Ingeniería de detalle del sistema de instrumentación de una macolla
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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR COORDINACIÓN DE INGENIERÍA ELÉCTRICA INGENIERÍA DE DETALLE DEL SISTEMA DE INSTRUMENTACIÓN DE UNA MACOLLA DE POZOS PETROLÍFEROS DE SINCOR POR: VIOLETA MARINA RADA MEJÍAS INFORME FINAL DE PASANTÍA Presentado ante la Universidad Simón Bolívar como requisito parcial para optar al título de Ingeniero Electricista Sartenejas, Octubre de 2005 REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR COORDINACIÓN DE INGENIERÍA ELÉCTRICA INGENIERÍA DE DETALLE DEL SISTEMA DE INSTRUMENTACIÓN DE UNA MACOLLA DE POZOS PETROLÍFEROS DE SINCOR POR: VIOLETA MARINA RADA MEJÍAS CON LA ASESORÍA DE: TUTOR ACADÉMICO: PROF. ALBERTO URDANETA TUTOR INDUSTRIAL: ING. ISMAEL IRÚ INFORME FINAL DE PASANTÍA Presentado ante la Universidad Simón Bolívar como requisito parcial para optar al título de Ingeniero Electricista Sartenejas, Octubre de 2005 TÍTULO: INGENIERÍA DE DETALLE DEL SISTEMA DE INSTRUMENTACIÓN DE UNA MACOLLA DE POZOS PETROLÍFEROS DE SINCOR. POR: Violeta M. Rada Mejías RESUMEN Esta pasantía de grado consistió en el diseño de la Ingeniería de Detalle del Sistema de Instrumentación requerido para realizar la automatización, control y supervisión de los procesos que se llevan a cabo en una macolla de 16 pozos horizontales equipados con bombas de cavidad progresiva e inyección de diluente, la cual se encontrará ubicada en San Diego de Cabrutica, al sur del estado Anzoátegui. La metodología llevada a cabo para obtener esta Ingeniería de Detalle, se basó en el Manual de Procedimientos de Trabajo del Departamento de Instrumentación de JANTESA S.A, con la cual se obtuvieron los documentos en los que se definen los lazos de control, se especifican cada uno de los instrumentos, los detalles de la instalación, el cableado y las canalizaciones asociados a dichos instrumentos, cumpliendo con las normas de calidad establecidas en las Bases y Criterios de Diseño del proyecto “Facilidades Aguas Arriba” de SINCOR. iii A mis padres, Marina y Alejandro. A mi hermano Fabián. Por ustedes que son mi equipo de lucha y de sueños. iv AGRADECIMIENTOS A Dios. A mi madre, Marina Mejías, por su entrega incondicional a mi plan de vida. Han sido su empuje, constancia y amor la causa de mis logros. Gracias por ser mi luz y vencer las sombras. A mi papá, Alejandro Rada, por apoyarme, incentivarme y enseñarme la importancia de cuidar los detalles en cada pequeña obra y en cada día vivido. A mi abuelita Josefina y a mi querido Tío Freddy, por unirse a la lucha de mis padres para que yo llegara a la meta en esta carrera universitaria. A mi hermano Fabián, por su apoyo y por motivarme con el sólo hecho de existir. A Yesid Arturo, por enseñarme a batallar por mis metas y acompañarme en aquellos momentos en los que su confianza venció a mi desaliento. A Dany, Tita, Carol, Anlly, Gilbe y Silvana, cuyo aporte personal y amistad han influido en lo que hoy soy. A Maria Angélica (Marian), gran amiga e impulsora de mi pasantía en JANTESA. A la Universidad Simón Bolívar, que fue escenario de muchas experiencias, alegrías y lágrimas, que resultaron en crecimiento. Al Jefe del Departamento de Instrumentación de JANTESA, Ing. José Colina, por el cariño, la ayuda y enseñanzas brindadas durante la pasantía. A mi tutor académico, Prof. Alberto Urdaneta, quien fue guía y supervisor de mi aprendizaje. A mis compañeros y amigos de JANTESA (Claudia, Felipe, Jesús, Johnny, Rosana..) por hacer de esta pasantía una experiencia agradable, y especialmente a Abrahan Ferrer, Marjorie Maizo, Gabriela Visconti, Anyel Ramírez y Julio Flores por su paciencia y ayuda para el logro de mis objetivos. v ÍNDICE GENERAL RESUMEN.............................................................................................................................................III DEDICATORIA ................................................................................................................................... IV AGRADECIMIENTOS ..........................................................................................................................V ÍNDICE GENERAL.............................................................................................................................. VI LISTA DE ABREVIATURAS ............................................................................................................. IX INTRODUCCIÓN .................................................................................................................................. 1 CAPÍTULO 1. IDENTIFICACIÓN DE LA EMPRESA ........................................................................ 3 1.1. Antecedentes. (1) ............................................................................................................................... 3 1.2. Misión. ............................................................................................................................................. 4 1.3. Visión. .............................................................................................................................................. 4 1.4. Diseño de Ingeniería......................................................................................................................... 4 1.5. Gestión de Calidad. .......................................................................................................................... 4 1.6. Infraestructura: ................................................................................................................................. 5 CAPÍTULO 2. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO .............................................................................. 7 2.1. El Cliente: SINCOR. ........................................................................................................................ 7 2.2. La Faja.............................................................................................................................................. 7 2.3. Narrativa Funcional del Proceso. ..................................................................................................... 8 2.4. Planteamiento del Problema........................................................................................................... 10 2.5. Justificación.................................................................................................................................... 10 2.6. Objetivo General. ........................................................................................................................... 11 2.7. Objetivos Específicos:.................................................................................................................... 11 2.8. Alcance........................................................................................................................................... 12 CAPÍTULO 3. MARCO TEÓRICO .................................................................................................... 13 3.1. Operación de la Macolla. .............................................................................................................. 13 3.2. Ingeniería de Proyectos. ................................................................................................................. 15 3.3. Instrumentación como Disciplina................................................................................................... 17 3.4. Simbología de Instrumentación..................................................................................................... 17 3.4.1. Identificación de los Instrumentos. ..................................................................................... 18 3.4.2. Identificación del Lazo....................................................................................................... 19 3.4.3. Nomenclatura de Instrumentos............................................................................................ 20 3.5. Los Instrumentos. .......................................................................................................................... 23 3.5.1. Instrumentos Medidores...................................................................................................... 23 3.5.2. Instrumentos Indicadores. ................................................................................................... 29 3.5.3. Instrumentos de Seguridad. ................................................................................................. 29 3.5.4. Instrumentos de Alarma ...................................................................................................... 29 3.5.5. Instrumentos de Control ...................................................................................................... 29 3.6. Otros instrumentos importantes asociados al Proyecto .................................................................. 31 3.6.1. Válvulas de Control............................................................................................................. 31 3.6.2. Interruptores Límites y Válvulas Solenoides. ..................................................................... 35 3.6.3. Sistema de Control y Adquisición de Datos (SCADA)....................................................... 35 3.6.4. Bomba de Cavidad Progresiva. ........................................................................................... 41 3.6.5. Medidor de Flujo Multifásico. ............................................................................................ 41 3.7. Descripción de términos comunes................................................................................................. 42 3.8. Definiciones eléctricas. ................................................................................................................. 43 3.8.1. Áreas Clasificadas ............................................................................................................... 43 3.8.2. Aparatos a prueba de explosión........................................................................................... 45 vi 3.8.3. Métodos de Cableado. ......................................................................................................... 46 CAPÍTULO 4. MARCO METODOLÓGICO ...................................................................................... 54 4.1. Códigos, Normas y Estándares...................................................................................................... 55 4.2. Levantamiento de la información................................................................................................... 56 4.3. Planos y Documentos. ................................................................................................................... 56 CAPÍTULO 5. RESULTADOS OBTENIDOS..................................................................................... 69 5.1. Conceptualización del Sistema de Control e Instrumentación. ...................................................... 69 5.2. Conexiones de Instrumentos. ......................................................................................................... 70 5.3. Sistemas de Transmisión de Señales. ............................................................................................. 71 5.4. Instrumentos para medición/control de Temperatura..................................................................... 71 5.5. Instrumentos para medición/control de Presión. ............................................................................ 72 5.6. Instrumentos para medición/control de Flujo................................................................................. 73 5.7. Válvulas de Control........................................................................................................................ 73 5.8. Actuadores y Otros Instrumentos. .................................................................................................. 73 5.9. Fuente de energía para instrumentos eléctricos.............................................................................. 74 5.10. Material de los soportes................................................................................................................ 74 5.11. Controladores Lógicos Programables. ......................................................................................... 74 5.12. Conceptualización del Sistema de Parada de Emergencia. .......................................................... 75 5.13. Diseño del Cableado de Instrumentos. ......................................................................................... 75 5.14. Sistema de Alarma. ...................................................................................................................... 78 5.15. Documentos Obtenidos. ............................................................................................................... 79 5.15.1. Diagramas de Tuberías e Instrumentación. ...................................................................... 79 5.15.2. Filosofía de Control.......................................................................................................... 80 5.15.3. Índice de Instrumentos. .................................................................................................... 82 5.15.4. Lista de Señales................................................................................................................ 82 5.15.5. Hojas de Datos. ................................................................................................................ 83 5.15.6. Lista de Cables. ................................................................................................................ 84 5.15.7. Diagramas de Interconexión............................................................................................. 84 5.15.8. Diagramas de Lazos. ........................................................................................................ 85 5.15.9. Detalles de Instalación. .................................................................................................... 86 5.15.10. Plano de Canalización y Ubicación de instrumentos. .................................................... 87 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES……………………………………………………….89 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS .................................................................................................. 93 GLOSARIO DE TÉRMINOS............................................................................................................... 94 ANEXO A. DIAGRAMA DE TUBERÍA E INSTRUMENTACIÓN.................................................. 97 ANEXO B.ÍNDICE DE INSTRUMENTOS....................................................................................... 989 ANEXO C. LISTA DE SEÑALES. .................................................................................................... 101 ANEXO D. HOJA DE DATOS ........................................................................................................ 1003 ANEXO E. LISTA DE CABLES DE INSTRUMENTACIÓN........................................................ 1015 ANEXO F. DIAGRAMA DE INTERCONEXIÓN.......................................................................... 1027 ANEXO G. DIAGRAMA DE LAZOS............................................................................................. 1039 ANEXO H. DETALLE DE INSTALACIÓN..................................................................................... 104 ANEXO I. DETALLE DE INSTALACIÓN. ..................................................................................... 105 ANEXO J. PLANO DE RUTEO Y CANALIZACIÓN DE INTRUMENTOS.................................. 106 vii ÍNDICE DE TABLAS Y FIGURAS Tabla I. Letras de Identificación de Instrumentos……………………………………………….…….19 Tabla II. Designación carga/tramo de NEMA VE-1. 1998……………………………………............52 Tabla III. Área de ocupación máxima en Bandejas Tipo Escalera…………………………………....52 Figura 1.1. Estructura Organizativa de JANTESA ..................................................................................6 Figura 2.1. Mapa de Ubicación de la Faja del Orinoco ..........................................................................8 Figura 3.1. Diagrama de Operación de las Macollas…………………………………………………..14 Figura 3.2. Símbolos de Instrumentos según su función………………………………………………22 Figura 3.3. Símbolos de Instrumentos según su montaje……………………………………………..22 Figura 3.4. Símbolos de Instrumentos según su accesibilidad .............................................................22 Figura 3.5. Manómetro Tipo Bourdon ………………………………………………….……………24 Figura 3.6. Medidor de presión diferencial sellado con diafragma …………………………….…...25 Figura 3.7. Placa Orificio ………………………………………………………………….…..………26 Figura 3.8. Termómetro Bimetálico………………………………………………………….