-
Diagramas de lazo. Todos los instrumentos de la planta deben estar listados en el índice de
instrumentos, a excepción de los equipos de telecomunicaciones. Los equipos paquete deben también ser incluidos en el índice de instrumentos. Sólo se realizan las hojas de especificaciones de aquellos instrumentos proporcionados por el contratista. Las hojas de especificaciones de equipos paquete no son alcance del proyecto. En el módulo de cableado se manejan todos los cables principales de instrumentación y telecomunicaciones, suministrados tanto por el contratista como por el vendedor y, los cables secundarios que provee el contratista. Los cables secundarios
son
aquellos
que
conectan
equipos
de
instrumentación
y
telecomunicaciones con cajas de conexiones. La eliminación de instrumentos de la base de datos se realiza bajo un procedimiento minucioso, en realidad los instrumentos no son eliminados, en cambio se les asigna un status de eliminado pero sin retirarlos de la base de datos, para así
81
poder llevar un registro más completo del historial de instrumentos de la base de datos. 5.2 Típico de Lazo. El típico es un formato que permite agrupar lazos de control que presentan una serie de características similares. Así, varios lazos que realizan estrategias de control muy similares tienen asignado el mismo típico de lazo. Los típicos permiten entonces realizar simultáneamente, configuraciones que son comunes a varios lazos de control; además, facilita en gran medida la realización de los diagramas de lazo, ya que el típico posee un formato predeterminado, así que al generar un lazo con un típico de lazo previamente definido, el módulo de diagramas de lazo ya tiene precisado qué representación gráfica utilizar para producir el diagrama. El uso de los típicos de lazo en todos los centros operativos, proporciona consistencia y estandarización en el manejo de los lazos de control. Todos los lazos deben ser asociados al típico de lazo que le corresponda. Si a algún lazo no le aplica típico alguno, debe generarse un nuevo típico que sí lo haga. Para esto es necesario realizar la petición al coordinador de INtools bajo responsabilidad del Directorado. Los típicos de lazo de DQRP describen el lazo de control señal por señal e incluyen la representación genérica del lazo en el P&ID. En todos los típicos se especifican los mismos campos. La data contenida en estos campos es la que generalmente debe contenerse en los lazos asociados al típico, sin embargo, algunos campos de configuración deben ser llenados de forma particular según requerimientos de cada lazo de control. 5.2.1 Campos del típico de lazo. Los campos de la base de datos contienen data completamente en inglés. Los campos que especifica el típico de lazo de DQRP, son los siguientes: -
Típico de lazo de control (Loop Type): Identifica el típico de lazo.
-
Orden interno de lazo (Internal Loop Order): Representa la secuencia de la señal
desde el inicio de lazo hasta su finalización, por ejemplo, desde que es detectada por
82
un elemento sensor hasta llegar a un indicador o a un elemento de control. Es un número arábigo y comienza con el ‘1’. -
Sufijo (Suffix): Los sufijos se utilizan para especificar particularidades entre dos
instrumentos similares. Cada instrumento posee el serial del lazo, seguido de un sufijo de 1 o 2 dígitos, el primero es una letra y el segundo es un número. -
Tipo de Instrumento (Instrument Type): Especifica el tipo de instrumento. Permite
generar una data inicial a cada uno de los TAG’s que se agregan a la base de datos, simplificando así su especificación. Al crear un instrumento en INtools y asignarle un tipo de instrumento, se define la variable del proceso y función del instrumento, adicionalmente se pueden determinar características de cableado, así como el tipo de entrada y salida del sistema, su ubicación, entre otras características asociadas al instrumento. -
Descripción del tipo de instrumento (Instrument Type Description): Es una breve
descripción del tipo de instrumento. Parámetro importante, ya que varios tipos de instrumentos pueden tener el mismo nombre y se diferencian por su descripción. Por ejemplo, dos instrumentos que realizan medición de flujo pero con distintos principios, poseen el mismo tipo de instrumento FE pero se diferencian con la descripción del tipo de instrumento: 1. FE: Tubo Pitot (medidor de velocidad de flujo que debe su nombre a Henry Pitot). 2. FE: Placa de orificio. -
Identificación funcional ISA (ISA function TAG): Identificación del instrumento
según la ISA, es un conjunto de letras que representa una función y modifica el TAG del instrumento. -
Localización (Location): Ubicación del instrumento, si está en el campo o en sala
de control por ejemplo.
83
Tabla 7.
Data de localización.
