9_ManualVariableNivel

Manual de Capacitación Tecnológico

Contenido del Manual de Capacitación

Fecha de Elaboración: Nov. 2007 Fecha de Revisión: Abril 2009 Estado de la Revisión: Intermedia

Especialidad: Mantenimiento de Instrumentos Tiempo de

Realización 40 Hrs. Nivel 3

06 Módulo: Variables de Procesos Categoría: Operario Segunda

03 Curso: Variable de Nivel

Especialidad: Mantenimiento de Instrumentos 0

Contenidos de Formatos Página

Requerimientos y Contenido Específico del Programa 1

Contenido Desarrollados del Programa 5

Ejercicios y Prácticas del Programa 105

Sistema de Evaluación del Módulo 106

Normas que aplican en lo General 107

Glosario de Términos Tecnológicos 118

Formato de Anexos Técnicos del Módulo 121

Bibliografía y Referencias de Consulta 123

Informe de Resultados del Curso 130


Requerimientos y Contenido Específico del Programa

Fecha de Elaboración: Nov. 2007 Fecha de Revisión: Abril 2009 Estado de la Revisión: Intermedio

Especialidad: Mantenimiento de Instrumentos Tiempo de Realización

40 Hrs. Nivel 3 06 Módulo: Variables de procesos. Categoría: Operario Segunda

03 Curso: Variables de Nivel

Especialidad: Mantenimiento de Instrumentos

1

Objetivo Especifico:

Competencias a Desarrollar:

Conocimientos Previos:

Contenido Temático: 6.3.1 Introducción. 3 6.3.2 Conceptos. 3 6.3.3 Lineamientos. 5

6.3.3.1 Mejora en la Calidad del Producto. 6 6.3.3.2 Reducción en los costos de operación y mantenimiento. 6 6.3.3.3 Cumplimiento de Normativas medio-ambientales y de calidad. 7 6.3.3.4 Selección de medidores de nivel. 7

6.3.4 Descripción de los tipos de medidores con sus métodos, características y áreas de aplicación. 8 6.3.4.1 Métodos visuales. 8

6.3.4.1.1 Método de medición de nivel con varilla o regleta. 8 6.3.4.1.2 Método de columna de vidrio. 9

6.3.4.2 Métodos de fuerza de flotación. 9 6.3.4.2.1 Método de medición de nivel con flotador y cinta. 10 6.3.4.2.2 Método de medición de nivel con flotador y palanca. 10 6.3.4.2.3 Medidores de desplazamiento. 10

6.3.4.3 Métodos de presión hidrostática. 11 6.3.4.3.1 Método de medición de nivel por burbujeo. 11 6.3.4.3.2 Método de medición de nivel por presión diferencial. 12 6.3.4.3.3 Método de medición por caja de diafragma. 12

6.3.4.4 Métodos eléctricos. 13 6.3.4.4.1 Método de resistencia (electrodos de conductividad). 13 6.3.4.4.2 Método de capacitancia. 13

6.3.4.5 Métodos de radiación de energía. 6.3.4.5.1 Método de medición con ultrasonido. 6.3.4.5.2 Medidores de nivel ópticos. 6.3.4.5.3 Método de medición de nivel radioactivo.

6.3.5 Sistema HTG: Hydrostatic Tank Gauging.

6.3.5.1 Introducción a los sistemas HTG.

6.3.5.2 Instrumentación del Sistema HTG.








2

6.3.5.3 Arquitectura del Sistema.

6.3.5.4 Especificaciones Sistema HTG.

6.3.5.5 Aplicaciones Sistema HTG. 6.3.5.6 Más allá de la medición de nivel. 6.3.5.7 Los cálculos del sistema HTG.

6.3.5.7.1 Calculo de masa. 6.3.5.7.2 Calculo de densidad.

6.3.5.7.3 Calculo de nivel. 6.3.5.8 Consideraciones y conceptos usados en los sistemas HTG.

6.3.5.8.1 Calculo del nivel y consideraciones del sistema HTG.

6.3.5.8.2 Calculo del volumen bruto y consideraciones del sistema. 6.3.5.8.3 Calculo de la masa y consideraciones del sistema HTG.

