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Facultad de Ingeniería
Escuela de Ingeniería Química y Producción
DESARROLLO DE LA INGENIERÍA DE DETALLE EN EL ÁREA DE
INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PATIO DE TANQUES DEL PROYECTO
“TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE ORIMULSIÓN®”, UBICADO EN EL
“COMPLEJO PETROLERO Y PETROQUÍMICO JOSÉ ANTONIO ANZOÁTEGUI”,
EDO ANZOÁTEGUI.
Gabriela V, Visconti Stopello.
Tutor Académico: Prof. Ana Damián
Tutor Industrial: Ing. José Colina
Caracas, febrero de 2005.
Derecho de Autor Quien suscribe, en condición de autor del trabajo titulado “Desarrollo de la Ingeniería de
Detalle en el área de Instrumentación y Control del Patio de Tanques del Proyecto
“Tanques de Almacenamiento de Orimulsión®”, ubicado en el “Complejo Petrolero y
Petroquímico José Antonio Anzoátegui”, Edo Anzoátegui” , declara que: Cedo a título
gratuito, y en forma pura y simple, ilimitada e irrevocable a la Universidad Metropolitana,
los derechos de autor de contenido patrimonial que me corresponden sobre el presente
trabajo. Conforme a lo anterior, esta cesión patrimonial sólo comprenderá el derecho
para la Universidad de comunicar públicamente la obra, divulgarla, publicarla o
reproducirla en la oportunidad que ella así lo estime conveniente, así como, la de
salvaguardar mis intereses y derechos que me corresponden como autor de la obra
antes señalada. La Universidad en todo momento deberá indicar que la autoría o
creación del trabajo corresponde a mi persona, salvo los créditos que se deban hacer al
tutor o a cualquier tercero que haya colaborado o fuere hecho posible la realización de
la presenta obra.
Autor Gabriela Visconti Stopello
C.I. 12.358.973
En la ciudad de Caracas, a los 28 días del mes de Febrero del año 2005.
Aprobación
Considero que el Trabajo Final titulado
DESARROLLO DE LA INGENIERÍA DE DETALLE EN EL ÀREA DE INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PATIO DE TANQUES DEL PROYECTO
“TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE ORIMULSIÓN®”, UBICADO EN EL “COMPLEJO PETROLERO Y PETROQUÍMICO JOSÉ ANTONIO ANZOÁTEGUI”, EDO
ANZOÁTEGUI.
Elaborado por la ciudadana
GABRIELA VISCONTI STOPELLO
Para optar al título de
INGENIERO QUÍMICO
reúne los requisitos exigidos por la Escuela de Ingeniería Química y Producción de la
Universidad Metropolitana, y tiene méritos suficientes como para ser sometido a la
presentación y evaluación exhaustiva por parte del jurado examinador que se designe.
En la ciudad de Caracas, a los 28 días del mes de Febrero del año 2005.
______________________
Ing. José Colina
Aprobación
Considero que el Trabajo Final titulado
DESARROLLO DE LA INGENIERÍA DE DETALLE EN EL ÀREA DE INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PATIO DE TANQUES DEL PROYECTO
“TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE ORIMULSIÓN®”, UBICADO EN EL “COMPLEJO PETROLERO Y PETROQUÍMICO JOSÉ ANTONIO ANZOÁTEGUI”, EDO
ANZOÁTEGUI.
Elaborado por la ciudadana
GABRIELA VISCONTI STOPELLO
Para optar al título de
INGENIERO QUÍMICO
reúne los requisitos exigidos por la Escuela de Ingeniería Química y Producción de la
Universidad Metropolitana, y tiene méritos suficientes como para ser sometido a la
presentación y evaluación exhaustiva por parte del jurado examinador que se designe.
En la ciudad de Caracas, a los 28 días del mes de Febrero del año 2005.
______________________
Prof. Ana Damián
Acta de Veredicto
Nosotros, los abajo firmantes, constituidos como jurado examinador y reunidos en
Caracas, el día 8 de marzo del año 2005, con el propósito de evaluar el trabajo Final
titulado
DESARROLLO DE LA INGENIERÍA DE DETALLE EN EL ÀREA DE INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PATIO DE TANQUES DEL PROYECTO
“TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE ORIMULSIÓN®”, UBICADO EN EL “COMPLEJO PETROLERO Y PETROQUÍMICO JOSÉ ANTONIO ANZOÁTEGUI”, EDO
ANZOÁTEGUI.
presentado por la ciudadana
GABRIELA VISCONTI STOPELLO
para optar al título
INGENIERO QUÍMICO
emitimos el siguiente veredicto:
Reprobado ___ Aprobado ___ Notable ___ Sobresaliente ___
Observaciones:
______________________________________________________________________
____________________________________________________
________________ ________________ ________________
Prof. Ana Damián Ing. José Colina Ing. Juan García
Dedico este trabajo a mis padres,
que han sido amigos, confidentes y
aliados en todas las metas que me he
propuesto en la vida. Gracias, y los amo
más que a nada en el mundo.
AGRADECIMIENTOS
• A Dios, por concederme la serenidad para aceptar las cosas que no puedo
cambiar, valor para cambiar aquellas que puedo y la sabiduría para reconocer
la diferencia.
• A mis padres Montalvo y Balky, por apoyarme en todo momento, ofrecerme
su amor todos los días de mi vida y hacerme sentir la persona mas
importante del mundo
• A mi hermano, por enseñarme lo que podemos lograr un día a la vez con tan
solo desearlo.
• A mis tutores Ana Damián, José Colina y Arelis Rivas, por ayudarme en que
la realización de este Proyecto Industrial pasara de ser un sueño a una
realidad.
• A mis abuelas, que aunque ya no están presentes físicamente, siempre
vieron realizarse sus sueños en cada uno de nosotros.
• A mi numerosa y extensa familia por ser lo que son, “Lo máximo”.
• A Daniele, por ser mi amigo y compañero en estos últimos años y darme
todo su amor y apoyo.
• A mis amigos de siempre Andreina, Ana Cristina, Karen, Mavely, las dos
Patricias, Jose Vicente, Claudia, por ser mis confidentes y aliados en este
camino lleno de sueños.
• A mis nuevos amigos, la niña Marjorie, Abrahan, Edgard, Jesús, Jhonny,
Edgar, Ronald, Anyel, Migli, Maria Gabriela, Saharaly y Mercedes, quienes
hicieron de la realización de este proyecto la aventura más divertida del
mundo.
• Y le agradezco de todo corazón a todas aquellas personas que hicieron que
hoy esté cumpliendo esta maravillosa meta.
TABLA DE CONTENIDO
Lista de Tablas y figuras …………………………………………………………………
Resumen …………………………………………………………………………………..
Introducción ………………………………………………………………………………..
Capítulo I. Definición del Proyecto
I.1 Planteamiento del Problema ……………………………………………………..
I.2 Alcance del proyecto ……………………………………………………………...
I.3 Justificación ………………………………………………………………………..
I.4 Objetivo General …………………………………………………………………..
I.4.1 Objetivos Específicos ……………………………………………………….
Capítulo II. Descripción de la Empresa
II.1 Antecedentes de la Empresa ……………………………………………………
II.2 Misión ………………………………………………………………………………
III.3 Visión ……………………………………………………………………………...
Capítulo III. Marco Teórico
III.1 Ingeniería de Proyecto …………………………………………………………..
III.2 Instrumentación y Control ……………………………………………………….
III.2.1 Documentos de Instrumentación …………………………………………
III.2.1.1 Diagramas de Tuberías e Instrumentación ………………………..
III.2.1.2 Índices de Instrumentos ……………………………………………..
III.2.1.3 Hojas de Datos ……………………………………………………….
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III.2.1.4 Lista de Señales ……………………………………………………...
III.2.1.5 Diagramas de Interconexión ………………………………………..
III.2.1.6 Especificación de los Instrumentos ………………………………..
III.2.1.7 Diagramas de Lazos …………………………………………………
III.2.1.8 Detalles de Instalación ……………………………………………...
III.2.1.9 Filosofía y arquitectura de Control ………………………………..
III.2.1.10 Diagramas de Causa y Efecto ...................................................
III.2.1.11 Lista de Cables ………………………………………………….....
III.2.1.12 Lista de Verificación …………………………………………….....
III.3 Orimulsión® ………………………………………………………………………
III.3.1 Origen de la Orimulsión® …………………………………………………
III.3.2 Proceso de la Orimulsión® ……………………………………………….
III.3.3 Bitumen ……………………………………………………………………..
III.3.3.1 Definición ……………………………………………………………..
III.3.3.2 Nafta …………………………………………………………………..
III.4 Patio de Tanques ………………………………………………………………..
III.4.1 Generalidades de los Tanques verticales de techo fijo ……………….
III.5 Instrumentos ……………………………………………………………………...
III.5.1 Instrumentos Medidores …………………………………………………..
III.5.1.1 Medidores de Nivel …………………………………………………..
III.5.1.2 Medidores de Presión ……………………………………………….
III.5.1.3 Medidor de Temperatura ……………………………………………
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III.5.2 Instrumentos Indicadores …………………………………………………
III.5.3 Instrumentos de Seguridad ……………………………………………….
III.5.4 Instrumentos de Alarma …………………………………………………..
III.5.5 Instrumentos de Lazo de Control ………………………………………...
III.6 Válvulas de Control ………………………………………………………………
III.6.1 Válvulas Motorizadas ……………………………………………………...
III.6.2 Válvulas de Seguridad y Alivio ……………………………………………
III.7 Sistema de Control y Adquisición de Datos …………………………………..
III.7.1 MTU.- Master Terminal Unit ………………………………………………
III.7.2 Protocolos de Comunicación ……………………………………………..
III.8 Unidad Terminal Remota (RTU`s) ……………………………………………..
III.9 Controladores Lógicos Programables (PLC`s) ……………………………….
Capítulo IV. Descripción del Proyecto
IV.1 Definición del Proceso ………………………………………………………….
IV.2 Descripción del proceso del Patio de Tanques de Orimulsión® …………..
IV. 2.1 General …………………………………………………………………….
IV. 2.2 Llenado de los tanques …………………………………………………..
IV. 2.3 Vaciado de los tanques …………………………………………………..
IV. 2.4 Recirculación de los tanques ……………………………………………
IV. 2.5 Transferencia de los tanques …………………………………………….
IV.3 Sistemas de Unidades …………………………………………………………...
IV.4 Localización de la Planta ………………………………………………………..
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IV.5 Condiciones Ambientales ……………………………………………………….
IV.6 Propiedades de la Alimentación ………………………………………………..
IV.6.1 Orimulsión® …………………………………………………………………
IV.7 Criterios de Diseño de Instrumentación y Control ……………………………
IV.7.1 Terminología y Simbología ……………………………………………….
IV.7.2 Identificación de los Instrumentos ……………………………………….
IV.7.3 Sistema de Energía de los Instrumentos ………………………………..
IV.7.4 Especificaciones de Instrumentos ………………………………………..
IV.7.5 Sistemas de Medición de Transferencia y Custodia ……………………
IV.7.6 Válvulas Motorizadas ………………………………………………………
IV.8 Sistemas de Medición del Tanque ……………………………………………..
IV.8.1 Especificaciones Técnicas ………………………………………………...
IV.8.1.1 General ………………………………………………………………...
IV.8.2 Dispositivos de Campo …………………………………………………….
IV.8.2.1 Transmisor de nivel tipo radar ………………………………………
IV.8.2.2 Transmisores de Temperatura ………………………………………
IV.8.2.3 Transmisor de Presión ……………………………………………….
IV.8.2.4 Unidad de Exhibición o Muestreo Remota (RDU) ……………….
IV.8.2.5 Unidad de Comunicación de campo (FCU) ………………………..
IV.9 Filosofía de Control ………………………………………………………………
IV.9.1 Arquitectura del Cuarto de Control BITOR ………………………………
IV.9.2 Llenado de Tanques ……………………………………………………….
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IV.9.3 Vaciado de Tanques ……………………………………………………….
IV.9.4 Recirculación de Orimulsión® …………………………………………….
IV.9.4 Transferencia de Orimulsión® …………………………………………...
Capítulo V. Marco Metodológico
V.1 Levantamiento de la Información ……………………………………………….
V.2 Revisión y actualización de los Diagramas de Tuberías e Instrumentación ..
V.3 Realización del Diseño de la Filosofía y Arquitectura de Control ……………
V.4 Revisión y actualización de los Índices de Instrumentos …………………….
V.5 Revisión y actualización de las Hojas de Datos ………………………………
V.6 Diseño y elaboración de la Lista de Señales …………………………………..
V.7 Elaboración de los Diagramas de Interconexión ………………………………
V.7.1 Cajas de Conexiones ……………………………………………………….
V.7.2 Tableros de Recolección de Señales de Campo ………………………..
V.8 Realización de las Especificaciones de Equipos e Instrumentos ……………
V.9 Diseño y elaboración de Diagramas de Lazos ………………………………..
V.10 Realización de los Detalles de Instalación ……………………………………
V.11 Diseño y elaboración de la Lista de Cables ………………………………….
V.12 Realización del Diagrama de Causa y Efecto ………………………………..
V.13 Realización de las Listas de Verificación ……………………………………..
Capítulo VI. Resultados y análisis ……………………………………………………….
Capitulo V. Conclusiones y recomendaciones …………………………………………
Glosario de términos ………………………………………………………………………
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Referencias Bibliográficas ………………………………………………………………..
Apéndice A: Planos de Simbología de los Diagramas de Instrumentación y
tuberías ……………………………………………………………………………………..
Apéndice B: Diagrama de Instrumentación y Tuberías ………………………………
Apéndice C: Arquitectura de Control …………………………………………………….
Apéndice D: Índice de Instrumentos …………………………………………………….
Apéndice E: Hojas de Datos de los instrumentos ……………………………………..
Apéndice F: Lista de Señales …………………………………………………………….
Apéndice G: Diagramas de Interconexión ………………………………………………
Apéndice H: Diagramas de Lazos ……………………………………………………….
Apéndice I: Detalles de Instalación de los instrumentos ………………………………
Apéndice J: Lista de Cables ………………………………………………………………
Apéndice K: Diagrama de Causa y Efecto ………………………………………………
Apéndice L: Listas de Verificación ……………………………………………………….
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LISTA DE TABLAS Y FIGURAS
Lista de Tablas y figuras
TABLAS
1. Sistemas de Unidades, 73
2. Variables medidas y unidades de medición, 75
3. Propiedades de la Orimulsión®, 78
4. Tipos de conexiones de los instrumentos, 84
5. Condiciones de los transmisores para el proceso de llenado, 99
6. Condición de las válvulas para el proceso de llenado, 100
7. Status de las válvulas para secuencia de llenado, 101
8. Condiciones de los transmisores para el proceso de vaciado, 103
9. Condiciones de las válvulas para el proceso de vaciado, 104
10. Status de las válvulas para la secuencia de vaciado, 105
11. Condiciones de los transmisores para el proceso de recirculación, 108
12. Condiciones de las válvulas para el proceso de recirculación, 109
13. Condiciones de los transmisores para el proceso de transferencia, 111
14. Condiciones de las válvulas para el proceso de transferencia, 112
FIGURAS
1. Mapa de Ubicación, 25
2. Tanque de Techo Flotante, 31
3. Tanque de Almacenamiento techo fijo tipo domo, 36
4. Medidor de Nivel tipo radar, 39
5. Medidor de Presión Tipo Bourdon, 40
6. Medidor de Presión con diafragma, 41
7. Termómetro de Punto Múltiple, 43
8. Válvulas de seguridad y alivio, 50
9. Circuito Eléctrico Simple, 52
10. Diagrama de Bloques de la Arquitectura del Sistema de Control, 97
Resumen
DESARROLLO DE LA INGENIERÍA DE DETALLE EN EL ÀREA DE INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PATIO DE TANQUES DEL PROYECTO
“TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE ORIMULSIÓN®”, UBICADO EN EL “COMPLEJO PETROLERO Y PETROQUÍMICO JOSÉ ANTONIO ANZOÁTEGUI”, EDO
ANZOÁTEGUI.
Autor: Gabriela Visconti Stopello
Tutor Académico: Prof. Ana Damián
Tutor Industrial: Prof. José Colina
Caracas, marzo 2005
Este Proyecto Industrial consiste en el desarrollo de la Ingeniería de Detalle en el área
de Instrumentación y Control del proyecto “ Tanques de Almacenamiento de
Orimulsión®” , contratado a la empresa JANTESA S.A por ORIFUELS SINOVENSA
S.A , el cual contempla la instalación de cuatro (4) nuevos tanques de almacenaje de
Orimulsión® en el “Complejo Petrolero y Petroquímico José Antonio Anzoátegui” , Edo
Anzoátegui , así como las tuberías de llenado provenientes del campo Morichal (Edo
Monagas) vaciado, recirculación, transferencia entre los tanques y la interconexión de
los mismos con las bombas de transferencia a los puestos de carga o monoboyas, para
la exportación del producto.
Para lograr este objetivo se revisó toda la información relativa a la Ingeniería Básica del
proyecto, incluyendo Bases y Criterios de Diseño suministrado por el cliente con
especial énfasis en la Filosofía de Control, lográndose producir todas las
especificaciones técnicas, planos, diagramas y demás documentos requeridos para el
diseño de detalle. La metodología adoptada en la ejecución de las distintas actividades
es la indicada en el Manual de Procedimientos de la empresa consultora JANTESA S.A.
Introducción
1
INTRODUCCIÓN
Con el fin de explotar las reservas de crudo extra pesado que se encuentran en la faja
petrolífera del Orinoco, específicamente en el Campo Morichal, ubicado en el Estado
Monagas, la operadora ORIFULES SINOVENSA S.A está desarrollando las facilidades
requeridas para la producción de Orimulsión®, combustible elaborado según tecnología
desarrollada y patentada por PDVSA-INTEVEP, a partir de Bitumen natural mezclado
con agua y agentes emulsificantes, de fácil manejo y alto valor agregado.
Debido al crecimiento del mercado, especialmente el asiático, la capacidad actual de
almacenaje de producto para la exportación en el “Complejo Petrolero y Petroquímico
Jose Antonio Anzoátegui”, ubicado en el Edo Anzoátegui, se ha hecho insuficiente por
lo que se plantea la instalación de un nuevo patio de tanques con todas las
interconexiones requeridas para el manejo de Orimulsión® desde el campo de
producción hasta los puestos de carga.
El objetivo general de este trabajo consiste en desarrollar la Ingeniería de Detalle en el
área de Instrumentación y Control del patio de Tanques del Proyecto “Tanques de
Almacenamiento de Orimulsión®” ubicado en el “Complejo Petrolero y Petroquímico
Jose Antonio Anzoátegui” usando la metodología de ejecución de proyectos de la
empresa JANTESA S.A.
Introducción
2
Este trabajo esta estructurado en siete (7) capítulos. El Capítulo I Definición del
Proyecto, contiene el planteamiento del problema que origina su ejecución, se define el
alcance del trabajo a realizar, se presenta su justificación, así como los resultados que
se esperan obtener en forma de objetivos generales y específicos.
El Capítulo II Descripción de la Empresa, contiene una breve descripción de diversos
aspectos de la organización JANTESA S.A, tales como antecedentes, misión, visión y
estructura organizativa.
El Capítulo III Marco Teórico, incluye el conjunto de ideas y conceptos generales que
son indispensables para el desarrollo y comprensión del trabajo realizado, así como
también para el análisis de los resultados.
El Capítulo IV Descripción del Proyecto, contiene una definición y descripción detallada
de cada una de las etapas del proceso, datos generales y específicos del proyecto tales
como ubicación y condiciones ambientales del sitio, así como propiedades de la
corriente de alimentación. Adicionalmente se establecen los criterios detallados del
diseño de los instrumentos y sistemas de medición y control, incluyendo la descripción
de la Filosofía de Control.
En el Capítulo V Marco Metodológico, se exponen las fases y pasos seguidos para la
obtención de los resultados, que en este caso se basaron en los procedimientos de
Introducción
3
trabajo del departamento de Instrumentación y Telecomunicaciones de JANTESA S.A,
los cuales se aplican a fin de garantizar la calidad de los productos o documentos
realizados.
Finalmente, en el Capítulo VI Resultados y Análisis, se presentan los resultados
obtenidos en cada una de las actividades desarrolladas en la Ingeniería de Detalle tales
como Índice de Instrumentos, Lista de Señales, Hojas de Datos de los instrumentos y
Diagramas de Lazos de Control, entre otros.
Capítulo I. Definición del Proyecto
4
I. DEFINICIÓN DEL PROYECTO
I.1.- Planteamiento del Problema
ORIFUELS SINOVEN S.A. (SINOVENSA) es un compañía asiática que estableció un
convenio con Venezuela para producir Orimulsión® en el Complejo Petroquímico y
Petrolero “José Antonio Anzoátegui” ubicado en Jose, Estado Anzoátegui.
El crudo utilizado para la producción de Orimulsión® extraído del campo Morichal, Edo
Monagas, es extra pesado, 8º API, y por lo tanto es necesario mejorar las condiciones
de bombeabilidad del fluido inyectando un diluyente (Nafta) para reducir su viscosidad
hasta 16º API, y así poder transportar el fluido desde el Campo Morichal al Complejo
Petroquímico y Petrolero “José Antonio Anzoátegui”, para la producción de
Orimulsión®.
En dicho Complejo se encuentran ubicados actualmente ocho (8) tanques de
almacenamiento de Orimulsión® con una capacidad de 250 MBBL cada uno, desde
donde se envía el producto a los tanqueros para su exportación.
Para aumentar la capacidad de almacenamiento y distribución de Orimulsión® se
requiere instalar cuatro (4) nuevos tanques de almacenamiento con una capacidad de
Capítulo I. Definición del Proyecto
5
500 MBBL cada uno y a su vez instalar todas las tuberías de llenado, vaciado,
transferencia y recirculación de Orimulsión® en los tanques, así como también la
interconexión de los tanques con las bombas de transferencia existentes para el
llenado de los puestos de carga (monoboyas)
Para futuras ampliaciones, fuera del alcance del proyecto, se considera la instalación
de cinco (5) nuevas bombas de la misma capacidad y características que las existentes
y los puntos de conexión requeridos, con los cabezales de succión y descarga.