………..27 Figura 3.9. Resistencia Dependiente de Temperatura ………………………………………………27 Figura 3.10. Medidor de Flujo tipo Rotámetro ………………………………………………………28 Figura 3.11. Medidor de Flujo Ultrasónico …………………………………………………………..12 Figura 3.12. Transmisor de Presión …………………………………………………………….30 Figura 3.13. Transmisor de Temperatura ……………………………………………………………30 Figura 3.14. Válvula Tipo Globo………………………………………………………………………33 Figura 3.15. Válvula Tipo Bola ……………………………………………………………………33 Figura 3.16. Válvula de Alivio ……………………………………………………………………….34 Figura 3.17. Válvulas de Parada de Emergencia ……………………………………………………34 Figura 3.18. Interruptor Límite ………………………………………………………………………35 Figura 3.19. Válvula Solenoide ……………………………………………………………………….35 Figura 3.20. Señal de comunicación digital HART …………………………………………………..40 Figura 3.21. Caudalímetro Polifásico ……………………………………………..............................41 Figura 3.22. Características constructivas de los cables contra interferencias ………………………..47 Figura 3.23. Bandeja Portacables Tipo Escalera ……………………………………………………..50 Figura 3.24. Deflexión en bandejas portacables……………………………………………………….53 viii LISTA DE ABREVIATURAS ANSI: Instituto Nacional Americano de Normalización (American National Standards Institute). API: Instituto Americano de Petróleo (American Petroleum Institute). ASME: Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos (American Society of Mechanical Engineers). ASTM: Sociedad Americana para Pruebas y Materiales (American Society for Testing and Materials). AWG: American Wire Gauge. BPD: Barriles por día. CEN: Código Eléctrico Nacional. DCS: Sistema de Control Distribuido (Distribution Control System). DTI: Diagrama de Tubería e Instrumentación. ESD: Sistema de Parada de Emergencia (Emergency Shutdown System) ESDV: Válvula de Parada de Emergencia. (Emergency Shutdown Valve) ESP: Bomba electro-sumergibles. (Electro-submergible Pump) F&G: Sistema de Detección de Gas y Fuego (Fire & Gas Detection System). HMI: Interfaz Hombre Máquina. (Human Machine Interfaz) ISA: Sociedad Americana de Instrumentación (Instrument Society of America). IEC: Comisión Internacional de Electrotécnica. (International Electrotechnical Commission) ISO: Organización Internacional de Estandarización (International Standards Organization) MCC: Centro de Control Maestro (Master Control Center). MPP: Bomba Multifásica (Multiphasic Pump) MSCR: Cuarto de Control Principal donde se encuentra el HMI. (Main Station Control Room) NEMA : National Electrical Manufacturers Association ix NFPA : National Fire Protection Agency NPT: National Pipe Taper. PCP: Bomba de Cavidad Progresiva (Progressive Cavity Pump) PCS: Sistema de Control de Proceso (Process Control System) PLC: Controlador Lógico Programable (Programmable Logic Controller). PVC: Cloruro de polivinilo. RTU: Unidad Terminal Remota (Remote Terminal Unit). SCADA: Control y Supervisión de Adquisición de Datos (Supervisory and Control Data Acquisition). TAG: Etiqueta de identificación de un instrumento, equipo o canalización. x INTRODUCCIÓN La automatización creciente de sistemas y procesos conlleva necesariamente a la formación de ingenieros especialistas en instrumentación, que dominen las técnicas de diseño de los dispositivos de medición y control utilizados en la industria y sean capaces de especificar los sistemas que se encargan de tales acciones. Tal es el caso de la industria petrolera, donde se requiere el control y la supervisión de las variables del proceso (presión, flujo, temperatura, nivel, etc.), lo que implica la instalación de sistemas de automatización complejos que otorguen al operario una labor única de supervisión, eximiéndolo de la actuación física directa en la planta. En Venezuela, esta industria petrolera, conformada por las actividades de extracción, producción y comercialización de hidrocarburos, juega un papel protagónico en cuanto a su correspondiente desarrollo económico. Afortunadamente, este país dispone de vastas reservas, lo cual garantiza el suministro confiable hasta el próximo siglo. Teniendo en consideración los párrafos anteriores, uno de los planes a través del cual se pretende aumentar significativamente la producción en Venezuela, es el proyecto “Facilidades Aguas Arriba” que ha venido desarrollando SINCOR, con el fin de explotar los recursos de la Faja Petrolífera del Orinoco, en San Diego de Cabrutica, al sur del Estado Anzoátegui. Dicho proyecto, consiste en la creación de nuevos pozos de producción agrupados en macollas; redes de recolección de fluidos; una Estación Principal; un sistema de bombeo, almacenaje y distribución de diluente; y facilidades asociadas como compresión y quemado de gas, tratamiento de afluentes, etc. 1 2 El objetivo principal de esta pasantía de grado, fue participar en la conversión de la Ingeniería Básica suministrada, en la Ingeniería de Detalle del Sistema de Instrumentación y Control de una macolla de pozos perteneciente al proyecto “Facilidades Aguas Arriba”, desarrollando para ello una serie de actividades con el Departamento de Instrumentación de JANTESA, empresa consultora contratada para el diseño. Para presentar secuencialmente la evolución del trabajo, se ha estructurado este informe en cinco (5) capítulos, descritos a continuación: ¾ Capítulo I Identificación de la Empresa, en el que se exponen brevemente los aspectos generales de la organización en la que se realizó la pasantía, tales como, antecedentes, misión, visión y estructura organizativa. ¾ Capítulo II Descripción del Proyecto, en el cual se describe al cliente, así como la ubicación y narrativa funcional del proceso. Además, se plantea el problema, la justificación, el alcance y los objetivos del trabajo realizado. ¾ Capítulo III Marco Teórico, presenta las ideas o conceptos generales que son indispensables para el análisis y comprensión del trabajo desarrollado y sus resultados. ¾ Capítulo IV Marco Metodológico, en el que se reseña la metodología ejecutada a fin de dar cumplimiento a los objetivos y obtener los resultados. ¾ Capítulo V Resultados, muestra los resultados obtenidos y las discusiones pertinentes Finalmente, se presentan las Conclusiones y Recomendaciones que fueron generadas por este trabajo de grado. INTRODUCCIÓN CAPÍTULO 1 IDENTIFICACIÓN DE LA EMPRESA 1.1. Antecedentes. (1) JANTESA es una firma venezolana creada en 1973, y actualmente tiene una estructura corporativa que comprende líneas de negocios complementarias relacionadas con la promoción, inversión, ingeniería, procura, gerencia de construcción, construcción, pruebas, arranque y operación y mantenimiento de instalaciones industriales. Las actividades iniciales de la empresa se centraron en proyectos de producción de crudos, expandiéndose luego a proyectos de procesamiento de gas, refinación, petroquímica, minería y metales, textil, maderera, generación eléctrica, telecomunicaciones e infraestructura. La magnitud y complejidad de los proyectos que ha desarrollado la ha llevado a relacionarse con un importante número de empresas de ingeniería, procura y construcción, fabricantes y generadoras de tecnología, con las que ha concretado acuerdos bajo las modalidades de asociaciones, sociedades y/o alianzas estratégicas para acometer eficazmente los proyectos que asume. El principal cliente de JANTESA ha sido PDVSA y sus empresas filiales, sin embargo en los últimos diez años, ha tenido como clientes a diversas empresas extranjeras que incluyen a: British Petroleum (BP), SHELL Venezuela, MOBIL, CHEVRON, PETROBRAS, Stone Container, Terranova y las asociaciones estratégicas como SINCOR (PDVSA, TOTAL y STATOIL), Petrolera AMERIVEN (PDVSA, PHILLIPS y TEXACO) y Cerro Negro (PDVSA, MOBIL y VEBA OIL). 3 4 1.2. Misión. “Prestar servicios técnicos especializados de muy alto nivel, a organizaciones complejas, incluyendo la concepción, ejecución y evaluación de proyectos interdisciplinarios de ingeniería, orientado al desarrollo industrial y económico, dentro y fuera del país.” 1.3. Visión. “Empresa líder y pionera que responda a los retos de productividad y calidad requeridos para posicionar a la organización en los más altos niveles competitivos dentro del sector, en nuestro país y a nivel internacional.” 1.4. Diseño de Ingeniería. JANTESA desarrolla las diferentes fases de diseño de un proyecto incluyendo visualización, ingeniería conceptual, básica, de detalles y de campo, ya que cuenta con las diferentes disciplinas, conformadas por personal altamente calificado y soportado con los recursos tecnológicos más avanzados disponibles en el mercado para la ejecución de los diseños de ingeniería. 1.5. Gestión de Calidad. La empresa dispone de una plataforma de consulta de información en línea que permite el acceso a procedimientos del Sistema de Calidad, normas nacionales, normas internacionales suscritas y gacetas oficiales. “La Gerencia de Gestión de Calidad de JANTESA dispone de un personal altamente calificado que revisa y evalúa constantemente el Sistema de Calidad de la empresa y de cada uno de los proyectos que se ejecutan, a través de vigilancia y auditorias internas, que son CAPÍTULO 1. DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA 5 reforzadas con las auditorias que realizan los clientes y entes externos como FONDONORMA e INTEVEP. En 1996, cumpliendo con todos los requerimientos internacionales de la Norma COVENIN ISO 9001, JANTESA recibió la certificación ISO en la línea de producción IPC (Ingeniería, Procura, y Gerencia de Construcción) y en el año 2002 recibió la recertificación bajo el nuevo enfoque de procesos Cliente/Proveedor (ISO 9000:2000).” 1.6. Infraestructura: En cuanto al área física, la empresa dispone de amplias oficinas para cubrir los requerimientos tanto de la empresa como para la ejecución de sus proyectos, contando con oficinas en Venezuela (Caracas, Puerto La Cruz, Maracaibo, Anaco y Maturín), México y Miami. CAPÍTULO 1. DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA 6 JUNTA DIRECTIVA DIRECTOR EJECUTIVO AUDITORIA INTERNA ASESORES PERMANENTES PRESIDENCIA COMITÉ EJECUTIVO VICEPRESIDENCIA EJECUTIVAS OPERACIÓN PETROLERA RECURSOS HUMANOS CALIDAD (QA) LEGAL ADMINISTRACIÓN Y FINANZAS SHA TECNOLOGÍA DE LA INFORMACIÓN VENTAS O&M OPERACIONES PROYECTOS CENTRO DE EJECUCIÓN OFICINA PRINCIPAL VENTAS IPC + GDO INGENIERÍA OPERACIONES CENTRO DE EJECUCIÓN ORIENTE PROCURA OFERTAS GCIA. CONST. / OBRAS PRESUPUESTO Y ESTIMACIONES CENTRO DE EJECUCIÓN OCCIDENTE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO GERENCIA DE ADMINISTRACIÓN PROYECTOS MENORES PROYECTOS IPC ”1” PROYECTOS IPC ”N” Figura 1.1. Estructura Organizativa de JANTESA CAPÍTULO 1. DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA PROYECTO ESPECIAL CAPÍTULO 2 DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO 2.1. El Cliente: SINCOR. Con la finalidad de hacer realidad el desarrollo de la Faja del Orinoco (la mayor acumulación de crudo extrapesado del mundo) nace Sincor, Sin-Crudos de Oriente, una asociación estratégica entre las empresas Total de Francia, PDVSA de Venezuela y Statoil de Noruega con vigencia de 35 años a partir del comienzo de la producción en el 2001. (Extraído en línea de www.sincor.com) Su trabajo consiste en mejorar el crudo extrapesado proveniente de la Faja y transformarlo en un crudo liviano dulce de 32° API. La actividad de producción se desarrolla al sur del estado Anzoátegui, en San Diego de Cabrutica, en donde están ubicados el Campo y la Estación Principal; en Pariaguán se encuentran sus oficinas administrativas y en Jose se encuentra el complejo Mejorador. 2.2. La Faja. La actual actividad de producción de SINCOR y las nuevas facilidades a ser desarrolladas en el proyecto “Facilidades Aguas Arriba” tienen lugar en la Faja Petrolífera del Orinoco. La Faja Petrolífera del Orinoco se comenzó a explorar desde 1920 de manera esporádica, y al no encontrarse manifestaciones superficiales de hidrocarburos, la explotación del petróleo extrapesado y Bitumen no era rentable debido a una viscosidad extremadamente alta. (Extraído en línea de: pdf.rincondelvago.com/orimulsion.html) 7 8 Dicha faja ocupa la franja meridional de la Cuenca Oriental de Venezuela, al sur de los Estados Guárico, Anzoátegui, Monagas y Delta Amacuro, paralela al curso del río Orinoco. Abarca una extensión de 600 Km. de este a oeste y 70 Km. en dirección Norte Sur, en total un área aproximada de 54.000 Km2. Fue dividida en cuatro zonas de exploración y perforación como son Machete, Zuata, Hamaca y Cerro Negro. Las vastas reservas de Bitumen natural alcanzan aproximadamente 267 billones de barriles, lo cual garantiza el suministro confiable hasta el siglo XXII. Figura 2.1. Mapa de Ubicación de la Faja del Orinoco 2.3. Narrativa Funcional del Proceso. Actualmente, Sincor lleva a cabo la perforación en el campo mediante un sistema de macollas que pueden agrupar 6, 12 ó 18 pozos horizontales, equipados para la extracción con bombas de cavidad progresiva e inyección de diluente para reducir la viscosidad del crudo y facilitar su transporte. (Ver www.sincor.com/produccion) CAPÍTULO 2. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO 9 En la Estación Principal se encuentran el patio de tanques y su respectivo sistema de bombeo; la planta de tratamiento de afluentes, las fuentes de suministro y disposición de agua y gas, el sistema de generación y distribución de potencia, el sistema de alivio de presión y el de recuperación de vapores. En esta estación, se recolecta el crudo de todas las macollas, el gas asociado es separado, y el crudo es diluido, calentado y deshidratado para garantizar la calidad requerida para su transporte a través de un oleoducto de 220 kilómetros hasta las instalaciones del complejo Mejorador Jose. El complejo Mejorador en Jose, está construido en un área de más de 200 hectáreas donde se convierte el crudo extrapesado de 8,5º API en un crudo sintético dulce de 32º API, conocido como "Zuata Sweet". En resumen, los elementos principales de la Sección Aguas arriba son: • Pozos de petróleo, agrupados en macollas, para producir el crudo pesado y gas asociado. • El Sistema de Diluente, para diluir el crudo pesado en el cabezal del pozo y mejorar su capacidad de ser bombeado. • Red de Recolección para recolectar y enviar el crudo pesado diluido para acondicionamiento inicial. • Red de Recolección de Gas, para recolectar y enviar el gas de las macollas a la Estación Principal. • Estación Principal, para realizar el acondicionamiento inicial. • Tubería de exportación, para enviar el crudo pesado acondicionado hacia la Estación de Bombeo intermedia. CAPÍTULO 2. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO 10 2.4. Planteamiento del Problema. Según documentos de la Ingeniería Básica del “Upstream Surface Facilities Project. Main Station and Clusters”, el objetivo principal del Proyecto “Facilidades Aguas Arriba” de Sincor es producir 210.000 BPD de petróleo pesado (Bitumen Zuata de 8,5 ° API) diluido a 17 ° API. Para ello, se requirió el diseño de nuevas macollas, redes de recolección de fluidos, recolectores de gas, una Estación Principal, un sistema de bombeo y almacenaje de diluente (dentro de la Estación Principal), una red de distribución de diluente, una tubería de petróleo exportado diluido en seco, una tubería entrante de diluente importado, un gasoducto de combustible importado, y facilidades asociadas como compresión de gas, purificación de agua, quemado de gas, etc. JANTESA ha sido contratada por SINCOR para diseñar parte de la Ingeniería de Detalle del Proyecto “Facilidades Aguas Arriba” a partir de la revisión y actualización de la Ingeniería Básica suministrada. Dentro de esta Ingeniería de Detalle, el área a desarrollar para esta pasantía fue el sistema de instrumentación y control de la macolla LE constituida por 16 pozos productores. 2.5. Justificación. El Proyecto “Facilidades Aguas Arriba” de SINCOR, corresponde a uno de los planes de desarrollo de la Faja Petrolífera del Orinoco a través del cual se pretende aumentar significativamente su producción. Con la finalidad de obtener resultados óptimos en un tiempo limitado, se hizo necesaria la contratación de JANTESA, empresa consultora de alto prestigio en la línea de IPC (Ingeniería, Procura y Construcción) que integra en su desempeño a un equipo CAPÍTULO 2. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO 11 multidisciplinario en las áreas de Instrumentación, Procesos, Mecánica, Civil, Electricidad, Ambiental y Control de Calidad. Con la ejecución de esta pasantía se pudieron aplicar los conocimientos adquiridos en las aulas de clases y, al mismo tiempo, desarrollar y afianzar destrezas en lo que concierne a la automatización de procesos, rama que juega un papel fundamental en la industria actual y es de amplio alcance en todas las ingenierías. 2.6. Objetivo General. Asistir al Departamento de Instrumentación de JANTESA en el diseño de la Ingeniería de Detalle de la nueva Macolla LE de pozos de producción de petróleo y gas comprendida en el Proyecto “Facilidades Aguas Arriba” de SINCOR. 2.7. Objetivos Específicos: • Comprender la Ingeniería Básica suministrada, las bases y criterios de diseño y el alcance del Departamento de Instrumentación en el proyecto. • Dar soporte a la configuración de los sistemas de control y seguridad, mediante la revisión y actualización de la Filosofía de Control. • Revisar y actualizar los planos de Canalización y Ubicación de Instrumentos. • Diseñar y recopilar toda la información asociada a cada instrumento del proyecto. • Revisar y actualizar los Diagramas de Lazo para indicar todos los componentes de cada lazo de control y su interconexión. • Especificar los requerimientos de los cables de instrumentación del proyecto. • Elaborar los detalles de instalación para los instrumentos y el cableado de la instrumentación. CAPÍTULO 2. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO 12 2.8. Alcance. Asistir al Departamento de Instrumentación de JANTESA en la elaboración y/o actualización de los siguientes documentos correspondientes a la Ingeniería de Detalle de la macolla LE para el proyecto Facilidades Aguas Arriba de SINCOR: 1. Diagramas de Tuberías e Instrumentación. 2. Índice de Instrumentos. 3. Filosofía de Control. 4. Lista de Señales. 5. Hojas de Datos. 6. Lista de Cables. 7. Diagramas de Interconexión. 8. Diagramas de Lazos. 9. Detalles de Instalación. 10. Planos de Canalización y Ubicación de instrumentos. CAPÍTULO 2. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO CAPÍTULO 3 MARCO TEÓRICO 3.1. Operación de la Macolla. La información que se presenta a continuación, referente a la operación de las macollas, fue extraída del documento de la Ingeniería Básica “Upstream Surface Facilities Project. Main Station and Clusters. Design Basis Specification”. Las macollas están localizadas en un radio de aproximadamente 10 kilómetros desde la Estación Principal, cada una con varios números de pozos de producción, mientras que la macolla LE estará conformada por 16 pozos. En el cabezal de cada pozo, el crudo pesado es extraído por una Bomba de Cavidad Progresiva (PCP), luego es diluido con la nafta o el crudo Mesa para reducir su viscosidad y bombeado por una bomba multifásica (MPP) para llegar a los Colectores de la Estación Principal (Ver Figura 3.1), excepto la macolla LE que funcionará inicialmente sin MPP debido a su corta distancia a la Estación Principal. Además, cada macolla tiene un arreglo de distribución de diluente, un arreglo de recolección de fluidos de los pozos de producción, un caudalímetro polifásico (MPFM) y un paquete inhibidor de corrosión requerido para controlar la corrosión en la tubería de producción. El diluente es entregado al límite de batería de la Estación Principal donde su presión es ajustada utilizando una válvula de control. La cantidad de diluente que es inyectado en cada pozo o en la línea de flujo a la descarga de la PCP, es medida por un rotámetro y controlada por una válvula de flujo. 13 14 Figura 3.1. Diagrama de Operación de las Macollas El gas de cada macolla es recogido y transportado por la Red de Recolección de Gas a la Estación Principal con el fin de reducir el volumen de gas a ser manejado por la Red de Recolección de Crudo Diluido y de mantener las capacidades de las Bombas Multifásicas. Los fluidos que vienen por la red, entran en la Estación Principal y se dividen en dos trenes idénticos, donde la mayor parte del gas asociado es separado y enviado al sistema de gas. En la filosofía de seguridad ninguna de las macollas es esencial, lo que significa que la pérdida de cualquier macolla es un acontecimiento tolerable. El plan a largo plazo es tener un exceso del 20 % de la capacidad de producción de la macolla. Así, si una sola macolla estuviese fuera de servicio por largo tiempo, esto no debería afectar la producción. CAPÍTULO 3. MARCO TEÓRICO 15 El aire que requieren los instrumentos en la macolla, la Bomba Polifásica y los detectores de fuego, es suministrado por el Paquete de Aire de Instrumentos. 