sistema de control de refineria

8/19/2019 Sistema de Control de Refineria

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UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR

Decanato de Estudios ProfesionalesCoordinación de Ingeniería Electrónica

Desarrollo de la ingeniería de Detalle del sistema de controlde la planta de refinación de petróleo Dung Quat.

PorMichelle Susana Cabrera Aguilar

Sartenejas, Noviembre 2006.


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Desarrollo de la ingeniería de Detalle del sistema de controlde la planta de refinación de petróleo Dung Quat.

PorMichelle Susana Cabrera Aguilar

Realizado con la Asesoría deProf. William ColmenaresIng. Alejandro Hernández

Informe Final de Cursos en Cooperación Técnica y Desarrollo SocialPresentado ante la Ilustre Universidad Simón Bolívar

como requisito parcial para optar al título de Ingeniero Electrónico.Sartenejas, Noviembre 2006.


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Desarrollo de la ingeniería de Detalle del sistema de control de la planta derefinación de petróleo Dung Quat.

Informe Final de Cursos en Cooperación Técnica y Desarrollo SocialPresentado por:

Michelle Susana Cabrera Aguilar

Realizado con la asesoría del Prof. William Colmenares y delIng. 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 petróleoDung Quat Vietnam. Las actividades de ingeniería de Detalle llevadas a cabo, consistieronen la administración de la base de datos de instrumentos y, el manejo de típicos de lazo decontrol y configuración de lazos de control de la unidad de destilación de crudo. Para cumplircon estas actividades, se emplearon procedimientos y estándares de ingeniería y, se utilizóel 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, serealizaron los diagramas de conexionado y de lazo del sistema de monitoreo de gas y fuegode dos unidades de la Plataforma Habitacional PEMEX.

Se obtuvieron los diagramas de conexionado y lazo aprobados para construcción dela Plataforma Habitacional PEMEX, así como la configuración de lazos de control segúntípicos 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.


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ÍNDICE GENERAL

CAPÍTULO 1: INTRODUCCIÓN ............................................................................ 12

1.1 Planteamiento, objetivos y alcance............................................................... 12 1.2 Justificación. ................................................................................................. 13 1.3 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


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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


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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 PROYECTOREFINERÍA 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 DELPROYECTO 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


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5.2.3 Delimitación de asignación y revisión de típicos de lazo de control. .......... 91

CAPÍTULO 6: DESARROLLO DE LA INGENIERÍA DE DETALLE DELPROYECTO PLATAFORMA HABITACIONAL PEMEX. ......................................... 96

6.1 Diagramas de Conexionado Sistema de Gas y Fuego de PlataformaHabitacional 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 HabitacionalPEMEX.................................................................................................................... 104

CAPÍTULO 7: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES. ............................... 107

CAPÍTULO 8: REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS............................................. 109

CAPÍTULO 9: ANEXOS ....................................................................................... 112


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ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1. Clasificación de los transmisores. ........................................................ 33 Tabla 2. Campos de identificación de un instrumento........................................ 62 Tabla 3. Letras de identificación de instrumentos. ............................................. 63 Tabla 4. Típicas combinaciones de letras. ......................................................... 64 Tabla 5. Símbolos generales de las funciones de instrumentación.................... 65 Tabla 6. Códigos de letras para identificación de funciones de instrumentación. .. ............................................................................................................. 67 Tabla 7. Data de localización. ............................................................................ 83 Tabla 8. Data de señales de entrada de sistema............................................... 84 Tabla 9. Data de señales de salida de sistema.................................................. 85 Tabla 10. Sistemas de entrada y salida. .............................................................. 85 Tabla 11. Data de estados de señales binarias. .................................................. 86 Tabla 12. Alimentación del instrumento. .............................................................. 87 Tabla 13. Falla de la válvula................................................................................. 87 Tabla 14. Acción del controlador.......................................................................... 87 Tabla 15. Certificación del instrumento................................................................ 88 Tabla 16. Condicionamiento de la señal. ............................................................. 88 Tabla 17. Ejemplo de típico de lazo de control de flujo. ....................................... 89 Tabla 18. Típicos de Analizadores. ...................................................................... 91 Tabla 19. Típicos de Corriente............................................................................. 92 Tabla 20. Típicos de Flujo.................................................................................... 92 Tabla 21. Típicos de Motores............................................................................... 93 Tabla 22. Típicos de Nivel.................................................................................... 93 Tabla 23. Típicos de Presión................................................................................ 94 Tabla 24. Típicos de Temperatura. ...................................................................... 94 Tabla 25. Típicos de Vibración............................................................................. 94 Tabla 26. Típicos de Voltaje................................................................................. 95 Tabla 27. Código de identificación de colores...................................................... 99 Tabla 28. Paneles de conexión representados en diagramas de conexionado,

unidad 1. ............................................................................................ 101


