UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR

UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR
DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES
COORDINACIÓN DE INGENIERÍA QUÍMICA
INTEGRACIÓN DE LOS PLC ALLEN-BRADLEY Y MODICON A LA RED FTE
DEL SISTEMA HONEYWELL PKS
Por:
Andrés José Cestone Cipollitti
INFORME DE PASANTÍA
Presentado ante la Ilustre Universidad Simón Bolívar
como requisito parcial para optar al título de
Ingeniero Químico
Sartenejas, Octubre de 2009
UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR
DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES
COORDINACIÓN DE INGENIERÍA QUÍMICA
INTEGRACIÓN DE LOS PLC ALLEN-BRADLEY Y MODICON A LA RED FTE
DEL SISTEMA HONEYWELL PKS®
Por:
Andrés José Cestone Cipollitti
Realizado con la asesoría de:
Tutor Académico: Prof. Joaquín Santos Herrera.
Tutor Industrial: Ing. Henry Yánez.
INFORME DE PASANTÍA
Presentado ante la Ilustre Universidad Simón Bolívar
como requisito parcial para optar al título de
Ingeniero Químico
Sartenejas, Octubre de 2009
RESUMEN
La empresa Honeywell C.A. se caracteriza por prestar servicios en el área de automatización y
control a diversos tipos de industrias en donde todas las ramas de la ingeniería dan su aporte. Una
de las más importantes industrias a la que Honeywell le presta sus servicios es a la industria
petrolera y todas sus filiales. Honeywell en Venezuela realiza la mayoría de sus proyectos en
conjunto con PDVSA (Petróleos de Venezuela Sociedad Anónima), por ser ésta la principal
industria petrolera del país. La automatización industrial es un campo que constantemente debe ir
actualizando sus tecnologías en aras de mejorar el desempeño de las industrias petroleras, por eso
es que sus sistemas de supervisión y de adquisición de datos, deben migrarse cada cierto tiempo.
Una de las obligaciones de dicho sistema es la comunicación del mismo con dispositivos de
control pertenecientes a otras compañías de manera que se pueda intercambiar información entre
ellos para garantizar la operatividad de la industria a la cual se le presta servicio. Este proyecto
tuvo como objetivo lograr dicha comunicación en un proyecto de migración llevado a cabo en la
Planta de Fraccionamiento Jose. Además, se plantearon estrategias para que el intercambio de
información entre los sistemas fuese el más apropiado para dicha migración. Esto se obtuvo
mediante variaciones de los períodos de lectura de los controladores de las otras compañías en
orden de importancia, con especial cuidado en no sobrecargar de información los canales donde
viajaba la información de cada dispositivo, ni afectando el funcionamiento del sistema completo.
Palabras clave: sistemas, control, datos, protocolos, comunicación.
iv
AGRADECIMIENTOS Y RECONOCIMIENTOS
En primer lugar agradezco a Honeywell C.A Venezuela, por haberme brindado la oportunidad
de cursar mi pasantía en tan prestigiosa empresa.
A mi tutor industrial, Ing. Henry Yanez por haberme asistido en los momentos críticos del
proyecto ayudándome a que se resolvieran sin mayor percance. Igualmente a mi tutor académico
Prof. Joaquín Santos por haberme aceptado como pasante en tan corto aviso y sin conocerme. De
igual manera siempre mostró su disposición a ayudarme e interceder por mí como pasante.
A todo el departamento de Ingeniería HPS, en especial a los ingenieros Aldo Tavano, Luis
Serantes, Mairyn Navarro y Juan Carlos Chacón, por haber facilitado mi adaptación a su entorno
laboral y porque su trato hacia mí fue sólo de cordialidad y respeto. A los gerentes Angel Afonso
y José Barriola del departamento de PMC con los cuales también tuve la oportunidad de trabajar
y sirvieron como un aporte más a mi formación como profesional a pesar de no ser parte de mi
proyecto de grado.
Para finalizar una especial agradecimiento al Ing. Pablo Molina, con el cual tuve el placer de
trabajar día a día en el proyecto de Migración del Tren C y Área 380 del complejo Jose. Su apoyo
y enseñanzas me ayudaron a llevar a cabo mi proyecto y a aprender mucho más sobre todos los
sistemas de Honeywell, además de ser una gran persona siempre dispuesto a ayudarte sin
importar lo ocupado que esté sin jamás perder su buen humor y su estado de ánimo.
v
ÍNDICE GENERAL
RESUMEN ................................................................................................................................ iv
AGRADECIMIENTOS Y RECONOCIMIENTOS ..................................................................... v
ÍNDICE GENERAL .................................................................................................................. vi
ÍNDICE DE TABLAS ............................................................................................................. viii
ÍNIDICE DE FIGURAS ............................................................................................................ ix
LISTA DE ABREVIATURAS .................................................................................................... x
INTRODUCCIÓN ...................................................................................................................... 2
CAPÍTULO 1 ............................................................................................................................. 4
1.1 El Sr. James H. Binger .......................................................................................................... 4
1.2 Divisiones de Honeywell Incorporated .................................................................................. 7
1.3 Materiales Especializados ..................................................................................................... 7
1.4 Honeywell ACS .................................................................................................................... 7
1.4.1 Honeywell Process Solutions (HPS, soluciones en procesos) .............................................. 8
1.5 Six Sigma Plus ...................................................................................................................... 8
CAPÍTULO 2 FUNDAMENTOS TEÓRICOS............................................................................ 9
2.1 Controlador Lógico Programable .......................................................................................... 9
2.1.1 Ventajas de los PLC con respecto a controladores continuos ............................................ 10
2.2 Sistemas SCADA ................................................................................................................ 10
2.2.1 Las funciones principales del sistema SCADA ................................................................. 12
2.2.2Componentes del Sistema SCADA .................................................................................... 12
2.2.3. Transmisión de la información ........................................................................................ 14
2.3 Protocolos de comunicación ................................................................................................ 14
2.3.1 Modbus ............................................................................................................................ 15
2.3.2 Plataforma de la red de comunicación DH+ ...................................................................... 16
2.3.3 Ethernet ............................................................................................................................ 16
2.4 Comunicación serial ............................................................................................................ 18
2.4.1 Características de la comunicación serial .......................................................................... 19
2.4.2 Conectores Seriales .......................................................................................................... 20
2.4.3 Control de flujo o handshaking......................................................................................... 23
CAPÍTULO 3 DESCRIPCIÓN TECNOLOGÍAS HONEYWELL ............................................ 24
3.1 Red tolerante a fallas (Red FTE) ......................................................................................... 24
3.1.1 Niveles de la Red FTE ...................................................................................................... 26
3.1.1.1 Nivel 1 .......................................................................................................................... 26
3.1.1.2 Nivel 2 .......................................................................................................................... 27
3.1.1.3 Nivel 3 .......................................................................................................................... 28
3.1.2 Variaciones en los Niveles Jerárquicos ............................................................................. 28
3.2 Sistema Experion PKS Release 310 ..................................................................................... 29
3.2.1 Controlador de Procesos C300.......................................................................................... 31
3.2.2 Software del Sistema de Control Honeywell Experion PKS .............................................. 32
3.2.3 Herramientas de Configuración del Software Experion PKS R310 ................................... 33
3.2.3.1 Puntos de Control (Controladores C300) ....................................................................... 36
3.2.3.2
Puntos de Monitoreo (Equipos de Terceros) ............................................................ 38
CAPÍTULO 4 DESCRIPCIÓN DEL PROCESO....................................................................... 39
4. 1 El gas natural .................................................................................................................... 39
4.1.1 Reservas gasíferas en Venezuela ...................................................................................... 41
4.1.2 Mercado del gas natural.................................................................................................... 41
4. 2 Fraccionamiento del gas natural ......................................................................................... 42
vi
4.3 Sistemas de control para la industria del gas ........................................................................ 44
CAPÍTULO 5 METODOLOGÍA .............................................................................................. 46
CAPÍTULO 6 DESARROLLO RESULTADOS Y DISCUSIÓN .............................................. 51
6.1 Levantamiento de información y revisión de ingeniería ....................................................... 52
6.2 Configuración de la base de datos de los PLC en el sistema Experion .................................. 55
6.2.1 Lineamientos de identificación para canales y controladores ............................................ 56
6.2.2 Direcciones de los puntos (DH+ y Modbus) ..................................................................... 58
6.3 Configuración de los equipos de comunicación ................................................................... 59
6.3.1 Configuración Unidades terminales .................................................................................. 60
6.3.2 Configuración de Multiplexores de Puerto RS-232 ........................................................... 63
6.3.3 Configuración de Covertidores de Señal DL-3500 ............................................................ 65
6.4 Configuración de los canales de comunicación .................................................................... 67
6.4.1 Simulación de puntos SCADA en protocolo Modicon ...................................................... 67
6.4.2 Simulación de puntos SCADA en protocolo Allen-Bradley .............................................. 70
6.5 Pruebas de integración con los equipos ................................................................................ 72
6.5.1 Protocolo FAT ................................................................................................................. 72
6.5.2 Chequeo del estado del sistema Experion ......................................................................... 73
6.5.3 Estrategias de escaneo de datos ....................................................................................... 80
CONCLUSIONES .................................................................................................................... 83
RECOMENDACIONES ........................................................................................................... 85
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ....................................................................................... 86
ANEXO A ................................................................................................................................ 88
ANEXO B ................................................................................................................................ 89
ANEXO C ................................................................................................................................ 90
ANEXO D ................................................................................................................................ 91
ANEXO E................................................................................................................................. 92
ANEXO F ................................................................................................................................. 94
ANEXO G ................................................................................................................................ 95
vii
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 2.1 Función de los pines en un conector RS-232C ...................................................... …20
Tabla 3.1 Niveles de Seguridad ............................................................................................ …26
Tabla 4.1 Tipos de fraccionamiento de GNL ........................................................................ …43
Tabla 6.1 Mapeo de los Controladores Programables en Protocolo Modicon ........................... 57
Tabla 6.2 Mapeo de los Controladores Programables en Protocolo DH+ ................................. 58
Tabla 6.3 Terminal Server Canal FTE A Sala de Control Principal (Nível 2) (TS-02): ............ 61
Tabla 6.4 Terminal Server Canal FTE B Sala de Control Principal (Nível 2) (TS-02).............. 62
Tabla 6.5 Terminal Server Canal FTE A Sala de Control Remota (Nível 1) (SR-TS01) ........... 62
Tabla 6.6 Terminal Server Canal FTE B Sala de Control Remota (Nível 1) (SR-TS01) ........... 63
Tabla 6.7 Configuración Multiplexores de puerto RS-232/RS-458 .......................................... 64
Tabla 6.8 Ubicación de los Canales de Comunicación en la Arquitectura ................................ 68
Tabla 6.9 Propiedades del punto a introducir al sistema para la onda sinusolidal ..................... 74
Tabla 6.10 Controladores ubicados por el comando LISSCN .................................................... 78
Tabla 6.11 Escaneo de puntos por segundo ............................................................................... 80
Tabla E.1 Especificaciones Técnicas “Terminal Server Stallion EasyServer II”........................ 92
Tabla G.1 Protocolo de pruebas FAT para puntos provenientes de terceros .............................. 95
viii
ÍNIDICE DE FIGURAS
Figura 2.1 Conector externo de la computadora y expuesto del cable. ..................................... 20
Figura 3.1 Arquitectura típica de una Red FTE ........................................................................ 25
Figura 3.2 Esquema Nivel 1 FTE. Dispositivos protegidos por Control Firewall ............. ¡Error!
Marcador no definido.7
Figura 3.3 Esquema típico Arquitectura Nivel 2 utilizando interruptores ...¡Error! Marcador no
definido.
Figura 3.4 Esquema de comunicación entre de Redes de Nivel 2 a través de Routers de Nivel
................................................................................................. ¡Error! Marcador no definido.8
Figura 3.5 Esquema de integración de los 3 niveles de la FTE . ¡Error! Marcador no definido.9
Figura 3.6 Arquitectura típica del Sistema Experion PKS R301............................................... 30
Figura 3.7 Hardware Controlador C200 Serie C ...................................................................... 31
Figura 3.8 Hardware Controlador C300 Serie C ...................................................................... 31
Figura 3.9 Ejemplo de Módulos de Control Simple ................................................................. 34
Figura 3.10 Pantalla de Configuración Herramienta Quick Builder ........................................... 35
Figura 3.11 Despliegue de Operación en formato HMIWeb ...................................................... 36
Figura 4.1 Esquema de procesamiento del gas natural ............................................................. 40
Figura 4.2 Diagrama de flujo de proceso de fraccionamiento de gas natural ............................ 43
Figura 6.1 Base de Datos configurada en Quick Builder .......................................................... 59
Figura 6.2 Módulo Convertidor DH+ a DF1 ............................................................................ 65
Figura 6.3 Parámetros generales de la Configuración del módulo DL-3500 ............................. 66
Figura 6.4 Parámetros comunicación serial del módulo DL-3500 ............................................ 67
Figura 6.5 Pantalla de simulación protocolo Modbus (ModSim).............................................. 69
Figura 6.6 Pantalla de Ejemplo de Configuración adecuada para Canales de Comunicación .... 70
Figura 6.7 RSLogix Señales digitales para PLCs Allen-Bradley .............................................. 71
Figura 6.8 Onda Sinusoidal del Sistema EPKS Funcionando Correctamente. .......................... 75
Figura 6.9 Vista general de los canales de comunicación con terceros en el EPKS .................. 76
Figura 6.10 Pantalla del comando ejecutado LISSCN...............................................................777
Figura A.1 Arquitectura antigua Tren C y Área 380 (TDC-3000) ............................................. 88
Figura B.1 Arquitectura Nueva del Tren C y Área380 utilizando Experion ............................... 89
Figura C.1 Diagrama de bloques del tren C de la Planta Fraccionadora de Jose ........................ 90
Figura D.1 Especificaciones Técnicas de los Multipuertos MARC ........................................... 91
Figura F.1 Ficha Técnica de los convertidores DF1 a Data Highway Plus, Marca Equustek ..... 94
ix
LISTA DE ABREVIATURAS
AI:
Entradas Analógicas - “Analog Input”
ANSI:
Instituto Nacional Americano de Estándares - “American National
Standards Institute”
IOTA
Montaje del Terminal Entrada/Salida - “Input Output Terminal
Assembly”
AO
Salidas Analógicas - “Analog Output”
DH+:
Red Data Hiway Plus-AB
DI
Entradas Digitales - “Digital Input”
DO
Salidas Digitales - “Digital Output”.
FAT
Pruebas de Aceptación en Fábrica- “Factory Acceptance Test”
HG
Hiway Gateway
FTE
Tolerante a Fallas Honeywell - “Fault Tolerant Ethernet”
PLC
Controlador Lógico Programable - “Programmable Logic Controller”
HPM
Controlador Avanzado de Procesos de Alto Desempeño- “High
Performance Process Manager”
IEEE
Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos - “Institute of Electrical
and Electronic Engineers”
LCN
Red de Control Local – “Local Control Network”
EPKS
Sistema de Conocimiento del Proceso Experion -“Experion ProcessKnowledge System”
PLCG
Compuerta de Controladores Lógicos Programables - “Programable Logic
Computer Gateway”
PM
Controlador de Proceso - “ Process Manager”
PV
Variable de Proceso - “Process Variable”
TCP/IP
Protocolo de Control de Transmisión/ Protocolo de Internet - “Transmition
Control Prtocol/ Internet Protocol”
SAT
Pruebas de Aceptación en Sitio – “Site Acceptance Test”
TDC-3000
Sistema de Control Distribuido - “Total Distributed Control-3000”
TPS
Solución Total a Plantas - “Total Plant Solution”
US
Estación Universal – “Universal Station”
x
UCN
Red de Control Universal – “Universal Control Network”.
xi
INTRODUCCIÓN
Una de las principales fuentes de energía utilizada a escala mundial es el gas natural, cuyo
proceso de combustión es mucho más limpio que el de los hidrocarburos pesados. Sin embargo
desde la etapa de producción hasta la etapa de distribución el gas natural debe ser sometido a
procesos de separación física y química con la finalidad de remover impurezas y contaminantes
tales como sulfuro de hidrógeno (H2S), agua, dióxido de carbono (CO2) e hidrocarburos pesados
que causan problemas de corrosión, de transporte y almacenamiento de los mismos.
En Venezuela una de los principales complejos de procesamiento y tratamiento de gas natural
es el Complejo Criogénico de Jose. La Planta de Fraccionamiento y Despacho Jose, se encarga de
fraccionar los líquidos de gas natural (LGN) provenientes de las plantas de Extracción de San
Joaquín, Santa Bárbara y Jusepín, ubicadas en el área de Anaco y Norte de Monagas
respectivamente. Estas plantas envían el LGN a través de dos poliductos con una capacidad de
200 Mbbl/d, el producto que llega a planta es almacenado en 8 recipientes denominados balas,
desde los cuales se alimentan a los tres trenes, A, B y C, con que cuenta la planta de
fraccionamiento.
Los productos obtenidos: propano, n-butano, iso-butano, pentano y gasolina, son enviados
hacia el área de refrigeración para ser almacenados en forma refrigerada, presurizada y
atmosférica. La planta cuenta también con un terminal marino con 2 muelles, un llenadero de
camiones de 4 islas y 2 poliductos hacia la refinería de Puerto la Cruz y la Petroquímica SOCA.
Actualmente el último tren de fraccionamiento o tren C, se encuentra funcionando bajo un
sistema de control del cual es propietario Honeywell denominado TDC-3000. Dicha plataforma
es considerada por la empresa como obsoleto por su antigüedad ya que dos generaciones más
antiguo que el sistema actual de Honeywell denominado Experion, por ende, se dificulta su
mantenimiento, la obtención de repuestos aunado al hecho que cada día existen menos ingenieros
expertos que puedan dominar dicha plataforma y hacer un trabajo de calidad. Además existen
actualmente herramientas mucho más poderosas que facilitan el control total de la planta.
2
Ante esta situación, Honeywell propuso una solución que llevó como nombre “Actualización
de la Red de Supervisión y Control del Tren C y del Área de Refrigeración y Almacenaje-Planta
de Fraccionamiento de Jose”. El proyecto contempla el diseño, ingeniería, procura, pruebas de
Aceptación en Fábrica, instalación de los equipos, y pruebas de Aceptación de Sitio (Elaboradas
en Campo) de un Sistema Experion PKS R310 integrado al Controlador de Procesos C300. De
esta manera, la empresa podrá contar con un mejor sistema de control instalado con el cual se le
pueda prestar un mejor servicio al cliente.
Es de vital importancia además que la industria de los hidrocarburos cuente con el sistema de
control más confiable ya que existen innumerables factores de riesgo a nivel operacional.
Factores que, con un sistema de control obsoleto predispuesto a fallar, pueden degenerar en
accidentes. Por tratarse de la industria del gas natural, se debe tener un cuidado extra ya que se
están tratando con productos altamente volátiles lo cual aumenta el riesgo. Debe existir una
supervisión constante en variables como la temperatura y la presión de los equipos involucrados
así como las líneas de tuberías ya que al menor descuido podría ocurrir una explosión. Otra causa
por la cual se debe tener tanto cuidado, es el alto impacto económico que generaría un accidente.
Debido a que los hidrocarburos son la principal fuente de ingresos económicos y la industria del
gas cuenta con una serie de demandas que cumplir en el mercado venezolano, es de importancia
crítica que ningún accidente ocurra.
Una de las partes fundamentales de dicho proyecto y fue la comunicación de la arquitectura
propuesta (ver Anexo A) con dispositivos de terceros, es decir, controladores programables
(PLC) pertenecientes a otras empresas. Estos se encuentran bajo la plataforma de los PLC
Gateway (PLCG) los cuales servían como portales de integración para el sistema a ser migrado
TDC-3000. Debido a que este sistema está descontinuado, no se realizará ningún tipo de unión de
los dispositivos de control anteriores de Honeywell sino que se procede a cambiar a una
arquitectura completamente nueva. Sin embargo, no está estipulado que el cliente vaya a cambiar
sus dispositivos de terceros. Por ende, estos PLCG deben ser reemplazados ya que son
incompatibles con el sistema Experion. Para ello, se utilizaron dispositivos de adaptación entre
los protocolos de comunicación de los PLC y el utilizado por Honeywell conocido como Ethernet
Tolerante a Fallas (Fault Tolerant Ethernet).
El objetivo principal de este proyecto es llevar a cabo de manera exitosa la comunicación entre
el sistema Honeywell Experion PKS y aquellos dispositivos de control que no pertenezcan a la
3
empresa. Dicha comunicación es la encargada del intercambio de información (envío y recibo de
datos) entre la plataforma principal propuesta por la empresa en dicha migración y aquellos
controladores que por la función que desempeñan o por su ubicación geográfica, razones de costo
o por cualquier otra, su información no pueda ser incluida en los controladores Honeywell C300.
Para lograr que estos dispositivos se comuniquen, es necesario preparar una plataforma de
comunicación con terceros, siendo ésta la parte fundamental del proyecto. Para ello, se deben
instalar, en la sala de control, los equipos que establecerán físicamente la comunicación. Estos se
encargarán de recibir la información en el protocolo de su fuente y lo convertirán en el protocolo
apto para que puedan ser leídos por la red FTE de Honeywell y, además, dicha información será
llevada a servidores donde se establecerá la comunicación directa con los servidores principales
asegurando así un funcionamiento total de la planta.
Como objetivo secundario de la pasantía, fue la aplicación de herramientas de análisis y
revisión a los dispositivos y programas del sistema Experion con el fin de demostrar y corroborar
que la migración fue realizada exitosamente. La parte de revisión se refiere a los protocolos
necesarios para corroborar que, en efecto, la información migrada al nuevo sistema es la correcta
y aprovechar además para corregir algún error o información inútil presente en los sistemas de
control antiguos. El análisis se refiere a realizar ciertas pruebas de funcionamiento general y
específico del sistema. En cuanto al funcionamiento general, abarca a cómo funciona Experion
PKS incluyendo la comunicación con terceros, y por último el análisis específico que se refiere a
como dicho intercambio de datos se está llevando a cabo. En dicha parte, a su vez, se pueden
establecer estrategias de lectura que mejoren en última instancia la comunicación con los otros
controladores programables.
El informe comienza describiendo la empresa para la cual se realizó esta pasantía, su historia,
cuáles son sus áreas de aplicación dentro de la industria y las divisiones que la integran. Para
explicar cómo se realizó la migración de los dispositivos de terceros primero se realizó una
descripción teórica sobre control y automatización industrial. Posteriormente se describe las
tecnologías pertenecientes a Honeywell ya que son particulares a la empresa y tienen un
funcionamiento particular diferente a lo explicado teóricamente aunque es muy similar, es
necesario especificarlo. Una vez descrito lo referente a control, se procede al capítulo que
describe el proceso químico al cual se le aplicó el sistema de control, más específicamente al
fraccionamiento de los Líquidos de Gas Natural (LGN). Una vez definida la parte teórica se
4
procede a explicar la metodología de los procedimientos realizados necesarios para cumplir los
objetivos trazados en el proyecto de pasantía. Luego se explicaron dichos procedimientos, se
mostraron los resultados obtenidos y se discutieron. Por último las conclusiones sobre el trabajo
realizado y su alcance. Junto a esto, las recomendaciones pertinentes en caso que un trabajo
similar a este sea realizado en un futuro y que otras actividades podrían complementarlo.
CAPÍTULO 1
DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA
Honeywell es una corporación multinacional estadounidense que produce una variedad de
productos de consumo, servicios de ingeniería y sistemas aeroespaciales para una amplia
variedad de clientes, desde privados a corporaciones importantes.
Honeywell es una de las compañías del Fortune 500 con una mano de obra superior a 100.000
empleados y tiene su sede en Morristown (Nueva Jersey). Su actual presidente es David M. Cote
y la compañía forma parte del Índice bursátil Dow Jones.
Honeywell tiene muchas marcas que los consumidores pueden conocer y algunos de los
productos más conocidos son la gama para el hogar de termostatos y productos para el automóvil
vendidos bajo los nombres de Prestone, Fram y Autolite.
Honeywell se creó a partir de la invención del termostato de Albert Butz, en 1885 y con las
posteriores innovaciones en los motores eléctricos y los procesos de control de la Minneapolis
Heat Regulator Company desde 1886. En 1906, Mark C. Honeywell fundó Honeywell Heating
Specialty Co, Inc. en Wabash, Indiana. La compañía Honeywell se fusionó con Minneapolis Heat
Regulator Company en 1927. A partir de entonces se llamó la Minneapolis-Honeywell Regulator
Company. Honeywell fue su primer presidente y William R. Sweatt fue su primer Jefe de la Junta
Directiva. [1]
1.1 El Sr. James H. Binger
James H. Binger (1916–2004), hijo de un doctor, creció en St. Paul, Minnesota (Estados
Unidos). Se graduó en Economía en la Universidad de Yale y en Derecho en la Universidad de
Minnesota. En su graduación, se incorporó al bufete de abogados Dorsey & Whitney, del cual
Honeywell era cliente.
6
En 1943 se incorporó a Honeywell. Se convirtió en su presidente en 1961 y en su jefe de la
junta directiva en 1965. Tras esto, renovó el enfoque de ventas de la compañía, poniendo énfasis
en los beneficios antes que en el volumen de producción. Además, amplió la expansión
internacional de la compañía. También cambió el nombre corporativo de la empresa de
Minneapolis-Honeywell Regulator Co. a Honeywell.
Bajo la administración de Binger desde 1961 a 1978, expandió la compañía en campos como
la industria de armamento, la industria aeroespacial, la informática y las cámaras. Honeywell
originalmente se introdujo en el negocio de la informática con una aventura empresarial con
Raytheon, más conocida como Datamatic Corp., pero pronto, compró una parte de Raytheon
convirtiéndola en una división de Honeywell. Además, compró una pequeña corporación de
control de computadoras, renombrándola a Honeywell’s Computer Control Division. A lo largo
de la década de los 60, Honeywell fue el “Blancanieves y los Siete enanitos” de la computación.
IBM era “Blancanieves”, mientras que los enanitos, que además de Honeywell, eran Burroughs,
Control Data Corporation, GE, NCR, RCA, y Univac.
En 1990, la Honeywell’s defense division se convirtió en Alliant Techsystems, cuyas sedes
estaban en Edina, un suburbio de Minneapolis. Honeywell continuó generando productos
aeroespaciales incluyendo los motores a reacción.
En 1996, Honeywell adquirió Duracraft y comenzó a vender productos para el confort en el
hogar. Hoy, Kaz Incorporated posee ambas líneas de confort en el hogar (Duracraft y
Honeywell).
General Electric intentó adquirir Honeywell en 2002, cuando Honeywell estaba valuada en
más de 21 billones de dólares. La fusión fue permitida por las autoridades americanas pero fue
bloqueada por Mario Monti, que era comisario de la Comisión Europea. Esta decisión se basó en
que General Electric, que dominaba el comercio de los motores a reacción (liderado por el motor
de turbinas General Electric CF34), los servicios de alquiler (GECAS), y la cartera regional de
motores a reacción y la aviónica, con lo que la nueva compañía sería capaz de sacar
financieramente del mercado importantes productos y ahogar la competitividad a través de la
creación de un monopolio horizontal. En 2007, General Electric adquirió Smiths Aerospace, el
cual tiene una cartera de productos similares.
La actual “Honeywell International Inc.”, es el producto de una fusión entre AlliedSignal y
7
Honeywell Inc. en 1999. Aunque AlliedSignal fuera la mayor de las dos, la unión de las
compañías eligió el nombre de “Honeywell” para su marca de reconocimiento. No obstante, las
sedes de la corporación se consolidaron en las sedes de AlliedSignal en Morristown, New Jersey
en vez de en la histórica sede de Honeywell en Minneapolis, Minnesota. En 1991 la
‘’Honeywell’s computer division’’ fue vendida a Groupe Bull [1].
1.2 Divisiones de Honeywell Incorporated
Honeywell International Inc. es una gran empresa centrada en cuatro divisiones principales:
Aerospace Solutions (soluciones aeroespaciales), Specialty Materials (especialización en
materiales), Transportation & Power Systems (sistemas de transporte y energía) y Automation &
Control Solutions (ACS, soluciones de automatización y control). A base de fusiones y
adquisiciones, Honeywell se ha convertido en una empresa con un presupuesto de 24.000
millones de dólares y 115.000 empleados.
1.3 Materiales Especializados
El patrimonio de los materiales especializados de Honeywell comenzó con una pequeña
compañía de ácido sulfúrico a manos del químico William H. Nichols en 1870. Hacia el final del
siglo XIX, Nichols creó varias compañías y fue reconocido en la creciente industria química
americana. La visión de Nichols de una grande y mejor compañía empezó a cumplirse cuando
formó equipo con el investigador Eugene Meyer en 1920. Nichols y Meyer combinaron cinco
pequeñas compañías químicas para crear la Allied Chemical & Dye Company, que más tarde se
convirtió en la Allied Chemical Corp. y que habitualmente formó parte de AlliedSignal, el
precursor del negocio de materiales especializados de Honeywell. Meyer sirvió en la
administración presidida por Coolidge, Hoover y Truman. Tras esto, compró el periódico
Washington Post en 1933. Existen edificios con los nombres de Meyer y Nichols en las sedes de
Honeywell en Morristown, N.J. Nance Dicciani es el actual presidente y CEO de la división de
materiales especializados [1].
1.4 Honeywell ACS
Honeywell ACS es una división de 8.000 millones de dólares y más de 40.000 empleados en
todo el mundo. Surgió después de que la reorganización de la empresa combinara los
8
componentes de control y automatización industrial y control en casa y edificios. Honeywell
Automation and Control Solutions es encargado de incrementar la productividad y la eficiencia,
cuidar el medio ambiente y proteger a la gente, activos y edificios. Las tecnologias y soluciones
de automatización de Honeywell aseguran costes de mantenimiento en edificios más bajos,
hogares más confortables y mayor productividad y reducción de costes en empresas. Las
soluciones de Honeywell protegen contra intrusos, aumentan la seguridad del personal y hacen
posible un ambiente en la empresa seguro y productivo [1].
1.4.1 Honeywell Process Solutions (HPS, soluciones en procesos)
Honeywell Process Solutions ofrece soluciones de automatización de procesos industriales
para los sectores de refinación de petróleo, industria del gas, industria del papel, minería, sector
químico, farmacia y generación de Energía. Honeywell Process Solutions se encarga de mejorar
el desarrollo de las compañías productoras convirtiendo los recursos en resultados, consiguiendo
beneficios inmediatos y aportando una evolución continua a sus sistemas. Actualmente en
Venezuela, operan dos unidades de negocios de ACS, la mencionada anteriormente y Honeywell
Building Solutions (HBS, soluciones en edificios). El proyecto desarrollado para esta pasantía fue
obra de la unidad de negocio HPS ya que se trató un problema referente a la industria del gas [1].
1.5 Six Sigma Plus
Honeywell desarrolló recientemente una nueva generación de Six Sigma, denominada Six
Sigma Plus. Six Sigma es una estrategia diseñada para acelerar las mejoras en los procesos,
productos y servicios; reducir radicalmente los costes de fabricación y/o administración; y
mejorar la calidad. Logra esto centrándose principalmente en la eliminación de pérdidas y en la
reducción de defectos y variaciones. Las empresas punteras aplican esta norma a todas las
funciones de sus organizaciones (desde el diseño y la ingeniería para fabricar, hasta las ventas y
el marketing para dirigir la empresa) a fin de conseguir ahorros drásticos. Gracias a este sistema
propietario, Honeywell pone al alcance de sus empleados la técnica y las herramientas necesarias
para crear valor añadido para los clientes; mejorar procesos, productos y servicios; y hacer crecer
la empresa capitalizando el poder de Internet a través del comercio electrónico. Todas las
unidades de negocio, incluyendo ACS, deben encontrar la forma de dar soporte al programa Six
Sigma Plus [1].
CAPÍTULO 2
FUNDAMENTOS TEÓRICOS
2.1 Controlador Lógico Programable
Un controlador lógico programable (PLC), es un dispositivo electrónico que controla
máquinas y procesos. Utiliza una memoria programable para almacenar instrucciones y ejecutar
funciones específicas que incluyen control de activación y desactivación (abierto/cerrado),
temporización, conteo, secuencia, aritmética y manejo de datos.
En cualquier tipo de aplicación, el uso de los PLC ayuda a aumentar la competitividad. Los
procesos que usan este tipo de controlador incluyen: empacado, embotellado y enlatado, manejo
de materiales, sistemas de control de calefacción y aire acondicionado/construcción, sistemas de
seguridad, ensamble automatizado, líneas de pintura, tratamiento de agua, entre otros. Los PLC
se aplican a una variedad de industrias, incluyendo alimentos y bebidas, automotriz, química,
plásticos, pulpa y papel, farmacéutica y metales. De hecho cualquier aplicación que requiere de
un sistema de control puede usar un PLC. [2]
Entre las características básicas de un PLC podemos mencionar:

Capacidades matemáticas.

Instrucciones de manejo de datos.

Conteo de alta velocidad.

Rutinas de conversión BCD (código Binario Decimal Codificado) a binario.

Funcionalidad de temporizador de tambor y secuenciador.

Subrutinas e interrupciones.

Funcionalidad de temporizador de tambor y secuenciador.
10

Programación con una computadora personal.

Comunicación con otros dispositivos electrónicos
Desde el punto de vista de su papel en el sistema de control, el PLC es el soporte físico
estándar de la lógica, con capacidad de conexión directa a las señales de campo (niveles de
tensión y corrientes industriales, transductores y periféricos electrónicos) y programable por el
usuario [2].
2.1.1 Ventajas de los PLC con respecto a controladores continuos
Una de las principales ventajas de un PLC es la capacidad de adquisición y comunicación de
datos que exceden las capacidades de los relés tradicionales. Los PLC pueden colectar
información de campo para realizar informes de producción y de estado, conteo de piezas que
estén fuera de las especificaciones o que tengan defectos, conteo total de piezas, velocidades de
producción y tiempo de funcionamiento de la máquina (lo cual es valioso para operaciones de
mantenimiento periódico). Además, los PLC pueden comunicar estos datos a otros equipos de
control o a operadores en ubicaciones remotas.
El envío de las señales analógicas y discretas del PLC a los distintos receptores, se realiza a
través de buses de campo, que se refiere a redes digitales, bidireccionales, de estructura
arborescente multipunto, que conforman el sistema de transmisión de información. Estas redes
sustituyen las interconexiones punto a punto entre los componentes al controlador en la red de la
industria.
El bus es el medio físico que transmite la información dentro de una red de trabajo. Se
caracteriza por distancias limitadas en la información conducida, disminución de costos por
concepto de un cableado reducido, así como de delegar capacidades de procesos al dispositivo,
con funciones simples como de control, diagnóstico o mantenimiento. Los buses de campo se
caracterizan por contener protocolos de comunicación entre los elementos y el controlador [2].
2.2 Sistemas SCADA
Los sistemas SCADA (Supervisory Control And Data Adquisition) son aplicaciones de
programa, diseñadas con la finalidad de controlar y supervisar procesos a distancia. Se basan en
11
la adquisición de datos de los procesos remotos.
Se trata de una aplicación de programa, especialmente diseñada para funcionar sobre
ordenadores en el control de producción, proporcionando comunicación con los dispositivos de
campo (controladores autónomos, autómatas programables, etc.) y controlando el proceso de
forma automática desde una computadora. Además, envía la información generada en el proceso
productivo a diversos usuarios, tanto del mismo nivel como hacia otros supervisores dentro de la
empresa, es decir, que permite la participación de otras áreas como por ejemplo: control de
calidad, supervisión, mantenimiento, etc.
Cada uno de los dispositivos de SCADA involucran muchos subsistemas, por ejemplo, la
adquisición de los datos puede estar a cargo de un PLC el cual toma las señales y las envía a las
estaciones remotas usando un protocolo determinado, otra forma podría ser que una computadora
realice la adquisición vía un hardware especializado y luego esa información la transmita hacia
un equipo de radio vía su puerto serial, y así existen muchas otras alternativas.
Las tareas de supervisión y control generalmente están más relacionadas con el prograna
SCADA, en él, el operador puede visualizar en la pantalla del computador de cada una de las
estaciones remotas que conforman el sistema, los estados de ésta, las situaciones de alarma y
tomar acciones físicas sobre algún equipo lejano, la comunicación se realiza mediante buses
especiales o redes LAN. Todo esto se ejecuta normalmente en tiempo real, y están diseñados para
dar al operador de planta la posibilidad de supervisar y controlar dichos procesos.
Generalmente se vincula el programa SCADA al uso de un PLC ya que la acción de control es
realizada por los dispositivos de campo, por el contrario, la comunicación entre el sistema y el
operador es necesariamente vía computadora. Sin embargo, el operador puede gobernar el
proceso en un momento dado, si es necesario. Un programa SCADA debe ser capaz de ofrecer al
sistema: [3]

Posibilidad de crear paneles de alarma, que exigen la presencia del operador para
reconocer una parada o situación de alarma, con registro de incidencias.

Generación de datos históricos de las señales de planta, que pueden ser volcados
para su proceso sobre una hoja de cálculo.

Ejecución de programas, que modifican la ley de control, o incluso anular o
modificar las tareas asociadas al autómata, bajo ciertas condiciones.
12

Posibilidad de programación numérica, que permite realizar cálculos aritméticos de
elevada resolución sobre la CPU del ordenador.
2.2.1 Las funciones principales del sistema SCADA

Supervisión remota de instalaciones y equipos: Permite al operador conocer el estado de
desempeño de las instalaciones y los equipos alojados en la planta, lo que permite dirigir
las tareas de mantenimiento y estadística de fallas.

Control remoto de instalaciones y equipos: Mediante el sistema se puede activar o
desactivar los equipos remotamente (por ejemplo abrir válvulas, activar interruptores,
prender motores, etc.), de manera automática y también manual. Además es posible
ajustar parámetros, valores de referencia, algoritmos de control, etc.

Procesamiento de datos: El conjunto de datos adquiridos conforman la información que
alimenta el sistema, la cual es procesada, analizada y comparada con datos anteriores, y
con datos de otros puntos de referencia, dando como resultado una información confiable
y veraz.

Visualización gráfica dinámica: El sistema es capaz de brindar imágenes en movimiento
que representen el comportamiento del proceso, dándole al operador la impresión de estar
presente dentro de una planta real. Estos gráficos también pueden corresponder a curvas
de las señales analizadas en el tiempo.

Generación de reportes: El sistema permite generar informes con datos estadísticos del
proceso en un tiempo determinado por el operador.

Representación de señales de alarma: A través de las señales de alarma se logra alertar al
operador frente a una falla o la presencia de una condición perjudicial o fuera de lo
aceptable. Estas señales pueden ser tanto visuales como sonoras.
2.2.2Componentes del Sistema SCADA
Los sistemas SCADA requieren de varios equipos para poder cumplir las funciones para la
cual éste este diseñado, es decir, las labores de supervisión, control y adquisición de datos.
Dichos equipos son los siguientes:
13

Unidades de terminal remota (RTU por sus siglas en inglés)
Lo constituye todo elemento que envía algún tipo de información a la estación maestra, este
sistema cuenta con un microprocesador, interfaces de entrada y salida tanto analógicas como
digitales. Éstas permiten tomar la información del proceso provista por los dispositivos de
instrumentación y control en una localidad remota que las envían al sistema central. Un sistema
puede contener varios UTR siendo capaz de captar un mensaje direccionado hacia él,
decodificándolo, respondiendo si es necesario y esperar por un nuevo mensaje.

Estación maestra y computador con la interfaz hombre-máquina (HMI)
Ejecuta las acciones de mando programadas, en base a los valores actuales de las variables
medidas. La programación se realiza por medio de lógicas que ejecuta un PLC, un controlador
automático programable (PAC por sus siglas en ingles), u otra estación inteligente. También se
encarga del almacenamiento y procesado ordenado de los datos, de forma que otra aplicación o
dispositivo pueda tener acceso a ellos.
El paquete HMI para el sistema SCADA típicamente incluye un programa de dibujo con el cual
los operadores o el personal de mantenimiento del sistema pueden cambiar la apariencia de la
interfaz. En un sistema SCADA pequeño, la estación maestra puede estar en un solo computador,
A gran escala, la estación maestra puede incluir muchos servidores, aplicaciones de control
distribuido y varios clientes. [3]

Infraestructura de comunicación.
Se encarga de la transferencia de información desde el punto en donde se realizan las
operaciones, hasta el punto en donde se supervisa y controla el proceso; lo conforman los
transmisores, receptores y medios de comunicación. Igualmente, son parte importante de la
infraestructura de comunicación y el medio físico que permite el intercambio de datos entre los
instrumentos y los distintos UTR.
Los dispositivos de campo con los que se dispone en un sistema SCADA son de diversos tipos
y en cada uno de ellos existen parámetros de selección, desde el rango de trabajo, precisión,
dimensiones, precio, etc., los cuales hacen que cada sistema sea un caso particular aunque todos
ellos tienen siempre características comunes [3].
14
2.2.3. Transmisión de la información
Los sistemas SCADA necesitan comunicarse vía red, telefónica o satelital y es necesario
contar con computadoras remotas que realicen el envió de datos hacia una computadora central;
ésta a su vez será parte de un centro de control y gestión de información.
Para realizar el intercambio de datos entre los dispositivos de campo y la estación central de
control y gestión, se requiere un medio de comunicación. Existen diversos medios que pueden ser
cableados (cable coaxial, fibra óptica, cable telefónico) o no cableados (microondas, ondas de
radio, comunicación satelital).
Cada fabricante de equipos para sistemas SCADA emplea diferentes protocolos de
comunicación y no existe un estándar para la estructura de los mensajes; sin embargo, existen
estándares internacionales que regulan el diseño de las interfaces de comunicación entre los
equipos del sistema SCADA y equipos de transmisión de datos [3].
2.3 Protocolos de comunicación
El protocolo es la formalización de la comunicación de datos y se rige por normas y
convenciones entre los dispositivos en el arreglo o red. El protocolo asegura, mediante esta
normalización, una comunicación bilateral entre los componentes identificándolos a cada uno,
por ejemplo, dos computadores conectados en la misma red pero con protocolos diferentes no
podrían comunicarse jamás.
Los protocolos responden a diferentes tipos de intereses de diseño, en su mayoría establecidos
por el fabricante para su respectivo equipo, por ejemplo, Profibus perteneciente a Siemens,
Modbus de Schneider, o Data Highway Plus de Allen Bradley. También existen protocolos
abiertos a los usuarios para una determinada adecuación o mejora, los cuales son accesibles al
público con tan solo solicitarlos. El dispositivo también asegura que los equipos serán
electrónicamente compatibles, pues así, el programa logrará comunicarse de forma correcta
bilateralmente con los dispositivos de la red.
Los protocolos libres accesibles son abiertos para una determinada adecuación o mejora, así
como unos responden a cualidades especificas de una red de trabajo, como por ejemplo para
instrumentación, como Profibus y Hart, o en cambio DeviceNet y SDC están optimizados para
los mercados de los dispositivos discretos de detectores, actuadores e interruptores, donde el
15
tiempo de respuesta y repetitividad son factores críticos. Los buses de campo con mayor
presencia en el proyecto de control y automatización de la planta con la que se trabajó fueron:
Allen-Bradley, Modbus, Hart y Ethernet [4].
2.3.1 Modbus
Es un protocolo de comunicaciones diseñado en 1979 por Modicon para su gama de PLC.
Debido a que es un protocolo de comunicaciones estándar, goza de mayor disponibilidad para la
conexión de dispositivos electrónicos industriales. Las razones por las cuales el uso de Modbus es
superior a otros protocolos de comunicaciones son: es público, su implementación es fácil,
requiere poco desarrollo y maneja bloques de datos sin suponer restricciones. El medio físico de
conexión puede ser un bus semidúplex (half duplex) (RS-485 o fibra óptica) o dúplex (full
duplex) (RS-422, BC 0-20 mA o fibra óptica).
La comunicación es asíncrona y las velocidades de transmisión previstas van desde los 75 b/s
a 19200 b/s. La máxima distancia entre estaciones depende del nivel físico, pudiendo alcanzar
hasta 1200 m sin repetidores.
La estructura lógica es del tipo maestro-esclavo, con acceso al medio controlado por el
maestro. El número máximo de estaciones previsto es de 63 esclavos más una estación maestra.
Los intercambios de mensajes pueden ser de dos tipos:

Intercambios punto a punto, que comportan siempre dos mensajes: una demanda
del maestro y una respuesta del esclavo (puede ser simplemente un
reconocimiento).