3.2. Ingeniería de Proyectos. La Ingeniería de Proyectos es una actividad inminentemente ingenieril en la que se aglutinan un conjunto de conocimientos técnicos encaminados a conseguir fines concretos. La coordinación de los conocimientos necesarios, el diseño de lo deseado y la planificación de cómo obtenerlo constituyen posiblemente su esencia. Para optimizar la elaboración de la ingeniería de un proyecto, se deben seguir ciertas etapas y a su vez, se deben integrar todas las disciplinas involucradas, como lo son Procesos, Instrumentación y Telecomunicaciones, Tuberías, Mecánica, Civil, Electricidad, Ambiental, Planificación y Control de Calidad. Según JANTESA S.A. (2002). Manual de Instrumentación, las etapas de un proyecto de Ingeniería son los siguientes: ¾ Ingeniería Conceptual ¾ Ingeniería Básica ¾ Ingeniería de Detalle ¾ Procura y Construcción En la fase de la Ingeniería Conceptual, se realiza el análisis del problema por el cual se está desarrollando el proyecto y se describe la selección y la secuencia de actividades que intervienen en el diseño del mismo. También se revisan los diferentes métodos y opciones, tomando parámetros de operación, con el fin de obtener el diseño más adecuado del proceso y a la vez el más económico. Estas opciones incluyen tecnologías abiertas o patentadas, las CAPÍTULO 3. MARCO TEÓRICO 16 bases de proceso que se han de seguir para el diseño de la unidad en estudio; y con el cliente se define, la forma de obtener sus datos y las filosofías de operación. La segunda fase es la Ingeniería Básica, en la cual se hace el estudio del problema de una manera general, se concretan las actividades, documentos o productos a realizarse en el proyecto y la metodología de ejecución bajo la cual se llevará a cabo; así como también la revisión de los documentos realizados en la fase anterior. De igual forma se efectúa el levantamiento de información en campo cuando el proyecto involucre ampliación, remodelación, o adaptación de instalaciones existentes, se desarrolla la primera documentación como especificaciones y planos en forma general, y se realizan los diagramas de tubería e instrumentación que representan esquemáticamente el proceso, lo cual permitirá la elaboración del estimado de costo del proyecto. En la Ingeniería de Detalle se realiza el estudio del proyecto con carácter específico apoyándose con los documentos generados en la fase anterior, además corrige los posibles errores que no se hayan detectado en las etapas preliminares y se puntualizan y especifican en sus respectivos documentos, todas las condiciones del proceso a utilizar, así como las conexiones, tuberías, equipos e instrumentos, etc. Por último se realiza la fase de procura y construcción la cual representa la culminación del desarrollo de la Ingeniería de Proyecto, y su función es realizar todos los trámites necesarios para la compra de equipos e instrumentos, contratos y subcontratos para la construcción, y desarrolla el seguimiento e inspección de los trabajos realizados. De igual manera supervisa y coordina las instalaciones durante el periodo de construcción. CAPÍTULO 3. MARCO TEÓRICO 17 3.3. Instrumentación como Disciplina. Instrumentación es la disciplina que abarca el análisis y aplicación de los instrumentos necesarios para la operación óptima de un equipo, planta o instalación. Las actividades que desarrolla el Departamento de Instrumentación en JANTESA incluyen la supervisión, control, seguridad, protección perimetral, sistemas de fuego & gas y apoyo a instalaciones de telecomunicaciones en el desarrollo de cualquier fase de una Ingeniería de Proyecto. En líneas generales, estas actividades involucran la selección, especificación, requisición, instalación, alimentación e interconexión de los instrumentos. Para desarrollar la Ingeniería de Detalle de un proyecto, el departamento de instrumentación de la empresa, debe elaborar o dar respaldo a una serie de documentos secuenciales que son emitidos de acuerdo a la fase en que se encuentre dicho proyecto. 3.4. Simbología de Instrumentación. En instrumentación y control, se emplea un sistema especial de símbolos con el objeto de transmitir de una forma más fácil y específica la información. Esto es indispensable en el diseño, selección, operación y mantenimiento de los sistemas de control. Un sistema de símbolos ha sido estandarizado por la ISA (Sociedad de Instrumentistas de América). La siguiente información es de la norma ANSI/ISA-S5.1-1984(R 1992) que ha sido aplicada para la simbología del proyecto “Facilidades Aguas Arriba” de Sincor. CAPÍTULO 3. MARCO TEÓRICO 18 3.4.1. Identificación de los Instrumentos. Cada instrumento o función está designado por un código alfanumérico (tag). La parte del tag que identifica al lazo, generalmente es común a todos los instrumentos o funciones del lazo y un sufijo o prefijo puede ser agregado para completar la identificación. Cada instrumento puede ser representado en diagramas por un símbolo. El símbolo puede ser acompañado por el número de etiqueta. En cuanto a la identificación funcional de un instrumento, se tiene que su equivalente funcional consiste de letras, las cuales se muestran en la Tabla I, e incluyen una primera letra (designación de la medida o variable inicial) y una o más letras sucesivas (identificación de funciones). La identificación funcional de un instrumento está hecha de acuerdo a su función y no a su construcción. En un lazo de instrumentos, la primera letra de una identificación funcional es seleccionada de acuerdo a la variable inicial medida y no de acuerdo a la variable manipulada. La sucesión de letras en la identificación funcional designa una o más funciones pasivas y/o salidas de función. Una modificación de las letras puede ser usada, si se requiere, en adición a una o más letras sucesivas. El número para las letras funcionales agrupadas en un instrumento pueden mantenerse con un mínimo de acuerdo al ajuste del usuario. El número total de letras contenidas en un grupo no pueden exceder de cuatro. CAPÍTULO 3. MARCO TEÓRICO 19 Letra de Modificación Variable Medida Función Pasiva A Análisis B Llama (quemador) C Conductividad D Densidad o Peso especifico E Tensión (Fem.) F Caudal G Calibre H Manual I Corriente Eléctrica J Potencia K Tiempo L Nivel M Humedad N Libre Libre O Libre Orificio P Presión o vacío Punto de prueba R Radiactividad Registro S Velocidad o frecuencia T Temperatura U Multivariable V Vibración W Peso o Fuerza Pozo X Sin clasificar Sin clasificar Y Libre Z Posición Función de Salida Letra de Modificación Alarma Libre Libre Libre Control Diferencial Elemento Primario Relación Vidrio Alto Indicación o indicador Exploración Estación de Control Luz Piloto Bajo Medio o intermedio Seguridad Libre Libre Interruptor Transmisión o transmisor Multifunción Multifunción Multifunción Válvula Sin clasificar Sin clasificar Relé o compensador Sin clasificar Elemento final de control Tabla I. Letras de Identificación de Instrumentos 3.4.2. Identificación del Lazo. La identificación del lazo consiste en la primera letra y un número. Cada instrumento en un lazo tiene asignado a él el mismo número de lazo y, en caso de una numeración paralela, la misma primera letra. Cada lazo de instrumentos tiene un único número de identificación de lazo. Un instrumento común a dos o más lazos podría cargar la identificación del lazo al cual se le considere predominante. CAPÍTULO 3. MARCO TEÓRICO 20 La numeración de los lazos puede ser paralela o serial. La numeración paralela involucra el inicio de una secuencia numérica para cada primera letra nueva, mientras que la numeración serial involucra el uso de secuencias simples de números para proyectar amplias secciones. Si un lazo dado tiene más de un instrumento con el mismo identificador funcional, un sufijo puede ser añadido al número del lazo. Los accesorios de instrumentación tales como medidores de presión, equipo de aire, etc., que no están explícitamente mostrados en un diagrama, pero que necesitan una designación para otros propósitos pueden ser etiquetados individualmente de acuerdo a sus funciones y podría usarse la misma identificación del lazo. La aplicación de una designación no implica que el accesorio deba ser mostrado en el diagrama. 3.4.3. Nomenclatura de Instrumentos. Los siguientes aspectos aplican en la nomenclatura utilizada para la identificación de instrumentos: ¾ Una burbuja puede ser utilizada para etiquetar símbolos distintivos, tales como aquellos para válvulas de control. En estos casos la línea que está conectando a la burbuja con el símbolo del instrumento está dibujada muy cerca de él, pero no llega a tocarlo. En otras situaciones la burbuja sirve para representar las propiedades del instrumento. Un símbolo distintivo es aquel cuya relación con el lazo es simplemente hacer ver que no necesita ser etiquetado individualmente. Por ejemplo una placa con orificio o una válvula de control que es parte de un sistema más largo no necesita ser mostrado con un número de etiqueta en un diagrama. Igualmente, donde hay un elemento primario conectado a otro CAPÍTULO 3. MARCO TEÓRICO 21 instrumento en un diagrama, se hace uso de un símbolo para representar que el elemento primario en un diagrama puede ser opcional. ¾ Los tamaños de las etiquetas de las burbujas y de los símbolos pueden variar dependiendo del número de caracteres seleccionados apropiadamente al estar acompañados de otros símbolos de otros equipos en un diagrama. ¾ El grado de detalle a ser aplicado a cada documento o sección del mismo queda enteramente a juicio del usuario. ¾ Las líneas de señales pueden ser dibujadas en un diagrama enteramente o dejando la parte apropiada de un símbolo en cualquier ángulo. ¾ Los números de las etiquetas podrían ser siempre mostrados con una orientación horizontal. ¾ Flechas direccionales podrían ser agregadas a las líneas de las señales cuando se necesite aclarar la dirección del flujo. ¾ En general, una línea de una señal representará la interconexión entre dos instrumentos, aunque podrían estar conectados físicamente por más de una línea. ¾ La secuencia de cada uno de los instrumentos que estén conectados en un diagrama puede reflejar el funcionamiento lógico o información acerca del flujo, aunque algunos de estos arreglos no necesariamente corresponderán a la secuencia de la señal de conexión. ¾ Un globo o círculo simboliza a un instrumento aislado o instrumento discreto, para el caso donde el círculo está dentro de un cuadrado, simboliza un instrumento que comparte un display o un control. Los hexágonos se usan para designar funciones de computadora, CAPÍTULO 3. MARCO TEÓRICO 22 mientras que los controles lógicos programables PLC's se simbolizan con un rombo dentro de un cuadrado. Instrumento Discreto Control Compartido Función de computadora Control Lógico Programable Figura 3.2. Símbolos de Instrumentos según su función ¾ Los símbolos también indican la posición en que están montados los instrumentos. Los símbolos con o sin líneas nos indican esta información. Montado en Tablero Normalmente accesible al operador Montado en Campo Ubicación Auxiliar. Normalmente accesible al operador. Instrumento Discreto o Aislado Display compartido, Control compartido. Función de Computadora Control Lógico Programable Figura 3.3. Símbolos de Instrumentos según su montaje ¾ Las líneas punteadas indican que el instrumento está montado en la parte posterior del panel el cual no es accesible al operador. Instrumento Discreto Función de Computadora Control Lógico Programable Figura 3.4. Símbolos de Instrumentos según su accesibilidad. CAPÍTULO 3. MARCO TEÓRICO 23 3.5. Los Instrumentos. Los instrumentos son los equipos fundamentales para la construcción de un sistema de automatización y se pueden clasificar en función del trabajo que realizan en cinco categorías (Maizo, 2005): ¾ Instrumentos Medidores ¾ Instrumentos Indicadores ¾ Instrumentos de Seguridad ¾ Instrumentos de Alarma ¾ Instrumentos de Control 3.5.1. Instrumentos Medidores Son los elementos primarios de control o instrumentos que están en contacto directo con el elemento a ser medido, que utilizan o absorben energía del medio para dar respuesta en forma de indicación local, o por medio de la transmisión de una señal, realizar el control adecuado de un proceso. Medidores de Presión. Son instrumentos fabricados con diferentes topologías y tamaños, regidos por diferentes principios funcionales y cumplen la tarea de medir la presión de un sistema. Según el principio de su funcionamiento, se dividen en cuatro categorías: mecánicos, neumáticos, electromecánicos y electrónicos. Los mecánicos son utilizados comúnmente en la industria y se constituyen de un elemento primario que puede medir la presión directamente, comparándola con la presión ejercida por un líquido de densidad y altura conocida o un elemento primario elástico como CAPÍTULO 3. MARCO TEÓRICO 24 un tubo de Bourdon, un elemento en espiral, un elemento helicoidal, un diafragma o un fuelle, que se deforman como consecuencia de la acción de la presión del fluido que contienen. Los medidores electromecánicos sencillos son elementos mecánicos elásticos convencionales, que actúan sobre un transductor eléctrico que genera la señal asociada. Los instrumentos electrónicos para la medición de presión son utilizados fundamentalmente para condiciones de vacío. En el proyecto se utilizarán como medidores de presión los manómetros mecánicos tipo tubo de Bourdon, manómetros con diafragma y placas orificio. El tubo de Bourdon es un tubo de sección elíptica que forma un anillo casi completo, cerrado por un extremo. Al aumentar la presión en el interior del tubo, éste tiende a enderezarse y el movimiento es transmitido a la aguja indicadora, por un piñón. Estos tipos de medidores abarcan un alto porcentaje de las aplicaciones y la mayoría de los indicadores de presión local y receptores, utilizan el tipo en forma de “C”, el cual puede ser usado en rangos desde 15 a 100000 psig, con una exactitud entre ± 0.1 y ±5%. (Creus, 1978). Figura 3.5. Manómetro Tipo Bourdon CAPÍTULO 3. MARCO TEÓRICO 25 Los manómetros con sellos de diafragma son usados para prevenir que el fluido del proceso entre directamente en el sensor del transmisor de presión diferencial. Éstos son conectados al transmisor a través de tubos capilares llenos de un fluido determinado. Figura 3.6. Medidor de presión diferencial sellado con diafragma La Placa Orificio es un elemento de presión diferencial que consiste en una placa perforada instalada en la tubería. Dos tomas conectadas en la parte anterior y posterior de la placa, captan esta presión diferencial la cual es proporcional al cuadrado del caudal. El orificio de la placa puede ser concéntrico, excéntrico o segmental, con un pequeño orificio de purga para los pequeños arrastres sólidos o gaseosos que pueda llevar el fluido. Por lo general estos instrumentos se utilizan con líquidos limpios y gases ya que los fluidos sucios producen erosión en el filo de la placa. La relación entre el diámetro del orificio y el diámetro de la tubería se define como coeficiente beta (ß), cuyo valor debe estar entre 0.25 y 0.7. La placa excéntrica, en la parte alta de la tubería se usa para permitir el paso de gases al medir líquidos; y en la parte baja al igual que la placa segmentada se usan para dejar pasar sólidos suspendidos al medir un líquido. CAPÍTULO 3. MARCO TEÓRICO 26 Figura 3.7. Placa Orificio Medidores de Temperatura. Los instrumentos que miden la temperatura están entre los más usados en los procesos industriales. Sus tecnologías se han diversificado y especializado en los últimos años, existiendo medidores de temperaturas para una gran gama de aplicaciones. Los medidores de temperatura utilizados en el proyecto son el medidor tipo Bimetálico y el RTD (Temperature Dependent Resistence). Los medidores bimetálicos constan de dos láminas unidas firmemente en los extremos, que se deforman por el efecto de la temperatura produciendo un desplazamiento mecánico cuya fuerza se emplea para mover una aguja o activar un mecanismo de control. Las láminas bimetálicas pueden ser rectas o curvas, formando espirales o hélices. Los RTD’s están reservados para aplicaciones donde se requiere una gran precisión y exactitud. Los materiales más usados son platino, níquel, cobre y níquel-hierro, siendo el platino el de uso más común ya que es el más adecuado desde el punto de vista de precisión y de estabilidad, pero presenta el inconveniente de su costo. CAPÍTULO 3. MARCO TEÓRICO 27 El níquel es más barato que el platino y posee una resistencia más elevada con una mayor variación por grado, sin embargo tiene como desventaja la falta de linealidad en su relación resistencia – temperatura y las variaciones que presenta su coeficiente según los lotes fabricados. El cobre tiene una variación de resistencia uniforme, es estable y barato, pero tiene muy baja resistividad (menor sensibilidad). (JANTESA, Manual de Instrumentación) La variación de resistencia de las sondas es medida con un puente de Wheatstone dispuesto en montajes denominados de dos, tres o cuatro hilos. Ventajas: ¾ Alta exactitud. ¾ Permanece estable y exacta por muchos años. ¾ Velocidad de respuesta alta. Desventajas: ¾ Son relativamente costosas, sobre todo si se les compara con las termocuplas. ¾ El tamaño del bulbo es mayor que el de la termocupla. ¾ Abusos mecánicos o de vibración pueden convertirse en un problema. Figura 3.8. Termómetro Bimetálico CAPÍTULO 3. MARCO TEÓRICO Figura 3.9. Resistencia Dependiente de Temperatura 28 Medidor de Flujo En este proyecto se utilizaron el medidor de flujo ultrasónico y el tipo rotámetro. Los medidores de flujo ultrasónicos miden el caudal por diferencia de velocidades de una onda sonora al propagarse en el sentido del fluido y en el sentido contrario, por lo que se puede decir que el tiempo de propagación de la onda es proporcional al caudal. Los sensores están situados en la tubería de la que se conoce el área y el perfil de velocidades. En otras tecnologías se basan en la medición de la diferencia de fases o la diferencia de frecuencias entre las ondas de sonido que recorren el fluido en ambos sentidos. Los medidores de flujo tipo Rotámetro son medidores de caudal de área variable en los cuales un flotador cambia su posición dentro de un tubo, dependiendo del flujo del fluido. La desventaja de este dispositivo es que debe trabajar sólo con gases o fluidos limpios, es un método de medición intrusivo y produce perdidas de presión en la línea de producción. Figura 3.10. Medidor de Flujo tipo Rotámetro CAPÍTULO 3. MARCO TEÓRICO Figura 3.11. Medidor de Flujo Ultrasónico 29 3.5.2. Instrumentos Indicadores. Son básicamente los manómetros, termómetros, indicadores de nivel, indicadores de flujo, etc., y cumplen con la labor de dar al operador o supervisor, indicación del valor de una variable en una cierta etapa del proceso. 3.5.3. Instrumentos de Seguridad. Son equipos o dispositivos (válvulas de seguridad, conmutadores térmicos, etc.) que actúan automáticamente ante situaciones de peligro o emergencia, con el fin de proteger a los operadores y equipos de la planta. 3.5.4. Instrumentos de Alarma Son instrumentos que advierten un cambio no deseado en el proceso, como por ejemplo, la llegada de una variable a su condición límite permisible, eventos que impliquen un riesgo para la calidad del proceso, planta física y equipos, o para el personal. Dichos instrumentos dan anuncio visual o auditivo (incluso combinación de ambos) al operador, mediante tableros indicadores. 