DATA
DESCRIPCION
CCC
Complejo donde están ubicados alarmas, cónsolas de TIC: Controlador e control e indicación en general. indicador de temperatura DCS.
In-line (Field)
Instrumentos ubicados directamente en la línea de TW: Termopozo. proceso, tales como válvulas de control, placas de orificio, rotámetros, termopozos y medidores en general.
Off-line (Field)
Instrumentos que se encuentran en campo pero no están FI: Indicador local en contacto directo con el proceso. Indicadores locales, de nivel. termómetros, termocuplas, transmisores de temperatura, etc.
On-line (Field)
Instrumentos conectados al proceso, están sobre el FT: DP proceso. Los instrumentos de transmisión por presión transmitter. diferencial están sobre la línea de proceso a través de otro instrumento que sí está en línea.
-
EJEMPLO
flow
Tipo de señal de entrada (IO in): Especifica el tipo de señal que entra al próximo
sistema.
84
Tabla 8.
-
Data de señales de entrada de sistema.
DATA
DESCRIPCION
AI
Entrada analógica de 4 a 20mA. Los elementos primarios realizan una medición y los transmisores se encargan de escalarla a una señal analógica de 4 a 20mA para transmitirla.
CAI
Señal de comunicación serial. Señal analógica de entrada. Es una señal que comunica dos sistemas distintos. Algunos indicadores en el DCS de variables de procesos o de analizadores, obtienen la data analógica a indicar de sistemas PLC o ESD.
CDI
Señal de comunicación serial. Señal digital de entrada. Señal digital que comunica de forma serial, dos sistemas distintos. Las alarmas de falla manejan señales digitales que provienen del sistema ESD y entran al DCS, también existen alarmas de software que entran y salen de sistemas distintos.
DI
Señales de entrada digital provenientes de instrumentos ubicados en campo, tales como, los interruptores manuales.
DI1
Señal digital de entrada de sensores de proximidad.
S
Señales suaves. Son señales que entran y salen del mismo sistema. Por ejemplo, aquellos indicadores DCS que obtienen la data también del DCS.
-
No aplica. La señal que proviene de los elementos de medición llega a los transmisores, pero no entra a ningún sistema, por esto no le aplica señal de entrada de sistema. Igual ocurre con las válvulas, ya que la salida de la válvula ejerce una acción correctiva en el proceso pero no entra a ningún sistema.
Tipo de señal de salida (IO out): Especifica el tipo de señal que sale del sistema.
85
Tabla 9.
Data de señales de salida de sistema.
DATA
DESCRIPCION
AO
Salida analógica de 4 a 20mA. La señal que llega a las válvulas de control es una señal analógica 4 a 20mA.
CAO
Señal de comunicación serial. Señal analógica de salida. Es una señal que comunica dos sistemas distintos. Como se mencionó anteriormente, algunos indicadores en el DCS de variables de procesos o de analizadores, obtienen la data analógica a indicar de sistemas PLC o ESD, así que sus respectivas señales de entrada y salida son CAI y CAO.
CDO
Señal de comunicación serial. Señal digital de salida. Señal digital que comunica de forma serial, dos sistemas distintos. Los sistemas mencionados anteriormente que poseen señales de entrada CAI, les corresponde una señal de salida CAO.
DO
Señal digital de 24VDC. Las válvulas solenoides son accionadas con señales digitales de 24V, también los motores trabajan con este tipo de señal.
S
Señales suaves. Son señales que entran y salen del mismo sistema.
-
No aplica. La señal que llega a medidores, convertidores, transmisores no proviene de un sistema de control, así que no aplica señal de salida de sistema. No aplica para todas las señales que no son generadas en un sistema de control.
-
Sistema de entrada (System_in): Indica a qué sistema entra la señal.
-
Sistema de salida (System_out): Indica de qué sistema sale la señal. Tabla 10.
Sistemas de entrada y salida.
DATA DESCRIPCION DCS
Sistema de Control Distribuido.
ESD
Sistema de Parada de Emergencia.
IRP
Panel de relés.
PLC
Controlador lógico programable.
-
No aplica.
86
-
Servicio (Tag Service): Descripción breve del servicio que presta un determinado
instrumento. La longitud del campo está limitada a 7 caracteres. Se utiliza cuando el TAG por sí solo, no clarifica la función de un instrumento dentro del lazo de control, en particular, cuando hay sufijos asociados. -
Estado 1 (State 1): Se utiliza para señales digitales, define uno de los estados de
la señal binaria. -
Estado 0 (State 0): Define el otro estado de la señal binaria. State 1 y 0 no aplican
para señales analógicas. Tabla 11.
