UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR COORDINACIÓN DE INGENIERÍA ELECTRÓNICA ACTUALIZACIÓN DEL SISTEMA DE PARADA DE EMERGENCIA DEL COMPRESOR 42-K-201 DE LA PLANTA DE COQUIFICACIÓN RETARDADA DE LA REFINERIA CARDON, PDVSA-CRP, EDO. FALCÓN. Tutor Ing. Donquis Joan Autor Br. Pérez R. Joshué M. Informe Final de Cursos de Cooperación Técnica y Desarrollo Social Presentado a la Universidad Simón Bolívar Como requisito parcial para optar al titulo de Ingeniero Electrónico Sartenejas, Noviembre 2006 DEDICATORIA A Dios todopoderoso por guiar siempre mis pasos. A mis padres, Florencio y Lina, por darme todo su amor y apoyo incondicional…los amo. Al nono y a tío Antonio, Dios los tenga en la gloria. A mis hermanos Manuella y Florencio, disculpen lo malo.. saben que siempre contarán conmigo. A mis Abuelos Florencio y María, a la nona, a todos mis tios y primos por creer en mí. Y a ti K… II AGRADECIMIENTOS A la USB por haberme formado en sus aulas. A todos los profesores del departamento de Ingeniería Electrónica por todo los conocimientos que me brindados y todas experiencias compartimos. A mi tutor Joan Donquis, por su ayuda incondicional y paciencia en la elaboración de este trabajo. Al todo el personal del CRP que me apoyo en todo momento, en especial a los Ingenieros Mario Trompiz, Diego da Silva, Nelson Zambrano, Nairobi Colina y todos los demás del grupo GII-IC. A todos los de la planta de Coquer: Walco, Cheo, javier, Marisela Betancurt, Alirio Flores. También a los Ingenieros de procesos Jose Ramirez y Alejandro Becerra por todos las dudas aclaradas. Al Ing. Henry Jordán por haberme dado la oportunidad de realizar este trabajo. A mi familia, por permitirme estar otra vez entre ellos. A mis amigos: Leo, Daniel, Sylvia, Samuel, Gilberto, Astrid, Mirvy, Verónica, Andreina, Felipe, Adriana, Pablo, Choco, Dioris, Rafa, Nelson, Miguel, Carlos, Junior, el gocho, María Clara, Alejandro, Jose Manuel, Andrea, Luis, Naty, Odra, Johanna, y a todas esas personas que lo largo de toda esta etapa de mi vida han estado de una y otra forma allí. Al profesor Gerardo Fernández, por su apoyo y amistad incondicional a lo largo de toda mi vida universitaria. A mi tío Leo, por estar siempre al pendiente de mí y ayudarme estos últimos años. III UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR COORDINACIÓN DE INGENIERÍA ELECTRÓNICA ACTUALIZACIÓN DEL SISTEMA DE PARADA DE EMERGENCIA DEL COMPRESOR 42-K-201 DE LA PLANTA DE COQUIFICACIÓN RETARDADA DE LA REFINERIA CARDON, PDVSA-CRP, EDO. FALCÓN. Informe Final de Cursos de Cooperación Técnica y Desarrollo Social RESUMEN El presente trabajo de grado describe las actividades necesarias para la elaboración de la Ingeniería Básica, enfocada en la actualización del Sistema de Parada de Emergencia del compresor 42-K-201 de la Planta Coquificación Retardada de la refinería Cardón, como solución a los problemas ocasionados por las fallas y obsolescencia que presenta la lógica actual de protección, haciendo que el sistema sea más confiable y disponible. El trabajo se enfocó en estable una nueva arquitectura de protección, con base a los criterios descritos en las normas PDVSA y estándares internacionales para el diseño de Sistemas de Seguridad, por medio de una matriz comparativa se determinó cuales de las tecnologías existentes en el mercado son las que mejor se adapta al sistema. El Capítulo I establecer la problemática que presenta el sistema actual. En el Capítulo II se encuentran las bases teóricas, los conceptos y tecnologías utilizadas en la elaboración de la ingeniería básica. En el capítulo III se encuentra la información de campo y como funciona el sistema actual. El capítulo IV abarca el diseño del nuevo sistema de parada de emergencia en base a los requerimientos actuales para el cumplimiento de las normas que aplican a los sistemas de protección. Los capítulos V y VI describen los documentos realizados producto de la ingeniería básica y las conclusiones y recomendaciones respectivamente. Palabras claves: Compresores, monitoreo, PES, SIS, protección, ESD, confiabilidad. IV INDICE CAPITULO I INTRODUCCIÓN 1.1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA...................................................... 2 1.2. OBJETIVO GENERAL ................................................................................. 7 1.3. OBJETIVOS ESPECÍFICOS ........................................................................ 7 1.4. JUSTIFICACIÓN ........................................................................................... 8 1.5. ALCANCE DEL PROYECTO .................................................................... 10 1.6. LIMITACIONES .......................................................................................... 11 1.7. METODOLOGÍA ......................................................................................... 12 1.7.1. Revisión documental ................................................................................ 13 1.7.2. Observación en el Área ............................................................................ 14 1.7.3. Entrevista no estructurada ...................................................................... 16 1.8. FASES DEL PROYECTO ........................................................................... 16 1.8.1. Investigación y visualización del sistema actual .................................... 17 1.8.2. Definición de limitaciones y requerimientos de diseño ......................... 17 1.8.3. Análisis de la arquitectura del sistema de protección ........................... 18 1.8.4. Selección de la tecnología a utilizar ........................................................ 19 1.8.5. Diseño del sistema a implementar........................................................... 20 1.8.6. Documentación ......................................................................................... 20 CAPÍTULO II MARCO REFERENCIAL 2.1. ANTECEDENTES ........................................................................................ 21 2.2. BASES TEÓRICAS ...................................................................................... 21 2.2.1. Compresores ............................................................................................. 22 2.2.1.1. Compresores dinámicos ................................................................... 22 V 2.2.1.2. Compresores Centrífugos ................................................................ 23 2.2.2. Elementos de Control ............................................................................... 24 2.2.2.1. Control de desempeño ...................................................................... 25 2.2.2.2. Sistema anti-oleaje ............................................................................ 25 2.2.3. Sistema de Control Distribuido (DCS) ................................................... 27 2.2.3.1. Sistemas electrónicos Programables (PES) .................................... 29 2.2.4. Sistemas Integrados de Seguridad (SIS) ................................................ 29 2.2.4.1. Sistema de Parada de Emergencia (ESD)....................................... 30 2.2.4.2. Probabilidad de Falla ....................................................................... 30 2.2.5. Tecnología Triple Modular Redundante (TMR)................................... 31 2.2.6. Comunicaciones Industriales................................................................... 32 2.2.6.1. Modbus .............................................................................................. 32 2.2.6.2. TCP-IP ............................................................................................... 33 2.2.6.3. SMM................................................................................................... 33 2.3. NORMAS DE PDVSA .................................................................................. 34 2.3.1. PDVSA K – 300 Introducción a la instrumentación ............................ 34 2.3.2. PDVSA K – 330 Consolas y paneles de control .................................... 36 2.3.3. PDVSA K – 336 Sistemas seguros de instrumentación........................ 37 2.3.4. PDVSA K – 339 Instrumentación de equipos rotativos....................... 40 2.3.5. IEC-61508.................................................................................................. 41 2.3.5.1. Niveles instrumentados de seguridad (SIL) ................................... 43 CAPITULO III EL SISTEMA DE PARADA DE EMERGENCIA DEL COMPRESOR 42-K-201 DE LA PLANTA DE COQUIFICACIÓN RETARDADA 3.1. CONVERSIÓN PROFUNDA (CARDÓN) ................................................. 44 3.1.1. Coquificación Retardada ......................................................................... 45 3.1.2. Arquitectura de la planta DCU ............................................................... 47 3.1.3. Planta de Gas # 3 ...................................................................................... 49 VI 3.1.4. Arquitectura de la planta PG3 ................................................................ 51 3.2. SISTEMA DE CONTROL ........................................................................... 54 3.3. SISTEMA BENTLY NEVADA ................................................................... 56 3.4. COMPRESOR 42-K-201 .............................................................................. 60 3.4.1. Motor eléctrico.......................................................................................... 61 3.4.2. Primera etapa de succión......................................................................... 62 3.4.3. Segunda etapa de succión ........................................................................ 63 3.4.4. Caja de engranaje..................................................................................... 65 3.4.5. Sistema de aceite lubricante .................................................................... 66 3.4.6. Sistema de Sello ........................................................................................ 66 3.5. SISTEMA DE PARADA DE EMERGENCIA........................................... 67 3.6. PANALARM ................................................................................................. 68 3.7. ISH.................................................................................................................. 69 3.8. LÓGICA DE RELÉS.................................................................................... 69 3.8.1. Condiciones por ESD ............................................................................... 71 3.9. PERMISIVOS DE ARRANQUE................................................................. 71 3.10. SISTEMA C.C.C. ........................................................................................ 73 CAPITULO IV DISEÑO DEL SISTEMA DE PARADA DE EMERGENCIA 4.1. REQUERIMIENTOS GENERALES ......................................................... 76 4.1.1. Niveles instrumentados de seguridad ..................................................... 77 4.1.2. Instrumentación de Campo ..................................................................... 78 4.1.3. Sistema Electrónico Programable........................................................... 80 4.1.4. Monitoreo del sistema .............................................................................. 81 4.2. PANEL LOCAL Y ANUNCIADOR ........................................................... 82 4.3. DISEÑO DEL SISTEMA DE PARADA DE EMERGENCIA ................. 86 4.3.1. Evaluación de alternativas....................................................................... 87 4.3.1.1. Propuesta #1 ICS triplex .................................................................. 87 VII 4.3.1.2. Propuesta #2 Triconex (V 9.1) ........................................................ 90 4.3.1.3. Propuesta #3 Honeywell FSC .......................................................... 91 4.3.1.4. Propuesta #4 Siemens ST-400H....................................................... 93 4.3.1.5. Propuesta #5 ABB Plantguard ....................................................... 95 4.3.1.6. Propuesta #6 ABB Yokogawa-ProsafeRS ..................................... 95 4.3.2. Matriz comparativa de tecnologías......................................................... 97 4.3.2.1 Selección de Tecnologías ................................................................... 99 4.4. EQUIPO BENTLY NEVADA ................................................................... 101 4.5. SISTEMA C.C.C. ........................................................................................ 103 4.6. PROPUESTA DE LA ARQUITECTURA DEL SISTEMA DE MONITOREO Y PROTECCIÓN ...................................................................... 103 CAPITULO V INGENIERÍA BÁSICA 5.1. ALCANCE DE LA INGENIERÍA BÁSICA ............................................ 107 5.2. ARQUITECTURA DE CONTROL .......................................................... 108 5.3. FILOSOFÍAS DE CONTROL................................................................... 108 5.4. MATRIZ CAUSA-EFECTO...................................................................... 109 5.5. NARRATIVAS DE LA LÓGICA.............................................................. 109 5.6. LEVANTAMIENTO DE CAMPO............................................................ 110 5.6.1. INDICACIÓN EN EL PANEL ANUNCIADOR................................. 110 5.6.2. INDICE DE ALARMAS........................................................................ 110 5.6.3. INDICE DE INSTRUMENTOS .......................................................... 111 5.7. BASES Y CRITERIOS DE DISEÑO........................................................ 111 5.8. ACTUALIZACIÓN DE PLANOS Y DOCUMENTOS .......................... 111 VIII CAPITULO VI CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 6.1. CONCLUSIONES....................................................................................... 113 6.2. RECOMENDACIONES............................................................................. 115 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ............................................................... 223 GLOSARIO .......................................................................................................... 228 APÉNDICES APÉNDICE A ....................................................................................................... 117 APÉNDICE B ....................................................................................................... 119 APÉNDICE C ....................................................................................................... 120 APÉNDICE D ....................................................................................................... 123 APÉNDICE D.1 .................................................................................................... 125 APÉNDICE E.1 .................................................................................................... 129 APÉNDICE E.2 .................................................................................................... 132 APÉNDICE F.1 .................................................................................................... 135 APÉNDICE F.2 .................................................................................................... 138 APÉNDICE G....................................................................................................... 141 APÉNDICE H....................................................................................................... 152 APÉNDICE I.1 ..................................................................................................... 154 APÉNDICE I.2 ..................................................................................................... 160 APÉNDICE I.3 ..................................................................................................... 165 APÉNDICE I.4 ..................................................................................................... 170 APÉNDICE I.5 ..................................................................................................... 175 APÉNDICE I.6 ..................................................................................................... 199 APÉNDICE I.7 ..................................................................................................... 203 APÉNDICE I.8 ..................................................................................................... 208 APÉNDICE I.9 ..................................................................................................... 212 APÉNDICE I.10 ................................................................................................... 222 IX INDICE DE TABLAS TABLA PÁGINA 1 NIVEL SIL……………………………………………………… 43 2 LISTA DE SEÑALES DEL SISTEMA DE MONITOREO…… 56 3 LISTA DE SEÑALES DEL SISTEMA DE PARADA DE EMERGENCIA………………………………………………… 67 4 LISTA DE SEÑALES DEL SISTEMA PERMISIVO DE ARRANQUE…………………………………………………… 72 5 LISTA DE SEÑALES DE LOS C.C.C………………………… 74 6 REDUNDANCIA DE TRANSMISORES……………………… 79 7 CANTIDAD DE SEÑALES DEL SISTEMA DE PARADA DE EMERGENCIA DEL COMPRESOR 42-K-201…………… 81 8 INDICE DE SEÑALES DEL PANEL ANUNCIADOR……….. 83 9 ESPECIFICACIONES DEL PANALARM…………………….. 85 10 MATRIZ COMPARATIVA DE TECNOLOGÍAS PARA EL SITEMA DE PARADA DE EMERGENCIA DE COMPRESOR 42-K-201………………………………………………………… 98 11 MATRIZ DE ESPECIFICACIONES MÍNIMAS………………. 99 X INDICE DE ILUSTRACIONES FIGURA PÁGINA 1 FASES DE UN PROYECTO DE INGENIERÍA……………….. 12 2 FOTO DEL GABINETE QUE GOBIERNA AL 42-K-201……. 15 3 ARQUITECTURA ACTUAL DEL SISTEMA DE PARADA DE EMERGENCIA DEL COMPRESOR 42-K-201……………. 19 4 COMPRESOR CENTRIFUGO DE 2 ETAPAS, EL 42-K-201 DE LA PLANTA DE COQUER………………………………… 23 5 COMPRESOR DINÁMICO CON VALVULA DE DESCARGA.25 6 COMPRESOR DINÁMICO CON RECICLO……………………26 7 ETAPAS DEL COMPRESOR K-201 Y NIVEL DE OLEAJE… 27 8 ARQUITECTURA DE LA PLANTA DE COQUER…………… 28 9 ARQUITECTURA TMR………………………………………… 31 10 DEFINICIÓN DE SISTEMA INSTRUMENTADO DE SEGURIDAD……………………………………………………. 38 11 PROTECCIÓN DE EQUIPOS ROTATIVOS……………………41 12 ESQUEMA DE LA PLANTA DE DCU, PG3 Y MDC DE CONVERSIÓN PROFUNDA………………………………. 45 13 HORNOS Y TAMBORES DE PLANTA DE DCU……………. 46 14 DIAGRAMA DE PRODUCTOS PROCESADOS EN DCU…… 48 15 DIAGRAMA SIMPLIFICADO DE DCU………………………. 49 16 DIAGRAMA DE PRODUCTOS PROCESADOS EN PG3…….. 50 17 DIAGRAMA SIMPLIFICADO DE LA PLANTA GAS-3…………….. 52 18 PLANTA DE DCU Y PG3………………………………………. 53 19 SISTEMA DE CONTROL DE COQUIFICACIÓN RETARDADA…………………………………………………… 55 20 COMPRESOR 42-K-201………………………………………… 61 XI 21 DIAGRAMA DE MONITOREO DE VARIABLES COMPRESOR 42-K-201………………………………………… 63 22 DIAGRAMA DE MONITOREO DE VARIABLES ABSORBEDORA – DESPOJADORA…………………………. 64 23 TAMBOR 42-V-201……………………………………………. 65 24 LÓGICA DE DISPARO DEL COMPRESOR 42-K-201……….. 70 25 C.C.C……………………………………………………………. 75 26 MODELO AD-3100 MARCA AMETEK………………………. 86 27 PLC TMR MARCA ICSTRIPLEX MODELO TRUSTED…….. 89 28 PLC TMR MARCA TRICONEX………………………………. 91 29 ARQUITECTURA BÁSICA DEL FSC HONEYWELL……….. 92 30 ARQUITECTURA DEL SISTEMA DEVOTACIÓN 2oo4D DEL FSC………………………………………………… 93 31 MODELO S7-400 SIEMENS…………………………………… 94 32 MODELO PROSAFE-PLC DE YOKOGAWA………………… 96 33 DISTRIBUCIÓN DE MÓDULOS DEL BENTLY NEVADA 3500…………………………………………………. 102 34 ARQUITECTURA PROPUESTA PARA EL SISTEMA DE PARADA DE EMERGENCIA DEL COMPRESOR 42-K-201… 104 XII CAPÍTULO I INTRODUCCIÓN Desde hace casi un siglo el petróleo pasó a formar parte principal de la economía nacional y mundial, siendo sus derivados los protagonistas del desarrollo energético de nuestro tiempo. El proceso de refinación del petróleo consiste en la transformación y purificación del mismo, llevando productos crudos y gases asociados, a productos de un valor comercial mucho más elevado, según lo exija el mercado mundial. Para poder lograr esto es necesario contar con una infraestructura de diferentes plantas que trabajen conjuntamente, con el objetivo de lograr el máximo aprovechamiento del recurso o materia prima. Petróleos de Venezuela S.A., PDVSA es una de las empresas energéticas más competitivas a nivel mundial, cuenta con una red nacional e internacional de refinerías de gran envergadura, entre las que destaca el CRP (Centro de Refinación Paraguaná), el cual es considerado uno de los complejos refinadores más grandes del mundo teniendo una capacidad de producción cercana al millón de barriles diarios [1]. El CRP esta conformado a su vez por dos grandes refinerías que se comunican entre sí a través de oleoductos, éstas son: Amuay y Cardón. Cada una cuenta con distintas unidades de procesos: destilación y lubricantes, instalaciones auxiliares, suministro, conversión media y conversión profunda. El presente trabajo se enfocó en la aplicación de mejoras a la arquitectura del sistema de monitoreo y protección del compresor 42-K-201 de la planta de la Coquificación Retardada en conversión profunda, Cardón. 