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ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1. Organigrama general de la Unidad de Operaciones. ........................... 18 Figura 2. Organigrama detallado de la Unidad de Operaciones.......................... 19 Figura 3. Mapa de Vietnam................................................................................. 22 Figura 4. Centro de Ingeniería INELECTRA........................................................ 23 Figura 5. Organigrama del Proyecto DQRP........................................................ 24 Figura 6. Ejemplo de Proceso. ............................................................................ 26 Figura 7. Lazo de control abierto......................................................................... 30 Figura 8. Lazo de control cerrado........................................................................ 30 Figura 9. Esquematización de los componentes de un lazo cerrado. ................. 31 Figura 10. Capas de reducción de riesgos alrededor de un proceso. ................... 40 Figura 11. Niveles, conexiones y elementos que intervienen en un sistema de

control distribuido (DCS) ...................................................................... 44 Figura 12. Diagrama de Tubería e Instrumentación.............................................. 48 Figura 13. Ejemplo Diagrama de Conexionado..................................................... 50 Figura 14. Ejemplo de un Diagrama de Lazo........................................................ 54 Figura 15. Líneas de conexión de instrumentos. [29]............................................ 66 Figura 16. Función del sistema distribuido accesible al operador. ........................ 68 Figura 17. Dispositivo de interfaz auxiliar del operador......................................... 68 Figura 18. Función no accesible al operador. ....................................................... 68 Figura 19. Accesible al operador, indicador o controlador. ................................... 69 Figura 20. No es accesible al operador................................................................. 69 Figura 21. Símbolo utilizado generalmente para sistemas de relé........................ 69 Figura 22. Control distribuido interconectando controladores con funciones lógicas

binarias o secuenciales. ...................................................................... 69 Figura 23. Control distribuido interconectando un solo controlador lógico con

funciones lógicas binarias o secuenciales........................................... 70 Figura 24. Cálculo o acondicionamiento de señal. ................................................ 70 Figura 25. Representación de instrumentos y su ubicación. ................................. 71 Figura 26. Simbología de sistemas. ...................................................................... 72 Figura 27. Señales. ............................................................................................... 73 Figura 28. Estructura de una planta en INtools. .................................................... 74 Figura 29. Símbolos de INtools. ............................................................................ 77 Figura 30. Conexión de un lazo de control en INtools........................................... 78 Figura 31. Mapa mental de asignación y revisión de típicos de lazo..................... 89 Figura 32. Representación gráfica en P&ID de un lazo de control de flujo. .......... 90 Figura 33. Administrador de paneles de la planta en INtools. ............................... 97 Figura 34. Administrador de cables de la planta en INtools. ................................. 98 Figura 35. Diagrama de conexionado del terminal TB-2 del panel CCGF-150202 de

la Plataforma Habitacional PEMEX.................................................... 104 Figura 36. Diagrama de lazo genérico en Plataforma Habitacional PEMEX....... 105 Figura 37. 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 comunicaciónindustrial.

- 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 ControlSupervisorio 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 grandesproporciones. La consultora venezolana Inelectra, está subcontratada por una de lascompañías del consorcio, la española Técnicas Reunidas, para realizar en conjuntola ingeniería de Detalle, Procura y Construcción de tres unidades pertenecientes a larefinería: la unidad de destilación de crudo, la de tratamiento de kerosene y la unidadde 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 áreade instrumentación y control, de la unidad de destilación de crudo de la planta. Lasprincipales actividades de ingeniería de Detalle que se realizaron, están relacionadascon la administración de la base de datos de instrumentos y el manejo yconfiguración de lazos de control de la unidad de destilación de crudo.

Las etapas de ingeniería Conceptual y Básica ya se han culminado; alingresar 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 yespecificaciones técnicas aplicables al proyecto, configurar satisfactoriamente lazosde control de la unidad de destilación de crudo de la planta y, familiarizarse conprocedimientos de ingeniería en proyectos multidisciplinarios, son objetivos que sepersiguen 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 losinstrumentos y sistemas de control utilizados en la Planta de Refinación Dung QuatVietnam y, se adquirieron conocimientos sobre el uso y manejo de programas decomputación 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 lageneración de distintos documentos de ingeniería. Se profundizó en el uso, manejo yaplicaciones de este programa, para poder obtener privilegios, en el celoso uso de labase de datos de instrumentos de un proyecto de ingeniería.

El personal de Inelectra, por lo general, está asignado a varios proyectos deingeniería simultáneamente; es así como aunado a las actividades del proyecto de larefinería Dung Quat, se participó en otro proyecto de la consultora, el desarrollo de laingeniería de Detalle de la Plataforma Habitacional PEMEX. Específicamente serealizaron los diagramas de conexionado y de lazo del sistema de monitoreo de gasy fuego de dos unidades de la plataforma habitacional. Esta actividad se realizó conel 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 DungQuat Vietnam. La realización de estos últimos no se pudo iniciar, por insuficiencia dela información requerida para elaborar estos diagramas: Para garantizarhomogeneidad y consistencia en el desarrollo de diagramas de lazo de control, entrelos distintos centros operativos pertenecientes al consorcio del Proyecto RefineríaDung 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 losdiagramas de lazo del Proyecto Refinería Dung Quat Vietnam tuvieron queposponerse. Es así como la participación en el desarrollo de los diagramas de lazodel Proyecto Plataforma Habitacional, se convirtió en la elaboración de todos losdiagramas de lazo y conexionado aprobados para construcción, del sistema demonitoreo de gas y fuego de dos unidades de la plataforma habitacional mencionadaanteriormente.