I.2.- Alcance del Proyecto
El alcance del trabajo de Instrumentación y Control en este Proyecto está basado en la
Ingeniería Básica suministrada por SINOVENSA y consiste en forma general de:
Diseñar el sistema de medición de los tanques, el cual incluye:
• Transmisor radar de alta precisión
• Termómetros multipunto de alta calidad
• Transmisor de presión
• Unidad de Control de Campo (FCU)
Adicionalmente, se realizará el diseño de todos los instrumentos requeridos para el
monitoreo y control de los tanques (interruptores de nivel) y el cableado de las válvulas
Capítulo I. Definición del Proyecto
6
motorizadas ubicadas en las líneas de entrada, salida, recirculación y transferencia de
producto de los tanques.
Todos los instrumentos de campo y las válvulas motorizadas serán cableados y
ruteados a cajas de interconexión y de éstas hasta la sala de control de PDVSA
BITOR. El cable de instrumentación será del tipo no armado instalado en bancada de
ducto.
Finalmente se emitirán todos los documentos requeridos para el adecuado desarrollo
de la Ingeniería de Detalle del Proyecto.
I.3.- Justificación
Al plantearse un aumento en la capacidad de almacenamiento de Orimulsión®, se hace
necesario el diseño de un sistema de instrumentación y control capaz de garantizar la
calidad requerida en el proceso, así como mantener una operación segura y confiable.
A tal fin, se considera además de la operación manual, el monitoreo y control
automático de las distintas variables de proceso, reduciéndose así notablemente los
riesgos de accidente, al colocar al operador en áreas más seguras desde las que pueda
tener información de cualquier parámetro de interés, en una o varias etapas del
proceso, simultáneamente.
Capítulo I. Definición del Proyecto
7
El aporte principal de este Proyecto será el desarrollar una Ingeniería de Detalle que
cubra con los requerimientos antes mencionados y que permita a su vez, gracias a los
documentos generados, el desarrollo de las otras etapas, Procura y Construcción, así
como también el arranque y operación segura de los Tanques de Almacenamiento de
Orimulsión® en el Complejo Petrolero y Petroquímico José Antonio Anzoátegui.
I.4.- Objetivo General
Desarrollar la Ingeniería de Detalle en el área de Instrumentación y Control del Patio de
Tanques del Proyecto “Tanques de Almacenamiento de Orimulsión®”, ubicado en el
“Complejo Petrolero y Petroquímico José Antonio Anzoátegui”, Edo Anzoátegui
I.4.1.- Objetivos Específicos
• Realizar el levantamiento de la información
• Realizar el estudio de la Instrumentación en la Ingeniería Básica.
• Actualizar las Bases de Diseño de Instrumentación y Control.
• Realizar la revisión y actualización de los Diagramas de Tuberías e
Instrumentación (DTI´s)
• Realizar el Diseño de la Arquitectura y Filosofía de Control
• Revisar y actualizar el Índice de Instrumentos
• Revisar y actualizar las Hojas de Datos de los instrumentos
Capítulo I. Definición del Proyecto
8
• Diseñar y realizar la Lista de Señales
• Elaborar los Diagramas de Interconexión
• Realizar las Especificaciones de los equipos e instrumentos.
• Diseñar y elaborar los Diagramas de Lazos
• Realizar los Detalles de Instalación de los Instrumentos
• Diseñar y elaborar la Lista de Cables
• Realizar el Diagrama de Causa y Efecto
• Realizar las Listas de Verificación
Capítulo II. Descripción de la Empresa
9
II. DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA
II.1. - Antecedentes de la Empresa
JANTESA S.A. es una firma venezolana fundada en 1973 por Johnson, Angrisani,
Neumann, Técnicos Empresariales, Sociedad Anónima. De allí se deriva el nombre de
la organización JANTESA S.A.
Fue creada con el propósito de ofrecer servicios multidisciplinarios de ingeniería para la
industria petrolera, con el diseño y ejecución de proyectos relacionados con la
producción y refinación de crudos, así como el desarrollo de Infraestructura e
instalaciones industriales para el procesamiento, almacenaje y transporte de productos.
A partir de 1989, JANTESA S.A. estableció la “Diversificación de Negocios” como
estrategia fundamental para el crecimiento y desarrollo de la empresa. Este proceso dio
origen a la estructura corporativa conformada por un grupo de empresas que
comprende líneas de negocios complementarias que básicamente están relacionadas
con la promoción, inversión, ingeniería, procura, construcción, operación y
mantenimiento de plantas e instalaciones industriales. Igualmente, ha incursionado en
la promoción y gerencia de obras inmobiliarias tales como desarrollos urbanísticos,
residenciales, comerciales, educacionales y recreacionales. Las actividades iniciales se
Capítulo II. Descripción de la Empresa
10
centraron en proyectos de producción de crudos, expandiéndose luego a proyectos de
procesamiento de gas, refinería, petroquímicos y químicos, minería y metales,
generación eléctrica y telecomunicaciones. Su principal cliente ha sido PDVSA y sus
empresas filiales, sin embargo, en los últimos diez años, JANTESA S.A. ha tenido como
clientes a diversas empresas extranjeras con las cuales han mantenido relaciones
Cliente/Consultor, sociedades, alianzas, participaciones, etc.
II.2.- Misión
Mejorar y prestar continuamente los servicios profesionales especializados de muy alto
nivel, a organizaciones complejas, incluyendo la concepción, ejecución y evaluación de
proyectos interdisciplinarios de ingeniería, orientado al desarrollo industrial y
económico, dentro y fuera del país.
II.3.- Visión
Ser reconocida como una empresa global, lider en las áreas de Ingeniería,
Construcción y Gerencia de Proyectos especializados para el sector petrolero y otras
industrias, a través de nuestra elevada capacidad tecnológica, con excelente recurso
humano, productos y servicios de calidad.
Capítulo II. Descripción de la Empresa
11
JUNTA DIRECTIVA
PROYECTO ESPECIAL
“1”
PROYECTO ESPECIAL
“N”
PRESUPUESTO Y ESTIMACIONES
OFERTAS
OPERACIONES
VENTAS IPC + GDO
VENTAS O & M
PRESIDENCIA
VICEPRESIDENCIA EJECUTIVAS
OPERACIÓN PETROLERA
RECURSOS HUMANOS
LEGAL CALIDAD (QA)
SHA ADMINISTRACIÓN Y
FINANZAS
TECNOLOGÍA DE LA INFORMACIÓN
PROYECTOS OPERACIONES
INGENIERÍA
PROCURA
GCIA. CONST. / OBRAS
OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
GERENCIA DE ADMINISTRACIÓN
CENTRO DE EJECUCIÓN
OFICINA PRINCIPAL
CENTRO DE EJECUCIÓN
ORIENTE
CENTRO DE EJECUCIÓN OCCIDENTE
PROYECTOS MENORES
PROYECTOS IPC ”N”
PROYECTOS IPC ”1”
COMITÉ EJECUTIVO
AUDITORIA INTERNA
ASESORES PERMANENTES
DIRECTOR EJECUTIVO
Capítulo III. Marco Teórico
12
III.- MARCO TEÓRICO
III.1.- Ingeniería de Proyecto
Para optimizar la elaboración de la Ingeniería de un Proyecto se debe de seguir una
serie de etapas y a su vez, se deben integrar todas las disciplinas involucradas, como lo
son Proceso, Instrumentación y Telecomunicaciones, Mecánica, Civil, Eléctrica,
Planificación y Control de Calidad.
Según JANTESA S.A. (2002). Manual de Instrumentación, las etapas de un proyecto de
Ingeniería son los siguientes:
• Ingeniería Conceptual
• Ingeniería Básica
• Ingeniería de Detalles
• Procura y Construcción
En la fase de la Ingeniería Conceptual se realiza el análisis del problema por el cual se
está desarrollando el proyecto y se describe la selección y la secuencia de actividades
que intervienen en el diseño del proyecto. También se revisan los diferentes métodos y
opciones, tomando parámetros de operación, con el fin de obtener el diseño más
adecuado del proceso y a la vez el más económico. Estas opciones incluyen
tecnologías abiertas o patentadas, las bases de proceso que se han de seguir para el
Capítulo III. Marco Teórico
13
diseño de la unidad en estudio; y con el cliente se define, la forma de obtener sus datos
y las filosofías de operación.
La segunda fase es la Ingeniería Básica y en esta se hace el estudio del problema de
una manera general sin ir al detalle, se concretan las actividades, documentos o
productos a realizarse en el proyecto y la metodología de ejecución bajo la cual se
llevará a cabo; así como también la revisión de los documentos realizados en la fase
anterior.
De igual forma se efectúa el levantamiento de información en campo cuando el
proyecto involucre ampliación, remodelación, o adaptación de instalaciones existentes,
se desarrolla la primera documentación como especificaciones y planos en forma
general, y se realizan los diagramas de tubería e instrumentación que representan
esquemáticamente el proceso, lo cual permitirá la elaboración del estimado de costo del
Proyecto.
En la Ingeniería de Detalle se realiza el estudio del proyecto con carácter específico
apoyándose con los documentos generados en la fase anterior, además corrige los
posibles errores que no se hallan detectado en las etapas preliminares y se puntualizan
y especifican en sus respectivos documentos, todas las condiciones del proceso a
utilizar, así como las conexiones, tuberías, equipos e instrumentos, etc.
Capítulo III. Marco Teórico
14
Por último se realiza la fase de procura y construcción la cual representa la culminación
del desarrollo de la Ingeniería de Proyecto y su función es realizar todos los trámites
necesarios para la compra de equipos e instrumentos, contratos y subcontratos para la
construcción y desarrolla el seguimiento e inspección de los trabajos realizados, y de
igual manera supervisa y coordina las instalaciones durante el periodo de construcción.
III.2.- Instrumentación y Control
Es la disciplina que abarca todos los estudios y aplicaciones relacionados con los
instrumentos utilizados en la operación de un equipo, planta o instalación. Las
actividades que desarrolla este departamento en cualquier fase de una Ingeniería de
Proyecto son supervisión y control de proceso, seguridad de las operaciones,
protección perimetral, sistemas de fuego y gas (contra incendio) y apoyo a los sistemas
de telecomunicaciones. En general involucra la selección, especificación, requisición,
instalación, alimentación e interconexión de los instrumentos, así como el desarrollo de
los sistemas de control asociados,
III.2.1.- Documentos de Instrumentación
Todos los documentos que se describen a continuación forman parte de JANTESA S.A.
(2003). Manual de Procedimientos de Trabajo del Departamento de Instrumentación.
Capítulo III. Marco Teórico
15
III.2.1.1 Diagramas de Tuberías e Instrumentación (DTI´s)
Los Diagramas de Tubería e Instrumentación deben mostrar la secuencia de
operaciones de procesos, equipos, requerimientos de tuberías, accesorios, sistemas de
control y seguridad, necesarios para la operación confiable de la unidad o planta de
Proceso. La elaboración de los DTI`s es el producto de un equipo de trabajo integrado
por ingenieros de Procesos, Mecánica e Instrumentación, donde las responsabilidades
de cada uno se encuentran bien definidas.
III.2.1.2.- Índice de Instrumentos
El Índice de Instrumentos, es el documento que se emplea para la tabulación de toda la
información de diseño asociada a cada instrumento que se utiliza en el proceso, a
través de los siguientes campos:
• Número de identificación (Tag): Es el código que se utiliza para identificar el
instrumento, según las Normas ISA-S5.1. “Instrumentation Symbols and
Identification ISA-S5.1”
• Lazo del instrumento (Loop): Son números consecutivos que identifican a un
grupo de instrumentos de control asociados a un mismo servicio.
• Tipo de instrumento (Instrument Type): Describe el tipo y función del
instrumento.
Capítulo III. Marco Teórico
16
• Servicio. (Service): Indica el fluido al que se le está aplicando la medición y/o
control.
• Número de DTI (PI&D): Es el número del Diagrama de Tubería e
Instrumentación donde se encuentra el instrumento.
• Ubicación del instrumento (Location): Muestra la ubicación del instrumento en
Campo, Panel Local, Sala de Control, Centro de Control de Motores (MCC),
etc.
• Número de línea o equipo (Line & Equipment): Es el número de identificación
de la línea o equipo donde se encuentra instalado el instrumento.
• Especificaciones de instrumentos, equipos y/o sistemas (MFR/ Model): Indica
cuál es el modelo recomendado a utilizar.
• Número de Hoja de Datos y/o Especificación del Instrumento (Data Sheet):
Índica el número del documento de especificación del instrumento.
• Número de Requisición del Instrumento: Indica el número de especificación de
la orden de compra.
• Detalles de Instalación (proceso, eléctrico, soporte). (Installation Details):
Refleja el número y tipo de detalle que aplica.
• Diagramas de Interconexión (Juntion Box, Marshalling), Diagramas de Lazo
(Loop Diagram), Planos de Ubicación y Canalizaciones (Location Drawing) y
Diagramas de Cableado (Cable Route Drawing): Denota el código del
documento que contiene la información respectiva.
Capítulo III. Marco Teórico
17
Este documento debe estar en un constante proceso de actualización de información.
III.2.1.3.- Hoja de Datos
La Hoja de Datos es el documento que se utiliza para especificar las características de
cada instrumento y las condiciones de proceso a las que operará. Cada una de estas es
distinta dependiendo de la variable de proceso a trabajar y el tipo de instrumento a
utilizar. En ellas se debe indicar la información detallada del instrumento como:
fabricante, modelo, material, tamaño, modo de operación, instrumentos o accesorios
adicionales y sus características, tipo de conexiones, además de las condiciones y
características del proceso y de la tubería o equipo donde será instalado.
III.2.1.4.- Lista de Señales
La Lista de Señales es el documento que se emplea para la tabulación de la
información de diseño relacionada con las señales de cada instrumento asociado a los
sistemas de control y seguridad, además permite contabilizar las señales de entrada y
salida de cada sistema de la instalación y se emplea para el dimensionamiento de los
sistemas de control y seguridad.
La Lista de Señales tiene los siguientes campos:
Capítulo III. Marco Teórico
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• Número de identificación (Tag): Es el código que se utiliza para identificar el
instrumento, según las Normas ISA-S5.1. “Instrumentation Symbols and
Identification ISA-S5.1”
• Lazo del instrumento (Loop): Son números consecutivos que identifican a un
grupo de instrumentos de control asociados a un mismo servicio.
• Descripción (Description): Describe el tipo y función de la señal.
• Servicio. (Service): Indica el fluido al que se le está aplicando el control.
• Número de DTI (PI&D): Es el número del Diagrama de Tubería e
Instrumentación donde se encuentra el instrumento que produce o recibe la
señal.
• Número de línea o equipo (Line & Equipment): Es el número de identificación
de la línea o equipo donde se encuentra instalado el instrumento que produce
o recibe la señal.
• Tipo de Señal (Signal Type): Se indica si es una señal analógica, digital o
serial, si es de entrada o salida y su medio de comunicación.
• Sistema (System): Indica el sistema de control asociado a la señal.
• Unidad de Ingeniería (Eng. Unid): Es la unidad de medición relacionada a el
rango de operación de la señal.
• Rango de Operación (Operation Range): Es el rango en el que puede operar la
señal.
Capítulo III. Marco Teórico
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• Punto de Ajuste de la Alarma (Alarm Setpoint): Se utiliza en instrumentos que
tienen una condición de proceso o un punto fijo para activar la alarma, ejemplo
los switches.
• Nivel de Alarma (Level Alarm): Son las diferentes condiciones de proceso o
puntos por la cual la alarma se activará y se clasifica en alarmas de baja (L),
muy baja (LL), alta (H) y muy alta (HH) con su respectiva prioridad.
• Punto de ajuste del controlador (Controller Setpoint): Es aquel punto o
condición de proceso en el cual el controlador debe estabilizarse.
• Acción del Controlador (Controller Action): Esta nos muestra si el controlador
tomará una acción directa o indirecta sobre alguna válvula.
• Falla de Válvula (Fault Valve): Este campo nos describe que tipo de acción
(cerrar o abrir) tiene la válvula en caso de pérdida de energía (falla).
Este documento debe estar en un constante proceso de actualización de información.
III.2.1.5.- Diagramas de Interconexión
Los Diagramas de Interconexión son elaborados para representar las terminaciones de
los cables de instrumentación en las cajas de interconexión, tableros, paneles locales,
unidades paquete, equipos, instalaciones eléctricas y tableros de recolección de
señales de campo en el centro de control.
Capítulo III. Marco Teórico
20
III.2.1.6.- Especificación de los Instrumentos
Las especificaciones se desarrollan para describir los requerimientos de los
instrumentos, así como los equipos (unidades paquetes, equipos críticos y no críticos),
sistemas, cables y demás materiales que se utilizarán en la instalación. Las mismas son
incorporadas en las requisiciones para realizar el proceso de procura.
Para realizar la especificación de Instrumentos, se debe ubicar básicamente los
Criterios de Diseño de Instrumentación, las Hojas de Datos realizadas en la Ingeniería
Básica, catálogos y las Hojas de Datos correspondientes a los instrumentos a ser
especificados.
III.2.1.7.- Diagramas de Lazos
Los Diagramas de Lazos son una representación esquemática que identifica todos los
componentes asociados a los lazos de control e indican los requerimientos especiales,
tales como, barreras de seguridad.
En ellos se debe anexar la información de instrumentos, especificaciones de cables,
características de las señales involucradas, sistemas de control, información de las
cajas de interconexión, etc.
Capítulo III. Marco Teórico
21
Este documento es imprescindible a la hora de realizar las pruebas de continuidad de
los lazos de control en la fase de construcción.
III.2.1.8.- Detalles de Instalación
Los Detalles de Instalación son empleados para mostrar las instalaciones de
instrumentos, cajas de conexión, canalizaciones eléctricas, etc. Cada detalle es típico y
puede corresponder a varios instrumentos o equipos.
En general se preparan detalles de conexión a procesos, conexión eléctrica, conexión
neumática y soportes.
Los Detalles de Instalación también son empleados para el conteo de los materiales
requeridos en obra y la definición de alcance del contratista del montaje.
III.2.1.9.- Filosofía y Arquitectura de Control
Los documentos de Filosofía y Arquitectura de Control complementan a los diagramas
de tubería e instrumentación en la descripción funcional y operacional de los sistemas
de control, así como en lo referente a la seguridad de los procesos, equipos e
instalaciones críticas.
Capítulo III. Marco Teórico
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III.2.1.10.- Diagrama de Causa y Efecto
Los Diagramas de Causas y Efectos son elaborados y emitidos por el grupo de
instrumentación, con el fin de mostrar el estatus de todos los instrumentos y equipos
frente a distintas condiciones de operación.
III.2.1.11.- Lista de Cables
Las Listas de Cables se emplean para identificar cada uno de los cables a ser
instalados en el proyecto, incluyendo la ruta, terminación y longitud. Estas listas se
utilizan para contabilizar las cantidades de cable requeridas y definir el alcance de los
trabajos de cableado del contratista de la instalación.
Durante la Ingeniería Básica se elabora la Lista Preliminar de Cables para apoyar los
estimados de costo e iniciar el proceso de obtener cotizaciones de suplidores; esta lista
se elabora en base a estimados y suele ser parcial. Al avanzar el diseño de detalle
debe elaborarse la Lista de Cables definitiva para completar la procura de los mismos.
La Lista de Cables tiene los siguientes campos:
• Número de Identificación (Tag): Es el código que se utiliza para identificar el
cable.
Capítulo III. Marco Teórico
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• Tipo de Cable (Cable Type): Describe el tipo de cable a utilizar para
determinada señal.
• Tipo y Nivel de la Señal (Type, Level Signal): En estos campos se describen
los tipos y niveles de señal que llevarán los cables.
• Metros (Length): Cantidad de cable en metros.
• Ruta (From, To): Se indica en donde comienza y a donde llega un
determinado cable.
• Ruta de Cable (Cable Route): Especifica el código del plano donde se indica
minuciosamente la ruta por donde pasa el cable para llegar a su destino.
• Diagramas de Interconexión (Juntion Box, Marshalling), Planos de Ubicación y
Canalizaciones (Location Drawing): Indican el código del documento que
contiene la información respectiva.
• Número de Carrete (Drum Nº): Especifica el número de carrete donde está
almacenado el cable.
III.2.1.12.- Lista de Verificación
Es una herramienta elaborada por el Departamento de Control de Calidad para
establecer los lineamientos que describen como se realiza la revisión y verificación de
los documentos de acuerdo con lo indicado en los procedimientos de trabajo, con el fin
de comprobar la conformidad de los documentos emitidos.
Capítulo III. Marco Teórico
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Este documento está referido a JANTESA S.A. (2003). Lista de Verificación del
Departamento de Instrumentación.
III.3.- Orimulsión®
III.3.1.- Origen de la Orimulsión®
Los inicios de la Orimulsión® se remontan a las investigaciones iniciadas en 1986,
conjuntamente por Intevep, filial de Petróleos de Venezuela, S.A (PDVSA) y la
empresa British Petroleum, destinadas a desarrollar una tecnología que facilitara el
transporte de los crudos pesados presentes en la Faja del Orinoco, hasta una planta
mejoradora ubicada a más de 100 kilómetros de distancia.
La faja Petrolífera del Orinoco se comenzó a explorar desde 1920 de manera
esporádica, y al no encontrarse manifestaciones superficiales de hidrocarburos, la
explotación del petróleo extrapesado y el Bitumen no era rentable debido a una
viscosidad extremadamente alta.
Dicha faja ocupa la franja meridional de la Cuenca Oriental de Venezuela, al sur de los
Estados Guárico, Anzoátegui, Monagas y Delta Amacuro, paralela al curso del río
Orinoco. Abarca una extensión de 600 Km. de este a oeste y 70 Km. en dirección Norte
Sur, en total un área aproximada de 54.000 Km2.
Capítulo III. Marco Teórico
25
Figura Nº 1: Mapa de Ubicación
Fuente: www.PDVSA.com
Fue dividida en cuatro zonas de exploración y perforación como son Machete, Zuata,
Hamaca y Cerro Negro. Las vastas reservas de Bitumen natural alcanzan
aproximadamente 267 billones de barriles, lo cual garantiza el suministro confiable
hasta el siglo XXII.