Data de estados de señales binarias.
ESTADO 1 ESTADO 0
DESCRIPCION
ALARM
NORMAL
Para trips y alarmas.
CLOSE
N_CLOSE
Interruptores de proximidad e interruptores manuales.
OPEN
N_OPEN
Interruptores de proximidad e interruptores manuales.
N_CLOSE
CLOSE
Se utiliza para interruptores manuales.
N_OPEN
OPEN
Se utiliza para interruptores manuales.
ENERGIZE DE-ENERG Para salidas digitales que energizan o no válvulas solenoides. FAULT
NORMAL
Para alarmas de fallas del transmisor.
N_STOP
STOP
Para comandos de parada de motores.
RESET
OFF
Para reseteo, interruptores manuales e interruptores de software.
RUN
STOP
Status de motores.
-
-
No aplica para señales que no sean digitales.
-
HART (Highway Addressable Remote Transmitter): Este campo especifica si se
utiliza o no HART. Protocolo de comunicación. Aplica para todos aquellos instrumentos que manejan señales de entrada o salida analógicas, tales como transmisores y válvulas de control. -
Alimentación (Power Suply): Alimentación del instrumento.
87
Alimentación del instrumento.
Tabla 12. DATA DESCRIPCION
-
INT
Instrumento incluye su propia alimentación.
EXT
Disciplina electricidad debe garantizar alimentación externa.
-
No requiere alimentación.
Falla de la válvula (Valve Failure): Indica el accionar de la válvula en caso de
ocurrir una falla de aire. Tabla 13.
Falla de la válvula.
DATA DESCRIPCION
-
FO
Abrir al ocurrir una falla.
FC
Cerrar al ocurrir una falla.
-
No aplica.
Acción del controlador (Ctrl Act.): Esta puede ser: Tabla 14.
Acción del controlador.
DATA DESCRIPCION
-
D
Acción directa.
R
Acción reversa.
-
No aplica.
Certificación del instrumento (Certification): Certificación de seguridad del área
donde se encuentra el instrumento.
88
Tabla 15.
Certificación del instrumento.
DATA DESCRIPCION
-
EExi
Seguridad intrínseca. Los transmisores y válvulas de control deben presentar seguridad intrínseca, debido a que están ubicados en el campo, zona de peligro de explosión.
EExd
A prueba de explosión. Las válvulas solenoide deben ser EExd.
-
No aplica. Todos aquellos instrumentos que no requieren alimentación no les aplica la certificación.
Condicionamiento de la señal (Signal Condition): Especifica alguna operación que
debe realizar el sistema como requerimiento de procesos. Tabla 16. DATA
Condicionamiento de la señal.
DESCRIPCION
LINEAR Linealidad de la señal. SQRT
Raíz cuadrada de la señal. Por requerimientos de proceso, los instrumentos transmisores de flujo por diferencia de presión, deben transmitir la raíz cuadrada de la señal.
-
No aplica. Sólo los transmisores realizan condicionamiento de la señal.
5.2.2 Asignación y revisión de típicos de lazo. Se realizó un recorrido exhaustivo por cada uno de los P&ID de la unidad de destilación de crudo, para detectar cada uno de los lazos de control. Una vez identificado el lazo, se consultó en base de datos si tenía o no típico asignado, así como la configuración de los campos del lazo. El siguiente mapa mental clarifica este procedimiento de asignación y revisión de típicos de lazo.
89
Figura 31.
Mapa mental de asignación y revisión de típicos de lazo.
Durante el desarrollo de esta actividad, los típicos de lazo no fueron estáticos. Continuamente de recibía desde el Directorado, nuevos típicos de lazo y modificaciones a los típicos ya existentes. Además de actualizaciones de típicos, también surgieron modificaciones a base de datos por acciones de HAZOP. A continuación se muestra un típico de un lazo de control de flujo del proyecto DQRP. Ejemplo de típico de lazo de control de flujo.
Tabla 17. Loop type F1140 F1140 F1140
Int. Loop order 1 2 3
F1140
4
FIC
F1140
5
CV
Suffix
Inst type FE FT FYA
Inst type desc. Orifice Plate DP Flow Transmitter Flow Failure Alarm DCS Status Indication with Controller Control Valve
ISA funct. TAG FE FT FYA
LOC In-line (Field) On-line (Field) CCC
IO in AI S
Sys in DCS DCS
IO out -
FIC
CCC
S
DCS
-
CV
In-line (Field)
-
-
AO
90
Sys out -
TAG Servic e FAULT -
State 1 FAULT -
State 0 NORMAL -
DCS
-
-
-
HART Y -
Power Supply INT -
Vlv fail. -
Ctrl. Act . D
Cert. Eexi -
Signal cond. SQRT -
Y
INT
F?