1.2 Justificación.En la actualidad es vital la automatización de las plantas industriales utilizando

sistemas electrónicos. Esta automatización permite centralizar las operaciones ysupervisar su funcionamiento, generando como beneficio mejor reacción ante loscambios del mercado, superior producción, altos niveles de calidad y procesos


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optimizables. Son entonces, las necesidades de calidad y productividad, las quedemandan una optimización de procesos, mejorando infraestructura existente enplantas industriales o realizando nuevas instalaciones con tecnología de avanzada.

Dung Quat Refinery es una planta de refinación que ha sido planeada desde1998. Petrovietnam, dueña de la planta, está realizando una gran inversión paradesarrollarla y espera que esté operativa en su primera fase para el mes de febrerode 2009. Este proyecto de gran envergadura requiere de un sistema de control einstrumentación que garantice las operaciones y proporcione seguridad a lasinstalaciones y a sus trabajadores.

Entonces, la ingeniería de Detalle que se realiza en este tipo de proyectos esde muy alta calidad, demanda altos niveles de conocimientos técnicos ymetodológicos 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 desarrollode una planta de refinación de petróleo ubicada en Vietnam y, a cargo de unconsorcio internacional, describiendo el entorno empresarial y ofreciendo una brevedescripción de la Planta de Refinación de Petróleo Dung Quat.

El Capítulo 3 contiene fundamentos teóricos generales sobre automatización ycontrol, que facilitan la comprensión de los siguientes apartados. También presentaconceptos teóricos relacionados específicamente con el desarrollo de lainstrumentación y control en un proyecto de ingeniería.

En el Capítulo 4 se exponen las normativas, estándares y aplicaciones queacompañaron el cumplimiento de los objetivos del proyecto. Vale la pena destacarque 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 laingeniería de Detalle de la Refinería Dung Quat Vietnam y en el Capítulo 6 laingeniería de Detalle de la Plataforma Habitacional PEMEX.


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Finalmente, los últimos capítulos contienen las conclusiones yrecomendaciones del proyecto, así como las referencias bibliográficas y apéndices.


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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 vitalespara 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 tardeincorpora servicios de procura, construcción, operación y mantenimiento.

Desde sus inicios la empresa se ha caracterizado por su compromiso con eldesarrollo industrial de Venezuela. El inicio de actividades en proyectos del Metro deCaracas en 1976, ejemplifica su contribución con el desarrollo tecnológico yeconómico de país. Además, se ha preocupado por “aumentar continuamente laparticipación nacional en sus proyectos, no sólo en el área de ingeniería, sinotambién en la incorporación de equipos y materiales nacionales en los proyectos queejecuta” [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 sectorpetrolero nacional.

El refinamiento del crudo representa una de las fuentes de proyectos másimportantes para la empresa. En 1984 se comienza a realizar proyectos de refinaciónde petróleo, “se han ejecutado trabajos en más de treinta instalaciones en lasdiferentes refinerías del país y en el exterior, para un total de más de 800.000 barrilesdiarios en procesamiento de crudo.” [2]

A partir de 1992 se da inicio a la internacionalización de la empresa, en buscade 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 ycomplementar capacidades, Inelectra mantiene diversas alianzas nacionales e


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internacionales, esto le ha permitido ofrecer un mejor servicio al cliente y acelerar elcrecimiento de la empresa.

La política de calidad de la empresa le valió en 1995 la certificación ISO-9000y el Premio PDVSA a la calidad en 1998.

En definitiva, Inelectra es una empresa líder en la industria de energía ehidrocarburos, considerada una de las 20 más grandes de América Latina y de altovalor agregado para el sector energético mundial.

2.1.2 Organización y estructura.

Inelectra es una corporación constituida por unidades de operación y unidadescorporativas. Operaciones e Inepetrol son las unidades de operación mientras que

Relaciones Institucionales, Planificación, Legal, Finanzas, Recursos Humanos yTelecomunicaciones son las unidades corporativas.

El proyecto está enmarcado en la Unidad de Operaciones, por esto sólo semuestra 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 conmás detalle para poder visualizar dentro de la División de Ingeniería, elDepartamento de Automatización y Control, departamento al cual pertenece eldesarrollo de la ingeniería de Detalle de los sistemas de control e instrumentación dela 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 eldesarrollo de proyectos de sistemas de control y automatización. Posee la capacidadde 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 ypruebas en campo, soporte técnico y mantenimiento preventivo y correctivo.