1 Lo primero que se planteó es el problema a solucionar, hacer que el sistema que gobierna al compresor 42-K-201 sea más confiable y seguro. En el capítulo uno de este trabajo se plantean las estrategias metodológicas por las cuales se rigió el mismo, mientras que en el segundo capítulo se describen todas las bases teóricas y legales que sustentan el diseño propuesto. En el capítulo tres se explica cada subsistema que conforma y gobierna al compresor antes mencionado. Es en el cuarto capítulo donde se plantean todas las propuestas definitivas de este trabajo, estableciendo diferentes matrices y tablas que ayudan a determinar la mejor opción a escoger para actualizar el sistema. Todos los documentos de ingeniería básica y los planos realizados en pro de la mejora del sistema actual de parada de emergencia y monitoreo del compresor de la planta Coquer, se encuentran citados en el capítulo cinco. En el último capitulo se encuentran las conclusiones y recomendaciones a las cuales se llegaron con este estudio. A continuación se describe el planteamiento del problema, así como las justificaciones, limitaciones y objetivos que deben estudiarse con sumo mucho cuidado antes del planteamiento de soluciones o propuestas. También se nombran las metodologías utilizadas y las fases que involucran un proyecto de este tipo. 1.1. Planteamiento del problema Dentro de la unidad de conversión profunda se encuentra una de las plantas más recientes e importantes de la refinería de Cardón, la planta de Coquificación Retardada (DCU, sus siglas en ingles Delayed Coker Unit ), la cual tiene como 2 objetivo fundamental transformar todos los residuos o desperdicios de crudo que generan las demás plantas. La planta de Coquer fue puesta en marcha en abril de 1996. Anteriormente las plantas que generan el residuo largo, residuo corto, Asfalto, entre otros crudos pesados, que sirven como materia prima para la planta de Coquer, eran utilizados como combustible para ciertos procesos de menor prioridad dentro de la industria y menor valor agregado. Actualmente todo ese residuo de muy bajo valor económico es llevado a DCU y transformado en productos de mayor valor agregado, tales como: Gas ácido, Gas Combustible (el que se usa en las cocinas a gas), Propano, Butano, Nafta Liviana (de donde viene la gasolina), Nafta Pesada, Gasoil Liviano, Gasoil Pesado y en un alto porcentaje (y de allí es donde proviene el nombre de la planta) Coquer (que se usa como combustible en hornos industriales). Sin embargo, el Coquer no genera tantas ganancias como el resto de los productos obtenidos, pero representa el 30 % del residuo que procesa la planta. Este proceso químico es posible dado a las grandes temperaturas a las cuales son llevados todos los residuos acumulados en la base de la fraccionadora 42-C-101 [2], que es, por decirlo de algún modo, la columna vertebral de la planta, ya que a través de ella circulan, se comunican y se separan la mayoría de las sustancias tratadas en el proceso. Estos residuos pasan a través de los hornos de la planta alcanzando temperaturas cercanas a los 500 oC, pero es en los tambores de Coquer donde se realiza la reacción química denominada Craqueo Térmico, que es la característica de ésta planta, consiste básicamente en el rompimiento de moléculas a altas temperaturas [3]. Este Craqueo Térmico hace que la materia prima se separe en materia sólida y gases condensados. La materia sólida se acumula continuamente en el tambor en 3 forma de Coquer y el resto de los gases son expulsados por el tope del tambor y reinyectados en la fraccionadora nuevamente, donde son separados y extraídos en cada uno de los niveles de dicha torre. Muchos de estos gases logran condensarse y pasan a otras partes de la planta o a otras plantas de la refinería. Pero son los gases más livianos que no han logrado separarse los que van a la siguiente etapa del proceso, la del compresor centrifugo 42-K-201 de la planta de Coquer. El trabajo del 42-K-201 es aumentar la presión de los gases provenientes del tope de la fraccionadora, para que así estos gases se logren separar y condensar en las distintas torres de separación, próximas en el proceso. Los compresores centrífugos son los que más se emplea en la industria de procesos químicos, porque su construcción es sencilla y de poco mantenimiento, permitiendo un funcionamiento continuo durante largos periodos. El 42-K-201 consta de dos etapas de succión. La primera etapa conectada a la segunda a través del tanque 42-V-207, del cual se extrae parte de la nafta liviana y pesada que produce la planta. El compresor esta diseñado para que en condiciones normales lleve dichos gases de 0,6 bar (unidad de presión) a 14 bar[4]. El funcionamiento optimo del compresor es de vital importancia para el buen funcionamiento de la planta, ya que de no estar no estar operando, o con fallas, las pérdidas económicas, así como el impacto dañino que ocasionaría al ambiente, son incalculables, ya que se esta trabajando con gases con un alto contenido de H2S (Sulfuro de Hidrogeno) y otras sustancias tóxicas y dañinas al ser humano [5]. Es por eso que los ingenieros y técnicos del área lo llaman “el corazón de Coquer”. Los nuevos tiempos han llevado a las grandes corporaciones transnacionales a invertir su capital no solo en acciones que sean reflejo directo del balance costoganancia, sino también a que se consideren otros factores involucrados en el aparato productivo, tales como la seguridad de su personal, la seguridad de las instalaciones y 4 por otro lado la preservación del ambiente. Todo esto lo podemos concentrar en lo se conoce como Sistemas Instrumentados de Seguridad (SIS), los cuales están conformados por elementos de monitoreo continuo y mecanismos de respuesta rápida para la toma de acciones ante la propagación de cualquier situación anormal. Actualmente existe toda una de gama de reglas o normativas internacionales, las cuales velan por el buen funcionamiento de los procesos industriales. Cada una de estas normas se encuentra destinada a una actividad, proceso o instrumento en especifico, es por eso que a medida que avanza la tecnología, la normativa se vuelve más exigente y selectiva, siempre en pro de optimizar los procesos y mantener la integridad del personal, planta y ambiente. PDVSA no solo se rige por la mayoría de estas normativas internacionales sino que cuenta con las suyas propias. Estas normas son un resumen muy especifico de muchos de los procesos o tipos de instrumentos que se deben utilizar en la empresa, dichas normas condensan la experiencia de muchos de los técnicos de planta o personas con experiencia en el área, que han dejado su huella para seguir manteniendo el buen funcionamiento de la refinería y sus filiales, en tiempos venideros. Dado la importancia que representa tener un buen control de los procesos en la industria, y en el caso especifico del compresor 42-K-201 de la planta de Coquer, estos deben responder de manera rápida y efectiva ante cualquier eventualidad en dichos procesos, donde las condiciones de operatividad son extremas. Actualmente el compresor 42-K-201 cuenta con un sistema de protección (o de parada de emergencia) basado en una lógica de disparo por relés. Estos dispositivos originan varios problemas que hacen que el sistema sea poco confiable. Al ser de accionamiento electromecánico, pueden presentar trabas a la hora de algún disparo, dado la poca regularidad con que estos son disparados, produciendo así daños o averías indeseables en el compresor. 5 Otra desventaja que presentan estos arreglos de relés es su incapacidad de realizar un autodiagnóstico de su estado de funcionamiento, quedando así el sistema susceptible a fallas y falsos disparos, o peor aún, generando daños muy costosos en el compresor, forzando a una parada inmediata de la planta. Además, el sistema no presenta un monitoreo continuo de las señales que intervienen en el proceso, dejando en incertidumbre a los operadores de planta o al personal encargado ya que no se puede saber con precisión qué es lo que pudo haber generado algún disparo, es decir, surge la duda: ¿que falló, el sistema o el relé?. Actualmente el avance de la tecnología ha logrado que en el mercado se encuentren una gran variedad de dispositivos y controladores electrónicos, los cuales son capaces de controlar cualquier tipo de sistema con instrucciones sencillas, logrando un grado de confiabilidad bastante elevado. Por esta razón surge la necesidad de realizar una ingeniería básica que actualice el sistema de parada de emergencia del compresor 42-K-201 de la planta de Coquer en la Refinería de Cardón del CRP. La propuesta de este trabajo va dirigida al estudio del sistema actual de parada de emergencia, generando una alternativa que este de la mano con la vanguardia de las tecnologías que exigen los nuevos tiempos y cada una de las normas que rigen a este tipo de sistemas de protección tanto en la empresa como a escala internacional. El objetivo final es aportar soluciones a las situaciones peligrosas que pueden presentarse en el sistema antes mencionado y para evitar cualquier parada no deseada de la planta, además de evitar poner en peligro a todo el personal encargado que labora en campo y al medio ambiente cercado a la planta. En este trabajo se realizó un estudio del sistema actual de parada de emergencia del compresor 42-K-201, y en base a este análisis se propuso la nueva arquitectura que se debe implementarse en este sistema antes mencionado. Además se 6 hicieron comparaciones entre las distintas tecnologías existentes en el mercado de los dispositivos a implementar en dicha arquitectura de control. Luego se realizó la actualización de los planos de la lógica de disparo y se entregaron a la corporación todos los documentos de ingeniería básica relacionados en este trabajo, con el fin de obtener su revisión y certificación, para la puesta en marcha de la ingeniería de detalle y ejecución del proyecto en la próxima parada programada de planta a finales del año 2008. 1.2. Objetivo General Desarrollar la ingeniería básica de un sistema redundante y confiable de seguridad para la actualización del sistema de protección de parada de emergencia del compresor 42-K-201 de la Planta de Coquificación Retardada (DCU), de la Refinería Cardón, CRP. 1.3. Objetivos Específicos Los objetivos específicos de este trabajo no fueron alterados respecto a los propuestos en el plan de trabajo entregado a la coordinación de ingeniería electrónica de la Universidad Simón Bolívar. A continuación se describen cada uno de ellos: - Definir la situación actual de la lógica basada en relés del sistema de parada de emergencia del compresor 42-K-201 de la refinería de Cardón. - Verificar la instrumentación que se encuentra en campo, directamente relacionada con el sistema de parada de emergencia, el permisivo de arranque y el C.C.C. (Compresor Control Corporation) del compresor 42-K-201. 7 - Seleccionar la tecnología más apropiada a los requerimientos de diseño y condiciones del sistema de parada de emergencia del compresor 42-K-201 de la planta de Coquer. - Diseñar la nueva arquitectura a implementar en base a la tecnología seleccionada y las posibles carencias que presenta el sistema actual de parada de emergencia del compresor 42-K-201. - Estudiar cada una las señales que son tomadas del compresor 42-K-201 (medidores, alarmas, Switches, entre otros) para establecer una tabla que determine cuales de estas señales indican algún riesgo no considerado en el sistema. - Realizar las consultas técnicas pertinente al personal de operaciones, rotativos e instrumentación de la planta para determinar las nuevas señales a considerar en el sistema de parada de emergencia del compresor 42-K-201. - Elaborar la documentación correspondiente al desarrollo de la ingeniería básica del sistema de parada de emergencia del compresor 42-K-201 de la unidad de Coquificación Retardada (DCU), de la Refinería Cardón, CRP. 1.4. Justificación El desarrollo de un sistema redundante y confiable de seguridad para la actualización del sistema de parada de emergencia del compresor 42-K-201 de la Planta de Coquificación Retardada (DCU), de la Refinería Cardón permitirá minimizar todas las fallas que puedan presentarse tanto en el compresor antes mencionado, como en toda a la planta, dado que hará de este sistema sea uno de los más confiables y de mayor disponibilidad que pueda presentar el Centro de Refinación Paraguana. Al actualizar la lógica del sistema en base a relés, por una nueva lógica con un PLC de seguridad, las fallas producidas por falsos disparos disminuirán, debido a que estos dispositivos están diseñados para tolerar este tipo de fallas y para tomar acciones contra las fallas que no se puedan evitar, haciendo que la 8 probabilidad de falla segura funcione correctamente y haga que el sistema sea más confiable durante un tiempo más prolongado. Esta propuesta se rige por las normativas de la empresa, las cuales especifican los lineamientos que deben seguirse para la ejecución de este tipo de proyectos. Una de ellas menciona que debe reemplazarse todo instrumento o dispositivo que se encuentre obsoleto dentro del mercado, bien sea por discontinuidad en la fabricación o porque los proveedores ya no pueden suministrar los repuestos. Es por eso que dentro del proyecto también se harán los reemplazos del C.C.C. y el panel frontal de visualización “Panalarm” del compresor 42-K-201 de la planta de Coquificación Retardada, de la Refinería Cardón. Hay que tener presente que la tendencia es modificar toda la refinería hacia lo que se conoce hoy en día como “refinería inteligente”, que es aquella capaz de auto diagnosticarse y capaz de prevenir cualquier posible falla, es por ello la importancia que involucra la implementación de este proyecto dentro de la empresa, ya que PDVSA es una de las empresas de mayor importancia en el mercado energético mundial y es filosofía de la misma ir a la vanguardia de las ultimas tecnologías. La incorporación de un Sistema Integrado de Seguridad (S.I.S.) aumenta la confiabilidad operacional de la planta, la disponibilidad del equipo y mejora el diagnóstico de fallas mecánicas y por vibraciones que pueda presentar el compresor en determinado momento. Por otro lado, es normativa de la empresa no poner en peligro la vida de los operadores y de las personas que se encuentren trabajando en el área, por ello implementar el sistema propuesto no solo generará reducción en los costos por reemplazo de equipos y aumentará la producción total de la planta, ya que se disminuirán considerablemente los falsos disparos. También se garantizará el bienestar de las personas que trabajan en planta, disminuyendo el riesgo humano producido por situaciones de alto peligro como explosiones provocados por falla en la secuencia de disparo. La próxima parada programada que tiene la planta es en el 2008, es por ello que surge la necesidad inmediata de esta propuesta, para que se 9 implemente a corto plazo. Con la incorporación de algunos transmisores en sustitución de switches, se mejorará la precisión en la medición del S.I.S. a implementarse, con lecturas en todo el rango de los sensores. Es hacía la disminución del riesgo, la probabilidad de fallas, riesgo humano y mejora de la confiabilidad de sistema de parada de emergencia del compresor 42-K201 que apunta este proyecto, y se pretende que estas iniciativas de actualización y mejora se desarrollen en todos los equipos rotativos del CRP. 1.5. Alcance del Proyecto El alcance de este trabajo contempla la actualización del sistema de parada de emergencia del compresor 42-K-201 de la planta de Coquificación Retardada, de la Refinería Cardón, para el cual se realizó un levantamiento de todas las señales y variables que contemplan al sistema actual, con la finalidad de presentar una propuesta mejorada del diseño del mismo considerando algunas señales que hasta ahora se habían ignorado y son de vital importancia para hacer que el sistema sea más confiable. El trabajo contempla la realización del siguiente documento y el levantamiento de la ingeniería básica que incluye la siguiente documentación técnica: Alcance de la ingeniería Básica, Filosofía de Control, Narrativas de la lógica, Levantamiento de Campo, Bases y criterios de diseño, Lista de materiales y Actualización de planos y documentos. Esta propuesta se rige directamente por las normas de PDVSA relacionadas con los Paneles y Consolas de Control, Instrumentación de Sistemas Rotativos, Sistemas Seguros de Instrumentación, entre otras. Estas normativas dictan los lineamientos a seguir para lograr un diseño acorde con las necesidades de la empresa, además de escoger la tecnología que brinde mayor beneficio a la corporación para la 10 implementación de la actualización del sistema de parada de emergencia de compresor 42-K-201. Es importante mencionar que existen algunos equipos predeterminados por la empresa, ya que estos han sido probados e implementados previamente en el CRP, tal es el caso de BENTLY NEVEDA, HONEYWELL y TRICONEX. Estas marcas no van a presentar problemas a la hora de adaptarlos al DCS que controla toda la planta de Coquer, y por otra parte, los operadores se encuentran familiarizados con los estos dispositivos y su trayectoria en la empresa no ha sido decepcionante. El trabajo no contempla la instalación y puestas en marcha del sistema a diseñar, solo se pretende la realización de la Ingeniería básica, así como la incorporación de nuevas señales al sistema actual de parada de emergencia, y como adicional, la propuesta de actualización del Panel Local y los C.C.C. del compresor 42-K-201. 1.6. Limitaciones Algunas de las limitaciones que se encuentran en el desarrollo del trabajo se presentan a continuación: - La documentación técnica de la planta no se encuentra en una carpeta o estante centralizado, mucha de la información suministrada no es acorde con la que realmente presenta el sistema en planta, es por eso que las entrevistas no estructuradas a los técnicos de planta y observación en el área son de vital importancia para un levantamiento veraz de la información. 11 - Los operadores y técnicos del área tienen sus actividades diarias programadas y se torna un poco difícil concretar citas de consulta y de discusión de propuesta, ya que en la mayoría surgen imprevistos en la planta que requieren su presencia, estos retrasa las distintas etapas de diseño del proyecto. - Se evaluaran nuevas tecnologías, aunque hay que consideran que la empresa es muy estricta con respecto a tecnologías probadas y certificadas por el Centro Refinador Paraguaná, esta tecnología debe ser de fácil integración con la arquitectura del DCS HONEYWELL con que cuenta la planta (TDC3000). 1.7. Metodología El proyecto desarrollado forma parte de un trabajo de ingeniería, específicamente en la rama de Instrumentación y Control industrial, es por ello que en el mismo se explican conceptos, principios, terminologías y prácticas correspondientes a esta área. Para lograr tener una buena directriz de trabajo y hacer que el levantamiento de información, propuestas desarrolladas y que además estas actividades fueran realizadas de manera eficaz y eficiente, la corporación dispone de varias guías de gerencia para proyectos, que definen claramente cual debe ser la metodología a emplear. FIGURA 1 FASES DE UN PROYECTO DE INGENIERÍA Fuente: [6] 12 La figura 1 se muestra las etapas que deben cumplirse en el desarrollo de un proyecto de ingeniería. La primera etapa es visualizar, abarca la definición de los objetivos y el planteamiento del problema. En la conceptualización se evalúan las tecnologías, el sitio, alcance y limitaciones del proyecto, es acá donde se desarrolla la ingeniería básica. En la etapa central, definir, se estudian los riesgos con más profundidad, se prepara un estimado de costos y se define el plan de trabajo definitivo, esta etapa es conocida también como ingeniería de detalle. La fase de implementar es donde se ejecuta el proyecto y en la última etapa, operación, se hacen las pruebas en campo y se verifica que el problema quede solventado. Para más detalles consultar [6]. A continuación se explican con más detalle cada una de las técnicas y etapas implementadas en la recolección de datos, necesaria para la elaboración del presente trabajo. 1.7.1. Revisión documental La información fue obtenida por dos vías importantes: la utilización de herramientas electrónicas o software de empresa y la revisión de carpetas y documentos que se encuentran en el edificio de facilidades de la planta de Coquificación Retardada. Se logro recopilar información técnica de los procesos de la planta, las normas por las que se rige la corporación para el desarrollo e implementación de proyectos. También se recopilaron documentos técnicos que fueron hechos por personal de ingeniería en el área de confiabilidad (Instrumentación, procesos, mecánica, eléctrica) y mantenimiento para el desarrollo de proyectos. A continuación se mencionan los softwares con los que cuenta la empresa que fueron utilizados para la recolección de datos: 13 -Ivette: es una interfaz grafica a la cual tienen acceso solo personal autorizado de PDVSA. Este Software cuenta con documentos para la seguridad de las plantas, así como las normativas K de la corporación. También proporciona toda la información relacionada con los manuales de operación, narrativas de los sistemas de protección, procedimientos manuales, entre otros [7]. -Novauser: brinda información relacionada con las bases de datos para documentos técnicos tales como planos, diagramas de flujo, diagramas típicos de planta, PI&D (Patent Information and Documentation), narrativas de seguridad, etc. Pertenece a la rede SIDI (Sistemas Integrado para documentos de ingeniería) [8]. La información suministrada con la ayuda de estas herramientas esta descrita en los capítulos 2 y 3 de este libro. 1.7.2. Observación en el Área Este método sirve para hacer una evaluación entre la información que dicen los planos y lo que se encuentra operando en la planta. Cada una de las visitas hechas a la sala de control (ISH), la planta de Coquifización Retardada y otras dependencias, permitieron realizar un levantamiento de información real, además de verificar la problemática que presenta actualmente el sistema. 14 FIGURA 2 FOTO DEL GABINETE QUE GOBIERNA AL 42-K-201 Fuente: Pérez Joshué (2006) En la figura 2 se muestra el gabinete donde se encuentra el panel local, el sistema de monitoreo y de parada de emergencia actual que gobierna al compresor 42-K-201. Con las visitas al área se observaron cuales señales están desconectadas o inhabilitadas en el compresor. El sistema de monitoreo Bently Nevada no se pudo observar, ya que el gabinete esta bajo llave, solo tienen acceso el personal de operaciones de la planta. 15 1.7.3. Entrevista no estructurada Se define como aquella donde existe un margen más o menos grande de libertad para formular las preguntas y respuesta, es decir, algo no tan formal, no se guía por ningún modelo rígido, se hacen con cierto grado de espontaneidad. Estas entrevistas fueron realizadas al personal de mantenimiento y operaciones de la planta de Coquifización Retardada, permitiendo conocer de una forma más clara la situación del sistema actual, todo lo referente a problemas operacionales, interacción hombre maquina, marcas preferidas y desempeño de los equipos desde su implementación. Estas entrevistas fueron hechas al personal de ingeniería de instalaciones y a varios de los proveedores de equipos asociados a la seguridad de los sistemas que involucran equipos rotativos, con la finalidad de obtener información sobre las tecnologías disponibles en el mercado y considerar cualquier sugerencia dada para el diseño del sistema de protección. El personal técnico que trabaja en la planta proporcionó mucha ayuda en el levantamiento de información y aclaración de varias dudas en los diferentes sistemas. Toda esta información recolectada esta plasmada en los capítulos siguientes de este trabajo. 1.8. Fases del Proyecto En base a lo establecido por las guías de gerencia para proyectos de inversión capital (GGPIC) para la realización de trabajo de pasantias, fueron definidas cada una de las fases del proyecto y el tiempo estimado que cada una de ellas tomaría realizar. Las siguientes fueron definidas con el fin de cumplir con los objetivos y alcance planteados, a continuación se describe cada una de estas fases. 