-
EExi
LINEAR
En la tabla 17 se muestran las 5 señales que conforman el lazo de control y sus características. La representación en P&ID de un lazo perteneciente a este típico se puede observar en la figura 32.
Figura 32.
Representación gráfica en P&ID de un lazo de control de flujo.
Con la observación de las señales representadas una a una en el típico de lazo, se puede describir su estrategia de control: La placa de orificio es un elemento primario que permite medir el flujo, se encuentra ubicado en campo, en la línea de proceso. De este instrumento de medición sale una señal hacia el transmisor de flujo, este se encuentra ubicado sobre la línea de proceso, se encarga de condicionar la señal, calcularle la raíz cuadrada, la convierte en el estándar de instrumentación 420mA. y la transmite hacia el sistema de control DCS. El lazo de control posee una alarma de falla de transmisión, cuyos posibles estados son normal y falla. En el DCS hay indicación del flujo en pantalla y se ejecuta la estrategia de control programada,
91
para enviar seguidamente, una señal de control a la válvula de control de flujo ubicada en campo. 5.2.3 Delimitación de asignación y revisión de típicos de lazo de control. La asignación y revisión de típicos se realizó para los lazos de control de la unidad de destilación de crudo, la unidad más extensa de las tres unidades que son alcance de Inelectra. Los típicos de lazo de control que fueron objeto de estudio son los siguientes: Tabla 18.
Típicos de Analizadores.
Típico de lazo de cont rol Descrip ción A7110
Analizador de humedad, indicación en DCS.
A7210
Analizador de oxígeno, indicación en DCS.
A7410
Analizador de gas, indicación en DCS.
92
Tabla 19.
Típicos de Corriente.
Típico de lazo de cont rol Descrip ción I9113
Indicación local y en DCS de corriente.
Tabla 20.
Típicos de Flujo.
Típico de lazo de cont rol Descrip ción F1001
Indicación local mediante visores de flujo.
F1110
Indicación en el DCS. Medición de flujo con placas de orificio.
F1111
Indicación en el DCS y totalizador de flujo. Medición de flujo con placas de orificio.
F1113
Indicación en el DCS e indicador local. Medición de flujo con placas de orificio.
F1121
Indicación en el DCS, interactúa con el sistema de parada de emergencia al recibir niveles fuera del rango de operación. Medición de flujo con placas de orificio. Posee MOS swith y MOS status.
F1123
Indicación en el DCS, interactúa con el sistema de parada de emergencia al recibir niveles fuera del rango de operación. Presenta redundancia. Medición de flujo con placas de orificio.
F1125
Adicional a las características de lazo F1121, contiene OOS switch y OOS status.
F1140
Indicación en el DCS y controlador. Medición de flujo con placas de orifico. Elemento actuador es una válvula de control.
F1142
Similar al lazo F1140, pero el controlador ejerce acción sobre dos válvulas de control.
F1143
Además de realizar las funciones de indicación y control que cumple el lazo F1140, el controlador de este lazo produce el punto de consigna de otro controlador.
F1147
Indicación en el DCS y controlador. Medición de flujo con placas de orifico. Elemento actuador es una válvula de control. Interacción con válvula solenoide del sistema de parada de emergencia.
F1148
Además de las características del F1147, presenta un indicador de posicionamiento
93
Tabla 21.
Típicos de Motores.
Típico de lazo de cont rol Descrip ción M1080
Control de motores de bajo voltaje.
Tabla 22.
Típicos de Nivel.
Típico de lazo de cont rol Descrip ción L2001
Indicador local de nivel.
L2110
Indicación de nivel en DCS. Transmisor de nivel por diferencia de presión.
L2121
Indicación de nivel en DCS, interacción con sistema de parada de emergencia. Transmisor de nivel por diferencia de presión.
L2140
Indicación y controlador de nivel DCS. Elemento actuador es una válvula de control. Transmisor de nivel por diferencia de presión.
L2143a
Indicación y controlador de nivel DCS. Elemento actuador es una válvula de control. También ofrece un indicador local de nivel. Transmisor de nivel por diferencia de presión.