3.5.5. Instrumentos de Control Son instrumentos que forman parte del sistema de automatización, ya sea en la transmisión de señal, lógica y/o acciones de control, elementos que generen acción física, etc. Los transmisores son intermediarios entre el elemento primario y el elemento final de control y son instrumentos que captan de los sensores o medidores, la variable de proceso y la transmiten a distancia a un instrumento receptor indicador, registrador, controlador o una combinación de estos. CAPÍTULO 3. MARCO TEÓRICO 30 Existen varios tipos de señales: neumáticas, eléctricas, hidráulicas y telemétricas. Las señales analógicas y digitales se emplearán para las transmisiones desde los equipos en campo hasta el cuarto de control y viceversa, mientras que las señales neumáticas por medio del paquete de compresión de aire sólo se usan para accionar las válvulas de control. Figura 3.12. Transmisor de Presión Figura 3.13. Transmisor de Temperatura Se consideran elementos controladores los instrumentos que reciben las señales provenientes de los elementos primarios o secundarios, y las comparan con una señal de referencia (set point), que no es más que el valor o la magnitud que la variable debería tener para que el proceso esté en la condición deseada. De la comparación del valor medido y el valor deseado resulta el error, que el controlador utilizará como insumo para generar la señal de control. Los elementos finales de control son los instrumentos que reciben la señal de control y ejercen la acción sobre el proceso con la intención de que alcance la condición deseada. CAPÍTULO 3. MARCO TEÓRICO 31 3.6. Otros instrumentos importantes asociados al Proyecto “Facilidades Aguas Arriba. Macolla LE” A continuación se reseñan las características fundamentales de otros instrumentos que forman parte del proyecto de la pasantía. 3.6.1. Válvulas de Control Una válvula se puede definir como un aparato mecánico con el cual se puede iniciar, detener o regular la circulación de líquidos o gases mediante una pieza móvil que abre, cierra u obstruye en forma parcial uno o más orificios o conductos. La válvula automática de control generalmente constituye el último elemento en un lazo de control instalado en la línea de proceso y se comporta como un orificio cuya sección de paso varia continuamente con la finalidad de controlar un caudal en una forma determinada. Las válvulas de control constan básicamente de dos partes que son: la parte motriz o actuador y el cuerpo. El actuador, también llamado accionador o motor, puede ser neumático, eléctrico o hidráulico, pero los más utilizados son los dos primeros, por ser las más sencillas y de rápida actuaciones. Los actuadores neumáticos constan básicamente de un diafragma, un vástago y un resorte. Lo que se busca en un actuador de tipo neumático es que cada valor de la presión recibida por la válvula corresponda una posición determinada del vástago. CAPÍTULO 3. MARCO TEÓRICO 32 Los actuadores eléctricos son usados principalmente en áreas remotas donde no se dispone de suministro de aire. Su velocidad de operación es lenta, y resultan un tanto problemático en áreas peligrosas, ya que deben cumplir con la clasificación de área correspondiente, pero tiene amplia aceptación en servicios de estrangulamiento y on-off. Por su parte, el cuerpo de la válvula está provisto de un obturador o tapón, los asientos del mismo y una serie de accesorios. La unión entre la válvula y la tubería puede hacerse por medio de bridas soldadas o roscadas directamente a la misma. El tapón es el encargado de controlar la cantidad de fluido que pasa a través de la válvula y puede actuar en la dirección de su propio eje mediante un movimiento angular. Está unido por medio de un vástago al actuador. Las válvulas pueden ser de varios tipos según sea el diseño y el movimiento del obturador. Ya que en el proyecto se utilizaron para el control, sólo válvulas de tipo globo y bola, se hará una breve descripción de ellas. Válvula de Globo. Las válvulas de globo se dividen en simple asiento, doble asiento y de obturador equilibrado. Las válvulas de simple asiento tienen un actuador de mayor tamaño para que el obturador cierre en contra de la presión diferencial del proceso. Por lo tanto se emplean cuando la presión de fluido es baja y se precisa que las fugas en posición de cierre sean mínimas. Para las válvulas de doble asiento y de obturador equilibrado la fuerza de equilibrio desarrollada por la presión diferencial a través del obturador es menor, es por esto que son de gran tamaño y pueden trabajar con presiones altas. CAPÍTULO 3. MARCO TEÓRICO 33 Figura 3.14. Válvula Tipo Globo Válvulas de Bola. Estas válvulas tienen una cavidad interna esférica que alberga un obturador en forma de esfera o de bola que fija la curvatura característica de la válvula y gira transversalmente accionada por un servomotor exterior. Figura 3.15. Válvula Tipo Bola Válvulas de Seguridad y Alivio. El término válvula de alivio de presión o válvula de escape se utiliza para denominar indistintamente y en forma general a una válvula de seguridad, válvula de alivio, válvula de seguridad-alivio o a una válvula operada por piloto Una válvula de seguridad es una válvula de relevo de presión que es accionada por la presión estática que entra en la válvula, y cuyo accionamiento se caracteriza por una rápida apertura audible o disparo súbito. Sus principales aplicaciones son en el manejo de vapor de CAPÍTULO 3. MARCO TEÓRICO 34 agua o aire y están diseñadas para abrir y aliviar un aumento de la presión interna del fluido, por exposición a condiciones anormales de operación o a emergencias. Figura 3.16. Válvula de Alivio Válvulas de Parada de Emergencia. Las válvulas de parada de emergencia o de shutdown son elementos finales de control, pero su función es hacer el bloqueo instantáneo del paso de un fluido que puede causar un riesgo en las operaciones normales de un equipo o planta en general. Ellas se utilizan para aislar áreas que estén en posible peligro, como por ejemplo, incendios, escapes de gas, fallas en el comportamiento normal de un equipo, etc., que puedan causar algún daño a los operadores, al medio ambiente y a la planta en sí. Figura 3.17. Válvulas de Parada de Emergencia CAPÍTULO 3. MARCO TEÓRICO 35 3.6.2. Interruptores Límites y Válvulas Solenoides. Las válvulas solenoides son aquellas que actúan en función de la corriente que fluye a través de una bobina electromagnética. Generalmente su función es regular el suministro de aire a las válvulas de control. Los interruptores límites (limit switches) son montados generalmente en el actuador de la válvula para operar luces que indican su posición (totalmente abierta o totalmente cerrada), operar relés que poseen otra acción, etc., cuando una condición determinada ha sido alcanzada. Éstos también pueden ser suministrados para operar remotamente la válvula, especialmente en servicios on-off. Figura 3.18. Interruptor Límite Figura 3.19. Válvula Solenoide 3.6.3. Sistema de Control y Adquisición de Datos (SCADA) SCADA es un acrónimo de Supervisory Control And Data Acquisition (Sistema de Supervisión del Control y Adquisición de Datos). Los sistemas SCADA utilizan la computadora y tecnologías de comunicación para automatizar el monitoreo y control de procesos industriales. El flujo de la información en los sistemas SCADA es como se describe a continuación: CAPÍTULO 3. MARCO TEÓRICO 36 El fenómeno físico lo constituye la variable que se desee medir. Dependiendo del proceso, la naturaleza del fenómeno es muy diversa: presión, temperatura, flujo, potencia, intensidad de corriente, voltaje, densidad, etc. Este fenómeno debe traducirse a una variable que sea inteligible para el sistema SCADA, es decir, en una variable eléctrica. Para ello, se utilizan los sensores o transductores. Los sensores o transductores convierten las variaciones del fenómeno físico en variaciones proporcionales de una variable eléctrica. Las variables eléctricas más utilizadas son: voltaje, corriente, carga, resistencia o capacitancia. Sin embargo, esta variedad de tipos de señales eléctricas debe ser procesada para ser entendida por el computador digital. Para ello se utilizan acondicionadores de señal, cuya función es la de referenciar estos cambios eléctricos a una misma escala de corriente o voltaje. Además, provee aislamiento eléctrico y filtraje de la señal con el objeto de proteger el sistema de transientes y ruidos originados en el campo. Una vez acondicionada la señal, la misma se convierte en un valor digital equivalente en el bloque de conversión de datos. Generalmente, la función conversión de datos es llevada a cabo por un circuito de conversión analógico/digital. El computador almacena esta información, la cual es utilizada para su análisis y para la toma de decisiones. Simultáneamente, se muestra la información al usuario del sistema, en tiempo real. Basado en la información, el operador puede tomar la decisión de realizar una acción de control sobre el proceso. El operador comanda al computador a realizarla, y de nuevo debe convertirse la información digital a una señal eléctrica. Esta señal eléctrica es procesada por una salida de control, el cual funciona como un acondicionador de señal, la cual la escala para manejar un dispositivo dado: bobina de un relé, set point de un controlador, etc. CAPÍTULO 3. MARCO TEÓRICO 37 Dentro de las funciones básicas realizadas por el sistema SCADA están las siguientes: ¾ Recabar, almacenar y mostrar información, en forma continua y confiable, correspondiente a la señalización de campo: estados de dispositivos, mediciones, alarmas, etc. ¾ Ejecutar acciones de control, ya sea de forma automática o bien iniciadas por el operador, tales como: abrir o cerrar válvulas, arrancar o parar bombas, etc. ¾ Alertar al operador de cambios detectados en la planta, tanto aquellos que no se consideren normales (alarmas) como cambios que se produzcan en la operación diaria de la planta (eventos). Estos cambios son almacenados en el sistema para su posterior análisis. ¾ Aplicaciones en general, basadas en la información obtenida por el sistema, tales como: reportes, gráficos de tendencia, historia de variables, cálculos, predicciones, detección de fugas, etc. Un sistema SCADA se podría definir de forma general como un sistema que consiste en una computadora principal o master (generalmente llamada Estación Principal o Master Terminal Unit, MTU), una o más unidades de control obteniendo datos de campo (generalmente llamadas estaciones remotas o Remote Terminal Units, RTU's), y una colección de software usado para monitorear y controlar remotamente dispositivos de campo. La captación de datos es lograda en primer lugar por los RTU's que exploran las entradas de información de campo conectadas con ellos (también se pueden usar PLC's Programmable Logic Controllers). La MTU entonces explorará los RTU's ó PLC’s procesando los datos para detectar condiciones de alarma, y si alguna estuviera presente, sería catalogada y visualizada en listas especiales de alarmas. CAPÍTULO 3. MARCO TEÓRICO 38 Los datos pueden ser de tres tipos principales: ¾ Datos analógicos (por ejemplo números reales) que quizás sean presentados en gráficos. ¾ Datos digitales (on/off) que pueden tener alarmas asociadas a un estado o al otro. ¾ Datos de pulsos (por ejemplo conteo de revoluciones de un medidor) que serán normalmente contabilizados o acumulados. La interfaz primaria al operador es una pantalla (display) que muestra una representación de la planta o del equipamiento en forma gráfica. En resumen, la característica distintiva de los sistemas SCADA es su capacidad de comunicación. Comparado a los DCS (Distributed Control System) considerados a menudo dentro de una planta o de una fábrica, un sistema SCADA cubre generalmente áreas geográficas más grandes, y utiliza muchos y diversos medios de comunicaciones, por lo que un aspecto importante de esta tecnología es la capacidad de garantizar confiablemente la salida de datos al usar todos estos medios. MTU - Master Terminal Unit. La parte más visible de un sistema SCADA es la estación central o MTU. Éste es el "centro neurálgico" del sistema, y es el componente del cual el personal de operaciones se valdrá para visualizar la mayor parte del status de proceso de la planta. Una MTU a veces se llama HMI -Human Machine Interface, interfaz hombre – máquina. Las funciones principales de una MTU de SCADA son: ¾ Adquisición de datos: Recolección de datos de los RTU's o PLC’s. CAPÍTULO 3. MARCO TEÓRICO 39 ¾ Salvar los datos en una base de datos, y ponerlos a disposición de los operadores en forma de gráficos. ¾ Procesamiento de Alarmas: Analizar los datos recogidos de los RTU's /PLC’s para ver si han ocurrido condiciones anormales, y alertar a personal de operaciones sobre las mismas. ¾ Control a Lazo Cerrado, e iniciados por operador. ¾ Visualizaciones ¾ Producción de Reportes ¾ Interfaces con otros sistemas ¾ Control de acceso a los distintos componentes del sistema. ¾ Monitoreo de la red de comunicaciones. ¾ Administración de la Base de datos: ¾ Aplicaciones especiales: Casi todos los sistemas SCADA tendrán cierto software de aplicación especial, asociado generalmente al monitoreo y al control de la planta. Protocolo de Comunicación. El protocolo de comunicación utilizado en proyecto es HART, Highway Addressable Remote Transducer (Transductor Remoto de Vía Direccionable). Este protocolo hace uso del estándar de modulación Frequency Shift Keying (FSK), codificación por conmutación de frecuencia, de Bell 202 para superponer señales digitales de comunicación con la señal de 420mA por debajo del pico, como se muestra en la Figura 3.20. Esto establece una comunicación en campo de doble vía, que es habilitable para información adicional de la variable de proceso y establece la comunicación desde o hasta un instrumento en campo. CAPÍTULO 3. MARCO TEÓRICO 40 El protocolo HART se comunica a 1200 bps sin interrumpir la señal de 4-20mA y permite obtener dos ó más actualizaciones por segundo desde un dispositivo de campo. Además, HART es un protocolo maestro/esclavo, que significa que un dispositivo de campo (esclavo) sólo establece comunicación con el maestro. Figura 3.20. Señal de comunicación digital HART superpuesta sobre una señal analógica de 4-20mA Es posible obtener ahorros considerables en la instalación debido a la capacidad multipunto del protocolo HART, la cual permite que múltiples instrumentos de campo sean conectados al mismo par de cables. En aplicaciones de multipunto, la comunicación con dispositivos de campo está restringida a señales digitales. Desde el punto de vista de la instalación, las señales HART son transmitidas a través del mismo cable usando típicamente instrumentos analógicos de 4-20 mA. (Referencia en línea en www.hartcomm.org) Controladores Lógicos Programables (PLC`s) Debido a la gran aceptación que ha tenido el PLC, se ha dado una definición formal por la NEMA (Nacional Electrical Manufacturers Association), descrito como “un aparato electrónico operado digitalmente que usa una memoria programable para el almacenamiento interno de instrucciones, las cuales implementan funciones específicas tales como lógicas, secuenciales, de temporización, conteo y aritméticas, para controlar a través de módulos de entrada /salida digitales y analógicas, varios tipos de máquinas o procesos.” CAPÍTULO 3. MARCO TEÓRICO 41 3.6.4. Bomba de Cavidad Progresiva. Es un tipo de bomba que mueve el fluido mediante una cavidad que progresa a lo largo del cuerpo de la bomba. El rotor de la bomba es una hélice de acero que ha sido cubierta con una superficie lisa y dura, normalmente de cromo. El rotor cabe dentro de un cuerpo de bomba o estator que normalmente es un tubo de acero rayado con caucho. La rotación del rotor dentro del estator hace que la cavidad progrese a lo largo de la bomba así que induce el flujo del fluido. Este equipo es el responsable de bombear los fluidos (gas y crudo) del pozo hacia el exterior. 3.6.5. Medidor de Flujo Multifásico. El medidor polifásico cuantifica el volumen de crudo, agua y gas que es extraído de los pozos de producción. Utilizando técnicas basadas en microondas y rayos gamma, es capaz de medir por separado la composición multifásica del producto. Básicamente está compuesto de un medidor de composición y otro de velocidad, dando así mediciones continuas de cuanto crudo, agua y gas pasa por la tubería. (León, 2002) Figura 3.21. Caudalímetro Polifásico CAPÍTULO 3. MARCO TEÓRICO 42 3.7. Descripción de términos comunes. A continuación se presenta una breve descripción de los términos que son comunes a casi todos los documentos. 1. Tag number. Sigla de identificación del instrumento, y debe coincidir con la utilizada en el resto de los planos y documentos de los proyectos donde se haga referencia a dicho instrumento. 2. Service. Aplicación dentro del proceso. Debe coincidir con el índice de instrumento, y no debe confundirse con el de servicio aplicado al elemento sensor, el cual será explicado mas adelante. 3. Line Nº. Se refiere al número de línea o del recipiente en el cual se encuentra instalado el instrumento; esta información se encuentra en los DTI, o en el listado de líneas o equipos, generados por el departamento de mecánica. 4. Power Supply. Se debe especificar el tipo de alimentación (24 Vdc, 120 Vac, etc.), y la frecuencia (60Hz). 5. Ajustable Range. Indica el rango en el cual se puede ajustar el instrumento. 6. Notes. Espacio destinado a cualquier aclaratoria o dato adicional requerido para una mejor especificación del instrumento. 7. Enclosure Class/Class. Especifica el tipo de encapsulamiento requerido por el instrumento de acuerdo a la clasificación eléctrica del área donde será instalado, tales como: propósitos generales, a prueba de agua, etc., estos datos deben estar en línea con lo establecido en los planos de clasificación eléctrica realizados por el departamento de electricidad. 8. MFR/ Model. Indica cual es el modelo recomendado o a utilizar. CAPÍTULO 3. MARCO TEÓRICO 43 3.8. Definiciones eléctricas. 