16 1.8.1. Investigación y visualización del sistema actual Abarca todo lo que se refiere a la recopilación de información, según como fue descrito en puntos anteriores: compresores, funcionamiento de la planta de Coquificación Retardada, sistemas de parada de emergencia, especificaciones técnicas, manuales, planos de los procesos asociados e instrumentos y de más información necesaria para lograr los objetivos propuestos. Esta documentación incluyó el levantamiento de campo referente al compresor 42-K-201 de la planta de Coquifización Retardada de la refinería de Cardón, CRP. En esta etapa también se incluyeron las visitas al campo, con la finalidad de corroborar que la información suministrada en los planos y manuales es veraz. Las visitas a la sala de control (ISH) y al área donde se encuentra el compresor operando sirvieron para ver el tamaño del proyecto planteado y ver junto con el personal de campo que tan viable es implementar la actualización en la próxima parada programa en el año 2008. En el capitulo 3 se describe claramente cada etapa del sistema investigado. 1.8.2. Definición de limitaciones y requerimientos de diseño En esta etapa se fijaron los requerimientos del sistema propuesto en base a las normativas de la corporación e internacionales. También fueron definidos los lineamientos mínimos para la escogencia de la tecnología más apropiada para el sistema de protección. Las distintas charlas y ponencias que dictan distintas empresas proveedoras contribuyeron de manera notable para conocer cuales son las últimas tendencias y tecnologías en este campo, así como también las entrevistas no estructuras hechas al personal de operaciones y mantenimiento de la planta. En el capítulo 2 se describen las normas K de PDVSA, donde se definen los requerimientos de diseño utilizados. 17 1.8.3. Análisis de la arquitectura del sistema de protección Antes de poder diseñar se debe tener claro cual es el funcionamiento del sistema a trabajar, es por ello que lo primero que hizo fue definir cual es la arquitectura actual que gobierna al compresor 42-K-201, en base a la información suministrada por el personal del área y los planos de la arquitectura general de la planta. Es importante mencionar que la arquitecta actual del sistema de protección de parada de emergencia del compresor forma parte de los objetivos cubiertos por este trabajo, ya que dicha arquitectura no existía literalmente en ningún plano de la planta, solo se encontraban versiones que dejaban fuera a varios subsistemas que dirigen el funcionamiento del 42-K-201. En el Figura 3 se muestra la arquitectura actual del sistema. En este diagrama se pueden apreciar todos los subsistemas que gobiernan el sistema de parada de emergencia, el sistema de monitoreo y el funcionamiento optimo (o performance) del compresor. Estos son: Los C.C.C., sistema de aceite lubricante, el variador de velocidad VSDS, sistema Bently Nevada, el panalarm, el sistema de control distribuido DCS y la tarjeta de réle que ejecuta el disparo del compresor. Todos los detalles de estos sistemas están en el capítulo III [9] [10] [11]. 18 ISH DCS Sala de TDC-3000 Honeywell Panel de Sistema BentlyNevada3300 CAMPO Panel Local Permisivo VSDS CCC Sistema Sistema ESD/P.A Bently .Lógica Nevada de Lubricación Sist. 42-K-201 Planta de Panalarm de Rele Votación V-106 V-207 Coquización FIGURA 3 ARQUITECTURA ACTUAL DEL SISTEMA DE PARADA DE EMERGENCIA DEL COMPRESOR 42-K-201 Fuente: Pérez Joshué (2006) 1.8.4. Selección de la tecnología a utilizar Incluye todo lo referente al análisis de cada uno de las tecnologías de los sistemas electrónicos programables. Se hizo una matriz comparativa con cada una de las tecnologías con proveedores disponibles en el país, en el capitulo 4 se muestra con 19 mayor detalle. Se contactaron y estudiaron los diversos proveedores de los equipos, para establecer los métodos de integración de los distintos equipos involucrados en el sistema, su conexión al DCS de la planta. Parte de los tópicos considerados para la arquitectura propuesta se basan en sistemas ya montados en refinerías en el país, también en las preferencias y requerimientos del personal técnico de la planta, en el capítulo 2 se nombran los antecedentes utilizados. Todos los resulto y metodologías utilizadas se describen en el capitulo 4. 1.8.5. Diseño del sistema a implementar En base a la arquitectura y la tecnología a implementarse fueron definidos todos los elementos que forman parte del nuevo sistema de parada de emergencia. Se definieron los elementos que forman la nueva arquitectura y la interacción entre ellos, así como cada una de las señales que van desde el campo a la sala de control en el ISH, considerando factores como la redundancia de instrumentos y la comunicación entre ellos. Todos los detalles de las definiciones se muestran en el capítulo 4 y 5. 1.8.6. Documentación Se desarrollaron los documentos de ingeniería básica en función de formatos proporcionados propuestos por la corporación. También se hicieron actualizaciones en varios planos relacionados con el sistema de parada de emergencia del compresor 42-K-201, capítulo 5. 20 CAPÍTULO II MARCO REFERENCIAL En este capitulo se consideran los antecedentes que fueron tomados como referencia para la realización de este trabajo. También los conceptos, instrumentos y tecnologías que se relacionan estrechamente con los sistemas de parada de emergencia y compresores utilizados en esta área. Por último se mencionan las normativas de PDVSA, las cuales fueron consideradas a la hora de hacer el diseño y la escogencia de tecnologías a utilizar. 2.1. Antecedentes Los documentos que sirvieron de referencia en el desarrollo de este trabajo son informes técnicos de ingeniería conceptual y básica de proyectos realizados en el CRP. Algunas de las áreas desarrolladas en dichos informes coinciden con las evaluadas en este libro, estas son: maquinas rotativas, sistemas de protección y seguridad. La gerencia de proyectos del CRP establece claramente cuales son los lineamientos a seguir para la elaboración de una ingeniería básica y para el buen desarrollo de la misma. Estos documentos se citan en este trabajo: [12] [13] [14] [15] [16] [17] [18]. 2.2. Bases Teóricas Antes de hacer cualquier levantamiento de campo o diseño de arquitecturas se debe tener una idea clara de cómo funcionan cada uno de los dispositivos con los cuales se trabajo en este proyecto. A continuación se muestran muchos de los conceptos utilizados y aplicados. 21 2.2.1. Compresores Los compresores son máquinas que aspiran aire y/o vapores a una presión inicial determinada, y luego comprimen estos gases hasta una presión superior. Esto se logra reduciendo el volumen específico de los gases tratados a través del compresor [19]. Los compresores pueden dividirse en dos tipos: los compresores de desplazamiento positivo y los compresores dinámicos. Los de desplazamiento positivo se dividen a su vez en dos categorías básicas: Reciprocantes y Rotatorios. Los compresores tipo Reciprocantes trabajan con pistones o émbolos de movimientos alternativo, los cuales son los encargados de desplazar el volumen del gas en cada carrera. Los Rotativos incluyen lóbulos, espiral, aspas y su respectiva carcasa. El compresor que se va estudiar con detalle en este trabajo de tipo dinámico, se explica con mayor detalle en los puntos siguientes. 2.2.1.1. Compresores dinámicos Los compresores dinámicos no trabajan con partes móviles, es decir, que el órgano propulsor en una sola pieza o varias ensambladas en una sola. Son impulsados por un motor que opera en la mayoría de los casos a velocidad constantes. Estos compresores se dividen en axiles y centrífugos. En los compresores de flujo axial, el flujo del gas es paralelo al eje ó árbol del compresor, manejan poco flujo. La carga por etapa del axial es mucho menor (menos de la mitad) que la de un tipo centrifugo, por ello, la mayor parte de los compresores axiales se conectan con arreglos o etapas en serie. Son más costosos que los centrífugos pero son más eficientes y por lo general son más pequeños. 22 2.2.1.2. Compresores Centrífugos Los compresores centrífugos son los más utilizados dentro de la industria petrolera y de procesos químicos, ya que construcción es sencilla, no requiere un mantenimiento complicado y permite un funcionamiento continuo durante largos periodos de tiempo. El más sencillo es el suspendido de una sola etapa, aunque se encuentran compresores centrífugos de dos o más etapas. En la figura 4 se muestra una foto del compresor 42-K-201. En la parte central se observa el motor eléctrico de 10.000 Hp, luego la caja multiplicadora o de engranaje, y al final se observan cuatro tuberías verticales que están conectados al compresor, están son las entradas y salidas de primera y segunda etapa de succión de mismo. FIGURA 4 COMPRESOR CENTRIFUGO DE 2 ETAPAS EL 42-K-201 DE LA PLANTA DE COQUER. Fuente: Pérez Joshué (2006) 23 La primera etapa se comunica con la segunda a través de otro elemento, puede ser un tambor donde se condense el gas tratado y este pase a través de intercambiadores de calor para reducir su temperatura del elemento. En el 42-K-201 este elemento es el tambor 42-V-207, se observa en la figura 4, detrás del gabinete donde esta el panel local. El rotor del motor esta acoplado directamente con un cardán que va a la caja de cambios, donde por medio de unos discos de acople se aumentan o disminuyen las revoluciones que genera el motor, esto dependiendo de la aplicación. En el 42-K-201 aumenta las rpm de 3600 a 6000. Luego, tanto en la primera como en la segunda etapa del compresor se encuentran unas paletas giratorias que son las que presionan al gas que entra al compresor, estas aspas hacen que la presión aumente a medida que aumenta la velocidad del gas que pasa por ellas, luego, al recuperarlo en forma controlada produce el flujo y presión deseados [20]. Dada las altas velocidades de los compresores centrífugos, se debe tener mucho cuidado con el balanceo del rotor. Todos los compresores dinámicos tienen un intervalo de capacidad a velocidad fija, por debajo del valor mínimo, por lo general es de 50 y 70 % del nominal, es en este punto donde el compresor tendrá oscilaciones, es decir, inestabilidad del funcionamiento, generando fallas o paros repentinos en el equipo. Es por ello la necesidad de colocar diversos controladores contra oscilaciones y sistemas de protección que hagan que el compresor mantenga su vida útil el mayor tiempo posible. 2.2.2. Elementos de Control Cuando se evalúa un compresor dinámico se debe prestar mucha atención al porcentaje en el aumento de presión, desde el punto normal de funcionamiento hasta el punto de oscilación, para evitar las vibraciones y fallas o paros repentinos. Es por 24 ello que estas maquinas requieren dos elementos bases de control: Control de funcionamiento (performance) y antioleaje (antisurge). 2.2.2.1. Control de desempeño El rendimiento total del compresor es controlado por un elemento de control de funcionamiento (performance), el cual puede ser una entrada o una descarga de la válvula reguladora, control de aspa guía, o control de la velocidad de rotación. En la figura 5 se muestra un ejemplo con una válvula de descarga. En el 42-K-201 este control lo hace el C.C.C. maestro a la entrada de la primera etapa de succión. FIGURA 5 COMPRESOR DINÁMICO CON VALVULA DE DESCARGA Fuente: Manual de Controladores de la serie 3 plus, MARAVEN S.A. (Mayo, 1997) 2.2.2.2. Sistema anti-oleaje El reciclo o descarga de una porción de flujo es controlado por una válvula de control antioleaje (antisurge). El sistema antioleaje más común se muestra en la 25 figura 6, se utiliza en los compresores de aire y se le llama control derivación, o sea el que devuelve el flujo indeseado a la fuente de succión, como este gas ya ha sido comprimido y su temperatura es alta (en la salida de la primera etapa 4.9bar a 140oC), hay que enfriarlo antes de que entre por segunda vez al compresor. FIGURA 6 COMPRESOR DINÁMICO CON RECICLO Fuente: Manual de Controladores de la serie 3 plus, MARAVEN S.A. (Mayo, 1997) El compresor 42-K-201 cuenta con dos C.C.C [9], uno para cada etapa de succión. En condiciones normales no debería abrirse la válvula de reciclo, por lo tanto dichos dispositivo deberían mostrar 0 % de variación. En la figura 7 su pueden apreciar las variaciones de antioleaja de cada etapa. Para la primera etapa 0.006 y para la segunda etapa muestra 0.214, acá se puede apreciar como los gases en la segunda etapa de succión son más turbulento que los de la primera, ya que están a una presión de 4.9 bar, mucho mayor a la de la primera etapa que es 0.82 bar [21]. 26 FIGURA 7 ETAPAS DEL COMPRESOR K-201 Y NIVEL DE OLEAJE Fuente: [21] 2.2.3. Sistema de Control Distribuido (DCS) Un sistema de control distribuido (en ingles Distributed Control Systems) consiste en un conjunto de subsistemas que deben trabajar de forma coordinada, con la finalidad de controlar y monitorear todos los procesos asociados a una planta determinada. Proporcionan una interfaz homogénea al usuario, y su arquitectura física esta compuesta por una serie de computadoras, equipos electrónicos, sensores y actuadores interconectados [24]. En la planta de Coquificación Retardada, al igual que en todo el CRP, se cuenta con un DCS marca Honeywell, el TDC-3000, el cual es un sistema de adquisición y control de variables del proceso que puede ser configurado para satisfacer los requerimientos y especificaciones del usuario. En la página siguiente se muestra el diagrama del DCS de la planta de Coquificación Retardada, suministrado con la ayuda del programa Novauser. En el apéndice A ejemplifica un diagrama de un DCS general. 27 28 2.2.3.1. Sistemas electrónicos Programables (PES) Un Sistema Electrónico Programable es utilizado dentro de la industria petrolera para controlar funciones especificas dentro de un Sistema de Control Distribuido. Son utilizados como controladores lógicos de procesos de alta integridad, ejecutando las funciones de seguridad, estos sistemas están compuestos básicamente por un PLC (Programmable Logic Controller) que según las normas internacionales referentes a sistemas de seguridad de plantas y procesos críticos, explicadas más adelante en este trabajo, deben ser TMR (Triple modular Redundante). El software de aplicación dentro del PES debe cumplir los estándares de seguridad y de calidad predefinidos por la empresa, y debe satisfacer el nivel de integridad de seguridad requerido en la aplicación final. El software de aplicación debe permitir cambios en línea sin inducir condiciones inseguras. Los términos SIS y ESD se encuentran estrechamente relacionados a los sistemas PES, se explican a continuación. 2.2.4. Sistemas Integrados de Seguridad (SIS) Las siglas SIS definen muy bien la función que estos sistemas desempeñan, los Sistemas Instrumentados de Seguridad son sistemas compuestos por sensores, procesadores lógicos y elementos finales de control que tiene como finalidad llevar al proceso a un estado seguro cuando se han violado condiciones predeterminadas para su buen funcionamiento. Existen tres elementos bases que conforman un SIS: el PES, sensores y los elementos finales de control. Éstos son determinados luego de aplicarles un estudio SIL (Safety Integrity Level), para determinar Nivel Integral de Seguridad. La determinación del nivel intrínseco de seguridad de una instalación o sistema se define 29 en base a un previo análisis cuantitativo de riesgo el cual debe ser realizado por el personal especializado en diseño de esta clase de sistemas, pero siempre en función de la confiabilidad y exactitud de los análisis. 2.2.4.1. Sistema de Parada de Emergencia (ESD) Sus siglas en ingles Emergency Shut Down. Éstos son un caso especial de los sistemas SIS mencionados anteriormente, están dedicados exclusivamente a máquinas rotativas tales como: compresores, turbinas, aerogeneradores, entre otras. En su mayoría de estas máquinas se encuentra asociado un proceso crítico o que puede generar daños o destrucción a la planta y el medio ambiente ocasionando consecuencias fatales, así como grandes pérdidas económicas. Es por eso que se prefiere la parada de éstos antes que la destrucción de los mismos. Para lograrlo, el sistema de parada de emergencia de ser confiable, eficaz y veraz. En estos sistemas se consideran solo las señales más críticas del proceso, ya que el resto de las alarmas y señales de aviso están asociadas a otro sistema, llamados de monitoreo. En el compresor 42-K-201 el sistema de monitoreo actual es un Bently Nevada 3300 que muestra todas los señales asociadas a temperaturas y vibraciones del compresor. 2.2.4.2. Probabilidad de Falla En todos los sistemas siempre existe una posibilidad o probabilidad estadística de fallar en sus funciones en un momento dado. La probabilidad de que un sistema trabaje correctamente en un momento dado es llamada “Disponibilidad” del sistema. Existen dos tipos de fallas asociadas a un sistema: falla Segura y falla Peligrosa o en Demanda. La primera es aquella falla que comete el sistema pero se puede tolerar, se 30 conoce como Probabilidad de Falla Segura (PFS). La otra es la más peligrosa, ya que al presentarse el sistema puede fallar generando consecuencias indeseables, se le conoce como Probabilidad de Falla en Demanda. Otro factor importante a la hora de hacer un estudio SIL es el Factor de Reducción de Riesgo (FRR) es la inversa de PFD –> FRR= 1 / PFD [25]. 2.2.5. Tecnología Triple Modular Redundante (TMR) Es un tipo de arquitectura de procesamiento, la cual consiste en utilizar tres diferentes procesadores para una salida por votación dos de tres (2oo3), estos procesadores deben ser independientes entre ellos, y deben procesar la misma información que proviene de los módulos de entrada. Estos sistemas suelen ser más costosos que los doble redundantes y los sin redundancia, es por eso que solo son utilizados en sistemas críticos que si los requieran. En la Figura 9 se muestra una arquitectura TMR. FIGURA 9 ARQUITECTURA TMR Fuente: Triconex (2006) 31 En la actualidad muchas de las empresas fabricantes buscan hacer este tipo de sistemas PES, aunque quizás uno de los puntos más importantes para los proveedores y los clientes son las certificaciones, estas deben estar avaladas por alguna de las empresas encargadas de este tipo de acciones (como la TUV alemana) [26], deben certificar que estos dispositivos cuentan con un nivel instrumentado de seguridad SIL3. Los TMR deben garantizar: Confiabilidad, redundancia, aislamiento, diagnostico y reparación en caliente, estas son las principales características para considerar a estos dispositivos lo suficientemente redundantes para ser los elemento principales de un buen sistema SIS. 2.2.6. Comunicaciones Industriales Dentro la industria de procesos existen muchos protocolos que comunican equipo entre si. Anteriormente estos protocolos solo eran compatibles entre equipos de las mismas marcas o con convenios entre ellas, limitando enormemente la escogencia de equipos nuevos en las plantas. En la actualidad se encuentran en el mercado gran cantidad de los equipos que vienen con la capacidad de poder comunicarse en varios de los protocolos más usados. A continuación se describen algunos de los más importantes. 2.2.6.1. Modbus Modbus es un protocolo de comunicación que fue desarrollado por la Gould Modicon para sistemas de control y supervisión de procesos (SCADA) que cuentan con un control central [27]. Éste tiene la capacidad de mantener comunicación con una o varias estaciones remotas (RTU), manteniendo informado al control central de 32 cada de las variables de campo y de control del proceso. Trabaja bajo un esquema maestro esclavo y utiliza una serial de tipo RS-232/ RS-485 [28]. 2.2.6.2. TCP-IP Este protocolo es creado en base al primer sistema de comunicación de redes, ARPANET, esta fue la red respaldada y desarrolla por el departamento de defensa de Estados Unidos. El modelo TCP-IP cuenta con cuatro de las capas utilizadas en el modelo OSI, aunque con funciones más generales por cada capa. Este protocolo permite la comunicación entre equipos. Sus siglas vienen de Protocolo de Control de Transmisión (TCP) y protocolo de Internet (IP). Las capas del modelo son: la de red, interred, transporte y aplicación [28]. 2.2.6.3. SMM Hace algunos años las empresas Honeywell y Triconex se asociaron y desarrollaron un protocolo de comunicación muy efectivo entre sus equipos, es conocido como Safety Manager Module. Es utilizado para la comunicación de redes de control universal (UCN), transmite datos e información de diagnostico hay el sistema de control distribuido. La comunicación redundante que ofrece este protocolo es a una tasa de 5 Mbit/seg, mucho más alta que las tasa existen hasta ese entonces [29]. 33 2.3. Normas de PDVSA Las normas de PDVSA que se van a describir a continuación nos enseñan algunas de las consideraciones tomadas en el diseño de esta propuesta y pueden considerarse en cualquier propuesta de ingeniería básica. Estas normas fueron hechas basándose en las experiencias acumuladas de años por el personal técnico de la industrial, con el fin de poder estandarizar criterios de diseño que respeten la seguridad de las plantas y del personal que labora en ella, también pretenden hacer que la escogencia de los procesos o instrumentos sea lo más eficientes y adecuados al entorno. La revisión de estas normativas de la empresa, así como de algunas internacionales son necesaria para poder garantizar un alto grado de confiabilidad en el nuevo sistema a implementar. A continuación dichas normas: 2.3.1. PDVSA K – 300 Introducción a la instrumentación La norma PDVSA K-300 se rige por estatutos establecidos por varios entes nacionales e internacionales tales como: Comisión Venezolana de Normas Industriales (COVENIN), International Standard Organization (ISO), International Electrotechnical Commission (IEC), European Committee for Electrotechnical Standardisation (CENELEC), American Gas Association (AGA), American National Standards Institute (ANSI), American Petroleum Institute (API), American Society of Mechanical Engineers (ASME), Instrument Society for Measurement and Control (ISA), National Association of Corrosion Engineers (NACE), National Electric Code (NEC), National Electrical Manufacturers Association (NEMA), National Fire Protection Association (NFPA). A continuación se muestran los puntos más resaltantes de esta norma y sus aplicaciones específicas [30]: Todo sistema instrumentado y de control debe ser lo más simple posible, es decir, usando el menor número de componentes posibles y siempre empleando la 34 última tecnología probada en campo, de manera de garantizar las mediciones en un alto rango de confiabilidad y exactitud. El sistema de control debe ser específico para cada aplicación que se este implantando, con elementos finales de control dentro de las características requeridas. La filosofía de operación completa de la planta debe estar controlada desde un cuarto central de operaciones o sala de operaciones con la mínima intervención del operador; para ello es necesario contar con suficientes mediciones del proceso y lazos de control, así como sistemas instalados de protección, que permitan operar la planta de forma segura y eficiente. Toda la información sobre las mediciones del proceso deberá estar disponible para el operador en el cuarto de control central, esto con la finalidad de que se pueda deshabilitar en determinado momento algún monitor remoto y tomar acciones cuando un equipo se encuentre en mal funcionamiento. Es necesaria la inclusión de paneles locales de medición, sin embargo todas estas señales deben estar diseñadas de tal forma que todas las señales necesarias para tener la información del proceso lleguen y puedan ser deshabilitadas desde el cuarto de operaciones principales tal como se mencionó anteriormente. La sala de operaciones central de la planta de Coquificación Retardada se llama ISH (“Instrument Satellite House”) y es donde llegan todas las señales de los distintos procesos de la planta. Todas las señales que van y vienen al panel local deben transmitirse en formato eléctrico, empleando convertidores de corriente a presión para operar elementos finales de control neumáticos. Las señales de transmisión electrónicas deberán ser: -De 4-20mA DC. -Milivoltios proveniente de termocuplas. -Neumáticas 3-15 Psi. 35 -Señales discretas a 24 Vdc. El diseño de la instrumentación debe ser lo más seguro posible y también debe tener la capacidad de comunicarse con otros componentes interconectados. Los protocolos estándares y propietarios aprobados por el departamento de Ingeniería de PDVSA también deben ser considerados en el diseño de los sistemas de instrumentados de control [30]. La instrumentación electrónica deberá estar especificada en concordancia con la clasificación del área. Para la ubicación de equipos en áreas con atmósfera peligrosa, se deberá adecuar una caja a prueba de explosiones y presurizado con aire inerte, de acuerdo a la norma NFPA 496. 