La utilización de hidrocarburos pesados como combustible parecía atractiva, así que se
sugirió quemar el bitumen como una emulsión. La idea generó un conjunto de nuevos
requerimientos: el fluído debería durar (permanecer estable) un año o más, soportar el
manejo por bombas y oleoductos, quemarse como combustible líquido convencional y
no contener
Capítulo III. Marco Teórico
26
contaminantes. Se llevaron a cabo ensayos exploratorios en Japón y Estados Unidos,
con resultados muy prometedores en términos de combustión.
Los adelantos se combinaron para producir alternativas mejoradas de Orimulsión®
hasta consolidar su actual manufactura. Esto permitió introducir el bitumen emulsionado
como un nuevo combustible alternativo para el sector eléctrico.
Bajo esta premisa, PDVSA creó una nueva filial para comercializar la emulsión, bajo la
marca registrada de Orimulsión®: Bitúmenes Orinoco, S.A., BITOR. Esta empresa es la
responsable de la explotación del bitumen natural, su emulsificación, la
comercialización y el suministro de Orimulsión®.
La Orimulsión® se podría definir de varias formas:
• Combustible líquido producido mediante tecnología desarrollada por PDVSA
Intevep, S.A. y esta compuesto por 70% de Bitumen natural, 30% de agua, más
aditivos para estabilizar la emulsión (surfactantes). Estos surfactantes son
agentes emulsificantes y forman una capa molecular que actúa como barrera, la
cual previene la coalescencia de las pequeñas gotitas.
Capítulo III. Marco Teórico
27
• Es la marca comercial (marca registrada) dada al combustible fósil que se
produce de bitumen natural mezclado con agua.
• El nombre de este combustible deriva de Orinoco, de donde es el bitumen
natural y de emulsión, ORIMULSIÓN®.
Como principal característica se tiene que es el único combustible en el mundo de su
naturaleza, es decir una base acuosa que suspende un hidrocarburo que no es
subproducto de refinación, que parece, se maneja y quema como combustible pesado;
sin embargo, consiste de pequeñas gotas de bitumen suspendidas en agua.
Los porcentajes de los componentes que conforman la Orimulsión® son lo siguientes:
• 30% Agua
• 59% a 60% Carbón
• 0,7% a 0,9% Cenizas
• 2% a 2,8% Azufre
• 7,2% a 7,8% Hidrógeno
• 0,4% a 9,58% Nitrógeno
• 0,53% a 0,60% Oxígeno
Una de las ventajas de este combustible radica en que Venezuela puede venderlo fuera
de la cuota de producción de la OPEP y su exportación tiene una alta incidencia en el
fisco nacional.
Capítulo III. Marco Teórico
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III.3.2.- Proceso de la Orimulsión®
El proceso que lleva a cabo la Orimulsión® esta compuesto por varios pasos o etapas,
las cuales se describen a continuación:
• Paso 01. Extracción: Por medio de maquinarias se realiza el Método de
Levantamiento Artificial e Inyección de Diluente. Luego se extrae el Bitumen
diluido mezclado con agua y gas.
• Paso 02. Calentamiento: El Bitumen es colocado en calderas a una temperatura
de 122°C
• Paso 03. Separación de gases: El Gas es separado del Bitumen diluido húmedo
y dicho gas pasa por un sistema de compresión.
• Paso 04. Deshidratación y desalación: El agua y el diluente son separados del
bitumen diluido húmedo, donde queda solamente un bitumen natural. El diluente
vuelve a ser utilizado para otra extracción
• Paso 05. Mezcla: El Bitumen natural es mezclado con agua fresca y surfactantes
pasando por un mezclador estático, luego por uno dinámico; donde se le agrega
más agua con aditivos. Estos pasan nuevamente por un mezclador estático
donde se obtiene el producto denominado Orimulsión®.
Para el almacenamiento y manejo de la Orimulsión® se cuenta con un terminal de
Almacenamiento que está ubicado en Jose (Edo. Anzoátegui) y abarca un territorio de
Capítulo III. Marco Teórico
29
70 Hectáreas. Estas instalaciones albergan 8 tanques de 250 mil barriles cada uno;
para un total de 2.000.000 de barriles de almacenaje.
Posee un sistema de bombeo compuesto por 15 bombas, que permiten cargar 4.200
barriles por hora a cada tanquero.
Luego de haber comenzado los suministros comerciales de Orimulsión®, las
experiencias en las instalaciones utilizadas por BITOR en Venezuela y países
extranjeros, han demostrado que el producto se mantiene estable por largos periodos
de tiempos.
Para el transporte se cuenta con varias alternativas dentro de los cuales se pueden
destacar:
• Transportes por Oriductos: Consiste en el traslado de Orimulsión® a través de un
sistema de tuberías de 36 pulgadas y de 160 Km. de longitud. Es técnicamente
sencillo y económico versus otros medios de transporte.
• Transporte Marítimo: Se realiza mediante la inyección de Orimulsión® a los
tanqueros desde la Monoboya, la cual cuenta con tres (3) mangueras flotantes
que van conectadas a los mismos para el proceso de carga. Cabe destacar que
la Monoboya no solamente sirve para cargar Orimulsión® a los tanqueros, sino
también como punto de amarre de los mismos.
Capítulo III. Marco Teórico
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III.3.3.- Bitumen
III.3.3.1.- Definición
Los bitumenes puros (en estado natural) son mezclas de hidrocarburos y otros
compuestos orgánicos caracterizados por su capacidad de adherirse al material inerte
sin riesgo a despegarse. Dentro de las principales características que poseen los
bitúmenes se encuentran las siguientes:
• No son petróleo, son llamados Hidrocarburos no convencionales.
• Posee una viscosidad enormemente alta.
• Está compuesto por hidrógeno y carbón.
• Son más pesados que el agua a diferencia del petróleo y se solidifican a
temperatura ambiente.
III.3.3.2.- Nafta (Diluente)
El diluente inyectado al bitumen es nafta de 52° API. Las naftas son una mezcla de
hidrocarburos refinados parcialmente obtenidos en la parte superior de la torre de
destilación atmosférica. Diferentes tipos de empresas y refinerías producen
generalmente dos tipos de naftas: liviana y pesada, las cuales ambas se diferencian
por el rango de destilación, utilizado para la producción de diferentes tipos de gasolinas.
Capítulo III. Marco Teórico
31
Las naftas o gasolinas son altamente inflamables por lo cual su manejo y
almacenamiento requiere de un proceso extremadamente cuidadoso y especial. Las
naftas también son utilizadas, entre otras, en la industria de pinturas y en la producción
de solventes específicos.
El almacenamiento de nafta se realiza en tanques de techo flotante, cuya característica
principal es que el techo flota sobre el líquido almacenado, minimizando la formación de
vapores generados por el líquido.
Figura Nº 2: Tanque de Techo Flotante
Fuente: www.saabtankcontrol.com
III.4.- Patio de Tanques
Consiste en un sector localizado dentro del Área N-1 (Área reservada) de PDVSA
Bitor en el “Complejo Industrial, Petrolero y Petroquímico General Jose Antonio
Capítulo III. Marco Teórico
32
Anzoátegui” en el cual se ubicarán cuatro (4) tanques atmosféricos de techo tipo
domo con una capacidad de 500 MBBL cada uno , cuya principal función es
almacenar la Orimulsión® proveniente desde MPE-1 (Estación de Flujo) Morichal,
Edo Monagas y enviarla a los puestos de carga denominados monoboyas.
Para el proceso de llenado, vaciado, recirculación y transferencia de Orimulsión® en los
tanques, así como también para el envío del fluido a los puestos de carga, se cuenta
con un sistema de tuberías de llenado e interconexión entre los tanques, con bombas
de succión y descarga, y una estación de bombas de transferencia de Orimulsion®
para el llenado de los puestos de carga (monoboyas)
El diseño de los tanques de almacenamiento debe cumplir con algunas de las normas
y estándares de las siguientes asociaciones e institutos:
• ASTM (American Society for testing materials)
• API (American Petroleum Institute)
• NFPA (National Fire Protection Association)
• STI (Steel tank Institute)
• UL (Underwriters Laboratories Inc. ,E.U.A)
• ULC (Underwriters Laboratories of Canada)
Capítulo III. Marco Teórico
33
En nuestro país, comúnmente se diseña según normas API que hacen referencia a
los materiales fijados por las normas ASTM, y se siguen las normas de seguridad
dadas por NFPA.
La norma API 650 es la norma que fija la construcción de tanques soldados para el
almacenamiento de petróleo. La presión interna a la que pueden llegar a estar
sometidos es de 15 psig, y una temperatura máxima de 90 ºC. Con estas
características, son aptos para almacenar la mayoría de los productos producidos en
una refinería.
Para productos que deban estar a mayor presión (Ej: LPG), mayor temperatura (Ej:
tanques de asfalto) o servicios criogénicos, la construcción de los tanques se rigen por
otras normas.
Los tanques que se van a utilizar en el proyecto para el almacenamiento de
Orimulsión® son verticales de techo fijo tipo domo con una capacidad de 500 MBBL
III.4.1.- Generalidades de los tanques verticales de techo fijo
Los tanques verticales de techo fijo poseen las siguientes características:
Capítulo III. Marco Teórico
34
• Boca de sondeo: para la medición manual de nivel y temperatura, y para la
extracción de muestras
• Pasos de hombre: son bocas de aproximadamente 600 mm de ancho para el
ingreso al interior del tanque. La cantidad mínima necesaria la fija la norma en
función del diámetro del tanque.
• Bocas de limpieza: Se colocan cuando se considera necesario. Son aberturas
de 1.2*1.5 m aproximadamente dependiendo del diámetro del tanque y de la
altura de la primera virola.
• Base de hormigón: Se construye una aro perimetral de hormigón sobre el que
debe apoyarse el tanque para evitar hundimiento en el terreno y corrosión de la
chapa.
• Telemedición: Hay distintos sistemas, cada uno con sus ventajas y ámbito de
aplicación. Entre ellos podemos mencionar para la medición de nivel:
- HTG: medición hidrostática de tanques. Los últimos modelos acusan
una precisión del 0.02%
- Servomecanismos: un palpador mecánico sigue el nivel de líquido.
Precisión de 1 mm aproximadamente.
- Radar: Se envía una señal por medio de una antena, que rebota y
vuelve a la fuente. Precisión 1 mm aproximadamente.
Capítulo III. Marco Teórico
35
Para la medición de temperatura, se utilizan tubos con varias termocuplas ubicadas en
distintas alturas, para medir la temperatura a distintos niveles de líquido.
(Estratificación). Precisión hasta 0.05º C.
Adicionalmente los tanques pueden poseer las siguientes facilidades:
• Instalación contra incendios: Deben contar con un sistema que suministre
espuma dentro del tanque y con un anillo que sea capaz de suministrar el
caudal de agua mínimo que exigen las normas.
• Serpentín de calefacción: Son tubos de acero por los que circula vapor a baja
presión, empleado con productos como el crudo (evitar la sedimentación de
parafinas) y fuel oil (mantener viscosidad adecuada).
• Agitadores: Se utilizan para mantener uniforme la masa de hidrocarburos dentro
del tanque. Consisten en hélices accionadas por un motor externo que giran
dentro de la masa del producto.
• Recinto: Según las normas, debe existir alrededor del tanque un recinto capaz de
contener hasta el 10% más de la capacidad máxima del tanque. En caso de
haber más de un tanque dentro del recinto, el mismo deberá ser capaz de
contener la capacidad máxima del tanque más grande, más el 50 % de la
Capítulo III. Marco Teórico
36
capacidad total de los tanques restantes. Dicho recinto estará delimitado por un
muro o por un talud de tierra.
• Drenajes: por seguridad, la apertura del drenaje del recinto debe poder hacerse
siempre desde el exterior del muro de contención, para recuperar el producto en
caso de rotura del tanque.
• VPV: (válvulas de presión y vacío): son necesarias ya que el tanque “respira”
debido a:
- Vaciado / Llenado
- Aumento de la temperatura
- Exposición al fuego
En hidrocarburos pesados (fuel oil, asfaltos, lubricantes), se colocan cuellos de cigüeña
con arrestallamas.
Figura Nº 3: Tanque de Almacenamiento techo fijo tipo domo
Fuente: www.fi.uba.ar
Capítulo III. Marco Teórico
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III.5.- Instrumentos
Son los equipos fundamentales para la construcción de un sistema de automatización
y se pueden clasificar en función del trabajo que realizan en cuatro categorías:
• Instrumentos Medidores
• Instrumentos Indicadores
• Instrumentos de Seguridad
• Instrumentos de Alarma
• Instrumentos de lazo de control
III.5.1.- Instrumentos Medidores
Son los elementos primarios de control o instrumentos que están en contacto directo
con el elemento a ser medido, que utilizan o absorben energía del medio para dar
respuesta en forma de indicación local, o por medio de la transmisión de una señal,
realizar el control adecuado de un proceso.
III.5.1.1.- Medidores de Nivel
Son instrumentos que miden la altura de un líquido o sólido dentro de un tanque o
equipo. Los instrumentos de medición de nivel de líquido trabajan de varias formas, ya
Capítulo III. Marco Teórico
38
sea midiendo directamente la altura del liquido en base a una línea de referencia,
midiendo la presión hidrostática, el desplazamiento de un flotador en contacto con el
líquido o mediante las características eléctricas del fluido.
En el caso del proyecto se utilizaron los medidores de nivel tipo radar los cuales se
basan en que el nivel del líquido es medido por las señales del radar transmitidas
desde la antena que se encuentra en el tope del tanque. Después de que la señal de
radar es reflejada por la superficie del líquido, el eco es tomado por la antena. Como la
señal está variando en frecuencia, el eco tiene una pequeña diferencia comparada a la
señal transmitida en el momento. La diferencia en frecuencia es proporcional a la
distancia al líquido, y puede ser calculada exactamente. Este método se llama FMCW
(Onda Continua de Frecuencia Modular) y se utiliza en todos los medidores de radar de
alto rendimiento.
Dentro de las características que posee el medidor – transmisor de nivel tipo radar
utilizado en el proyecto se pueden mencionar las siguientes:
• No posee piezas movibles
• No entra en contacto directo con el líquido
• No requiere mantenimiento
• Alta confiabilidad
• Alta precisión
• Alta flexibilidad para el cambio de transmisores y antenas
Capítulo III. Marco Teórico
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• Posee una amplia gama de antenas y de versiones para el mejor funcionamiento
en todos los usos
• Configuración interactiva en computador con Windows o por pantalla
Figura Nº 4: Medidor de Nivel Tipo Radar
Fuente: www.saabtankcontrol.com
III.5.1.2.- Medidores de Presión
Son instrumentos fabricados con diferentes topologías y tamaños, regidos por
diferentes principios funcionales y cumplen la tarea de medir la presión de un sistema.
Según el principio de su funcionamiento, se dividen en cuatro categorías: mecánicos,
neumáticos, electromecánicos y electrónicos.
Los mecánicos son utilizados comúnmente en la industria y se constituyen de un
elemento primario que puede medir la presión directamente, comparándola con la
presión ejercida por un líquido de densidad y altura conocida, por ejemplo, manómetro
Capítulo III. Marco Teórico
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de tubo en U, manómetro de tubo inclinado , manómetro de toro pendular y manómetro
de campana; o un elemento primario elástico como un tubo de Bourdon, un elemento
en espiral, un elemento helicoidal, un diafragma o un fuelle, que se deforman como
consecuencia de la acción de la presión del fluido que contienen.
En el proyecto se van a utilizar como medidores de presión los manómetros mecánicos
tipo tubo de Bourdon y en algunos casos manómetros con diafragma.
El tubo de Bourdon es un tubo de sección elíptica que forma un anillo casi completo,
cerrado por un extremo. Al aumentar la presión en el interior del tubo, éste tiende a
enderezarse y el movimiento es transmitido a la aguja indicadora, por un piñón.
Figura Nº 5: Medidor de Presión Tipo Bourdon
Fuente: www.controlval.com.ve
Estos tipos de medidores abarcan un alto porcentaje de las aplicaciones y la mayoría
de los indicadores de presión local y receptores, utilizan el tipo en forma de “C”, el cual
puede ser usado en rangos desde 15 a 100000 psig, con una exactitud entre ± 0.1 y
±5%.
Capítulo III. Marco Teórico
41
Figura Nº 6: Medidor de Presión con diafragma
Fuente: www.rosemount.com
Los instrumentos neumáticos de medición de presión se valen de los principios
descritos para los instrumentos mecánicos, en los cuales la acción mecánica es
aplicada o transmitida a un grupo tobera-obturador, que tiene como función el
transformar y amplificar la señal neumática.
Los medidores electromecánicos sencillos son elementos mecánicos elásticos
convencionales, que actúan sobre un transductor eléctrico que genera la señal
asociada.
Los instrumentos electrónicos para la medición de presión son utilizados
fundamentalmente para condiciones de vacío.
Capítulo III. Marco Teórico
42
III.5.1.3.- Medidor de Temperatura
Los instrumentos que miden la temperatura están entre los más usados en los
procesos industriales. Sus tecnologías se han diversificado y especializado en los
últimos años, existiendo medidores de temperaturas para una gran gama de
aplicaciones.
El medidor de temperatura utilizado en el proyecto es de tipo punto múltiple o
termómetro medio, el cual está diseñado para medir la temperatura de líquidos
almacenados en grandes cantidades y proporcionar un perfil de temperatura y un
promedio.
El termómetro de punto múltiple contiene un número de elementos medidores de
temperatura colocados a diferentes alturas del tanque. Sólo algunos de estos
elementos estarán sumergidos de forma tal de permitir la determinación de la
temperatura del producto.
El termómetro múltiple utiliza 6 elementos, lo que asegura la medición exacta incluso
bajo condiciones extremas. El número de puntos puede variar para satisfacer el uso
particular. Los puntos se colocan de forma equidistante para garantizar una medida
exacta de la temperatura media del tanque. Una distancia común entre los puntos es 3
m (10 pies).
Capítulo III. Marco Teórico
43
Dentro de las características que posee el termómetro de punto múltiple se pueden
mencionar las siguientes:
• Diseño resistente
• Precisión
• Fácil instalación y reemplazo
• Posibilidad de integrar un dispositivo analizador de corte de agua.
Figura Nº 7: Termómetro de Punto Múltiple
Fuente: www.saabtankcontrol.com
III.5.2.- Instrumentos Indicadores
Son básicamente los manómetros, termómetros, indicadores de nivel, indicadores de
flujo, etc, y cumplen con la labor de dar al operador o supervisor, indicación del valor
de una variable en una cierta etapa del proceso.
Capítulo III. Marco Teórico
44
III.5.3.- Instrumentos de Seguridad
Son equipos o dispositivos (válvulas de seguridad, conmutadores térmicos, etc.) que
actúan automáticamente ante situaciones de peligro o emergencia, con el fin de
proteger a los operadores y equipos de la planta.
III.5.4.- Instrumentos de Alarma
Son instrumentos que advierten un cambio no deseado en el proceso, como por
ejemplo, la llegada de una variable a su condición límite permisible, eventos que
impliquen un riesgo para la calidad del proceso, planta física y equipos, o para el
personal. Dichos instrumentos dan anuncio visual o auditivo (incluso combinación de
ambos) al operador, mediante tableros indicadores.
III.5.5.- Instrumentos de Lazo de Control
Son instrumentos que forman parte del sistema de automatización, ya sea en la
medición, transmisión de señal, lógica y/o acciones de control, elementos que generen
acción física, etc. Se clasifican en cuatro (4) categorías: elementos primarios,
elementos secundarios, elementos controladores y elementos de control final.
Capítulo III. Marco Teórico
45
Se consideran elementos primarios o sensores, aquellos que miden una determinada
propiedad del sistema. Generalmente están en contacto íntimo con la corriente o
materia cuya propiedad se quiere medir, generando una señal de medición que
representa el valor de la variable del proceso.
Los elementos secundarios, transductores o transmisores, son aquellos instrumentos
intermediarios entre el elemento primario y el elemento final de control y son
instrumentos que captan de los sensores o medidores, la variable de proceso y la
transmiten a distancia a un instrumento receptor indicador, registrador, controlador o
una combinación de estos.
Existen varios tipos de señales: neumáticas, electrónicas, digitales, hidráulicas y
telemétricas. En el caso del proyecto se están utilizando señales electrónicas
analógicas y digitales.
Se consideran elementos controladores los instrumentos que reciben las señales
provenientes de los elementos primarios o secundarios, y las comparan con una señal
de referencia set point , que no es más que el valor o la magnitud que la variable
debería tener para que el proceso esté en la condición deseada. De la comparación del
valor medido y el valor deseado resulta el error, que el controlador utilizará como
insumo para generar la señal de control.
Capítulo III. Marco Teórico
46
Los elementos finales de control son los instrumentos que reciben la señal de control y
ejercen la acción sobre el proceso con la intención de que alcance la condición
deseada.
III.6.- Válvulas de Control
Las válvulas de control juegan un papel muy importante en el lazo de regulación, y
realizan la función de variar el caudal del fluido que a su vez modifica el valor de la
variable medida, comportándose como un orificio de área continuamente variable;
indica Creus (1992). Instrumentación Industrial.
FISHER COMPANY (1997). Control Valve Handbook conceptualiza las válvulas, como
el elemento final de control por el cual pasa un fluido, este envía una señal al
controlador para modificar la rata del fluido por medio del ajuste del área variable.
Las válvulas de control típicas se componen básicamente del cuerpo y los asientos. El
cuerpo contiene en su interior el obturador que realiza la función de control de paso del
fluido y los asientos, un área fija que en conjunto al obturador realizan el área variable.
El servomotor es el que acciona el vástago que está unido al obturador para realizar el
control del fluido.
Capítulo III. Marco Teórico
47
Las válvulas pueden ser de varios tipos según sea el diseño y el movimiento del
obturador. Ya que en el proyecto se utilizaron para el control válvulas motorizadas y de
seguridad y alivio se hará una breve descripción de ellas.