6.3.5.8.4 Calculo del volumen neto y consideraciones del sistema HTG.

6.3.5.9 Ejemplos de cálculo del sistema HTG.

6.3.5.9.1 Calculo del error en un sistema de referencia.

6.3.5.9.2 Calculo del error de nivel. 6.3.6 Tipos de Transmisores de nivel.

6.3.6.1 Transmisores servo-operados. 6.3.6.2 Transmisores por radar. 6.3.6.3 Transmisores de nivel nucleares. 6.3.6.4 Transmisores de nivel capacitivos. 6.3.6.5 Transmisores de nivel hidrostáticos. 6.3.6.6 Transmisores de nivel por presión diferencial.

6.3.7 Interruptores de nivel. 6.3.7.1 Tipos de interruptores. 6.3.7.2 Métodos de calibración y ajustes.

6.3.8 Métodos para montaje de transmisores y medidores de nivel. 6.3.8.1 Uso y manejo del Manifoold.

6.3.9 Ejercicios de cálculos para Fosas Tanques y otros recipientes. 6.3.9.1 Recipientes elevados.








3

6.3.9.2 Recipientes al ras. 6.3.9.3 Recipientes subterráneos.

6.3.10 Aplicaciones Aspectos y Medidas de Seguridad. 6.3.10.1 Aspectos de Seguridad. 6.3.10.2 Aplicaciones en el área de trabajo.

Material Didáctico y Apoyos:

Paquete escolar (libretas, lapiceros, lápices, portafolios). Reglas, escuadras y compás Calculadora Hojas blancas Saca puntas goma Manual técnico Rotafolios. Proyector de diapositivas, Aula. Diferentes tipos de lubricantes que se utilizan en el Taller mecánico y en los sectores

de centro de producción. PC. Cañón para proyección.


Contenido Desarrollados del Programa



40 Hrs. Nivel 3 06 Módulo: Variables de Proceso. Categoría: Operario de Segunda



CONTENIDO. PAG.

6.3.1 Introducción. 3 6.3.2 Conceptos. 3 6.3.3 Lineamientos. 5

6.3.3.1 Mejora en la Calidad del Producto. 6 6.3.3.2 Reducción en los costos de operación y mantenimiento. 6 6.3.3.3 Cumplimiento de Normativas medio-ambientales y de calidad. 7 6.3.3.4 Selección de medidores de nivel. 7

6.3.4 Descripción de los tipos de medidores con sus métodos, características y áreas de aplicación. 8 6.3.4.1 Métodos visuales. 8

6.3.4.1.1 Método de medición de nivel con varilla o regleta. 8 6.3.4.1.2 Método de columna de vidrio. 9

6.3.4.2 Métodos de fuerza de flotación. 9 6.3.4.2.1 Método de medición de nivel con flotador y cinta. 10 6.3.4.2.2 Método de medición de nivel con flotador y palanca. 10 6.3.4.2.3 Medidores de desplazamiento. 10

6.3.4.3 Métodos de presión hidrostática. 11 6.3.4.3.1 Método de medición de nivel por burbujeo. 11 6.3.4.3.2 Método de medición de nivel por presión diferencial. 12 6.3.4.3.3 Método de medición por caja de diafragma. 12

6.3.4.4 Métodos eléctricos. 13 6.3.4.4.1 Método de resistencia (electrodos de conductividad). 13 6.3.4.4.2 Método de capacitancia. 13

6.3.4.5 Métodos de radiación de energía. 6.3.4.5.1 Método de medición con ultrasonido. 6.3.4.5.2 Medidores de nivel ópticos. 6.3.4.5.3 Método de medición de nivel radioactivo.

6.3.5 Sistema HTG: Hydrostatic Tank Gauging. 6.3.5.1 Introducción a los sistemas HTG. 6.3.5.2 Instrumentación del Sistema HTG. 6.3.5.3 Arquitectura del Sistema. 6.3.5.4 Especificaciones Sistema HTG. 6.3.5.5 Aplicaciones Sistema HTG. 6.3.5.6 Más allá de la medición de nivel. 6.3.5.7 Los cálculos del sistema HTG.