No sólo sus funciones son diversas, el equipo humano perteneciente aldepartamento se caracteriza por ser multidisciplinario; esto facilita la integración deconocimientos 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 serviciosde consultoría de integración de sistemas no orientados al producto. Estoproporciona mayor flexibilidad para satisfacer eficientemente los requerimientos delcliente. 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 deadministración corporativa.”[3]

El departamento presta sus servicios en “(...) plantas nuevas, remodelaciones,operaciones de mantenimiento, paradas de planta programadas y asistencia en elarranque de plantas” [4]

Inelectra es una de “(...) las compañías de ingeniería con mayor capacidad deejecución en Automatización en Venezuela con aproximadamente 130.000 horashombre 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 apoyoen áreas especializadas, compartiendo experiencias aprendidas y manteniéndose encoordinada comunicación. Además, existe una participación importante de sociosnacionales y extranjeros en el desarrollo de los proyectos, contribuyendo aún máscon 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 enerode ese año, el Ministro de Planificación e Inversión aprueba la cantidad de 1.3billones de dólares, para desarrollar la primera refinería de Vietnam en la provinciacentral Quaûng Ngaõi.


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El inicio del proyecto ha sufrido continuos retrasos, en su mayoríaocasionados por el retiro de compañías petroleras extranjeras involucradas en eldesarrollo del proyecto.

La ubicación geográfica de la refinería es una de las características que hagenerado más desconfianza a los inversionistas. La región de Dung Quat estásituada en una región poco poblada y desarrollada, a 1000Km de la costa sur, lo queimplica incrementos de costos para transportar el crudo hasta la refinería. Tambiénse encuentra alejada de los centros económicos del país Ho Chi Minh y Hanoi. Elpropósito del gobierno es impulsar el desarrollo en esta zona con la construcción dela refinería.

Luego de que varias compañías desistieran de emprender la construcción dela refinería, alegando que era un proyecto económicamente inviable, un consorcioformado por tres compañías extranjeras, Technip-Coflexip, JGC Corp. y TécnicasReunidas asume el desarrollo de la refinería Dung Quat.

Para su construcción y equipamiento se requieren entre 700 y 800 millones dedólares. La capacidad de la refinería proyectada es de 6.5 millones toneladas al añode crudo de bajo sulfuro, 5.5 millones provenientes de Vietnam y 1 millón del mediooriente (148.000 BPD). Los productos de la planta serán LPG (gas licuado depetróleo), gasolina sin plomo, kerosene, turbo combustible y materia prima paraplantas industriales de propileno y diesel.

El tiempo de ejecución del proyecto es de 36 meses para la culminaciónmecánica 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 TécnicasReunidas de España (TR).

El alcance de TR incluye la ejecución de la ingeniería de Detalle, Procura yConstrucción 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 empresaestá 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) yMadrid (España), los cuales tienen como función realizar la ingeniería de Detalle delas distintas unidades de la refinería. La coordinación del proyecto se realiza desdeKuala Lumpur. En particular, las actividades realizadas por Inelectra se estaránreportando directamente al centro operativo ubicado en la ciudad de Madrid. Inelectrafunge como un centro de ingeniería (EC) asociado al centro operativo de Madrid. Elcentro 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 yconstrucción de la planta. Figura representada por el Consorcio TKP, JGC y TR y loscentros de ingeniería asociados.

- Vendedor: La compañía que suministra equipos y servicios asociadosespecificados por el contratista. Honeywell es el vendedor.

- Cliente: Petrovietnam, dueño de la planta. Es una empresa estatal conocidaoficialmente como la Corporación de Petróleo y Gas de Vietnam; realiza operacionesde exploración, producción, almacenamiento, procesamiento, transporte, distribucióny 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 deingeniería confluyen en este proyecto. Cada una de ellas interactúa de formaparticular con su similar de Técnicas Reunidas.

El desarrollo de la ingeniería de Detalle de los sistemas de control einstrumentación es responsabilidad de la disciplina Instrumentación y Control,perteneciente al Departamento de Automatización y Control, por esto se resalta en elorganigrama que se muestra a continuación.

Figura 5. Organigrama del Proyecto DQRP.

El alcance de la disciplina Instrumentación en Inelectra es realizar los planosde 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 ycómputos métricos, de las unidades CDU, KTU y Fuel Gas.


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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, através de procesos mecánicos, eléctricos, neumáticos o hidráulicos.

Se habla de Instrumentación y Control Industrial cuando las mediciones y elcontrol 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 cualmateria o energía es convertida en otra forma de materia o energía. El mecanismoque se encargue de modificar la temperatura de un fluido es un ejemplo de proceso.

PROCESOAIRE CALIENTEDE ENTRADA

AIRE FRIODE SALIDA

Figura 6. 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 esalimentado al mismo tiempo que su producto es removido. Ejemplos típicos deprocesos 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 sonun 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 procesotermina 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 unarefinería 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 intervenciónsobre ellas o, perturbaciones, aquellas variables en las cuales no se tiene control yafectan el proceso.

3.2.4 Salidas de Proceso.

Son las variables que dependen de las entradas del proceso. Conviene queéstas sean variables controladas, es decir, que se ejerce control sobre ellas mediantemodificaciones 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 escalasde 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 omásico. El primero es el volumen de fluido que pasa a través de un punto en unperíodo determinado, mientras que el flujo másico se refiere a la masa de fluido quecircula 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. Seexpresa en unidades de longitud.