3.8.1. Áreas Clasificadas Un área clasificada es aquella en la cual una atmósfera explosiva de gas está presente, o podría estar presente, en cantidades tales que se requieren precauciones especiales para la construcción, la instalación y el uso de un aparato eléctrico (IEC 60079-10). Esta clasificación limita el diseño de la instrumentación y su cableado, ya que debe ser tomada en cuenta para garantizar la seguridad de la planta, y está definida en la Sección 505 del Código Eléctrico Nacional como sigue: Lugares Clase I (Class I locations). Los lugares Clase I son aquellos en los cuales están o pueden estar presentes en el aire, gases o vapores inflamables en cantidades suficientes para producir mezclas explosivas o inflamables. Clase I, División I. Es un lugar en donde pueden existir concentraciones de gases o vapores inflamables bajo condiciones normales de operación, debido a reparaciones, operaciones de mantenimiento o fugas, o en donde se llevan a cabo procesos de tal naturaleza que roturas o mal funcionamiento de los equipos podría liberar concentraciones inflamables de gases o vapores, y a la vez causar simultáneamente una avería en un equipo eléctrico de tal modo que se convierta en una fuente de incendio. Clase I, División 2. Es un lugar donde se maneja, procesa o se usan líquidos volátiles inflamables o gases inflamables, pero confinados dentro de recipientes cerrados o sistemas cerrados de donde ellos pudieran escapar solamente en el caso de rotura accidental o avería. También se considera de esta clasificación si el lugar se encuentra adyacente a un lugar Clase CAPÍTULO 3. MARCO TEÓRICO 44 I, División 1 y pudieran llegar ocasionalmente concentraciones inflamables de gases o vapores, a menos que ello sea impedido por un sistema adecuado de ventilación de presión positiva de una fuente de aire limpio y se hayan previstos resguardos eficaces contra las fallas del sistema de ventilación. Lugares Clase II (Class II Locations) Los lugares Clase II son aquellos que son clasificados debido a la presencia de polvo combustible. Clase II, División 1. Es un lugar en el cual bajo condiciones normales de operación hay polvo combustible en el aire en cantidades suficientes para producir mezclas explosivas o inflamables; en el cual una falla mecánica o funcionamiento anormal de una maquinaria o equipo pueda producir mezclas explosivas o inflamables y pueden también proporcionar una fuente de encendido en caso de una falla simultánea del equipo eléctrico, o del funcionamiento de los dispositivos de protección o de otra causa; o en donde polvos combustibles de naturaleza eléctrica conductiva puedan estar presentes en cantidades peligrosas. Clase II, División 2. Es un lugar en el cual no existe normalmente en el aire polvo combustibles en cantidades suficiente para producir mezclas explosivas o inflamables, y las acumulaciones de polvos normalmente son insuficientes para interferir con el normal funcionamiento del equipo eléctrico y de otros aparatos, pero donde por causa de un infrecuente mal funcionamiento del equipo de manejo o procesamiento, pueda existir polvo combustible en suspensión en el aire y donde acumulaciones de polvos combustibles sobre o dentro del equipo eléctrico o en su vecindad pueda interferir con la disipación segura del calor de los mismos o puedan ser incendiados debido a un funcionamiento anormal o falla del equipo eléctrico. CAPÍTULO 3. MARCO TEÓRICO 45 Lugares Clase III (Class III Locations) Los lugares Clase III son aquellos que son clasificados debido a la presencia de fibras o partículas volátiles de fácil inflamación, pero en donde no es probable que dichas fibras o partículas volátiles estén en suspensión en el aire en suficiente cantidad para producir mezclas inflamables. Clase III, División 1. Es un lugar en el cual se manejan, procesan o usan fibras fácilmente inflamables o materiales que producen partículas volátiles combustibles Clase III, División 2. Es un lugar donde se almacena o manejan fibras fácilmente inflamables a excepción del proceso de la manufactura. Sistemas Intrínsecamente Seguros. Un equipo o cableado intrínsecamente seguro es aquel que no es capaz de desprender suficiente energía eléctrica o térmica bajo condiciones normales o anormales para causar el encendido de una específica mezcla atmosférica combustible en su más fácil concentración de encendido. Condiciones anormales son definidas como daños accidentales a cualquier cableado en el campo, falla de componentes eléctricos, sobretensiones, ajustes y operaciones de mantenimiento y condiciones similares. 3.8.2. Aparatos a prueba de explosión. Son equipos encerrados en una carcaza capaz de resistir una explosión de un gas o vapor especificado, que pueda ocurrir en su interior e impedir la ignición por causa de chispas, fogonazos o explosiones, y que operan a una temperatura exterior tal que la atmósfera inflamable que los rodea no se encienda por su causa. CAPÍTULO 3. MARCO TEÓRICO 46 3.8.3. Métodos de Cableado. El completo entendimiento de las definiciones que se dan a continuación fue de suma importancia para el desarrollo del cableado del proyecto. Seguridad en la Fijación. Las canalizaciones pueden ser usadas como medio de soporte para otras canalizaciones, cables o equipos no eléctricos cuando están identificadas para ese uso. Por el contrario, métodos de cableado con cables no deben ser usados como medio de soporte en ningún caso. Protección contra Interferencias (EMI): La protección contra EMI se realiza mediante blindajes (superficie metálica que separa dos regiones) o pantallas metálicas. El objetivo de los blindajes o pantallas es no dejar salir el flujo electromagnético o no dejarlo entrar. Estos blindajes pueden ser: cajas, gabinetes, láminas, pinturas conductoras y pantallas de cables. Para evitar campos eléctricos capacitivos se usa la jaula de Faraday o blindajes de materiales conductivos como el cobre y el aluminio. Para evitar campos magnéticos inductivos se usan blindajes de materiales con alta permeabilidad y el trenzado de cables para bajas frecuencias. En el caso de existir campos electromagnéticos se usa la combinación de materiales con alta conductividad y alta permeabilidad como, acero galvanizado y cobre. En todos los casos, las pantallas o blindajes deben estar debidamente conectados a tierra para que las corrientes inducidas sean drenadas. CAPÍTULO 3. MARCO TEÓRICO 47 Cable Multiconductor blindado Cable Multiconductor con armadura y chaqueta. Cable Coaxial blindado. Figura 3.22. Características constructivas de los cables contra interferencias Continuidad Mecánica. Las canalizaciones metálicas y no metálicas, armaduras o cubiertas de cables, deben ser continuos entre gabinetes, cajas, accesorios u otros envolventes o cajas de salidas. Sellado de Canalizaciones. Los cables o canalizaciones dentro de los cuales la humedad o algún fluido pudieran hacer contacto con partes activas bajo tensión deben ser sellados o taponados en uno o varios extremos. La presencia de gases o vapores peligrosos puede también hacer necesario que se sellen o taponen las canalizaciones subterráneas que entren en edificaciones. Así mismo, todas las canalizaciones que penetren dentro de la sala de control de una unidad de procesos deben sellarse. Las canalizaciones que provengan del suelo deben sellarse con un sello a prueba de explosión colocado en el punto de entrada a la sala de control. Las canalizaciones cuya entrada sea a la vista deben sellarse con un sello a prueba de explosión externo a la edificación, cercano al punto de entrada. CAPÍTULO 3. MARCO TEÓRICO 48 Número y calibre de los conductores en las canalizaciones. En general, el número y el calibre de los conductores en la canalización no debe ser mayor de lo que permite la disipación del calor y la instalación y remoción de los conductores fácilmente sin producir daños a los mismos. El calibre del conductor seleccionado para cada circuito eléctrico depende de la corriente, caída de tensión, calentamiento de circuitos agrupados, capacidad de corto circuito y temperatura ambiente. Conociendo la corriente (mínimo ciento veinticinco por ciento de la corriente nominal), se selecciona el calibre del conductor según las Tablas de la Sección 310 del Código Eléctrico Nacional. El Código suministra seguridad pero no garantiza eficiencia o buena práctica, por ello, la especificación PDVSA 90619_1_082 recomienda comenzar la selección con el calibre del Código, luego verificar la caída de tensión y el efecto del calentamiento. Generalmente en tramos cortos, por ejemplo 75 m. o menos, el calibre del Código será suficiente. Pero en tramos mayores a 75 m., puede ser necesario un tamaño mayor para mantener la caída de tensión dentro de los límites permisibles (inferior al cinco por ciento entre la fuente de potencia y el punto de utilización). En este caso se debe utilizar un factor de potencia asumido para la carga. El cálculo de la caída de tensión en el caso monofásico puede realizarse a partir de la siguiente ecuación: ∆V % = 2 ⋅ donde, CAPÍTULO 3. MARCO TEÓRICO I ⋅ L ⋅ ( R ⋅ cos θ + X ⋅ senθ ) 10 ⋅ kV 49 I es la corriente por el cable en Amperes. L es la longitud en metros del cable desde la fuente de potencia hasta el punto de carga R y X, son la resistencia y reactancia del cable respectivamente, en Ohmios/metro. kV, es el voltaje de la carga en kilovoltios Para cables de señalización no es necesario realizar el cálculo del efecto de calentamiento. Sólo para cables de alimentación dispuestos en bancadas debe tomarse en cuenta esta consideración. En tramos de ductos cargados, referirse a la Guía de Ingeniería PDVSA 90619.1.084. Instalaciones Subterráneas Las instalaciones subterráneas pueden ser realizadas a través de bancos de tubos (bancadas) o directamente enterradas (trincheras) y deben cumplir con los requisitos de profundidad descritos en el CEN. El Código Eléctrico Nacional recomienda utilizar ductos o tubos plásticos para proyectos que requieran una gran cantidad de tuberías enterradas. En general, se seleccionan dos diámetros de tubos de plástico, 2” y 4”. Cable Armado. Un cable tipo AC (Armored Cable) es un conjunto de conductores aislados encerrados en una estructura metálica flexible que tiene una cinta de conexión interna de cobre o aluminio en contacto directo con la armadura a lo largo de toda su longitud. CAPÍTULO 3. MARCO TEÓRICO 50 Sistema de Bandejas Portacables (Cable Tray System). Es una unidad o conjunto de unidades o secciones, incluyendo sus accesorios asociados que forman un sistema estructural rígido utilizado para fijar firmemente o soportar cables y canalizaciones. Existen cinco tipos de bandejas portacables, a saber: tipo Escalera, tipo Fondo sólido, tipo Fondo ventilado, tipo Reja y tipo Canal o Canaleta. La bandeja portacables tipo escalera, escogida como canalización aérea en este proyecto, es una estructura de metal prefabricada que consiste en dos rieles laterales longitudinales conectados por miembros transversos individuales. Este tipo de bandeja permite la mayor ventilación de los cables en comparación a otras canalizaciones posibilitando una disipación efectiva de calor y evitando que los cables excedan el máximo de temperatura de operación. Adicionalmente es la más comercial y económica. La bandeja portacables tipo canal, es una estructura metálica prefabricada de una sola pieza que consiste en un canal con fondo ventilado o sólido, no excediendo de seis (6) pulgadas de ancho. Figura 3.23. Bandeja Portacables tipo Escalera. CAPÍTULO 3. MARCO TEÓRICO 51 Los materiales y acabado más convenientes en un sistema e bandejas portacables para una determinada aplicación dependerá de su costo, del potencial requerido contra la corrosión, y de las consideraciones eléctricas. Las bandejas de aluminio pueden desempeñarse indefinidamente con una pequeña o ninguna degradación en el tiempo, haciéndola ideal en ciertos ambientes corrosivos. También ofrece la ventaja de tener un peso muy liviano (aproximadamente el 50% de una bandeja de acero) y reducen las pérdidas eléctricas a un mínimo debido a que son no magnéticas. Los beneficios principales de las bandejas portacables de acero, son su alta rigidez y bajo costo. Las desventajas incluyen peso alto, baja conductividad eléctrica y resistencia a ala corrosión relativamente pobre si no es recubierta de alguna protección. El recubrimiento ampliamente usado para bandejas y sus accesorios es el galvanizado. Es rentable y protege contra una amplia variedad de químicos medio ambientales. Su resistencia a la corrosión está relacionada directamente con el espesor de la capa de recubrimiento y la aspereza del ambiente. Las bandejas que soporten conductores eléctricos, deben ser puestas a tierra como se indica en la sección 250 del CEN. En cuanto a la capacidad de carga de trabajo de la bandeja, esto es, su capacidad para soportar el peso estático de los cables, es equivalente a la capacidad de carga de destrucción, determinada por métodos experimentales de acuerdo con la norma NEMA VE-1, dividido por un factor de seguridad de 1.5. Estas normas, combinan nueve (9) clases de cargas, estableciéndose tres categorías de carga de trabajo y tres categorías de espaciado entre soportes, como se muestra en la Tabla II. CAPÍTULO 3. MARCO TEÓRICO 52 Tabla II. Designación carga/tramo de NEMA VE-1. 1998 Por otra parte, basado en el Código Eléctrico Nacional, Sección 392, edición COVENIN 200 del año 2005, la bandeja portacables de tamaño adecuada para una determinada aplicación depende del voltaje del sistema y del tipo de fondo de la bandeja seleccionada. En este sentido, cuando una bandeja portacables tipo escalera contiene cables de calibre menor a 4/0, la suma de las secciones transversales de todos ellos no debe superar la superficie máxima permisible, indicada en la Tabla III. Ancho Interior de la Bandeja (mm) 150,00 225,00 300,00 450,00 600,00 750,00 900,00 Área de ocupación máxima 2 permisible (mm ) 4,50 6,80 9,00 13,50 18,00 22,50 27,00 Tabla III. Área de ocupación máxima permisible de cables multiconductores en Bandejas Tipo Escalera Además, cuando una bandeja portacables tipo escalera, con una profundidad interior útil de 150 mm o menos, contiene sólo cables multiconductores de señalización o control, la suma de las secciones transversales en todos los cables en cualquier tramo de la bandeja, no debe superar el 50% de la sección transversal interna de dicha bandeja. CAPÍTULO 3. MARCO TEÓRICO 53 El espacio de reserva en las bandejas debe permitir el aumento de quince a veinte por ciento de cable para expansiones futuras. Los sistemas de bandejas requieren realizar cambios de dirección tanto en sentido vertical, como en el horizontal. Para realizar estos cambios se requieren diferentes curvas, cuyos radios de curvatura deben estar basados en los radios de curvatura que pueden tener los cables (esta información es suministrada por el fabricante del cable). En cuanto a la deflexión vertical de una bandeja portacables, ésta está sujeta al tipo de material del cual está fabricada, de las características dimensionales, de la distancia entre soportes y de la ubicación de las uniones. Bajo las limitaciones de deflexión, las aplicaciones normales no deben ser incluidas en el criterio de diseño para bandejas portacables. Sin embargo si existen condiciones anormales, el fabricante debe consultarse. Figura 3.24. Deflexión en bandejas portacables Con respecto a la selección del cable a utilizar, éste debe ser un cable tipo TC, que es un conjunto ensamblado en fábrica, de dos o más conductores aislados, con o sin conductores de puesta a tierra cubiertos o desnudos, bajo una misma chaqueta no metálica para su instalación en bandejas. Su uso, instalación y especificaciones de construcción deben corresponder a la sección 336 del CEN. CAPÍTULO 3. MARCO TEÓRICO CAPÍTULO 4 MARCO METODOLÓGICO 4.0. Introducción. Es grande la cantidad de documentos que desarrolló el Departamento de Instrumentación de JANTESA para la macolla LE de SINCOR a fin de cumplir con los objetivos planteados de la ingeniería de detalle, requiriendo para ello un equipo importante de profesionales y técnicos. Esta pasantía de grado consistió en participar (asistiendo a los ingenieros del proyecto), en el diseño detallado del sistema de instrumentación de la macolla, de manera que se pueda comprar y/o construir los elementos constitutivos y puedan ser instalados en forma lógica cumpliendo con los requerimientos técnicos de la instalación. Para ello se realizaron planos, planillas, especificaciones técnicas, en forma tal que permitan realizar a un tercero (el contratista) todos los trabajos detallados. La ingeniería de detalle se ajustó en un todo a valores y especificaciones técnicas de la ingeniería básica (admitida correcta), que debió ser sometida a una cuidadosa revisión por parte de los ingenieros de diseño de las disciplinas Instrumentación, Procesos, Tuberías, Equipos, Civil, Electricidad, Planificación y Control de Calidad. De dicha revisión, se detectaron algunas fallas y se hicieron las observaciones respectivas, proponiendo las mejoras correspondientes (esto debido a que la relación entre los que ejecutaron la ingeniería básica y JANTESA no se mantuvo directamente, sino se hizo a través de SINCOR). El diseño de la ingeniería de detalle se llevó a cabo conforme a normas y criterios de seguridad aceptados por las partes, todo esto fue discutido convenientemente al inicio del trabajo. 54 55 Además, para facilitar el trabajo de ingeniería de detalle, y por tanto realizarla en el tiempo determinado, se hizo un gran uso de documentación preelaborada, esquemas típicos adaptables a cualquier obra, de manera que una vez definida la ingeniería básica se extrajeron los documentos adecuados del archivo y se realizó sólo documentación complementaria. 4.1. Códigos, Normas y Estándares. Las especificaciones técnicas deben precisar con claridad cómo se realizarán técnicamente las tareas a cargo del contratista o cómo se debe ejecutar la procura y provisión de determinado instrumento o equipo. Por ello, todo el diseño se basó en normas, de tal manera que la sola mención de las mismas definiera correctamente la calidad deseada del producto. Las normas tomadas en consideración para el diseño de las especificaciones técnicas realizadas fueron principalmente las listadas a continuación: 1. Especificaciones PDVSA: Petróleos de Venezuela, S.A. 2. NEMA : National Electrical Manufacturers Association 3. ISA : Instrument Society Of America 4. API: American Petroleum Institute. API RP-550, RP551 5. NFPA : National Fire Protection Agency 6. ISO : International Standards Organization 7. ANSI : American National Standards Institute 8. IEC 331 Fire Resistant Characteristics of Electric Cables 9. IEEE: Institute of Electrical & Electronic Engineers 10. Código Eléctrico Nacional, Fondonorma 200, Last edition CAPÍTULO 4. MARCO METODOLÓGICO 56 Cuando los códigos, estándares o especificaciones, antes indicadas, se encontraron en conflicto al ser puestos en práctica sobre una aplicación en particular, fueron sometidas a SINCOR para su revisión, definición y/o aprobación. 4.2. Levantamiento de la información: El primer paso para el cumplimento de los objetivos de la pasantía fue la búsqueda de la información que facilitaría la obtención de los mejores resultados. Esta información se obtuvo de la Ingeniería Básica del proyecto, fase en la que se concretaron los requerimientos preliminares del cliente, las actividades, metodología de ejecución y demás documentos que contenían las especificaciones, características y funciones del sistema de control propuesto para el manejo de la nueva macolla de pozos “LE” y facilidades asociadas, incluyendo toda la instrumentación necesaria para su correcta ejecución. Paralelamente, se investigó la terminología y bases teóricas necesarias para el mejor entendimiento de la información obtenida. Además, es oportuno mencionar la asistencia a diversas charlas y cursos de adiestramiento dictados en la empresa, tales como: “Cables Conductores de Frecuencia Variable”, “Aplicación y Selección de Medidores de Nivel y Flujo”, “Cálculo y Selección de Válvulas de Control”, "Fiscalización de Hidrocarburos Líquidos y Gaseosos en Línea de acuerdo a la normativa del MEP", “Selección de Actuadores Neumáticos”, “Instrumentos de un Sistema de Detección de Llama y Gas”, entre otros. 4.3. Planos y Documentos. Los planos y diagramas son el producto final de la Ingeniería de Detalle, por ello debieron ser claros y autosuficientes para no dejar margen de creación a la obra. CAPÍTULO 4. MARCO METODOLÓGICO 57 Ejecutado un plano, el mismo se emitió a SINCOR "Para Aprobación", luego superada esta etapa con o sin observaciones, y completadas las revisiones correspondientes, se emitió "Para Construcción". Cada plano fue sometido a varias revisiones antes de su aprobación, esto obligó a definir en forma clara y adecuada las diferentes revisiones a través de una numeración secuencial (A, B,.., 0, 1…), destacándose con nubes las diferencias respecto a la revisión anterior. Las revisiones contenían dentro de una nube las modificaciones, y dentro de un triángulo se indicó la codificación de la revisión, en cada revisión se borraron las nubes de las revisiones anteriores. Durante la elaboración de un plano, se utilizó un código de colores para indicar las modificaciones que fueron consideradas necesarias sobre el documento existente. Según este código de colores para modificar un símbolo o frase, se tiene que: 1. Para eliminar se resalta la frase o símbolo en color verde. 