Mensajes difundidos: estos consisten en una comunicación unidireccional del
maestro a todos los esclavos. Este tipo de mensaje no tiene respuesta por parte de
los esclavos y se suelen emplear para mandar datos comunes de configuración,
reinicio, etc.
El nivel de aplicación de Modbus no está cubierto por un programa estándar, sino que cada
fabricante suele suministrar programas para controlar su propia red. No obstante, el nivel de
concreción en la definición de las funciones permite al usuario la confección de programa propio
para gestionar cualquier red, incluso con productos de distintos fabricantes [4,5].
Modbus permite el control de una red de dispositivos, por ejemplo un sistema de medida de
16
temperatura y humedad, para comunicar los resultados a un ordenador. Modbus también se usa
para la conexión de un ordenador de supervisión con una RTU en sistemas SCADA. Existen
versiones del protocolo Modbus para puerto serie y Ethernet (Modbus/TCP).
2.3.2 Plataforma de la red de comunicación DH+
La Red Data Highway Plus o DH+ de Allen Bradley es una red de comunicación que permite
la integración multipunto de diversos equipos con un mismo canal de comunicación,
generalmente un cable apantallado de un par de hilos con cable de tierra. Esta red opera a 57,6
kb/s (Kilo baudios por segundo).
2.3.3 Ethernet
Es una red de área local diseñada para el intercambio de información a alta velocidad entre las
computadoras y los dispositivos locales. Posee un ancho de banda el cual permite la
comunicación a larga distancia entre los dispositivos, éste es el protocolo utilizado para la
comunicación vía internet. La norma de Ethernet fue definida por el Instituto para los Ingenieros
Eléctricos y Electrónicos (IEEE) como IEEE Standard 802.3. Adhiriéndose a la norma de IEEE,
los equipos y protocolos de red pueden interoperar eficazmente.
Para el caso de las capas físicas y de control de acceso al medio, Ethernet trabaja bajo la
filosofía CSMA siglas que corresponden a Carrier Sense Multiple Access o Acceso múltiple con
sensor de portadora. Este es un sistema en el que cada equipo escucha al cable antes de enviar
cualquier cosa a través de la red, si la red está libre, el equipo transmitirá la información, si otro
nodo ya envió información sobre la red, el ordenador espera y vuelve a intentarlo cuando este
libre.
Cuando dos ordenadores intentan transmitir en el mismo instante se produce una colisión, y
cada equipo espera una cantidad aleatoria de tiempo antes de intentar retransmitir. Con este
método de acceso es normal que haya colisiones. Sin embargo, el retraso causado por las
colisiones y la retransmisión es muy pequeño y no suele causar efecto en la velocidad de
transmisión en la red. Igualmente este método genera dudas en cuanto a la confiabilidad de que
los mensajes sean entregados en tiempo y forma.
El protocolo Ethernet permite transmitir datos a través de buses lineales, tipo estrella, o
17
topologías arborescentes. Los datos pueden ser transmitidos a través de puntos de acceso
inalámbrico, claves de pares trenzados, coaxiales o fibra óptica, una velocidad de 10 Mbps hasta
1000 Mb/s [4, 5].
Estrictamente, Ethernet se refiere a un producto que es anterior a la norma IEEE 802.3. Sin
embargo hoy en día cualquier red compatible con 802.3 se refiere a una Ethernet, la cual a través
de los años ha seguido evolucionando, surgiendo variedades de la misma, las cuales se nombra a
continuación.

10Base5
Es el estándar de la IEEE de Ethernet original, también llamado Thick Ethernet o Thicknet,
para velocidades de 10 Mbps sobre un cable coaxial grueso (10 mm) y rígido. Sin embargo es
muy resistente a interferencias externas y tiene pocas pérdidas, la distancia máxima que alcanza
es de 500 m. Actualmente 10Base5 ya no se emplea para montaje de redes locales y ha sido
sustituida casi en su totalidad, utilizándose en su lugar enlaces de fibra óptica.
El nombre se origina de las características físicas del medio, donde 10 es la velocidad en Mbps
que puede alcanzar, Base es la contracción de Baseband para indicar la banda de frecuencias
producida por una sola transmisión en un canal, y 5 son los 500 m máximos de longitud que
puede alcanzar [2].

10Base2
Se refiere a la variante de Ethernet, también llamado Thinnet, igualmente es empleado para
velocidades de 10 Mb/s y soportado sobre un cable coaxial fino (5 mm). Dominó el estándar de
10Base5 por ser más económico y simple. Sin embargo, debido a la demanda de velocidad
demandada actualmente para el intercambio de información en las redes a nivel mundial, dicho
protocolo se ha vuelto obsoleto igualmente. La distancia máxima que alcanza es
aproximadamente 200 m, aunque la óptima no supera los 185 m [5].

10BaseT
Es una variedad del protocolo de red Ethernet recogido en la revisión IEEE 802.3i en 1990
que define la conexión mediante cable de par trenzado, donde generalmente los conectores de
estos son RJ45. Son las LAN más comunes hoy en día, y pueden ser usadas por equipos nuevos
en la red sin tener que reiniciarla. La longitud máxima de cada cable alcanza hasta 100 m,
pudiendo usar repetidores que pueden ser del tipo hub o switch para crear una topología de
18
estrella [4, 5].

Ethernet de alta velocidad (Fast Ethernet)
Es un grupo de estándares utilizados en una variedad del protocolo de red Ethernet, recogido
en la revisión IEEE que define la conexión a velocidades de 100 Mb/s, se agrego el prefijo fast
para diferenciarla de la velocidad regular de 10 Mb/s. Es el estándar más utilizado a nivel
mundial, aunque no el más rápido, ya que es superado por el Gigabit Ethernet y 10 Gigabit
Ethernet.
El estándar más común es el 100BaseTX soportado sobre cable de par trenzado con terminales
de RJ45, y es soportado por la mayoría de los dispositivos Ethernet que se produce actualmente.
Tiene el mismo alcance y topología del estándar 10BaseT, por lo que tiene la ventaja de poder ser
instalada en la red actual sin cambios en la infraestructura de la red. La versión de fibra óptica de
estos estándares consigue abarcar mayor superficie sin necesidad de repetidores, alcanzando
hasta 2 km [4, 5].
2.4 Comunicación serial
La comunicación serial es un protocolo muy común (no hay que confundirlo con el Bus Serial
de Comunicación, o USB) para comunicación entre dispositivos que se incluye de manera
estándar en prácticamente cualquier computadora. La mayoría de las computadoras incluyen dos
puertos seriales RS-232. La comunicación serial es también un protocolo común utilizado por
varios dispositivos para instrumentación; existen varios dispositivos compatibles con GPIB que
incluyen un puerto RS-232. Además, la comunicación serial puede ser utilizada para adquisición
de datos si se usa en conjunto con un dispositivo remoto de muestreo.
El concepto de comunicación serial es sencillo. El puerto serial envía y recibe bytes de
información un bit a la vez. Aun y cuando esto es más lento que la comunicación en paralelo, que
permite la transmisión de un byte completo por vez, este método de comunicación es más
sencillo y puede alcanzar mayores distancias. Por ejemplo, la especificación IEEE para la
comunicación en paralelo determina que el largo del cable para el equipo no puede ser mayor a
20 m, con no más de 2 m entre cualesquiera dos dispositivos; por el otro lado, utilizando
comunicación serial el largo del cable puede llegar a los 1200 m.
Típicamente, la comunicación serial se utiliza para transmitir datos en formato ASCII. Para
19
realizar la comunicación se utilizan 3 líneas de transmisión: 1 Tierra (o referencia) 2 Transmitir,
3 Recibir. Debido a que la transmisión es asincrónica, es posible enviar datos por un línea
mientras se reciben datos por otra [6].
2.4.1 Características de la comunicación serial
Las características más importantes de la comunicación serial son la velocidad de transmisión,
los bits de datos, los bits de parada, y la paridad. Para que dos puertos se puedan comunicar, es
necesario que las características sean iguales.

Velocidad de transmisión (baud rate)
Indica el número de bits por segundo que se transfieren, y se mide en baudios. Por ejemplo,
300 baudios representan 300 bits por segundo. Cuando se hace referencia a los ciclos de reloj se
está hablando de la velocidad de transmisión. Por ejemplo, si el protocolo hace una llamada a
4800 ciclos de reloj, entonces el reloj está corriendo a 4800 Hz, lo que significa que el puerto
serial está muestreando las líneas de transmisión a 4800 Hz. Las velocidades de transmisión más
comunes para las líneas telefónicas son de 14400, 28800, y 33600. Es posible tener velocidades
más altas, pero se reduciría la distancia máxima posible entre los dispositivos. Las altas
velocidades se utilizan cuando los dispositivos se encuentran uno junto al otro, como es el caso
de dispositivos GPIB [6].

Bits de datos
Se refiere a la cantidad de bits en la transmisión. Cuando la computadora envía un paquete de
información, el tamaño de ese paquete no necesariamente es de 8 bits. Las cantidades más
comunes de bits por paquete son 5, 7 y 8 bits. El número de bits que se envía depende del tipo de
información que se transfiere. Por ejemplo, el ASCII estándar tiene un rango de 0 a 127, es decir,
utiliza 7 bits; para ASCII extendido es de 0 a 255, lo que utiliza son 8 bits. Si el tipo de datos que
se está transfiriendo es texto simple (ASCII estándar), entonces es suficiente con utilizar 7 bits
por paquete para la comunicación. Un paquete se refiere a una transferencia de byte, incluyendo
los bits de inicio/parada, bits de datos, y paridad. Debido a que el número actual de bits depende
en el protocolo que se seleccione, el término paquete se usar para referirse a todos los casos[6].ç
20

Bits de parada
Usado para indicar el fin de la comunicación de un solo paquete. Los valores típicos son 1, 1.5
o 2 bits. Debido a la manera como se transfiere la información a través de las líneas de
comunicación y que cada dispositivo tiene su propio reloj, es posible que los dos dispositivos no
estén sincronizados. Por lo tanto, los bits de parada no sólo indican el fin de la transmisión sino
además, dan un margen de tolerancia para esa diferencia de los relojes. Mientras más bits de
parada se usen, mayor será la tolerancia a la sincronía de los relojes, sin embargo la transmisión
será más lenta [6].

Paridad
Es una forma sencilla de verificar si hay errores en la transmisión serial. Existen cuatro tipos
de paridad: par, impar, marcada y espaciada. La opción de no usar paridad alguna también está
disponible. Para paridad par e impar, el puerto serial fijará el bit de paridad (el último bit después
de los bits de datos) a un valor para asegurarse que la transmisión tenga un número par o impar
de bits en estado alto lógico.
La paridad marcada y espaciada en realidad no verifican el estado de los bits de datos;
simplemente fija el bit de paridad en estado lógico alto para la marcada, y en estado lógico bajo
para la espaciada. Esto permite al dispositivo receptor conocer de antemano el estado de un bit, lo
que serviría para determinar si hay ruido que esté afectando de manera negativa la transmisión de
los datos, o si los relojes de los dispositivos no están sincronizados [6].
2.4.2 Conectores Seriales
A continuación se presentan los distintos tipos de conectores seriales presentes en este tipo de
comunicación y sus principales atributos.
Conector RS-232
RS-232 (Estándar ANSI/EIA-232) es el conector serial hallado en los computadores
personales. Es utilizado para una gran variedad de propósitos, como conectar un ratón, impresora
o modem, así como instrumentación industrial. Gracias a las mejoras que se han ido
desarrollando en las líneas de transmisión y en los cables, existen aplicaciones en las que se
aumenta el desempeño de RS-232 en lo que respecta a la distancia y velocidad del estándar. RS-
21
232 está limitado a comunicaciones de punto a punto entre los dispositivos y el puerto serial de la
computadora. El puerto de RS-232 se puede utilizar para comunicaciones seriales en distancias
de hasta 50 ft. En la figura 2.1 se muestra como es un conector RS-232 y en la tabla 2.1 qué
función cumple cada pin que contiene [6].
Figura 2.1 Pines del conector RS232
Tabla 2.1 Función de los pines en un conector RS-232C
Número de
pin
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Dirección de la señal:
Detección del portador (CD) de la señal entrante de un módem
Datos recibidos (RD) Los últimos datos de un DCE
De transmisión de datos (TD) de salida de datos a un DCE
Terminal de datos lista (DTR) de salida de la señal apretón de manos
Tierra de señal de voltaje de referencia común de
Conjunto de datos preparado (DSR), protocolo de enlace de la señal entrante
Solicitud de envío (RTS) de salida de la señal de control de flujo
Clear To Send (CTS) El flujo de señal de entrada de control
Indicador de llamada (RI) de la señal entrante de un módem
El TD (transmisión de datos) es el cable a través del cual los datos de un dispositivo. La línea
de TD se mantiene en una condición de marca por el dispositivo DTE cuando está inactivo. El
RD (recibir datos) alambre es el de que los datos son recibidos por un dispositivo.
RTS significa solicitud de envío. Esta línea y la línea CTS se utilizan cuando el “control de
flujo por hardware” está activado en tanto el DTE y dispositivos DCE. El dispositivo DTE pone
esta línea en una condición de la marca para decirle al dispositivo remoto que está dispuesto y
capaz de recibir datos. Si el dispositivo DTE no es capaz de recibir datos (normalmente debido a
que su búfer de recepción está casi lleno), pondrá esta línea en la condición de espacio como una
señal para el DCE para dejar de enviar datos. Cuando el dispositivo DTE está listo para recibir
más datos (es decir, después de los datos se ha eliminado de su búfer de recepción), se pondrá de
nuevo esta línea en la condición de marca. El complemento del alambre RTS CTS, que significa
22
Clear To Send. El DCE pone esta línea en una condición de la marca para decirle al dispositivo
DTE que está preparado para recibir los datos. Asimismo, si el DCE no es capaz de recibir datos,
pondrá esta línea en la condición de espacio. Juntas, estas dos líneas forman lo que se llama
RTS/CTS o control de flujo por hardware. De control de flujo por software utiliza caracteres
especiales de control de transmisión de un dispositivo a otro para decirle al otro dispositivo para
detener o iniciar el envío de datos. Con el software de control de flujo RTS y CTS líneas no se
utilizan.
DTR significa Data Terminal Ready por sus siglas en inglés. Su función es muy similar a la
línea RTS. DSR (Data Set Ready) es la compañía de DTR de la misma manera que la CTS es la
estrategia en tiempo real. Algunos dispositivos de serie DTR y DSR utilizan como señales para
confirmar que sólo se conecta un dispositivo y está encendida. Las líneas DTR y DSR fueron
diseñadas originalmente para proporcionar un método alternativo de intercambio de hardware.
No tendría sentido usar ambos RTS / CTS y DTR / DSR para señales de control de flujo al
mismo tiempo. Debido a esto, DTR y DSR rara vez se utilizan para el control de flujo. .
La detección de portadora (CD) y el indicador de llamada (RI) están disponibles sólo en las
conexiones con un módem.
Debido a que la mayoría de los módems de transmisión de
información de estado a una computadora personal cuando se detecta ya sea una señal portadora
(es decir, cuando se realiza una conexión a otro módem) o cuando la línea está sonando, estas dos
líneas se usan raramente [7]
Conector RS-422
RS-422 (Estándar EIA RS-422-A) es el conector serial utilizado en las computadoras Apple de
Macintosh. RS-422 usa señales eléctricas diferenciales, en comparación con señales referenciadas
a tierra como en RS-232. La transmisión diferencial, que utiliza dos líneas para transmitir y
recibir, tiene la ventaja que es más inmune al ruido y puede lograr mayores distancias que RS232. La inmunidad al ruido y la distancia son dos puntos clave para ambientes y aplicaciones
industriales [6].
Conector RS-485
RS-485 (Estándar EIA-485) es una mejora sobre RS-422 ya que incrementa el número de
dispositivos que se pueden conectar (de 10 a 32) y define las características necesarias para
asegurar los valores adecuados de voltaje cuando se tiene la carga máxima. Gracias a esta
23
capacidad, es posible crear redes de dispositivos conectados a un solo puerto RS-485. Esta
capacidad, y la gran inmunidad al ruido, hacen que este tipo de transmisión serial sea la elección
de muchas aplicaciones industriales que necesitan dispositivos distribuidos en red conectados a
un computador personal u otro controlador para la colección de datos, interface hombre-máquina,
u otras operaciones. RS-485 es un conjunto que cubre RS-422, por lo que todos los dispositivos
que se comunican usando RS-422 pueden ser controlados por RS-485. El puerto RS-485 se puede
utilizar en comunicaciones seriales de distancias de hasta 4000 ft de cable [6].
2.4.3 Control de flujo o handshaking
El método de comunicación usado por RS-232 requiere de una conexión muy simple,
utilizando sólo tres líneas: línea de envío (Tx), línea de recepción (Rx) y conexión a tierra
(GND). Sin embargo, para que los datos puedan ser transmitidos correctamente ambos extremos
deben estar sincronizados a la misma velocidad. Aún y cuando este método es más que suficiente
para la mayoría de las aplicaciones, es limitado en su respuesta a posibles problemas que puedan
surgir durante la comunicación; por ejemplo, si el receptor se comienza a sobrecargar de
información. Es en estos casos cuando el intercambio de pulsos de sincronización,
o handshaking, es útil [6].
CAPÍTULO 3
DESCRIPCIÓN DE TECNOLOGÍAS HONEYWELL
3.1 Red tolerante a fallas (Red FTE)
Es el protocolo de información utilizado por Honeywell y es definido como FTE o red
tolerante a fallas. El propósito de esta red es proveer la infraestructura necesaria para establecer
una conexión robusta y confiable con los dispositivos de control de proceso abiertos, y
adicionalmente, suministrar enlaces seguros con la red administrativa.
La red Ethernet es un tipo de red similar al estándar IEEE 802.3 y que emplea tecnología
CSMA/CD. La tecnología CSMA/CD o acceso múltiple con sensor de portadora y detección de
colisión, es un protocolo en el cual se establecen períodos alternantes de contención y transmisión
de datos. Con CSMA/CD, cada nodo de la red monitoriza la línea y transmite cuando detecta que
dicha red no está ocupada. Para evitar colisiones, los nodos esperan durante un tiempo aleatorio
distinto antes de intentar transmitir de nuevo.
Físicamente la red FTE está constituida por dos cables de par trenzado sin blindaje (UTP)
categoría 6, los cuales poseen una mejor diafonía y una señal de mejor calidad a distancias más
largas que sus antecesores los cables categoría 3. Por otra parte los cables UTP Cat. 6 están en
capacidad de manejar anchos de banda de 100 MHz. La combinación de un sistema 100 Base-TX
con cables UTP Cat. 6 permite dúplex total a 100 MHz pero limita la distancia máxima entre el
nodo y el interruptor a 100 m.
Para el sistema Experion PKS, la red principal es la red FTE; cuya función primordial no es
solamente ser tolerante a fallas, sino que también ofrece un alto desempeño, respuesta rápida,
determinismo, confiabilidad y seguridad, los cuales son requisitos indispensables en aplicaciones
industriales.
La red FTE incluye dos redes que tienen diferente dirección IP, de esta manera una segunda
25
red está disponible si la primera presenta una falla. La red FTE se estructura con dos interruptores
Ethernet conectados entre sí mediante un cable cruzado, con lo que se logra tener varias rutas de
comunicación entre dispositivos, razón por la cual no sólo soporta una falla sino también puede
soportar fallas múltiples. Este esquema requiere de tarjetas de red con puerto dual en cada uno de
los servidores, estaciones de operación y/o estaciones de ingeniería que se encuentran en el
esquema de red FTE.
Los interruptores 10/100BaseT-TX auto sensores para la red FTE, se encargan de establecer la
comunicación entre cada uno de los dispositivos conectados a la red. El sistema 100Base-TX es
un sistema duplex total, los nodos conectados a este sistema pueden transmitir a 100Mb/s y
recibir a 100 Mb/s al mismo tiempo.
Con el uso de redes tipo FTE se permite a las computadoras tener múltiples rutas de
comunicación, mejorando con esto, el rendimiento de una red tradicional Ethernet y ofreciendo
un ambiente de comunicación más seguro y confiable. Básicamente, una red de este tipo (FTE)
está conformada por tres niveles de dispositivo. En primer nivel, existen los nodos de la red o
cluster, luego interruptores que agrupan los nodos o cluster switches y un nivel superior
conformado por un interruptor que agrupa a todos los cluster switches. Además se incluyen todos
los dispositivos de control avanzado, que permitan la conexión con un sistema integrado que
previene el acceso no autorizado a/o desde una red privada (Firewall), para enlace con la red de la
planta por ejemplo. En la figura 3.1 se muestra una arquitectura típica de una Red FTE. Para el
Tren C, la Red FTE está conformada sólo por los dos primeros niveles [8].
Figura 3.1 Arquitectura típica de una Red FTE [8]
26
Los diseños de red Honeywell se adhieren estrictamente a todos los códigos eléctricos
ANSI/EIA/TIA y a los estándares BICSI de implementación de redes y cableado de datos
electrónicos.
3.1.1 Niveles de la Red FTE
En general, las redes de control de las plantas de procesos químicos poseen cuatro niveles o
capas, utilizados para definir el rango o jerarquía de cada uno de los nodos que participan dentro
de la red. La Red FTE de cualquier Sistema Experion posee todos los niveles, y aún cuando
cualquier combinación o variación de ellas es posible. A fin de mantener el mayor nivel de
seguridad, se suele utilizar la estructura expuesta en la tabla 3.1.
Tabla 3.1. Niveles de Seguridad [8]
NIVEL
Nivel 1
DESCRIPCIÓN
Control en Tiempo Real (Controladores & I/O)
Nivel 2
Control Supervisorio (Interfaz HMI, Estación de
Operación
Control Avanzado y Aplicaciones Avanzadas
(Aplicaciones de Control no críticas)
Otras Aplicaciones de la Planta
Nivel 3
Nivel 4
3.1.1.1 Nivel 1
En el Nivel 1 todos los nodos que conforman la red, constituyen el corazón del sistema, en
este nivel se llevan a cabo la implementación de lógicas de control que se transmiten
directamente a los procesos en campo. Este nivel estará formado por los controladores C300 y
los módulos de I/O ubicados en gabinetes tanto locales como remotos. Experion R310 introduce
el Control Firewall, un dispositivo que protege cada nodo C300 de información no deseada,
proveniente del nivel 2 o niveles superiores. Los controladores C300 van ordenados dentro de un
gabinete, ubicado en la sala de control de la planta. Dentro del gabinete las señales de entrada y
de salida y el controlador C300 se conectan al Control Firewall como se muestra figura 3.2 existe
un dispositivo Control Firewall para cada cable FTE (principal y redundante) [8].
27
Figura 3.2 Esquema Nivel 1 FTE. Dispositivos protegidos por Control Firewall [8]
3.1.1.2 Nivel 2
El Nivel 2 lo constituyen los Servidores Primario y Secundario, y demás nodos que sirvan
para aplicaciones especiales. Como estaciones de control, nodos ACE, y nodos PHD. Estos
nodos son utilizados como mecanismos para realizar labores de control. Pero no constituyen un
elemento crítico como lo son los dispositivos del Nivel 1. A fin de obtener protección en este
nivel se ha resuelto colocar un par de interruptores Cisco (en configuración redundante), y evitar
el posible flujo de información no deseado. En la Figura 3.3 se muestra una arquitectura típica de
nivel 2 en donde están incluidos los interruptores anteriormente mencionados los cuales se
comunicarán con el nivel 1 a través del Terminal Server o servidor terminal (enmarcado en un
recuadro rojo) [8].
Figura 3.3 Esquema típico Arquitectura Nivel 2 utilizando interruptores [8]
28
3.1.1.3 Nivel 3
El Nivel 3 lo constituyen todas las subredes que pudieran conformar la red general de la Planta.
Por eso, y con el objeto de cumplir con las mejores estrategias de control, la comunicación entre
las diferentes subredes FTE deben de permitirse, garantizándose la comunicación entre
servidores. Como se puede ver en la figura 3.4 existe un dominio que controla, denominado
Domain Controller o controlador de dominio todo el paso de información entre redes, enmarcado
en un recuadro rojo, permitiéndoles comunicarse entre sí pero a la vez proporcionando protección
a través del firewall (recuadro morado). La comunicación entre redes se da sin embargo por los
Routers que se conectan de igual manera por FTE, enmarcados en un cuadro azul [8].
Figura 3.4 Esquema de comunicación entre de Redes de Nivel 2 a través de Routers de
Nivel 3 [8]
3.1.2 Variaciones en los Niveles Jerárquicos
En algunos casos debido a limitaciones geográficas se hace necesario introducir variaciones a
los niveles jerárquicos de topología de red recomendados por Honeywell, este es el caso de la
Planta de Fraccionamiento de Jose, en donde la sala de control principal se encuentra distanciada
significativamente de la sala de Refrigeración y Almacenaje. Es por ello, que como parte de la
29
solución, se contempla incluir una estación Flex (Nodo Nivel 2) en la sala satélite. En este caso
en particular es necesario separar los interruptores usados en el nivel 1 de los interruptores usados
en el nivel 2, de manera que la data fluya desde los primeros hacia los segundos pues en estos
últimos residen las estaciones y los servidores. En la figura 3.5 se presenta un esquema típico de
este tipo de arreglo donde se observa en el medio de la figura como los interruptores controlan el
flujo de información ya que vemos que ellos reciben comunicación de los 3 niveles distintos. De
la parte inferior provienen los controladores ubicados en los gabinetes. Paralelamente a ellos
están las estaciones de control del nivel 2 y de la parte superior proviene información de otras
redes que pasa a través del nivel 3 con unos interruptores similares.
Figura 3.5 Esquema de integración de los 3 niveles de la FTE [8].
3.2 Sistema Experion PKS Release 310
El sistema Experion Plant Knowledge System es el último sistema SCADA propietario de
Honeywell que ha salido al mercado y es el sucesor del reconocido Total Plant Solutions. La
arquitectura del Sistema Experion PKS R310 asegura que el usuario tiene un acceso transparente
y completo a la base de datos de los controladores del proceso. Además el Experion PKS se
puede integrar con un amplio rango de productos Honeywell (PM, HPM, LM, C300 & Serie A,
30
etc.) y de equipos de otros fabricantes (Terceros), ayudando a la mejora de sistemas existentes y/o
habilitando la integración completa de la información del proceso de una planta.
Dicha
información es accesible por los operadores, ingenieros de proceso y de control de proceso,
computadoras del nivel corporativo; permitiendo así un confiable control y monitoreo del proceso
lo que contribuye a incrementar la productividad, reducir costos, aumentar los estándares de
calidad del producto y disminuir los porcentajes de pérdidas y/o errores. Una típica arquitectura
del sistema Experion se muestra en la figura 3.6 donde se exponen todos los equipos que la
conforman desde el nivel de supervisión y seguridad hasta el nivel más bajo donde se encuentran
los dispositivos que ejecutan las lógicas de control [9].
Figura 3.6 Arquitectura típica del Sistema Experion PKS R301 [9]
31
3.2.1 Controlador de Procesos C300
El Controlador C300 es la nueva generación de controladores con conexión a red Ethernet
Tolerante a Fallas (FTE), basado en el ambiente de desarrollo de control (CEE) para aplicaciones
continuas. El Controlador C300 es la evolución del controlador C200, con un uso extensivo en
campo, en la figura 3.7 y 3.8 se muestran ambos controladores [10].
Figura 3.7. Hardware Controlador C200 Serie C [10]
Figura 3.8. Hardware Controlador C300 Serie C [10].
Existen varias mejoras del controlador C300 con respecto a su antecesor las cuales se
muestran a contnuación