2.3.2. PDVSA K – 330 Consolas y paneles de control La norma K-330 de PDVSA establece los criterios que se necesitan para el diseño, escogencia, especificaciones e instalación de paneles locales y remotos. Centrándose en la seguridad del personal a cargo y disponibilidad de la información que esta ocurriendo a tiempo real en el proceso. Todos lo paneles, consolas y gabinetes colocados en área deben tener fácil acceso para su reparación y mantenimiento. No se pueden colocar equipos que interfieran en proceso operativos, éstos deben colocarse en gabinetes separados. Los panales locales y consolas deben colocar en un sitio libre de vibraciones. Las señales que se estén siendo monitoreadas en el área deben mostrarse tanto en el panel local como el en el remoto, el cual debe encontrarse en la sala de control, las señales de campo deben mostrarse al mismo tiempo en ambos paneles. En la planta de Coquificación Retardada este cuarto se le llama ISH (Instrument Satelital House) [31]. 36 Por último la normativa K-330 especifica que la cantidad de espacios disponibles en los gabinetes y en los paneles tanto locales como remotos, deben ser el mismo número de señales asociadas al proceso y además de debe adicionarse un veinte por ciento (20%) más para futuras ampliaciones o reparaciones, se llaman por su nombre en ingles Spare. 2.3.3. PDVSA K – 336 Sistemas seguros de instrumentación La norma K-336 de PDVSA estable ce los requerimientos mínimos a considerar a la hora de desarrollar un Sistema Integrado de Seguridad (SIS). El objetivo principal es disminuir el riesgo y la ocurrencia de eventos catastróficos a controlar, y mantener un ambiente seguro de trabajo que proteja tanto los equipos propios de la empresa, como al personal y al medio ambiente. La arquitectura básica de un sistema instrumentado de seguridad se rige por un sistema que se llama LOGIC SOLVER, el cual, según la norma K-336 [32], es un sistema que ejecuta toda la lógica de protección y recibe las señales provenientes de los sensores en campo. Cuando el sistema detecta alguna de las condiciones predefinidas de fallo del sistema, se ejecuta inmediatamente la secuencia de protección. La norma K-336 dice muy claramente que los dispositivos de protección deben ser independientes de los demás sistemas. Esto se debe a que procesos tan delicados como el que ejecuta el compresor 42-K-201 no pueden depender solo de un sistema de control que por alguna razón pueda fallar, el sistema de parada de emergencia debe ser controlado por un dispositivo independiente. En la figura 10 se muestra la arquitectura básica de un SIS descrito previamente: 37 Interfaz de Sistema de usuario de un SIS control de un Sensores Elemento final Lógica FIGURA 10 DEFINICIÓN DE SISTEMA INSTRUMENTADO DE SEGURIDAD Fuente: PDVSA K-336 (2002) La normativa K-336 indica que un sistema SIS debe ser un guardián de seguridad de alta integridad e independiente al sistema de control principal. Además, deben tener un estudio SIL certificado por alguna organización especializada en sistemas de protección como TUV [26]. El Nivel instrumentado de seguridad (SIL) [25] es determinado con la finalidad de brindar la protección a los equipos, al personal que labora en planta y al medio ambiente. Es requerimiento de la empresa que en estos sistemas las entradas sean analógicas y digitales, mientras que las salidas solo digitales ya que estas deben presentar una respuesta rápida ante cualquier eventualidad. 38 Es importante mencionar que dentro de esta norma, PDVSA acepta y se rige firmemente por todos los estándares, en lo que a Sistemas Instrumentados de Seguridad se refiere, por la normativa internacional ISA S84.01 (1996), la cual es la versión Americana de la norma internacional Europea IEC 61508, que es la norma raíz en el campo de la industria de procesos. La normativa ISA S84 se especializa en los SIS de la industria de procesos. Ésta define: Diseño, Fabricación, Selección, Aplicación, Instalación, Pruebas, Arranque, Operación, Mantenimiento, y Documentación de dichos sistemas. Es en esta norma que se establece cuando un sistema cuenta con un alto nivel de criticidad, como el compresor 42-K-201, debe contar con un Controlador Lógico Programable (PLC) que tenga tecnología Triple Modular Redundante (TMR), como los modelos Triconex que se encuentran en distintas plantas del CRP. Solo son las variables criticas del proceso las que se consideran a la hora de diseñar un sistema de parada de emergencia, ya que no se quiere que esto dispositivos se detengan por ningún motivo que no lo amerite. El disparo solo debe realizarse solo si es estrictamente necesario (sin generar daños al equipo, personal de planta y ambiente), ya que si se detiene por cualquier eventualidad no critica puede generar grandes perdidas a la corporación. El impacto económico en el CRP por la disposición de la Planta de Gas N°3, requerido como costo de penalización es de unos 63.600$ por cada 24 horas que esté parada [34]. Los dispositivos PLC TMR pueden coordinar sistemas de votación con diferentes tipos de señales continuas, con la finalidad de hacer que el sistema sea más confiable y eliminando los contactos secos de una sola señal, los cuales pueden estar asociados a una falla mecánica por el poco uso que suele dárseles. Esto se evita haciendo un chequeo periódico de las señales. 39 2.3.4. PDVSA K – 339 Instrumentación de equipos rotativos Esta norma especifica todos los parámetros que deben seguirse para la instrumentación de toda la gama de equipos rotativos, dentro de los cuales se incluyen compresores centrífugos y reciprocantes, turbinas, bombas, variadores de velocidad, entre otros. Dependiendo del caso existen ciertos requerimientos necesarios para el funcionamiento de estos dispositivos. Para el caso de los compresores centrífugos establece que deben contar con un sistema maestro de control y de arranque del compresor, un sistema variador de velocidad (V.S.D.S), un sistema de aceite lubricante con su bomba principal y auxiliar disponibles, sistema de sello, control del sistema de aceite y por último un sistema automático que considerando las variables de campo ejecute la parada del compresor si este se encuentra en un estado de operación crítico. El compresor 42-K-201 cumple con todos estos requerimientos. La K-339 hace referencia y se rige de acuerdo a los estándares API 617 [35] y API 670 [36], presentando las características más resaltantes y modificaciones que hayan arrojado en la empresa los mejores resultados prácticos. El control de los equipos rotativos incluye desde el sensor que toma la muestra en el campo hasta el sistema de protección del mismo, pasando por los paneles locales y gráficos que muestran el funcionamiento del sistema. En la figura 11 se muestran los niveles instrumentados que debe comprender un sistema de monitoreo de equipos rotativos, según una de las normativas internacionales más importantes en el área, que garantiza un funcionamiento y monitoreo optimo. 40 FIGURA 11 PROTECCIÓN DE EQUIPOS ROTATIVOS Fuente: API-670 (2000) 2.3.5. IEC-61508 El estándar IEC-61508 de la Comisión Electrotécnica Internacional establece todas las bases que se deben seguir para el diseño y puesta en marca de un Sistema Instrumentado de Seguridad (SIS). La norma ISA S84.01 (Sociedad de Instrumentistas de América), es la versión Americana del estándar IEC. Ambas normativas definen varios de los parámetros establecidos en las normas K de PDVSA que se mencionaron anteriormente. Esta nombra a un amplio numero de Sistemas electrónicos Programables (PES) y todo lo que respecta a la instrumentación asociada a varios tipos de sistemas de protección tal como: Sistemas de Parada de Emergencia (ESD), Sistemas de fuego y gases, control de llamas en calderas y en turbogeneradores, y cualquier lazos de seguridad en general [37]. 41 La EIC – 61508 proporciona una guía especifica sobre la seguridad y operatividad de los sistemas de protección, abarca desde los sensores, cajas de conexiones y Logic Solver, hasta los elementos finales de control de manera que garantiza un buen nivel instrumentado de sistema (SIL) [25], necesario para un optimo funcionamiento del sistema. La idea general de la norma es proporcionar la protección adecuada al personal operativo de la Planta o Instalación, prevenir lesiones humanas y perdidas de vidas, evitar daños a los equipos, al medio ambiente, y áreas circunvecinas a las instalaciones, permitiendo así la detección oportuna de riesgos inherentes a la separación de gas o extracción de crudo, mediante sistemas que permitan tomar decisiones oportunas de forma segura y confiable. Los criterios generales que determinan un buen diseño y operación de un sistema de parada de emergencia se mencionan a continuación: - El sistema esta basado en equipo tolerante a fallas. - Existe una separación total entre el sistema de control del proceso y el ESD (Emergency Shut Down). Esto aplica a sus elementos: sensores, elementos finales de control y en la estación de operación usada para concentrar la información. - El sistema no reacciona ante una falla aparente, sino ante una real. - El sistema realiza sus propias pruebas en línea (cuando cuenta con autodiagnóstico). Los Sistemas de Seguridad están integrados por un equipo de control Triple Modular Redundante generalmente localizado en el Cuarto de Control central de la planta o instalación. La arquitectura Triple Modular Redundante (TMR), asegura tolerancia a fallas y libre de errores, control ininterrumpido en presencia de fallas de componentes de hardware o fallas transitorias de fuentes internas o externas [25]. 42 2.3.5.1. Niveles instrumentados de seguridad (SIL) El estándar EIC – 61508 establece cuatro niveles que indican la criticidad que puede tener un sistema, éstos se llaman Niveles Instrumentados de Seguridad (Safety Integrity Level, SIL), están basados en la Probabilidad de Falla en Demanda en un sistema dado (PFD). Esta probabilidad va a depender directamente de lo que se conoce por disponibilidad de un sistema, la cantidad tiempo en que trabaja correctamente[37]. Otro termino importante en un estudio SIL es el Factor de Reducción de Riesgo (FRR) es la inversa de PFD –> FRR= 1 / PFD. La tabla 1 muestra los diferentes niveles SIL en función del PFD y FRR [25]. TABLA 1 Nivel SIL Probabilidad de Falla en Nivel (SIL) Demanda Factor de Reducción de Riesgo (FRR) (PFDpromedio) Disponibilidad SIL 4 0.0001 - 0.00001 10000 a 100000 >99.99% SIL 3 0.001 - 0.0001 1000 a 10000 99.9% SIL 2 0.01 - 0.001 100 a 1000 99-99.9% SIL 1 0.1 - 0.01 10 a 100 90-99% Fuente: IEC-61508 (2000). 43 CAPITULO III EL SISTEMA DE PARADA DE EMERGENCIA DEL COMPRESOR 42-K-201 DE LA PLANTA DE COQUIFICACIÓN RETARDADA En el presente capitulo se explican cada uno de los procesos asociados al compresor 42-K-201 de DCU. Se resalta la importancia que tiene dicho compresor en las dos plantas donde opera y su efecto en todo el Centro de Refinación Paraguaná. Se describe cada uno de los subsistemas que gobiernan al compresor y como es la lógica de parada de emergencia del mismo. 3.1. Conversión Profunda (Cardón) El CRP (Centro de Refinación Paraguana) está conformado por dos de las más grandes refinerías de Venezuela y del mundo, Amuay y Cardón. Dentro de cada una existen distintas unidades de procesos o áreas de operación, entre las que se encuentran destilación y lubricantes, instalaciones auxiliares, suministro, conversión media y conversión profunda. Es esta última la encargada de procesar todos los crudos pesados y desechos pesados que no requieran las otras unidades y sus distintas plantas. La unidad de conversión profunda de la refinería de Cardón la conforman las plantas de: CCR (Regeneración Continua de Catalizador), DCU (Unidad de Coquificación Retardada), MDC (Transporte y Manejo de Coque), MERI (Merichem), NHT (Hidrotratadora de Nafta), PG3 (Planta de gas # 3), PLATFORMING (Planta Reformadora de Nafta) y RP (Recuperadora de Livianos). En la figura 12 se muestran las plantas que interactúan directamente con el compresor 42-K-201, son DCU y PG3. 44 FIGURA 12 ESQUEMA DE LA PLANTA DE DCU, PG3 Y MDC DE CONVERSIÓN PROFUNDA Fuente: [2] A continuación la explicación del funcionamiento de dichas plantas y la importancia del compresor antes mencionado en el proceso de obtención de gases de conversión profunda. 3.1.1. Coquificación Retardada En el año 1996 se implanto la unidad de Coquificación Retardada (DCU) con la finalidad de aumentar la producción de destilados y disminuir los desperdicios de crudos pesados provenientes de diferentes plantas del complejo refinador (AV- 1/2/3, Asfalto de PDA-1 y PDA-2 y del fondo de los tanques). 45 La función de la unidad de Coquificación Retarda (DCU) es transformar los hidrocarburos pesados (brea, asfalto, residuos cortos y largos) en productos de mayor valor comercial, como gas, propano, butano, nafta liviana y pesada, gasóleos y coque. Éste es un proceso térmico en el cual el hidrocarburo pesado pasa calentarse a alta velocidad en un horno y luego se envía a una zona de reacción (tambores de coque), en donde bajo condiciones apropiadas de presión y temperatura, se “craquea” térmicamente y se empiezan a transformar en productos más livianos que son aprovechados por otras plantas para la obtención de los productos finales en el proceso de refinación. FIGURA 13 HORNOS Y TAMBORES DE PLANTA DE DCU Fuente: Pérez Joshué (2006) 46 En la fotografía anterior se aprecia el tamaño de los tres hornos de la planta de Coquificación Retardada, detrás de ellos están los seis tambores de Coquer, de donde salen expulsados todos los gases que intervienen en el compresor K-201. 3.1.2. Arquitectura de la planta DCU En dicho proceso, la alimentación (brea) entra al fondo de la torre fraccionadora (42-C-101), que actúa como recipiente para compensar variaciones de flujo y luego se envía a los hornos de coquificación donde ésta se calienta por encima de los 490°C [3]. Es en los llamados tambores de coque (son dos tambores por cada horno, en total 6 tambores y 3 hornos) en donde se produce la reacción química denominada craqueo. El coque semi-solido se va sedimentando en el fondo del tambor, mientras que por la parte superior los productos más livianos en estado gaseoso pasan a la torre fraccionadora para su separación en gas, nafta inestable y gasóleos. Parte de estos gases son separados en la fraccionadora y de allí mandados a otras plantas, mientras otros como el Propano-propileno (P.P), Butano-Butileno (B.B), Nafta liviana (LKN) y Gas combustible son enviados al tambor 42-V-106 y de allí al compresor de gas (42-K-201) y luego junto con la nafta inestable a torres separadoras donde se recuperan gases, propano, butano y nafta estable como parte de los productos de mayor valor agregado finales. En la figura 14 se muestra un diagrama con los productos que se procesan en la planta de DCU, además se nombran las plantas que suministran materia prima y hacia donde van cada uno de los productos obtenidos. 47 AV 2/3 Residuo corto Gas dulce / seco HDT-2 V-653 Gas ácido MECHURRIO GAS ACIDO PRA-2/3 TANQUE Propano Residuo largo CD’ s S.G.C TANQUE Butano S.G.C C6-04 BLOQ. A3/B4/V-610 Asfalto Nafta liviana AV-1 TANQUE HDT-2 DCU Nafta Pesada E1-25 HDT-2 Lodoso Gasoil liviano. FCC HDT-2 E1-22 Gasoil pesado AMUAY E1-12 TMC FIGURA 14 DIAGRAMA DE PRODUCTOS PROCESADOS EN DCU Fuente: [3] El proceso de llenado (Coquificación) y vaciado (descoquificación) de cada tambor dura unas 18 horas aproximadamente. En la figura 15 se muestra un esquema general de la unidad de Coquificación Retardada, donde se describen cada una de las líneas del proceso. Se observa que en la esquina superior derecha se encuentran un compresor de gas, ese es el 42-K-201. 48 FIGURA 15 DIAGRAMA SIMPLIFICADO DE DCU Fuente: [38] En el apéndice B se muestran un diagrama más específico de la planta de DCU. En este último se muestran todas las torres, calderas, compresores, tambores y las conexiones asociadas al proceso con mayor detalle. 3.1.3. Planta de Gas # 3 Esta planta consta de un total de ocho torres de destilación. En cada una de ellas se destilan, absorben y despojan muchos gases que luego son llevados a otras 49 plantas de tratamiento, mientras que los productos terminados son almacenados en tanques para su próxima venta. La destilación es la operación más antigua y de mayor importancia dentro de la industria de la refinación [39]. En este proceso, los productos son separados en base a la diferencia en su volatilidad (Pto. Ebullición). Algunos de estos productos son Gas dulce, Gas axido, LPG (propano y butano comercial), Propano-propileno (P.P), Butano-Butileno (B.B), Nafta liviana (LKN), entre otros en menor magnitud. En la figura 16 se muestra el digrama de productos de la planta PG3, tanto los que entran y como los que salen y cuales son las plantas relacionadas, es decir, aguas arriba y aguas abajo. Gas Comb. dulce SGC LPG MERI LKN / LPG HKN H2S Gasolina DCU Inestable PG-3 LPG MERI HDTPRA ISOM ESF FIGURA 16 DIAGRAMA DE PRODUCTOS PROCESADOS EN PG3 Fuente: [39] Para poder realizar todas estas separaciones, es necesario que los gases se encuentren a presiones más altas, es por eso se requiere un compresor de gran capacidad al principio de la planta que suministre el gas a las presiones sugeridas (mayor a 14,5 psi) para el funcionamiento optimo del proceso en las torres destiladoras, ese compresor es el 42-K-201 de Coquer. Uno de los principales objetivos que tiene la planta es disminuir la cantidad de H2S que traen los gases. En un proceso de Coquificación se produce H2S en cantidades significativas. El H2S es un gas es un gas inflamable e incoloro, con un 50 olor característico a huevos podridos. La gente puede detectar su olor a niveles muy bajos, además es un gas con peligro mortal para todo el personal que opera en sitios donde se encuentre concentrado [5]. 3.1.4. Arquitectura de la planta PG3 La planta recuperadora de Gas de la planta de Coquificación Retardada tiene como función principal separar las corrientes de gases del tope de la fraccionadora 42-C-101 en hidrocarburos livianos como gases (dulces y toxicos), propano, butano, nafta liviana y nafta pesada [39]. Esta sección consta principalmente del compresor de Gas (42-K-201) y ocho torres destiladoras donde cada una presenta un proceso o función especifico: una Torre Absorbedora-Despojadora Primaria (42-C-201), una absorbedora Secundaria (42-C-202), una Torre Desbutanizadora (42-C-203), una Torre Separadora de Nafta (42-C-204), una Torre Separadora Despropanizadora (42C-205), una Torre Depuradora de Gas con Amina (42-C-206), una Contactora de GLP con Anima (42-C-207) y la ultima despojadora de Anima (42-C-208) [40]. En figura 17 se muestran las interconexiones del compresor 42-K-201 y las distintas torres de la planta de gas #3. 51 FIGURA 17 PDVS Centro de Refinación Paraguana DIAGRAMA SIMPLIFICADO DE LA PLANTA GAS-3 - CARDÓN NORMALMENTE NO FLUJO VAPORES A 42-V-106 LÍNEA DE BALANCE GASOLINA 42-E-221 INESTABLE DE 42-E-209 42 P 119A/B CONDENSADOR DE TOPE NAFTA PESADA DE HDH 42V207 AGUA AGRIA 42-V-106 42-P- (1° ETAPA) GAS AGRIO 42C201 ANTI-SURGE VAPOR ANTI-SURGE (2° ETAPA) AGUA DESDE 42- 201A/B LAVADO DESDE 42-V-106 AGUA DE 42-P- ENFRIAMIENTO 211A/B ENFRIAMIENTO AGUA DE A 42-V-104 42-E202 AGUA DE 42-P- 42-P- 205A/B 206A/B 42-E- ENFRIAMIENTO 42-E-203A/B/C/D 42-E-222 ENFRIAMIENTO ABSORBEDORA 42C206 VAPOR MBP 42-P42-V-203 202A/B TAMBOR DE ALIMENTACIÓN DE LA 42- TAMBOR 209A/B 42C205 42-E-110 42-E-207 AGUA DE ENFRIAMIENTO 42-V-209 DESPROPANIZADOR VAPOR BAJA TAMBOR 42-E42-E-204 DE 42-P- TAMBOR DE 42T201 42-P-204 DE AGUAS AGRIAS DE 42-E-201A/B/C 42-E-205 ASENTADOR 42-E- PRESIÓN 216 206 CONDENSADO BOMBA M PROPANO A VAPORIZACIÓN 42-V-213 210 42-P- ABSORBEDORA A 42-C-102 TAMBOR HCGO A 42-E-109 201A/B ACEITE POBRE ABSORBEDORA DESDE 42-P-113A/B ENFRIAMIENTO 219A/B BUTANO A ALMACENAJE NORMALMENTE NO FLUJO CONDENSADOR DE TOPE BUTANO A VAPORIZACIÓN COMBUSTIBLE MECHURRIO N2 203A/B N2 42-V-206 TANQUE DEA FRESCA TANQUE ACUMULADOR DE ALMACENAJE GAS ÁCIDO A DE CONDENSADO FRÍO DE 42-P- 213A/B 42-A-204 42-P- N2 42-E- DE AMINA SUMIDERO DE RECUPERACIÓ 42C208 CABEZAL DE ALIVIO PRODUCCIÓN DESPOJADORA GAS 42-E-214 NAFTA PESADA A ALMACENAJE 213 MECHURRIO 42-E- 42V210 LCGO A 42-E-106 HC A 42-V- 42-V-212 104 42-P-216 AMINA POBRE 52 BAJA PRESIÓN 42-E-225 CALDERA 223 42-V-213 TAMBOR TAMBOR DE 208A/B Fuente: [39] VAPOR MEIDA AGUA DE (NORMALMENTE AMINA RICA 42-E- 42-P- DE COMBUSTIBLE LCGO DE 42-P-112 NAFTA PESADA FRÍO AL CABEZAL DE AGUAS 212DE DEL CABEZAL TRATAMIENTO CONDENSADO 214A/B AGUA AGRIA 42-A-206 42-P- NAFTA LIVIANA A CONDENSADOR DE TOPE AS DE AZUFRE 42-P- 42-A-205 42-T-202 212 RECUPERADOR ACUMULADOR DE CONDENSADO FRÍO 215 DRENAJES AGUA DE ENFRIAMIENTO UNIDADES 42-E-224A/B 42V211 42-P- 207A/B CABEZAL DE ALIVIO 42T203 42T204 REPOSICIÓN 42C204 CONDENSADO BUTANO A ISOMERIZACIÓN 42-E-211A/B 42-P- COMBUSTIBLE DE CONDENSADO 42E217 42-E- AGUA DE LÍNEA DE BALANCE NAFTA PESADA A HDT-2 PROPANO A ALMACENAJE AMINA RICA 42-E- ACEITE RICO GAS DE AGUA AGRIAA DESPOJADOR HCGO DE 42-V-202 SEPARADO 42K201 ACUMULADOR 42C207 CONTACTORA 42V201 CABEZAL DE 42V208 218 DEPURADORA DE 208 PROPANO AL NORMALMENTE NO FLUJO 215 42-E- 42-A-201A/B/C SILENCIADORES DEL AGUA DE BY-PASS 42-E- ACEITE ABSORBENTE 42-P- DE SISTEMA GAS COMBUSTIBLE 42C203 42C202 AGRIA NAFTA GAS DULCE 42V205 SEPARADOR DE GAS ABSORBEDORA 210A/B DESDE 42-V-303 42V204 ETAPA DE VAPOR DESDE C3/C4 TRATADO C3/C4 AL 42-V-301 TAMBOR INTER- AL 42-E-105 GASES TAMBOR EVAPORADOR 42E226 DE CONDENSADO Las funciones o procesos que realizan cada una de estas Torres escapan del alcance que pretende lograr este trabajo, para más información [39]. Por ello a continuación se explica la importancia que representa el compresor 42-K-201 para esta planta: El Compresor de Gas, 42-K-201, es una unidad de dos (2) etapas de tipo centrífugo, el cual es accionado por un motor eléctrico de velocidad variable de 10.000 HP de Potencia. Su función es elevar la presión de la corriente de gases provenientes de la torre fraccionadora desde 0.57 Barg hasta una presión de 14.5 Barg, de manera de facilitar la separación de los hidrocarburos livianos que van luego a las distintas torres de planta de gases # 3 [39] y [40]. A continuación se muestran varias fotos tomadas con la permisología requerida por el CRP a las plantas de Coquer y gas # 3 de la refinería de Cardón: FIGURA 18 PLANTA DE DCU Y PG3 Fuente: Pérez Joshué (2006) 53 En la figura 18 se observa de derecha a izquierda: los seis tambores de Coquer, la fraccionadadora 42-C-101 y las ochos torres de Planta de Gas 3 (estás torres se encuentran alineadas, es por eso que no se distinguen todas). En el apéndice C se muestran otras fotos tomadas a la planta y específicamente al compresor de gas, el 42-K-201. 