2. Para agregarla se indica en color rojo. 3. Para hacer comentarios que no se desean plasmar en el documento, se indican en color azul. 4. Para indicar que un elemento ha sido revisado luego de una petición, se resalta en color amarillo. En lo que corresponde a otros documentos para especificaciones técnicas, valieron las mismas consideraciones que antes se detallaron para los planos en cuanto a revisiones y referencias. CAPÍTULO 4. MARCO METODOLÓGICO 58 Todos los documentos fueron emitidos en inglés y debieron tener un desarrollo claro de sus puntos, por ejemplo: objeto, alcance, características generales, características particulares, etc. Dado el procedimiento anterior, se llevaron a cabo las actividades necesarias para obtener como parte de la Ingeniería de Detalle del sistema de instrumentación del proyecto, los planos y documentos que se describen a continuación, siendo importante destacar que la metodología implementada para obtener dichos documentos se basó en los Manuales de Procedimiento de Trabajo de los Departamentos Proceso e Instrumentación, que a su vez fueron diseñados y supervisados por el Departamento de Control de Calidad de JANTESA S.A. 4.3.1. Soporte a la elaboración de Diagramas de Tubería e Instrumentación: Los diagramas de tuberías e instrumentación (DTI’s ó P&ID's) son una buena fuente de información sobre todas las variables del proceso en el sistema, así como de cada uno de los instrumentos en los lazos, ya que muestran la interconexión entre el equipo de proceso y la instrumentación necesaria para controlar dicho proceso. En la industria, un set estándar de símbolos es usado para esquematizar los procesos, y la simbología utilizada está generalmente basada en la Norma de la Sociedad de Instrumentos de América (ISA Standard S5). Los Diagramas de Tubería e Instrumentación (DTI’s) fueron elaborados por el Grupo de Procesos, mientras que los Ingenieros de diseño de Mecánica, Electricidad, Civil e Instrumentación dieron soporte a esta elaboración. CAPÍTULO 4. MARCO METODOLÓGICO 59 Específicamente, en esta pasantía se revisaron y actualizaron los planos de simbología de Instrumentación del proyecto y se incorporaron en los DTI’s de la Ingeniería Básica, los instrumentos de campo, los principales lazos de control y los diagramas auxiliares requeridos. Para ello, se hizo una revisión de la Norma ISA-S5.1 “Instrumentation Symbols and Identification” y, paralelamente se recopiló la información dada a continuación con la finalidad de cumplir con las especificaciones correspondientes: 1. Bases y Criterios de Diseño, estándares y procedimientos del cliente. 2. Diagramas de flujo de proceso. 3. Descripción del proceso. 4. Informe de levantamiento de información existente en campo. 5. Criterios de Diseño de instrumentación. 6. Bases de diseño de sistemas de control y seguridad 4.3.2. Revisión y Actualización de la Filosofía y Arquitectura de Control y Seguridad: Estos documentos complementan a los DTI’s en la descripción funcional y operacional de los sistemas de control y seguridad de procesos, equipos e instalaciones críticas. Para la emisión de estos documentos se efectuó la revisión de los preliminares de la Ingeniería Básica y se estudiaron las posibles modificaciones, tomando en cuenta las necesidades y exigencias del cliente a través de la recopilación de la siguiente información: 1. Bases y criterios de diseño, especificaciones, estándares y procedimientos del cliente. 2. Diagramas de flujo de proceso. CAPÍTULO 4. MARCO METODOLÓGICO 60 3. Descripción del proceso y narrativas de seguridad de la disciplina de procesos. 4. Diagramas de tubería e instrumentación. 5. Informe de levantamiento de información existente en campo. 4.3.3. Elaboración del Índice de Instrumentos: Este documento se emplea para la tabulación de toda la información de diseño asociada a cada instrumento de la instalación. Para su elaboración, fue necesaria la revisión de los documentos de la Ingeniería Básica y su actualización para la Ingeniería de Detalle y la recopilación de los DTI´S y otras especificaciones relacionadas al diseño de la macolla LE. A partir de la revisión antes descrita, se incorporó de manera consecuente en este documento, la siguiente información correspondiente a cada instrumento de la macolla: 1. Número de identificación (Tag). 2. Lazo del instrumento. 3. Tipo de instrumento. 4. Servicio. 5. Número de DTI donde se encuentra el instrumento 6. Ubicación del instrumento (Campo, Panel Local, Sala de Control, Centro de Control de Motores, etc.) 7. Número de línea o equipo en que se encuentra el instrumento. 8. Número de Hoja de Datos del Instrumento. 9. Diagramas de Interconexión. 10. Diagramas de Lazo. CAPÍTULO 4. MARCO METODOLÓGICO 61 4.3.4. Elaboración de la Lista de Señales: Esta lista se emplea para la tabulación de la información de diseño relacionada con las señales de cada instrumento de los sistemas de control y seguridad. Además, permite contabilizar las señales de entrada y salida de cada sistema de la instalación. La información de este documento se obtuvo de la revisión de los Diagramas de Tubería e Instrumentación y del Índice de Instrumentos. En esta lista, se presentó la siguiente información: 1. Tipo de Sistema (DCS, PLC, RTU, etc.) 2. Tipo de señal (entrada/salida, analógica/digital, discreta, serial) 3. Identificación del Instrumento asociado (tag, servicio, línea o equipo, etc.) 4. Localización e Identificación del Marshalling Panel en el que se encuentra 4.3.5. Actualización y Revisión de las Hojas de Datos: La hoja de datos es el documento que compila las características de un instrumento o equipo en un nivel de detalle suficiente para que un ingeniero experto pueda integrar el elemento a un diseño determinado. Cada una de estas es distinta dependiendo de la variable de proceso a trabajar y del tipo de instrumento a utilizar. En todas las Hojas de Datos se incorporaron, como mínimo los siguientes campos: 1. Información general del instrumento. 2. Sistema de control. 3. Niveles de transmisión. 4. Tipo de Señal. CAPÍTULO 4. MARCO METODOLÓGICO 62 5. Opciones del instrumento. 6. Modelo. 7. Fabricante 8. Material 9. Modo de operación, 10. Tipo de conexión (Proceso y Eléctricas) Para ello, antes de comenzar la revisión del documento fue necesario recopilar las Bases y Criterios de Diseño, los Diagramas de Flujo de Proceso, los Diagramas de Tubería e Instrumentación, la Lista de Señales y el Índice de Instrumentos, de tal manera que se pudiera identificar y ubicar la información requerida de acuerdo al tipo de instrumento (Transmisor/Indicador de Temperatura, de Presión, de Flujo, Válvulas, Analizadores, etc.) Para la especificación de tales instrumentos, fue necesario hacer una revisión detallada de los catálogos de los suplidores aprobados, así como mantener una comunicación continua con sus representantes calificados a fin de conocer las características de los instrumentos existentes en el mercado. 4.3.6. Actualización y Revisión de la Lista de Cables: Este documento se emplea para identificar cada uno de los cables a ser instalados en el proyecto y contabilizar las cantidades de cables requeridas, lo cual se logró al determinar la siguiente información: 1. Requerimientos de los cables a ser empleados en la instalación, de acuerdo a la Especificación de Cables y los Criterios de Diseño, los cuales definen el tipo y las características del cable (número de conductores, pantallas, etc.). CAPÍTULO 4. MARCO METODOLÓGICO 63 2. Longitudes estimadas de multicables en base a los Planos de Canalizaciones principales y a la ubicación preliminar de los equipos de instrumentación, cajas de interconexión, casetas y paneles locales, unidades paquete y centro de control. 3. Estimados preliminares de cables individuales, identificando los instrumentos y señales pertenecientes a cada caja de interconexión equipo o panel local, empleando una longitud promedio por área. 4. Terminaciones de los cables (instrumento, equipo, caja, gabinete, panel origen o destino del cable), la ruta del cable y el número de identificación del Diagrama de Cableado de campo. 4.3.7. Actualización y Revisión de los Diagramas de Interconexión. Estos diagramas representan las terminaciones de los cables de instrumentación en las cajas de interconexión, tableros y paneles locales, unidades de paquete y equipos, instalaciones eléctricas y tableros de recolección de señales de campo en el centro de control. Para la elaboración de los Diagramas de Interconexión se recopilaron los siguientes documentos: 9 Criterios de Diseño de Instrumentación. 9 Diagramas de Tubería e Instrumentación 9 Diagramas de Bloques de Sistemas. 9 Planos de Ubicación y Canalizaciones 9 Índice de Instrumentos 9 Información de suplidores de unidades de paquete, equipos, tableros de control, tableros de recolección de señales de campo CAPÍTULO 4. MARCO METODOLÓGICO 64 A partir del análisis detallado de dichos documentos se logró: 1. Identificar la caja de interconexión, tablero o panel cumpliendo la simbología de identificación establecida en el proyecto. 2. Localizar en los Planos de Ubicación y Canalizaciones todos los instrumentos de campo que requieran conexionado eléctrico, para cada unidad o sector de la planta, asociados a la caja, tablero o panel local. 3. Asignar las señales que corresponden a la caja de interconexión o regleta de tablero o panel, cumpliendo con los criterios de segregación de señales establecidos en los criterios de diseño. 4. Dimensionar el tamaño de las cajas y regletas terminales de acuerdo al número de señales asociadas y cumpliendo con las dimensiones estandarizadas de cajas y regletas terminales y los criterios de reserva aprobados para el proyecto. 5. Seleccionar e identificar los cables y multicables empleados para la interconexión de los instrumentos, cajas y tableros, de acuerdo con lo establecido en los Criterios de Diseño y/o Especificaciones de Cable. 6. Revisar la información del suplidor de los tableros de recolección de señales de campo en el Cuarto de Control, identificar los tableros de interconexión y verificar a que sistema corresponde el tablero (Control, Seguridad, Fuego y Gas, etc.) y la identificación de las regletas y los terminales. Para finalizar, los Diagramas de Interconexión se crean empleando los formatos electrónicos establecidos. Dependiendo del tamaño de las regletas terminales, se emplea un Diagrama de Interconexión para representar cada caja, tablero y panel local o, de ser necesario, pueden ser divididos en secciones empleando varios Diagramas de Interconexión. CAPÍTULO 4. MARCO METODOLÓGICO 65 4.3.8. Diseño de Diagramas de Lazos Los Diagramas de Lazos son una representación esquemática que identifica todos los componentes asociados a los lazos de control e indican los requerimientos especiales. En ellos se debe anexar la información de instrumentos, especificaciones de cables, características de las señales involucradas, sistemas de control, información de las cajas de interconexión, etc. Este documento es imprescindible a la hora de realizar las pruebas de continuidad de los lazos de control en la fase de construcción. Las actividades llevadas a cabo para el diseño y elaboración de los Diagramas de Lazos del proyecto fueron las siguientes: 1. Recopilar los siguientes documentos: 9 Criterios de Diseño 9 Diagramas de Tubería e Instrumentación 9 Diagramas de Bloques del Sistema 9 Especificación de Cables de Instrumentación 9 Diagramas de Interconexión 9 Información de suplidores de instrumentos, equipos y paquetes 2. Identificar en los Diagramas de Tubería e Instrumentación cada uno de los tipos de lazos asociados con los sistemas de control. CAPÍTULO 4. MARCO METODOLÓGICO 66 3. Empleando los Criterios de Diseño, los Diagramas de Bloques, Especificación de Cables y Diagramas de Interconexión, se debe identificar todos los componentes del lazo de control y verificar los requerimientos especiales. 4.3.9. Actualización de los Detalles de Instalación: Estos detalles son empleados para mostrar instalaciones de instrumentos, cajas de conexión, canalizaciones eléctricas, etc. Cada detalle es típico (puede ser aplicado en nuevos proyectos si corresponde) y puede referirse a varios instrumentos o equipos. En general, se preparan detalles de instalación a procesos, instalación eléctrica, instalación neumática e instalación de soportes. Los Detalles de Instalación también son empleados para el conteo de los materiales requeridos en obra y la definición de alcance del contratista del montaje. Para cumplir con este objetivo se llevaron a cabo las siguientes actividades: 1. Recopilación de información existente en campo, Criterios de Diseño de Instrumentación, Índice de Instrumentos, Librería de Detalles de Instalación típicos del Departamento de Instrumentación, Especificación de tubería y Especificaciones de Instrumentos y equipos. 2. Selección de los Detalles de Instalación típicos que aplican al proyecto y su actualización a fin de cumplir con los siguientes requerimientos: 9 Empleo de la simbología aprobada en el proyecto para la representación de los elementos que conforman cada Detalle de Instalación. CAPÍTULO 4. MARCO METODOLÓGICO 67 9 Descripción de los materiales necesarios para la instalación. 9 Selección apropiada de los materiales para la instalación, tal que cumplan con las exigencias de las condiciones de operación, especificación de tubería, clasificación de área y condiciones ambientales. 3. Verificación y completado de cantidades, códigos y descripciones de la lista de materiales de cada Detalle de Instalación, tal que correspondieran con los aprobados para el proyecto. 4.3.10 Actualización y Revisión de los Planos de Ubicación y Canalizaciones: Estos planos muestran la localización de todos los instrumentos de campo que requieren cableado, conexiones remotas a proceso, conexiones eléctricas y/o neumáticas, cajas de interconexión, canalizaciones eléctricas y neumáticas. Los Planos Preliminares de Canalizaciones Principales se elaboraron durante la Ingeniería Básica del proyecto, para establecer las rutas, accesos y requerimientos de áreas reservadas para las canalizaciones de instrumentación. Dichos planos, se emplean para soportar el proceso de contabilización de materiales y definición de alcance de contratista de montaje. Adicionalmente, exponen la distribución de equipos y cableado de señales dentro del centro de control y casetas locales. Para actualizar este documento se seleccionó y determinó la siguiente información en coordinación con las disciplinas de electricidad, civil y mecánica, minimizando así las interferencias y optimizando el tiempo de ejecución: CAPÍTULO 4. MARCO METODOLÓGICO 68 1. Ubicación del centro de control, casetas y paneles locales. 2. Requerimientos de interconexión y cableado de los equipos y sistemas de control. 3. Tipos de canalizaciones eléctricas a ser empleadas (bandejas, bancadas, zanjas, conduits, etc.) 4. Ubicación y elevación de cada instrumento y equipo tal que cumpla con el área clasificada y con los requerimientos mecánicos. CAPÍTULO 4. MARCO METODOLÓGICO CAPÍTULO 5 RESULTADOS OBTENIDOS En este capítulo se presenta, describe, analiza e interpreta una síntesis de la información obtenida, a partir de las actividades descritas en el Capítulo IV, referente al diseño y actualización del sistema de Instrumentación y Control correspondiente a la Ingeniería de Detalle de la macolla LE del proyecto “Facilidades Aguas Arriba”. Dicha información es el resultado de la revisión detallada y continua de las Bases y Criterios de Diseño, Estándares y Procedimientos suministrados por SINCOR; de la normativa aplicable (ver Sección 4.2), de los catálogos y finalmente, de las contribuciones técnicas que realizaron los suplidores aprobados de equipos e instrumentos y evidentemente, el equipo multidisciplinario de diseño de JANTESA. Cabe destacar que para los efectos de este informe no se han presentado todos los resultados y especificaciones que conforman la Ingeniería de Detalle desarrollada ya que se debe mantener una política de confidencialidad entre JANTESA y el cliente, que prohíbe la reproducción o disposición de los documentos y planos realizados. Por ello, se ha anexado sólo una muestra de los resultados obtenidos. 5.1. Conceptualización del Sistema de Control e Instrumentación. La instrumentación requerida para el control automático/manual y/o la vigilancia de la macolla, unidades de proceso y tuberías, tendrán un interfaz con el sistema SCADA. El Interfaz Hombre-Máquina (HMI) para el SCADA será localizado en la Sala de Control de la Estación Principal (MSCR). Las variables transmitidas serán recibidas por PLC’s y luego enviadas al HMI. 69 70 En cuanto al Sistema de Control asociado al SCADA, al MSCR y al cuarto de control de la macolla LE (denominado LE-PEC-1), así como el conexionado de cables de comunicación entre dicho Sistema de Control y los equipos de control en campo (PLC de unidades paquete, PLC de la macolla, Marshalling, PCPs, etc.) serán unidades de paquetes desarrolladas e instaladas por terceros especializados en el área. El tendido de cables se efectuará desde los instrumentos, equipos y/o tableros de control y señalización local perteneciente a los diferentes sistemas de control, medición y detección en campo, hasta las cajas de conexión que se indican en los planos, y de las cajas de conexión hasta la caseta de control/potencia para efectuar la interconexión de los equipos pertenecientes al sistema de supervisión y control de acuerdo a lo indicado en los planos correspondientes. 5.2. Conexiones de Instrumentos. Se definieron las siguientes pautas en cuanto a la conexión de instrumentos se refiere, de acuerdo a las bases de diseño del cliente, Especificaciones PDVSA HF-201 y la norma ASME/ANSI B 40–1. • Las conexiones para el suministro de aire, transmisión neumática y señales de control serán por roscas de ¼” de diámetro. • Las conexiones de mediciones de proceso serán por roscas de ½’’ de diámetro. • Las conexiones con conduits eléctricos para instrumentos y dispositivos montados en la zona serán por roscas hembras de ½’’ de diámetro. • Los terminales para conexiones eléctricas, incluyendo cables de extensión de termopares, será numerados e identificados para indicar la polaridad y conexiones a tierra. CAPÍTULO 5. RESULTADOS 71 5.3. Sistemas de Transmisión de Señales. De acuerdo a la conveniencia y la consecuente escogencia de instrumentos y equipos con funcionamiento eléctrico, las señales a trasmitir en los lazos de control serán sólo de tipo electrónico, instalando transductores electroneumáticos de ser necesario. (Según Especificación PDVSA K-300) La transmisión de señales analógicas será a través de corrientes por cables de 4 - 20 mA, con alimentación eléctrica de 24 Vdc, utilizando el protocolo HART; mientras que las señales digitales ON/OFF serán de 24 Vdc. 5.4. Instrumentos para medición/control de Temperatura. Los instrumentos escogidos para la medición/control de temperatura fueron los RTD’s y los de tipo bimetálico, los cuales deberán cumplir con los requerimientos listados a continuación, de acuerdo a las recomendaciones de las normas API RP 551 y PDVSA K-304: • Las escalas y rangos de temperatura fueron seleccionados para cubrir temperaturas de funcionamiento normales entre 1/3 y 2/3 de la escala, tal que los valores anormales también sean legibles. • Cada sensor será instalado dentro de un termopozo para permitir retirarlo durante la operación normal en caso de requerirse su mantenimiento. • Los medidores bimetálicos serán utilizados sólo para indicación local. • Para temperaturas inferiores a 800 ºC, el elemento primario será un RTD de platino de 3 cables con funda de acero inoxidable 316, resistencia de 100 ohmios a 0ºC, con cables de cobre trenzado para la extensión del sensor. CAPÍTULO 5. RESULTADOS 72 • Los indicadores de temperatura tendrán un diámetro de dial mínimo de 127 mm con la escala en grados Celsius, con posición ajustable a cualquier ángulo. • Los transmisores de temperatura serán capaces de soportar un sobrerango del 50% de la temperatura de funcionamiento máxima, de esta manera se prevén condiciones anormales de proceso sin que se dañe el instrumento. 