Mayor capacidad en memoria RAM y ROM, lo cual permite implementar módulos
de control y secuencias de mayor tamaño y complejidad.

Velocidad de procesamiento mayor a 450 MHz.
32

No hay reducción en el número de unidades de procesamiento (PU) al
implementarse la redundancia.

Soporta configuración redundante de Controlador, sin requerir un módulo de
redundancia adicional y/o independiente (esquema mejorado). La redundancia en el
C300 se configura a través de una conexión física (cable) que conecta a los dos
controladores C300. La sincronización entre el primario y el secundario es
completamente transparente para el usuario y el tiempo de transferencia en el caso
de un evento es insignificante.

Conexiones FTE y enlaces de entrada/salida de doble velocidad.

Sesenta y cuatro (64) unidades de entrada/salida en cualquier combinación de las
Series C, PMIO y serie A.

Uso extensivo de las herramientas del Experion PKS para programación,
configuración y monitoreo.

FTE-residente.

Provee dos (2) interfaces I/O Link,

Soporta tanto las entradas/salidas clásicas del TDC y/o TPS como los de la Serie C.

Comunicación Peer to Peer con otros nodos C300, así como también con nodos
C200 y ACE.

Interoperación con el FIM de la Serie C (Modulo Fieldbus de Serie C).

Interoperación con PlantScape, Profibus, DeviceNet, Entradas de Pulso y
dispositivos seriales vía FTEB.

El Controlador C300 no requiere chasis ya que está montado sobre un IOTA, el
cual a su vez se conecta al IOTA Carrier [10].
3.2.2 Software del Sistema de Control Honeywell Experion PKS
El Sistema Experion PKS es un sistema de control supervisor modular y completamente
integrado diseñado sobre un sistema operativo de alto rendimiento, Windows 2003; que se
diferencia funcionalmente del software de PC y los sistemas PLC (Programmable Logic
33
Controllers). El sistema Experion PKS incrementa la productividad de ingeniería a través de
herramientas de orientación a objetos y una librería completa con funciones de control de
proceso.
El Sistema Experion PKS incorpora la tecnología de sistemas abiertos, como Windows 2003
de Microsoft, Ethernet, ODBC, Advanced DDE, Visual Basic y OLE para control de procesos
(OPC), en conjunto con el último hardware de PC (basado en tecnología Intel); para así proveer
un paquete integrado, de alto desempeño, económico y fácil de usar [9].
3.2.3 Herramientas de Configuración del Software Experion PKS R310

Configuration Studio
El Configuration Studio provee un ambiente centralizado, desde el cual puede configurarse el
sistema Experion PKS. Las herramientas individuales requeridas para configurar varias partes del
sistema están integradas y son ejecutadas desde el “Configuration Studio”. El Configuration
Studio, provee una lista de tareas que deben completarse para configurar completamente el
sistema. Cuando se seleccione una tarea, la herramienta (programa) apropiada se ejecuta para
poder realizar las actividades de configuración en la misma.
Desde el Configuration Studio se pueden ejecutar las siguientes herramientas de configuración:
Enterprise Model Builder, Quick Builder, Control Builder, HMIWeb Display Builde [9].
Enterprise Model Builder El “Enterprise Model Builder” es la herramienta que se usa para
definir:
-
Los servidores que constituyen el sistema.
-
Las unidades o “Assets” que constituyen el modelo o estructura funcional del Sistema.
Estas definiciones constituyen la base de datos del Enterprise Model (EMDB) [9].

Control Builder
El “Control Builder” es la herramienta gráfica orientada a objetos usada para configurar y/o
manejar los módulos de hardware de la Serie C (Controladores C300, Módulos I/O, etc.) y los
bloques de función, que permite el diseño, la documentación y el monitoreo de las “estrategias de
control de procesos” en un sistema Experion PKS.
El Control Builder permite el fácil y rápido manejo de las señales de entradas/salidas y cubre
34
funciones de control continuo, lógico, secuencial, batch y avanzado. Esta herramienta puede ser
accedida y/o ejecutada desde el Configuration Studio.
Los Bloques de Función (FB’s) son objetos básicos suministrados por Honeywell para ejecutar
diferentes funciones de control.
Cada bloque tiene parámetros que suministran una visión
exterior de lo que el bloque está realizando. Los FB’s se interconectan fácilmente vía “soft wires”
para construir aplicaciones o estrategias de control.
Los bloques de función son agrupados en los Módulos de Control (CM’s) y, en el caso de las
FB secuenciales se agrupan en Módulos de Control Secuencial (SCM). Los SCM simplifican
realmente la implementación de lógicas tipo carga utilizando una secuencia requerida para
cumplir una o más tareas del proceso. (Ver Figura 3.9) [9].
Figura 3.9 Ejemplo de Módulos de Control [9].

Quick Builder
El Quick Builder es una herramienta gráfica que permite definir: Estaciones tipo flex,
impresoras, controladores y puntos (los cuales permitirán el monitoreo de equipos de terceros).
Luego de definir y/o construir el dispositivo (controladores) y los puntos con Quick Builder, estos
son descargados en la base de datos (*.qdb) del servidor. Al descargar dicha información en el
35
servidor, la misma pasa a formar parte de la base de datos de configuración; la cual especifica
cómo cada componente se encuentra configurado en el sistema. De ser necesario, la información
correspondiente a los parámetros de controladores y puntos podrá ser actualizada y repetirse el
proceso de descarga. Así mismo, la base de datos de configuración puede ser extraída desde
Quick Builder, ser editada y luego descargada de nuevo al servidor. La figura 3.10 ilustra cómo
es la interface del sistema en donde se configuran los puntos a cargar al sistema [9].
Figura 3.10 Pantalla de Configuración Herramienta Quick Builder [9].

HMIWeb Display Builder
El HMIWeb Display Builder es la herramienta de dibujo especializada que se usa para crear
los despliegues propios de cada proyecto y/o aplicación en específico, lo cual permite adaptarlos
a las necesidades particulares de cada cliente y/o de cada proceso.
HMIWeb Display Builder posee librerías de símbolos que permiten cubrir un amplio rango de
industrias a la hora de desarrollar despliegues y/o esquemáticos. Adicionalmente, es capaz de
soportar un número de formatos gráficos tales como: GIF (*.gif), Windows Bitmap (*.bmp),
36
JPEG (*.jpg), Metafile (*.wmf) y Portable Network Graphic (*.png), y permite la inserción en
los despliegues de gráficos propios como fotografías y diagramas de disposición.
Cada Estación de Operación ES-C, permite monitorear las ventanas/despliegues propios del
Experion PKS, facilitándole al operador un cómodo seguimiento del proceso. La figura 3.11
muestra un ejemplo de visualización de un despliegue de operación [9].
Figura 3.11 Esquema de un despliegue de Operación en formato HMIWeb [9].
3.2.3.1 Puntos de Control (Controladores C300)
Para la configuración de puntos en los Controladores C300, de sistema Experion PKS, se
utiliza la herramienta Control Builder. El Controlador C300 incluye puntos tipo Control Module
(CM’s) y Sequence Control Module (SCM’s), así como puntos que representan el Módulo
Procesador de Control (C300), el Módulo de Redundancia y los Módulos de Entrada/Salida (I/O).
Los CM’s y SCM’s son puntos tipo contenedor que contienen bloques de función como: AI,
AO, PID, Lógicos, Aritméticos, etc. Los puntos del C300 contiene un número de parámetros
comunes cuando se cargan al Servidor, tales como: (Point/Module) Nombre, (Point/Module)
37
descriptor, palabra clave, unidades de ingeniería, despliegue del detalle del punto, despliegue del
grupo del punto y despliegue asociado, control de nivel, control de área, rangos (bajo, alto), etc.
Los tipos de puntos que pueden ser configurados en “Control Builder” para el Controlador
C300, junto con sus parámetros característicos, se describen a continuación [9]:

Puntos de Tipo Analógico.
Los cuales poseen los siguientes parámetros: nombre del punto, descriptor del punto, PV,
punto de consigna, salida, modo, definición de 4 entradas, escaneo, status, período de escaneo,
dirección de escaneo, indicador de permisividad de alarmas, status de alarmas, despliegue
asociado, rango (0% - 100%), control de nivel, bloqueo de señal, unidades de ingeniería,
inhibición de alarmas y el último tiempo de la PV procesada

Puntos de Tipo Digital (Status).
La PV de un punto tipo digital y/o “Status” puede variar desde un bit hasta tres bits (de
entrada), permitiendo así hasta ocho posibles estados. Estos puntos incluyen los siguientes
parámetros: nombre del punto, descriptor del punto, 8 descriptores de estado, ancho de la salida
alarma de prioridad de fallo de control, salida, modo, estatus de escaneo, modo normal, periodo
de escaneo, dirección de escaneo, control a nivel de operador, permisivo de alarmas, prioridad de
alarmas, estatus de alarmas, despliegue asociado, tiempo de espera del controlador, ancho de la
entrada y el último tiempo de la PV procesada.

Puntos de Tipo Acumulador.
Los datos asociados con entradas de pulso son almacenados en el sistema en un punto de tipo
acumulador, el cual proveerá un seguimiento automático del instrumento. Estos puntos poseen
los siguientes parámetros: nombre del punto, descriptor del punto, rango 0% y 100%, variable de
proceso, control a nivel de operador, variable de conteo, valor escalado, 4 tipos de alarmas, factor
métrico, estatus de escaneo, despliegue asociado, período de escaneo, dirección de escaneo,
unidades de ingeniería, permisivo de alarmas, estatus de las alarmas.

Parámetros Definidos por el Usuario.
Con cualquiera de los puntos antes descritos es posible adicionar parámetros de usuario. Esto
permite que los puntos tengan valores predefinidos para ser usados en cálculos, aplicaciones y/o
scripts.
38

Algoritmos.
El sistema Experion PKS permite el anexo de algoritmos estándares a los puntos antes
descritos.
Las funciones suministradas por estos algoritmos incluyen: Cálculos aritméticos,
Cálculos boléanos, Integración, Totalización de horas trabajadas, Inhibir grupo de alarma,
Valores máximo/mínimo, Solicitar reportes, Solicitar programa de aplicación, etc.
3.2.3.2 Puntos de Monitoreo (Equipos de Terceros)
Los puntos a configurar, en el Servidor Experion PKS R310, para el monitoreo y/o integración de
Equipos de Terceros se configuran a través de la herramienta “Quick Builder”, los cuales poseen
tipos y parámetros similares a los puntos de Control Builder, a excepción de los siguientes
propios de Quick Builder:

Puntos Tipo Contenedor.
Estos son usados para soportar la construcción de plantillas para despliegues. Este tipo de
punto combina un grupo de puntos asociados lógicamente dentro de una estructura sencilla. Los
parámetros de los puntos Contenedor son flexibles y pueden contener parámetros tales como:
Nivel, Temperatura, Porcentaje de Apertura de la Válvula y Estatus de Válvula de Drenaje.

Puntos de Estructura Definida por el Usuario.
Estos puntos son para soportar datos ingresados por el usuario o calculados por un programa
de aplicación. Los datos contenidos en este tipo de puntos son accesibles por: Despliegues
Custom, Reportes Custom, Programas de Aplicación en el Servidor, Programas de Aplicación en
la Red, Puntos compuestos

Puntos Tipo Script.
A cada punto del Experion PKS se le puede agregar un VBScript, programa que permitirá
ejecutar una acción en específico. Estos scripts pueden ser habilitados con los estados: OnAlarm,
OnChange, OnUpdate, OnAlarm, etc [9].
CAPÍTULO 4
DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
4. 1 El gas natural
El gas natural se puede obtener de reservorios naturales subterráneos bien sea de gas libre o de
gas asociado con la explotación petrolera. Generalmente contiene grandes cantidades de metano
(CH4) junto a unas cantidades menores de otros hidrocarburos. El gas natural contiene impurezas
tales como H2S, N2, y CO2. También viene saturado con vapor de agua. El principal mercado del
gas natural es a través de su distribución a los diferentes centros de consumo que puede ser
industrial comercial y domestico. Para ellos, el gas natural debe ser sometido a procesos
industriales para cumplir con los requerimientos y especificaciones para las compañías que
transportan el gas. A continuación se describen brevemente los procesos involucrados en la
industria del gas [11, 12].

Producción. Consiste en llevar el gas desde los yacimientos del subsuelo hasta la
superficie, a través de pozos productores. En el subsuelo, el gas se encuentra disuelto o en
la capa de gas en los yacimientos de condensado -“Gas Asociado”- y en yacimientos de
gas libre -“Gas No Asociado”-.

Separación. Una vez en la superficie, el gas natural es sometido a un proceso de
separación de líquidos (petróleo, condensado y agua) en recipientes metálicos a presión
llamados separadores. Cuando se trata de gas libre, no asociado con el petróleo, este
proceso no es necesario, y el gas va directamente al siguiente paso

Tratamiento. Es un paso previo a la fase de procesamiento, para eliminar las impurezas
que trae el gas natural, como agua, dióxido de carbono (CO2), helio y sulfuro de
hidrógeno (H2S). El agua se elimina con productos químicos que absorben la humedad. El
H2S se trata y elimina en plantas de endulzamiento. Estas impurezas se recuperan pueden
ser comercializadas con otros fines.

Extracción de líquidos: este proceso es al que se somete el gas natural rico libre de
40
impurezas, con la finalidad de separar el gas metano seco (CH4) de los llamados

“Líquidos del Gas Natural”, LGN, integrados por etano, propano, butanos, pentanos
(gasolina natural) y nafta residual.

Compresión. Es el proceso al que se somete el Gas Metano Seco, con la finalidad de
aumentarle la presión y enviarlo a sistemas de transporte y distribución para su utilización
en el sector industrial y doméstico y en las operaciones de producción de la industria
petrolera (inyección a los yacimientos y a los pozos que producen por Gas Lift).