III.6.1.- Válvulas Motorizadas
Las válvulas motorizadas son válvulas de accionamiento mediante un motor eléctrico.
Dentro del proyecto se utilizaron válvulas motorizadas de compuerta, las cuales están
consideradas como una de las válvulas más usadas para fines de bloqueo de flujo. Las
válvulas de compuerta están diseñadas de forma tal que el fluido al pasar en línea
recta a través del cuerpo con el obturador en la posición totalmente abierta, sufrirán una
resistencia mínima y consecuentemente tendrá una pérdida baja de carga.
El obturador que utiliza la válvula puede tener forma de disco o de cuña, actúa a través
de un vástago que queda montado en la tapa de la válvula, promoviendo por medio de
una rosca propia movimientos de traslación del disco o de la cuña, en sentido
ascendente y descendente, perpendiculares a la trayectoria del fluido, abriendo y
cerrando respectivamente la válvula
Las válvulas de compuerta son indicadas para operar en servicios donde no haya
necesidad de operaciones frecuentes, visto que el movimiento de translación del
Capítulo III. Marco Teórico
48
obturador es muy lento y por lo tanto, se deben utilizar de preferencia en las
condiciones de abierta o cerrada en su totalidad.
Dentro de las principales características que poseen las válvulas de compuerta se
pueden mencionar las siguientes:
- Paso totalmente desobstruido cuando se encuentra totalmente abierta.
- Estanques para casi todos los tipos de fluidos.
- Construcción en amplia gama de tamaños.
- Permiten flujo en los dos sentidos.
- No son indicadas en operaciones frecuentes.
- No se aplican en regulaciones y/o estrangulamiento de flujo.
II.6.2.- Válvulas de Seguridad y Alivio
El término válvula de relevo de presión o válvula de escape se utiliza para denominar
indistintamente y en forma general a una válvula de seguridad, válvula de alivio, válvula
de seguridad-alivio o a una válvula operada por piloto.
Una válvula de seguridad es una válvula de relevo de presión que es accionada por la
presión estática que entra en la válvula, y cuyo accionamiento se caracteriza por una
rápida apertura audible o disparo súbito. Sus principales aplicaciones son en el manejo
de vapor de agua o aire y están diseñadas para abrir y aliviar un aumento de la presión
Capítulo III. Marco Teórico
49
interna del fluido, por exposición a condiciones anormales de operación o a
emergencias.
En resumen, una válvula de seguridad es un dispositivo automático que está diseñado
para abrir a una presión predeterminada y volver a cerrar, previniendo con ello la
descarga adicional de flujo, una vez que las condiciones de operación han sido
restablecidas.
Una válvula de alivio de presión es un dispositivo automático de relevo de presión, el
cual abre en forma gradual en proporción al incremento de presión. Una válvula de
alivio se utiliza en el manejo de líquidos, exclusivamente.
Existen varios tipos de válvulas de alivio, una de ellas es la válvula de alivio "de
expansión térmica", utilizada cuando se necesita descargar pequeñas cantidades de
incremento de presión. Este caso se presenta cuando una sección de tubería llena de
líquido se encuentra expuesta al calentamiento debido al medio ambiente (al sol), la
temperatura se incrementa y el líquido se expande, creando un aumento sustancial en
la presión interna. Una válvula de alivio de expansión térmica es generalmente
pequeña (de conexiones roscadas) y por lo general su descarga nominal es suficiente
para aliviar el incremento de presión.
Capítulo III. Marco Teórico
50
Por otra parte, las válvulas de seguridad y alivio son dispositivos automáticos de
relevo de presión que pueden ser utilizados como válvulas de seguridad o como
válvulas de alivio, dependiendo de la aplicación:
• Válvula de seguridad−alivio convencional: Una válvula de seguridad−alivio
convencional tiene la cámara del resorte ventilada hacia la descarga (salida) de
la válvula. Las características de operación (presión de apertura, presión de
cierre y la capacidad de relevo) son directamente afectadas por los cambios de
la contrapresión en la válvula.
• Válvula de seguridad−alivio balanceada: Una válvula de seguridad−alivio
balanceada es aquella que incorpora los medios necesarios para minimizar los
efectos de la contrapresión sobre las características de operación (presión de
apertura, presión de cierre y la capacidad de relevo). Algunos de estos medios
son: el fuelle, el pistón auxiliar de balanceo, restricción del levante o la
combinación de éstos.
Figura Nº 8: Valvulas de seguridad y alivio
Fuente. www.soltex.cl
Capítulo III. Marco Teórico
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III.7.- Sistema de Control y Adquisición de Datos
SCADA es un acrónimo de Supervisory Control And Data Acquisition (Control y
Adquisición de Datos de Supervisión). Los sistemas SCADA utilizan la computadora y
tecnologías de comunicación para automatizar el monitoreo y control de procesos
industriales. Estos sistemas son partes integrales de la mayoría de los ambientes
industriales complejos o geográficamente muy dispersos, ya que pueden recoger la
información de una gran cantidad de fuentes muy rápidamente, y la presentan a un
operador en forma amigable. Los sistemas SCADA mejoran la eficacia del proceso de
monitoreo y control al proporcionar información oportuna para poder tomar decisiones
operacionales apropiadas.
Los primeros SCADA eran simplemente sistemas de telemetría que proporcionaban
reportes periódicos de las condiciones de campo vigilando las señales que
representaban medidas y/o condiciones de estado en ubicaciones de campo remotas.
Estos sistemas ofrecían capacidades muy simples de monitoreo y control, sin proveer
funciones de aplicación alguna. La visión del operador en el proceso estaba basada en
los contadores y las lámparas detrás de paneles llenos de indicadores. Mientras la
tecnología se desarrollaba, los computadores asumieron el papel de manejar la
recolección de datos, disponiendo comandos de control, y una nueva función -
presentación de la información sobre una pantalla de CRT (Terminal de Control
Capítulo III. Marco Teórico
52
Remoto). Los computadores agregaron la capacidad de programar el sistema para
realizar funciones de control más complejas.
Para alcanzar un nivel aceptable de tolerancia de fallas con estos sistemas, es común
tener computadores SCADA redundantes operando en paralelo en el centro primario de
control, y un sistema de reserva del mismo situado en un área geográficamente
distante. Esta arquitectura proporciona la transferencia automática de la
responsabilidad del control de cualquier computador que pueda llegar a ser inasequible,
sea cual fuere la razón, a una computadora de reserva en línea, sin interrupción
significativa de las operaciones.
Supongamos tener un circuito eléctrico simple que consiste en un interruptor y una luz.
Similar a este:
Figura Nº 9: Circuito Eléctrico Simple
Este circuito permite que un operador mire la luz y sepa si el interruptor está abierto o
cerrado. El interruptor puede indicar que un motor está trabajando o parado, o si una
puerta está abierta o cerrada, o aún si ha habido un incidente o el equipo está
trabajando.
Capítulo III. Marco Teórico
53
Un sistema SCADA real es aún más complejo. Hay más de un sitio. Algunos tienen
30.000 a 50.000 puntos que normalmente proporcionan tanto información analógica
como digital o de estado (por ejemplo, números tales como el nivel del líquido en un
tanque). Pueden enviar un valor de estado (por ejemplo, encender una bomba) tanto
como recibirlo (bomba encendida). Y la potencia de la computadora se puede utilizar
para realizar un complejo secuenciamiento de operaciones, por ejemplo: ABRA una
válvula, después ENCIENDA una bomba, pero solamente si la presión es mayor de 50.
La computadora se puede utilizar para resumir y visualizar los datos que está
procesando. Las tendencias (gráficos) de valores analógicos en un cierto plazo son muy
comunes. Recoger los datos y resumirlos en informes para los operadores y la gerencia
son características normales de un sistema SCADA.
Entonces se podría definir de forma general como un sistema industrial de mediciones
y control que consiste en una computadora principal o master (generalmente llamada
Estación Principal, Master Terminal Unit o MTU); una o más unidades de control
obteniendo datos de campo (generalmente llamadas estaciones remotas, Remote
Terminal Units, o RTU's); y una colección de software usado para monitorear y controlar
remotamente dispositivos de campo. Los sistemas SCADA contemporáneos exhiben
predominantemente características de control a lazo abierto y utilizan comunicaciones
generalmente interurbanas.
Capítulo III. Marco Teórico
54
Sistemas similares a SCADA se ven rutinariamente en fábricas, plantas de tratamiento,
plantas de proceso, etc. Éstos son llamados a menudo Sistemas de Control Distribuidos
(DCS - Distributed Control Systems). Tienen funciones similares a los sistemas SCADA,
pero las unidades de recolección o de control de datos de campo se establecen
generalmente dentro de un área confinada. Las comunicaciones pueden ser enviadas
vía una red de área local (LAN), y serán normalmente confiables y de alta velocidad. Un
sistema DCS emplea generalmente cantidades significativas de control a lazo cerrado.
Un sistema SCADA por otra parte, generalmente cubre áreas geográficas más grandes,
y normalmente depende de una variedad de sistemas de comunicación menos
confiables que una LAN, por lo que el control a lazo cerrado no es deseable.
El control puede ser automático, o iniciado por comandos del operador. La captación de
datos es lograda en primer lugar por los RTU's que exploran las entradas de
información de campo conectadas con ellos (también se pueden usar PLC's -
Programmable Logic Controllers). Esto se hace generalmente a intervalos muy cortos.
La MTU entonces explorará los RTU's con una frecuencia menor, procesando los datos
para detectar condiciones de alarma, y si alguna estuviera presente, sería catalogada y
visualizada en listas especiales de alarmas.
Los datos pueden ser de tres tipos principales:
• Datos analógicos (por ejemplo números reales) que quizás sean presentados en
gráficos.
Capítulo III. Marco Teórico
55
• Datos digitales (on/off) que pueden tener alarmas asociadas a un estado o al
otro.
• Datos de pulsos (por ejemplo conteo de revoluciones de un medidor) que serán
normalmente contabilizados o acumulados.
La interfaz primaria al operador es una pantalla (display) que muestra una
representación de la planta o del equipamiento en forma gráfica. Los datos vivos
(dispositivos) se muestran como dibujos o esquemas en primer plano (foreground)
sobre un fondo estático (background). Mientras los datos cambian en campo, el
foreground es actualizado (una válvula se puede mostrar como abierta o cerrada, etc.).
Los datos analógicos se pueden mostrar como números o gráficamente (esquema de
un tanque con su nivel de líquido almacenado). El sistema puede tener muchas
pantallas y el operador puede seleccionar los más relevantes en cualquier momento.
III.7.1.- MTU - Master Terminal Unit
La parte más visible de un sistema SCADA es la estación central o MTU. Éste es el
"centro neurálgico" del sistema, y es el componente del cual el personal de operaciones
se valdrá para visualizar la mayor parte del status de proceso de la planta. Una MTU a
veces se llama HMI -Human Machine Interface, interfaz ser humano - máquina -.
Las funciones principales de una MTU de SCADA son:
• Adquisición de datos: Recolección de datos de los RTU's.
Capítulo III. Marco Teórico
56
• Trending: Salvar los datos en una base de datos, y ponerlos a disposición de los
operadores en forma de gráficos.
• Procesamiento de Alarmas: Analizar los datos recogidos de los RTU's para ver si
han ocurrido condiciones anormales, y alertar a personal de operaciones sobre
las mismas.
• Control: Control a Lazo Cerrado, e iniciados por operador.
• Visualizaciones: Gráficos de los equipos para reflejar datos del campo
actualizados.
• Informes: La mayoría de los sistemas SCADA tienen un computador dedicado a
la producción de reportes conectado en red (LAN o similar) con el principal.
• Mantenimiento del Sistema Espejo: Mantener un sistema idéntico con la
capacidad segura de asumir el control inmediatamente, si el principal falla.
• Interfaces con otros sistemas: Transferencia de datos hacia y desde otros
sistemas corporativos para, por ejemplo, el procesamiento de órdenes de
trabajo, de compra, actualización de bases de datos, etc.
• Seguridad: Control de acceso a los distintos componentes del sistema.
• Administración de la red: Monitoreo de la red de comunicaciones.
• Administración de la Base de datos: Agregar nuevas estaciones, puntos,
gráficos, puntos de cambio de alarmas, y en general, reconfigurar el sistema.
• Aplicaciones especiales: Casi todos los sistemas SCADA tendrán cierto software
de aplicación especial, asociado generalmente al monitoreo y al control de la
planta.
Capítulo III. Marco Teórico
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• Sistemas expertos y sistemas de modelado. Los SCADA más avanzados pueden
incluir sistemas expertos incorporados, o capacidad de modelar datos.
III.7.2.- Protocolos de Comunicación
Un sistema SCADA debe ser muy confiable por lo que sus sistemas de comunicación
se han desarrollado para manejar comunicaciones pobres de una manera predecible.
Esto es especialmente importante donde está implicado el control, ya que podría ser
desastroso si las fallas de comunicaciones causaran que el sistema SCADA haga
funcionar inadvertidamente el sector incorrecto de la planta.
Los sistemas SCADA hacen uso típicamente de las técnicas tradicionales de la paridad,
del chequeo de sumas polinómicas, códigos de Hamming y demás. Sin embargo no
confían simplemente en estas técnicas. La operación normal para un sistema SCADA
es esperar siempre que cada transmisión sea reconocida. El sistema de interrogación
que emplea tiene seguridad incorporada, en la que cada estación externa está
controlada y debe periódicamente responder. Si no responde, entonces un número
predeterminado de recomprobaciones se incorporan. Las fallas eventualmente
repetidas harán que la RTU en cuestión sea marcada como "fuera de servicio" (en un
sistema de interrogación una falla de comunicación bloquea la red por un período de
tiempo relativamente largo, y una vez que se haya detectado una falla, no hay motivo
para volver a revisar).
Capítulo III. Marco Teórico
58
La exactitud de la transmisión de un SCADA es tan importante que la aplicación
SCADA toma directamente la responsabilidad sobre ella. Esto se produce en contraste
con protocolos de comunicación más generales donde la responsabilidad de transmitir
datos confiablemente se deja a los mismos protocolos. A medida que se utilicen
protocolos de comunicación más sofisticados, y los proveedores de SCADA comiencen
a tomar confianza con ellos, entonces la responsabilidad de manejar errores será
transferida al protocolo.
Los protocolos son los multicapa completamente "encapsulados", y los sistemas
SCADA que utilizan éstos pueden confiar en ellos para garantizar la salida de un
mensaje y el arribo a destino. Un número de compañías ofrece los códigos fuente de
estos protocolos, y otras ofrecen conjuntos de datos de prueba para probar la
implementación del mismo. Por medio de estos progresos está llegando a ser factible,
por lo menos a este nivel, considerar la interoperabilidad del equipamiento de diversos
fabricantes.
SCADA tiende a utilizar la mayoría de las redes de comunicación disponibles.
Los sistemas SCADA basados en transmisión radial son probablemente los más
comunes. Éstos evolucionaron con el tiempo, y lo más básico es el uso de FSK
(frequency shift keying - codificación por conmutación de frecuencia) sobre canales de
radio analógicos. Esto significa que aquellos 0 y 1 son representados por dos distintas
Capítulo III. Marco Teórico
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frecuencias (comúnmente 1800 y 2100 hertzs). Estas frecuencias se pueden sintetizar y
enviar sobre una radio de audio normal con velocidades de hasta 1200 baudios.
Una consideración especial requiere el retardo de RTS (request to send - petición de
enviar) que normalmente se presenta. Esto se produce porque una radio se tomará
algún tiempo después de ser encendida (on) para que la señal alcance niveles
aceptables, y por lo tanto el sistema SCADA debe poder configurar estos retardos. La
mayoría de las otras consideraciones con respecto a radio y SCADA se relacionan con
el diseño básico de la red de radio.
Hay muchos servicios basados en satélites y aunque la mayoría son muy costosos,
hay situaciones donde no hay alternativa. No obstante, existe un servicio basado en
satélites que es económico: los sistemas VSAT: Very Small Aperture Terminal. Con
VSAT, se alquila un segmento del espacio (64k o más), y los datos se envían de un sitio
remoto a un hub vía satélite.
Hay dos tipos de hubs. El primero es un sistema proporcionado típicamente por un
proveedor de servicios de VSAT. La ventaja es un costo fijo para los datos aunque su
implementación puede ser costosa ya que requiere un "backlink" del hub al centro de
SCADA. El otro tipo de sistema utiliza un hub pequeño (los clásicos de LAN
estructuradas) que se puede instalar con el Master. Este es más barato, pero la
administración del hub es responsabilidad exclusiva del propietario de SCADA. La
Capítulo III. Marco Teórico
60
interfaz a cualquier tipo de sistema de VSAT implica el uso de protocolos utilizados por
el sistema de VSAT - quizás TCP/IP.
Modbus es un protocolo de comunicaciones desarrollado para el mundo del PLC, y fue
definido para el uso de las conexiones por cable. Aunque los proyectos procuran con
frecuencia utilizar Modbus sobre radio, éste está trayendo problemas,
fundamentalmente con los temporizadores. En cualquier caso, Modbus es incompleto
como un protocolo para SCADA, y existen alternativas mejores tales como DNP3.
Los sistemas Landline son usados comúnmente, pero una gran cantidad de sistemas
SCADA requieren el uso de la radio para substituir landlines ante una falla, producida
entre otras causas por las termitas y los relámpagos.
En resumen, la característica distintiva de los sistemas SCADA es su capacidad de
comunicación. Comparado a los DCS considerados a menudo dentro de una planta o
de una fábrica, un sistema SCADA cubre generalmente áreas geográficas más
grandes, y utiliza muchos y diversos medios de comunicaciones (y a menudo
relativamente no fiables), por lo que un aspecto importante de esta tecnología es la
capacidad de garantizar confiablemente la salida de datos al usar todos estos medios.
Capítulo III. Marco Teórico
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III.8.- Unidad terminal Remota (RTU's Remote Terminal Units)
El SCADA RTU es una pequeña y robusta computadora que proporciona inteligencia en
el campo para permitir que el Master se comunique con los instrumentos. Es una
unidad stand-alone (independiente) de adquisición y control de datos. Su función es
controlar a los equipos de proceso en el sitio remoto, adquirir datos de los mismos, y
transferirlos al sistema central SCADA.
Hay dos tipos básicos de RTU's, "single boards" (de un solo módulo), compactos, que
contienen todas las entradas de datos en una sola tarjeta y, "modulares" que tienen un
modulo CPU separado, y pueden tener otros módulos agregados, normalmente
conectados en una placa común (similar a una PC con una placa madre donde se
montan procesador y periféricos).
Un RTU single board tiene normalmente I/O fijas, por ejemplo, 16 entradas de
información digitales, 8 salidas digitales, 8 entradas de información analógicas, y 4
salidas analógicas. Normalmente no es posible ampliar su capacidad.
Un RTU modular se diseña para ser ampliado agregando módulos adicionales. Los
módulos típicos pueden ser un módulo de 8 entradas análogas y/o un módulo de 8
salidas digitales.
Capítulo III. Marco Teórico
62
El hardware de un RTU tiene los siguientes componentes principales:
• CPU y memoria volátil (RAM).
• Memoria no volátil para grabar programas y datos.
• Capacidad de comunicaciones a través de puertos seriales o a veces con
módem incorporado.
• Fuente de alimentación segura (con salvaguarda de batería).
• Reloj que asegure reiniciar el RTU si algo falla.
• Protección eléctrica contra fluctuaciones en la tensión.
• Interfaces de entrada-salida digitales y analógicos.
• Reloj de tiempo real.
Todos los RTU's requieren las siguientes funcionalidades las cuales se pueden mezclar
y no necesariamente ser identificables como módulos separados:
• Sistema operativo en tiempo real.
• Driver para el sistema de comunicaciones, es decir la conexión con el Master.
• Drivers de dispositivo para el sistema de entrada-salida a los dispositivos de
campo.
• Aplicación SCADA para exploración de entradas de información con alta
frecuencia, procesamiento y el grabado de datos, respondiendo a las peticiones
del Master sobre la red de comunicaciones.
• Algún método para permitir que las aplicaciones de usuario sean configuradas en
el RTU. Ésta puede ser una simple configuración de parámetros, habilitando o
Capítulo III. Marco Teórico
63
deshabilitando entradas-salidas específicas que invalidan o, puede representar
un ambiente de programación completo para el usuario.
• Diagnóstico.
• Algunos RTU's pueden tener un sistema de archivos con soporte tanto para
programas de usuario como para archivos de configuración.
III. 9.- Controladores Lógicos Programables (Programmable Logic Controller-
PLC`s)
Los Controladores Lógicos Programables nacieron a finales de la década de los 60s y
principios de los 70s. Las industrias que propiciaron este desarrollo fueron las
automotrices, las cuales usaban en sus manufacturas sistemas de control basados en
relevadores, que se hacían cada vez mas complejos, con dificultades de instalación,
poca flexibilidad y confiabilidad, así como altos costos de operación y mantenimiento.
Buscando reducir estos costos, la General Motor preparó en 1968 ciertas
especificaciones detallando un "Controlador Lógico Programable", las cuales definían
un sistema de control que podían ser asociado no solamente a la industria automotriz,
sino prácticamente a cualquier industria de manufactura.
Estas especificaciones interesaron a ciertas compañías tales como General Electric,
MODICON, Digital Equipment Co., de forma tal que el resultado de su trabajo se
Capítulo III. Marco Teórico
64
convirtió en lo que hoy se conoce como Controlador Lógico Programable, equipos
electrónicos sustitutos de los sistemas de control basados en relevadores.
Los primeros PLCs se usaron exclusivamente para control On -Off (de dos posiciones)
en máquinas y procesos industriales, siendo una de sus grandes ventajas proporcionar
autodiagnósticos sencillos.
En la década de los 70s con el avance de la electrónica, la tecnología de los
microprocesadores agrego facilidad e inteligencia adicional a los PLCs generando un
gran avance y permitiendo un notorio incremento en la capacidad de interfase con el
operador y se fueron poco a poco convirtiendo en lo que ahora son, Sistemas
Electrónicos Versátiles y Flexibles.