L2182
Indicación y controlador de nivel DCS. Elemento actuador es una válvula de control. Controlador contiene alarma. Transmisor de nivel por diferencia de presión.
L2240
Indicación y controlador de nivel DCS. Elemento actuador es una válvula de control. Desplazador de nivel como sensor de nivel.
L2250
Indicación y controlador de nivel DCS. Elemento actuador es una válvula de control. También incluye una válvula solenoide y un interruptor de reset local. Desplazador de nivel como sensor de nivel.
L2280
Indicación y controlador de nivel DCS. Elemento actuador es una válvula de control. Controlador contiene alarma. Desplazador de nivel como sensor de nivel.
94
Tabla 23.
Típicos de Presión.
Típico de lazo de cont rol Descrip ción P3001
Indicación local de presión.
P5101
Válvulas de alivio.
P5301
Reguladores de presión
Tabla 24.
Típicos de Temperatura.
Típico de lazo de cont rol Descrip ción T4001
Indicación local de temperatura, uso de termopozos.
T4101
Indicación local de temperatura, uso de termopozos y termómetros.
T4210
Indicación en DCS de temperatura, uso de termopozos.
T4240
Indicación y controlador en DCS de temperatura. Uso de termopozos. Vávula de control como actuador.
T4242
Indicación y controlador en DCS de temperatura. Uso de termopozos. El controlador actúa sobre dos válvulas de control.
T4243
Indicación y controlador en DCS de temperatura. Uso de termopozos. Vávula de control como actuador. Una salida del controlador es el punto de consigna de otro controlador.
T4247
Indicación y controlador en DCS de temperatura. Uso de termopozos. Vávula de control como actuador. Incluye válvula solenoide.
Tabla 25.
Típicos de Vibración
Típico de lazo de cont rol Descrip ción V9165
Indicación local de vibración y alarma en DCS.
V9260
Interruptor de vibración.
95
Tabla 26.
Típicos de Voltaje.
Típico de lazo de cont rol Descrip ción E9113
Indicación en DCS y local de voltaje.
96
CAPÍTULO 6:
DESARROLLO DE LA INGENIERÍA DE DETALL E DEL
PROYECTO PLATAFORMA HABITACIONAL PEMEX.
6.1 Diagramas de Conexionado Sistema de Gas y Fuego de Plataforma Habitacional PEMEX. Se realizaron los diagramas de conexionado de todas las cajas de conexiones del sistema de monitoreo y control de fuego y gas, de dos unidades de la plataforma habitacional PEMEX. Estos diagramas de conexionado corresponden a la última revisión y fueron aprobados para construcción. Las conexiones son completamente independientes de una unidad a otra, ya que por requerimientos de diseño, las señales de una unidad deben ser manejadas por separado, de las señales de la otra unidad. Por su parte, el sistema de gas y fuego es independiente del sistema de instrumentos, es decir, no hay mezcla de sistemas en la conducción de señales. Los instrumentos de sistema de gas y fuego no deben utilizar las misma tomas de conexión al proceso que los sistemas de monitoreo y control. Debido a que se elaboraron diagramas de conexionado de estas unidades en revisiones anteriores, ya había conexionado elaborado, sin embargo, para esta revisión se agregaron nuevos gabinetes, algunas tarjetas, cables y conductores cambiaron de nombre y, se reubicaron instrumentos, por lo cual, se tuvo que rehacer todo el conexionado de las cajas de conexiones y del panel de control de gas y fuego. Sólo se elaboraron los diagramas de conexionado de las cajas de conexiones y de los marshalling, pero para poder generar estos diagramas en INtools, es necesario que el conexionado esté elaborado por completo, es decir, la conexión desde el campo hasta la cónsola debe estar realizada en su totalidad. 6.1.1 Paneles y cables de conexión. Se utilizaron cajas de conexión y gabinetes marshalling para realizar la conexión de los instrumentos hasta la cónsola del sistema de gas y fuego.
97
En las cajas de conexiones se realiza la interconexión de detectores, alarmas e instrumentación en general relacionada con el sistema de gas y fuego, que proviene del campo vía cables multiconductores y, se conectan a tablillas terminales de estas cajas de conexiones. Desde aquí, a través de otros cables multiconductores, las señales son trasladadas al sitio de confluencia de señales, marshalling, y de ahí a los gabinetes control. Algunas señales además, finalizan en una cónsola del sistema DCS. Los paneles en general, están divididos en terminales y, estos a su vez, en borneras. En la siguiente figura se muestra el administrador de paneles de INtools, para ilustrar las subdivisiones de los paneles, específicamente, de una caja de conexión.