3.2. Sistema de control La planta de Coquificación Retardada cuenta con un sistema de control distribuido (DCS) de la marca Honeywell, modelo TDC – 3000, instalado desde el inicio de la planta. Este tipo de sistemas de control es común en la mayoría de las plantas del CRP, para el monitoreo y control de los distintos procesos que aquí se realizan. El TDC – 3000 esta basado en un sistema de adquisición y control de variables que puede ser configurado según las necesidades requeridas, en pleno consenso con el personal de operaciones de la planta. Los datos dentro del sistema de control se comunican a través de una red control universal UCN (Universal Control Network) y por DataHighway, los cuales son supervisados por una red maestro llamada LCN (Local Control Nerwork) [24]. En la LCN se presenta la data al usuario en tiempo real, se almacena en dispositivos históricos, y también se utiliza como información para aplicaciones avanzadas. La red LCN emplea un Protocolo de comunicación llamado Token Pass Bus e incluye niveles de chequeo de error. La velocidad del canal es de 5 Mbits por segundo, basado en el estándar IEEE 802.2 y 802.4. El medio físico de comunicación puede ser cable coaxial o fibra óptica. Esto depende de las distancias y del ruido. En 54 las instalaciones del CRP, existe una red de supervisión conectada a la arquitectura del DCS, a la cual se tiene acceso por medio de las estaciones terminales en las oficinas de la Corporación. La red LCN puede comunicarse con los siguientes dispositivos: Módulos de historia, Hiway Gateway, Network Interface Module, Compueter Gateway y Network Gateway. En la figura 19 se puede apreciar de forma más general los nombres de los dispositivos que actualmente gobiernan de control de la unidad de DCU. COMPUTADOR SIGLA SIO COMPUTADOR ALFA TRICONEX HONEYWELL ESD TDC-3000 PLC ALLEN-BRADLEY PLC ALLEN-BRADLEY CORTE MANEJO PLC K201 CCC IAC BENTLY ANALIZADORES NEVADA K201 JET-PUMP A JET-PUMP B FIGURA 19 SISTEMA DE CONTROL DE COQUIFICACIÓN RETARDADA Fuente: Documentos de Ivette, Carpeta Y2K, Sistema de control DCU. También se observa que la planta cuenta con un PLC que ejecuta la parada de emergencia de la planta, modelo triconex V 7.1, éste desactiva todas las funciones de la planta a la hora de presentarse una falla grave en algún sistema de la misma. También existen PLCs Allen-Bradley, Sistemas de monitoreo Bently Nevada en las 55 bombas JET A y B (las cuales son las que impulsan el agua que corta el coquer en los tambores) y demás sistemas controlados por el DCS TDC-3000 de Honeywell. 3.3. Sistema Bently Nevada Actualmente el sistema que monitorea todas las señales de temperatura y vibración, así como el sistema de parada de emergencia actual del compresor 42-K201 es un Bently Nevada 3300, es un sistema diseñado para el procesamiento de múltiples señales. Las alarmas y disparos son activados cada vez que las variables de campo excedan los limites establecidos. En la tabla 2 se muestra con mayor detalle los puntos de disparo y alarmas que se generan en cada una de las señales del sistema que controla al compresor. TABLA 2 LISTA DE SEÑALES DEL SISTEMA DE MONITOREO Descripción Tag 42-XAH-5752 42-XAH-5757 42-XAH-5755 42-TAH-5117 42-XAH-5075 42-TAH-2735 Desplazamiento radial por vibraciones en el compresor Desplazamiento radial por vibraciones en la caja de engranaje Desplazamiento radial por vibraciones del motor Alta temperatura del estator A del motor 42-XAHH-2761 42-XAHH-5761 Alarma Disparo COMPRESOR 100 - CAJA DE ENGRANAJE 100 - 100 - 125°C - CAJA DE ENGRANAJE 10 - CAJA DE ENGRANAJE 115°C - COMPRESOR 1 PSI - - - COMPRESOR 0,30 / 0,35 mm 0,80 / 0,84 mm COMPRESOR 0,30 / 0,35 mm 0,80 / 0,84 mm MOTOR DEL COMPRESOR K-201 MOTOR DEL COMPRESOR K-201 Vibración por alta aceleración de la caja de engranaje Temperatura del cojinete axial de la caja de engranaje 42-PDAH-3472 Almacenador de gas del sello a succión 42-LAL-2700 Ubicación Permisivo de arranque del compresor si hay aceite de lubricante en reserva Alto desplazamiento del rotor (axial #1) del compresor Alto desplazamiento del rotor (axial #2) del compresor SISTEMA DE ACEITE LUBRICANTE 56 42-XI-5759 42-TAH-2733 42-TSH-5123 42-SLA-5001 42-TAH-2739 Desplazamiento radial de la caja de CAJA DE ENGRANAJE 115°C - Temperatura del cojinete del compresor COMPRESOR 130°C - Alta temperatura del estator B del motor MOTOR DEL 125°C - - - CAJA DE ENGRANAJE 115°C - COMPRESOR 1 PSI - COMPRESOR 0,30 / 0,35 mm - COMPRESOR 0,30 / 0,35 mm - COMPRESOR - - 54°C - 130°C - 125°C 135°C DCS - - COMPRESOR 0 PSI - COMPRESOR - - COMPRESOR 1,7 BAR - 80°C - 125°C 135°C engranaje COMPRESOR K-201 Controla las revoluciones del motor MOTOR DEL COMPRESOR K-201 Temperatura del cojinete radial de la caja de engranaje 42-PDAL-3473 Almacenador de gas del sello a descarga 42-XAH-2761 42-XAH-5761 42-ZAH-0210 42-TAH-2704 42-TAH-2729 42-TAHH-5117 42-HA-5088 42-PAH-2710 42-ZAH-056 42-PAH-2701 42-TAH-2713A 42-TAHH-5123 42-LAHH-5039A /B/C 42-PAL-2723 42-PDAH-2703 42-FAL-2712 42-TAH-5099 42-XA-5102A 42-TAH-5101 42-TI-5118 / Desplazamiento del rotor (axial #1) del compresor Desplazamiento del rotor (axial #2) del compresor Control del antioleaje en la primera etapa de succión Temperatura de aceite de lubricación SISTEMA DE ACEITE LUBRICANTE Temperatura del cojinete axial del compresor Muy alta temperatura del estator A del motor COMPRESOR MOTOR DEL COMPRESOR K-201 Genera el disparo ordenado desde el DCS Presión de succión del gas en los eyectores Control del antioleaje en la segunda etapa de succión Bomba auxiliar P-250B Operativa Temperatura del cojinete radial del motor MOTOR DEL COMPRESOR K-201 Muy alta temperatura del estator B del motor MOTOR DEL COMPRESOR K-201 Muy nivel en el tambor V-106 en la succión de la primera etapa del TAMBOR V-106 10,12 mA compresor Baja presión de aceite de lubricación a cojinetes Presión diferencial del filtro de aceite SISTEMA DE ACEITE LUBRICANTE SISTEMA DE ACEITE LUBRICANTE Flujo de agua de enfriamiento al motor MOTOR DEL COMPRESOR K-201 Temperatura de aire de enfriamiento del motor MOTOR DEL COMPRESOR K-201 Falla del driver principal GE en el VSDS Temperatura de retorno del aire hacia el motor Temperatura del arrollado A del estator V.S.D.S MOTOR DEL COMPRESOR K-201 MOTOR DEL 57 0,9 BAR - 0,8 BAR - 80 GPM - 90°C - - V.S.D.S 80°C - 125°C - 5119 / 5120 / del motor COMPRESOR K-201 5121 42-TI- 5122 / Temperatura del arrollado B del estator 5124 / 5125 / del motor 5126 42-LAHH-5040A /B/C 42-PALL-2725 42-MOV-021A 42-MOV-021B 42-XI-5753 42-XI-2753 42-XI-2752 MOTOR DEL COMPRESOR K-201 125°C - Muy nivel en el tambor V-207 en la succión de la segunda etapa del TAMBOR V-207 10,12 mA compresor Muy baja presión de aceite lubricante SISTEMA DE ACEITE - 0,76 BAR TAMBOR V-106 - 50% de succión TAMBOR V-207 - 50% de succión COMPRESOR 100 - COMPRESOR 100 - COMPRESOR 100 - CAJA DE ENGRANAJE 60 - CAJA DE ENGRANAJE 60 - CAJA DE ENGRANAJE 60 - CAJA DE ENGRANAJE 100 - CAJA DE ENGRANAJE 100 - CAJA DE ENGRANAJE 100 - 100 - 100 - 100 - - - LUBRICANTE sistema anti-Oleaje de la primera etapa del compresor sistema anti-Oleaje de la segunda etapa del compresor Vibración radial del cojinete del compresor del lado externo horizontal Vibración radial del cojinete del compresor del lado externo vertical Vibración radial del cojinete del compresor del lado acople vertical Desplazamiento radial de la caja de 42-XI-2759 engranaje en el eje alto del lado de acople vertical Desplazamiento radial de la caja de 42-XI-5760 engranaje en el eje alto del lado exterior horizontal Desplazamiento radial de la caja de 42-XI-2760 engranaje en el eje alto del lado exterior vertical Desplazamiento radial de la caja de 42-XI-5758 engranaje en el eje bajo del lado exterior horizontal Desplazamiento radial de la caja de 42-XI-2758 engranaje en el eje bajo del lado exterior vertical Desplazamiento radial por vibraciones en 42-XI-2757 la caja de engranaje en el eje bajo del lado de acople vertical Desplazamiento radial por vibraciones en 42-XI-2755 el cojinete del motor del lado acople vertical Desplazamiento radial por vibraciones en 42-XI-5756 el cojinete del motor del lado de excitatriz horizontal . Desplazamiento radial por vibraciones 42-XI-2756 en el cojinete del motor del lado de excitatriz vertical 42-SI-2751 Velocidad del compresor MOTOR DEL COMPRESOR K-201 MOTOR DEL COMPRESOR K-201 MOTOR DEL COMPRESOR K-201 MOTOR DEL COMPRESOR K-201 58 42-XI-5076 42-XI-2765 42-XI-2764 42-TI-2731 / Mide aceleración en la caja de engranaje Mide alta velocidad en la caja e la caja e engranaje en lado de acople Mide alta velocidad en engranaje en lado de externo Temperatura del cojinete axial del compresor en el lado inactivo 2732 42-TI-5095 / Temperatura del cojinete del compresor en el lado de acople 5096 42-TI-2741 42-TI-2742 42-TI-2737 / 2738 Temperatura del cojinete de alta de la caja de engranaje del lado de acople Temperatura del cojinete de alta de la caja de engranaje del lado externo Temperatura del cojinete axial de la caja de engranaje en el lado inactivo 42-TI-2740 42-TI-2714A / B 42-PSH-2722 42-PIC-5707 Temperatura del cojinete radial de la caja de engranaje en el lado externo Temperatura del cojinete radial del motor CAJA DE ENGRANAJE 10 - CAJA DE ENGRANAJE 10 - CAJA DE ENGRANAJE 10 - COMPRESOR 130°C - COMPRESOR 130°C - CAJA DE ENGRANAJE 115°C - CAJA DE ENGRANAJE 115°C - CAJA DE ENGRANAJE 115°C - CAJA DE ENGRANAJE 115°C - 115°C - 4,0 BAR - - - MOTOR DEL en el lado interno COMPRESOR K-201 Presión de aceite lubricante SISTEMA DE ACEITE LUBRICANTE Controla la presión de succión compresor del COMPRESOR Fuente: Pérez Joshué (2006) En la tabla anterior se describe cada señal que llega al sistema Bently Nevada y también se menciona a que subsistema del compresor pertenece, por ejemplo el sistema de aceite lubricante, caja de engranaje, entre otros allí mencionados. Además en la tabla 2 se ve que no todas las señales las señales que se monitorean detienen al compresor, la mayoría son alarmas que se generan con la finalidad de que el personal de operaciones tome medidas preventivas al momento de registrarse alguna anormalidad en el funcionamiento del compresor. Todas las señales de disparo son las que van al sistema de parada de emergencia. Este tipo de sistema son muy utilizados en distintos compresores y turbinas del CRP, pero los mismos ya presentan un grado de obsolescencia que debe ser considerado. Los proveedores de estos dispositivos presentaron la carta de obsolescencia al grupo de ingeniería de confiabilidad de la refinería de Cardón, por 59 esta razón este trabajo pretende proponer la actualización a su versión más reciente, ya que los instrumentos de esta marca no han presentado fallas notables en todos los años que tienen operando. En el capítulo 4 se mostrará una descripción más detalla de la nueva versión, el Bently Nevada 3500. 3.4. Compresor 42-K-201 El Compresor de Gas, 42-K-201, es una unidad de dos (2) etapas de tipo centrífugo, el cual es accionado por un motor eléctrico de velocidad variable de 10.000 HP de Potencia. Su función es elevar la presión de la corriente de gases provenientes de la torre fraccionadora 42-C-101 desde 0.57 Barg hasta una presión de 14.5 Barg, de manera de facilitar la separación de los hidrocarburos livianos. Forma parte de la sección de recuperación de gases de la Planta de Coquificación Retardada. Es el que alimenta la mayoría de las torres de planta de gases # 3. En la figura 20 se muestra una foto del compresor K-201 de la planta de Coquificación Retardada. Allí se observa el motor, el gabinete con el sistema de monitoreo y detrás de observan las cuatro tuberias correspondientes a la primera y segunda etapa de succión del compresor. 60 FIGURA 20 COMPRESOR 42-K-201 Fuente: Pérez Joshué (2006) A continuación se explicará cada uno de los subsistemas que conforman al K201 de Coquer. 3.4.1. Motor eléctrico El motor eléctrico del compresor es un General Electric, que tiene una capacidad de 10.000 HP (Caballos de fuerza). Es un motor de corriente alterna trifasico, con un bus de alimentación de 4KV. El motor es control por un sistema independiente llamado variador de velocidad V.S.D.S (Variable Speed Driver System) [11]. Este sistema es supervisado por el personal de operaciones y los ingenieros de ingeniería eléctrica asignados a la planta de DCU. 61 En condiciones normales el motor gira alrededor de 5700 a 6200 rpm, se dispara cuando excede los 6300 rpm. El V.S.D.S. tiene un control complejo que se escapa del alcance de este trabajo, de él solo vienen dos señales de disparo, por falla del driver principal del estator A y B. Este tipo motor es único en la industria, posee dos estatores y un complejo sistema de control de velocidad, para mayor información [41]. En la figura 20 se observa la foto del motor acoplado al compresor. 3.4.2. Primera etapa de succión En esta etapa el compresor toma los gases almacenados en el tambor 42-V106, los cuales se encuentran a una presión de 0.8 bar y a una temperatura de 66 °C [4]. Es importante mencionar que al aumentar la presión de estos gases también aumenta su temperatura. Ésta es una de las razones por las cuales estos compresores son diseñados de dos etapas, ya que si comprime toda de una sola vez pueden calentar las tuberías a temperaturas muy elevadas que dañan la infraestructura de la planta. A la salida de la primera etapa de succión el gas sale 4.9 bar y a una temperatura de 140 °C aproximadamente, estos gases son llevados a unos intercambiadores de calor, los cuales hacen que los gases comprimidos bajen su temperatura alrededor de los 67°C y entren al tambor 42-V-207. En el figura 21 se muestra el diagrama de monitoreo visto por el personal de operaciones de la planta, allí se encuentran las variables más importantes del proceso y donde se observa con es la conexión entre la primera etapa de succión del compresor y el tambor V-207. 62 FIGURA 21 DIAGRAMA DE MONITOREO DE VARIABLES, COMPRESOR K-201 Fuente:[4] El diagrama anterior suministra mucha información, necesaria para el control del compresor. Se observa como el fluido entra a la primera etapa de succión a 0.82 bar de presión (a 66°C) y sale de ella a 4.9 bar (a 139°C), de allí entra a los intercambiadores de calor E-221 A/B/C/D y luego al tambor V-207. 3.4.3. Segunda etapa de succión Toma los gases provenientes del tambor 42-V-207 con una presión de 4.3 bar a unos 68 °C aproximadamente. Estos gases son expulsados a una presión de 13.5 bar a 142°C tal como se indica en el diagrama de control ilustrado en la figura 21. Antes 63 de ser depositados en el tambor 42-V-201 pasan por unos intercambiadores de calor tal como paso en la primera etapa. Estos intercambiadores son los E-203 A/B/C/D que se observan en la figura 22. FIGURA 22 DIAGRAMA DE MONITOREO DE VARIABLES, ABSORBEDORA DESPOJADORA Fuente: [4] Luego que se ha logrado la compresión y la disminución de la temperatura de los gases, éstos son depositados en el tambor V-201 y de allí van a las distintas torres de PG3. En la figura 22 se observa como estos gases una vez almacenado en el tambor se llevan a la torre C-201A para terminar de ser separados. En la foto de la figura 23 se observa el tambor 42-V-201, el cual se encuentra ubicado al lado del compresor 42-K-201. 64 FIGURA 23 TAMBOR 42-V-201 Fuente: Pérez Joshué (2006) 3.4.4. Caja de engranaje Es una caja de cambios compuesta por un juegos de engranajes que aumentan las rpm generadas por el motor para lograr que las aspas del compresor giren más rápido y pueda comprimir según las especificaciones del diseño. La caja de engranaje es la que conecta el motor con el compresor. En ella pueden producirse muchas vibraciones a la hora de alguna falla o problemas en el sistema. Es de vital importancia que el monitoreo de este subsistema, y debe ser estudiada junto con el personal de equipos rotativos la posibilidad de incluir dos de las señales que anteriormente intervenían en el disparo del compresor, la 42-XSHH2763 y la 42-XSHH-2766. Son sensores tipo probeta y según el personal de mantenimiento y operaciones de la planta fueron removidas por que disparaban muchos al compresor sin necesidad. 65 3.4.5. Sistema de aceite lubricante Es el encargado de mantener el nivel de aceite necesario para el optimo funcionamiento del compresor. Consta de varios sensores de nivel y presión localizados a lo largo de todo el compresor; en la caja de engranaje, en el reservorio de aceite, en la presión de succión de la bomba principal y auxiliar P-250A/B y es considerado un permisivo de arranque. Las señales consideradas fueron la 42-PSH2722 permisivo de presión de aceite y la 42-PSLL-2725 muy baja presión de aceite lubricante, el resto de señales no fue incluida en este trabajo ya que son solo de monitoreo directo al DCS y no tiene nada que ver con el sistema de parada de emergencia (ESD). 3.4.6. Sistema de Sello En todo los equipos rotativos el sistema de sello es muy importante, ya que permite que las partes móviles de estos equipos se desplacen (bien sean rotores o pistones) sin que exista una fuga de gases en el sistema. Los sellos del compresor deben cambiarse con cierta regularidad. Los encargados de esto son los mecánicos de la planta de Coquer. Existen varias alarmas asociadas a este sistema, las cuales indican cuando debe realizar un cambio de los mismos en el sistema. Los sellos siempre son cambiados en una parada programada de la planta y generan pocos problemas, es por eso que no son considerados en el sistema de parada de emergencia. 66 3.5. Sistema de Parada de emergencia El sistema de parada de emergencia (ESD) del compresor 42-K-201 esta implementado por una lógica de relés que se encuentra en el Bently Nevada 3300. Este sistema no cuenta con la confiabilidad que exigen las nuevas normativas internacionales mencionadas en el capítulo 2, ya que no se tiene aislado físicamente el ESD, sino que se encuentra dentro de un sistema de monitoreo y no es TMR. Es por ello la necesidad de implementar la propuesta que se describen en el capítulo 4 de este trabajo lo más pronto posible. Toda la instrumentación de campo esta compuesta por swiches de alarmas y disparos que llegan Bently nevada. En la figura 3 del capítulo 1 se mostró la arquitectura actual del sistema de parada del compresor. Las señales asociadas al sistema de parada de emergencia se muestran en la tabla 3. TABLA 3 LISTA DE SEÑALES DEL SISTEMA DE PARADA DE EMERGENCIA TAG DE LA SEÑAL DESCRIPCIÓN Y TIPO DE INSTRUMENTO Transmisor. Muy alto nivel en el tambor V-106 en la 42-LSHH-5039 A/B/C succión de la primera etapa del compresor. Conforman un sistema de votación 2 de 3. Transmisor. Muy alto nivel en el tambor V-207 en la 42-LSHH-5040 A/B/C succión de la segunda etapa del compresor. Conforman un sistema de votación 2 de 3 Válvula de succión. Pertenece al sistema anti-Surge (anti42-MOV-021A Oleaje) de la primera etapa del compresor (hacia el 42-V106). Produce disparo cuando hay 50% de succión de la primera etapa 67 Válvula de succión. Pertenece al sistema anti-Surge (anti42-MOV-021B Oleaje) de la segunda etapa del compresor (hacia el 42-V207). Produce disparo cuando hay 50% de succión de la segunda etapa. 42-XSHH-2761 Probeta. Muy alto desplazamiento axial # 1 del compresor. 42-XSHH-5761 Probeta. Muy alto desplazamiento axial # 2 del compresor. 42-TSHH-5117 RTD. Muy alta temperatura del estator A del motor. 42-TSHH-5123 RTD. Muy alta temperatura del estator B del motor. 42-HS-5088 Pulsador. Genera el disparo ordenado desde el DCS. 42-PSLL-2725 42-XS-5102A 42-XS-5102B Transmisor. Muy baja presión de aceite lubricante. Falla del Driver principal GE en el VSDS canal A. Para activar el disparo debe fallar el 42-XS-5102B también. Falla del Driver principal GE en el VSDS canal B. Para activar el disparo debe fallar el 42-XS-5102A también. Fuente: Pérez Joshué (2006) En total son 16 señales a considerar en este sistema. En la tabla 3 se mencionan los instrumentos de medición de campo que proporcionan la información al ESD. También se describe bajo que condiciones son disparados estos dispositivos. En el capítulo 4 se verá con más detalle los puntos de disparo de cada señal. 3.6. Panalarm Se encuentra en el panel Anunciador principal de campo. En el se muestran todas las alarmas y disparos asociados al sistema de parada de emergencia, así como también otras alarmas de interés para el operador del área, para así prever cualquier situación anormal. En si es un arreglo de luces que se accionan de pendiendo de las señales emitidas por el sistema de protección. 68 Dado el grado de obsolescencia que presenta que presenta el anunciador actual, se corre el riesgo a que éste se quede sin repuesto. Según el personal del área las luces del panel tienen poca luminosidad y esto podría causar que no vea algún disparo cuando se esta en el área (Aunque las señales también lleguen a la sala de control no se pueden correr riesgos en sistemas tan críticos). Es parte del alcance de este trabajo el reemplazo del anunciador a uno más reciente y que garantice mejor visibilidad. En el capítulo 4 se especifican las señales asociadas al panalarm y la nueva propuesta a implementar. En la figura 2 del capítulo 1 se muestra el gabinete en campo, donde se encuentra el actual panalarm. 