6.3.5.7.1 Calculo de masa. 6.3.5.7.2 Calculo de densidad. 6.3.5.7.3 Calculo de nivel.

6.3.5.8 Consideraciones y conceptos usados en los sistemas HTG.








6.3.5.8.1 Calculo del nivel y consideraciones del sistema HTG. 6.3.5.8.2 Calculo del volumen bruto y consideraciones del sistema. 6.3.5.8.3 Calculo de la masa y consideraciones del sistema HTG. 6.3.5.8.4 Calculo del volumen neto y consideraciones del sistema HTG.

6.3.5.9 Ejemplos de cálculo del sistema HTG. 6.3.5.9.1 Calculo del error en un sistema de referencia. 6.3.5.9.2 Calculo del error de nivel.

6.3.6 Tipos de Transmisores de nivel. 6.3.6.1 Transmisores servo-operados. 6.3.6.2 Transmisores por radar. 6.3.6.3 Transmisores de nivel nucleares. 6.3.6.4 Transmisores de nivel capacitivos. 6.3.6.5 Transmisores de nivel hidrostáticos. 6.3.6.6 Transmisores de nivel por presión diferencial.

6.3.7 Interruptores de nivel. 6.3.7.1 Tipos de interruptores. 6.3.7.2 Métodos de calibración y ajustes.


6.3.9 Ejercicios de cálculos para Fosas Tanques y otros recipientes. 6.3.9.1 Recipientes elevados. 6.3.9.2 Recipientes al ras. 6.3.9.3 Recipientes subterráneos.

6.3.10 Aplicaciones Aspectos y Medidas de Seguridad. 6.3.10.1 Aspectos de Seguridad. 6.3.10.2 Aplicaciones en el área de trabajo.








6.3.1 Introducción.

La medición del nivel es una parte integral del control de procesos, y puede ser usada en una amplia variedad de industrias. Las mediciones de nivel se pueden dividir en dos categorías, mediciones de nivel por punto (interruptores) y mediciones de nivel continuas. Los sensores de nivel por punto son usados para marcar puntos de altura discretos del líquido, una condición de nivel preestablecida. Generalmente este tipo de sensores es usado como alarma, para alertar sobre la existencia de una condición de sobrellenado, o como un marcador para una alarma de una condición baja. Los sensores continuos de nivel más sofisticados pueden proporcionar un monitoreo completo de nivel de un sistema. Un sensor de nivel continuo, como su nombre lo indica, mide el nivel del líquido dentro de un rango de medición, así como un punto sencillo específico sobre el nivel. 6.3.2 Conceptos.

Nivel. La altura que puede contener la superficie de un líquido o sólido dentro de un recipiente.

Tomando como referencia el límite máximo y mínimo de la distancia del mismo recipiente.

Presión Hidrostática. Es la presión ejercida por una columna de líquido que es proporcional a la altura o

distancia de la columna por la gravedad específica del liquido que contiene, donde esta gravedad es convertida a densidad con respecto al agua.

Densidad. En física, la densidad, simbolizada habitualmente por la letra griega y denominada en

ocasiones masa específica, es una magnitud referida a la cantidad de masa contenida en un determinado volumen, y puede utilizarse en términos absolutos o relativos. En términos sencillos, un objeto pequeño y pesado, como una piedra o un trozo de plomo, es más denso que un objeto grande y liviano, como un corcho o un poco de espuma.

Fuerza Boyante. Fuerza boyante. “La pérdida de peso de un cuerpo sumergido es igual al peso del

fluido desplazado por el cuerpo” . El agua nos empuja hacia la superficie, y esto unido al descenso de la gravedad, hace que disminuya el peso corporal. Esto facilita el ejercicio para personas con algún tipo de limitación en su movilidad.

Desplazamiento. En mecánica, el desplazamiento es una longitud o vector entre la posición inicial y la

posición final de un punto material. Palpación.