Figura 33.
Administrador de paneles de la planta en INtools.
Los multiconductores están divididos en sets de conductores, cada uno de estos sets posee un grupo de cables. En la figura a continuación se muestra la ventana de INtools que facilita la administración de los cables de la planta. En azul se
98
observa un multiconductor, luego este se subdivide en varios conductores, cada uno de estos compuestos por tres cables.
Figura 34.
Administrador de cables de la planta en INtools.
Los cables en el proyecto PEMEX poseen un código de colores para la identificación de su función:
99
Tabla 27.
Código de identificación de colores.
DESCRIPCIÓN
COLOR
CONDUCCIÓN ELÉCTRICA
NEGRO
NEUTRO
BLANCO
TIERRA
VERDE
SISTEMA DE ALARMAS
AMARILLO
CONTROL Y EMERGENCIA
PARO
DE ROJO
6.1.2 Elaboración de diagramas de conexionado. Para realizar la conexión de instrumentos y generar posteriormente los diagramas de conexionado, se eliminaron las conexiones de las cajas de conexión. En el administrador de paneles de INtools, se renombraron cajas y terminales y se crearon nuevas cajas. Luego, señal por señal, se reconectaron las cajas de conexión, en un extremo hacia el campo y en el otro hacia el marshalling. Cada instrumento le corresponde una caja de conexión en particular, esta información fue un insumo proveniente del personal de diseño. La distribución de los instrumentos en los terminales de las cajas de conexión sí fue responsabilidad del presente proyecto. El módulo de conexionado de INtools permite propagar los TAG’s de los instrumentos en cada una de las borneras de los paneles de conexión por los que pasa su respectiva señal. Esta opción facilita el proceso de conexionado, al realizar conexiones en paneles que no están en campo, no hace falta retroceder al instrumento en campo para saber qué equipo está conectado en determinada bornera. Una vez realizadas las conexiones, se generaron los diagramas de conexionado en INtools, utilizando un formato predeterminado de este software, donde se muestran cada uno de los terminales y sus conexiones de la regleta seleccionada.
100
Los diagramas en INtools no son dinámicos, es decir, si se realiza alguna modificación en el conexionado, el diagrama de conexionado debe generarse nuevamente. Esto representa una desventaja importante. Por lo general, una muy pequeña modificación en el cableado puede afectar decenas de diagramas de cableado. La gran mayoría de los diagramas de conexionado debieron realizarse unas 5 ó 6 veces, ya que estos diagramas están destinados a la etapa de construcción; además, paralelo a su elaboración, se desarrollaban cambios de último momento con respecto al conexionado. Se realizaron los diagramas de conexionado de las siguientes cajas:
101
Tabla 28.
Paneles de conexión representados en diagramas de conexionado, unidad 1.
Paneles de Conexión
Termin al
Descrip ción
CCAI-15049
TB-1
Tanque Hidroneumático. Señales Analógicas
CCDI-15049
TB-1
Tanque Hidroneumático. Señales discretas.
CCGF-150101
TB – 1
Nivel Servicios. Señales discretas.
TB – 2
Nivel Servicios. Señales discretas.
TB – 1
Nivel Servicios. Señales analógicas.
TB – 2
Nivel Servicios. Señales analógicas.
TB – 1
Nivel Servicios. Alimentación 127VCA.
TB – 2
Nivel Servicios. Alimentación 127VCA.
TB – 1
Nivel Servicios. Señales analógicas y discretas. Motogenerador A.
TB – 2
Nivel Servicios. Señales analógicas y discretas. Motogenerador A.
TB – 1
Nivel Servicios. Señales analógicas y discretas. Motogenerador B.
TB – 2
Nivel Servicios. Señales analógicas y discretas. Motogenerador B.
TB – 1
Nivel Servicios. Señales discretas.
TB - 2
Nivel Servicios. Señales discretas.
TB – 1
Nivel 2. Señales discretas.
TB – 2
Nivel 2. Señales discretas.
TB – 1 TB – 2 TB – 1
Nivel Mezzanina. Alimentación 127VCA. Nivel Mezzanina. Señales analógicas. Nivel 2. Señales discretas.
TB – 2
Nivel 2. Señales discretas.
TB – 1
Nivel 3. Señales discretas.
TB – 2
Nivel 3. Señales discretas.
TB – 1
Nivel Mezzanina. Alimentación 127VCA.
TB – 2
Nivel Mezzanina. Señales analógicas.