3.7. ISH Son las siglas en ingles de Instrument Satelital House, y es el nombre que se le da al cuarto donde llegan todas señales de control de la planta. En él se encuentran todos los gabinetes con los controladores que no están en campo, allí es donde esta implementado el DCS TDC-3000 de Honeywell, y donde se encontrará el PLC TMR que va tener la lógica de disparo del compresor 42-K-201. Se encuentra a 100 metros del K-201, estos debe considerarse a la hora de hacer las canalizaciones hacia el ISH. 3.8. Lógica de relés Actualmente, el sistema de parada emergencia esta gobernado por tarjeta de relés en el Bently Nevada, donde se ejecuta la secuencia de disparo. Al ser éstos dispositivos electromecánicos y dado el poco uso que se les da (ya que lo ideal es que el compresor nunca se dispare), con el paso del tiempo tienden a trabarse o atascarse y por lo tanto puede no generar un disparo cuando éste sea realmente necesario. Otro 69 problema que presenta este sistema es que puede dispararse sin motivo alguno ya que los relés son propensos a presentar estas fallas. Todas las señales de campo que son parte del sistema de protección del compresor llegan a esta tarjeta, ejecutando una lógica de disparo según lo describe la figura 24, se muestra a continuación. FIGURA 24 LÓGICA DE DISPARO DEL COMPRESOR 42-K-201 Fuente: Pérez Joshué (2006) Las señales que intervienen en el disparo fueron descritas en la tabla 3 de este capítulo. En la figura 24 se muestra la secuencia del disparo en diagrama escalera, basta que solo se accione un relé y se ejecutará la secuencia de apagado del compresor. En el apéndice D.1 se muestran los planos actualizados del diagrama de conexión de la lógica de relé del ESD del compresor 42-K-201. Estos fueron hechos con la ayuda de AUTOCAD, por lo tanto se muestran en un formato más claro que el mostrado en la figura 24. 70 3.8.1. Condiciones por ESD El sistema de parada de emergencia del compresor 42-K-201 tiene como objetivo principal la parada inmediata del compreso siempre que existe alguna condición anormal en el funcionamiento del mismo. Es condiciones indeseadas pueden causar daños irreparables al sistema, o peor aun, atentar con la vida de las personas que laboran en la planta. Un daño grave al compresor puede tardar mucho tiempo en repararse y por lo tanto generar perdidas a la empresa multimillonarias, el impacto económico en el CRP por la disposición de la planta DCU, requerido como costo de penalización es de unos 1.590.000 $ por cada 24 horas que esté parada [3] y [39]. Por estas razones descritas ESD debe contar con la mayor disponibilidad y confiabilidad posible. El arreglo de relés está diseñado para realizar un disparo en el compresor si se cumplen alguna de estas dos condiciones: si una señal lo activa o si se produce una falla general del sistema. El estado normal de los relés es alimentado, es decir, que sobre ellos caen 24 Volt., pero si ocurre una falla, el relé de desenergiza y ocurre el disparo. Esto hace que el sistema este protegido en caso de presentarse alguna perdida de la fuente de alimentación. En la figura 24 se muestra la lógica de disparo del ESD del compresor 42-K-201, este diagrama se muestra con mayor precisión en el apéndice D. 3.9. Permisivos de arranque Los permisivos de arranque son las condiciones que deben cumplirse para una vez disparo el compresor y solventado el problema que produjo el disparo. Además 71 de los permisivos de arranque los operadores de campo deben seguir un protocolo establecido previamente por el cuerpo de ingeniería de la corporación [42]. Las señales involucradas en el permisivo de arranque son: Presión de aceite lubricante, flujo de agua para enfriamiento del motor y preservadora del nivel de aceite lubricante. En la tabla 4 se muestran las señales asociadas al permisivo de arranque y la descripción de cada una. TABLA 4 LISTA DE SEÑALES DEL SISTEMA PERMISIVO DE ARRANQUE TAG DE LA SEÑAL DESCRIPCIÓN Y TIPO DE INSTRUMENTO 42-PSH-2722 Switche. Presión de aceite lubricante. 42-FSL-2712 42-LSL-2700 Switche de flujo de agua normalmente abierto. Alarma del flujo de agua para enfriamiento del motor. Switche del liquido de nivel normalmente abierto. Alarma preservadora del nivel de aceite lubricante. Los permisivos de arranque no forman parte del sistema de parada de emergencia, sino del sistema de arranque, por lo tanto su lógica no puede ser incluida en el PLC TMR según la norma 336 de PDVSA. Y dado que no representa un gran grado de riesgo pueden programarse en otra tarjeta de relés del nuevo sistema de monitoreo a implementar, el Bently Nevada 3500. En el apéndice D.1 hoja 3 se muestra la secuencia de relé del permisivo de arranque. 72 3.10. Sistema C.C.C. El compresor 42-K-201 cuenta con tres C.C.C. (Compresor Control Corporation), los cuales están encargados del funcionamiento obtimo del compresor. Este sistema está conformado por TRES Controladores CCC Serie 3 Plus, conectados entre sí en forma serial, comunicándose con protocolo MODBUS RTU, por los puertos RS-422. Los TRES controladores se comunican con el sistema TDC-3000 de la Planta a través de dos modem: uno Principal conectado por un lado al puerto 1 del EPLCG 36/37 (RS-232) y por el otro lado con el segundo modem (RS-485), el cual se conecta a su vez con el Controlador CCC terminal (RS-232). Este compresor tiene dos controladores Antisurge (antioleaje), para las Etapas 1 y 2 respectivamente, y uno dedicado al Performance o control de desempeño de la presión de succión. Este último ejerce la función de maestro de los otros dos. Cada controlador consta de un CPU, el cual realiza las funciones de cálculos, comunicación, capacidad; una Tarjeta Analógica, donde se procesan las señales analógicas de entrada/salida de campo; un Panel Frontal, que funciona como interface entre el Operador y el Controlador; un Panel de Ingeniería a través del cual se realizan todas las configuraciones y ajustes de los diferentes parámetros; una Fuente de Poder, la cual alimenta los diferentes voltajes requeridos por el equipo; Una Tarjeta Auxiliar a través de la cual se aumenta la capacidad tanto de Procesamiento como de I/O; un Panel Posterior donde se encuentran los terminales de cableado y conexión de las Entradas/Salidas. Las señales asociados a sistema de antioelaje y desempeño de los C.C.C. en la tabla 5. El levantamiento de estas señales se logró con la ayuda del personal de operaciones de sección de conversión profunda de la refinería de Cardón. 73 TABLA 5 LISTA DE SEÑALES DE LOS C.C.C. TAG DE DESCRIPCIÓN Y TIPO DE INSTRUMENTO LA SEÑAL 42-PIC-5707 42-SIC-5001 42-FIC-0210 42-FIC-0056 42-PIC-0204 42-HIC-138 Presión de Succión del Compresor. Controla la presión en la succión del K-201. Control de las revoluciones del Motor. Las revoluciones del motor son ajustadas por el PIC-5707. Controla el antioleaje en la primera etapa. Este antioleaje es controlado a través de la FV- 0210 y es ajustado por el SIC-5001. Controla el antioleaje en la segunda etapa. Este antioleaje es controlado a través de la FV- 0056 y es ajustado por el SIC-5001. Controla la presión en el tambor 42-V-106 (el que alimenta la primera etapa del compresor). Este control se realiza a través de la PV-204. Inyección de Gas. Permite la inyección de gas natural durante el arranque o cuando el compresor carga proveniente del 42-V-106. Fuente: Pérez Joshué (2006) En la figura 25 se muestra el modelo 3 plus, que se encuentran en la planta de Coquer y en la mayoría de planta del CRP. 74 FIGURA 25 C.C.C. Fuente: Catalogo de la serie 3 plus, Compresor Controls Corporation Es importante mencionar la simpatía que presenta el personal de mantenimiento con estos controladores, dicho por ellos mismo: “nunca fallan”. Por más de 12 años que tienen estos dispositivos en la planta y a pesar de las condiciones extremas donde se encuentran, nunca han fallado. Es por eso que se hizo una evaluación de su reemplazo hacia la versión más reciente. Esta evaluación se describe en el capítulo 4. 75 CAPITULO IV DISEÑO DEL SISTEMA DE PARADA DE EMERGENCIA En este capítulo se desarrollará el diseño y propuesta del sistema de parada del compresor 42-K-201. También se realizará la escogencia de la mejor tecnología que este disponibles en el mercado para este sistema. Se mostrará cuales de estas tecnologías aprueban los requisitos mínimos para su consideración por parte del grupo de ingeniería en detalle, el cual es el encargado de la ejecución y puesta en marcha del proyecto. Por último es importante mencionar que la empresa tiene preferencias por la utilización de arquitecturas y tecnologías ya probadas en la Corporación. 4.1. Requerimientos generales A la hora de diseñar un sistema de parada de emergencia se deben considerar las normativas generales y especificas de la empresa en esta área, así como las ultimas tecnologías y tendencias en la misma rama, con el propósito de hacer que el sistema sea lo más confiable y disponible posible. Existen muchas marcas y/o proveedores que se encuentran disponibles en el mercado nacional e internacional para cada uno de los dispositivos que conforman el sistema de monitoreo y parada de emergencia del compresor 42-K-201 de la planta de Coquificación Retardada de la refinería de Cardón. Algunos de los requerimientos generales a considerar son los niveles instrumentados de seguridad, la instrumentación, los sistemas PES, el panel local, el funcionamiento y monitoreo del sistema. Estos puntos se desarrollan a continuación. 76 4.1.1. Niveles instrumentados de seguridad En la tabla 1 que se encuentra al final del capítulo dos, se mostraron los distintos niveles instrumentados de seguridad SIL en función de la probabilidad de falla por demanda y la disponibilidad de los sistemas. El diseño del sistema de parada de emergencia debe garantizar una respuesta rápida y confiable. Según la normativa IEC 61508 descrita en el capítulo 2, se definen alguno criterios de diseño [37]: - El ESD debe ser independientes respecto al control principal del proceso. - Se debe realizar una selección de componentes en función del grado de redundancia del lazo. - Debe contar con un Hot-Standby (redundancia en datos). - Los switches de bypass deben estar restringidos para el personal. - Debe contar con capacidad de diagnostico y ser capaz de reducir fallas comunes. El grado de redundancia de cada instrumento va a depender de la seguridad del lazo al que este pertenezca. Es por eso que es necesario hacer un estudio SIL a cada lazo del sistema para poder determinar el nivel que este pueda presentar. La normativa IEC 61508 describe un método cualitativo y cuantitativo para determinar el nivel SIL de un sistema en función de frecuencia de riesgo y las consecuencias que estas acarrean, para mayor ver. En importante mencionar que el termino SIL es relativamente nuevo en la industria petrolera nacional. A finales de los 80s se comenzó a utilizar en Alemania, con base en las normas DIN que preceden a la actual IEC 61508. En 1999 los niveles SIL son plasmados como norma que rige el nivel de seguridad de los distintos sistemas que conforman un proceso industrial. PDVSA busca la actualización de las viejas tecnologías de control hacia lo que conoce hoy en día como refinería 77 inteligente: confiable, con un alto grado de disponibilidad y con capacidad de auto diagnostico. El personal de mantenimiento y operaciones de la planta de Coquer no manejan el concepto SIL, ya que en toda la planta no se han hecho este tipo estudios, sin embargo, en el caso del compresor 42-K-201 ya existen algunos lazos que cuentan con transistores y sistemas de votación 2OO3 (2 de 3), es decir, podrían certificarse SIL 3. Pero no forma parte del alcance de este trabajo hacer el estudio SIL de cada lazo de control. La idea es actualizar el sistema para que el mismo aumente su confiabilidad, pero sin hacer una modificación total, ya que el compresor presenta una baja rata de fallas con los sensores y señales que se encuentran actualmente monitoreandolo. 4.1.2. Instrumentación de Campo Para lograr que el sistema aumente su grado de confiabilidad, debe de realizarse un estudio SIL del procesador a utilizar en el sistema de parada de emergencia, también en los transmisores que se encuentran en el área. En la planta de Coquer no se cuenta con un estudio previo de este tipo, ya que el termino SIL es relativamente nuevo dentro de la industria petrolera y también lo son los sistemas instrumentados de seguridad (SIS) que se desean instalar en las plantas del CRP. Sin embargo, muchas de las señales utilizadas en el sistema de parada de emergencia del compresor 42-K-201 cuentan con doble redundancia y algunas con tienen instalados sistemas de votación 2oo3 (2 salidas de 3). El caso de los medidores de nivel de los tanques 42-V-106 y 42-V-207, que se encuentran en la primera y segunda etapa de succión del compresor respectivamnete. La redundancia de los transistores según el nivel SIL asociado se muestra en la tabla 6: 78 TABLA 6 REDUNDANCIA DE TRANSMISORES SIL ESQUEMA #TRANSMISORES 0 1oo1 1 1 1oo1D 1 2 1oo2D 2 3 2oo3D 3 Fuente: [44] Para la instalación y puesta en marcha de este proyecto es necesario proponer una actualización del sistema, pero considerando no realizar demasiados cambios al sistema que se encuentra actualmente instalado en la planta, ya que ha venido trabajando sin mayores inconvenientes en los últimos años. Por lo tanto las señales que entran al Bently Nevada, C.C.C. y Panalarm quedaran igual, solo serán cambiando aquellos cables y/o puntos de conexión que se encuentren en muy mal estado, a criterio de los técnicos de instrumentación encargados de la instalación del sistema propuesto. Las señales del sistema de parada de emergencia ya no serán controladas desde la tarjeta de relés que se encuentra actualmente en el Bently Nevada 3300, sino que van a ser procesadas por un PLC Triple Modular Redundante que se va encontrar en el sala de control ISH (en ingles Instrument Satelital House ) de la planta de DCU. Para que estas señales lleguen a su destino es necesaria la creación de una caja de conexiones de campo donde se recojan todas las señales de campo involucradas en el sistema de parada de emergencia (ver Sistema de parada de emergencia, capítulo 3). 79 4.1.3. Sistema Electrónico Programable En el capítulo 2 se explicó el objetivo de este tipo de sistemas. Según la normativa de PDVSA K-336 el diseño de un Sistema de Parada de Emergencia (ESD) debe hacerse según los lineamientos que rige los estándares ANSI S58.01 y IEC61508 [37]. Además, la opinión del personal de mantenimiento de la planta de Coquer es de mucha importancia y utilidad. De allí salieron las siguientes especificaciones para el equipo: - El PES debe tener una arquitectura Triple Modular Redundante (TMR), tal como se explico en el capitulo 2. Esta arquitectura se exige para los ESD. - Debe comunicarse de manera confiable con el TDC 3000 Honeywell que gobierna el control general de la planta. - El PES debe tener un tiempo de respuesta menor a los 10 ms. - Debe llevar al compresor a falla segura en el momento que ocurra cualquier eventualidad, bien sea un disparo, alguna falla en la alimentación o en los cables asociados. - El diseño del sistema de debe hacerse para lograr fiabilidad e integridad, es decir, que si un instrumento falla, éste pueda ser reemplazado sin necesidad que el proceso se detenga. Este punto también es aplicado a los sistemas de votación, ya que la falla debe ser localizada y atacada de inmediato. - El ESD debe realizar de forma automática pruebas en línea de la lógica, sistemas, entradas y salidas. - El ESD también debe ser capaz de hacer un auto diagnostico seguro. Periódicamente debe realizar pruebas para verificar el funcionamiento de la lógica del sistema. Esto debe hacerse sin parar el compresor, ni retirar el equipo del área. 80 Además de las especificaciones antes mencionadas, se debe tener en cuenta la cantidad y el tipo de señales de este sistema PES. En la tabla 7 se especifican las señales asociadas al sistema de parada de emergencia. TABLA 7 CANTIDAD DE SEÑALES DEL SISTEMA DE PARADA DE EMERGENCIA DEL COMPRESOR 42-K-201 Tipo de señal Cantidad Reserva Total AI 7 2 9 DI 9 2 11 DO 5 1 6 Fuente: Pérez J. (2006) El criterio de reserva según la norma PDVSA K-300 es de 20% mas en entradas y salidas de un controlador, siempre es bueno aproximar los números por arriba, esto se hace con la finalidad de tener espacio para futuras expansiones. 4.1.4. Monitoreo del sistema Todas las alarmas de disparo y alarmas del compresor deben mostrarse en el panel local y en la sala de control. Las ultimas tecnologías en el monitoreo y control de procesos sugieren la utilización de variables continuas, es decir, transmisores que indiquen en tiempo real como es el comportamiento de las señales. No esta entre los objetivos de este trabajo la inclusión de nuevos transmisores para cada señal, pero si esta dentro del alcance del proyecto lograr que los transmisores con los que cuenta el sistema actualmente (en total siete en el sistema de parada de emergencia) sean monitoreados según su comportamiento en tiempo real, es decir, se llevará un 81 histograma de estas señales. Esto permitirá mejorar la prevención de fallas que puedan presentarse en el compresor y mejorará el despeño del mismo, generando mayor valor agregado a la planta de Coquificación Retardada. 4.2. Panel Local y Anunciador La norma de PDVSA K-339 (descrita en el capítulo dos), estable claramente que debe instalarse un panel local en el área, independientemente del monitoreo de las señales en la sala de control. Este panel muestra todas las señales asociadas al ESD, así como otras señales de interés que indican el funcionamiento del compresor. Dado el mal estado en el se encuentra el panel local actual, es parte de esta propuesta la incorporación de gabinetes para la colocación del nuevo Panalarm o Panel Anunciador. Este gabinete será presurizado para proteger a todos los equipos electrónicos que se encuentren en su interior. Las dimensiones del gabinete será la misma que el actual: 1850mm de alto, 2286mm de largo y 914mm de ancho [45], con un techo para proteger al panel anunciador de la luz solar. El panel anunciador actual cuenta con un modelo Panalarm que se encuentra obsoleto y discontinuado, además que las ventanas de indicación esta muy opacas y las luces que indican alarmas no se ven con mucha intensidad a la luz del día. Otra de las razones por la que es necesaria su actualización es que algunas de las señales que se muestran fueron desincorporadas y aún se siguen mostrando. Por ejemplo: los sensores tipo probeta de la caja multiplicadora; el 42-XSHH-2763 y 42-XSHH-2766 fueron desincorporados ya que continuamente generaban falsos disparos en el compresor, actualmente no están operativo. En su lugar se colocaron el 42-MOV-021A y el 42-MOV021B que son válvulas de succión de la primera y segunda etapa respectivamente, pero estas señales todavía no se muestran en el panel frontal, es necesaria su incorporación. 82 En la tabla 8 se muestran cada una de las señales que tendrá el nuevo panel anunciador, también cuales de éstas son solo alarmas de indicación local y/o disparos el compresor. TABLA 8 INDICE DE SEÑALES DEL PANEL ANUNCIADOR TAG N° DESCRIPCION INDICACIÓN TAG N° Alarma 42-TAH-2729 DESCRIPCION 42-XAH-5752 Desplazamiento radial por vibraciones del compresor 42-XAH-5757 Desplazamiento radial por vibraciones en la caja de engranaje Alarma 42-XAH-5755 Desplazamiento radial por vibraciones del motor Alarma 42-HA-5088 42-TAH-5117 Alta temperatura del estator A del motor Alarma 42-PAH-2710 42-XAH-5075 Vibración por alta aceleración de la caja de engranaje 42-TAH-2735 Temperatura del cojinete axial de la caja de engranaje Alarma 42-PAH-2701 42-PDAH-3472 Almacenador de gas del sello a succión Alarma 42-TAH-2713A 42-LAL-2700 Permisivo de arranque del compresor si hay aceite de lubricante en reserva 42-TAHH-5123 Muy alta temperatura del estator B del motor Alarma Alarma 42-TAHH-5117 42-ZAH-056 Temperatura del cojinete axial del compresor Muy alta temperatura del estator A del motor INDICACIÓN Alarma Alarma Disparo Genera el disparo ordenado desde el DCS Disparo Presión de succión del gas en los eyectores Alarma Control del antioleaje en la segunda etapa de succión Alarma Bomba auxiliar P-250B Operativa Alarma Temperatura del cojinete radial del motor Alarma Alarma Disparo 42-XAHH-2761 Alto desplazamiento del rotor (axial #1) del Alarma Disparo 42-LAHH-5039A / B / C Muy nivel en el tambor V-106 compresor Disparo 42-XAHH-5761 Alto desplazamiento del rotor (axial #2) del Alarma Disparo compresor Baja presión de aceite de lubricación a cojinetes Alarma 42-XI-5759 42-TAH-2733 42-PAL-2723 Desplazamiento radial de la caja de engranaje Alarma 42-PDAH-2703 Presión diferencial del filtro de aceite Alarma Temperatura del cojinete del compresor Alarma 42-FAL-2712 Flujo de agua de enfriamiento al motor Alarma 42-TAH-5099 Temperatura de aire de enfriamiento del motor Alarma 42-TSH-5123 Alta temperatura del estator B del motor Alarma 42-SLA-5001 Controla las revoluciones del motor Alarma 42-XA-5102A Falla del driver principal GE en el VSDS Disparo 42-TAH-2739 Temperatura del cojinete radial de la caja de engranaje Alarma 42-TAH-5101 Temperatura de retorno del aire hacia el motor Alarma 42-PDAL-3473 Almacenador de gas del sello a descarga Alarma 42-XAH-2761 Desplazamiento del rotor (axial #1) del compresor Alarma 42-PALL-2725 Muy baja presión de aceite lubricante Disparo 42-XAH-5761 Desplazamiento del rotor (axial #2) del compresor Alarma 42-MOV-021A al sistema anti-Oleaje de la primera etapa del compresor Disparo 42-ZAH-0210 Control del antioleaje en la primera etapa de succión Alarma 42-MOV-021B al sistema anti-Oleaje de la segunda etapa del compresor Disparo 42-TAH-2704 Temperatura de aceite de lubricación Alarma 42-LAHH-5040A / B / C Muy nivel en el tambor V-207 Disparo Fuente: Pérez J. (2006) Entre el nuevo sistema PES y el Bently Nevada 3500 existirá una comunicación a través de un puerto serial RS-485 con el nuevo Panel Local, de tal forma que cuando el PLC TMR determine cual a sido la falla que ha ocasionado el disparo en el compresor, el operador de campo pueda saber de inmediato (después de 10ms) el motivo de dicha falla. En el apéndice I.6 se puede apreciar con mayor 83 detalle la lista de señales de tabla 8, ya que además indica la ubicación de cada sensor, el punto de alarma y disparo de cada uno de ellos. El control de capacidad, así como los pulsadores de arranque y disparo del compresor son de alta integridad y estarán montados en el gabinete del panel anunciador, de manera que junto con el personal de sala de control el operador pueda coordinar cualquier acción funcional del compresor. Para la escogencia del nuevo panel anunciador se estudiaron varias alternativas, ver referencias [46] [47] [48] [49] [50]. Las opciones de RTK instruments son programables, pero muy complejas para los requerimientos deseados. En los apéndices E.1 y E.2 se muestran dos de las opciones estudiadas con mayor detalle, una es marca DUKANE de General Electric y la otra es un modelo panalarm AMETEK de Power Instruments. Debido a políticas de la empresa de certificar de equipos ya montados en el CRP, la opción seleccionada fue la versión más reciente del Panalarm 7200 que se encuentra actualmente instalado. El modelo del panel es el AD-3100D el cual es al versión más moderna de la serie Panalarm marca AMETEK. (ver apéndice E.1). Este cumple con todos los requerimientos de señales que se mostraron en la tabla 8. En la tabla 9 se muestran las especificaciones para la compra del equipo. 