Fraccionamiento. Los Líquidos del Gas Natural (LGN) se envían a las plantas de
fraccionamiento, donde se obtiene por separado etano, propano, butano normal e
isobutano, gasolina natural y nafta residual, que se almacenan en forma refrigerada y
presurizada en recipientes esféricos [11].
Todos estos procesos se pueden apreciar en la figura 4.1 en donde se esquematiza el recorrido
del gas natural desde su extracción hasta su destino final que son los consumidores residenciales
industriales y comerciales


Figura 4.1 Esquema del procesamiento del gas natural
41
4.1.1 Reservas gasíferas en Venezuela
Venezuela cuenta con 147 billones de pies cúbicos (BPC) (4,15 Billones de m3) de gas en
reservas probadas, además posee recursos entre 40 y 60 BPC por confirmar. Estas cifras ubican a
Venezuela en el primer lugar entre los países de América Latina, novena a escala mundial y
séptima respecto a los países que integran la OPEP.
En América Latina, Venezuela es el país con más reservas probadas, seguido por Bolivia y
Trinidad & Tobago. Las reservas venezolanas representan el 55% de las reservas de la región.
De las reservas probadas de gas natural en Venezuela, el 91% corresponde a gas natural
asociado. El mayor volumen de reservas del país (70%) está localizado en el oriente, 23%
corresponde al occidente y el resto a costa afuera 7%.
Las reservas más importantes de gas libre se encuentran costa afuera, siendo las áreas más
avanzadas en exploración las correspondientes al Proyecto Mariscal Sucre en el norte de la
Península de Paria y las de la Plataforma Deltana, ambas en el oriente del país. La zona del Golfo
de Venezuela, en el occidente venezolano, tiene un potencial elevado que comenzará a ser
explorado en el marco del Proyecto Rafael Urdaneta.
En tierra firme existen reservas de gas en el eje norte llanero donde ya se está explotando el
campo Yucal Placer Norte, donde al cierre de 2004 se registró una producción diaria de 60
MMPCD y se espera alcanzar una producción de 300 MMPCD aproximadamente. En el pie de
monte andino se está explorando en el Bloque de Barrancas, donde se espera alcanzar una
producción de 70 MMPCD. Venezuela también dispone de reservas de gas en proceso de
exploración e inicio de explotación en la zona de la Vela de Coro, con una producción inicial de
30 MMPCD para fines de 2005 [11].
4.1.2 Mercado del gas natural
Esta sección muestra la importancia del gas natural y sus derivados en la economía
venezolana, razón por la cual es importante que dicha industria cuente con el sistema de control
más confiable ofrecido por Honeywell. La producción total de gas en Venezuela está en el orden
de los 6.300 millones de pies cúbicos diarios (MMPCD), y parte de él se utiliza en reinyección
para mantener el factor de recobro de los yacimientos, el resto va al mercado interno y consumos
42
propios de la industria petrolera.
El gas metano (o gas natural) que consume el mercado interno venezolano proviene
fundamentalmente de la zona de Anaco, en el estado Anzoátegui, donde se extrae
aproximadamente 1.700 MMPCD de producto considerado actualmente como gas libre. Las
diferentes empresas, que operan bajo la figura de asociaciones y licencias en el oriente
venezolano, suministran cerca de 300 MMPCD, mientras que en la zona occidental del país se
produce alrededor de 300 MMPCD de gas asociado en su mayoría.
El consumo de gas del mercado interno (2.200 MMPCD) se concentra en cinco grandes
sectores: electricidad, petroquímica, siderurgia, mejoramiento de crudo y refinación que
representan el 77% [11].
Infraestructura de transporte de gas metano:

5.000 km de gasoductos y ramales.

4 Sistemas de Transmisión: Anaco-Puerto Ordaz, Anaco-Puerto La Cruz, AnacoBarquisimeto y Ulé-Amuay.
Clientes:

1.585 clientes industriales

243.632 clientes domésticos

3.510 clientes comerciales
4. 2 Fraccionamiento del gas natural
El proyecto de migración por la empresa se realizó en el tren C de producción y al Área de
almacenamiento de la Planta de Fraccionamiento de Jose. Por ende, es importante describir más a
fondo en qué consiste dicho proceso y hacer énfasis sobre cómo debe de ser aplicado el control
industrial en dicha planta.
En general, las plantas de fraccionamiento tienen los siguientes objetivos de operación en
común:

La producción de hidrocarburos livianos en especificación.

El control sobre el nivel de impurezas en los productos o pesados.
43

La producción de gasolina natural como corriente de fondo de las torres de destilación.
Debido a que las principales funciones del Tren C de la Planta de Fraccionamiento Jose, es la
separación de los hidrocarburos que se encuentran en el Líquido de Gas Natural proveniente de
los gasoductos de Santa Bárbara y San Joaquín, ambos pozos petroleros ubicados en la región
oriental de Venezuela. Una vez separados, los hidrocarburos serán transportados al área de
almacenaje y refrigeración conocida también dentro del complejo como Área 380, en el anexo C
se podrá apreciar un diagrama de bloques del tren C, en el cual se muestran las operaciones
involucradas en el proceso. La principal operación unitaria involucrada en dicho proceso de
fraccionamiento será la destilación. Como es de saber, la destilación consiste en calentar un
líquido hasta que sus componentes más volátiles pasan a la fase de vapor y, a continuación,
enfriar el vapor para recuperar dichos componentes en forma líquida por medio de la
condensación. El objetivo principal de la destilación es separar una mezcla de varios
componentes aprovechando sus distintas volatilidades, o bien separar los materiales volátiles de
los no volátiles. La finalidad principal de la destilación es obtener el componente más volátil en
forma pura. En la figura 4.2 se muestra un diagrama de flujo de proceso de fraccionamiento de
los líquidos de gas natural
Figura 4.2 Diagrama de flujo de proceso fraccionamiento Gas Natural Licuado
44
La separación del GNL requiere de diversos modos de destilación así como también otros
métodos distintos de separación. En la tabla 3.1 se muestra los distintos procesos de destilación
utilizados comúnmente para plantas de gas natural [12].
Tabla 4.1 Tipos de fraccionamiento de GNL [12]
Tipo de
Fraccionamiento
Demetanizadora
Deetanizadora
Depropanizadora
Debutanizadora
Deisobutanizadora
Entrada
Metano/etano
Líquidos de Gas de
Petróleo
Fondo
Deetanizadora
Fondo
Depropanizadora
Tope
Debutanizadora
Productos de
tope
Metano
Propano
Productos de
fondo
Etano
A partir de
Propano
A partir de
Butano
Butano (iso +
n)
Gasolina natural
(a partir de
pentano)
Isobutano
N-butano
Etano
4.3 Sistemas de control para la industria del gas
Es importante la supervisión y el control constante de las siguientes variables claves para
asegurar el funcionamiento adecuado a nivel operacional de los distintos procesos así como
también mantener la producción deseada:

La temperatura del tope de la torre, la variable medida, la cual determinaría la cantidad
de productos pesados en la corriente superior de productos, siendo esta la variable
controlada. Esta se controla mediante la manipulación de la corriente de reflujo que
reingresa a la torre. El aumento del reflujo disminuirá la cantidad de productos pesados
en la corriente de tope.

La temperatura de fondo de la torre, variable medida igualmente, la cual determina la
cantidad de hidrocarburos livianos en la corriente de fondo. Esta se controla mediante
el ajuste del calor presente en el rehervidor.

La presión de operación de la torre, aunque su variación no afecta no tiene un efecto
importante en la calidad de los productos de tope y fondo. En la práctica se utiliza la
corriente salida de la torre al condensador para controlar la presión en la columna [9].
Este flujo se puede manipular indirectamente con el calor retirado en el condensador
45
regulando el flujo de refrigerante. En los procesos de destilación es conveniente
minimizar la presión de la columna, debido a que esto aumenta las volatilidades
relativas y disminuye las temperaturas, por lo que este efecto se extiende a la baja en
costos de la energía requerida.
Igualmente que para el proceso de fraccionamiento es importante llevar a cabo el control del
gas mientras es transportado en tuberías hacia el área de refrigeración y almacenaje de los
productos. Se hace estrictamente necesario el control exhaustivo de diversas variables de proceso,
sobre todo de la presión y de la temperatura [13].
Un déficit de temperatura puede ocasionar la compresión excesiva del gas y como
consecuencia perdida en su capacidad motora; así como un exceso de ella conlleva a un aumento
desmesurado de la presión que pone en peligro la estabilidad de la tubería así como la integridad
de uniones, codos, válvulas, etc. Por otra parte una presión muy baja trae como consecuencia un
retardo en la transmisión del gas entre dos puntos muy distantes del gaseoducto. Todo esto
evidencia la importancia de establecer rangos de operatividad de las variables mencionadas
(presión y temperatura).
De esta manera se presenta la necesidad de implementar un sistema en donde el proceso de
medición y control de las variables antes mencionadas sea el más seguro y eficiente, por lo que se
propone un esquema de monitoreo y control automático de presión y temperatura en procesos de
fraccionamiento y transporte de gases. Por ello, la necesidad de actualizar la plataforma de
control del TDC-3000 al sistema Experion. El cual, por su sistema redundante de transmisión y
almacenamiento de la información, ofrece un sistema de control a prueba de fallos el cual tiene
muy pocas probabilidades de sufrir una falla crítica. Por lo explicado anteriormente no se puede
arriesgar la operatividad de la industria.
CAPÍTULO 4
METODOLOGÍA
La integración de los controladores de otras compañías, comúnmente conocidos como
dispositivos de terceros, es parte fundamental de una migración ya que es necesario que la
información contenida en los mismos pueda ser reflejada sin ningún problema en el software de
Honeywell cuyo propósito es el control y la supervisión exitosa del funcionamiento de una
planta. Para lograr que esto ocurra fue necesario seguir una serie de etapas realizadas
paralelamente con el proyecto de actualización de software llevado a cabo por la empresa. Dichas
etapas van desde la revisión de la base de datos hasta obtener una comunicación exitosa y
eficiente entre ambos sistemas.
Etapa 1. Levantamiento de información y revisión de ingeniería
 Levantamiento de información de los puntos existentes en los PLC a ser integrados.

Se le solicita al cliente extraer los archivos de base de datos (.EB) contenidos en los
PLC ubicados en campo.

A través de una Macro en Excel se logra distribuir la información contenida en dichos
archivos en una interface familiar.

Se separan las señales de control acorde a cómo van a ser ubicadas en la base de
datos. Se busca agrupar las señales parecidas (status, analógicas, digitales, etc) dentro
de un mismo controlador

Se aplican los filtros en cada hoja de trabajo para un acceso más directo a la
información.
 Familiarización con la Herramienta Quick Builder.

Se revisa la interface del programa y los tutoriales del mismo.
47

Se crea un canal de prueba de cada protocolo de información (Allen-Bradley,
Modbus) con las especificaciones de cada uno acorde con el proyecto.

Dentro de cada canal se crea un controlador de prueba y dentro de éste distintos tipos
de puntos y señales.
 Familiarización de Herramientas de análisis.

Se familiariza con la herramienta denominada Chequeo de Salud del Sistema
Experion, el cual determina el estado de carga o actividad de cada canal de
información por separado, esencial para realizar análisis y pruebas.

Se familiariza con el comando LISSCN, el cual muestra cuantas lecturas debe realizar
el sistema cada vez que hace un chequeo de datos.
Etapa 2. Configuración de la base de datos de los PLC en el sistema Experion.
 Elaboración de la nueva base de datos de dispositivos de terceros

A partir de la base de datos, provista por el cliente, en donde se especifican los
nombres de los canales y controladores que deben conformar la comunicación del
sistema Experion. Se crean estos en Quick Builder, de igual manera que fueron
creados los canales y controladores de prueba

Se crea un punto perteneciente a cada controlador directamente en Quick Builder.
Posteriormente, se importa dicho punto a Excel donde se le completa la información
referente a rangos (señales analógicas), alarmas, despliegues asociados, etc.

De igual manera en Excel, se van copiando los puntos restantes de cada controlador
tomando la información de la base de datos existente.

Una vez completada la información, esta se exporta a Quick Builder nuevamente.
Finalmente, se carga toda la data al sistema Experion.

Se asigna por defecto que el sistema realice la captación de datos de todos los puntos
cada 5 segundos.
Etapa 3. Estudio y configuración de los equipos de Comunicación
 Configuración de las unidades terminales
48

Se conectan los multiplexores uno a uno con los puertos de entrada de las unidades
terminales que a su vez deben conectarse a los interruptores correspondientes
(Primarios y Redundantes) los cuales están cada uno conectados a los servidores
Experion.

A través de la estación portátil de la arquitectura se accede a las unidades terminales
via Ethernet y se le asigna una dirección IP a cada uno.
 Configuración de los Multiplexores MARC

Se conecta al puerto P1 el cable dispuesto para recibir la información del PLC.

Se conecta al puerto P2 el cable dispuesto a llevar la información al Terminal Server.

Se conecta a través de un cable serial la estación Flex con el puerto de configuración y
se accede al software del programa.

Se configuran los puertos con el mismo arreglo en las unidades terminales y se resetea
cada módulo para que adquiera la configuración establecida.
 Configuración de los convertidores de señal DL 3500
Etapa 4. Configuración de los canales de comunicación
 Creación del canal Allen-Bradley

Se revisa cada canal Allen-Bradley en Quick Builder y se le asigna la dirección IP
principal y redundante respectivamente. Posteriormente se asigna el puerto de
comunicación con las unidades terminales.

Con el propósito de emular dicho protocolo es necesario un PLC-5 Rockwell. Además
de su software asociado RSLinx. Esto con el propósito de simular el modo Data
Highway por el cual viaja la información.

A través de uno de los puertos del PLC-5 se cablea hasta el convertidor de señal DL3500 y a partir de éste se lleva la señal al multipuerto MARC y posteriormente a las
unidades terminales.

A través de un puerto serial se conecta el PLC a una estación Flex donde se corre el
RSLinx. En dicho software se pueden manipular las señales que serán reflejadas en el
Experion.
49
 Creación del canal Modbus

Se revisa cada canal Allen-Bradley en Quick Builder y se le asigna la dirección IP
principal y redundante respectivamente. Posteriormente se asigna el puerto de
comunicación con las unidades terminales.

Se utilizan los computadores pertenecientes a la arquitectura Experion que se
encuentren en proximidad con los multiplexores de puerto como emuladores de
protocolo Modbus.

Se instala la aplicación ModSim en cada uno de ellos. Las computadoras a utilizar
serán, el controlador de dominio, la estación de ingeniería, el servidor Experion
principal y el redundante.

Se crean los canales de comunicación junto con sus controladores en el software.
Cada canal de comunicación requiere de un puerto serial para que sea correctamente
simulado.

Se conecta cada puerto serial con un multiplexor con configuración RS-232. Se
configura cada canal en el ModSim con este tipo de conexión serial.
Etapa 5. Pruebas de integración de los equipos
 Elaboración de pruebas de comunicación del sistema Experion con los equipos de
integración con terceros

Se crea en la herramienta Quick Builder, el punto de evaluación de comunicaciones,
desde una perspectiva general, del sistema Experion con dispositivos de terceros
llamado SINEWAVE.

Se habilitan desde el sistema Experion los canales dispuestos para comunicación con
terceros corroborando que no existan fallas ni errores en el intercambio de datos.

Se revisa a través del protocolo FAT y junto con el cliente la base de datos
proveniente de los PLC y su correcta representación en el EPKS.

Se verifica que la dirección de los puntos en los PLC sea idéntica a la preestablecida
en la configuración de las base de datos.
50

A través de los módulos de simulación que se crearon para cada protocolo de
comunicación se prueba la comunicación con cada controlador y los atributos de cada
punto (Alarmas, Estados, Rangos de operación, etc.)
 Estudio de la velocidad de respuesta de los canales de comunicación.

Una vez probados los puntos, se procede a evaluar el sistema con todas las
herramientas de análisis.

Se van forzando uno a uno los canales de comunicación hasta llegar a sobrecarga para
saber cuál es la condición crítica de cada uno de ellos por separado.

En estado de sobrecarga se vuelven a analizar el sistema con el SINEWAVE, LISSCN
para verificar como se encuentra el sistema en general bajo dichas condiciones.
 Implementación de la estrategia de configuración de puntos

Se configuran los puntos de manera que sean leídos con una frecuencia acorde con su
importancia. Puntos de mayor importancia o de mayor fluctuación tendrán una lectura
cada uno o dos segundos. Puntos de menor importancia o menor fluctuación podrán
tener mayor tiempo entre cada escaneo.

Se verifica que ningún canal este sobrecargado.

Se verifica que la onda sinusoidal del sistema sea continua
CAPÍTULO 6
DESARROLLO, RESULTADOS Y DISCUSIÓN
El Sistema de Control de la Planta de Fraccionamiento del Complejo Criogénico de Jose para
el Tren C y Áreas de Refrigeración y Almacenaje está actualmente basado en una topología de
red típica Honeywell, que consiste de tres (3) redes Universal Control Network (UCN), con un
total de cuatro (4) Controladores Process Module (PM) redundantes y un (1) Controlador High
Performance Manager HPM redundante (Ver Anexo A). La solución de control propuesta por
Honeywell, para el proyecto “Actualización de la Red de Supervisión y Control del Tren C y del
Área de Refrigeración y Almacenaje-Planta de Fraccionamiento de Jose”, contempla el diseño,
ingeniería, procura, pruebas FAT, instalación, y pruebas SAT de un Sistema Experion PKS R310
integrado al Controlador de Procesos C300 (En el anexo B se muestra la arquitectura propuesta
por Honeywell para el proyecto de migración).
Una de las etapas del proyecto antes mencionado incluye la comunicación del sistema
Experion PKS R310 con dispositivos de terceros los cuales anteriormente se comunicaban a
través de los nodos PLCG. Dichos dispositivos van a ser migrados a nuevos sistemas de
comunicación con mayor compatibilidad con los equipos Honeywell. Estos están compuestos por
cuatro (4) Unidades terminales, ocho (8) multiplexores MARC y tres (3) convertidores DH+/DF1
cuyas funciones serán explicadas posteriormente. Para llevar a cabo esta fase del proyecto fue
necesario dividirlo en 5 etapas. Se comienza primeramente con una familiarización de software y
hardware requerido para llevar a cabo esta migración. En esta etapa, también está incluida la
recolección de las señales de control pertenecientes al Tren C y al Area 380 que son las áreas del
complejo cuyas plataformas serán actualizadas. La segunda etapa consiste en afianzar la base de
datos tal y como el cliente la requiera para esta ser cargada al servidor. Posteriormente, se
configuran los equipos antes mencionados que pasaran a ser el reemplazo de los PLC Gateway
anteriores. Se configura de manera que todos se guíen bajo un mismo protocolo de comunicación
serial RS-232, cada dispositivo por supuesto tiene su interfaz distinta con el usuario.
52
Cada procedimiento será explicado en dicha etapa. Esta es la etapa crucial del proyecto ya que
de ella depende todo el funcionamiento de los dispositivos de terceros.
El éxito de la etapa 3 se podrá ver reflejado en la etapa 4 del proyecto. En dicha etapa se
procede a crear la comunicación entre el servidor principal del todo el sistema SCADA y los
equipos debidamente configurados y cableados. Esto consiste simplemente en cargar la base de
datos al sistema en donde los canales de configuración ya han sido creados. Una vez q estos
aparezcan en pantalla es cuestión de activarlos y ver que su comunicación sea efectiva. De esta
manera se prueba que ahora las redes Modicon y Allen-Bradley, ahora forman parte de la red
FTE. Sin embargo, para dar prueba de su funcionamiento, es necesario crear unos módulos de
simulación para cada tipo de canal (Modbus y Allen-Bradley). Estos también son realizados en
esta etapa a través de dos (2) software llamados ModSim y RSLinx.
Para finalizar el proyecto, se entra en la etapa de pruebas de integración y revisión de
protocolo FAT. Las pruebas de integración consistes en una serie de procedimientos dados por el
sistema Experion en donde se busca detectar si existe o no una sobrecarga en el sistema y el
porqué. Se realizaron dos tipos de prueba. Una prueba general que evalúa el SCADA completo,
de manera que nos permite ver que tanto puede afectar dicha etapa de la migración que se está
trabajando al sistema general. La otra prueba se refiere más al funcionamiento eficiente de los
equipos de terceros y de cómo es su comunicación con el sistema, en pocas palabras, es la
evaluación de la comunicación con terceros en específico. A continuación se explican con detalle
los resultados obtenidos en las etapas que conformaron el proyecto “Integración de los PLC
Allen-Bradley y Modicon a la red FTE del Sistema Honeywell PKS”
6.1 Levantamiento de información y revisión de ingeniería
El primer paso a tomar antes de realizar la migración es la obtención y validación de la base
de datos. Estas se encuentran actualmente en los controladores PM (07/08) y PM (09/10) de la
UCN-13 y PM (07/08) y HPM (09/10) de la UCN-04 los cuales serán reemplazados por
Controladores C300, y en los PLC Gateway (que permiten la interfaz de comunicación con
Equipos de Terceros) pertenecientes a los HG-05/06/08/09/10/11/12/14/15. Éste es el espacio
físico en donde se encontraba la información fuente en primer lugar necesaria para realizar la
migración y/o configuración de las mismas en el nuevo sistema Experion PKS. Sin embargo, la
53
información se encuentra en un formato .EB el cual no puede ser leído por programas
convencionales de computadoras manejadas por Windows.
La información de los PLC Gateway junto con la de los controladores PM y HPM llega al
mismo canal de información común denominado LCN (Local Control Network) el cual se
encarga de llevar toda la información del proceso al sistema SCADA, en este caso el TDC-3000,
y a las diversas estaciones de control de los operadores. Dentro de esta red se encuentran los
archivos de base de datos (.EB), estos se extraen de dichas estaciones o servidores a través de
discos ZIP debido a la antigüedad de la plataforma del sistema. Para que estos puedan ser leídos
en una PC regular, es necesario contar también con un emulador de LCN, el cual tiene como
nombre LCNCV, así como un lector de discos ZIP. Una vez obtenidos los archivos .EB se
requiere de otra herramienta proporcionada por Honeywell para convertirlos en una Hoja de
cálculo de Excel, de esta manera poder acceder y manipular la información en un formato de
dominio común.
Se utiliza Excel como espacio de trabajo ya que este cuenta con la capacidad de acomodar la
información por celdas lo cual resulta muy útil ya que se asigna una columna de celda para cada
función o parámetro de cada señal. Además con la utilización de filtros se facilita el acceso a un
tipo de información específica. La base de datos migrada va hacia Quick Builder el cual es
completamente compatible con Excel.
Los archivos .EB, sus siglas significan Exception Build, son archivos creados con el propósito
de almacenar información para, de esta manera, poder armar la base de datos de un sistema. La
información extraída se almacena en este tipo de archivos. Estos se reflejan en una computadora
como un archivo de texto con toda la data del sistema dispuesta de una manera desorganizada e
inentendible que es el resultado de lo que se pudo captar de la red de información LCN. La
Macro, que no es más que una serie de algoritmos en el lenguaje Visual Basic que llevan a cabo
una variedad de acciones de manera repetida y automática, se encarga de interpretar y organizar
dicha información para luego mostrarla en varias hojas de cálculo de Excel. Usualmente se
separan las hojas de cálculo por cada canal de información. A simple vista pareciera la
información no entenderse y en realidad no toda la información expuesta en la base de datos de
Excel es necesaria para realizar la migración ya que existen muchos parámetros que sólo eran
útiles cuando se utilizaba la plataforma antigua, los cuales se referían usualmente a las
54
direcciones de las señales y a su ubicación física dentro de los controladores o tarjetas de señales
de entrada y/o salida.
Sin embargo para realizar la migración Experion C300 es necesario solamente recaudar los
datos referentes al punto o entidad del sistema. Dichos son el identificador, los parámetros, las
funciones de control o adquisición y procesamiento de datos Los parámetros pueden ser los datos
de entrada (PV), constantes de entonamiento, salida de control, etc. Las funciones definen la
operación del punto y puede ser seleccionada de un conjunto de algoritmos pre-programados del
sistema Experion PKS. Las alarmas, rangos de operación y conexiones entre puntos son
configurados con los mismos valores que poseen actualmente las bases de datos de la planta de
Fraccionamiento de Jose Tren C y Área 380.
Para continuar la migración, es necesario aprender a utilizar los programas necesarios para
configurar la base de datos para que esta funcione en la red FTE. Para ello se utiliza el Quick
Builder. Este es el constructor de bases de datos de puntos en el sistema Experion. Es un
programa muy potente ya que este mismo viene programado en ventanas y pestañas las cuales
indican el tipo de Canal que se está creando así como que tipo de controlador y su protocolo de
comunicación. Además toda la información referente al punto (parámetros, variable del proceso,
alrmas, rangos de operación, algoritmos de control). Esta herramienta es compatible con Excel y
no requiere de ningún programa especial para adaptar la información. Simplemente es suficiente
con crear un punto en el Quick Builder y posteriormente importarlo, junto con todos sus
parámetros y propiedades, a Excel. A partir de ese punto creado, se pueden copiar los demás
puntos del sistema junto con sus parámetros. Simplemente se pasa la información de la base de
datos vieja a la nueva copiando y pegando entre un archivo y otro, verificando siempre que haya
concordancia entre la información y la celda correspondiente.
El otro programa a utilizar es el Estudio de Configuración del Experion una interface en donde
se pueden manipular todos los aspectos del sistema. Este será utilizado solamente para ver
reflejada la base de datos cargada al sistema. Lo cual se divide en la activación y desactivación de
los canales de comunicación, también se pueden manipular por esta vía los controladores
pertenecientes a cada canal y los puntos o señales pertenecientes a cada controlador. La prueba de
puntos y señales de control necesario para llevar a cabo el protocolo FAT. Por último, la
evaluación del desempeño del sistema completo. También la evaluación específica del sistema de
55
comunicación con terceros es verificada con este programa, a través de una ventana que muestra
todos los canales de comunicación y la cantidad de datos recibidos y/o enviados y la cantidad que
están en transición.
Los últimos dos programas utilizados fueron RSLinx y ModSim. Ambos configurados en la
etapa 4 del proyecto ya que estos se van a encargar de simular cada protocolo de comunicación.
Estos se utilizan ya que no se cuentan con los controladores programables existentes en el
proyecto ya que ellos se encuentran funcionando en campo. Debido a que este proyecto es una
fase de uno más grande, y dicha fase se realiza dentro de las instalaciones de Honeywell, solo se
trabajará con simuladores. Sin embargo, dentro de la migración completa existe una fase donde
se prueba el sistema como los equipos en campo, forma parte de una de las etapas finales del
proyecto.
Una vez que en ambos programas sean emulados los canales de comunicación, estos serán
empleados durante las pruebas FAT, para probar el funcionamiento de las señales de control y
que éstas hayan sido cargadas de manera correcta tanto al servidor principal como al redundante.
Ambos programas funcionan de manera similar aunque tengan interfaces distintas. Básicamente
se tiene que introducir el tipo de señal con la que se piensa trabajar (entrada o salida, analógica o
digital) y ambos cuentan con una lista completa de direcciones (cada una adaptada a su
protocolo) en las cuales se podrá introducir la información acorde con una determinada señal.
6.2 Configuración de la base de datos de los PLC en el sistema Experion
Durante esta etapa del proyecto se procedió a separar, organizar y categorizar todas las señales
de control acorde con el tipo de punto que se estuviese tratando. Recordemos que existen señales
de entrada y de salida, tanto analógicas como digitales. Dichas señales además tienen un
controlador que las precede. A su vez dichos controladores están contenidos dentro de un canal
de comunicación. El objetivo de esta etapa del proyecto fue establecer de manera clara los
patrones de identificación de los canales y controladores además de asignar correctamente que
señales están incluidas dentro de ellos.
A su vez fue necesario darle una ubicación o dirección a cada punto dentro de su PLC
correspondiente. Esto con el propósito de emular las direcciones que cada señal presenta en su
controlador real. De manera tener ya esa información cargada al sistema y no se tenga que
56
reconfigurar la base de datos a la hora de trabajar con ella durante la migración estando en
campo.
6.2.1 Lineamientos de identificación para canales y controladores
Los canales de comunicación son enlaces que conectan los controladores SCADA con el
Servidor Experion PKS R310. Cada controlador debe tener un Canal asociado, los canales de
comunicación pueden enlazar varios controladores a la vez. Los PLCs se agrupan de acuerdo a su
ubicación geográfica dentro de la planta y de acuerdo a su funcionalidad. La información de cada
controlador será explicada más adelante. Para mantener un orden y un sentido se fijaron unos
lineamientos de identificación tanto para cada canal como para cada controladaor y fueron los
siguientes:

Para asignar los nombres de los canales de comunicación se utiliza la siguiente
nomenclatura: XX YY NN.

XX: Puede ser MB o DH para identificar el tipo de canal de comunicación, MB para
Modbus y DH para DH+ (Data Highway Plus).

YY: Tiene los caracteres “CH” (de Channel) para indicar que el nombre pertenece a un
canal de comunicación.

NN: Es un valor consecutivo, en caso que exista más de un canal con los mismos
lineamientos.
Los controladores representan los dispositivos de terceros. La configuración de los
controladores es específica para cada dispositivo e involucra mapa de direcciones, tipo de
direcciones (Modbus), tipo de archivo (Allen Bradley), dirección de esclavo, etc. Para asignar los
nombres de los controladores se utiliza la siguiente nomenclatura: XXXX_ZT, donde:

XXXX es el nombre del PLC donde reside la señal

Z: si el controlador es tipo Modbus, este valor puede ser: A, para identificar un
controlador para puntos analógicos y D: para controlador tipo digital.

T: si el controlador es tipo Modbus, este campo puede ser un carácter I (Input)
indicativo de señal de entrada o un carácter O (Output) indicativo de señales de salida.
57
Los puntos de la base de datos para los equipos de terceros son identificados con el mismo
nombre (tagname) que actualmente tienen asignado en el sistema de control TDC-3000
Honeywell existente, por lo que no aplica lineamiento para identificar dichos puntos.
Una vez establecido los lineamientos de identificación se procedió a aplicarlos en toda la data
proveniente de terceros. Para tener una mejor visión de los canales de comunicación y su
contenido en la Tabla 6.1 se muestra el mapeo de los controladores programados para protocolo
Modbus, que no es más que el seguimiento de realizado a cada controlador desde su origen en la
Red Highway conformada por los PLC (Modicon), en donde se recibe la información en primera
instancia desde los medidores o las válvulas presentes en campo, luego se menciona a que PLC
Gateway reside en el cual se prepara para comunicarse con la plataforma de Honewell y
finalmente su canal asociado en el SCADA de Honeywell.
Tabla 6.1 Mapeo de los controladores programables en protocolo Modbus
Red Hiway
Hiway-08
PLCG
36/37
Equipo Asociado
Triconex
Hiway-11
62/63
Hiway-12
Hiway-15
54/55
56
Cromatógrafos Tren
C
ACCROVEN
Temperaturas 380
Hiway-14
40
Niveles Tanques
Controlador
TRICONX_DI
TRICONX_DO
CROMAT_AI
CROMAT_DI
ACCROVEN
TEMP3801DI, TEMP3802DI
TEMP3803DI, TEMP3801AI
TEMP3,802AI, TEMP3803AI
TEMP3804AI, TEMP3805AI
TEMP3806AI
NIVTQUESAI
Canal
TCMBCH01
TCMBCH02
TCMBCH03
SRMBCH05
TCMBCH04
La red Data Highway Plus (DH+) está conformada por los PLC Allen-Bradley indicados en la
Tabla 6.2. De igual manera se muestra su mapeo completo para establecer la ruta clara del
cableado y como va a ser su cambio durante la migración en donde igualmente se exponen los
nombres de los canales y controladores establecidos acordes con los lineamientos de
identificación.
58
Tabla 6.2 Mapeo de los controladores programables en protocolo DH+
Red Hiway
Hiway-06
Hiway-09
PLCG
32
44/45
Hiway-10
46/47
Equipo Asociado
CLX A380
Tratadoras C3 (Propano)
Tren C
Hornos Tren C
Controlador
CLX01A380
TRATAD1TC
TRATAD2TC
HORNOSTC
Canal
SRDHCH01
TCDHCH02
TCDHCH01
6.2.2 Direcciones de los puntos (DH+ y Modbus)
Una de las propiedades de los puntos dentro de un controlador programable es su dirección.
Originalmente en la herramienta Quick Builder cuando se crea un punto no existe la posibilidad
de asignarle una dirección al mismo. Sin embargo, una vez creada la base de datos en dicho
programa, existe la posibilidad de importarla nuevamente del Experion al Quick Builder para
poder editar cualquier cambio. En este momento, el sistema le añade por defecto unas direcciones
a cada punto acorde al protocolo al cual sean configurados. Sin embargo, estas direcciones son
asignadas en orden de creación de cada punto.
En ese momento el cliente debe proveer la información de las direcciones de manera que
puedan ser cambiadas manualmente. Esto se realiza importando la base de datos desde Quick
Builder a Excel modificando manualmente, ya que existe una celda en la base de datos referente a
la dirección y cada dirección va acorde con su protocolo. Basta con tener la información correcta
de las direcciones, dada por el cliente, y se procede a modificarlas una por una. Cabe destacar que
es un procedimiento bastante tedioso y sujeto a errores ya que se depende de factores y
decisiones externas que no competen a la empresa que presta el servicio.
Una vez cargados al sistema tanto los canales y los controladores como los puntos
pertenecientes a cada uno de ellos se puede decir que se ha completado la base datos lista a ser
migrada. Actualmente el sistema muestra los datos asociados a cada uno de los puntos según los
parámetros de las cajas bajo las cuales se encuentran configurados, bien sean los puntos
asociados a los controladores PM, HPM ó los asociados a los PLCG (para el manejo de Equipos
de Terceros). Los detalles de todos aquellos puntos migrados del sistema TPS se visualizarán a
través de las pantallas de detalle típicas y/o propias del sistema Experion PKS R310 (despligues,
descriptores, grupos de operación, etc).
A continuación se muestra la figura 6.1 en donde se encuentra totalmente configurada la base
de Datos.
59
Figura 6.1 Base de Datos configurada en Quick Builder
Se sabe que la base de datos queda configurada completamente porque en la figura se muestra
que los puntos existen en el sistema por ende ya fueron cargados al mismo. Dichos puntos ya
contienen su nombre o etiqueta, su descriptor y toda su información de alarmas y despliegues
asociados también fue cargada a los mismos. Por último, ya las direcciones de cada uno
corresponden a los PLC a los que pertenecen de manera de asegurarse que el sistema está leyendo
la información que proveniente del sitio indicado. Se debe tener especial cuidado si los puntos no
quedan bien direccionados puesto que en el Experion éste reportara una información incorrecta y
sin embargo, no se podrá notar puesto de igual manera se obtiene de una dirección válida, lo cual
puede afectar en inconvenientes a la hora de operar la planta.
6.3 Configuración de los equipos de comunicación
Esta es la etapa del proyecto en donde se fijan y se configuran los equipos que serán
responsables de recibir, convertir y enviar la información que el funcionamiento del Tren C de la
planta de Fraccionamiento y el Area 380 de Almacenaje y Refrigeración así lo requieran. Para
realizar el cableado entre dichos aparatos se requirieron de dos (2) tipos de cables. Se necesitaron
cables tipo Ethernet para todo lo que fuesen comunicaciones que se fueran a realizar bien sea con
el Experion ya que su protocolo de comunicación es muy similar, con la diferencia que la FTE
60
posee redundancia. Además cualquier tipo de intercambio con las unidades terminales, bien sea
de parte del Experion o de los Multiplexores de puerto RS-232 requiere también el uso de cable
Ethernet.
A partir de los Multiplexores de puerto RS-232 toda la comunicación hacia terceros se realiza
vía serial (específicamente RS-232), la modalidad utilizada es full dúplex la cual es la
configuración más utilizada para las comunicaciones entre equipos de computación. Para ello de
todo el puerto seria solo se utilizan 3 pines. El Pin 3 encargado para recibir la información de los
equipos hacia Experion. Pin 5 utilizado para enviar información hacia los controladores. Por
último, Pin 9 para conexión a tierra.
6.3.1 Configuración Terminal Servers
Una vez armada y descargada la base de datos sobre el servidor principal, se procedió a la
configuración de todos aquellos dispositivos de que serán los responsables de llevar a cabo la
comunicación entre los dispositivos de terceros y el EPKS. Primero empezaremos con las
unidades terminales ya que estos van a comunicarlos directamente al Experion y además
funcionarán para ambos protocolos. Son en total 4 Unidades terminales, uno destinado para Tren
C (Principal) junto con su redundante y el otro destinado para el Área 380 (Remota) y su
redundancia. Cabe destacar que se está utilizando esta cantidad debido a que ambas salas de
control están físicamente muy distantes unas de otras.
Para configurar las unidades terminales se necesita una conexión directa al equipo a través de
un computador portátil que dentro de la arquitectura del sistema se conoce como Estación Flex o
de Mantenimiento. A diferencia de las estaciones regulares, estas son mucho menos rigurosas en
cuanto a seguridad ya que usualmente son manejadas por ingenieros de campo y por su función
específica de mantenimiento. Con dicha estación se van a configurar todos los dispositivos del
sistema.
Las unidades terminales utilizados en este proyecto constan de 8 puertos para protocolo
Ethernet. Los parámetros designados para son: la dirección IP con la cual se identifica cada
servidor y a su vez todos los canales y controladores que van a pasar por el mismo, es decir, la
dirección IP va a permitir que los canales cargados al Experion y la información proveniente de
los controladores se comuniquen ya que van a tener la misa dirección. El tiempo de espera del
61
servidor terminal, se refiere al tiempo que éste va a esperar a recibir respuesta de los
multiplexores de puerto y del sistema Experion. El tiempo de espera de lectura del canal, como su
nombre lo explica, es el lapso que el servidor va a esperar una vez haya establecido la conexión
previa para poder detectar canales de información existentes. Una vez detecte el canal, hay un
tiempo de espera para leerlo. Los tiempos asignados a cada parámetro forman parte del protocolo
que se debe seguir para configurar los servidores, en donde son fijados con los valores mostrados
en cada una de las tablas como estándares y sólo se cambian si el proceso o el sistema lo
ameritan. El parámetro Canal Marginal se refiere a la relación entre mensajes enviados y
mensajes no recibidos del canal. Cuando ésta se encuentra al 25% dicho canal pasa a estado
Marginal que se refiere una conexión poco funcional y probablemente sea necesario revisarla.
Igualmente el parámetro Canal Fallido evalúa la misma relación solo que ésta al llegar al 50% da
como estado de Fallido se van a configurar de la manera en cómo se muestra en las tablas 6.3 y
6.4:
Tabla 6.3 Terminal Server Canal FTE A Sala de Control Principal (Nível 2) (TS-02):
Variable
Dirección IP:
Valor
192.168.4.7
Tiempo de Espera
Servidor Terminal:
180 sec.
Tiempo de Espera
Conexión del Canal
10 sec
Tiempo de Espera
Lectura del Canal:
2 sec.
CanalMarginal:
25 beats
Canal Fallido:
50 beats
62
Tabla 6.4 Terminal Server Canal FTE B Sala de Control Principal (Nível 2) (TS-02)
Propiedad
Dirección IP:
Valor
192.168.4.8
Tiempo de Espera
Servidor Terminal:
180 sec.
Tiempo de Espera
Conexión
del
Canal
10 sec
Tiempo de Espera
Lectura del Canal:
2 sec.
CanalMarginal:
Canal Fallido:
25 beats
50 beats
Las tablas 6.5 y 6.6 ambas muestran como fueron configurados las unidades terminales en las
salas remotas. Se realiza de manera similar sin embargo se cambia la secuencia del IP ya que se
trata de otras direcciones asociadas, sin embargo se debe mantener que el servidor redundante
tenga dirección IP un número mayor que la principal.
Tabla 6.5 Terminal Server Canal FTE A Sala de Control Remota (Nível 1) (SR-TS01)
Propiedad
Dirección IP:
Valor
192.168.4.39
Tiempo de Espera
Servidor Terminal:
180 sec.
Tiempo de Espera
Conexión
del
Canal
10 sec
Tiempo de Espera
Lectura del Canal:
2 sec.
CanalMarginal:
25 beats
Canal Fallido:
50 beats
63
Tabla 6.6 Terminal Server Canal FTE B Sala de Control Remota (Nível 1) (SR-TS01)
Propiedad
Dirección IP:
Valor
192.168.4.40
Tiempo de Espera
Servidor Terminal:
180 sec.
Tiempo de Espera
Conexión
del
Canal
10 sec
Tiempo de Espera
Lectura del Canal:
2 sec.
CanalMarginal:
25 beats
Canal Fallido:
50 beats
Para la configuración de canales en el Quick Builder es necesario asignarle una dirección IP
junto con los otros parámetros que aparecen en la configuración de cada Terminal Server.
Dependera de si el PLC está asociado a la sala de control principal (Tren C) o a la sala de control
Remota (Área de Refrigeración y Almacenaje).
Análogamente, se le colocan a los canales de comunicación la dirección IP redundante. Los
dispositivos pertenecientes a la sala principal de control son ACCROVEN, Triconex, Tratadoras
de Propano, Hornos de Tren C y Cromatógrafos. A su vez, en la sala remota se encuentran el
control Antisurge (CLX A380), Paneles de fuego (Temp A380) y Nieveles de Tanques.
Los demás parámetros están referidos al tiempo de intento de comunicación del Terminal
Server y los canales antes que se dé la conexión como fallida. Los tiempos asignados vienen
configurados por defecto en el equipo. Usualmente esta relación entre mensajes enviados y no
recibidos para los parámetros de Canal Marginal y Canal Fallido debería estar a un máximo de
1% para considerarla una comunicación exitosa.
6.3.2 Configuración de Multiplexores de Puerto RS-232
La plataforma de comunicación Modbus permitirá la integración del Sistema Experion PKS
con los equipos de terceros los cuales poseen interfaz de comunicación serial RS-232 y/o RS-485.
64
Esta integración se realizará por medio de Multiplexores de puerto RS-232/RS-485 (Modelo 366103-122 / OMNII-COMM-MB-3,
Modbus Serial Multiplexer 3 ports, las especificaciones
técnicas del dispositivo se encuentran en el anexo D) y unidades terminales, los cuales son
interfaces inteligentes que permitirán la comunicación de los equipos de terceros (bajo protocolo
ModBus) hacia la red FTE (Para especificaciones técinas del dispositivo ver anexo E).
Para configurarlos, como se menciono en la Etapa 3 de la metodología bajo la sección
Configuración de los Módulos MARC, es necesario acceder a ellos a través de un cable serial con
un canal para mandar información otro para recibir y una conexión a tierra. Se accede al software
y se configuran los 4 puertos del multiplexor (P1, P2, P3, P4) bajo las condiciones que se
muestran en la tabla 6.7, las cuales son estándares para la comunicación serial RS-232.
Tabla 6.7 Configuración Multiplexores de puerto RS-232/RS-458
Propiedad
Velocidad
Control
Flujo
Tipo
Valor
9600b/s
de
Bits de Data
Paridad:
Bits de Parada:
Deshabilitado
Dinámico
8
Ninguna
1
La velocidad de 9600 b/s es estándar para las comunicaciones con este tipo de dispositivos. El
control de flujo también conocido como handshaking se utiliza, principalmente para protocolos
RS-232, para regular el flujo de información que llega al multipuerto y la cantidad de
información que se emite hacia las unidades terminales y viceveresa.
Esto puede tener varios propósitos, cuando ya el servidor no puede recibir más información
del cliente y viceversa, o para almacenar aquella data utilizada recientemente y ésta pueda ser de
más fácil acceso si se necesita de ella en un tiempo inmediato. Sin embargo, al utilizar el
handshaking se reduce el ancho de banda por ende se vuelve el sistema más lento y en este caso
se decidió prescindir de esta función ya que el sistema Experion es capaz de aguantar la
65
información enviada por terceros y más. Además es un sistema mucho más rápido que sus
predecesores y también consta con la misma cualidad de almacenar información recientemente
utilizada en su memoria Flash.
Los Data Bits y los Stop Bits son 8 y 1 respectivamente, esta es la disposición estándar que se
utiliza para equipos electrónicos nuevos. La paridad se refiere al chequeo de errores la cual
también se deshabilita al igual que el control de flujo. Por último, el tipo dinámico se refiere a
que por ese canal se va a estar pasando información constantemente en vez de ser sólo cuando la
solicita el usuario.
6.3.3 Configuración de Covertidores de Señal DL-3500
Los equipos que funcionen con un protocolo de comunicación Data-Highway (Allen-Bradley
de Rockwell) se integrarán por medio de un Módulo Convertidor DH+ a DF1 (Modelo DL-3500)
el cual se muestra en la figura 6.2, para llevar del formato multidrop DH+ a formato serial DF1
(para especificaciones técnicas del modelo DL-·3500, ver anexo F); luego para aportarle la
propiedad de comunicación redundante compatible con la Red FTE se enlazara con un
multiplexor de puerto (Modelo 366-103-121 / OMNII-COMM-DF1-3, A-B DF-1 Multiplexer 3
ports) y de esta forma se lograra la conexión a dos (2) Unidades terminales, uno para cada enlace
FTE.
Figura 6.2 Módulo Convertidor DH+ a DF1
El último dispositivo, al igual que con el multiplexor, hay q configurar el puerto serial como
RS-232 y de igual manera colocarle los mismos atributos ya que de ser distintos no habrá
comunicación entre los mismos. Para que este pueda ser compatible tanto con el protocolo Allen-
66
Bradley como para la comunicación serial, el dispositivo debe estar configurado para que su
modo de operación sea para convertir a DF1 información que viene por vía serial. El protocolo a
trabajar “A-B DH+”(Allen-Bradley, Data Highway Plus) que es el empleado de los existentes en
Rockwell. La velocidad del canal serial nuevamente será de 9600 baudios/segudo ya que este es
el empleado por los conectores RS-232 de otro modo la comunicación no se da. En figura 6.3 se
muestra cómo va configurado el convertidor DL-3500
Figura 6.3. Parámetros generales de la Configuración del módulo DL-3500
En la figura 6.4 se muestra cómo la configuración del canal de salida del convertidor de señal
y constatar que es igual al del multiplexor MARC (RS-232). De nuevo, se utilizó en protocolo 8
bits de datos, 1 bit de parada, sin paridad y sin control de flujo
67
Figura 6.4. Parámetros comunicación serial del módulo DL-3500
6.4 Configuración de los canales de comunicación
Los canales de comunicación necesitan ser activados desde el Sistema Experion para que
puedan ser puestos en funcionamiento ya que éste es el que permite que la comunicación se dé y
no viceversa. Esta solo se puede dar una vez que los dispositivos de control estén debidamente
configurados y conectados al servidor principal y redundante de manera que sea compatible
perfectamente con la red FTE. Se activan los canales desde el servidor y se corrobora que su
conexión no pase ni a marginal ni a fallida en cuyo caso estaría presentando defectos. La mala
comunicación puede ser dada o por un fallo físico en la conexión del cable serial proveniente de
los simuladores de control, o también una mala configuración dispuesta a la hora de elaborar los
cables Ethernet. También pueden ser errores por efecto de malas configuraciones en los
simuladores los cuales se explicarán más adelante. Es necesario ver tanto el funcionamiento de
los canales de comunicación y el funcionamiento de los simuladores de protocolo como
actividades de que van en conjunto, es decir, no se va a lograr una sin la otra, he aquí la
importancia de esta etapa en el proyecto.
6.4.1 Simulación de puntos SCADA en protocolo Modicon
Para poder llevar a cabo las Pruebas FAT, es necesario simular las señales emitidas por los
PLC Allen-Bradley y Modbus, ya que con ellos no se puede probar directamente ya que se
68
encuentran operando en campo. Una vez creada la plataforma de comunicación con terceros
siguiendo el procedimiento explicado anteriormente, se instalan dos simuladores, uno para cada
protocolo, de señales de control y así poder probar todos los puntos y sus parámetros (Estados,
alarmas, rangos de operación etc.) en el sistema Experion y además corroborar que su dirección
en el PLC es la correcta.
Para los controladores Modicon, se utiliza un simulador de señales llamado ModSim, para
operar simplemente se crea un canal con sus respectivos controladores y la cantidad de señales