Acción de palpar, sensibilidad a una superficie. Esto se realiza con un Palpador que se usa en los métodos para detectar nivel, donde el Palpador tiene u lado convexo y es el que palpa la superficie del liquido.

Burbujeo. Método para medición de nivel usando la presión de un gas para vencer la presión de

un liquido, el gas ventea por un trema de un tobo sumergido provocando que broten burbujas del gas o aire.

Radiación. El fenómeno de la radiación consiste en la propagación de energía en forma de ondas

electromagnéticas o partículas subatómicas a través del vacío o de un medio material. Si la radiación transporta energía suficiente como para provocar ionización en el medio

que atraviesa, se dice que es una radiación ionizante. En caso contrario se habla de radiación no ionizante. El carácter ionizante o no ionizante de la radiación es independiente de su naturaleza corpuscular u ondulatoria.

Radio Frecuencia. El término radiofrecuencia, también denominado espectro de radiofrecuencia o RF, se

aplica a la porción menos energética del espectro electromagnético, situada entre unos 3 Hz y unos 300 GHz Las ondas electromagnéticas de esta región del espectro se pueden transmitir aplicando la corriente alterna originada en un generador a una antena. La radiofrecuencia se puede dividir en las siguientes bandas del espectro:

Infrarrojo. La radiación infrarroja, radiación térmica o radiación IR es un tipo de radiación

electromagnética de mayor longitud de onda que la luz visible, pero menor que la de las microondas. Consecuentemente, tiene menor frecuencia que la luz visible y mayor que las microondas. Su rango de longitudes de onda va desde unos 700 nanómetros hasta 1 milímetro. La radiación infrarroja es emitida por cualquier cuerpo cuya temperatura sea mayor que 0 Kelvin, es decir, -273 grados Celsius (cero absoluto). Capacidad.

Medida de la máxima cantidad de energía o de materia que puede almacenar dentro del recinto de un equipo.

Capacitancia. La capacitancia entre dos conductores que tienen cargas de igual magnitud y de signo

contrario es la razón de la magnitud de la carga en uno u otro conductor con la diferencia de potencial resultante entre ambos conductores.








Presión Diferencial. Es la presión que resulta de una diferencia entre dos presiones tomadas de dos puntos

distintos en diferentes alturas líneas de proceso o con un dispositivo entre ellas.

Gravedad Específica. La gravedad específica (GE) es un tipo particular de densidad relativa definido como el

cociente entre la densidad de una sustancia dada, y la densidad del agua (H2O). Una sustancia con una gravedad específica mayor a 1 es más densa que el agua, mientras que si la GE es menor a 1 dicha sustancia será más ligera que el agua.

Interface de Líquidos. Limite entre dos líquidos donde finaliza el de mayor densidad y empieza el de menor

densidad, es ahí donde cae la referencia de medición, es importante decir que los líquidos que hacen una interface no se mezclan. 6.3.3 Lineamientos.

El nivel se puede medir utilizando varios principios de medición, dentro de los cuales se pueden agrupar en dos métodos y derivar los métodos específicos. La tabla 1 muestra esta clasificación de manera más clara.

Principio de Operación Métodos y submetodos Submetodos. Métodos.

Visuales. Regleta.

Directos. Columna de vidrio Mirillas.

Desplazamiento por Torque. Desplazador.

Indirectos.

Fuerza Boyante. Flotador. Densidad. Palpador.

Presión Hidrostática. Caja de Diafragma. Presión diferencial Sistema de Burbujeo.

Eléctricos. Resistencia (Conductividad). Capacitancia.

Radiación de Energía. Ultrasónico (Radar). Óptico. Nuclear (Radiación).

Tabla 1. Muestra los diferentes tipos de medidores de nivel.








Durante la última década, la evolución tecnológica en el sector electrónico y las comunicaciones, ha propiciado la aparición de nuevos sistemas de medición de nivel para el control y gestión de inventarios en el sector industrial.

Los modernos sensores de nivel continuo proporcionan una salida analógica que se

correlaciona directamente con el nivel dentro del recipiente contenedor. Esta señal analógica del sensor puede ser directamente unida a un indicador visual o a un lazo de control de proceso, formando un sistema de administración del nivel.