84 TABLA 9 ESPECIFICACIONES DEL PANALARM 24 VDC / 120 VAC @ 60 Hz Alimentación Visualización Leds Minimo dos por ventana Tamaño de ventana Full: 76mm*76mm Color Alarmas: Amarillas Disparos: Rojos Numero de señales Alarmas: 32 Disparos: 11 Comunicación Modbus RTU RS-486, modo esclavo Fuente: Pérez J. (2006) Cada una de las especificaciones de la tabla 9 se hicieron en base a las hojas de datos del Panalarm, las especificaciones del panel actual y las nuevas señales involucradas al sistema de monitoreo y parada de emergencia del compresor 42-K201. En la figura 26 se muestra un ejemplo del tipo de Panalarm seleccionado. Es importante mencionar que las dimensiones y la distribución de las señales de nuestro sistema no son como las mostradas en la figura. Éstas van a ser más grandes debido a que el número de señales involucradas es mayor. Estos dispositivos son fabricados según las especificaciones del cliente, en este caso PDVSA. 85 FIGURA 26 MODELO AD-3100 MARCA AMETEK Fuente: Manual Técnico del AD-3100 AMETEX [46] 4.3. Diseño del Sistema de Parada de Emergencia Tanto para el diseño y actualización de sistema de monitoreo y control, como para el sistema de parada de emergencia del compresor 42-K-201, la empresa estipula la utilización de arquitecturas probadas en sus plantas. Por esta razón se consideraron diseños de propuestas anteriores[12] [13] [14] [15] [16], junto con las necesidades actuales que presenta la planta de Coquificación Retardada de la refinería de Cardón. La propuesta planteada tiene como finalidad el reemplazo de la lógica de relés que gobierna de sistema de parada de emergencia del compresor 42-K-201. Pero el sistema en general presenta un alto grado de obsolescencia, es por eso que dentro de la propuesta se incluye el reemplazo a su versión más reciente del Bently Nevada 3300, el Panalarm y los C.C.C. que gobiernan al compresor. La actualización de éstos se realizará utilizando a los mismo proveedores, ya que los dispositivos han mostrado un desenvolvimiento bastante optimo a pesar las de condiciones extremas a las que operan y el tiempo que tienen en la planta. Dado el tiempo que tienen estos equipos los proveedores no garantiza sus repuestos ni el servicio técnico necesario para su 86 optimo funcionamiento, es por ello la extrema necesidad de mudarlos a su versión más reciente. El único dispositivo que puede presentar problemas a la hora de hacer una apropiada escogencia es el sistema electrónico programable (PES) a utilizar. Tal como lo estipula la norma de PDVSA K-336 [32]. para sistemas seguros de instrumentación este PLC debe tener una técnología Triple Modular Redundante (TMR). La escogencia de este sistema es independiente de las señales de campo y demás subsistemas mencionados en párrafos anteriores (Panalarm, Bently Nevada y C.C.C.), solo depende de las normas PDVSA descritas en el capítulo dos, del numero de señales asociadas al sistema y la arquitectura que gobierna al sistema, así como de otros factores que se explican con mayor detalle a continuación. 4.3.1. Evaluación de alternativas Primero se muestra una descripción de cada una de las propuestas, y en base a éstas se realizó un análisis de las mismas a través de una matriz de evaluación, la cual se muestra en la tabla 10, donde se determinan las tecnologías que cumplen los requerimientos necesarios para la implementación del sistema de parada de emergencia en el compresor 42-K-201. 4.3.1.1. Propuesta #1 ICS triplex El sistema de seguridad PES de la compañía ICS TRIPLEX modelo Trusted es uno de los dos sistemas de este estilo que se encuentran instalados y certificados dentro de PDVSA. Trusted está aprobado con TUV AK6 [26], la categoría de mayor 87 reconocimiento para sistemas de seguridad programables, y también cuenta con la aprobación de NFPA72 y Gosstandart de Rusia. Este PLC cuenta con un sistema estructurado 2oo3. El sistema presenta una de las mejores tecnologías existentes en el mercado, a continuación se muestran de las características más importantes del mismo: - A diferencia de otros sistemas, Trusted es certificado seguro sin la necesidad de configurarle ningún diagnostico del software a futuro como parte de la configuración de los sitemas. - Tienen un HIFT (hardware Implemented Fault Tolerance), el cual consiste en un sistema de tolerancia de fallas el cual es implementado en Hardware. - El Trusted permite cambiar alguna configuración sin producir los llamados tiempos muertos “downtime”. - 240 I/O TMR en un chasis simple, 480 I/O en cada expansión de chasis y 1500 más I/O en un gabinete simple, y admás cuenta con los 5 lenguajes aprobados por la IEC61131: lógica de escalera, diagramas de bloques, lenguajes de texto estructurado, lista de instrucciones y carta de funciones secuenciales. - Cuenta con un nivel extra en la degradación de tolerancia de fallas del sistema 3-3-2-0. Otros TMR cuentan con degradaciones 3-2-1-0 mientras que los duales cuentas con 2-1-0. El requerimiento TUV es una degradación 3-2-0 para un TMR [26]. - Puede sincronizarse con otros dispositivos de sistemas de control, a través de un reloj maestro. - El trusted esta basado en un procesador de 64 bit a 100MHz, es uno de los más rápidos y poderosos del mercado. - Cuenta con lo que se llama cambio en caliente, es decir pueden cambiarse o repararse los módulos sin necesidad de detener el proceso. 88 - Tiene la capacidad de expandir los módulos, usando la misma interfaz tanto en el sitio remoto como en el área local donde se encutre operaron. - Cuentan con un TMR sencillo que esta configurado para trabajar con I/O diferentes: AI, DI y DO en el mismo modulo, configurable en puntos básicos. En el apéndice F.1 se muestra la hoja de datos técnicos, donde se puede ver con más detalle las distintas funciones de este dispositivo. [51]. En la figura 27 se muestra un chasis del Trusted descrito anteriormente. FIGURA 27 PLC TMR MARCA ICSTRIPLEX MODELO TRUSTED Fuente: [51] El PLC mostrado en la figura 27 muestra de izquierda a derecha el modulo de alimentación, el procesador, las I/O digitales y analógicas, además de módulos vacíos para futuras expansiones. 89 4.3.1.2. Propuesta #2 Triconex (V 9.1) Actualmente la planta Coquificación Retardada cuenta con un PES Tricon 7.1, el cual lleva trabajando más de 10 años en la planta sin presentar fallas. Éste se encarga de la protección de otros procesos dentro de la unidad, donde no se encuentra incluido el compresor de gas 42-K-201. Es por ello que se escapa del alcance de este trabajo hacer la actualización de dicho sistema, sin embargo, la compañía proveedora de este producto en el país, Invensys, ha notificado al personal de ingeniería del CRP la obsolescencia que presenta este equipo, por lo tanto es importante que para la próxima parada programa se considere la actualización de este dispositivo por su versión más reciente. La alternativa más reciente que presenta Triconex es su versión Tricon V.10.1, sin embargo esta versión debe descartarse casi de inmediato, ya que en el CRP se están actualizado otras plantas con esta marca (el reformador de Nafta e Isomerización, por mencionar solo dos de Cardón [13] [15]), pero están instalando la Versión V.9.1. Es política del CRP trabajar con tecnologías ya probadas e instaladas en sus plantas y esta versión cuenta con muchas más ventajas respecto a la ya obsoleta V7.1, ver [52]. Además la versión V.10.1 es muy reciente y no ha sido instalada nunca en el país. Este PLC TMR incluye módulos de entrada y salida que cubren las necesidades del sistema de parada de emergencia propuesto. También cuenta con una comunicación que se adaptan perfectamente al DCS TDC-3000 de Honeywell a través de una red de control universal UCN. Esta tarjeta se llama SMM (Safety Manager Module ) [53]. Algunas de las características del Triconex son parecidas a la de la propuesta 1: votación 2oo3 (3-2-1-0 or 3-2-0), SIL 3 y certificado TUV en enero 2006, modulos 90 I/O, variedad en módulos de alimentación. Para más información ver [52] . En la figura 28 se muestra un chasis completo del PLC TMR de Triconex. FIGURA 28 PLC TMR MARCA TRICONEX VERSIÓN V 9.1 Fuente: [52] En la figura anterior se aprecian las dos fuentes de poder: una operativa y la otra solo es activada solo en caso de que la primera falle. También se observan los tres procesadores independientes y las demás tarjetas de comunicación y de entradas analógicas y digital. Como se puede apreciar este chasis es uno de los más completos es su tipo, para más información ver [52] [53]. 4.3.1.3. Propuesta #3 Honeywell FSC El controlador seguro de fallas FSC (Fail Safe Control) de la empresa Honeywell es uno de los sistemas que ofrece más confiabilidad, integridad y seguridad a los procesos más críticos de una planta. Forma parte de los que Honeywell llama Total Plant Solución (TPS), que es un sistema global de control de cada uno de los procesos en una refinería o plataforma petrolera. 91 La descripción de este PLC se explica más claramente en la figura 29, donde se muestran los dos bloques bases de su arquitectura; el Central Part (parte central) en donde se encuentra el procesador de control, la comunicación hacia otros dispositivos y el watchdog. El otro bloque importante es la interfaz de entradas y salidas, donde se encuentran digitales y analógicas tal como se muestra. FIGURA 29 ARQUITECTURA BÁSICA DEL FSC HONEYWELL Fuente: [54] Una de las características que hace llamativo a este dispositivo es que al igual que el Triconex cuenta con una interfaz de comunicación SMM (Safety Manager Module), es decir, se comunica a 5Mbit/s. Este comunicación con el DCS es bastante buena ya que supera en gran margen a serial que es de 19.5Kbit/s. Otra de las ventajas que presenta esta propuesta de Honeywell es su nuevo e innovador sistema de votación 2oo4D. Este tipo de arquitectura esta realizada en base a la combinación del sistema de votación 1oo2D [44] a través de un procesador en un modulo, y la votación 1oo2D entre los módulos. El detalle de la arquitectura se muestra a continuación: 92 FIGURA 30 ARQUITECTURA DEL SISTEMA DE VOTACIÓN 2oo4D DEL FSC Fuente: [54] La arquitectura mostrada se conoce QMR que en ingles Duadruple Modular Redundant. En la figura 30 se observan los dos Central Part, en cada uno existen dos procesadores redundante y un Watchdog Module para inicializar el equipo si esta un determinado tiempo en un rutina, para mas información ver [54]. Esta tecnología esta probada en conformidad con las normas estipuladas en el estándar IEC 61508 y ISA S84.01, arrojando mejores resultados cuando es comparada con otras arquitecturas, por ejemplo: el funcionamiento de los proceso puestos a prueba presenta mayor seguridad que los que usaron tecnología TMR con votación 2oo3. Este sistema cuenta con la certificación TUV (SIL 3) [26]. 4.3.1.4. Propuesta #4 Siemens ST-400H 93 El PLC Siemens, modelo Simatic, es un sistema de alta disponibilidad y tolerancia a fallas con un tecnología doble modular redundante. Este equipo al igual que la propuesta anterior nunca se han probado dentro del CRP, es por eso que se realizó la evaluación de esta nueva tecnología. La propuesta de Siemens presenta una arquitectura Dual, es decir, 1oo2D [44], con una comunicación entre módulos a través del protocolo PROFIsafe, el cual ofrece una comunicación estándar y de seguridad por medio de un mismo bus con certificación SIL 3. Esta arquitectura se tomó como referencia de otro proyecto realizado en el CRP. [55]. La interfaz de trabajo de este dispositivo es gráfica y amigable para el usuario, se llama Simatic Safety Matrix. Tiene capacidad para más 100 I/O por modulo, aunque esta arquitectura puede colocarse en serie con otros PLCs [56]. La arquitectura interna es RICS de 64 bits, el doble que muchos de sus competidores. Aunque cuenta con la certificación SIL 3 no son TMR. En la figura 31 se muestra una foto del S7-400. FIGURA 31 MODELO S7-400 SIEMENS Fuente: Siemens Energy and Automation (2004) En la figura anterior se muestra un chasis del modelo S7-400 de Siemens en donde se encuentran todas sus tarjetas de entrada y salida, fuente de alimentación, modulo de comunicación y por ultimo el espacio del modulo historiador (este es 94 opcional) que permite llevar un registro histórico del comportamiento de cada señal [56]. 4.3.1.5. Propuesta #5 ABB Plantguard La propuesta de ABB es bastante parecida a la hecha por ICS triplex, de hecho, se pude decir que el documento que presenta ABB para describir a este PLC [57] es igual que el presentado por triplex [51]. Desconozco las razones del porque esta similitud, quizás ambas corporaciones se asociaron para desarrollar el mismo PLC TMR, ya el mismo presenta muy buenas características e indudablemente es una de las mejores opciones consideradas. El hecho más importante es que solo ICS triplex tienen proveedores en el país y además cuenta con equipos instalados en el CRP, en tanto que ABB solo se dedica a distribuir válvulas de control a la industria petrolera, es decir, no cuentan en Venezuela con vendedores ni personal técnico capaz de brindar soporte al momento de adquirir algún equipo Plantguard. Es por esta razón que la propuesta de ABB no se evaluará en la matriz de tecnologías. En los apéndices F.1 y F.2 se muestran las hojas técnicas de ICStriplex y ABB. 4.3.1.6. Propuesta #6 ABB Yokogawa-ProsafeRS La empresa Yokogawa cuenta con un el PLC modelo ProsafeRS el cual esta diseñado para aplicaciones dentro de la industria petrolera, tales como sistemas de para de emergencia, sistemas de manejo de calderas y hornos, sistemas de protección para compresores tanto rotativos como de pistón, sistemas de fuego y gas , entre otros. 95 El ProfaseRS presente un diseño modular, con redundancia en su fuente de alimentación y con 32 canales por modulo I/O, los cuales pueden ser configurados como entradas digitales y/o analógicas, además de salidas digitales, según sea los requerimientos. Para el caso del sistema de parada de emergencia de compresor 42-K201, tal como se indica en la tabla 7 de este capítulo, solo haría falta un solo modulo para cubrir las 26 señales que necesita para operar, además el tamaño del chasis lo permitecolocar dos de estos módulos para futuras expansiones. Presenta otras ventajas como el modulo de control crítico (CCM), el cual permite mantener comunicación entre otros PLC via Mod-Bus, y además puede hacer autodiagnostico en base a los datos que reciba. Los demás detalles de este modelo se puede ver en [58]. Algo que es importante traer a colación es que este PLC no es TMR, ya que presenta una arquitectura 1oo2D [44], aunque su tecnología garantice seguridad en el control del proceso no cumple con los requerimientos mínimos establecidos en la norma K-336 de PDVSA [32]. FIGURA 32 MODELO PROSAFE-PLC DE YOKOGAWA Fuente : [58] En la figura 32 se observa un chasis completo de un ProsafeRS instalado dentro de un gabinete. A los lados del chasis central se observan los puertos serial 96 DV9 por donde se comunica este dispositivo a través de un protocolo RS-232 y RS485. 4.3.2. Matriz comparativa de tecnologías Cada una de los PLCs TMR que previamente se describieron presentan ventajas y desventajas entre sí. En cada uno de los manuales que se citaron en este trabajo [51] [52] [54] [56] [57] [58], indican cada una de las características de dichos dispositivos, sin embargo, es un trabajo bastante tedioso discutir cual de estos dispositivos resultará la mejor opción consultando todos los manuales al mismo tiempo. Es por eso que en este trabajo se realizó una matriz comparativa con los puntos más importantes a considerar para dichas tecnologías. En la tabla 10 se muestra dicha matriz. Esta matriz es de gran ayuda para los ingenieros que vayan a ejecutar la ingeniería detalle de este proyecto (la fase siguiente a la ingeniería básica), ya les permite ver en resumen las características más importantes que presentas estos dispositivos según su marca o proveedor. Varias de las columnas de la tabla 10 definen las características técnicas de los dispositivos, por ejemplo: numero de I/O, cambio en caliente, capacidad de expansión, entre otras. En este punto la mayoría de las propuestas aprueba, pero el problema que hay que considerar con mayor cuidado es la capacidad de soporte técnico con que cuenten en el país y la garantía que puedan brindar una vez instalado el equipo. Para filtrar estas tecnologías hasta obtener las más convenientes para el proyecto se realizo una matriz de requerimientos mínimos, se muestra en la tabla 11. 97 S7-400 Si, 1oo2D Sí 2D-2-0 Sí, 2oo3 Sí 3-3-2-0 Sí, 1oo2D Sí 2D-2-0 ABB Yokogawa Triguard SC 300 ProsafeRS 2oo4 DMR 1oo2D TMR 2oo3 DMR 1oo2D Sí Sí Sí Sí Sí Sí No Sí 32 bits a 50MHz 64 bits a 100MHz 64 bits a 100MHz 32 bits a 50MHz En línea En línea En línea Autodiagnostico SMM 5Mbits/seg SMM 5Mbits/seg Serial 19,5 Kbit/seg Serial 19,5 Kbit/seg Serial 19,5 Kbit/seg MATRIZ COMPARATIVA DE TECNOLOGÍAS PARA EL SITEMA DE PARADA DE EMERGENCIA DE COMPRESOR 42-K-201 Fuente: Pérez Joshué (2006) 98 En PDVSA Siemens QMR 50MHz En línea país 4-2D-2-0 y 2oo4D 32 bits a instalados en el Sí Si, 1oo2D Sí Equipos FCS 6.02 2oo3 Sí Kbit/seg en el país Honeywell TMR Serial 19,5 Soporte técnico 3-2-1-0 100MHz En línea DCS Sí 64 bits a Conexión con Sí, 2oo3 Sí Diagnostico V 9.10 2oo3 Sí Procesador Triconex TMR expanción 3-3-2-0 Capacidad de Sí caliente Sí, 2oo3 Cambio en Trusted Arquitectura degradación Nivel de Cumple las I/O ICS Triplex TUV Marca Modelo Certificación TABLA 10 Sí Sí Sí Sí Sí Sí Sí No No Sí No No No No No Sí Sí No 4.3.2.1 Selección de Tecnologías Para facilitar el proceso de selección se realizó una matriz de requerimientos mínimos donde se destaca cual de estos sistemas no se adaptan a los requerimientos de seguridad expuestos en este trabajo, o no aprueben los requerimientos de comunicación, entradas y salidas de sistema de parada de emergencia del compresor 42-K-201. ProsafeRS Yokogawa Trigurard ABB SC 300 Siemens S7-400 6.02 Honeywell FCS Triconex V9.10 Trusted ICS Triplex TABLA 11 Certificado TUV d d d d d d Diagnostico en línea d d d d d d Comunicación Serial d d d d d d Comunicación Ethernet TCP-IP d d d d d d Procesador TMR d d X X d X Cambio en caliente d d d d d X 9 Entradas Analógicas d d d d d d 11 Entradas Digitales d d d d d d 6 Salidas Digitales d d d d d d Soporte técnico en el país d d d d X d Equipos instados en el país d d X X X d Equipos en PDVSA d d d X X X MATRIZ DE ESPECIFICACIONES MÍNIMAS Fuente: Pérez Joshué (2006) La matriz de especificaciones mínimas es un resumen de la matriz comparativa de tecnologías, permite ver de una forma más clara que tecnología conviene escoger para el sistema a implementar. 99 El equipo Honeyweel es una opción que debe considerarse, ya que la tecnología que utiliza es nueva en el mercado (QMR) y según la hoja de datos del FCS 6.02 [54] presenta más confiabilidad que los sistemas TMR. Además, el DCS de la planta es de la misma marca. Pero, no basta que técnicamente una tecnología supere a otra, ésta debe de estar certificada por la normativa de la empresa para que sea aceptada, por esta razón la de Honeyweel queda descarta. Las opciones de Siemens y Yokogawa tampoco pueden calificar por no ser TMR. Además no cuentan con equipos instalados en la industria petrolera nacional. La opción de ABB es técnicamente igual a la de ICS triplex [51] [57], pero esta última aprueba dos de los factores más importantes para la Gerencia de Ingeniería de Instalaciones del CRP: Soporte técnico y equipos instalados en el país. Así que la opción de ABB también queda descarta. Los equipos de las compañías ICS triplex y Triconex son los únicos que aprueban todos los requerimientos mínimos, por lo tanto, son los propuestos por este trabajo para implementar el sistema de parada de emergencia del compresor 42-K201 de la planta de Coquificación Retardada. Para determinar cual de estos dos equipos es el definitivo a implementar, las empresas proveedoras deben ofertar a PDVSA, según las especificaciones requeridas. Luego de aprobar las normativas técnicas, evaluar el sitio, preparar la estimación de costos y evaluar la rentabilidad de las opciones, se obtiene opción definitiva. Todo esto forma parte de la ingeniería de detalle que se realizará para la implementación y puesta en marca del proyecto, sin embargo, no forma parte de los alcances de este trabajo, ya que la idea es dejar las propuestas que luego evaluarán los ingenieros ejecutores. 100 4.4. Equipo Bently Nevada En el capítulo 3 se especifico que el sistema de monitoreo que presenta el compresor 42-K-201 es un Bently Nevada 3300, el cual se encuentra obsoleto. Por lo tanto debe hacerse el reemplazo a la versión más reciente, que es la 3500. A continuación se describen los requerimientos técnicos, necesarios para actualización del equipo. El sistema Bently Nevada 3500 es un equipo modular diseñado para el monitoreo continuo de las variables críticas de un equipo rotativo, en este caso se aplica al compresor 42-K-201. El modulo de vibración modelo 3500/40 monitorea variables de vibración y empuje, aceptando entradas de cualquier modelo de sensor de vibración absoluta, para el compresor la mayoría de estos sensores son probetas. Cada monitor acepta 4 sensores, los cuales se configuran a par. Se deberán configurar un par de entradas para el monitoreo de proximidad correspondiente a los canales XY [59]. La adaptación del sistema propuesto al actual es sencilla, dado que las señales del mismo se encuentran ya indicadas en pares, para garantizar redundancia. Los disparos que se generan en la tarjeta de relés del bently 3300 serán llevados a través de la caja de conexiones en campo al nuevo controlador TMR que se va a instalar en la sala de control, y que ejecutará la lógica de disparo. Sin embargo, es importante mencionar que es necesaria la incorporación de un modulo de relé 3500/32 para la reprogramación de los permisivos de arranque que actualmente se encuentran en el 3300, ya que estos no pueden colocar con el sistema de parada de emergencia, según la norma K-336 [32]. 