que cada controlador requiera, además de especificar si son analógicas o digitales, señales tipo
entrada o salida. Como proveedor ficticio de información serial para Modicon se utilizan las
computadoras disponibles en la arquitectura del sistema los cuales poseen salidas de puertos
seriales y que al instalarse el simulador en cada una de ellas pueden hacer la función de un
controlador. A continuación se muestra la tabla 6.8 con cada computadora del sistema utilizada
con este fin y que canales contiene:
Tabla 6.8 Ubicación de los canales de comunicación en la arquitectura
Computadora Canal
TCMBCH03
Servidor A
TCMBCH02
Servidor B
Controlador TCMBCH01
de Dominio
Estación de SRMBCH05,
Ingeniería SRMBCH04
Se configura la comunicación serial de salida del simulador bajo el mismo protocolo en el cual
están configurados los multiplexores. Cabe destacar que si alguna de estas opciones no coincide
con la de un puerto serial RS-232, el simulador no cumplirá su propósito. En la figura 6.5 se
muestra una imagen del simulador de modbus el cual está siendo configurado con comunicación
serial RS-232.
69
Figura 6.5 Pantalla de simulación protocolo Modbus (ModSim)
Del lado derecho de la figura 6.6 se muestra la configuración. Se muestra que está en
protocolo Modbus unidad terminal Remota, con la configuración de comunicación serial
apropiada (RS-232) en donde la velocidad de transmisión es 9600 baudios/segundo los bits de
datos y parada son 8 y 1 respectivamente y no existe la paridad.
Se debe estar pendiente de configurar los puertos que están siendo utilizados para la
comunicación. Se tienen en total 8 puertos, por defecto siempre se trabaja en el puerto uno (1).
Excepto para la simulación en la Estación de Ingeniería ya que consta con 2 puertos seriales
entonces se utilizan los puertos uno y dos. Este simulador se encarga de enviar cierta información
que es captada por los Multiplexores que la transforman en protocolo Ethernet. A partir de este
punto la información pasa a las unidades terminales principales y redundantes respectivamente.
Desde ahí son leídos por el Experion.
Cada canal debe ser creado con una dirección IP que concuerde con las unidades terminales
principales y redundantes que hayan sido asignadas. Al canal también se le asigna un puerto de
conexión y éste debe coincidir tanto en configuración como físicamente. Para nombrar el puerto
en el QuickBuilder se le asigna bajo la ventana de número de puerto los dígitos 200 seguido por
el puerto asignado (1-8). En la figura 6.6 se muestra como deben estar configurados los canales
propiamente:
70
Figura 6.6 Pantalla de Ejemplo de Configuración adecuada para Canales de Comunicación
En la figura 6.6 se muestra el canal señalado TCMBCH02, cuyo nombre va acorde con los
lineamientos de identificación establecidos para esta migración. El tipo de puerto utilizar es el de
los Terminal Sever. El IP esta propiamente asignado y éste va a depender del área (Tren C o 380)
al q pertenezca al canal y en su puerto redundante debe ir el mismo IP pero su último dígito debe
ser un número mayor. El tiempo de conexión es de 3 minutos al igual que la configuración del
Terminal Server y el puerto de conexión utilizado para el canal debe ser consistente a como está
conectado físicamente.
6.4.2 Simulación de puntos SCADA en protocolo Allen-Bradley
Para la simulación del protocolo DH+ de Allen-Bradley fue necesaria la presencia física de un
PLC-5, igual al utilizado en campo, del mismo protocolo de información ya que no existe un
simulador por computadora capaz de recrear el formato multidrop DH+. Este es capaz de simular
las direcciones de los puntos dentro del PLC además de adaptarlas a las mismas que ellas poseen
en los instrumentos de campos y poder probar así con más certeza los controladores
programables de dicho protocolo dentro de las pruebas FAT.
Al igual que para el protocolo Modbus, el PLC-5 Allen-Bradley es conectado al desde la
estación Flex al controlador vía comunicación serial el cual posteriormente pasa a los
convertidores de señales DH+ a DF1. Salvo por el paso del convertidor de señal, la lógica de
cómo funciona el canal DH+ es idéntica al Modicon, cuidando por supuesto la asignación de
71
puertos y de direcciones IP correspondientes Las señales que posteriormente serán vistas en el
sistema Experion se recrean en el software de los PLC de Rockwell llamados RSLogix, a través
de los cuales se pueden simular señales tanto analógicas como digitales de entrada y salida acorde
sea el caso. A continuación se presenta la figura 6.7 una representación del software RSlogix
captando las señales digitales para los PLC Allen-Bradley.
Figura 6.7. RSLogix Señales digitales para los PLC Allen-Bradley
Las señales digitales en la figura 6.7 son aquellas que vienen dadas por cada posición dentro
de una fila precedida por la letra “N” seguida de un número. La señal digital puede encontrarse
en 2 posiciones la cero o la uno. Es cuestión de cada proceso y sus señales involucradas el
significado de cada estado. Un poco más arriba de donde dice “OFFLINE” se muestra la
conexión que existe entre el software y el dispositivo de control, es necesario que en esta pestaña
se muestre que haya comunicación con el PLC.
Una vez simulados los dos protocolos de información de terceros se pudo proceder con las
pruebas FAT. Además que se pudieron direccionar los puntos dentro de cada PLC por lo cual se
72
pudieron cumplir las indicaciones de dicho protocolo acorde como lo establecía el mismo.
6.5 Pruebas de integración con los equipos
Una vez establecida la comunicación a través de los simuladores se procede a las pruebas de
integración con los equipos donde se revisa que la información migrada, en efecto, funciona de
manera correcta. Estas pruebas deben cumplir básicamente 3 demandas, el protocolo FAT que se
encarga de revisar toda la información necesaria dentro de cada señal, esta parte asegura el
funcionamiento de las lógicas de control que se encargan de mantener activa la planta. La
segunda demanda es la del funcionamiento general del sistema. Actualmente existe un comando
que no solo revisa el funcionamiento de equipos de tercero sino toda la arquitectura del Tren C y
Área 280 integrada y es la onda sinusoidal. Ésta nos va a mostrar si en efecto el Servidor PKS es
capaz o no de aguantar todos los equipos que se le fueron instalados (Estaciones de operadores,
controladores de Dominio, Controladores C300, tarjetas de señales de entrada y salida,
computador ACE para ejecutar y configurar lógicas de control, etc.). Paralelamente, se le
aplicaran pruebas de lecturas a cada controlador. Por último, la implantación de estrategias de
captación de datos de cada controlador las cuales son establecidas para optimizar el flujo de
información. Con esto se busca que la información de mayor importancia para el control de la
planta se actualice rápidamente cuidando que no se sobrecargue el sistema.
6.5.1 Protocolo FAT
Las Pruebas de Aceptación en Fábrica son aquellas en donde el cliente corrobora que tanto el
software como el hardware de la arquitectura que va a ser instalada en su planta están en correcto
funcionamiento. Dichas revisiones se hacen una vez que ya todo el sistema fue debidamente
instalado y configurado en el área de pruebas de las oficinas de Honeywell y son parte de un
protocolo de seguridad que se debe de cumplir antes que se lleve a cabo la migración de los
sistemas en la planta de manera de poder corroborar que todos los lineamientos impuestos por
ellos se estén cumpliendo.
En dicho procedimiento también están incluidas las revisiones de la comunicación con los
dispositivos de terceros, esto sirvió como una manera conveniente para corroborar que la base de
datos cargada al sistema no tuviese errores en ninguno de sus puntos y que además se reflejaran
73
correctamente en el sistema Experion. En el Anexo G se puede observar un ejemplo del protocolo
de las pruebas FAT en donde se especifican los aspectos a revisar de cada punto perteneciente a
dispositivos de terceros.
En dicho procedimiento se incluye que revisar el nombre de cada punto, su descriptor y su
dirección de los contenidos en el Controlador Programable. Esto referente a la parte de
identificación. En cuanto a la parte de funcionamiento se revisan que la variable del proceso de
cada punto esté entre los rangos establecidos así como en las unidades apropiadas. También se
verifican las alarmas de cada punto tanto los limites de alta y baja como el grado de importancia
de cada alarma. Cada punto está asociado a un despliegue o esquemático de la planta en donde se
muestra su ubicación geográfica y el equipo en donde el mismo desempeña la función para la
cual fue diseñado, esto se verifica también aunque se sale del alcance del proyecto.
Es de gran importancia que esta labor se lleve a cabo por un ingeniero de procesos con
conocimientos en el área de control y automatización industrial. Es necesario fusionar ambas
disciplinas para lograr llevar a cabo la migración. Se necesita saber a ciencia exacta qué función
cumplen las señales de control que se están cargando al sistema y si los rangos y alarmas que se
están configurando tienen sentido dentro del proceso involucrado. Igualmente la información
contenida en los dispositivos de terceros está esparcida a lo largo de todas las áreas del tren de
producción y el área de almacenaje y se requiere de su pericia para identificar en donde están
ubicadas cada una de las señales y cuál es su función dentro de dicho sector del proceso. Además
es importante que el ingeniero de procesos conozca también cómo funciona la arquitectura de
control instalada. Con esto, una vez puesta en funcionamiento en campo se puedan atender las
eventualidades que ocurren a diario ya que por tratarse de un proceso continuo no se puede
esperar a que se traslade a campo algún ingeniero de control a atender cualquier situación.
6.5.2 Chequeo del estado del sistema Experion
Una vez establecida la comunicación entre dispositivos de tercero y la arquitectura SCADA de
Honeywell, se procedió a evaluarla, de manera de corroborar que ésta no presentara ninguna falla
dentro del sistema. Para ello se utilizaron varias herramientas de análisis. La primera es un
chequeo establecido por el Experion para sus canales de comunicación con terceros. Por defecto
y para los primeros análisis se estableció el período de escaneo para todos los dispositivos de 5
74
segundos para cada uno.
Se realizaron las primeras pruebas al sistema, la primera fue la onda sinusoidal acorde con el
funcionamiento del sistema. Si dicha curva ocurría de manera continua significaría que el sistema
funciona perfectamente. Si la curva presenta escalones o puntos de inflexión significaría que el
sistema presenta alguna falla. Para realizar la prueba se debe crear un canal aparte con un
controlador y un punto asociado en Quick Builder con las especificaciones que se muestran a
continuación en la tabla 6.9
Tabla 6.9 Propiedades del punto a introducir al sistema para la onda sinusolidal
Propiedad
Valor
Tipo de Dirección
File
Archivo
8
Record
1
Palabra
114
Bit
0
Ancho
16
Formato
INT2
Unidades de Ingeniería EU
Valor Rango 100%
10000
Valor Rango 0%
0
De esta manera se configura el punto para que capte la información de una dirección
específica del sistema la cual va arrojando valores en el rango especificado y que de funcionar el
sistema correctamente se debería proyectar una onda sinusoidal. Para que esto se dé se crea en el
servidor una gráfica que capte la información recibida por dicho punto al que llamamos
“SINEWAVE”. En la figura 6.9 se muestra el funcionamiento del sistema con las condiciones
predeterminadas de lectura de todos sus puntos cada 5 segundos, nótese que la curva tiene una
forma suave y continua lo que demuestra cómo va desempeñándome el SCADA de Honeywell
75
Figura 6.8. Onda Sinusoidal del EPKS sin ninguna estrategia.
La razón por la cual dicha curva es suave, sin picos, y de manera sinusoidal, es porque al tratar
procesos continuos, como los referentes a la actividad petroleras y de extracción de gas, se
necesita un flujo constante de información para mantener el control de la planta con la que se esté
trabajando. Una curva que presente picos o escalones, no representan el funcionamiento
adecuado ya que, un comportamiento como tal, refleja que se está acumulando información en el
Terminal Server o que simplemente no se está enviando o recibiendo información de los
controladores. Esto se puede traducir, en que ni las variables del proceso continuo, ni las alarmas
que lo regulan, intercambien información constantemente, situación que podría llevar en el peor
de los casos a un accidente en campo.
Para corroborar dicho resultado se probó que ningún canal de información que contenga los
dispositivos de terceros, esté sobrecargado, es decir, que los paquetes de información que mande
no se queden estancados en el tráfico sino que puedan llegar a tiempo a su destinatario. A
continuación se presenta la figura 6.9 que representa dicho análisis del sistema Experion a todos
los canales de información sin ningún tipo de percance. La información que interesa interpretar
de la figura 6.9 se explicará posteriormente.
76
Figura 6.9 Vista general de los canales de comunicación con terceros en el EPKS
De los canales del protocolo de información de Rockwell existen 2 de ellos que se encuentran
en modo fallido, esto ocurre gracias a que sólo se dispone de un PLC para realizar las pruebas de
comunicación. Sin embargo, estas pruebas son muestras suficientes de todo cambio posible que
se le pueda incluir a la arquitectura de la planta de Fraccionamiento de Jose en su Tren C y su
Área de Almacenaje y Refrigeración.
De estas pruebas lo más importante a destacar es la sección que se encuentra por debajo del la
columna que tiene como título “Ovld” ya que esto indica si el canal de comunicación está
sobrecargado, es decir, que la cantidad de información que se le exige es mayor que la que puede
proveer o que no la puede cumplir en el tiempo estipulado. Además de la indicación de
sobrecarga además se encuentran las columnas de “Daq” y “Cnt”, éstas se refieren a los pedidos
pendientes bien sea de adquisición de datos o de señales de control a los distintos PLC.
Usualmente si existe buen funcionamiento en el canal el número en cada columna debería ser
cero o por lo menos mantenerse en un valor cercano al mismo y eventualmente llegar a cero.
Posteriormente se realizan las pruebas de escaneo, éstas muestran cuantos paquetes de
información está leyendo el sistema en total cada vez que hace una captación de datos y el
promedio de puntos leídos por segundos. Además la información se expone acorde a la
frecuencia con la que se leen todas las señales que pueden ir desde cada un segundo pasando por
una serie de intervalos hasta el último que se refiere a la lectura de un punto una vez por hora o
3600 segundos.
77
Estas pruebas se ejecutan a través de un comando, que se introduce en la Ventana de
Comandos de Windows del servidor principal de la arquitectura, que se llama LISSCN y que
posteriormente se puede importar a cualquier archivo de texto o tablas en Excel. En la figura 6.11
se muestra una de las pruebas realizadas con este comando. De la manera como son presentados
los resultados es muy incomodo trabajar, ya que por lo reducido del espacio de la ventana de
comandos no se muestran todos los datos, en la figura 6.10 se observa cómo hay tablas que se
muestran incompletas y además tampoco éstas pueden ser manipuladas, por ser esta una ventana
de comandos
Figura 6.10 Pantalla del comando ejecutado LISSCN
De este archivo también se extraen todos los controladores y cierta información referente a los
controladores contenidos en el sistema se dan sus nombres, el tipo de lectura que se realiza en los
mismos, cual es el primer punto asociado y su dirección exacta. Toda esta información sirve para
corroborar la validez de los mismos sabiendo que fueron cargados de manera correcta en la base
de datos del Experion. En la tabla 6.10 se muestra la extracción de esta información del reporte
78
Tabla 6.10 Controladores ubicados por el comando LISSCN
TIPO DE
LECTURA
RTU
Adquisición en
Hardware
1
Adquisición en
Hardware
2
Adquisición en
Hardware
4
Adquisición en
Hardware
6
Adquisición en
Hardware
9
Adquisición en
Hardware
10
Adquisición en
Base de Datos
20
Adquisición en
Hardware
11
Adquisición en
Hardware
3
Adquisición en
Hardware
12
Adquisición en
Hardware
13
Adquisición en
Hardware
14
Adquisición en
Hardware
15
Adquisición en
Hardware
16
Adquisición en
Hardware
17
Adquisición en
Hardware
18
Adquisición en
Hardware
1
Adquisición en
Hardware
2
Adquisición en
Hardware
9
Adquisición en
Hardware
3
CONTROLADORES
PRIMER PUNTO
PRIMERA
DIRECCIÓN
CLX01A380
XSD809LW.PV
N7:0/4 for 35
TRATAD1TC
KV100726F.PV
N7:0 for 114
HORNOSTC
HS731051.PV
N7:4/9 for 33
TRICONX_DO
HS709121.PV
ACCROVEN
03_TI_0202_1.PV
TEMP3801DI
UI810101.PV
CONUSE1
SINEWAVE.PV
TEMP3802DI
UI810201.PV
2001 BIT 0 for 38
400002 U4095 for
74
100037 BIT 0 for
33
F: 8 R:1 W:114
B:0 W:16 INT2
100024 BIT 0 for
33
TRATAD2TC
AE100701.PV
TEMP3803DI
UI810301.PV
TEMP3801AI
TI8095G.PV
TEMP3802AI
TI8096G.PV
TEMP3803AI
TI8095T.PV
TEMP3804AI
TI8096W.PV
TEMP3805AI
TI809JZ.PV
TEMP3806AI
TI80974.PV
N7:271 for 4
100027 BIT 0 for
33
300015 U4095 for
23
300015 U4095 for
23
300015 U4095 for
23
300015 U4095 for
23
300015 U4095 for
24
300015 U4095 for
31
CLX01A380
HS809F61.PV
N7:41/5 for 23
TRATAD1TC
TJB108C01.PV
ACCROVEN
03_FI_0202_1_2.PV
N7:521 for 10
407002 U4095 for
38
TRATAD2TC
AE1005041.PV
N7:283 for 4
79
Continuación tabla 6.10 Controladores ubicados por el comando LISSCN
Adquisición
en Hardware
Adquisición
en Hardware
Adquisición
en Hardware
Adquisición
en Hardware
Adquisición
en Hardware
1
CLX01A380
HS809UA4.PV
N7:69 for 31
3
TRATAD2TC
II10018.PV
N7:311 for 4
3
TRATAD2TC
AE100610.PV
N7:323 for 16
3
TRATAD2TC
AE1005104.PV
N7:346 for 6
3
TRATAD2TC
AE100614.PV
N7:360 for 4
Cuando se trata de controladores la adquisición de datos es directamente del hardware o
equipo, eso se refiere a que son datos tomados de los instrumentos ubicados en campo que se
almacenan en el PLC. Sin embargo, el controlador CONUSE1 utiliza información que le provee
la base de datos del Experion, esto es porque dicho controlador es ficticio y fue creado para
evaluar el desempeño general del sistema. La dirección que muestra es la única existente y su
creación fue explicada anteriormente.
La información más importante para sacar conclusiones y tomar decisiones acerca de la
estrategia de escaneo de datos, esta al igual que la tabla anterior se extrae del reporte LISSCN. Se
muestra en la columna principal muestra los períodos o intervalos de tiempo en los que se puede
hacer una lectura de datos, estos van de un segundo a una hora. Existen 2 lugares posibles en
donde pudiera haber lectura de puntos en este caso. El primero y más importante es el Hardware
el cual está referido a los controladores programables, en este se muestran la cantidad de
escaneos (S), puntos (P) y direcciones (A). Recordemos que las direcciones pueden ser asociadas
a más de un punto. El otro es el perteneciente al canal evaluador del sistema y es la base de datos
que solo consta de escaneos (S) y puntos (P). Existen 2 tablas de este tipo, una muestra el número
de señales totales asignadas a cada período. La segunda, un poco más didáctica muestra el
número de puntos y lecturas que ocurren cada segundo. En la Tabla 6.11 se muestra el escaneo de
puntos por segundo y fueron las utilizadas para evaluar cada estrategia de comunicación e
intercambio de información. Los números que aparecen son referentes a una primera prueba que