TB – 1
Nivel 4. Señales discretas.
TB – 2
Nivel 4. Señales discretas.
TB – 1
Nivel Mezzanina. Alimentación 127VCA.
CCGF-150102 CCGF-150103 CCGF-150104
CCGF-150105
CCGF-150106 CCGF-150201 CCGF-150202 CCGF-150203 CCGF-150301 CCGF-150302 CCGF-150401 CCGF-150402
102
TB – 2
Nivel Mezzanina. Señales analógicas.
TB – 1
Nivel 5. Señales discretas.
TB – 2
Nivel 5. Señales discretas.
TB – 1
Nivel 5. Señales analógicas.
TB – 2
Nivel 5. Señales analógicas.
TB – 1
Nivel 5. Alimentación 127VCA y Digital.
TB – 2
Nivel 5. Alimentación 127VCA y Digital.
TB – 1
Nivel Mezzanina. Señales discretas.
TB – 2
Nivel Mezzanina. Señales discretas.
TB – 1
Nivel Mezzanina. Alimentación 127VCA.
TB – 2
Nivel Mezzanina. Señales analógicas.
LCP-15046A
TB
Nivel Servicios. Señales discretas. Bomba Diesel A.
LCP-15046B
TB
Nivel Servicios. Señales discretas. Bomba Diesel B.
LCP-15050
TB
Nivel Servicios. Señales discretas. Bomba Jockey principal.
LCP-15050R
TB
Nivel Servicios. Señales discretas. Bomba Jockey respaldo.
MAR-101ª
ATT
Alimentación detectores de gas tóxico
CCGF-150501 CCGF-150502 CCGF-150503 CCGF-150801 CCGF-150802
(+24V) BTC
Alimentación detectores de gas combustible
(+24V) BTF
Alimentación detectores de llama UV/IR
(+24V)
MAR-101B
TB120V
Alimentación alarmas sonoras
TBAI-01
Sub-Nivel, Nivel 1, Nivel Mezzanina
TBAI-02
Nivel 2 y Nivel 3
TBAI-03
Nivel 4 y Nivel 5
TBDO-08
Nivel 1, Nivel Mezzanina (127 VCA)
TBDO-09
Nivel Mezzanina, Nivel 2 (127 VCA)
TBDO-10
Nivel 3, Nivel 4 (127 VCA)
TBDO-11
Nivel 5 (127 VCA)
TB-ZN
Señales Audio Generadores de Tono
SX(+24V)
Alimentación detectores de humo
TBDI-01
Nivel 1
103
TBDI-02
Nivel 1
TBDI-03
Nivel Mezzanina
TBDI-04
Nivel 2
TBDI-05
Nivel 3 e Internas del Panel
TBDI-06
Nivel 4
TBDI-07
Nivel 5
TBDO-01
Nivel 1 e Internas del Panel
TBDO-02
Nivel 1, Nivel Mezzanina
TBDO-03
Nivel 2
TBDO-04
Nivel 3
TBDO-05
Nivel 5
TBDO-06
Nivel 4 y Relés
TBDO-07
Relés
Las dos unidades son prácticamente idénticas en lo que a sistemas de monitoreo de gas y fuego se refiere, así, los nombres de los paneles de conexión de la unidad 2, se diferencian con la unidad 1 sólo por un número, de esta manera, los paneles de conexión que se representaron en diagramas de conexionado son el doble de los que se muestran en la tabla anterior. El producto final fueron dos documentos en formato pdf, uno por cada unidad. Cada documento contiene un índice de paneles de conexión similar a la tabla mostrada arriba y los 172 diagramas de conexionado de cada uno de los terminales de los paneles de conexión. En la siguiente figura se muestra un diagrama de conexionado de la Plataforma Habitacional PEMEX.
104
Figura 35.
Diagrama de conexionado del terminal TB-2 del panel CCGF-150202 de la Plataforma Habitacional PEMEX.