5.5. Instrumentos para medición/control de Presión. Los instrumentos escogidos para la medición/control de presión, a partir de las recomendaciones de las Especificaciones PDVSA K-301, fueron los manómetros mecánicos tipo tubo de Bourdon, los manómetros con diafragma y las placas orificio, cuyo diseño arrojó las características listadas a continuación: • El rango seleccionado es aquel en el que el punto normal de operación se encuentra aproximadamente en la mitad de la escala y la máxima presión de proceso no excede el 80% del rango de indicación del instrumento. De esta manera se prevén condiciones anormales de proceso sin que se dañe el instrumento. • Todos los instrumentos montados en campo serán adecuados para instalación en pared o en tubos verticales. • Todos los instrumentos montados en paneles tendrán carcazas instalables en soportes con conexiones de alivio de presión al reverso. • La indicación local de presión estará provista con elementos de medición tipo "Bourdon", con vidrio a prueba de rompimiento y disco de explosión posterior. • Todos los elementos de medición en fluidos viscosos (>10cSt), fluidos con sólidos en suspensión, servicios tóxicos y corrosivos, estarán provistos con sellos de diafragma. CAPÍTULO 5. RESULTADOS 73 • Los rangos de supresión/elevación de cero serán utilizados para mejorar la precisión y legibilidad de la medición. 5.6. Instrumentos para medición/control de Flujo. Los instrumentos seleccionados para la medición/ control de flujo, a partir de las recomendaciones de las Especificaciones PDVSA K-302, fueron el medidor de flujo ultrasónico, el tipo rotámetro y las placas orificio. 5.7. Válvulas de Control. Se utilizarán válvulas tipo Globo, roscadas, de acero al carbono y los elementos en contacto con el fluido (trim) serán de acero inoxidable 316. Dichas válvulas serán operadas por suministro de aire. Cumpliendo con la normativa aplicable (PDVSA K-332, K333, entre otras), las válvulas se dimensionaron para la mínima, normal y máxima condición de operación para asegurar que la válvula opere entre el 17 y 90 por ciento de apertura. Además se convino la utilización de sellos de fuelle para prevenir posibles fugas de fluidos tóxicos y corrosivos, y de colectores “bypass” para asegurar la continuidad del fluido si se requiriera mantenimiento. 5.8. Actuadores y Otros Instrumentos. Otros instrumentos deberán cumplir con los requerimientos listados a continuación: • Las válvulas solenoides tendrán 3 vías, con conexión ¼” NPTF, material del cuerpo acero inoxidable 316. • Todas las válvulas de control serán ajustadas con posicionadores. CAPÍTULO 5. RESULTADOS 74 • La señal de entrada será de 0.2 - 1.0 bar(g) para posicionadores neumáticos y 4 - 20 mA para posicionadores electroneumáticos. • La principal fuente de aire para instrumentos será ajustada a una presión de 6.9 bar(g). 5.9. Fuente de energía para instrumentos eléctricos. En este aspecto se convino, de acuerdo a información de suplidores de los equipos e instrumentos, criterios de diseño del cliente y normativa aplicable, que la fuente de poder de los instrumentos de campo será de 24 voltios DC, mientras que los sistemas de control (PLC’s, etc.) serán alimentados con 120 voltios AC provenientes de un sistema ininterrumpible de energía (UPS). Además, el sistema de energía eléctrica fue diseñado con una capacidad de reserva del 25%. 5.10. Material de los soportes. Los soportes de los instrumentos serán pre-fabricados y completamente ajustables a las indicaciones de los Detalles de Instalación. El material base será acero al carbono para evitar la corrosión ante las condiciones de proceso. 5.11. Controladores Lógicos Programables. Todos los PLC’s del proyecto serán diseñados de acuerdo al documento “PDVSA Engineering Specification K-360; Programmable Logic Controllers”. CAPÍTULO 5. RESULTADOS 75 5.12. Conceptualización del Sistema de Parada de Emergencia. El sistema de parada de emergencia consiste de una configuración de dispositivos cuyo propósito principal es al menos una de las siguientes acciones: • Aislar una falla proveniente de la planta de producción de hidrocarburos, equipo de procesamiento y de almacenaje. • Prevenir la ignición mediante la eliminación de sus fuentes potenciales. • El sistema de parada de emergencia actuará independientemente de los demás sistemas de control para reaccionar ante situaciones anormales durante la operación de la planta. Además, el sistema será diseñado para permitir la operación segura, arranque y mantenimiento, y para regresar la normalidad de la operación o reiniciar equipos y unidades requeridos para mitigar los daños. La lógica completa será diseñada para tener una parada segura de la unidad. 5.13. Diseño del Cableado de Instrumentos. Los cables de instrumentación serán instalados tanto en bancadas como por bandejas y canales portacables. Los cables provenientes de los dispositivos en campo deberán ser instalados a través bandejas y agruparse por tipo en las cajas de conexión y luego cableadas al cuarto de control usando cables multiconductores a través de tuberías enterradas de PVC (bancadas), mientras que el cable de fibra óptica que va desde el cuarto de control hacia el MSCR deberá ser instalado en el mismo poste para tendido eléctrico. El tendido de Bandejas Portacables asociado a la Macolla LE, se realizará sobre los mismos durmientes dispuestos para el tendido de tuberías hasta la caseta de control/potencia de la Macolla. La escogencia del uso de bandejas portacables en lugar de conduits se explica CAPÍTULO 5. RESULTADOS 76 debido a ventajas en cuanto a la conveniencia en la instalación y mantenimiento, en la seguridad de la planta, así como ventajas de tipo económico. Las bandejas fueron seleccionadas de acuerdo a las consideraciones de dimensionamiento presentadas en el Marco Teórico de este informe, resultando bandejas portacables tipo Escalera de acero galvanizado, servicio Pesado de 125 mm de alto, y el ancho requerido de acuerdo al número y tamaño de los cables. Los soportes de bandejas portacables deberán ser instalados cada 3,0 m. de acuerdo al plano de canalizaciones eléctricas del proyecto. Además, estas bandejas llevarán tapas a fin de proteger los cables contra daños ambientales y mecánicos. Todos los cables deberán ser conectados por medio de terminales, excluyendo el uso de empalmes. Con respecto a la ruta del cableado subterráneo, ésta fue seleccionada para evitar la filtración de agua contaminada o químicos dentro de la bancada. Por otro lado, se proveerá un 25% de reserva en multiconductores y en bornes de las cajas de conexión (mínimo =1) para prever expansiones futuras de instrumentos. En cuanto a las cajas de conexión de instrumentos, éstas serán localizadas al menos 3 metros horizontales de separación de los dispositivos de campo, bombas, y otras fuentes de ignición, para garantizar en lo posible la seguridad en la operación. Los sistemas de alimentación serán circuitados separadamente del cableado de instrumentos, alarma y control para prevenir la introducción de ruidos, que se podrían generar por acople electrostático o capacitivo, acople electromagnético o inductivo, filtración de CAPÍTULO 5. RESULTADOS 77 corrientes o aterramientos indeseados. Por esta misma razón, los cables de alimentación en corriente alterna serán canalizados por separado de los de corriente directa. Así mismo, se requiere que las pantallas de los cables para transmisión de señales de instrumentación sólo sean aterradas en un extremo de la conexión, a fin de evitar diferencias de potencial. La resistencia total del sistema completo de aterramiento antes de la conexión a cualquier otra edificación será en todos los casos, menor a 1ohm. Por lo que se refiere al material de los conductores para cableado de instrumentos de señal, serán de cobre estañado, mientras que el aislamiento y chaquetas serán de PVC retardante a la llama, adecuadas para soportar una temperatura de al menos 105ºC. Los cables y multicables para transmisión y transducción de señales de instrumentación serán calibre 16 AWG (0.519 mm2). La armadura será tipo cinta de acero galvanizada. Los cables de más de un (1) par de hilos serán trenzados al menos 20 veces por metro (para evitar interferencias entre pelos) y tendrán una pantalla con un conductor de cobre de drenaje. El calibre de los cables para la alimentación eléctrica del Medidor de Flujo Multifásico y del Medidor de Flujo Ultrasónico, fueron seleccionados de acuerdo al cumplimiento de los criterios de ampacidad, caída de tensión y efecto del calentamiento que fueron explicados en el Capítulo III, obteniéndose cables de calibre 8 AGW y 10 AWG respectivamente. Todos los cables tendrán aislamiento de 300 Voltios, de acuerdo con los niveles de tensión de los circuitos y con las recomendaciones de los fabricantes. CAPÍTULO 5. RESULTADOS 78 Los cables de control, incluyendo aquellos para circuitos de pulsadores (pushbottoms), circuitos de control de instrumentos, etc., serán de color negro el positivo y blanco el negativo, mientras que los cables de alimentación de los instrumentos serán rojos. Los cables de aterramiento serán desnudos o tendrán una cubierta verde. Acerca de los cables de fibra óptica, éstos fueron especificados en conformidad con el artículo 770 del CEN. Mientras que todos los cables que se encuentran en áreas clasificadas cumplirán con el Artículo 501-5 del CEN. Por último, se tiene que la selección de los cables, canalización y ruteo cumple con las recomendaciones de las Normas PDVSA N-201, el Capítulo 3 del CEN, y la Especificación PDVSA 90619.1.057. 5.14. Sistema de Alarma. El sistema de alarma será de tipo audible y visual para alertar al personal de operación de cualquier anormalidad en el proceso. Para ello, se clasificaron las alarmas en tres categorías: • Nivel de alarma Nº 1: Indica al personal la ocurrencia de anormalidades que requieren acciones inmediatas del operador para prevenir catástrofes. • Nivel de Alarma Nº 2: Indica la ocurrencia de anormalidades que requieren acciones oportunas del operador para prevenir conflictos en el proceso o daño de algún equipo. • Nivel de Alarma Nº 3: Indica la ocurrencia de anormalidades que requieren acciones del operador pero no plantean amenaza al proceso o a algún equipo. CAPÍTULO 5. RESULTADOS 79 5.15. Documentos Obtenidos. A partir de las actividades descritas en el marco metodológico y en conformidad con los fundamentos de diseño descritos en los puntos anteriores de este capítulo, se realizaron y/o actualizaron los siguientes documentos y planos que forman parte de la Ingeniería de Detalle del proyecto. 5.15.1. Diagramas de Tuberías e Instrumentación. Tal como se menciona en la teoría, se pudo evidenciar a lo largo de esta pasantía, que estos diagramas (DTI’s) constituyen un material valioso para indicar la interconexión entre el equipo de proceso y la instrumentación necesaria para controlar dicho proceso. Estos planos son el producto de una constante comunicación interdisciplinaria entre ingenieros de diseño del grupo de Procesos, Mecánica e Instrumentación, donde los aportes de cada uno fueron bien definidos. Los DTI’s actualizados fueron los siguientes: ; Piping and Instrument Diagram. Wellhead Fluids. Ver Anexo A. ; Piping and Instrument Diagram. MPFM ; Piping and Instrument Diagram. Well PCP with Phoenix data logger ; Piping and Instrument Diagram. Instrument Tag Number List ; Piping and Instrument Diagram. Gas System ; Piping and Instrument Diagram. Chemical Injection Package ; Piping and Instrument Diagram. Safety System CAPÍTULO 5. RESULTADOS 80 5.15.2. Filosofía de Control. Este documento describe la narrativa funcional de los Sistemas de Control, Seguridad, Recolección de Datos, Fuego y Gas, y Sistemas de Comunicación, sin profundizar en la especificación de los PLC’s, SCADA ni del HMI ya que dicha especificación, diseño y configuración es desarrollada por otra empresa especializada. El resultado de este documento se resume en: • La definición de tres niveles de parada de emergencia que ocurren en la macolla en respuesta a una condición determinada. Nivel de Parada Nº 1 (SD1). Este aísla la macolla del resto de la red de distribución de diluente y recolección de petróleo a través del cierre de las válvulas ESDV, las cuales están equipadas con reiniciado local, por consiguiente un operador tiene que ir a la Macolla después de un SD 1 para reiniciarlo. Todos los dispositivos deberán estar en su posición de seguridad. Nivel de Parada Nº 2 (SD2). Este aísla a todos los pozos, pero no a la macolla, de la red de distribución de diluente y recolección de petróleo cerrando las válvulas de entrada de diluente al pozo. Las bombas PCP y el inhibidor de corrosión deberán detenerse y todas las ESDV estarán abiertas. La macolla puede ser reiniciada local o remotamente. Nivel de Parada Nº 3 (SD3). Este aísla los pozos individualmente de la red de distribución de diluente y recolección de petróleo cerrando las válvulas de entrada de diluente al pozo y deteniendo la bomba del pozo. Todos los demás dispositivos CAPÍTULO 5. RESULTADOS 81 permanecerán activos o en su última posición. El pozo puede ser reiniciado local o remotamente. • El Controlador Lógico Programable (PLC) de la macolla no posee componentes redundantes, así que la falla de una fuente de energía o de un CPU causará la parada de la macolla. • La macolla puede ser operada local o remotamente desde el MSCR, pero no ambas opciones simultáneamente. • La operación remota o local de la macolla sólo puede ser seleccionada por un operador autorizado, a través de un selector suave de contraseña ubicado sobre el Panel Rápido dentro de la macolla • La automatización procurará optimizar la operabilidad minimizando la necesidad de que los operadores estén presentes en la macolla. • El iniciado en el modo Autosecuencia de la macolla sólo será aplicado si ésta está detenida en su totalidad (todas las PCP’s detenidas), en un estado seguro y si las ESDV’s no requieren ser reiniciadas. • La falla de la línea de comunicaciones de la estación principal no iniciará una parada de la macolla. Se asume que el PLC de la macolla proporciona la protección necesaria en caso de que la estación principal está detenida y exista alta presión de descarga, baja presión del cabezal de diluente o fuego dentro de la macolla. • Como parte de la autosecuencia de iniciado, un operador puede preseleccionar cuales pozos deben ponerse en marcha desde el Panel Rápido de la macolla. La opción predeterminada deberá iniciar todos los pozos. • La bomba PCP tiene su propia lógica para realizar el inicio apropiado y la secuencia de corrido para su integridad. Estará equipada con un motor/controlador de CAPÍTULO 5. RESULTADOS 82 velocidad variable (VFD) cuyo objetivo principal será cambiar el nivel de producción del pozo basado en decisiones operacionales. Este VFD será capaz de manejar todas las señales relacionadas y tendrá un puerto serie para comunicarse con el PLC de la macolla. 5.15.3. Índice de Instrumentos. Este índice constituye una herramienta confiable de acceso rápido que el personal de campo puede revisar ante cualquier eventualidad para referirse a todos los documentos y planos asociados a un instrumento determinado. Dado que el Índice de Instrumentos hace mención de otros documentos, la información que contiene es producto de su revisión y actualización continua, tal que el llenado de todos los campos estuvo sujeto a modificaciones e incorporaciones. Ver Anexo B. 5.15.4. Lista de Señales. La Lista de Señales se emplea para el dimensionamiento y soporte a la configuración de los Sistemas de Control y Seguridad a ser implementados en la instalación. Este documento contiene la información más importante asociada a las señales transmitidas hacia/desde los instrumentos (Ver Anexo C). Los instrumentos seleccionados en este proyecto sólo manejan señales electrónicas: analógicas (AI/AO), digitales (DI/DO) y de telecomunicación (Serial Link). Estas señales son recibidas por los PLC’s o por el colector de datos, posteriormente retransmitidas a un Marshalling Panel que se encontrará en el cuarto de control de la macolla llamado LE-PEC-1, y finalmente enviadas al SCADA. CAPÍTULO 5. RESULTADOS 83 5.15.5. Hojas de Datos. A partir de la revisión de los catálogos y las recomendaciones de los suplidores de instrumentos aprobados por Sincor, se obtuvieron teniendo en cuenta los criterios de diseño del proyecto, las Hojas de Datos de los instrumentos listados a continuación: ; Electronic Transmitter (Pressure Instruments) ; Control Valves Data Sheets. ; Bimetallics Temperature Gauges and Thermowells Data Sheets ; RTD’s and Temperature Transducers Data Sheets. Pressure Gauges Data Sheets ; Rotameters Data Sheet Se debe mencionar, que en cuanto a la especificación de las válvulas de control, se seleccionaron válvulas con actuador neumático en todos los casos. Este tipo de actuador, como se mencionó en el Marco Teórico es el que implica la más sencilla y rápida actuación. Por otro lado, fue necesaria la incorporación de transductores electroneumáticos, para hacer la conversión de la señal analógica de 4-20 mA a la señal de aire requerida por el actuador. La selección de los datos asociados al proceso fue el resultado de la corrida de un programa de cálculo. Por otro lado, se decidió que los valores de proceso serán en general medidos directamente mientras que los métodos indirectos sólo serán usados donde la medida directa no sea posible, ya que de esta manera se espera minimizar los errores de medición. Todos los instrumentos fueron aprobados de acuerdo a la clasificación de áreas presentada en la Sección 3.8 del Marco Teórico, y además apropiados para las condiciones de servicio (presión, temperatura, corrosión, erosión, etc.) y encapsulados adecuadamente para soportar las condiciones ambientales más severas a ser esperadas en el sitio de instalación CAPÍTULO 5. RESULTADOS 84 (lluvia, polvo, viento, ruido eléctrico o magnético, etc.). Esto limitó la selección de los modelos de dichos instrumentos, pero garantiza la seguridad y el tiempo de vida útil del instrumento. Adicionalmente, es importante hacer alusión a la enorme conveniencia del uso de la normativa aplicable, ya que permitió el llenado de estas Hojas de Datos de manera rápida y confiable, en cuanto a la selección de materiales de fabricación de los instrumentos, tipos de conexión, accesorios, exactitud y precisión adecuadas, etc. (Ver Anexo D) 5.15.6. Lista de Cables. Como puede examinarse en el Anexo E la Lista de Cables proporciona la descripción detallada de cada uno de los cables a ser requeridos para la instalación y comunicación de los instrumentos. La etiqueta o Tag con la cual se identificó cada cable, es el mismo tag del instrumento generador de la señal, de la fuente de alimentación o de la caja de conexión respectiva (sólo para multicables). La información de los demás campos de la lista se obtuvo en conformidad con el Plano de Canalización de Instrumentos, los Diagramas de Interconexión y con el diseño descrito en la sección 5.13 En general, se puede razonar que esta lista es de gran valor en la contabilización de las cantidades de cables requeridas en la fase de procura, y posteriormente será útil al personal en campo ante la toma de decisiones asociadas a un cable determinado. 