En su creación, los requerimientos sobre los cuales se han desarrollado los PLC s, los
enumeró la General Motors de la siguiente manera:
1. El dispositivo de control deberá ser fácil y rápidamente programable por el usuario
con un mínimo de interrupción.
2. Todos los componentes del sistema deben ser capaces de operar en plantas
industriales sin un especial equipo de soporte, de hardware o de ambiente
Capítulo III. Marco Teórico
65
3. El sistema debe ser de fácil mantenimiento y reparación. Deberá diseñarse con
indicadores de status y modularidad, para facilitar las reparaciones y la búsqueda de
errores.
4. El sistema deberá ocupar menor espacio que los sistemas de relevador y deberá
consumir menor potencia que los sistemas de control por relevadores.
5. El PLC deberá ser capaz de comunicarse con un sistemas central de datos para
propósitos de monitoreo.
6. Deberá ser capaz de trabajar con 120 voltios de corriente alterna y con elementos
estándar de control, con interruptores de presión, interruptores de limite, etc.
7. Las señales de salida deberán ser capaces de manejar arranques de motores y
válvulas solenoides que operan a 120 volts de C.A.
8. Deberá ser expandible desde su mínima configuración hasta su máxima, con una
mínima de alteración y de tiempo perdido.
9. Deberá ser competitivo en costo de venta e instalación, respecto de los sistemas en
base a relevadores.
10. La estructura de memoria empleada deberá ser expandible a un mínimo de 4000
palabras o elementos de memoria. Los PLC actuales no solamente cumplen estos
requisitos sino que lo superan; son computadoras de propósito específico que
proporcionan una alternativa más flexible y funcional para los sistemas de control
industriales.
Capítulo III. Marco Teórico
66
Debido a la gran aceptación que ha tenido el PLC, se ha dado una definición formal por
la NEMA (Nacional Electrical Manufacturers Association), descrita como sigue:
EL PLC es un aparato electrónico operado digitalmente que usa una memoria
programable para el almacenamiento interno de instrucciones las cuales implementan
funciones específicas tales como lógicas, secuénciales, temporización, conteo y
aritméticas, para controlar a través de módulos de entrada /salida digitales y analógicas,
varios tipos de maquinas o procesos. Una computadora digital que es usada para
ejecutar las funciones de un controlador programable, se puede considerar bajo este
rubro. Se excluyen los controles secuenciales mecánicos. De una manera general
podemos definir al controlador lógico programable a toda maquina electrónica, diseñada
para controlar en tiempo real y en medio industrial procesos secuenciales de control. Su
programación y manejo puede ser realizado por personal con conocimientos
electrónicos sin previos conocimientos sobre informática.
EL PLC por sus especiales características de diseño tiene un campo de aplicación muy
extenso. La constante evolución del Hardware y Software amplía continuamente este
campo para poder satisfacer las necesidades que se detectan en el aspecto de sus
posibilidades reales.
Su utilización se da fundamentalmente en aquellas instalaciones en donde es necesario
realizar procesos de maniobra, control, señalización, etc,.. por tanto, su aplicación
Capítulo III. Marco Teórico
67
abarca desde procesos de fabricación industrial de cualquier tipo al de
transformaciones industriales, control de instalaciones, etc.
Sus reducidas dimensiones, las extremas facilidades de montaje, la posibilidad de
almacenar los programas para su posterior y rápida utilización, la modificación o
alteración de los mismos, etc., hace que su eficiencia se aprecie fundamentalmente
entre otros, en procesos con espacio reducido, de producción periódicamente
cambiante, maquinaria de procesos variables, instalación de procesos complejos y
amplios y chequeo de programación centralizada de las partes del proceso.
Capítulo IV. Descripción del Proyecto
68
IV.- Descripción del Proyecto
IV.1. - Definición del Proceso
El objetivo del Proyecto Tanques de Almacenamiento de Orimulsion® es desarrollar la
Ingeniería de Detalle, Procura y Construcción del Sistema de Almacenamiento de
Orimulsión® localizado en el área N-1 de PDVSA BITOR en Jóse, Edo Anzoátegui. El
sistema de almacenamiento de Orimulsión® consiste en: cuatro (4) tanques nuevos de
almacenamiento de Orimulsion® de 500 MBBL cada uno, las interconexiones entre
ellos, las tuberías de llenado de los tanques y la interconexión entre éstos y la estación
de bombas de transferencia de Orimulsion® existente, para el llenado de los puestos
de carga (monoboyas)
Para futuras ampliaciones, fuera del alcance del proyecto, se considera la instalación
de cinco (5) nuevas bombas de la misma capacidad y características que las existentes
y los puntos de conexión requeridos con los cabezales de succión y descarga.
El único servicio requerido para el nuevo patio de tanques, será la electricidad para
los actuadores de las válvulas motorizadas y la protección catódica de los tanques.
En general, el factor de servicio requerido en la planta será de 90%. La operación
será continua, 24 horas por dia durante 330 días del año.
Capítulo IV. Descripción del Proyecto
69
IV. 2. – Descripción del Proceso del Patio de Tanques de Orimulsión®
IV.2.1- General
Este nuevo patio de tanques consiste en cuatro (4) tanques de almacenaje de
Orimulsión®, ubicado en el área N-1 de PDVSA BITOR en Jose,”Complejo Petrolero y
Petroquímico Jose Antonio Anzoátegui”, Edo Anzoátegui.
IV.2.2 Llenado de los tanques
La corriente de entrada al patio de tanques desde el módulo de producción de
Orimulsión® en Morichal, es de 125 MBSPD de Orimulsión® a una temperatura de
86° F y una presión de 120 psig, la cual podrá llenar uno o varios tanques al mismo
tiempo, según sea el criterio de operación.
El flujo de entrada proviene de una línea de 30”, la cual se divide en dos cabezales de
30” cada una. El cabezal 30’’-OR-10-002-AA1-NI alimenta los tanques 07-T-22/23
localizados en el área sur del patio de tanques y el cabezal 30’’-OR-10-001-AA1-NI
alimenta los tanques 07-T-20/21 localizados en el área norte. Cada cabezal esta
diseñado para manejar el total del flujo del Patio de Tanques (125 MBSPD).
Capítulo IV. Descripción del Proyecto
70
Cada tanque tiene una línea individual de alimentación de 30” la cual se deriva desde
el cabezal respectivo, dicha línea tiene una válvula motorizada de compuerta 71MV-
300/308/314/321 la cual controla el flujo de entrada para llenar el tanque. Los tanques
tienen dos entradas diferentes para mantener homogénea la Orimulsión®, una de 30”
en el primer anillo y otra de 12” en el último anillo. Ambas conectadas con la línea de
entrada individual. El porcentaje de flujo a través de las líneas dependerá del sistema
hidráulico.
IV.2.3.- Vaciado de Tanques
En operación normal, el flujo de salida desde un tanque es de 500 MBPD a 86 ° F y 27
psig (máxima columna estática del tanque). Para la alimentación de un puesto de carga
(monoboya) se requiere vaciar dos tanques al mismo tiempo, para contar con un
flujo total de 1 MMBPD.
Para cada tanque hay una línea de salida de 48” la cual esta conectada dentro del
dique a un cabezal de 48” (48”-OR-10-015-AA1-NI / 48”-OR-10-032-AA1-NI). Las
líneas de salida tienen válvulas motorizadas de compuerta 71MV-302/309/316/323,
respectivamente, que controlan la dirección del flujo de salida para el cabezal en
operación.
Capítulo IV. Descripción del Proyecto
71
Cuando el vaciado de dos tanques de diferentes niveles ocurre, primero el operador
deberá comenzar por vaciar el tanque de mayor nivel hasta que éste decrezca al
nivel del otro tanque, en ese momento, el operador abrirá la salida del segundo tanque
y comenzara a vaciar ambos tanques.
IV.2.4.- Recirculación de Orimulsión®
La operación de recirculación es utilizada para mezclar u homogeneizar la Orimulsión®
en el tanque, cuando está fuera de especificación. Sólo dos de los cuatro tanques
poseen esta facilidad, los tanques 07-T-20 y 07-T-21, pero el producto fuera de
especificación podrá estar en cualquiera de los tanques.
Para asegurar la estabilidad de la Orimulsión®, es recomendable hacer la recirculación
en forma continua. El flujo en recirculación entra al tanque seleccionado por las líneas
de entrada de 30” y 12” o solo por la línea de entrada de 12” en donde se cuenta con un
mezclador estático
El procedimiento de recirculación podrá hacerse operando una bomba, pero el tiempo
estimado de recirculación podrá ser el doble del necesitado que cuando hay dos
bombas en operación.
Capítulo IV. Descripción del Proyecto
72
La operación de recirculación podrá realizarse en dos tanques al mismo tiempo, con
una o dos bombas en operación.
Cuando se requiera la recirculación de Orimulsión® desde los otros tanques de
almacenamiento 07-T-22/23, el producto podrá transferirse para los tanques 07-T-
20/21, para uno o ambos. Sin embargo, esta operación esta limitada ya que cualquiera
de estos dos tanques podrá tener producto (parcial o totalmente).
IV.2.5.- Transferencia de Orimulsión®
Esta operación se realiza para transferir la Orimulsión® desde los tanques 07-T-22/23
para los tanques 07-T-20/21.
Para esta operación podrá utilizarse una bomba o máximo dos, y consiste en alinear
cualquiera de los tanques a ser vaciado (07-T-22/23) con cualquiera de los tanques a
ser llenados (07-T-20/21) o ambos tanques, a través del cabezal de succión de 48” y el
cabezal de recirculación de 20”.
El tiempo de duración de la operación dependerá del volumen a ser transferido y de si
la operación se esta haciendo con una o dos bombas (es recomendable el uso de dos
bombas para esta operación de transferencia).
Capítulo IV. Descripción del Proyecto
73
IV. 3.- Sistemas de Unidades
El sistema de medición empleado para el proyecto será el sistema mixto, que
corresponde al uso de las unidades inglesas y al sistema internacional. Las unidades
usadas predominantemente en los planos y documentos son las siguientes:
Tabla 1.- Sistemas de Unidades
VARIABLES UNIDADES INGLESAS
UNIDADES
SISTEMA
INTERNACIONAL
Temperatura °F °C
Presión
- Absoluta Psia kPa
- Relativa Psig kPa-g
Vacío psig, in H2O kPa
Masa lb Kg
Fuerza lbf kgf, N
Volumen, Líquido ft3, BBL, MBBL, gal m3
Volumen, Gas ft3 m3
Densidad °API, lb/ft3 kg/m3
Flujo, Líquido ft3/s, US gpm, lb/h; M3/h, kg/h, kg/s
Capítulo IV. Descripción del Proyecto
74
VARIABLES UNIDADES INGLESAS
UNIDADES
SISTEMA
INTERNACIONAL
MBPD, MBPH
Flujo, Gas ft3/s (cfs), ft3/min (cfm),
lb/h m3/h, kg/h, kg/s
Flujo, Vapor lb/h kg/h, kg/s
Calor 106 BTU/h J
Energía BTU/h, HP MW, kW
Conductividad Térmica BTU/h ft °F W/m °K
Coeficiente de Transferencia de
Calor BTU/h ft2 °F W/m2 °K
Viscosidad
- Dinámica cP, lb/ft h mPa-s
- Cinemática cSt m2/s
Velocidad ft/s, mph m/s, km/h
Dimensión de Equipos y Longitud
de Tuberías ft (’), in (”) mm, m
Diámetro de Tubería in (”) mm
Dimensión del Plano de
Implantación N/A mm
Capítulo IV. Descripción del Proyecto
75
Las unidades de medidas para la instrumentación son las siguientes:
Tabla 2.- Variables medidas y Unidades de medición
VARIABLE
UNIDADES
Temperatura (1) Grados Fahrenheit, °F
Presión
Atmosférica Baja Psig
Atmosférica Alta Pulgadas de Mercurio
Absoluta Psia
cercano a la atmorférica < 1 psig Pulgadas de Agua
Nivel (2) 0-100 % del rango para procesos
Flujo
Volumetrica
Liquido GPM (3)
Liquido (H-C) BPD (4)
Notas:
1.- Para la temperatura se mostrará en el monitor una función lineal con la temperatura.
Cuando requiera linearización será proporcionado por el transmisor más conveniente,
por rango o selección de sensor, o por adición de un dispositivo o función de
linearización.
Capítulo IV. Descripción del Proyecto
76
2.- Cuando se requiera de un inventario exacto, el nivel podrá ser mostrado en pies o
pulgadas con respecto al tamaño real (tanques de almacenamiento)
3.- Las condiciones de flujo están expresadas en condiciones estándar. Las unidades
de flujo son corregidas a 60°F.
4.- Barriles (42 galones) por día @ 60°F
IV.4.- Localización de la Planta
El nuevo patio de tanques de Orimulsión® estará localizado dentro del Área N-1 (Área
reservada) de PDVSA Bitor en el “Complejo Industrial, Petrolero y Petroquímico
General José Antonio Anzoátegui” ubicado al Sureste del patio de tanques actual. El
tamaño del área es aproximadamente 40 Ha.
El patio de tanques actual y el sistema de bombas de transferencia existentes están
dentro del Área N-2 de PDVSA Bitor, en el Complejo mencionado anteriormente. El
sistema de bombeo está ubicado al norte y el sistema de tanques al Sur.
El “Complejo Industrial, Petrolero y Petroquímico General José Antonio Anzoátegui
(Jose)” está localizado en la costa Norte - Central del Estado Anzoátegui,
aproximadamente a 27 Km desde el Sureste de Barcelona y 14 Km desde el Este de
Píritu.
Capítulo IV. Descripción del Proyecto
77
IV.5 - Condiciones Ambientales
• Temperatura Max. / Min. / Promedio: 94 ºF / 65 ºF / 82 ºF (34.4 ºC / 18.3 ºC /
27.8 ºC).
• Cantidad Promedio de Lluvia: 8135 GPM/Ha.
• Pluviosidad Media: 6 meses (Mayo/Octubre)
• Humedad relativa Promedio: 81 %.
• Presión Barométrica: 14.7 psia.
• Velocidad del Viento (Min / Promedio / Max): 3.8 / 18.4 / 32.9 (MPH).
• Dirección del Viento: Norte-Este (NE).
• Altura Promedio sobre el Nivel del Mar: 12 m.
• Zona Sísmica: 6
Fuente: Cartografía Nacional, COVENIN 1756: 98 y PDVSA JA -221.
IV.6.- Propiedades de la Alimentación
El producto de alimentación al Nuevo Patio de Tanques será Orimulsión®, proveniente
de el módulo de producción de ORIFUELS SINOVEN, S.A en Morichal. Las
condiciones de almacenamiento son:
• Presión: Atmosférica
• Temperatura: 86 a 104 °F
Capítulo IV. Descripción del Proyecto
78
IV.6.1- Orimulsión®
Tabla 3.- Propiedades de la Orimulsión®
Contenido de Agua: 30 % v/v
Viscosidad Aparente (@ 86 °F): 450 cP, 280 cP, 170 cP dependiendo del tipo
Densidad, STD: 62.96 lb/ft3
Densidad a diferentes temperaturas:
62.587 lb/ft3 @ 77 °F, 62.531 lb/ft3 @ 86 °F, 62.082 lb/ft3 @ 95 °F
Presión de Vapor: Similar a la del agua. Por propósitos de diseño será usada la
presión de vapor de agua.
Valor calorífico Grueso (Gross Heating Value): 13,027 Btu/lb
Valor calorífico Alto (Low Heating Value): 12,038 Btu/lb
Punto de rocío (Flash Point) (ASTM D-56): 252 °F
Punto de pureza (Pour Point) (ASTM D-97): 37.4 °F
Las propiedades de Orimulsión serán las mismas a través de todo el proceso.
IV.7.- Criterios de Diseño de Instrumentación y Control
El diseño de los sistemas de instrumentación, automatización y control están de
acuerdo con los siguientes códigos, procedimientos y estándares aplicables:
Capítulo IV. Descripción del Proyecto
79
CEN Código Eléctrico Nacional
COVENIN Comisión Venezolana de Normas Industriales
ASME American Society of Mechanical Engineers
PDVSA Petróleos de Venezuela S.A.
API American Petroleum Institute
ASTM American Society for Testing Materials
NEMA National Electrical Manufacturer Association
ANSI American National Standards Institute
NACE National Association of Corrosion Engineers
NFPA National Fire Protection Associations
ISA The Instrumentation Systems and Automation Society
FM Factory Mutual
ICEA Insulated Cable Engineers Association
IEEE Institute of Electrical & Electronics Engineers
UL Underwriters Laboratory
IEC International Electrical Commission
AGA American Gas Association
MEM
Normas Técnicas para la Fiscalización de Hidrocarburos
Líquidos del Ministerio de Energía y Minas
OIML Organización Internacional de Metrología Legal
Siempre que existan discrepancias o conflictos de interpretación entre los estándares
utilizados por las diferentes organizaciones, la más restrictiva tendrá prioridad, excepto
si es convenido de otra manera por el Cliente.
Capítulo IV. Descripción del Proyecto
80
IV.7.1.- Terminología y Simbología.
Siguiendo los estándares de PDVSA, la terminología estará conforme a la normativa
ISA S51.1, “ Terminología de Procesos de Instrumentación” y la simbología a la
norma ISA S5.1 “ Identificación y Simbología de Instrumentación” representada en los
planos “Símbolos de los Diagramas de Flujo y de los Diagramas de Instrumentación y
Tuberías” JP02-020-00-2116-D001, JP02-020-00-2116-D002 y JP02-020-00-2116-
D003.
IV.7.2.- Identificación de los Instrumentos
La identificación de los instrumentos se presenta de la siguiente forma:
Tag N°: AAVFI-XXX
AA: Numero de Área, Sección.
V: Variable Medida.
FI: Función del Instrumento.
XXX: Secuencia numérica.
Capítulo IV. Descripción del Proyecto
81
IV.7.3.- Sistema de Energía de los Instrumentos.
La energía eléctrica para el sistema de control será proporcionada desde una unidad
de poder ininterrumpida (UPS) y la energía a los instrumentos de campo será de 24
Vdc.
Cada equipo UPS será de tipo redundante, diseñado para ser una fuente confiable y
continua de poder a instrumentos críticos y sistemas de control, y así ofrecer
autonomía durante cuatro (4) horas.
El sistema de poder será diseñado con una capacidad de repuesto de 25%.
IV.7.4.- Especificaciones de Instrumentos
Los requerimientos generales para la selección y criterio de diseño de los instrumentos
son:
Todos los instrumentos serán compatibles con el sistema Supervisorio y el
Sistema de Control Maestro existente, como lo es el SCADA S/3, con la
finalidad de garantizar el monitoreo y control de los procesos asociados con
el proyecto del Patio de Tanques de Orimulsion®.
Capítulo IV. Descripción del Proyecto
82
Para las hojas de datos de los instrumentos, serán utilizados los formatos
ISA.
Todas las requisiciones de los instrumentos harán referencia al número de la
hoja de dato y al número de la especificación de cada instrumento.
La exactitud para cada tipo de instrumento será de acuerdo con lo
especificado en la norma PDVSA.
Todos los instrumentos e indicadores serán instalados en lugares del acceso
fácil al operador de planta y al personal del mantenimiento, sin obstruir el
libre tráfico.
Los instrumentos y los equipos electrónicos serán inmunes a la interferencia
generada por los campos electromagnéticos (EMI) y por la radiofrecuencia
(IRF).
Cuando el instrumento esté situado a una distancia mayor de 3 mts. de la
conexión de proceso, se le proveerá de válvulas de bloqueo y venteo ó se
les colocará una purga.
Todos los instrumentos serán electrónicos, inteligentes y eléctricos. Si se
requieren, tendrán indicadores integrales para sus variables de proceso en el
transmisor.
Los cajones o protectores de los instrumentos serán resistentes a la
corrosión producida por la atmósfera marina, así como también a prueba de
agua (Nema 4X) y también cumplirá con la clasificación eléctrica aplicable
del área.
Capítulo IV. Descripción del Proyecto
83
Los cajones o protectores para la instalación en interiores serán Nema 12 o
Nema 4X, de acuerdo con los requerimientos específicos de la hoja de datos.
Todos los circuitos de control eléctricos serán diseñados para la acción a
prueba de averías en los momentos en que haya caídas de tensión. Los
contactos serán del tipo normalmente cerrado (NC) en condiciones de
alarma
El material será acero inoxidable 316 salvo que se especifique o contrario.
Los materiales de las jaulas de protección serán acero al carbono forjado
como mínimo.
El transmisor de presión y los soportes del suiche serán de acero al carbono
(2 "diámetro).
Los instrumentos tales como indicadores de presión, termómetros,
interruptores de presión, etc. se pueden instalar en la línea, si no hay
vibración alguna.
Los instrumentos serán aislados o colocados en separadores de proceso
cuando las características de los líquidos y/o las condiciones de temperatura
pueden alterar el funcionamiento y la confiabilidad del sistema.
Todos los instrumentos de control serán instalados con los suficientes
dispositivos de aislamiento para permitir un mantenimiento seguro, y retiro de
los mismos, mientras se realicen pruebas de calibración al instrumento.
Las conexiones de los instrumentos a procesos y sus dispositivos serán:
Capítulo IV. Descripción del Proyecto
84
- Conexión neumática: 1/4"NPT.
- Conexiones a proceso: 1/2” NPT mínimo.
- Conexiones eléctricas: 1/2“ NPT mínimo
• Todas las conexiones a proceso serán provistas de válvulas de bloqueo
para permitir el mantenimiento sin la interrupción del proceso.
• La conexión a los recipientes, tanques o a la tubería de proceso será como
sigue:
Tabla 4.- Tipos de conexiones de los Instrumentos
Al recipiente Sobre la Tubería
Instrumentos Tamaño de
la conexión
Válvula de
Aislamiento
Tamaño de la
Conexión
Válvula de
Aislamiento
Transmisor de Presión
Diferencial 2 ”-Flgd 2 ” Flgd 1/2 ” NPT 1/2 ” NPT
Termopozos 2”-Flgd 1 ” NPT
D-P Transmisores de
nivel, 150# min 2 ” Flgd 2 ” Flgd
Medidor de Nivel (Tipo
Radar) 8 ” Flgd
D-P Transmisor de flujo ½ ” NPT ½ ” NPT ½ ” NPT ½ ” NPT
Switches de nivel,
horizontal, tipo capacitivo,
150# min.