3.3 Sistema de Control.

Conjunto de dispositivos que permiten controlar el comportamiento de unproceso. 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 dispositivostecnológicos que se encargan de controlar su funcionamiento. “El eje central de


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cualquier automatización es el automatismo, que podemos definir como tododispositivo eléctrico, electrónico, neumático, etc., capaz por sí solo de controlar elfuncionamiento de una máquina o proceso.” [6]

3.5 Lazo de Control.

El lazo de control es el recorrido, generalmente en forma de bucle, que realizala 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 controlasociados a él. Típicamente un lazo de control contiene los siguientes elementos:instrumento de medición o sensor, transmisor, controlador, elemento final de controly 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 acontrolar. Es impreciso ya que se desconoce el estado de la variable de salida y nose realizan comparaciones con un valor deseado para realizar ajustes en el sistema.Si ocurre una perturbación exterior, debido por ejemplo a variaciones de condicionesambientales, 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 directosobre 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 dela comparación alimenta el controlador para que este, manipulando la variable decontrol, lleve la salida al valor deseado.

Actuación

Evaluaciónde datos

Captaciónde datos

Proceso

Figura 8. Lazo de control cerrado. [7]

En la figura 8 se puede observar de forma esquematizada, la estructura típicade un sistema de control a lazo cerrado. A continuación se describe en qué consistencada 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 utilizandoinstrumentos locales, dispositivos de medición que generalmente están ubicadosdirectamente en campo, muy próximos al proceso donde se producen los datos deinterés.

- Evaluación de datos: Los datos recibidos y el valor deseado son procesados conun algoritmo de control previamente definido, generando de ser necesario, una señalcorrectiva dirigida a los actuadores.

- Actuación: Manipulación de instrumentos finales de control para minimizar el errorentre 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 máscomplejos 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 trescategorías:


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3.6.1 Según la variable de proceso.

Se clasifican según la variable del proceso, independientemente del principiode 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. Bajoeste criterio, un indicador de nivel y un indicador de flujo pertenecen a la mismaclasificación: 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; porejemplo, en una pantalla remota se puede observar la temperatura de un líquidocontenida en un tanque, pero directamente en el tanque no hay representación dedicha 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 ymantenimiento de una planta industrial.

3.6.2.3 Registradores.

Son instrumentos que graban con un trazo continuo, el comportamiento deuna variable en función de otra, generalmente en función del tiempo. La informaciónregistrada es útil para análisis del proceso. Los registradores electrónicos además derepresentar 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 mediocontrolado. Su función es medir la variable, responden cuantitativamente a lavariación 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 detemperatura, cuando ésta cambia, en el termopar se produce una variación de fuerzaelectromotriz.

3.6.2.5 Transmisores.

Dispositivos que reciben la medición de la variable de proceso desde unelemento 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 SALIDANeumáticos 3-15 psi

4 - 20 mA. (estándar)10 - 50 mA, 0 - 20 mA

Analógicos

1 – 5 V, 0 - 10 V, (-5) - 5 V4 - 20 mA (estándar)

HART (híbrido)

EléctricosInteligentes(analógicos, digitales e híbridos) fieldbus foundation (estándar

digital)

Los estándares más comunes de transmisión son las señales neumáticas de 3a 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, quereciben de un transmisor, con un valor deseado y ejercen una acción correctiva deacuerdo 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 señala otro, y retransmitirla en la forma final deseada. Ejemplos:

- Convertidor P/I (Convertidor presión - intensidad de corriente): Convierte la señalneumática de 3 a 15 psi en una señal eléctrica de 4 a 20 mA.

- Convertidor I/P (Convertidor intensidad de corriente - presión): Convierte la señaleléctrica en una neumática.

3.6.2.9 Interruptores de Límite.

Son instrumentos que captan una variable de proceso y, cuando ésta excedeun valor determinado, cambian de estado, generan alguna alarma o ejercen algunaotra acción.

3.6.2.10 Elementos finales de control.

Los elementos de acción final se encargan de cambiar el valor de la variablemanipulada para ejercer control sobre la variable de proceso. Reciben la señal delcontrolador y actúan sobre el proceso. Válvulas, bombas, compuertas, relés yactuadores de velocidad, son algunos elementos finales de control que se puedenconseguir en la industria.

3.6.2.11 Elementos de seguridad.

Son dispositivos diseñados para la protección de equipos y personas devalores de presión que superen los niveles seguros de operación. Ejemplo: válvulasde alivio, válvulas de seguridad y discos de ruptura.

3.6.2.12 Analizadores.

Dispositivos que miden una característica en particular de una corriente delproceso, la analizan y mantienen dentro de un rango especificado. Los analizadoresse 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 lamedición y el análisis está insertado en la línea, el analizador es ‘in situ’, mientrasque los analizadores con sistemas de muestreo, realizan la medición en undispositivo 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. Engeneral, los instrumentos de campo deben ser muy robustos, para soportarcondiciones ambientales extremas presentes en los procesos. Ejemplo: sensores yactuadores.

3.6.3.2 Instrumentos de panel.

Instrumentos instalados en armarios, paneles o gabinetes ubicados en salasde 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 erancontroladas manualmente. El operador observaba la magnitud de una variable y,cuando y como consideraba necesario, según su experiencia y requerimientos deoperación del proceso, ajustaba instrumentos muy simples para llevar la magnitud dela variable, a valores deseados para la correcta operación del proceso.