6.2 Diagramas de Lazo de Sistema Gas y Fuego de Plataforma Habitacional PEMEX. El módulo de diagramas de lazos de INtools, presenta distintas alternativas metodológicas para realizar los diagramas de lazo. En el proyecto de la Plataforma Habitacional PEMEX, los diagramas de lazo se realizan con la versión mejorada del método inteligente de generación de lazos, donde basta introducir correctamente el conexionado en el módulo correspondiente, para poder generar así los diagramas de lazo de forma automática. Esta funcionalidad del módulo de diagramas de lazo se conoce como Enhanced SmartLoop, la cual proporciona dibujo de lazos a partir de datos, permite salvar posiciones de símbolos y conectores, utilizar macros personalizados, mover símbolos entre páginas y crear gráficos que representen instrumentos. Generar los
105
dibujos de lazo a partir de data elimina la necesidad de realizar borradores y reduce notablemente horas de ingeniería. El conexionado de los lazos de control exige la mayor dedicación, una vez culminada de forma satisfactoria esta labor, los diagramas de lazo se realizan de manera muy simple. Sin embargo, el procedimiento no es rápido, ya que deben generarse uno por uno y ajustarse manualmente características de formato. Cabe destacar que INtools no genera el lazo si existen datos inconsistentes o ausentes, incrementando de esta manera, la calidad de los diagramas que se generan. Se realizaron todos los diagramas de lazo del sistema de monitoreo de gas y fuego, de ambas unidades, un total de 459 lazos por unidad. Al igual que los diagramas de conexionado, los diagramas de lazo elaborados corresponden a la revisión 1 y se aprobaron para construcción. La trayectoria de los lazos del sistema de gas y fuego es la siguiente:
Figura 36.
Diagrama de lazo genérico en Plataforma Habitacional PEMEX.
A continuación se muestra el diagrama de lazo de un detector de H2S, el conexionado de este instrumento se puede observar en la figura 35
106
Figura 37.
Diagrama de lazo de Plataforma Habitacional Habitacional PEMEX.
107
CAPÍTULO 7:
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.
Los resultados obtenidos por el desarrollo de ingeniería de Detalle de los proyectos, fueron los diagramas de lazo y conexionado aprobados para construcción de la Plataforma Habitacional PEMEX, así como la configuración de lazos de control según típicos de lazo, de la unidad de destilación de crudo de la Refinería Dung Quat. Las actividades realizadas permitieron conocer distintas etapas que conllevan a la liberación de un lazo de control, por medio de los diagramas de lazo. En el proyecto DQRP se utilizaron principalmente conocimientos técnicos y teóricos para realizar configuraciones de los lazos de control. Ahora bien, en el proyecto PEMEX, se acudió a la experticia en el manejo del software INtools, para generar gráficamente los diagramas de lazo, bajo los estrictos criterios de diseño requeridos. Los típicos de lazo son formatos que permiten agrupar lazos de control bajo características de funcionamiento muy similares, facilitando su configuración y la generación de los diagramas de lazo. El uso de los típicos de lazo es una metodología acertada, en un proyecto que se desarrolla en distintos centros operativos distribuidos por el mundo, debido a que proporciona consistencia y estandarización en el manejo de los lazos de control. El cumplimiento de estándares y normativas en los proyectos, no sólo garantiza seguridad de operaciones, sino que también facilita en gran medida las labores de ingeniería. Cabe destacar que la simbología de instrumentos del Proyecto PEMEX, al igual que DQRP, sigue los estándares ISA, esto permitió identificar satisfactoriamente los instrumentos del proyecto, para cumplir con la elaboración de diagramas sin inconvenientes, a pesar de no haber tenido acceso a especificaciones ni lineamientos de identificación y simbología en general, del Proyecto PEMEX. Para próximas elaboraciones de diagramas de lazo en INtools, en proyectos sujetos a frecuentes cambios de conexionado, se recomienda utilizar métodos de generación de diagramas de lazo de INtools basados en CAD, debido a que son métodos dinámicos, permiten editar e ingresar modificaciones, a los diagramas de lazo una vez generados, a diferencia del método utilizado en PEMEX, método
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inteligente de INtools, el cual, no permite modificaciones una vez generado el lazo. Lo anterior ilustra el tiempo que consume la generación de lazos de un proyecto, que sufrió repetidos cambios relacionados con el conexionado, durante la etapa de generación de lazos. La experiencia laboral del presente proyecto superó las expectativas. El trabajo en una consultora de ingeniería, permite trabajar y compartir actividades técnicas y humanas con un equipo multidisciplinario. Además, el trabajo en equipo fue muy importante para completar las distintas actividades del proyecto, con la eficiencia que exigen los estándares de calidad de la empresa y el cliente. En definitiva, se cumplieron los objetivos planteados y se obtuvieron de forma satisfactoria, los productos que demandaron los proyectos de ingeniería.
CAPÍTULO 8:
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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II: Practical Guidelines”, 1º edición, Gulf Publishing Company, Texas, pp. 18. [24]
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Control”, Training ISA Institute, pp. 33 (1997). [28]
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