2” Flgd 2 ” Flgd
Capítulo IV. Descripción del Proyecto
85
IV.7.5.- Sistemas de Medición de Transferencia y Custodia
El sistema de medición para la transferencia y custodia con propósito fiscal cumplirá
con las características siguientes:
Todas las mediciones de líquidos serán de clase 1, menos de 0.2 % de
incertidumbre
Será diseñado para satisfacer las “Normas Técnicas para la Fiscalización de
Hidrocarburos Líquidos”.
IV.7.6.- Válvulas Motorizadas
Los actuadores de las válvulas deben ser diseñados para funcionar preferiblemente con
las señales de control bajo protocolo digital.
Los actuadores eléctricos serán usados preferiblemente en válvulas de tipo
ON – OFF. El tiempo de cierre de la válvula será estimado sobre la base de
la línea del diámetro en la cual será instalado, de forma tal de evitar que se
produzca un golpe de ariete, en caso de fluido líquido.
Todos los actuadores tendrán interruptores de límite para la acción de abrir y
cerrar. También deben tener un interruptor que determine el estado del
actuador (abertura o cierre).
Capítulo IV. Descripción del Proyecto
86
Todos los actuadores tendrán un manubrio para la abertura manual y la
acción de cierre. La abertura y la dirección de cierre de la válvula serán
indicadas claramente en el manubrio.
Los actuadores deberán cumplir con los requisitos de la clasificación eléctrica
del área donde sean instalados.
Los actuadores serán provistos por protecciones eléctricas para
cortocircuitos, sobre corrientes y torque máximo.
Los actuadores tendrán un sistema de control que permita las siguientes
funciones:
Abertura y cierre de forma local.
Abertura y cierre de forma remota
Abertura y cierre automático (cuando corresponde a un funcionamiento
definido por una condición de sistema, tal como cierre por emergencia).
Indicación local y remota para abertura, cierre, ejecución y fuera de
servicio.
Posición local – remota
El sistema de comunicación de dos (2) hilos de los actuadores permitirá la
comunicación con el sistema supervisorio y de control, mediante un
protocolo estándar, usado y aprobado por Sinovensa.
El funcionamiento remoto, control y diagnóstico de los actuadores estará
basado en uno o más canales de dos (2) hilos; ellos estarán conectando
todos los actuadores del área.
Capítulo IV. Descripción del Proyecto
87
Los motores de todos los actuadores eléctricos para las válvulas serán de
480 V, 60 Hz y de 3 fases.
IV.8.- Sistema de Medición del Tanque
El Sistema de Medición de Tanques será diseñado, fabricado y probado en
conformidad lo aquí especificado y con las últimas ediciones de los códigos y
estándares indicados en la sección IV.7
IV.8.1.- Especificaciones Técnicas
El Sistema de Medición de Tanques debe cumplir al menos con las siguientes
especificaciones:
IV.8.1.1 General
El Sistema de Medición de Tanques debe estar apto para manejar operaciones de
transferencia de fluido y debe incluir toda la instrumentación oficial asociada con dicho
sistema ( RTD y transmisores de presión), así como también, la unidad de interface
debe permitir la comunicación entre diferentes tanques y el sistema supervisorio.
Deberá cumplir con la clasificación de área indicada en la hoja de datos.
Capítulo IV. Descripción del Proyecto
88
Los instrumentos de campo deben estar protegidos contra la corrosión; así como
también sus partes deben protegerse del medio ambiente.
El Sistema de Medición de Tanques no se deberá afectar por las interferencias de
radio frecuencias y deberá estar libre a los efectos de vibración.
Los instrumentos deben tener sus partes electrónicas adecuadamente cubiertas, de
forma tal de garantizar que los circuitos no se vean expuestos a las condiciones
ambientales.
El Sistema de Medición de Tanques ha sido diseñado para minimizar el riesgo por
tormentas, por tal motivo cada punto del sistema debe estar galvánicamente aislado en
ambos extremos, tanto en la fuente como en el bus TRL/2.
IV.8.2.- Dispositivos de Campo
El Sistema de Medición de Tanques estará conformado por los siguientes elementos:
transmisores de nivel tipo radar, Unidad de Muestreo Remota (RDU), termómetros,
transmisores de presión, y unidades de comunicación de campo (FCU).
Todos los transmisores estarán basados en microprocesadores con funciones continuas
de autodiagnóstico.
Capítulo IV. Descripción del Proyecto
89
El diseño de los equipos será del tipo modular lo que significa que sus partes pueden
ser intercambiables.
IV.8.2.1.- Trasmisor de nivel tipo radar
El trasmisor de nivel será del tipo radar basado en el método de ondas continuas de
frecuencia modulada.
Los cambios de temperatura no influirán en la parte electrónica del transmisor, esto con
la finalidad de garantizar que la precisión del instrumento no se vea afectada.
En ningún caso, ya sea en operación normal, de prueba o en momentos de falla, el
equipo podrá generar microondas peligrosas para el ser humano.
La precisión del instrumento será de + 1mm y la resolución de 0.1mm. La parte eléctrica
del trasmisor será una unidad separada localizada dentro de la cabeza del transmisor,
fácilmente cambiable y sin contacto alguno con la atmósfera del tanque.
Una condición indispensable es que el medidor tenga un puerto intrínsecamente seguro
para realizar la configuración y/o calibración por medio de un terminal portátil, sin
necesidad de abrir los compartimientos.
Capítulo IV. Descripción del Proyecto
90
El transmisor de nivel deberá estar en la capacidad de compensar el nivel del tanque,
causados por los movimientos que afectan al set point, todo esto debido a la
deformación hidrostática.
El diseño de la antena será tal que la influencia de las paredes del tanque será mínima.
La inclinación y orientación de la antena serán ajustables.
La sensibilidad de la antena y su unidad controladora no se verán afectadas por
ninguno de los siguientes factores: atenuación por distancia, tamaño de la antena,
ondas y turbulencias en la superficie del producto, la constante dieléctrica del producto,
la espuma, vapor y suciedad de la antena. El transmisor incluirá los software y
módulos necesarios para el ajuste de las señales del radar producidas por algún
disturbio, como objetos en el interior del tanque o por su instalación cerca de la pared
del tanque.
El diseño de la antena estará hecho con superficies inclinadas para asegurar la
eliminación del goteo por condensación.
La antena debe ser de fácil instalación y remoción para que se haga posible su
mantenimiento. La misma, deberá ser susceptible a verificación sin necesidad de
desmontarla.
Capítulo IV. Descripción del Proyecto
91
El transmisor podrá auto-examinarse en caso de fallas internas o problemas en la
comunicación. También alertará acerca de las fallas o problemas de comunicación con
transmisores externos (señales de presión y temperatura). Brindará además la facilidad
de programar alarmas y transmitirlas al cuarto de control.
El transmisor de nivel debe tener un certificado de calibración emitido por alguna de las
organizaciones internacionales aprobadas en esta especificación, con la finalidad de
garantizar las aplicaciones de transferencia y custodia.
Las organizaciones que garantizan estos certificados son las siguientes.
o SIM Francia
o NIM Holanda
o NIST Holanda
o PTB Alemania
o OIML (Organización Internacional de Metrología Legal)
IV.8.2.2- Transmisores de Temperatura (termómetros de punto múltiples)
Los transmisores de temperatura están compuestos por sensores del tipo RTD. El
termómetro de puntos múltiples mide la temperatura con un número de 100 puntos
ubicados a diferentes alturas del mismo, los cuales serán utilizados para dar un perfil y
Capítulo IV. Descripción del Proyecto
92
un promedio de la temperatura del tanque. La exactitud de la medida del sistema será
de + 0.5ºC o mejor.
Sólo los elementos que están sumergidos son utilizados para determinar la
temperatura de la Orimulsión®. La electrónica del campo estará en la capacidad de
determinar de forma automática un promedio real de los RTD´s sumergidos.
El rango promedio de temperatura del transmisor es de -50ºC a 120ºC.
La distancia entre los elementos individuales no será superior a los 3 metros (10 pies)
para las aplicaciones de transferencia y custodia.
Tanto los elementos de temperatura, los cuales son seis (6) por sensor, así como
también todos lo cables necesarios, deberán estar herméticamente sellados.
Los elementos de punto están ubicados en un tubo flexible a prueba de fugas de gas,
recubierto de acero inoxidable.
Los sensores de temperatura serán conectados directamente en el medidor de radar
colocado en el tope del tanque.
Capítulo IV. Descripción del Proyecto
93
IV.8.2.3.- Transmisor de Presión
El transmisor de presión deberá estar conectado directamente en el medidor de radar
con la finalidad de calcular la densidad de la Orimulsión®. El transmisor de presión
estará ubicado cerca del fondo del tanque.
IV.8.2.4- Unidad de Exhibición o Muestreo Remota (RDU)
La RDU será una unidad robusta de pantalla de cristal líquido para uso externo.
Las funciones de la pantalla serán controladas por el medidor de radar. Cada pantalla
puede exhibir 7 líneas de texto, con 16 caracteres por línea, mostrándose así los datos
calculados, tales como el nivel, el volumen, la temperatura puntual o un perfil de la
misma, etc.
La Unidad de Muestreo Remota tendrá las siguientes características:
• Unidad de Nivel: pies, pulgadas y fracciones de pulgadas.
• Unidad de Temperatura: Fahrenheit (ºF) o Centígrados (ºC).
• Resolución: Igual o mejor que la del transmisor de nivel.
• Cableado: 3 cables a la cabeza del Radar (Max. 100m)
• Ubicación: En el fondo del tanque.
Capítulo IV. Descripción del Proyecto
94
IV.8.2.5.- Unidad de Comunicación de Campo (FCU)
La FCU es un concentrador de datos que continuamente hace consultas a los
diferentes dispositivos de campo, como por ejemplo, a el medidor de radar de los
tanques; y los almacena en una memoria interna. La Unidad de Comunicación de
Campo tendrá hasta seis puertos de comunicación y podrá manejar hasta 32
medidores de radar.
En caso de falla de alguno de los transmisores conectados a la FCU, éste continuará
procesando el nivel del tanque. La fuente de poder es de 100 – 240 Vac a 60Hz.
IV.9. - Filosofía de Control
El sistema de automatización está dispuesto de forma tal de proveer al operador una
ventana sencilla de interfase con el proyecto, con el propósito de controlar y
monitorear el Sistema de Almacenamiento de Orimulsión®. Todas las válvulas de
entrada, salida y recirculación de lo tanques son motorizadas. El llenado, vaciado ,
recirculación y operaciones de transferencia de Orimulsión® de los tanques serán
monitoreadas y controladas por la instrumentación de campo y el Sistema de Control
de Procesos localizado en el cuarto de control de BITOR , basado en
Capítulo IV. Descripción del Proyecto
95
controladores lógicos programables (PLC´s) conectados con el Sistema Supervisorio
de Adquisición y Control de Datos (SCADA).
El Sistema de Automatización y Control tiene los siguientes objetivos:
• Salvaguardar al personal y al equipo.
• Gerenciar la información
• Reducir los costos por mano de obra.
Por propósitos de monitoreo las señales de los tanques de Orimulsión®, estatus de
servicio de las válvulas motorizadas de entradas, salidas y recirculación de
Orimulsión® y válvulas motorizadas de entrada para los tanques de DDB 07-T-06/08
se enviarán a el cuarto de control JOP.
Todos los niveles de los tanques de Bitumen diluído seco que se encuentran en el
Campo Morichal se enviarán desde JOP DCS para TAJ SCADA. El Sistema de
Comunicación consiste en un enlace de fibra óptica entre el cuarto de control JOP y
el cuarto de control BITOR.
Capítulo IV. Descripción del Proyecto
96
IV.9.1.- Arquitectura del Cuarto de Control BITOR
En el Cuarto de Control TAJ ubicado cerca de los tanques de almacenamiento de
Orimulsión®, la arquitectura de control esta basada en dos (2) servidores que forman el
sistema redundante SCADA S/3, y tiene instalada una licencia de 5000 puntos.
Hay una consola para mantenimiento e ingeniería. Las tareas principales de las
consolas son configuración de sistema, bases de datos en tiempo real, históricos,
generar y manipular alarmas y eventos. Además, puede mostrar todo el despliegue
operacional y la comunicación con el PLC 555 Siemens existente, usando protocolo
TCP/IP a una velocidad de 10 Mbps. La consola del sistema contiene funciones de
despliegue, tendencias, reportes y alarmas.
El operador tiene acceso a toda la información relacionada al proceso de la planta. Los
servidores establecen comunicación con los canales remotos utilizando serial Tiway
Siemens, ejecutados por un dispositivo denominado “Dispositivo en Linea “ (Line
Sharing Device) , éste muestra la comunicación de los dos servidores SCADA con los
canales remotos de comunicación.
Para las nuevas señales a ser agregadas es necesario incrementar la licencia actual de
5000 puntos a 10000 puntos del sistema SCADA existente.
Capítulo IV. Descripción del Proyecto
97
Todos los elementos mencionados anteriormente están dotados con dos (2) tarjetas de
red Ethernet , conectadas directamente a una red doble por cable UTP Belden ,
categoría 5 y esta a su vez está conectada a dos (2) 3Com Hubs de 12 puertos, debido
a las características duales de la red del sistema de SCADA S/3.
La comunicación entre el cuarto de control existente TAJ y JOP DCS será con fibra
óptica como medio de transmisión.
DIAGRAMA DE BLOQUES DE LA ARQUITECTURA DEL SISTEMA DE CONTROL
SCADA S/3 SERVERS
MAINTENANCE & ENGINEERING
CONSOLE
OPTICAL FIBER
j
TANKS INVENTORY
SYSTEM IBM OS/2
OPERATION CONSOLES
FIELD CONTROL UNIT (FCU)
EXISTING
REDUNDANT PLC
DISCRETES SIGNALS MODULES FROM LEVEL
SWITCHES NEW
MASTER STATION
NEW
REDUNDANT HUB
TAJ CONTROL ROOM - BITOR
ORIMULSION ® STORAGE TANKS
NEW
MOTORIZED VALVES 2 WIRE SYSTEM
NEW
JOP CONTROL ROOM -
SINOVENSA
Figura Nº 10: Diagrama de Bloques de la Arquitectura del Sistema de Control
Capítulo IV. Descripción del Proyecto
98
IV.9.2.- Llenado de Tanques
La operación de llenado podrá ser totalmente automática o de forma manual-remota. En
la forma manual-remota el operador seleccionará la alineación de cualquiera de los
tanques disponibles para el llenado, mientras que en la forma automática, el PLC
ejecutará todos los ajustes necesarios para el llenado. En ambos casos se ejecutará la
siguiente rutina:
• Selección del Nivel de Operación:
Antes de iniciar la operación de llenado el operador seleccionará el nivel
operativo y el nivel de advertencia (de acuerdo a las tablas de configuración de
nivel para uno o dos tanques). El nivel de advertencia está seleccionado de
manera de activar la alarma antes de alcanzar el nivel de operación.
• Disponibilidad de Tanques:
El PLC verificará los siguientes dispositivos de seguridad de forma tal de
indicar cual tanque o tanques están disponibles para la operación de llenado:
Capítulo IV. Descripción del Proyecto
99
- No hay condiciones de alto nivel de tanque, se indica por la no activación de
la alarma de alto nivel asociada con el transmisor de nivel tipo radar y la
alarma de nivel alto-alto asociada con el suiche de nivel.
Tabla 5.- Condiciones de los transmisores para el proceso de llenado
TANQUE TRANSMISOR/SUICHES ALARMA PUNTO DE
AJUSTE
07-T-20 71-LIT-010
71-LSHH-010
71-LAH-010
71-LAHH-010
57’ – 7’’
61’ – 0’’
07-T-21 71-LIT-011
71-LSHH-011
71-LAH-011
71-LAHH-011
57’ – 7’’
61’ – 0’’
07-T-22 71-LIT-012
71-LSHH-012
71-LAH-012
71-LAHH-012
57’ – 7’’
61’ – 0’’
07-T-23 71-LIT-013
71-LSHH-013
71-LAH-013
71-LAHH-013
57’ – 7’’
61’ – 0’’
- Que las válvulas motorizadas de salida y descarga a el cabezal, estén
cerradas sin indicaciones de falla.
Capítulo IV. Descripción del Proyecto
100
Tabla 6.- Condición de las válvulas para el proceso de llenado
TANQUE VALVULA MOTORIZADA POSICIÓN
07-T-20 71-MV-304 / 71-MV-302 CLOSED
07-T-21 71-MV-311 / 71-MV-309 CLOSED
07-T-22 71-MV-318 / 71-MV-316 CLOSED
07-T-23 71-MV-325 / 71-MV-323 CLOSED
En caso de que no se cumplan alguno de estos dispositivos de seguridad la
operación de llenado no podrá ser iniciada.
• Secuencia de Llenado:
En forma automática el operador iniciará el proceso de llenado enviando un
comando de arranque; el PLC ejecutará automáticamente la secuencia de
alineación del tanque o de los tanques seleccionados previamente enviando un
comando de abrir las válvulas motorizadas de alimentación principal y las
válvulas motorizadas de entrada al tanque
Capítulo IV. Descripción del Proyecto
101
Tabla 7.- Status de las válvulas para secuencia de llenado
TANQUE VALVULA MOTORIZADA POSICION
07-T-20 71-MV-300 / 71-MV-305 / 71-MV-306 OPEN
07-T-21 71-MV-308 / 71-MV-312 / 71-MV-313 OPEN
07-T-22 71-MV-314 / 71-MV-319 / 71-MV-320 OPEN
07-T-23 71-MV-321 / 71-MV-326 / 71-MV-327 OPEN
Durante la secuencia de llenado de los tanques el PLC supervisa continuamente
lo siguiente:
• Estatus de todas las válvulas motorizadas asociadas al proceso de
llenado; en el caso de detectar indicaciones de fallas se activará una señal de
alarma.
• Estatus de modo remoto de todas las válvulas motorizadas, en caso de
detectar modo local se activará una señal de alarma.
• Estatus de suiches de nivel alto-alto, en caso de detectar estatus de
suiche de nivel alto-alto se detendrá el proceso de llenado.
Cuando el nivel del tanque de almacenamiento de Orimulsión® detectado por
el transmisor de nivel de radar alcance valores preestablecidos (nivel operativo),
el PLC enviara una señal al operador indicando que deberá seleccionar otro
tanque, debiendo ser verificada la disponibilidad del otro tanque. En todo caso,
Capítulo IV. Descripción del Proyecto
102
el operador podrá activar el comando de parado de llenado y el PLC cerrará las
válvulas motorizadas de alimentación principal y de entradas.
• Cambio de Tanque:
Una vez que esté garantizado la alineación del nuevo tanque el PLC iniciará la
secuencia de llenado y cerrará las válvulas motorizadas de alimentación
principal y entrada del tanque anterior
• Sobrellenado de Tanques:
En caso de que la alarma de nivel alto-alto se active, la cual está asociada con el
suiche de nivel, las válvulas motorizadas de alimentación principal se cerrarán.
IV.9.3 Vaciado de Tanques
La operación de vaciado de tanques podrá hacerse totalmente automática o de forma
manual-remota. En la forma manual-remoto el operador seleccionará la alineación de
cualquiera de los tanques disponibles para el vaciado. En la forma automática el PLC
ejecutará todos los ajustes necesarios para el vaciado. En ambos casos se ejecutará la
siguiente rutina:
Capítulo IV. Descripción del Proyecto
103
• Selección del Nivel de Operación:
Antes de iniciar la operación, el operador seleccionará el nivel de operación de
vaciado del tanque con el correspondiente nivel de operación de pre-vaciado o
nivel de advertencia. El nivel de advertencia será seleccionado de forma tal de
activar la alarma antes de alcanzar el nivel de operación seleccionado.
• Disponibilidad de Tanques:
El PLC verificará los siguientes dispositivos de seguridad para indicar cual
tanque está disponible para la operación de vaciado:
-No hay condiciones de bajo nivel en el tanque; se indica por la no activación de
la alarma de bajo nivel asociada con el transmisor de nivel tipo radar y la alarma
de nivel bajo-bajo asociado con el suiche de nivel bajo-bajo.
Tabla 8.- Condiciones de los transmisores para el proceso de vaciado
TANQUE TRANSMISORES/SUICHES ALARMA PUNTO DE
AJUSTE
07-T-20 71-LIT-010
71-LSLL-010
71-LAL-010
71-LALL-010
7’ – 6’’
5’ – 10’’
Capítulo IV. Descripción del Proyecto
104
07-T-21 71-LIT-011
71-LSLL-011
71-LAL-011
71-LALL-011
7’ – 6’’
5’ – 10’’
07-T-22 71-LIT-012
71-LSLL-012
71-LAL-012
71-LALL-012
7’ – 6’’
5’ – 10’’
07-T-23 71-LIT-013
71-LSLL-013
71-LAL-013
71-LALL-013
7’ – 6’’
5’ – 10’’
- Que las válvulas motorizadas de alimentación principal y las válvulas
motorizadas de entrada al tanque estén cerradas sin indicaciones de fallas.
Tabla 9.- Condiciones de las válvulas para el proceso de vaciado
TANQUE VALVULA MOTORIZADA POSICION
07-T-20 71-MV-300 / 71-MV-305 / 71-MV-306 CERRADA
07-T-21 71-MV-308 / 71-MV-312 / 71-MV-313 CERRADA
07-T-22 71-MV-314 / 71-MV-319 / 71-MV-320 CERRADA
07-T-23 71-MV-321 / 71-MV-326 / 71-MV-327 CERRADA
En caso de que no se cumplan algunos de los dispositivos de seguridad la operación
de vaciado no podrá ser iniciada.
Capítulo IV. Descripción del Proyecto
105
• Secuencia de Vaciado:
En forma automática el operador iniciará el proceso de vaciado enviando un
comando de arranque y el PLC ejecutará automáticamente la secuencia de
alineación del tanque o de los tanques seleccionados previamente enviando un
comando de abrir las válvulas motorizadas de salida , las válvulas motorizadas
de descarga al cabezal y las válvulas motorizadas localizadas en la succión de
las bombas de transferencias de Orimulsión® dependiendo del cabezal de
succión seleccionado: 72MV-231/232/233/234.