El control manual exige muchas destrezas del operador para poder aseguraruna operación normal del proceso. Generalmente el operador está muy ocupadoajustando algún elemento final de control, por lo que la recolección de datosimportantes del proceso pasa a segundo plano, así que estos datos se caracterizanpor 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 máscomplicados que demandaban estrategias de control de mayor complejidad, elcontrol manual se hizo insuficiente y comienzan a aparecer los instrumentos demedición y control automatizados.

3.7.2 Controladores Locales

Son controladores que utilizan energía del proceso para accionar algúnelemento de control final.

Están ubicados directamente en el proceso, por lo que están repartidos portoda la planta. A pesar de su simplicidad son muy robustos, ya que deben soportarlas condiciones ambientales en las cuales se llevan a cabo las operaciones del

proceso que controlan. Los controladores locales liberaron un poco el trabajo deloperador, ahora sus labores son de supervisión y puede manejar mayor número devariables del proceso.

Los controladores locales todavía presentan muchas desventajas. Larecolección de datos del proceso sigue siendo manual, además, un operador controlavarias variables del proceso pero debe moverse por grandes extensiones de laplanta, 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 alcontrol centralizado.

En el control centralizado una unidad de control gestiona varios procesos.“Usando combinaciones de orificios, palancas, amortiguadores y otros dispositivosmecánicos complejos, un controlador neumático puede hacer cálculos elementales

basados en el punto de consigna y el valor de la variable a controlar, ajustando elelemento 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 elproceso 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 eloperador.

A pesar de los avances mencionados anteriormente, el control neumáticocentralizado no ofrece una respuesta rápida si ocurre algún desacople en el proceso,ya que los reajustes son manuales, estando así condicionados a interpretaciones yconocimientos del operador. Además, este sistema de control está limitado por lacantidad y complejidad de lazos de control que puede manejar; es útil para procesospequeños, e insuficiente para grandes procesos.

La conversión de las variables de proceso en señales neumáticas automatizóla recolección de datos, pero en aquellos procesos que manejan gran cantidad deinformación, la recopilación tenía que seguir realizándose manualmente.

3.7.4 Controladores Eléctricos.

Son controladores que trabajan con señales eléctricas de 4mA a 20mA. 4mArepresenta un 0% de la señal y 20mA el 100%. El valor mínimo es distinto a 0mApara que la instrumentación receptora pueda distinguir entre un valor cero de la señaly 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 bajocosto, rapidez y fácil integración.

Los controladores eléctricos mejoraron la recolección y procesamiento dedatos con respecto a los controladores neumáticos.

3.7.5 Controladores Electrónicos.

El avance de la electrónica da paso a ordenadores digitales que ejercían uncontrol centralizado. El computador central “recibe las entradas del proceso, ejecutalos cálculos apropiados y produce salidas que se dirigen hacia los actuadores odispositivos finales de control.”[11] Este sistema es conocido como Control DigitalDirecto (DDC).

Un teclado y un monitor conectados al ordenador fungen como interfaz entreel proceso y el operador.


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El DDC implica una gran cantidad de responsabilidades en el computadorcentral, la capacidad y velocidad de procesamiento de este último, limitan lasfunciones que puede realizar el sistema.

El sistema es costoso: todas las entradas y salidas deben ser cableadas hastael computador central; la máquina que se instala como computador central essobredimensionada, evitando así ampliaciones en un corto plazo, que resultan aúnmás cotosas; por último, el DDC debe poseer un computador redundante, ya que enun esquema centralizado de control, si el computador central falla, todo el sistematambién lo hace.

A partir del DDC aparecieron uno tras otro sistemas y dispositivos electrónicosque ejercían un control cada vez más granulado e incorporaban estrategias máseficientes de control y supervisión. Así, surgieron distintos sistemas de control concada vez más prestaciones, SCADAS, RTU, PLC’s, DCS, etc.

Muchos de los sistemas de instrumentación y control que se utilizan en laindustria, 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 deseñales, que permiten comprender con más detalle, la funcionalidad de los sistemasde 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, requierede conversores para interactuar con computadores.

Debido a que trabaja con señales neumáticas, no se generan efectos deinterferencia eléctrica y, en ambientes explosivos, no hay peligro por ocurrencia dechispas.


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La instalación de los sistemas neumáticos demanda mucho trabajo y escostosa. Los instrumentos asociados suelen mantener su precio o tienden a subir unpoco. 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 concomputadores, pero, requiere conversores I/P para convertir la señal eléctrica en unaseñal de presión de aire, compatible con válvulas neumáticas.

Sí son afectados por las interferencias eléctricas, pero este efecto es mínimosi 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. Losinstrumentos asociados tienden a superar sus características tecnológicas sin elevarlos precios. Aunado a esto, tienen una excelente distancia de cobertura, soportancientos 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 sugran mayoría, eléctricos y/o electrónicos.