101 Debe existir una comunicación entre el PLC TMR y el Bently Nevada, por lo tanto es necesaria la adquisición del módulo 3500/92 el cual emplea el protocolo Modbus RTU para comunicarse. Este enlace servirá para llevar las señales de manera digital hacia el PLC TMR y de allí al Modulo de Históricos para el registro de la variable, lo que permitirá establecer las señales de alarma en el sistema de control distribuido TDC-3000 para alertar al operador de alguna situación crítica. El PLC TMR se contará con una tarjeta EICM para comunicar las señales que vengan del Bently Nevada, donde este último será el esclavo en la red Modbus por configuración del fabricante. Es necesaria el empleo del medio físico RS-232 para el enlace Modbus RTU entre los equipos. Estos equipos pueden venir en conguración de 14 o 7 ranuraz. En la figura 33 muestra la distribución de los módulos en la base de 7 ranuras. FIGURA 33 DISTRIBUCIÓN DE MÓDULOS DEL BENTLY NEVADA 3500 Fuente: Sadat S. (2005) En el gabinete del Bently Nevada deben colocarse un total de cuatro Racks o estante que muestren cada una de las señales seleccionada. Para ello requiere de la inserción de la tarjeta Rack Interface Module 3500/22M [59]. Para mayor detalle ver las especificaciones de cada una de las señales en las narrativas de la lógica en el apéndice I.5, y en el apéndice G se muestra las hojas de datos técnicos del Bently Nevada 3500. 102 4.5. Sistema C.C.C. Luego de un estudio más detallado del sistema C.C.C. que gobiernan el desempeño y la succión de la primera y segunda etapa del compersor 42-K-201, se puede concluir que éste no requiere ser reemplazado. Uno de los alcances de este trabajo era el estudio de los C.C.C. (ver capítulo 3), para que éstos fueran reemplazados por su versión más resiente, pero luego de contactar a los proveedores y entrevistar al personal de mantenimiento, se encontraron las siguientes observaciones: - El modelo de los C.C.C que se encuentran en la planta de Coquer es de la serie 3 plus, y no de la serie 3, como se pensaba en principio. - La Compressor Controls Corporation emitió una carta de obsolescencia de los equipos serie 3. De hecho, recomendaron la actualización de estos equipos por lo menos a la versión serie 3 plus. Ver apéndice H. - La rata de fallas en 10 años, según el personal de mantenimiento, es cero. En otras palabras, estos dispositivos nunca han fallado en la planta. Además se cuentan con repuestos suficientes para otros 10 años más. Es importante mencionar que la serie 3 plus no es la opción más reciente que presenta esta marca en este tipo de controladores, la más moderna es la serie 5 [60]. Sin embargo, no se puede cambiar un dispositivo tan importante solo porque no sea el más nuevo, y menos aún si éste nunca a presentado fallas. Por las razones descritas en los párrafos anteriores el sistema de control antioleaje conformado por tres C.C.C. no será removido en la próxima parada programada del año 2008. 4.6. Propuesta de la arquitectura del sistema de monitoreo y protección Conocidos todos los requerimientos de diseño, los equipos a actualizar, las señales asociadas al sistemas y los nuevos equipos a incluir en el sistema de parada de 103 emergencia, se propone la nueva arquitectura del sistema de monitoreo y protección del compresor 42-K-201 de la planta de Coquificación Retardada, CRP-Cardón. En la figura 34 se muestra la arquitectura propuesta por este trabajo. FIGURA 34 ISH Sala de Control PLC TMR Interfaz UCN DCS TDC-3000 Honeywell Panel de Sistema BentlyNevada3300 S Caja de conexiones d D RS-485 CAMPO Permisi Panel Local VSDS Sistema Bently Panalarm Nevada CCC 3+ Sistema de Lubricació V-106 Sist. Votación V-207 42-K-201 Planta de Coquización Retardada ARQUITECTURA PROPUESTA PARA EL SISTEMA DE PARADA DE EMERGENCIA DEL COMPRESOR 42-K-201 Fuente: Pérez Joshué (2006) En la figura 34 se muestra el PLC TMR estará ubicado en la sala control o de gabinetes (ISH) de la planta de Coquificación Retardada. Allí se comunicará con el Sistema de Control Distribuido (DCS) marca Honeywell, por medio de dos puertos 104 UCN redundantes. Es por esta vía que se comunicarán todas las variables de control asociadas al sistema de parada de emergencia. Hacia el DCS solo irán las señales de: parada del compresor, arranque del compresor, disparo del compresor, reset del disparo del compresor y estado de los permisivos de arranque del compresor. Las señales que cuentan con transmisores redundantes (en total 7 de las 16 de gobiernan al sistema), podrán ser mostradas a través una interfaz gráfica instalada en una PC en la sala de gabinetes ISH, mediante el protocolo TCP-IP. Los detalles de la interfaz y la comunicación se determinaran en la ingeniería de detalle del proyecto. Esta herramienta electrónica deberá ser capaz de desarrollar, probar, documentar y monitorear todos los procesos críticos asociados al sistema de parada de emergencia del compresor 42-K-201. El panel local del compresor estará compuesto por indicadores y equipos locales para la visualización y control en el campo. Para ello se dotará de un panel anunciador de alarmas, Modelo AD-3100 marca AMETEK, que mostrará el estado de las variables que constituyen el sistema de protección, tanto alarmas como disparos, según la tabla 8 y el apéndice I.6, indice de alarmas. Este anunciador se comunicará con el PES (PLC TMR) a través de un puerto RS-485 con protocolo Modbus, tal como se indica en la figura 34. El compresor contará con un sistema Bently Nevada 3500, encargado de monitorear las distintas temperaturas y vibraciones que pueda presentar el 42-K-201. Muchas de estas alarmas no son críticas, pero si se atienden con tiempo pueden evitarse males mayores en el funcionamiento optimo del compresor. Todas las señales asociadas al disparo se cablearán hacia el PES ubicado en sala de control ISH, para ello se utilizará una caja de conexiones de campo, la cual 105 recogerá las 16 señales del sistema de parada de emergencia. Esta comunicación es importante para futuras expansiones y modernizaciones de los sensores asociados a la temperatura, ya que si realiza el reemplazo de switches por transmisores se podrá tener un registro histórico de dichas variables. Los C.C.C. que gobiernan al compresor 42-K-201 no serán cambiados. Actualmente se encuentran en el ISH. Los demás sistemas asociados a la arquitectura del compresor 42-K-201 se muestran son: los sistemas de votación de los tanques V-106 y V-207, el sistema de aceite lubricante y el variador de velocidad (V.S.D.S). Los detalles de conexión se especifican en el mismo gráfico 34. 106 CAPITULO V INGENIERÍA BÁSICA Todos los levantamientos de información, investigación y propuestas que se realizaron a largo de este trabajo de grado fueron entregados a la empresa en un formato de ingeniería básica, según la normativa que rige PDVSA para la documentación de la misma. El formato de estos documentos los determina el personal de la gerencia de proyectos y además se complementó con los trabajos de ingeniería previos realizados en la corporación, los cuales se citaron en el capítulo 2. La finalidad de estos documentos es exponer de forma clara y precisa el objetivo del proyecto “Actualización del sistema de protección de parada de emergencia del compresor 42-K-201 de la planta de Coquificación Retardada (DCU), de la refinería de Cardón, CRP”, para su próxima ejecución y puesta en marcha. 5.1. Alcance de la ingeniería básica Este documento pretende cubrir todo el alcance, especificaciones, filosofías y documentos entregados, referentes a la ingeniería básica del proyecto. La ingeniería básica pretende cubrir toda la documentación que describe los sistemas a ser implementados para la protección del sistema de parada de emergencia del compresor 42-K-201 de la planta de Coquificación Retardada, de la refinería de Cardón, CRP. También pretende especificar todos los instrumentos relacionados con este sistema, y que serán reemplazados, dado el nivel de obsolescencia que presentan, para lograr así que el sistema tenga un alto nivel integral. Otro de los puntos importantes que se planteó y realizó en este proyecto fue la revisión del sistema de seguridad, que incluye el diseño de la arquitectura que gobierna el sistema actual de parada de emergencia y las correcciones que presentaban algunos planos. El alcance también 107 especifica las normas utilizadas en el diseño y escogencia de tecnologías para el nuevo sistema a implementar. En el apéndice I.1 se muestra el alcance de ingeniería básica de este trabajo. 5.2. Arquitectura de control El objetivo de este documento es mostrar las mejoras que ofrece la nueva arquitectura a implementar en el proyecto de actualización del compresor 42-K-201. Se consideran cada uno de los dispositivos a ser reemplazados y los que permanecerán igual. Para poder hacer la propuesta de la arquitectura se tuvo que hacer un levantamiento de la arquitectura actual, ya que este documento no existía, solo estaba disponible cada subsistema por separado. En los anexos del apéndice I.2 se muestra la arquitectura actual del sistema y la arquitectura nueva propuesta, para hacer que el sistema sea más confiable y cumpla con las normativas internacionales y de la corporación que exigen los nuevos tiempos para este tipo de sistema de control. El documento de arquitectura de control se muestra en el apéndice I.2. 5.3. Filosofías de control En este documento se da una breve descripción del sistema que gobierna al compresor 42-K-201 de planta de Coquer, así como las condiciones ambientales de la zona y todos la documentación que sirvió de referencia en la realización de este trabajo. Las filosofías de control son de suma importancia, ya que les sirve de referencia al personal de mantenimiento y operaciones a la hora de consultar como es el funcionamiento o la secuencia de parada de emergencia del compresor. En el apéndice I.3 se especifica cada uno de los tópicos desarrollados en este documento. 108 5.4. Matriz Causa-Efecto La matriz Causa–Efecto muestra en forma tabulada las relaciones de causalidad entre las señales involucradas en el sistema y sus efectos y acciones en cada uno de los dispositivos del sistema general. En esta matriz se ve plasmada cada acción que tiene que realizar la de disparo en función de sus señales y alarmas. Al final de la matriz se muestra un cuadro de notas para aclarar puntos varios de las señales y los subsistemas. En el apéndice I.4 se muestra la matriz Causa-Efecto que gobierna al compresor 42-K-201 de la planta de Coquificación Retardada. 5.5. Narrativas de la lógica El presente documento describe las narrativas de protección y control del Sistema de Parada de Emergencia (ESD) del compresor 42-K-201 de DCU. Las narrativas describen la funcionalidad del sistema de protección y trae a colación varios tópicos importantes para el levantamiento de la ingeniería básica: definiciones generales, requerimientos de diseño, condiciones generales, la lista completa de instrumentos asociados al sistema de parada de emergencia del compresor y el modo de operación de cada uno de estos dispositivos. Por último explica como es la interacción con el operador en campo y en la sala de control. Para lograr recoger todos los datos del sistema fue muy importante las entrevistas no estructuradas hechas al personal de mantenimiento de la planta. En el apéndice I.5 se desarrolla dicho documento. 109 5.6. Levantamiento de campo En este punto se van explicar de forma bastante detalla cual es la función, ubicación y etiqueta (tag) asociado a cada uno de los equipos y señales del sistema de parada de emergencia y monitoreo del compresor 42-K-201. El levantamiento de campo incluye tres de los documentos bases de este trabajo: indicación del panel anunciador, lista de alarmas e índice de instrumentos asociados al sistema. En la matriz causa efecto se describen cada uno de los efectos de estas señales. A continuación se describen cada uno de estas tablas de datos. 5.6.1. Indicación en el panel Anunciador Dado al grado de obsolescencia que presenta el panel anunciador que se encuentra en el Bently Nevada se propuso la actualización de dicho dispositivo por una de sus versiones más resientes y compatibles. Para ello es necesario que exista una tabla donde se indique los tags asociados a cada señal junto con la descripción de cada una de ellas. En esta tabla también se muestra los puntos de alarmas y se indica cual de estas señales esta asociada a alarma, disparo o ambas incluso. En el apéndice I.6 se muestra con mayor detalle. 5.6.2. Indice de alarmas En esta tabla se muestran las señales de disparo del compresor y las que se citaron previamente en el panel anunciador, también se incluyen cada una de las señales que se encuentran localizadas en los cuatro estantes del Bently Nevada (RACKS) que corresponden al sistema de monitoreo de temperatura y vibraciones que supervisa al compresor 42-K-201. El documento con la lista de todas las alarmas se puede detallar en el apéndice I.7. 110 5.6.3. Indice de instrumentos En este documento esta echo bajo el mismo formato que los dos anteriores, pero especifica cada uno de los instrumentos de campo y en que sitio del compresor se encuentran ubicados, así como el rango de operación de los mismos. Cada instrumento transmite un tipo de señal al sistema PES, esta pueden ser Entradas Analógicas (EA) o Entradas Digitales (ED) tal como se muestra con mayor detalle en el apéndice I.8 de este trabajo. 5.7. Bases y Criterios de Diseño Establece cuales son los lineamientos que deben ser considerados a la hora de hacer un diseño de ingeniería básica. En él se explican las reglas y criterios utilizados basándose en los requerimientos técnicos del personal de mantenimiento y operaciones de la empresa. Se incluyen las normas y códigos utilizados en el desarrollo de este trabajo, en caso de hacer excepciones a estas normas debe mencionarse y sobre todo justificarse del porque esta decisión. En el capitulo III y IV se encuentra desarrollado todos los tópicos necesarios para el diseño y determinación de la tecnología más apropiada para este trabajo de grado. El documento técnico entregado a la empresa como parte del desarrollo de la ingeniería básica de este proyecto se encuentra en el apéndice I.9. 5.8. Actualización de planos y documentos Este es el último punto desarrollado en este trabajo como parte de los documentos necesarios para el levantamiento de la ingeniería básica del proyecto. Es importante mencionar que le corresponde a la gerencia de proyectos del CRP revisar 111 estos documentos de ingeniería y evaluar que otros son necesarios para la implementación, ejecución del proyecto, y la puesta en marcha de la ingeniería de detalle del mismo. En el apéndice D.1 se muestra los diagramas actualizados de la lógica de disparo en base a relés que actualmente gobierna al compresor 42-K-201, así como también los permisivos de arranque y las señales que van tanto al DCS como al V.S.D.S.. En el apéndice I.10 se encuentran los planos actualizados, también se encuentran los diagramas lógicos del sistema de parada de emergencia y permisivo de arranque, basándose en ellos se hará la programación en el nuevo PLC TMR a utilizar en el sistema de ESD que compresor 42-K-201 de la planta de Coquificación Retardada, CRP-Cardón. 112 CAPITULO VI CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 6.1. Conclusiones El planteamiento de los objetivos se logró, abarcando la Ingeniería Básica para la actualización del Sistema de Parada de emergencia del Compresor 42-K-201 de la Planta de Coquificación Retardada de la Refinería de Cardón, para mejorar la confiabilidad de la planta y cumplimiento de los niveles de protección del sistema. Esto condujo a las siguientes conclusiones: - La arquitectura actual que gobierna al sistema de parada de emergencia del compresor 42-K-201 no cumple con los requerimientos exigidos por PDVSA y los organismos internacionales de sistemas de protección. La poca confiabilidad del sistema atenta contra con la operatibilidad de la planta y aumenta las posibilidades de lesiones del personal que labora en ella. - El estudio de los estándares internacionales y las normas de PDVSA relacionadas con los sistemas de protección y equipos rotativos, permitió establecer los criterios bases para el diseño de una nueva arquitectura del sistema de parada de emergencia y los requerimientos para la actualización del sistema monitoreo del compresor. - Los planos y documentos de la lógica de disparo del compresor estudiados para el diagnostico del sistema, no corresponden con la información obtenida en la observación en el área y en las entrevistas realizadas al personal de operaciones y manteniendo. Es por eso que se realizó la 113 actualización de dichos planos, incluyendo las señales críticas que actualmente determinan las condiciones de disparo. - Para el diseño de la arquitectura a implementar, fue necesaria la revisión de las normas PDVSA y proyectos anteriores, con tecnologías ya probadas y certificas por el CRP. Se estudiaron las capacidades de conectividad de cada equipo, para así lograr la integración con el sistema de control distribuido DCS TDC 3000. Las entrevistas realizadas al personal de mantenimiento y operaciones de la planta de Coquer, permitieron establecer las bondades y debilidades que presenta la arquitectura actual, con el objetivo de elaborar la mejor propuesta sin afectar la filosofía de control y operación de la planta. - La selección de la tecnología se rigió por los parámetros establecidos por la empresa en cuanto a equipos probados y certificados por el CRP. En el caso del sistema de monitoreo de temperatura y vibracion, se seleccionó el sistema Bently Nevada 3500, por ser la versión más resiente del sistema actual. Para el monitoreo en campo se especificó el cambio a un dispositivo de visualización modelo AD-3100, marca AMETEK, el cual es compatible con el panalarm actual. En el caso del Sistema Electrónicos Programable (PES), se especificó el uso de equipos de las marcas ICS Triplex y Triconex, ya que son los únicos que aprueban los requerimientos mínimos que exige la corporación. Para ello se realizó una matriz comparativa de tecnologías (ver capítulo 4). Por último se llego a la conclusión que los C.C.C no requieren ser removidos, ya que no presentan obsolescencia. - La ingeniería básica de acuerdo a los lineamientos definidos por la gerencia de proyectos, se compone de los siguientes documentos: Alcance de la Ingeniería Básica, Arquitectura de control, Filosofía de control, 114 Matriz Causa-Efecto, Narrativas de la lógica, Levantamiento de Campo, Indice de alarmas, Indice de instrumentos, Bases y criterios de diseño. Se estipulo la actualización de los siguientes planos: Lógica de relé, Diagramas lógicos y Lógica de disparo. 6.2. Recomendaciones Una vez terminado el trabajo y las actividades desarrolladas durante la ejecución de la Ingeniería Básica del Sistema de Parada de emergencia del Compresor 42-K-201 de la Planta de Coquificación Retardada de la Refinería de Cardón, se generaron las siguientes recomendaciones: - La corporación debe hacer un análisis exhaustivo de todas las tecnologías disponibles en el mercado referentes a la protección de equipos críticos, con la finalidad de adaptar las normativas de la empresa a los nuevos tiempos y tendencias, sin que dejen de cumplirse todos los niveles de protección requeridos para el buen funcionamiento de los equipos. - Actualizar la base de datos de señales asociadas a los sistemas de control y protección de la planta de Coquer en general, durante la próxima parada programada, ya que mucha de la documentación actual no se corresponde en contenido con lo instalado en campo y en sala de control. - Adiestrar al personal de mantenimiento para el uso de los software requeridos por el PLC TMR (puede ser Trilogger o Trusted). - Generar proyectos que actualicen los lazos de protección e instrumentos de campo que gobierna el sistema monitoreo y generar un programa de 115 mantenimiento preventivo de toda la instrumentación del sistema de parada de emergencia, para el cumplimiento de los niveles de seguridad en toda la planta de Coquificación Retardada. - Para la ejecución y puesta en marcha del proyecto, la corporación deberá designar un grupo de ingeniería de detalle que trabaje en la revisión del alcance de esta propuesta, y que determine mediante es estudio económico cual es la mejor propuesta de PLC TMR a implementar, basándose en el análisis hecho en el capítulo 4. 116 APÉNDICE A ARQUITECTURA DEL SISTEMA DE CONTROL DISTRIBUIDO DCS 117 APÉNDICE B DIAGRAMA DE LA PLANTA DE COQUIFCACIÓN RETARDADA 119 APÉNDICE C FOTOS DE LA PLANTA DCU Y COMPRESOR 42-K-201 120 APÉNDICE D LÓGICA DE DISPARO 123 APÉNDICE D.1 LÓGICA DE RELÉ DEL SISTEMA DE PARADA DE EMERGENCIA DEL COMPRESOR 42-K-201 125 APÉNDICE E.1 MODELO AN-3100 ANNUNCIATOR 129 APÉNDICE E.2 MODELO GE SERIE AVM DUKANE 132 APÉNDICE F.1 PROPUESTA ICS TRIPLEX 135 APÉNDICE F.2 PROPUESTA ABB 138 APÉNDICE G SISTEMA BENTLY NEVADA 3500 141 APÉNDICE H CARTA DE OBSOLESCENCIA DE C.C.C. SERIE 3 152 APÉNDICE I.1 ALCANCE DE LA INGENIERÍA BÁSICA 154 APÉNDICE I.2 ARQUITECTURA DE CONTROL 160 APÉNDICE I.3 FILOSOFIAS DE CONTROL 165 APÉNDICE I.4 MATRIZ CAUSA-EFECTO 170 APÉNDICE I.5 NARRATIVAS DE LA LÓGICA 175 APÉNDICE I.6 INDICACIÓN EN EL PANEL ANUNCIADOR 199 APÉNDICE I.7 INDICE DE ALARMAS 203 APÉNDICE I.8 INDICE DE INSTRUMENTOS 208 APÉNDICE I.9 BASES Y CRITERIOS DE DISEÑO 212 APÉNDICE I.10 DIAGRAMAS LÓGICOS DEL SISTEMA DE PARADA DE EMERGENCIA DEL COMPRESOR 42-K-201 222 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS [1] Manual de operación, Complejo Refinador Paraguaná, Introdución, PDVSA 2001. [2] Manual de operación, Coquificación Retardada DCU, Capítulo 1 Introducción, Refinería de Cardón 2001,PDVSA. [3] Manual de operación, Coquificación Retardada DCU, Capítulo 2 Información sobre el proceso, Refinería de Cardón 2001,PDVSA. [4] Diagramas de monitoreo de variables del proceso, PG3: compresor K-201, 30 de julio de 2006, 9:58 am. Suministrado por el grupo de operaciones de la planta de Coquer. 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Hot-Spare: Módulo de repuesto que recibe el control por el daño de algún módulo principal, no es necesario parar el proceso. ISH: Instrumental Satellite House, Sala de gabinetes. Logic Solver: dispositivo que ejecuta la filosofía de protección en un Sistema Instrumentado de Seguridad. Mantenibilidad: predecir que un sistema fallará y su restauración en un determinado tiempo sabiendo que se tiene que invertir ciertos recursos que deben ser disponibles. MDF: Main Distribution Frame, Armario de Distribución Principal. 228 Mils: Es la mínima unidad de longitud, en el sistema inglés de medidas, que equivale a la milésima parte de una pulgada. Se utiliza para medir la longitud de cuerpos vistos con microscopios. Un mil equivale a 0.0254 milímetros, en otras cifras 25.4 micrómetros. RTD: son sensores de temperatura resistivos. En ellos se aprovecha el efecto que tiene la temperatura en la conducción de los electrones para que ante un aumento de temperatura haya un aumento de la resistencia eléctrica que presentan. SIL: Safety Instrumented Level, Nivel instrumentado de seguridad. SIS: Safety Instrument System, Sistema Instrumentado de seguridad. Spare: repuestos o disponible. Generalmente se refiere a los conductores que fueron sobredimensionados y que no son empleados, pero que están en capacidad de ser puestos en servicio. UCN: Universal Control Network, red de control universal. V.S.D.S.: Variable Speed Dirver System, Sistema variador o controlador de velocidad. 229