Tabla 10.- Status de las válvulas para la secuencia de vaciado
TANQUE VALVULA MOTORIZADA POSICION
07-T-20 71-MV-302 / 71-MV-304 ABIERTA
07-T-21 71-MV-309 / 71-MV-311 ABIERTA
07-T-22 71-MV-316 / 71-MV-318 ABIERTA
07-T-23 71-MV-323 / 71-MV-325 ABIERTA
Una vez ejecutada la alineación de vaciado se inicia la secuencia de arranque de
las bombas. Se mantendrá el control lógico de las bombas de transferencia de
Orimulsión® existentes las cuales no forman parte del alcance de este proyecto
“Tanques de Almacenamiento de Orimulsión®” y simplemente se ejecutará la
rutina existente considerando los cuatro(4) nuevos tanques de Almacenamiento
de Orimulsión®.
Capítulo IV. Descripción del Proyecto
106
Durante la secuencia de vaciado de los tanques seleccionados el PLC
supervisará continuamente lo siguiente:
• El estatus de todas las válvulas motorizadas asociadas al proceso de
vaciado; en caso de que se detecten indicaciones de fallas se activará una
señal de alarma.
• Estatus de modo remoto de todas las válvulas motorizadas; en caso de
que se detecte modo local se activará una señal de alarma.
• Estatus de los suiches de nivel bajo-bajo. En caso de que se detecte
estatus de suiche de nivel bajo-bajo se parará el proceso de vaciado.
Cuando el nivel de los tanques alcance el valor preestablecido (nivel operativo)
el PLC enviará una señal al operador indicando que deberá seleccionar otro
tanque, antes se verificará la disponibilidad del nuevo tanque. En todo caso , el
operador podrá activar el comando de parada de vaciado y el PLC cerrará las
válvulas motorizadas de la salida de los tanques, las válvulas motorizadas que
despachan a los cabezales y las válvulas motorizadas localizadas en la succión
de las bombas de transferencia de Orimulsión® dependiendo del cabezal de
succión seleccionado: 72MV-231/232/233/234.
Capítulo IV. Descripción del Proyecto
107
• Sobrevaciado de los Tanques:
En caso que las alarmas de nivel bajo-bajo se activen, las cuales están
asociadas con el suiche de nivel, las válvulas motorizadas para despacho de los
cabezales se cerrarán.
• Cambio de Tanques:
Una vez se garantice la alineación de un nuevo tanque, el PLC iniciará la
secuencia de vaciado y cerrará las válvulas motorizadas de salida del tanque
anterior. Si el nuevo tanque no puede ser alineado, el PLC parará las bombas
siguiendo la rutina de control de las bombas de transferencia existente.
IV.9.4.- Recirculación de Orimulsión®
La operación de recirculación de Orimulsión® puede hacerse en forma remota -
manual. En este caso el operador seleccionará la alineación de cualquiera de los
tanques disponibles (07-T-20 y/o 07-T-21) para recibir producto fuera de especificación.
• Selección del Nivel de Operación:
Capítulo IV. Descripción del Proyecto
108
Antes de iniciar la operación de recirculación el operador seleccionará el nivel
de operación y el nivel de advertencia (de acuerdo con la tabla de configuración
de nivel para uno (1) o dos (2) tanques). El nivel de advertencia es seleccionado
de forma tal de activar la alarma antes de que se alcance el nivel de operación.
• Disponibilidad de Tanques:
El PLC verificará los siguientes dispositivos de seguridad de forma tal de indicar
cual tanque o tanques están disponibles para la operación de recirculación (07-
T-20 y/o 07-T-21).
- No hay condiciones de alto nivel de tanque, indicado por la no activación de
la alarma de alto nivel asociada con el transmisor de nivel tipo radar y la
alarma de nivel alto-alto asociada con el suiche de nivel.
Tabla 11.- Condiciones de los transmisores para el proceso de recirculación
TANQUE TRANSMISORES/SUICHES ALARMA PUNTO DE
AJUSTE
07-T-20 71-LIT-010
71-LSHH-010
71-LAH-010
71-LAHH-010
57’ – 7’’
61’ – 0’’
07-T-21 71-LIT-011
71-LSHH-011
71-LAH-011
71-LAHH-011
57’ – 7’’
61’ – 0’’
Capítulo IV. Descripción del Proyecto
109
- Que las válvulas motorizadas de salida y descarga a el cabezal, estén
cerradas sin indicaciones de falla.
Tabla 12.- Condiciones de las válvulas para el proceso de recirculación
TANQUE VALVULA MOTORIZADA POSICION
07-T-20 71-MV-304 / 71-MV-302 CERRADA
07-T-21 71-MV-311 / 71-MV-309 CERRADA
En caso de que no se cumplan alguno de estos dispositivos de seguridad la operación
de recirculación no podrá ser iniciada.
• Secuencia de Recirculación:
Para esta operación se alinearán dos bombas con el tanque que recibirá el flujo
de recirculación; la operación se describe a continuación:
Las dos bombas seleccionadas para hacer la operación de recirculación,
succionarán un flujo total de 200 MBPD a 86º F desde el tanque en recirculación
(100 MBPD cada bomba), por el cabezal respectivo de 48”. Estas bombas
descargarán al cabezal de recirculación 20”-OR-227-7-AA1 a 132 psig. Este
cabezal está conectado a la línea 20”-OR-10-039-AA1-NI la cual envía el flujo
Capítulo IV. Descripción del Proyecto
110
de recirculación para cualquiera de los dos tanques 07-T-20 ó 07-T-21, mediante
la línea de 20”, las cuales tienen una válvula motorizada de compuerta 71MV-
301/307, respectivamente, estas serán abiertas por el operador al iniciar el
proceso de recirculación.
Cuando se alcanza el nivel de operación de los tanques el operador activa el
comando de parada de llenado y el PLC cerrará la válvula motorizada de
compuerta de 20” 71MV-301/307.En caso que la alarma de nivel alto-alto se
active las válvulas de recirculación 71MV-301/307 se cerrarán.
IV.9.5.- Transferencia de Orimulsión®.
La operación de transferencia de Orimulsión® puede hacerse en forma remota -
manual. En este caso el operador seleccionará la alineación de cualquiera de los
tanques disponibles (07-T-20 y/o 07-T-21) para transferir Orimulsión® desde los
tanques 07-T-22/23 para los tanques 07-T-20/21 ejecutándose la siguiente rutina:
• Selección del Nivel de Operación:
Antes de iniciar la operación de transferencia, el operador seleccionará el nivel
de operación y el nivel de advertencia (de acuerdo con la tabla de configuración
Capítulo IV. Descripción del Proyecto
111
de nivel para uno (1) o dos (2) tanques). El nivel de advertencia es seleccionado
de forma tal de activar la alarma antes de que se alcance el nivel de operación.
• Disponibilidad de Tanques:
El PLC verificará los siguientes dispositivos de seguridad de forma tal de indicar
cual tanque o tanques están disponibles para la operación de transferencia:
- No hay condiciones de alto nivel de tanque, indicado por la no activación de
la alarma de alto nivel asociada con el transmisor de nivel tipo radar y la
alarma de nivel alto-alto asociada con el suiche de nivel.
Tabla 13.- Condiciones de los transmisores para el proceso de transferencia
TANQUE TRANSMISORES/SUICHES ALARMA PUNTO DE
AJUSTE
07-T-20 71-LIT-010
71-LSHH-010
71-LAH-010
71-LAHH-010
57’ – 7’’
61’ – 0’’
07-T-21 71-LIT-011
71-LSHH-011
71-LAH-011
71-LAHH-011
57’ – 7’’
61’ – 0’’
- Que las válvulas motorizadas de salida y descarga al cabezal, estén
cerradas sin indicaciones de falla.
Capítulo IV. Descripción del Proyecto
112
Tabla 14.- Condiciones de las válvulas para el proceso de transferencia
TANQUE VALVULA MOTORIZADA POSICION
07-T-20 71-MV-304 / 71-MV-302 CERRADA
07-T-21 71-MV-311 / 71-MV-309 CERRADA
En caso de que no se cumplan alguno de estos dispositivos de seguridad la
operación de transferencia no podrá ser iniciada.
• Secuencia de Transferencia
El operador iniciará el proceso de transferencia abriendo las válvulas de
recirculación (71MV-301 o 71MV-307).
Para esta operación se alinearán dos bombas con el tanque que recibirá el
flujo de recirculación, según la operación que se describe a continuación:
Las dos bombas seleccionadas para hacer la operación de transferencia,
succionarán un flujo total de 200 MBPD a 86º F desde el tanque en recirculación
(100 MBPD cada bomba), por el cabezal respectivo de 48”. Estas bombas
descargarán al cabezal de recirculación 20”-OR-227-7-AA1 a 132 psig. Este
cabezal está conectado a 20”-OR-10-039-AA1-NI la cual envía el flujo de
Capítulo IV. Descripción del Proyecto
113
recirculación para cualquiera de los dos tanques 07-T-20 o 07-T-21, mediante
una línea de 20”, las cuales tienen una válvula motorizada de compuerta 71MV-
301/307, respectivamente.
Cuando se alcanza el nivel de operación de los tanques, el operador activará el
comando de parada de vaciado y el PLC cerrará la válvula motorizada de
compuerta de 20” 71MV-307/307. En caso de que la alarma de nivel alto-alto se
active las válvulas de recirculación 71MV-301/307 se cerrarán.
Capítulo V. Marco Metodológico
114
V.- MARCO METODOLÓGICO
En este capítulo se describen los pasos necesarios para la elaboración y ejecución de
los objetivos específicos del proyecto.
Cabe destacar que la metodología implementada se basa en los Manuales de
Procedimiento de Trabajo y Lista de Verificación de los Departamentos de Procesos e
Instrumentación y Telecomunicaciones de JANTESA S.A., que a su vez fueron
diseñados y supervisados por el Departamento de Control de Calidad de dicha
empresa.
A continuación se muestran los pasos a seguir para la realización de las actividades
propuestas en los objetivos:
V.1.- Levantamiento de información.
• Se realizó el levantamiento de la información contenida en la Ingeniería Básica
del proyecto, para así conocer las bases del Proceso y el Sistema de Control
propuesto para el área en estudio, en este caso el área comprendida por los
tanques de almacenamiento de Orimulsión® con sus respectivas válvulas
motorizadas de entrada, salida, recirculación y transferencia. Paralelamente se
realizó una investigación bibliográfica de los términos usados en la Ingeniería
Capítulo V. Marco Metodológico
115
Básica, con el fin de tener un soporte teórico que permitiese realizar los
documentos de ingeniería de detalle.
• Una vez obtenida toda la información de la Ingeniería Básica se procedió a
realizar la actualización de las bases de diseño de Instrumentación y Control, la
descripción del Proceso y las bases de diseño de Procesos incluyendo los
comentarios que el cliente había realizado a los criterios previamente definidos.
V.2.- Revisión y actualización de los Diagramas de Tuberías e Instrumentación
(DTI´S)
Los Diagramas de Tubería e Instrumentación son elaborados y emitidos por el Grupo
de Procesos, y las demás disciplinas (Mecánica, Electricidad, Instrumentación y
Telecomunicaciones, Civil) son las encargadas de dar soporte a la información
reflejada en los planos.
Antes de iniciar esta actividad, se deberán revisar los Planos de Simbología propuesto
para el proyecto en la etapa de la Ingeniería Básica, siguiendo la Norma ISA-S5.1
correspondiente a “Instrumentation Symbols and Identification”, Ver Apéndice A, a fin
de familiarizarse con ellos y realizar una correcta aplicación e interpretación de los
mismos.
Capítulo V. Marco Metodológico
116
Para realizar la revisión y actualización de los planos se necesita recopilar la siguiente
información:
• Bases y Criterios de Diseño, especificaciones, estándares y procedimientos del
cliente.
• Paquete de diseño del Licenciante del proceso.
• Diagramas de flujo de proceso.
• Descripción del proceso.
• Informe de levantamiento de información existente en campo.
• Criterios de Diseño de instrumentación.
• Bases de diseño de sistemas de control y seguridad.
En el proceso de Ingeniería de Detalle se debe de incorporar en los Diagramas de
Tubería e Instrumentación elaborados por el Grupo de Procesos, como mínimo, la
siguiente información:
• Todos los instrumentos de campo con sus respectivos números de
identificación.
• Las dimensiones de todos los instrumentos instalados en línea.
• Modo de operación de las válvulas de control cuando ocurre una falla.
• Los principales lazos de control, mostrando la ubicación preliminar de las
funciones de control y alarma.
• Información de suplidores de instrumentos, equipos y unidades paquete.
• Se debe actualizar la información de las unidades paquete
Capítulo V. Marco Metodológico
117
• Se debe verificar la correcta utilización de la simbología de los instrumentos,
símbolo gráfico, dimensiones, así como la simbología de las señales de
instrumentos (neumáticas, eléctricas, seriales, etc.), al igual que las
especificaciones de instrumentos, equipos y sistemas.
V.3.- Realización del Diseño de la Filosofía y Arquitectura de Control
El documento de Filosofía y Arquitectura de Control complementan a los diagramas de
tubería e instrumentación en la descripción funcional y operacional de los sistemas de
control y seguridad de procesos, equipos e instalaciones críticas.
Para la emisión de estos documentos se efectuó la revisión de la información de la
Ingeniería Básica y se estudiaron las posibles modificaciones, tomando en cuenta las
nuevas necesidades y exigencias del cliente, recopilándose la siguiente información:
• Bases y criterios de diseño, especificaciones, estándares y procedimientos del
cliente.
• Paquete de diseño del Licenciante del proceso.
• Diagramas de flujo de proceso.
• Descripción del proceso y narrativas de seguridad de la disciplina de procesos.
• Diagramas de tubería e instrumentación.
• Informe de levantamiento de información existente en campo.
• Análisis Preliminar de Riesgos.
Capítulo V. Marco Metodológico
118
• Bases de diseño de sistemas de seguridad.
También se identificaron los procesos, equipos e instalaciones críticas, para los cuales
se estaba suministrando la arquitectura y filosofía de control.
Durante la ejecución de la Ingeniería de Detalle se incorporó tanto en la Filosofía como
en la Arquitectura de Control la siguiente información:
• Alcance de aplicación del documento.
• Breve descripción del proceso.
• Descripción funcional de los esquemas de control.
• Aspectos operacionales (Interfase e instrucciones para el operador)
• Descripción técnica, lista de las señales de entrada y salida y puntos de
operación (referenciales).
• Documentos y planos de referencia (Hojas de datos y especificaciones de
instrumentos y equipos, diagramas de tubería e instrumentación, diagramas
lógicos, diagramas de lazos complejos).
V.4.- Revisión y actualización de los Índices de Instrumentos
Para este documento se efectuó la revisión de la información de la Ingeniería Básica y
la actualización de la información para la Ingeniería de Detalle a través de las siguientes
actividades:
Capítulo V. Marco Metodológico
119
Recopilar la información de los DTI´S que anteriormente fueron revisados y
actualizados.
En el formato del Índice de Instrumentos de la Ingeniería Básica se debe revisar y
actualizar la información de los siguientes campos:
• Número de identificación.
• Lazo del instrumento.
• Tipo de instrumento.
• Servicio.
• Número de DTI donde se encuentra el instrumento
• Ubicación del instrumento como: Campo, Panel Local, Sala de Control, Centro
de Control de Motores (MCC), etc.
• Número de línea o equipo en que se encuentra el instrumento.
En esta etapa de la Ingeniería de Detalle es necesario incorporar en la base de datos
los siguientes renglones, con el propósito de afinar la información suministrada:
• Especificaciones de instrumentos, equipos y sistemas.
• Número de Hoja de Datos y/o Especificación del Instrumento.
Capítulo V. Marco Metodológico
120
• Número de Requisición del Instrumento. Si el instrumento se encuentra dentro
del alcance del suplidor de una unidad paquete, se incorpora el número de
requisición del paquete.
• Detalles de Instalación (proceso, eléctrico, soporte).
• Diagramas de Interconexión.
• Diagramas de Lazo.
• Planos de Ubicación y Canalizaciones.
• Diagramas de Cableado.
• Número de revisión, es el número o letra correspondiente a la última
actualización de la información del instrumento.
• Tipo de revisión.
• Fecha de la última revisión de la información del instrumento
• Notas
V.5.- Revisión y actualización de las Hojas de Datos
Antes de comenzar la revisión del documento es necesario recopilar la siguiente
información:
• Bases y Criterios de Diseño
• Diagramas de Flujo de Proceso
• Diagramas de Tubería e Instrumentación
Capítulo V. Marco Metodológico
121
• Lista de Líneas e Índices de Instrumentos
• Identificar y ubicar la información requerida de acuerdo al tipo de instrumento:
(Temperatura, Presión, Flujo, Nivel, Válvulas y analizadores)
Al obtener toda la información necesaria se procede a incorporar y actualizar las Hojas
de Datos, según el tipo de instrumento:
• Flujo: Se puede identificar como flujo másico o volumétrico
Másico: se indican los flujos máximo, normal y mínimo empleados para
dimensionar las líneas y equipos en las cuales están colocados los
instrumentos.
Volumétrico: se indica este flujo en el caso de tener líquido, cuando se
tenga vapor se deben incorporar los datos del flujo a condiciones de
operación, flujo normal o a condición estándar de vapor o gas.
• Presión: Debe indicar la presión normal de operación, la presión máxima,
presión mínima y en algunos casos la presión diferencial máxima permitida
para los instrumentos de flujo y analizadores.
• Temperatura: Se debe indicar la temperatura normal de operación,
temperatura mínima y máxima a la cual puede encontrarse la tubería o equipo
en algún momento durante la operación, y la temperatura de diseño a la cual
están diseñados los equipos y tuberías en la que están colocados los
instrumentos.
Capítulo V. Marco Metodológico
122
• Propiedades Físicas del Fluido: En el documento se debe de especificar el
peso molecular del fluido circulante, gravedad específica de operación a la
presión y temperatura de operación. Si el flujo es bifásico se indica la gravedad
específica del líquido y la gravedad especifica del gas. También la Densidad
de operación a la presión y temperatura de operación, la viscosidad de
operación, factor de compresibilidad Z, relación de calores específicos (K),
fluido superior y fluido inferior. Además se indica si es fluido limpio y/o con
sólidos en suspensión su porcentaje, si es fluido inerte o corrosivo, si es opaco
o transparente. Y en el caso de analizadores y válvulas de control se indican la
presión de vapor del líquido, temperatura y presión crítica del fluido.
• Nivel
• Válvulas de control, válvulas On-Off, Válvulas Reguladoras de Presión.
• Analizadores.
En todas las Hojas de Datos se deben colocar:
• Información general del instrumento
• Sistema de control
• Niveles de transmisión
• Tipo de Señal
• Especificación de alarma
• Opciones del instrumento
Capítulo V. Marco Metodológico
123
• Modelo
V.6.- Diseño y elaboración de la Lista de Señales.
La metodología a seguir en la elaboración de la lista de señales de instrumentación del
proyecto es la siguiente:
Recopilación de información por medio de la búsqueda de los siguientes ítems:
• Diagramas de Tubería e Instrumentación
• Índice de Instrumentos
• Identificación en los Diagramas de Tubería e Instrumentación y/o en el Índice
de Instrumentos, de los sistemas remotos receptores de señales (DCS, PLC,
RTU, SIS, ESD, F&G, etc.) en los que se destacarán las señales asociadas.
• En los sectores de la instalación donde no estén disponibles los Diagramas de
Tubería e Instrumentación, tales como: unidades paquete, servicios, etc., se
requiere efectuar un estimado de las señales, previendo para futuras
ampliaciones señales de reserva.
Al elaborar el documento es necesario incorporar la siguiente información:
• Número de identificación.
Capítulo V. Marco Metodológico
124
• Lazo de la señal.
• Descripción de la señal.
• Servicio.
• Número del Diagrama de Tubería e Instrumentación donde se encuentra el
instrumento (DTI).
• Número de línea o equipo en que se encuentra el instrumento.
• Tipo de señal (analógica, discreta, serial, entrada o salida).
• Sistema (DCS, PLC, RTU, SIS, ESD, F&G, etc.).
• Determinar los rangos de operación de los instrumentos (L/H), puntos de
operación, ajuste y puntos de alarmas, a partir de las hojas de datos y
especificaciones, con su respectivo campo de unidades de ingeniería.
• Establecer las prioridades de las alarmas, según la seguridad del personal,
proceso e instalación y relacionarlo con los niveles de alarma como: Nivel de
Alarma Alto (HAL), Nivel de Alarma Alto Alto (HHAL), Nivel de Alarma Bajo
(LAL), Nivel de Alarma Bajo Bajo (LLAL).
• Punto de ajuste inicial del controlador.
• Acción de control directa o reversa.
• Posición de falla de la válvula de control.
• Tipo de revisión.
• Fecha de la última revisión del documento.
• Notas
Capítulo V. Marco Metodológico
125
V.7.- Elaboración de los Diagramas de Interconexión.
Para la elaboración de los Diagramas de Interconexión es necesario recopilar
previamente la siguiente información:
• Criterios de Diseño de Instrumentación.
• Diagramas de Tubería e Instrumentación
• Diagramas de Bloques de Sistemas.
• Planos de Ubicación y Canalizaciones
• Índice de Instrumentos
• Información de suplidores de unidades de paquete, equipos, tableros de
control, tableros de recolección de señales de campo
• Especialización de cables de instrumentación
Los Diagramas de Interconexión se utilizaran en este proyecto para las Cajas de
Conexiones (Junction Box) y Tableros de recolección de señales de campo
(Marshalling). Cada uno de ellos tiene su propio procedimiento, seguidamente se
presentan los pasos necesarios para su realización.
Capítulo V. Marco Metodológico
126
V.7.1.- Cajas de Conexiones.
• Identificar la Caja de Interconexión, cumpliendo con la simbología de
identificación establecida en el proyecto y localizar en los Planos de Ubicación
y Canalizaciones todos los instrumentos de campo que requieren conexión
eléctrica, para cada unidad o sector de la planta asociados a la caja.