se le hizo al sistema sin aplicar ninguna estrategia de captación de datos
80
Tabla 6.11. Escaneo de puntos por segundo
Periodo
Tiempo (s)
0
1
2
5
10
15
30
60
120
300
900
1800
3600
Sub total
Base de Datos
S
P
0
0
0
0
0
0
0.2
0.2
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
S
P
0.2
0.2
S
0
0
0
4.6
0.1
0
0
0
0
0
0
0
0
S
4.7
Hardware
P
0
0
0
214.8
114.6
0
0
0
0
0
0
0
0
P
329.4
Total
A
0
0
0
301.4
10
0
0
0
0
0
0
0
0
A
311.4
S
0
0
2
4.8
0.1
0
0
0.3
0
0
0
0
0
S
7.2
P
0
0
0
215
114.6
0
0
0
0
0
0
0
0
P
329.6
6.5.3 Estrategias de escaneo de datos
Para llevar a cabo estas estrategias fue necesario aplicar criterios sobre ingeniería de procesos
ya que fue necesario determinar cuál era el papel que cumplía cada controlador dentro de las
áreas de operación a migrar. En base a esto se estableció un orden de prioridad para cada uno.
Para ello fue necesaria la revisión de las señales que estos incluían y si la función que
desempeñaban iba acorde con el controlador apropiado. Por otro lado, a la hora de aplicar una
estrategia de escaneo se tuvo que fijar primero que señales merecían un escaneo con un período
más corto para garantizar una mejor operatividad y en cuales era posible fijar uno más largo y de
esta manera no sobrecargar el sistema con información innecesaria. Para poder ubicar las señales
de control críticas fue necesario un conocimiento del proceso llevado a cabo en campo y de esta
manera realizar una búsqueda más rápida a través de los despliegues configurados en el sistema.
Sin conocimiento del proceso hubiese sido imposible puesto que existen más de 5000 puntos
cargados a la base de datos del sistema y se hace imposible la idea de revisarlos uno a uno por su
nombre.
Estas estrategias buscan un mejor funcionamiento del sistema, es decir, la captación más
eficiente de datos. Aquellos datos que requieran ser actualizados en períodos más cortos serán por
81
su importancia dentro del proceso o por exigencias del cliente. Aquellos otros datos que no son
tan cambiantes se podrán actualizar de manera más lenta logrando así un equilibrio dentro del
sistema. Por el contrario, si alguna de las estrategias implementadas no cumple con éxito las
pruebas de funcionamiento del sistema, es decir, logran sobrecargar el canal de comunicación en
donde fueron impuestas, quedarán destacadas ya que lo anterior es prioridad dentro del proyecto
de migración.
Por exigencias del cliente se pidieron que los puntos de estados se actualicen lo más rápido
posible. Para ello, se le bajo el periodo de escaneo de 5 segundos como habían sido configurados
todos los puntos del sistema originalmente a 2 segundos. Los controladores que poseen entradas
digitales reportados en la base de datos son Triconex, Tratadoras de C3, CLX01A380 y
Temperaturas A380. La mayor prueba quizá para el sistema haya sido bajar la lectura de PV al
controlador CLX01A380 puesto que consta de 968 puntos de estado. Una comunicación exitosa
con este controlador sin sobrecarga dio una mejor visión de la capacidad del sistema sobre qué
cantidad de puntos de estado puede soportar a 2 segundos.
Triconex consta de 158 puntos digitales de entrada y 28 puntos de salida y no presentó mayor
problema a la hora de reducir su período de lectura. Al controlador de Hornos igualmente se
redujo el PV Scan a 2 segundos (137 señales) y las señales analógicas se mantuvieron a 5
segundos ya que por tratarse de un horno es un equipo mucho más delicado con el control de
temperaturas ya que se ven incluidos factores de seguridad tanto humana como del
funcionamiento de la planta que requieren constante monitoreo de parte del sistema.
Las tratadoras de propano, en general, poseen la particularidad que para controlarlas es
necesario constar con entradas analógicas y entradas digitales. Las entradas analógicas para este
controlador son en su mayoría indicadores de temperaturas, dichas señales no presentan
usualmente cambios tan bruscos en su PV. Muchas de estas señales poseen un amplio rango de
operación lo que significa que pequeñas variaciones de la a través del tiempo no presentan una
falla crítica para el equipo. Dichos valores empiezan a llamar la atención cuando se acercan bien
sea a su límite inferior o a su límite superior. Por estas razones, se aumentó el rango de escaneo a
10 segundos para las entradas analógicas de temperatura. De esta manera, se le está quitando
carga tanto al canal como al sistema.
A la hora de reducir el período al canal SRMBCH05 referente a las Temperaturas del A380, se
82
presentó una sobrecarga a pesar de solo contar con 39 puntos de estados, sin embargo, dicho
canal cuenta con 6 controladores lo que significa mayor carga para el mismo ya que de hacerle
una lectura a cada uno por separado lo cual toma mayor trabajo que hacer una lectura a muchos
puntos en un solo controlador, además que también existen señales analógicas las cuales poseen
mayor información y presentan una mayor carga al estar ubicada en distintos controladores. Al
aplicar el comando LISSCN al sistema sobrecargado se obtuvo un resultado de 29,1 lecturas de
los dispositivos realizadas por segundos. Para establecer una comparación, el valor por defecto
fijado de períodos de 5 segundos para el escaneo de todas las señales fue de 7,2 lecturas por
segundo. Con esto se muestra que el sistema presentaba una carga mayor significativa. Sin
embargo, a pesar de presentar una sobrecarga, el punto SINEWAVE del sistema siguió
presentando una curva suave sin picos. Se mantuvo entonces la configuración original de la
lectura cada 5 segundos.
El controlador proviene de otra planta que tiene el mismo nombre que se encarga de surtir con
gas natural al complejo Jose. Contiene en su mayoría medidores de flujo de gas. Las mediciones
de flujo por lo general presentan mayores fluctuaciones que las de temperatura o las de presión,
en especial los flujos de gas. Esto es porque usualmente, dichas fuentes de gas natural provienen
de yacimientos los cuales no funcionan a un ritmo constante, por ende se le hace muy difícil a un
PLC poder gobernar las salidas de flujo con la precisión con la que pueden cumplir otras labores.
Por estas razones, es importante que el período de lectura de los medidores de flujo sea el menor
posible. Originalmente, se intentó colocar períodos de 1 segundo dentro del controlador sólo para
los indicadores de flujo pero el canal presento sobrecarga. Se dio prioridad a los medidores de
flujo que se dejaron en 2 segundos mientras que las señales de presión y temperatura a 5 y 10
segundos respectivamente.
Los controladores de Niveles de Tanques y Cromatógrafos no necesitaron mayor estrategia.
Niveles de Tanques es un controlador de muy pocas señales y todas son de controladores de nivel
las cuales no varían mucho por ende no requieren que el sistema las supervise con tanta
frecuencia, se estableció que se verificaran una vez cada 60 segundos. Cromatógrafos es un PLC
que realiza análisis del producto y como está saliendo. Esta información es más que todo
utilizada para la realización de reportes y para la evaluación periódica del proceso. Esto quiere
decir que tampoco cumple un papel crítico en materia de seguridad que requiera de una captación
de datos instantánea. Es por esto, que se deja como estuvo configurada por defecto a 5 segundos.
CONCLUSIONES
Una vez completado y verificado todas las etapas del proyecto se pudieron llegar a las
siguientes conclusiones:
-
Se logró la comunicación en su totalidad de los controladores programables de los
protocolos Modbus y Allen-Bradley con la Red FTE de Experion de Honeywell.
-
Se logró configurar los equipos encargados en llevar a cabo la comunicación del
sistema Experion con terceros a comunicación serial RS-232.
-
Se logró la configuración correcta de las unidades terminales logrando así una
comunicación exitosa sin fallos con el SCADA principal.
-
Se determinó la importancia de trabajar con sistemas redundantes, a pesar de ser
dispositivos muy inteligentes siempre pueden estar expuestos a fallos y no se puede
depender el funcionamiento de la planta en solo uno de ellos.
-
El protocolo FAT aunque tedioso y largo, fue necesario para verificar que en efecto la
migración está avanzando correctamente ya que se está logrando que se logro reflejar
en la interface del Experion datos provenientes de sistemas completamente ajenos sin
ningún tipo de incongruencias en el resultado final.
-
Se utilizaron con éxito las pruebas para evaluar el desempeño del Experion una vez
implementado, de esta manera se pudo probar que el sistema comunica con
dispositivos de terceros sin inconvenientes verificando así el objetivo principal del
proyecto.
-
La herramienta más útil empleada fue la que el mismo sistema provee ya que permitió
ver el funcionamiento de cada canal por separado y que está ocurriendo dentro del
mismo haciendo así más fácil de detectar alguna falla
-
Se pudieron implementar las estrategias planteadas para una mejor captación de datos.
A excepción de las Temperaturas del Área 380 ya que al tratarse de varios
controladores dentro del mismo canal se aumentaba la carga ya que éste requería hacer
varias lecturas para captar toda la información.
-
La comunicación con terceros es fundamental ya que, en varios casos, se requiere
controlar una planta que debido a la lejanía de la sala de control no se puede controlar
directamente sino que se requiere de un PLC operando cerca de dicha área lejana.
-
Existe también la limitante económica por la cual no siempre es posible migrar todos
los sistemas de control requeridos a tecnologías Honeywell y por esto también es
necesario contar con la comunicación con terceros.
85
RECOMENDACIONES
Las siguientes son recomendaciones sobre acciones que no se pudieron llevar a cabo en el
proyecto y se aconseja aplicar en un futuro o para proyectos similares.
-
Se recomienda, si se quiere una mejor estrategia, evaluar el proceso más
exhaustivamente con el cliente para poder así determinar que es más conveniente para
el funcionamiento de la planta
-
Se recomienda para realizar cualquier tipo de migración comenzar por un buen
levantamiento de información, realizado de manera cuidadosa y de revisión constante
en dicha etapa, la cual lleve a la consolidación de la base de datos para trabajar
cómodamente a lo largo del proyecto.
-
Se recomienda estandarizar los procesos de levantamiento de información y
disponerlos en forma de manual para facilitar la migración y que ésta pueda ser
llevada a cabo por cualquier ingeniero.
-
Se recomienda seguir llevando a cabo una mayor cantidad de pruebas de captación de
datos, en donde se cuente con mayor información del proceso, para así poder adaptar
los controladores aun mejor al proceso logrando una comunicación entre terceros más
efectiva.
86
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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http://www51.honeywell.com/honeywell/about-us/our-history.html.
(2)
De Sousa, J. “Diseño de una Interfaz Hombre Máquina para la llenadora de Botellas de la
Línea de Envasado de Los Cortijos de Cervecería Polar”, Universidad Simón Bolívar, pp
5-19 (1999).
(3) Mendiburu, H. “Sistemas SCADA”, Consultoría y Proyectos HENRY MENDIBURU
DÍAZ, (2006).
(4) Morandé, I. “Protocolos de Comunicaciones Industriales”, Universidad Técnica Federico
Santa María, (2007).
(5) Murillo, J., Hernández, J. y Rocha, G. “Buses de Campo y Protocolos”, Universidad de
Costa Rica, pp 3-36 (2005).
(6) National Instruments. Comunicación Serial: Conceptos Generales. Disponible en Internet:
http://digital.ni.com/public.nsf/allkb/039001258CEF8FB686256E0F005888D1,
consultado 13 de junio de 2009.
(7) Taltech
Instrumental
Software:
Introducción
a
alas
comunicaciones
seriales
http://www.taltech.com/TALtech_web/resources/intro-sc.html, consultado 6 de octubre de
2009
(8) Manual de Honeywell ACS “Experion FTE Overview and Implementation” EPDSX245.(2004)
(9) Manual de Honeywell ACS “Experion Overview” EP-DCXX15 (2004)
(10) Manual de Honeywell ACS “C300 Controller User Guide” EP-DCX465. (2004)
(11) Petróleos de Venezuela, S.A, Industria del gas natural. Disponible en internet:
http://www.pdvsa.com/ revisado el 6 de octubre de 2009
(12) Abdel-Aal, H.K y Aggour M. “Petroleum and Gas Field Processing” King Fahad
University of Petroleum and Minerals. Dhaharan, Arabia Saudita (2003)
(13) Ingeniería Conceptual: Monitoreo y control automático de presión y temperatura para el
87
proceso
de
transporte
de
gas
natural.
Disponible
en
internet:
instrumentacionindustrial2007-1.blogspot.com, consultado el 7 de octubre de 2009
(14) PEMEX. Gas y Petroquímica Basica: Procesos Industriales. Disponible en internet:
http://www.gas.pemex.com/NR/rdonlyres/05E98E6D-E390-4A3D-AAC75E170558FA20/0/PROCESOSINDUSTRIALESnoviembre06.pdf, consultado el 7 de
octubre
de 2009
88
ANEXO A
En la figura A.1 se muestra una vista general del sistema TDC-300 de Honeywell
descontinuada. La figura A.1 es una foto tomada desde uno de los despliegues ya migrados la
nueva consola. Es importante conocer la arquitectura TDC-3000 para poder ubicar los nodos de
comunicación con terceros involucrados en el proyecto.
Figura A.1. Arquitectura antigua Tren C y Area 380 (TDC-3000)
89
ANEXO B
En la figura B.1 se muestra la arquitectura propuesta para la migración del Tren C y Area 380
de la planta de Fraccionamiento de Jose. En dicha figura B.1 se pueden identificar las Estaciones,
Servidores, Controlador de Dominio, controlador ACE, el tendido de la red FTE, los
controladores C300 y los dispositivos de terceros existentes una vez migrados, es necesario tener
una visión más amplia del sistema de control de las plantas a migrar y las conexiones existentes
entre cada uno de los dispositivos.
Figura B.1. Nueva Arquitectura del Tren C y Area 380 uilizando Experion PKS
90
ANEXO C
A continuación, en la figura C.1, se presenta un diagrama de bloques del tren C de la Planta
Fraccionadora del Complejo Criogénico de Oriente Jose el cual muestra las operaciones llevadas
a cabo en esa línea de producción además de cuáles son los productos de entrada y de salida del
sistema.
Figura C.1 Diagrama de bloques del tren C de la Planta Fraccionadora de Jose
91
ANEXO D
Las especificaciones técnicas de los Multiplexores de Puerto Modbus / DF-1 (MARC) son
mostradas en la figura C.1 en donde se explican las dimensiones, condiciones de operación,
aspectos de los puertos I/O y los protocolos que maneja el dispositivo
Figura D.1 Especificaciones Técnincas Multiplexores de Puerto MARC
92
ANEXO E
La Tabla D.1 representa la hoja técnica para los “Terminal Server Stallion EasyServer II”
necesarios para la integración de Terceros (Modbus/DH+) a la red FTE. Contiene información
referente a la configuración de los puertos y los protocolos de comunicación que maneja.
Tabla E.1 Especificaciones Técnicas “Terminal Server Stallion EasyServer II”
Puertos/Servidores
8
Procesador
Motorola MC68306 20 MHz
Memoria
2 MB RAM, 1MB FLASH including non-volatile
Ethernet
SMSC 91C96 Ethernet Controller with packet RAM
Serial
Interface Electrica
SC26C198 intelligent octal UARTS with
- Automatic flow control (software and hardware)
- Automatic identification of highest priority interrupt
- Automatic character recognition
- Up to 512 bytes of FIFO buffering on chip
- Data rates from 50 bps to 230 Kbps
RS-232-D
Tipo de Conector
Shielded RJ45 8 wire with transient suppression
Interfase con la Red 10BaseT
Extensiones del servidor Truport and Extend transparently extend IPX/SPX and
NetBEUI routing and ML-PPP services under UnixWare
and Windows NT respectively
Protocolos de la Red TCP/IP, IPX (printing)
Protocolos Seriales
PPP, SLIP, CSLIP
Port signaling
TXD, RXD, RTS, CTS, DTR, DCD, SG (DTE
configuration)
Via Web browser, command line interface (CLI) via
terminal or telnet and through Extend/Truport (for
individual ports)
SNMP MIB II, Web ‘Wizards’
Configuración
Manejo
Características
Operacionales
Seguridad
Self or network booting. LAN and serial status LEDs
PAP, CHAP, port/user/server password, dial-back
support
optional RADIUS
93
Continuación Tabla E.1 Especificaciones Técnicas “Terminal Server Stallion EasyServer II”
Certificación de
seguridad
UL 1950 (listed), EN60950
Certificction EMC
FCC Class A, EN55022 Class A, EN55082-1, CE, CTick
Internal auto-sensing 110-240 V AC
250 mm wide x 145 mm deep x 60 mm high
Operating temp 5-50° C
Energía
Dimensiones
Ambiente
Sistema Operativo
relative humidity 10-80% non-condensing
General: most popular UNIX platforms
TruPort: SCO UNIX/OpenServer R5/UnixWare; SVR4,
Solaris (Intel only)
Extend: NT (entire, incl Terminal Server Edition and
Small Business Server); Citrix WinFrame and
MetaFrame
94
ANEXO F
La figura F.1 es una ficha técnica que aplica para los convertidores DF-1 a Data Highway Plus
(DH+) para PLC’s Allen Bradley, Marca Equustek Modelo DL-3500 necesaria para reconocer
los aspectos del dispositivo al momento de su configuración
Hardware Specifications
CHA: DH-485 4800, 9600 or 19.2 Kbaud, DH+ of 57.6, 115.2 y 230.4 KiloBaudios
CHB: Interface Serial que utiliza cables RS232C, RS422-4 y cables RS485-2 con velocidades
hasta 230.4 KBaud. Interface Windows USB.
Pushbuttons: Configuración de Parámetros en linea, Reset para un reset de Hardware
Parametros: Almacenados en EEPROM
Flash Firmware: permite facilitar actualizaciones
Luces de Canales: Bi-Color (Green/Red) Led indicates channel activity and status
Luz de Encendido: luz verde indica que esta encendido
Dimensiones: 1.05” H x 4.2” D x 3.45” W (26.2 x 105.0 x 86.3 mm)
Peso 0.66 Lbs (0.3Kg)
Instalación: Metal Enclosure; Desktop or Din Rail Mounting;
Ambiente de operación: 32 a 122 °F (0 a 50 °C)
Almacenaje: -40 a 185°F (-40 a 85°C)
Humedad: 5% a 95% sin condesación
Energía: 9-27V DC o USB - 1.8 Watts
Figura F.1 Ficha técnica de los convertidores DF-1 a Data Highway Plus, Marca Equustek
95
ANEXO G
En la tabla F.1 se muestra el protocolo de pruebas de aceptación de fábrica específicamente
para la prueba de puntos de dispositivos de terceros para protocolo DH+. Se muestra a manera de
ejemplo de los pasos a seguir en dichas pruebas.
Tabla F.1 Protocolo de pruebas FAT para puntos provenientes de terceros
LISTA DE REVISION PARA BASE DE DATOS SCADA
CANAL: TCMBCH04 CONTROLADOR: TEMP3806AI (1/1)
Pregunta 1: El Tag y el descriptor corresponden con el punto configurado.
Pregunta 2: La dirección del PLC, en la red DH+, es la correcta.
Pregunta 3: La dirección del Punto, en la base de datos del PLC, es la correcta.
Pregunta 4: Las condiciones de alarma programadas (si aplica) para el punto se ejecutaron correctamente.
TAGNAME
DESCRIPCION
SEÑAL
DIR BIT
Pregunta1
Pregunta2
SI
SI
N/A
NO
TI80926
SAL-PROD-INTE D2-80922.1
AnalogPoint
44
TI80931
SAL-PROD-INTR D2-80922.2
AnalogPoint
45
TI80934
SAL-I-BUT INT D2-80925.1
AnalogPoint
33
TI80933
SAL-I-BUT INT D2-80925.2
AnalogPoint
34
TI80923
SAL-PROD-INTE D2-80920.1
AnalogPoint
35
TI80922
SAL-PROD-INTE D2-80920.2
AnalogPoint
36
TI80950
ENT N-BUT INTER D2-80924
AnalogPoint
37
TI80949
ENT N-BUT INTER D2-80923
AnalogPoint
38
TI80951
SAL N-BUT INTER D2-80924
AnalogPoint
39
TI80921
SAL-PROD-INTE D2-80921.1
AnalogPoint
40
TI80920
SAL PROD INTE D2-80921.2
AnalogPoint
41
TI80938
SAL-I-BUT INT D2-80926.2
AnalogPoint
42
TI80935
SAL-I-BUT INT D2-80926.1
AnalogPoint
43
TI80974
PER 68F-3IN NBUT D980921
AnalogPoint
15
TI80975
PER 58F-1IN NBUT D980921
AnalogPoint
16
TI80976
PER 49F-3IN NBUT D980921
AnalogPoint
17
TI80982
PER 38F-3IN NBUT D980921
AnalogPoint
18
TI80983
PER 28F-3IN NBUT D980921
AnalogPoint
19
TI80984
PER 18F-3IN NBUT D980921
AnalogPoint
20
TI80985
PER 8F-3IN NBUT D980921
AnalogPoint
21
Comentarios Generales:
PDVSA
HONEYWELL
Pregunta3
N/A SI
NO
Pregunta4
N/A SI
NO
N/A
NO
96