5.15.7. Diagramas de Interconexión. El resultado de esta actividad, es la obtención de los planos que se listan a continuación: CAPÍTULO 5. RESULTADOS 85 ; Junction Box LE-AJB-1. Wiring Diagram. ; Junction Box LE-AJB-2. Wiring Diagram ; Junction Box LE-AJB-3. Wiring Diagram ; Junction Box LE-AJB-4. Wiring Diagram ; Junction Box LE-AJB-5. Wiring Diagram ; Junction Box LE-DJB-1. Wiring Diagram. ; Junction Box LE-DJB-2. Wiring Diagram ; Junction Box LE-DJB-3. Wiring Diagram Dichos planos, definen el conexionado de los cables eléctricos provenientes de los instrumentos en campo hacia las respectivas Cajas de Conexión, indicando el tag del cable y su código de colores para cada conductor (positivo, negativo, tierra, pantalla). Así mismo se especifica para cada regleta y bornera de la Caja, el tag del cable a ser conectado o si dicha bornera será dejada como reserva (spare). Para completar la información, se disponen los cables salientes de la Caja de Conexión en un multicable apropiado y debidamente identificado, ya que de esta forma se facilita el cableado hacia la respectiva bornera en el Marshalling Panel.Ver Anexo F Por lo descrito anteriormente, es comprensible atribuir una gran utilidad a estos diagramas, ya que no sólo simplificarán la adecuada conexión y mantenimiento de los cables en campo, sino que en la fase de diseño son imprescindibles para concluir otros documentos, como la Lista de Cables y los Planos de Ubicación y Canalizaciones. 5.15.8. Diagramas de Lazos. En el Anexo G que corresponde a uno de los diagramas de lazos elaborados, se visualiza información detallada de las conexiones eléctricas asociadas a un instrumento determinado CAPÍTULO 5. RESULTADOS 86 (en este caso, el medidor de flujo ultrasónico) así como de la continuidad de la señal desde dicho instrumento, pasando por la Caja de Conexión hasta el cuarto de control (PLC o SCADA). Dicha información puede ser interpretada siguiendo la simbología de la Norma ISA (ver Sección 3.3) y es fundamental para llevar a cabo pruebas finales de los sistemas y para labores de mantenimiento en planta. Los planos obtenidos de esta actividad fueron los siguientes: ; Cluster LE. Analog Input. Loop. Diluent to well Nº1/ 2/ 3/ 4/ 5/ 6 ; Cluster LE. Analog Input. Loop. Well Nº 1/ 2/ 3/ 4/ 5/ 6 PCP Casing Pressure. ; Cluster LE. Analog Input. Loop. Well Nº 1/ 2/ 3/ 4/ 5/ 6 PCP to Prod. Header ; Cluster LE. Analog Input. Loop. From Gas Test Header. ; Cluster LE. Analog Input. Loop: LE-12-F-. Diluent to cluster ; Cluster LE. ESD Valve. Loop: LE-12-ESDV-. Diluent to Cluster ; Cluster LE. ESD Valve. Loop: LE-10-ESDV-. Cluster Fluids to Gathering Network ; Cluster LE. Discrete Signal. Loop: LE-12-FV-. Diluent to well Nº 1/ 2/ 3/ 4/ 5/ 6 5.15.9. Detalles de Instalación. En los Anexos H e I puede apreciarse que estos documentos se refieren a ilustraciones detalladas de la instalación apropiada de los instrumentos o cables a ser usados en el proyecto. Para facilitar el desarrollo de la Ingeniería de Detalle, JANTESA dispone de detalles de instalación típicos para ciertos instrumentos, por lo que a efectos de esta pasantía sólo fue necesario ajustar estos bocetos a los requerimientos especificados durante la fase de diseño, y a las recomendaciones de instalación reportadas por los suplidores/fabricantes de tales instrumentos. CAPÍTULO 5. RESULTADOS 87 Los detalles se realizaron únicamente para los instrumentos que requieren compra de materiales para su instalación. En caso contrario se utilizarán los manuales del fabricante. Los Detalles de Instalación obtenidos fueron los siguientes: ; Instrument Installation Detail. ESD Valve &Solenoid Valves ; Instrument Installation Detail. Diaphragm Actuated Valve& E/P Positioner ; Instrument Installation Detail. On/Off Valves ; Instrument Installation Detail. Rotameter. Flanged connection ; Instrument Installation Detail. Flow Transmitter in liquid service. ; Instrument Installation Detail. RTD & Temperature Transmitter ; Instrumentation Duct Bank and Stub Up Details. Finalmente, es importante resaltar el valor práctico de estos documentos en las fases de diseño, procura y construcción, ya que constituyen una gran herramienta para la cuantificación y especificación de los materiales de instalación requeridos, a la vez que proporcionan un gráfico detallado para el contratista de montaje. 5.15.10. Plano de Canalización y Ubicación de instrumentos. En este plano se muestra la localización en campo de todos los instrumentos que requieren cableado, conexiones eléctricas y/o neumáticas, cajas de interconexión, canalizaciones eléctricas y neumáticas. Así mismo, se identifican adecuadamente las cajas de conexión, las bandejas portacables, los cables a ser canalizados, y se indican las notas pertinentes. Para mantener la legibilidad y claridad en el plano, se ilustran los instrumentos y cableado correspondientes a un solo sótano de pozo (ya que este conexionado es típico y CAPÍTULO 5. RESULTADOS 88 aplica sin variaciones para todos los pozos de la macolla). Por ello, se presenta una tabla (Well Cellars Instrument Tag Number) que permite reconocer los instrumentos que se encontrarán en el resto de los pozos. Ver Anexo J. Otro factor que es importante destacar y que puede verificarse en este plano, es que la información reflejada debe mantenerse libre de contradicciones con respecto al resto de los documentos de la Ingeniería de Detalle, especialmente en la información obtenida de los Diagramas de Interconexión, Lista de Cables, Detalles de Instalación de Bancadas e Instrumentos Eléctricos y Planos de Alimentación Eléctrica. CAPÍTULO 5. RESULTADOS CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES En primer lugar se puede concluir que se logró cumplir con los objetivos propuestos en esta pasantía de grado, esto es, el desarrollo de los documentos planteados en el alcance de la Ingeniería de Detalle, en el área de Instrumentación, de una macolla de 16 pozos productores de petróleo y gas, ubicada al sur del Estado Anzoátegui, cumpliendo con los Criterios de Diseño de SINCOR (el cliente) y con los estándares de calidad de JANTESA. Esta Ingeniería de Detalle consistió en la especificación en los documentos respectivos, de la instrumentación necesaria para la operación óptima de la macolla, apoyándose con los documentos generados en la Ingeniería Básica. Por otra parte, es conveniente mencionar la importancia de cada uno de los documentos que fueron elaborados, ya que éstos compilan las características de cada uno de los instrumentos en los lazos, la descripción de las señales de entrada y salida de cada sistema de la instalación, la descripción y localización de los cables, las cajas de interconexión y los instrumentos, así como la descripción funcional de los sistemas de control. Todos estos documentos debieron ser actualizados y comparados entre sí constantemente, con el propósito de asegurar que no existiesen contradicciones entre ellos y coherencia en las especificaciones dadas. Otro punto a concluir, a partir de la especificación de los instrumentos (medidores, transmisores, sensores, válvulas de control, etc.), es la diversidad de modelos y fabricantes que están disponibles en el mercado. Es por esto, que la selección técnica apropiada de dichos instrumentos requiere no sólo del conocimiento preciso de las condiciones del proceso, sino también de la revisión de múltiples catálogos y tecnologías, para que el resultado obtenido 89 90 esté en conformidad con las preferencias del cliente y con los códigos, normas y estándares aplicables. Es fundamental reflexionar en cuanto al cumplimiento de estas normas, sobre el valor práctico que su uso implica, pues son una herramienta que permite la selección rápida de tecnologías, procedimientos, materiales, etc., a la vez que garantiza la calidad y seguridad deseada del producto. Igualmente se tiene que durante el desarrollo de la Ingeniería de Detalle, es menester mantener una comunicación interdisciplinaria abierta y constante, que dé lugar al resultado óptimo tanto para el sistema de instrumentación como para las tareas a cargo del resto de las disciplinas (Tuberías, Equipos, Procesos, Civil, Electricidad) de tal manera que el resultado global sea congruente. En lo que respecta a las especificaciones técnicas obtenidas, las siguientes conclusiones son pertinentes: 9 Las señales a trasmitir en los lazos de control serán eléctricas instalando transductores electroneumáticos en ciertos instrumentos. La escogencia de este tipo de señales en lugar del uso de señales neumáticas o hidráulicas, se debe a la conveniencia en la instalación y al ahorro estimado en costos. 9 Los instrumentos escogidos para la medición y/o control de temperatura, presión y flujo cuentan con las características constructivas idóneas para la aplicación correspondiente. Adicionalmente, el rango de operación especificado prevé condiciones anormales de proceso sin que se dañe el medidor. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 91 9 El sistema de parada de emergencia es aquel que actúa ante fallas de equipos, activación de fuentes potenciales de incendio, u otras situaciones anormales durante la operación de la planta. Además, está diseñado para tener una parada segura de la unidad y mitigar los daños. 9 Existen diversos métodos de cableado aprobados por el CEN, no obstante, la selección apropiada depende del tipo de aplicación y de las ventajas comparativas que cada uno ofrezca. En cualquier caso, es indispensable realizar el estudio pertinente para prevenir la ignición, introducción de ruidos, filtración de corrientes, aterramientos indeseados y filtración de agua contaminada o químicos dentro de la canalización. 9 Tanto el sistema de alimentación eléctrica como las canalizaciones para instrumentación deben ser diseñados con cierta capacidad de reserva de acuerdo a las recomendaciones de la norma. Igualmente, es oportuno vincular los conocimientos que se adquirieron en esta pasantía con los obtenidos durante la carrera universitaria, especialmente en las cátedras de Física, Instalaciones en Media y Baja Tensión, Instalaciones Eléctricas, Teoría Electromagnética, Sistemas de Control, Taller de Proyectos, Instalaciones en Alta Tensión, entre otras, que en conjunto permitieron la comprensión y el acoplamiento de los procedimientos, criterios y tecnologías que fueron estudiadas para el diseño de este proyecto. Por otro lado y para finalizar este informe, se dan las siguientes recomendaciones, a fin de optimizar el trabajo desarrollado en futuros proyectos: ¾ Consultar cuidadosamente las Normas, Códigos y Estándares nacionales e internacionales aplicables al proyecto desarrollado, con la finalidad de CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 92 garantizar la calidad del producto y a su vez aprovechar la conveniencia práctica de su uso. ¾ Consultar oportunamente el Manual de Procedimientos de Trabajo de la empresa, para así minimizar las inconformidades en los documentos emitidos y utilizar el tiempo de trabajo eficientemente. ¾ Revisar constantemente los documentos realizados, para evitar que cambios de criterios generados por el cliente o emisiones superadas arrastren errores de información. ¾ Comparar la información presentada en cada uno de los documentos elaborados, de tal manera que exista total congruencia entre ellos. ¾ Prestar la adecuada atención a los comentarios y decisiones del resto de las disciplinas que participen en el proyecto, a fin de minimizar interferencias o desacoples en el diseño. ¾ Implementar un plan de mantenimiento preventivo y de calibración una vez que se hayan puesto en macha los equipos e instrumentos. ¾ Disponer de un software que optimice el tiempo de trabajo invertido en la incorporación y actualización de información en los documentos, esto es, una base de datos dinámica que sea accesible (bajo los permisos necesarios) para todas las disciplinas involucradas en el diseño. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS: 1. www.jantesa.com.ve 2. www.sincor.com 3. Sincor. Upstream Surface Facilities Project. Main Station and Clusters. Design Basis Specification. 4. Bradley. (1992) Petroleum Engineering Handbook. Society of Petroleum Engineers. USA. 5. Maizo, Marjorie (2005).Ingeniería de Detalle del Sistema de Instrumentación y Control de nuevo Patio de Tanques de Almacenamiento de Orimulsión. Trabajo Final de Grado. UNEXPO. Caracas 6. Creus, Antonio. (1978) Instrumentación Industrial. Boxairen. España 7. JANTESA S.A. Manual de Instrumentación. Venezuela. 8. INSTRUMENT SOCIETY OF AMERICA. (1992) Instrumentation Symbols and Identification ISA-S5.1. ISA USA. 9. León, Khrystian. (2002). Multiphase Flow Meter. Roxar 10. Codelectra-Fondonorma 200 (2005). Código Eléctrico Nacional. Venezuela. 11. GEDISA. (2001) Manual de Canalizaciones por Sistemas de Bandejas Portacables. Venezuela 12. JANTESA S.A. (2003) Manual de Procedimientos de Trabajo del Departamento de Instrumentación y Telecomunicaciones. Venezuela. 93 GLOSARIO DE TÉRMINOS: ALARMA: Es un dispositivo o función que detecta la presencia de una condición anormal por medio de una señal audible o un cambio visible discreto, o puede tratarse de ambas señales al mismo tiempo, las cuales tienen el fin de atraer la atención AFLUENTE: Fluido de desecho descargado por una planta. AGUAS ARRIBA: Instalaciones localizadas antes de las tomadas como referencia. En la industria petrolera, se refiere a la exploración, producción, y transporte del petróleo y gas. API: Siglas del American Petroleum Institute, organización empresarial que agrupa a toda la industria del petróleo y del gas de los Estados Unidos. Se usa la denominación “grado API” para definir la densidad del crudo y –generalmente- marca su precio en el mercado. El grado API es inversamente proporcional a la densidad del crudo para su procesamiento y directamente proporcional al costo del barril. AUTOMATIZACIÓN: Técnicas de autorregulación y autocontrol de sistemas con el objetivo de reducir la necesidad de supervisión humana en el proceso. AMERICAN WIRE GAUGE: Medida que determina el tamaño de un cable. La medida varía inversamente con el diámetro real del conductor. BITUMEN NATURAL: Porción de petróleo con una viscosidad dinámica igual o mayor a 10.000 milipascales a la temperatura del yacimiento y presión atmosférica, libre de gas. CABLE ARMADO. Cable provisto de una armadura, con el fin de darle protección mecánica. CABLE MULTICONDUCTOR: Cable generalmente de control o señalización o ambas cosas, formado por varios conductores aislados. CONTROLADOR: Es aquel instrumento que recibe la señal de medición, proveniente de un elemento primario o secundario, y la compara con una señal de referencia (set point). La diferencia entre los dos puntos representa el error del proceso, en función del cual el controlador envía una señal de control para corregir las condiciones. 94 95 CRUDO: Nombre que reciben los hidrocarburos, como el petróleo, con una viscosidad dinámica igual o menor a 10.000 milipascales a la temperatura del yacimiento y presión atmosférica, libre de gas, una vez extraídos y antes de someterlos a cualquier proceso industrial. CRUDO MESA: Hidrocarburo de 30º API y 1% de Azufre. DIGITAL: Codificación de información en formato binario (cifras 1 y 0). DILUENTE: Crudo Mesa o Nafta que se adiciona al crudo extraído para reducir su viscosidad y facilitar su transporte a través de oleoductos. ELEMENTOS PRIMARIOS: Son aquellos Instrumentos de medición, también denominados instrumentos sensores, a través de los cuales se obtiene la señal de medición, que representa el valor de la variable de proceso. Estos incluyen placas de orificio, bulbos, termopares, etc. EXPLORACIÓN: El proceso de buscar minerales, cuyas actividades incluyen revisiones geofísicas, el empleo de magnetómetros, medidores de gravedad, exploración sísmica, mapeo de superficie, taladrado exploratorio, entre otras; permitiendo a una empresa petrolera determinar si se procederá con el desarrollo y la producción. FACILIDADES: Son todas aquellas estructuras, equipos y dispositivos requeridos para llevar a cabo la producción del petróleo. FIBRA ÓPTICA: Medio de transmisión que consiste de delgados filamentos y una envolvente concéntrica que puede ser de vidrio, plástico u otro material transparente. Las señales que se transmiten son lumínicas de muy alta velocidad que son convertidos a pulsos eléctricos o bits mediante un conversor electro-óptico. INSTRUMENTOS: Dispositivos asociados al descubrimiento, señalización, observación, medición, control, o los atributos de comunicación de un proceso. MARSHALLING: Se refiere al conexionado de los cables provenientes de campo, con los paneles o gabinetes del cuarto de control. GLOSARIO 96 PAQUETE DE UNIDAD: Unidades simples o combinadas de un dispositivo o equipo provisto por un vendedor, incluyendo la instrumentación requerida. POZO: Perforación de la superficie terrestre diseñada para encontrar y extraer hidrocarburos. PROCESO: Es una operación progresivamente continua, que consiste en una secuencia de acciones controladas, cambios graduales o movimientos, dirigidos sistemáticamente hacia un determinado resultado o fin. REQUISICIÓN: Documento interno realizado por un departamento funcional para indicar los detalles de materiales, sus necesidades, rellena acciones u obtiene materiales para empleos específicos o contratos. SEÑAL ANALÓGICA: Es aquella señal que en un momento dado puede tomar infinitos valores, ya que varía de forma continua en el tiempo. SEÑAL DIGITAL: Es una señal en la que cada valor instantáneo se puede cuantificar con valores discretos. SINCRUDO: Hidrocarburo sintético, obtenido a través de un procesamiento químico del crudo extraído de una fuente natural. SISTEMA DE CONTROL: Es una combinación de componentes o dispositivos capaces de medir o sensar una o más variables de proceso, para limitar sus desviación con respecto a condiciones pre-establecidas. VISCOSIDAD: Propiedad que mide la resistencia que presenta un fluido a fluir bajo una fuerza aplicada. GLOSARIO ANEXO A. DIAGRAMA DE TUBERÍA E INSTRUMENTACIÓN. FLUIDOS DE CABEZALES DE POZOS. 97 ANEXO B. ÍNDICE DE INSTRUMENTOS. FACILIDADES AGUAS ARRIBA. MACOLLA LE 99 ANEXO C LISTA DE SEÑALES. FACILIDADES AGUAS ARRIBA. MACOLLA LE 101 ANEXO D HOJA DE DATOS RTD’s Y TRANSDUCTORES DE TEMPERATURA 103 ANEXO E LISTA DE CABLES DE INSTRUMENTACIÓN. CLUSTER LE. PÁGINA 1 105 ANEXO F DIAGRAMA DE INTERCONEXIÓN. CAJA DE CONEXIÓN LE-AJB-1. 107 ANEXO G DIAGRAMA DE LAZOS. MACOLLA LE. ENTRADA ANALÓGICA. CABEZAL DE PRUEBA DE GAS 109 ANEXO H DETALLE DE INSTALACIÓN. BANCADAS DE INSTRUMENTACIÓN 111 ANEXO I DETALLE DE INSTALACIÓN. INSTRUMENTO ELÉCTRICO 113 ANEXO J PLANO DE RUTEO Y CANALIZACIÓN DE INTRUMENTOS 115