• Asignar las señales que correspondan a la Caja de Interconexión, cumpliendo
con los criterios de segregación de señales establecido en los Criterios de
Diseño.
• Dimensionar el tamaño de las cajas de acuerdo al número de señales
asociadas y cumpliendo con las dimensiones estandarizadas de Cajas y los
Criterios de Reservas aprobados para el proyecto.
• Seleccionar e identificar los cables y multicables empleados para la
interconexión de los instrumentos, de acuerdo con lo establecido en los
Criterios de Diseño y/o Especificaciones de Cable.
V.7.2.-Tableros de Recolección de Señales de Campo ( Marshalling)
• Revisar la información del suplidor de los tableros de recolección de señales
de campo en los Centros y Casetas de Control, identificar los tableros de
interconexión y verificar a que sistema corresponde el tablero (Control,
Capítulo V. Marco Metodológico
127
Seguridad, Fuego y Gas, etc.) y la identificación de las regletas y los
terminales.
• Empleando los Diagramas de Bloques de los Sistemas, los de Diagramas de
Interconexión de las Cajas de Interconexión y los tableros de las instalaciones
eléctricas y unidades paquete, se identificarán los cables y multicables en las
regletas de los tableros de recolección de señales de campo cumpliendo con
los requerimientos de segregación de señales establecidas en los Criterios de
Diseño.
Para finalizar, los Diagramas de Interconexión se crean empleando los formatos
electrónicos establecidos
• Dependiendo del tamaño de las regletas terminales, se emplea un Diagrama
de Interconexión para representar cada caja, tablero y panel local o, de ser
necesario, pueden ser divididos en secciones empleando varios Diagramas de
Interconexión.
V.8.- Realización de las Especificaciones de Equipos e Instrumentos
La metodología a seguir en la elaboración de las especificaciones de los instrumentos
del proyecto es la siguiente:
Capítulo V. Marco Metodológico
128
Recopilación de la siguiente información:
• Criterios de diseño de instrumentación
• Bases de diseño de sistemas de control y seguridad
• Diagramas de tubería e instrumentación
Al elaborar el documento es necesario incorporar la siguiente información:
• Alcance de la especificación
• Normas, especificaciones, estándares aplicables
• Responsabilidad del suplidor de la unidad de paquete
• Requerimientos para los instrumentos, equipos y sistemas de instrumentación,
cableado, canalizaciones, sistema de aire de instrumentos, y demás
requerimientos de la instrumentación que forma parte de la unidad de paquete.
• Lista de suplidores aprobados
• Requerimientos de las pruebas de aceptación de la instrumentación de la
unidad de de paquete
Adicionalmente si se trata de las especificaciones de instrumentos convencionales que
son aquellos especificados mediante el uso de formatos estandarizados ( Formatos
ISA), se deben realizar las siguientes actividades:
Capítulo V. Marco Metodológico
129
Recopilación de la siguiente información:
• Criterios de Diseño e instrumentación
• Bases de diseño de sistemas de control y seguridad
• Diagramas de tuberías e instrumentación
• Hojas de datos de procesos de instrumentos
• Especificaciones de tubería
• Clasificación de área de electricidad
Se asigna el formato (Formato ISA) correspondiente al tipo de instrumento y se elabora
la especificación del instrumento, incluyendo la siguiente información:
• Identificación del instrumento
• Tipo y función del instrumento
• Requerimientos de la cubierta del instrumento
• Montaje y conexiones del instrumento
• Materiales de Construcción
• Condiciones mínima, normal y máxima de operación
• Rango de operación y punto de ajuste.
• Protección de sobre rango
• Alimentación eléctrica y/o neumática
• Señales de transmisión
Capítulo V. Marco Metodológico
130
• Tamaños y tipos de indicaciones o diales
• Accesorios a ser suministrados con el instrumento
En el caso de que se trate de instrumentos no convencionales se elabora un documento
por cada equipo, y se realiza la siguiente actividad:
Recopilación de la siguiente información:
• Criterios de Diseño de instrumentación
• Bases de diseño de sistemas de control y seguridad
• Diagramas de tuberías e instrumentación
• Datos de proceso de la aplicación del equipo
• Especificaciones de tubería
• Clasificación de área de electricidad
Se debe incluir en la especificación del instrumento o equipo no convencional como
mínimo la siguiente información:
• Identificación del Instrumento
• Alcance de la especificación
• Normas, especificaciones y estándares aplicables
• Responsabilidades del suplidor
Capítulo V. Marco Metodológico
131
• Descripción del instrumento o equipo (Descripción y requerimientos generales,
funcionales, operativos, y materiales del equipo y de cada componente)
• Condiciones mínima, normal y máxima de operación
• Rango de operación y punto de ajuste.
• Accesorios a ser suministrados con el equipo
• Requerimientos de las pruebas de aceptación del instrumento o equipo
V.9.- Diseño y elaboración de Diagramas de Lazos
Los pasos a seguir para el diseño y elaboración de Diagramas de Lazos del proyecto
son las siguientes:
Recopilar la siguiente información:
• Criterios de Diseño
• Diagramas de Tubería e Instrumentación
• Diagramas de Bloques del Sistema
• Especificación de Cables de Instrumentación
• Diagramas de Interconexión
• Información de suplidores de instrumentos y equipos
• Información de suplidores de unidades paquete
Capítulo V. Marco Metodológico
132
Identificar en los Diagramas de Tubería e Instrumentación cada uno de los tipos de
lazos asociados con los sistemas de control:
• Empleando los Criterios de Diseño, los Diagramas de Bloques, Especificación
de Cables y Diagramas de Interconexión, se debe identificar todos los
componentes del lazo de control y verificar los requerimientos especiales.
• Elaborar los Diagramas de Lazo típicos para cada tipo de lazo de control. Los
mismos incluirán la representación de todos los componentes del lazo de
control; instrumentos de campo, cajas de interconexión y paneles locales, los
tableros de recolección de señales en el centro de control, las conexiones con
los puertos de entrada y salida (tarjeta I/O) del sistema de control y los cables
asociados. La simbología e identificación utilizada en los Diagramas de Lazo
debe ser compatible con las empleadas en los Diagramas de Tubería e
Instrumentación.
V.10.- Realización de los Detalles de Instalación
A continuación se muestra la metodología a seguir para realizar los Detalles de
Instalación de los instrumentos a utilizar en el proyecto.
Capítulo V. Marco Metodológico
133
Recopilar la siguiente información:
• Informe de levantamiento de información existente en campo.
• Criterios de Diseño de Instrumentación
• Índice de instrumentos
• Librería de Detalles de Instalación típicos del Departamento de
Instrumentación
• Especificación de tubería
• Especificaciones de instrumentos y equipos
Al elaborar los Detalles de Instalación típicos que aplican al proyecto es necesario
cumplir con lo siguiente:
• Emplear la simbología aprobada en el proyecto para la representación de los
elementos que conforman el Detalle de Instalación.
• Mostrar en el detalle el desglose de los materiales requeridos para la
instalación.
• Seleccionar los materiales apropiados para la instalación, los cuales deben
cumplir con los requerimientos de condiciones de operación, especificación de
tubería, clasificación de área y con las condiciones ambientales.
Capítulo V. Marco Metodológico
134
• Completar y verificar las cantidades, códigos y descripciones de la lista de
materiales de Detalle de Instalación. Los códigos empleados deben
corresponder al sistema aprobado para el proyecto.
V.11.- Diseño y elaboración de la Lista de Cables
Antes de iniciar esta actividad se requiere disponer de la siguiente información:
• Criterios de Diseño.
• Especificación de Cables.
• Diagramas de Tubería e Instrumentación
• Índice de instrumentos
• Lista de señales
• Planos Ubicación de Equipos.
Una vez completada la información anterior, se procede a lo siguiente:
• Identificar las características y requerimientos de los cables a ser empleados
en la instalación, de acuerdo a la Especificación de Cables y los Criterios de
Diseño, los cuales definen el tipo y las características del cable (número de
conductores, pantallas, etc.).
Capítulo V. Marco Metodológico
135
• Estimar las longitudes de multicables en base a los Planos de Canalizaciones
principales y a la ubicación preliminar de los equipos de instrumentación, cajas
de interconexión, casetas y paneles locales, unidades paquete y centro de
control. Adicionalmente, se elabora los estimados preliminares de cables
individuales, identificando los instrumentos y señales pertenecientes a cada
caja de interconexión equipo o panel local, empleando una longitud promedio
por área.
• Se identifican los cables empleados en los Diagramas de Interconexión y se
verifica que los cables cumplan con los requerimientos establecidos en la
Especificación de Cables y se determinan las longitudes de cada tramo
empleando en los Planos de Ubicación y Canalizaciones. Se deben de agrupar
los cables del mismo tipo en carretes.
• Por último, se hace una confirmación y actualización con la requerimientos
antes obtenidos y la base de datos electrónica, en la cual debe incluir, como
mínimo: identificación, tipo de cable, las terminaciones de los cables
(instrumento, equipo, caja, gabinete, panel origen o destino del cable), la ruta
del cable, el número de identificación del Diagrama de Interconexión de campo
y la longitud del cable.
Capítulo V. Marco Metodológico
136
V.12.- Realización del Diagrama Causa y Efecto
Los Diagramas de Causa y Efectos son elaborados y emitidos por el grupo de
instrumentación, y recopilan la siguiente información:
• Bases y criterio de diseño, especificaciones, estándares y procedimientos del
cliente.
• Descripción del proceso.
• Los diagramas de tubería e instrumentación.
• Filosofía de control y operación.
• Bases de diseño de sistema de control de seguridad.
Se debe incorporar al Diagrama:
• Todos los instrumentos de campo asociados con la parada de planta o
protección a equipos.
• Aquellos interruptores manuales de campo o en sala de control que comienzan o
finalizan con alguna secuencia de parada.
• Todas aquellas señales de protección desarrolladas por la programación interna
del sistema dedicado a la supervisión de la planta.
Capítulo V. Marco Metodológico
137
En las emisiones para Diseño y Construcción se recopila la siguiente información:
• Diagramas de tubería de instrumentación (emisión previa).
• Filosofía de control y seguridad.
• Resultados del estudio de Análisis de Riesgo Operacional (HAZOP).
• Actualiza la información incorporada en las emisiones anteriores, incluyendo los
instrumentos y equipos adicionados, modificados y/o removidos durante el
desarrollo del diseño.
• Modo de fallas de las válvulas implicadas.
V.13.- Realización de las Listas de Verificación
Una vez terminado cada documento se verificará y validará el contenido del mismo
mediante la Lista de Verificación correspondiente.
Este documento es una planilla diseñada por el Departamento de Calidad de Jantesa
S.A. que debe ser llenada y procesada para verificar y controlar los requerimientos
mínimos de cada documento a ser emitido. Es conveniente destacar que el responsable
de realizar la Lista de Verificación debe ser distinto al que realiza el documento.
Capítulo VI. Resultados y Análisis
138
VI.- RESULTADOS Y ANÁLISIS
Luego de realizar el procedimiento planteado en el Marco Metodológico, el cual
garantiza la calidad del proceso de ejecución de la Ingeniería de Detalle del proyecto
“Tanques de Almacenamiento de Orimulsión®”, se obtuvieron según fuere el caso las
revisiones, actualizaciones y diseño de los siguientes documentos:
• Diagrama de Instrumentación y Tuberías (Ver Apéndice B)
• Filosofía de Control ( Ver Punto V.9)
• Arquitectura de Control (Ver Apéndice C)
• Indice de Instrumentos ( Ver Apéndice D)
• Hojas de Datos de los Instrumentos (Ver Apéndice E)
• Lista de Señales (Ver Apéndice F)
• Diagramas de Interconexión (Ver Apéndice G)
• Especificaciones de los Equipos e Instrumentos ( Ver Punto V.8)
• Diagramas de Lazos (Ver Apéndice H)
• Detalles de Instalación de los Instrumentos (Ver Apéndice I)
• Lista de Cables (Ver Apéndice J)
• Diagrama de Causa y Efecto (Ver Apéndice K)
• Listas de Verificación (Ver Apéndice L)
Capítulo VI. Resultados y Análisis
139
Cada uno de estos documentos aporta la información necesaria en el área de
Instrumentación y Control para la continuación del proyecto en las fases de Procura y
Construcción, así como al Arranque y Operación. A su vez conforman el diseño de un
Sistema de Control seguro y confiable, el cual es capaz de brindar información precisa y
oportuna a los operadores de la planta para el monitoreo y control tanto manual como
automático del Sistema de Tanques de Almacenamiento de Orimulsión® ante cualquier
condición de operación, objetivo primordial de este Trabajo Final de Grado.
Capítulo VII. Conclusiones y Recomendaciones
140
VII.- CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
• Fue posible desarrollar la Ingeniería de Detalle en el área de Instrumentación y
Control del Patio de Tanques del Proyecto “Tanques de Almacenamiento de
Orimulsión®”, ubicado en el “Complejo Petrolero y Petroquímico José Antonio
Anzoátegui”, Edo Anzoátegui, según los requerimientos del cliente y cumpliendo
con los requisitos de seguridad y estándares de calidad establecidos por la
empresa consultora JANTESA S.A, cumpliéndose por ende los objetivos
propuestos en el Plan de Trabajo de este Trabajo Final de Grado, dentro del
cronograma elaborado.
De igual forma analizando todos los documentos realizados, revisados y
actualizados, se puede mencionar en forma general, que su gran importancia
radica en que son actividades prelatorias, es decir, una es base de la otra.
Por ejemplo, el Índice de Instrumentos es la base fundamental para organizar
toda la información referente a los instrumentos utilizados en el proyecto; la Hoja
de Datos es la herramienta que contribuye a combinar los datos, tuberías,
materiales e instrumentación según las normas establecidas.
Igualmente la Lista de Señales permite controlar y cuantificar las señales según
su tipo; los Diagramas de Interconexión y Diagramas de Lazos proporcionan la
Capítulo VII. Conclusiones y Recomendaciones
141
distribución de los cables que transmiten las señales, los puntos específicos por
donde pasa la señal eléctrica, además permiten visualizar su seguimiento, así
como realizar las pruebas de continuidad de los cables en la etapa de
construcción.
Los Planos de Ubicación y Canalizaciones localizan cada instrumento, y son de
gran ayuda para cuantificar la longitud de los conduits según su especificación, la
longitud de los cables según su tipo y las cajas de conexión.
Por otra parte, los Detalles de Instalación indican en forma gráfica el despiece y
los materiales que requiere el instrumento para su correcto funcionamiento, y así
poder cuantificar y especificar sus componentes en una tabla, con el fin de
brindar apoyo en la etapa de procura y construcción.
• Se observó la importancia de la disciplina de Instrumentación y Control ya que es
la encargada de realizar todos los estudios y aplicaciones relacionadas con los
instrumentos utilizados, así como los controles y sistemas requeridos para la
operación de un equipo, instalación o planta, en forma confiable y segura.
• Es importante realizar una investigación bibliográfica sobre la normativa que rige
el desarrollo de las actividades en un proyecto, para así cumplir con los
estándares internacionales.
Capítulo VII. Conclusiones y Recomendaciones
142
• También es relevante destacar que en la realización de un proyecto, el trabajo
interdisciplinario es la base para el éxito del mismo, ya que cada una de las
áreas aporta las ideas y decisiones necesarias, para el buen término del mismo.
• Se recomienda realizar las Listas de Verificación que se encuentran en el Manual
de Procedimientos de Trabajo del Departamento de Instrumentación y
Telecomunicaciones de la Consultora para cada uno de los documentos a fin de
comprobar la calidad de los mismos, así como revisar constante y
minuciosamente los documentos emitidos, ya que se pueden ver afectados por
nuevas emisiones o cambios generados por el cliente.
• También se recomienda la adquisición o diseño de un software por parte de la
empresa JANTESA S.A, que permita el desarrollo dinámico de algunas bases
electrónicas de datos, de forma tal que cada disciplina pueda generar o
consultar la información en tiempo real, creándose a su vez accesos restringidos
a la información para evitar modificaciones por parte de personas no autorizadas.
143
GLOSARIO DE TÉRMINOS
Actuador: En un dispositivo de potencia que de acuerdo a la señal de control produce
una acción (se pueden observar en las válvulas de control).
Controlador: Compara el valor real de de la salida de una señal con la entrada de
referencia (valor deseado), determina el error, y produce una señal de control que
reducirá el error a cero.
DCS: Sistema de Control Distribuido
Elementos Primarios: Son aquellos Instrumentos de medición, también denominados
instrumentos sensores, a través de los cuales se obtiene la señal de medición, que
representa el valor de la variable de proceso. Estos incluyen placas de orificio, bulbos,
termopares, etc.
Elementos Controladores: Son aquellos instrumentos que reciben la “Señal de
Medición”, proveniente del elemento primario o secundario, y la comparan con una
“Referencia” (Set-point o punto de ajuste” que representa como debería marchar el
proceso. La diferencia entre las dos representa el “error” del proceso. En función del
“error”, el controlador envía una “señal de control”, para corregir el proceso.
Elemento Final de Control: Este es el instrumento que “actúa” sobre el proceso para
corregirlo y mantenerlo dentro de las condiciones de operación prefijadas. Usualmente
es una válvula de control.
Elementos Secundarios: Son aquellos instrumentos transmisores o transductores que
toman la señal del “Elemento Primario”, o directamente del proceso, y la convierten en
144
una “Señal de Medición”, es decir, una señal en función de la magnitud de la variable de
proceso.
Instrumentación: Es la disciplina que se encarga de lo relacionado con los instrumentos
empleados en la operación de una planta o instalación.
Instrumentos de Indicación Local: Son aquellos que se emplean localmente para
conocer como marcha el proceso. Presión: Manómetros, etc.
Instrumentos del Sistema de Control: Corresponde a la instrumentación de los lazos de
control y de indicación remota. Es un sistema capaz de sensar el proceso, evaluarlo con
respecto a condiciones prefijadas y tomar acciones correctivas, para lograr que el
proceso se comporte según condiciones previamente establecidas.
JOP: Planta de Orimulsión® de Jose (Jose Orimulsión Plant)
Lazo: Es una trayectoria que puede ser abierta o cerrada.
Medición: Es un conjunto de actos experimentales que tiene por objeto determinar el
valor de una cantidad de una magnitud física con ayuda de medios técnicos.
MTU: Unidad Terminal Maestra
PDVSA: Petróleos de Venezuela Sociedad Anónima.
Proceso: Es una operación progresivamente continua, que consiste en una secuencia
de acciones controladas, cambios graduales o movimientos, dirigidos sistemáticamente
hacia un determinado resultado o fin.
145
Sensores: Son las partes del instrumento en contacto con el proceso, los cuales
permiten recolectar y enviar información sobre el mismo. Esencialmente son
dispositivos que convierten una forma de energía en otra, esta conversión puede ser
presión en movimiento, temperatura en corriente eléctrica, nivel de líquido en el giro
de un eje, etc.
Señal Analógica: Se obtiene de la variación progresiva del valor de la señal entre
dos valores prefijados.
Señal Discreta (On-Off): Señal proveniente de un circuito conectado o desconectado.
Señal Digital (Serial): Secuencia discontinua y aleatoria de pulsos de amplitud conocida.
Sistema: Es la combinación de componentes que actúan conjuntamente y cumplen un
determinado objetivo.
Sistema de control: Es una combinación de componentes o dispositivos capaces de
medir o sensar una o mas variables de proceso, para limitar sus desviación con
respecto a condiciones prefijadas.
Señal de medición: Es la variable eléctrica, neumática, mecánica o cualquier otra, que
corresponde a la señal de entrada de un instrumento, pero que proviene de otro
instrumento y no directamente del proceso. Las señales de medición
constituyen el lenguaje de comunicación de los instrumentos.
Tag: Numero de identificación del instrumento.
TAJ: Tanques de Almacenamiento en Jose
Transductor: Un dispositivo que convierte un tipo de serial a otro.
146
Transmisor: Elemento que reciben la información de los sensores y la transforman en
una señal capaz de llevar la información al receptor remoto.
Variable Controlada: Es la cantidad o condición que se mide o controla.
Variable Manipulada: Es la cantidad o condición modificada por el controlador, a fin de
afectar la variable controlada. Normalmente la variable controlada es la salida del
sistema
Referencias Bibliográficas
147
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
• BRADLEY. (1992) Petroleum Engineering Handbook. Society of Petroleum
Engineers. USA. Cap. 12.
• CREUS, Antonio. (1978) Instrumentación Industrial. Boxairen. Barcelona. 685p.
• INSTRUMENT SOCIETY OF AMERICA. (1992) Instrumentation Symbols and
Identification ISA-S5.1. ISA USA. 72 p.
• JANTESA S.A. (2003) Lista de Verificación del Departamento de de
Instrumentación y Telecomunicaciones. Inédito. 450p
• JANTESA S.A. (2003) Manual de Procedimientos de Trabajo del Departamento
de Instrumentación y Telecomunicaciones. Inédito. 1250p
• OGATA, Katsuhiko. (1993) Ingeniería de Control Moderna. Prentice-Hall. México.
1-188 p.p.
• PERRY, E. (1997). Manual del Ingeniero Químico. McGraw-Hill, Colombia. 6ª
Edición. V II, Cap. 4 y 19
• VARGAS, Jesús. (2004). Trabajo Final de Grado. Automatización de una
Estación de Flujo para el Proyecto de Facilidades de Campo ORIFUEL
SINOVEN, Morichal, Edo Monagas. Facultad de Ingeniería. Escuela de
ingeniería Química. Universidad Metropolitana. Caracas.
• MARCELLO, Gabriel. (1990). Pasantía de Grado. Diseño de Tanques de
Almacenamiento para Orimulsión® TM. Instituto Universitario Politécnico “ Luis
Caballero Mejías”. Puerto La Cruz, Edo Anzoátegui.
Referencias Bibliográficas
148
Consultas en línea:
• www.saabtankcontrol.com
• www.PDVSA.com
• www.fi.uba.ar
• www.rosemount.com
• www.controlval.com
• www.daniels.com
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