A continuación se clasifica los sistemas de control, exponiendo en quéconsiste cada uno de ellos, cuáles son sus funciones y tecnologías asociadas. Seexplica 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 setrabajó en el Proyecto Refinería Dung Quat Vietnam. El tratamiento con lastecnologías de control es similar, se profundiza en aquellas tecnologías utilizadas enel 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 lossistemas 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 siguientefigura 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 lainterfaz con el operador para funciones de monitoreo, alarmas, reportes, análisis eintervención.

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 decondiciones anormales en el proceso, mantienen el proceso en un estado seguro deoperatividad. 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 puedesignificar grandes pérdidas materiales y humanas. Por esto los SistemasInstrumentados de Seguridad suelen diseñarse con múltiple redundancia, es decir,varios dispositivos destinados para la misma función, de tal forma que si uno fallaotro pueda suplir su función. Es común encontrar en una planta que, los dispositivosde control más confiables y, por ende, más costosos, se utilizan a lo sumo, una vezen la vida operativa de la planta, ya que están destinados al sistema de parada deemergencia.

Las tecnologías que comúnmente se utilizan son las siguientes:

- Paneles de Relés.


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 detecciónde la presencia de fuego, humo, calor o fuga de gases, en concentraciones querepresentan riesgos de explosión o intoxicación en un área determinada de la planta.Además, son capaces de activar automáticamente dispositivos de alarma ymitigación de los peligros mencionados anteriormente.


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Tecnologías usadas en sistemas F&G:


- 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 abriro cerrar un contacto. El panel de relés está conformado por un grupo de relés pararealizar 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 enlíneas de transmisión de electricidad, ejecutar funciones lógicas (AND/OR) y para elaislamiento de circuitos.

3.9.2.2 Controlador Lógico Programable (PLC).

Es un dispositivo basado en microprocesadores configurable para realizarcontrol 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 programadoressecuenciales electromecánicos. Con el pasar de los años se ampliaronsignificativamente 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 procesoscríticos y en condiciones ambientales extremas. Además es de fácil programación ymantenimiento, está diseñado en forma modular, es versátil y su precio escompetitivo.

Los PLC’s se emplean con frecuencia en sistemas de seguridad, debido a queposeen una alta velocidad de procesamiento y permiten incluir redundancia sinmayores dificultades. En los Sistemas Instrumentados de Seguridad, se utilizanPLC’s “con elevado grado de redundancia (2 de 3) integrada, tanto a nivel de I/Ocomo de CPU. En los más avanzados modelos se incluye la posibilidad de sustituirlos 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 ydemás dispositivos, distribuidos estratégicamente en las distintas áreas de unaplanta industrial, para realizar el control de muchos lazos de control asociados a losprocesos 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 seconoce el nivel y, en el derecho, los componentes más comunes que lo conforman.

En el primer nivel se encuentran dispositivos físicamente ubicadosdirectamente en el proceso. Los elementos más importantes de este primer nivel sonlos sensores y actuadores. Los sensores se encargan de realizar mediciones paraobtener datos del proceso útiles para el sistema de control, mientras que losactuadores 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 comunicacionesnecesarias en el sistema.

En DCS’s más avanzados, se utilizan sensores, actuadores y módulos de E/Sinteligentes , es decir, prestan funciones más complejas y están generalmentebasados en microprocesadores. El controlador básico, conocido como reguladordigital, 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


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controlador básico puede controlar varios lazos, es decir, puede estar ‘pendiente’ demúltiples variables de forma simultánea y proporcionar un control sobre ellas.”[15]

El controlador básico ejemplifica la autonomía que gozan en distinto grado losdispositivos de un sistema DCS, ya que ejerce regulación sobre uno o más lazos decontrol sin tener que interactuar con un controlador central.

En el siguiente nivel se encuentran los dispositivos que ejercen estrategias decontrol para asegurar una operación regular del proceso, atacando anomalías ydesajustes. En el nivel 2 se alojan controladores básicos y más complejos como losmultivariables, 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 nivelesinferiores, para realizar recopilación y análisis de datos, optimización de procesos,decisiones de entrada y salida de materiales, entre otros aspectos productivosrelevantes.

En este nivel el objetivo es mejorar la línea de producción y presentar unainterfaz al ingeniero, para que este cuente con toda la información necesaria paraobtener una amplia visión de cualquier área de la planta. Las estaciones de

operación, representan esta interfaz, a través de ésta el operador observa enpantalla gráficos del proceso, estados de alarmas, puede almacenar datos históricosy manipular variables. El ingeniero posee privilegios en el sistema que le permiteneditar programas de control y crear nuevas representaciones.

Tal como se indica en la figura 11, las estaciones suelen estar instaladas enPC’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 tresprimeros niveles, la inclusión de nivel 4 le proporciona una visión más general alsistema de control distribuido. Para el interés del presente texto no se consideranecesario profundizar sobre el nivel gerencial.

Algunas bondades del DCS


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- 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 realizarsecambios o ampliaciones en una unidad del proceso sin interrumpir las demásoperaciones.

- 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 deseñal, AI, AO, DI, DO.

Desventajas

- Los buses de comunicación internos suelen ser de un único fabricante dehardware, 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 mínimainfraestructura” [16] para implementar el sistema.

- No es recomendable para algunos procesos que requieren una velocidad derespuesta muy alta, ya que tanto nivel de distribución de los elementos puedeintroducir 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, suclasificación 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 ycontrol del proceso.


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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 mismocontexto almacenados sistemáticamente para su posterior uso”. [18]

La base de datos de un proyecto de ingeniería se encuentra en formatoelectrónico, lo que significa una gran cantidad de funciones que permiten múltiplestipos de manejo, acceso y alimentación de la base de datos. Es dinámica ya que seactualiza frecuentemente.


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En la base de datos se encuentra información muy diversa referente a losinstrumentos: el nombre, tipo, su tamaño, en qué línea y equipo se encuentranubicados, sistema al que pertenecen, nº de lazo, nº de especificación, fabricante, nºde modelo, calibración, tipo de señales que maneja, múltiples configuraciones decontrol y cualquier otra información relevante para la planta.

Además de información referente a los instrumentos, en la base de datos seencuentran los equipos de proceso, equipos eléctricos y tuberías. También lasdistintas divisiones de la planta, en áreas y unidades, los servicios que ofrece yequipamiento en general que contiene cada una de estas divisiones.

La base de datos de un proyecto es muy dinámica, ocurren cambios a diario ymuchas personas tienen acceso a ella. Por esto, es recomendable asignar unresponsable de la base de datos; su función más importante es mantener la base dedatos única. Debe realizar transferencias de información, emitir listas deinstrumentos, 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 productofinal es la representación gráfica de una regleta de alguno de los equiposmencionados anteriormente. Estos documentos muestran el conexionado que existeentre la instrumentación de campo y los sistemas asociados, de ahí que seanutilizados para realizar las conexiones de los equipos en la fase de construcción de laplanta.


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juntos, cables provenientes de campo. Debido a su ubicación deben ser robustas,para que se adapten a condiciones ambientales adversas, ya que generalmente seencuentran a la intemperie.

3.12.1.2 Gabinetes de conexión (Marshalling Cabinets).

Son armarios de regletas donde se concentran los cables provenientes delcampo, generalmente cables que ya han pasado por una caja de conexión, paradirigirlos a los sistemas de control correspondientes. Este tipo de gabinete puedeencontrarse en el campo o en salas de control, dependiendo del diseño. Losgabinetes de conexión poseen cableados internos (cross-wiring), que permitenorganizar las señales de entrada y salida en grupos y cantidad específica paratarjetas 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 decampo, la diferencia principal es que en estos gabinetes están ya ubicados losmódulos de entrada y salida de los sistemas de control. Además, permiteninterconexión 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, ubicadasen sala de control. Las barreras limitan la energía de aquellas señales de campo quedeben poseer seguridad intrínseca, para así evitar explosiones en los circuitos quecontienen estas señales.

Con estos gabinetes se separan eficazmente los cables del lado del sistemade 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 dellado del sistema de control de los circuitos de control de motores.


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3.12.1.6 Gabinetes de relés de parada de emergencia.

Gabinetes que alojan el cableado de relés electromecánicos utilizados ensistemas 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 comopotencias de unos pocos miliwatts. Son las señales más susceptibles al ruido y ainterferencias. Típicamente, las termocuplas, termoresistencias y sensores engeneral, manejan señales de este tipo. Por ejemplo, las termocuplas se conectan concables tipo par con pantalla. La pantalla es una cinta metalizada que recubre losconductores y posee un conductor sin recubrimiento que se lleva a tierra, paraproteger de ruido e interferencia. Por su parte, las termoresistencias (RTD) requierencableado a tres hilos, dos hilos están conectados a los extremos del elementoresistivo 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 4-20mA. es una señal analógica de alto nivel. Se les conoce como señales de lazo decorriente, su cableado se realiza con cable tipo par o cableado a ‘dos hilos’ cuando elinstrumento se alimenta con esta señal; si la alimentación es externa, se proveenconductores 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 undispositivo. Presentan mejor protección al ruido, de ahí que no requieran pantallas.


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3.12.2.4 Señales de comunicación.

Señales asociadas con la interacción de sistemas de control. Para sucableado es necesario asegurar una buena protección del ruido. Dependiendo de lostipos de sistema, se utilizan comúnmente, cables tipo par trenzado, coaxiales o defibra óptica.

3.13 Diagramas de Lazo.

Son diagramas esquemáticos en los que se muestra el recorrido de la señalde un lazo de control, desde su origen en el instrumento en campo hasta su puntofinal en la sala de control, como puede ser la representación en una cónsolaoperativa.

La cantidad de información que se incluye en los diagramas de lazo esvariable. Algunos son muy simples, se muestra la ubicación de los instrumentos, suidentificación e interconexión con otros instrumentos. Otros además, incluyeninformación de los cables y detallan los terminales de las distintas cajas de conexión.

William Andrew, en su libro Aplicación de la Instrumentación en ProcesosIndustriales, 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 dedesarrollo de la planta. En el arranque se utilizan para pruebas de continuidad deseñales y para pruebas de cada uno de los lazos, con el fin de verificar el correctofuncionamiento de cada uno de los instrumentos que conforman el lazo,

sistema de control de refineria

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