Los beneficios básicos que proporciona la instalación de un sistema de medición de nivel preciso y fiable son los siguientes:

6.3.3.1 Mejora en la Calidad del Producto. La utilización de nuevas tecnologías, combinadas con los avances en el sector

electrónico, proporciona medidas de mayor fiabilidad y precisión, dando lugar a mejoras en la calidad del producto.

6.3.3.2 Reducción en los costos de operación y mantenimiento.

El uso de nuevas tecnologías de comunicación digital facilita las tareas de

configuración, detección de problemas y posibilidades de auto diagnóstico, reduciendo notablemente los costos de operación y mantenimiento.

6.3.3.3 Cumplimiento de Normativas medio-ambientales y de calidad. La mejora en las técnicas de fabricación y la sensibilización con las normativas

medioambientales y de calidad de los suministradores de instrumentación y del sector industrial en general, facilitan al usuario el cumplimiento de normativas reguladoras (ISO, FDA, OSHA, etc.).

6.3.3.4 Selección de medidores de nivel. Además de las diferentes variables requeridas para la medición de nivel, tales como

masa, volumen, densidad, alarmas, etc.), existen otra serie de parámetros que deben ser tenidos en cuenta para la selección del medidor adecuado. Las variaciones en las condiciones de proceso así como las condiciones ambientales, han dado lugar a la aparición de múltiples tecnologías para la medición de nivel.

El éxito en la medición de nivel, en la mayoría de los casos reside en la elección de la

tecnología más adecuada para la aplicación. Cada tecnología tiene características y prestaciones que deben ser tenidas en cuenta antes de realizar la selección.








Los dos parámetros que tienen mayor influencia en la selección de la tecnología para la

medición de nivel son la presión y temperatura, pero existen otros factores a tener en cuenta: • Variable requerida (nivel, masa, densidad,) • Precisión en la medida. • Características del tanque. • Condiciones ambientales. • Características del producto. • Requerimientos en instrumentación, incluyendo precisión, certificaciones,

alimentación, etc.

Dentro de los procesos industriales la medición y el control de nivel, se hace necesario cuando: • Se pretende tener una producción continua. • Cuando se desea mantener una presión hidrostática. • Cuando un proceso requiere de control. • En el caso más simple evitar que un producto se derrame.

La medición de volúmenes de líquidos dentro de algún recipiente ó contenedor, parece sencilla, pero puede convertirse en un problema en ocasiones difícil de resolver, sobre todo cuando el material es corrosivo ó abrasivo, cuando se mantiene a altas presiones, cuando es radioactivo ó cuando está en sistemas cerrados y sellados y no conviene tener partes móviles ó cuando es prácticamente imposible mantenerlos estables.

6.3.4 Descripción de los tipos de medidores con sus métodos, características y áreas

de aplicación.

Antes de pasar a las tecnologías actuales conviene mencionar algunos métodos de medición de nivel utilizados y que de alguna manera son fundamentales en la determinación del valor de las variables que permiten la obtención de valor del nivel obtenido dentro de un proceso o procesos como lo es el ramo petrolero y en especial en las plataformas marinas o petroleras.

6.3.4.1 Métodos visuales

6.3.4.1.1 Método de medición de nivel con varilla o regleta.

Este método es el más simple pero limitado a tanques abiertos y consiste en una varilla graduada, que se pueda insertar en un recipiente, la profundidad real del material se mide por la parte mojada de la varilla, este método es muy utilizado en la medición de tanques de








almacenamiento de gasolina y de tamaños no muy grandes. La figura 1 muestra una imagen de estos dispositivos.

Figura 1 Regleta para Nivel.

6.3.4.1.2 Método de columna de vidrio.

En este caso la indicación puede ser en un tanque cerrado y presurizado, puesto que la medición se realiza en una columna de vidrio conectada al tanque en dos puntos. Este indicador es muy usual y es muy común encontrarlo junto con algún instrumento transmisor de nivel, puesto que su precisión lo hace patrón de calibración.

Existen básicamente tres tipos de columnas: la transparente, la reflejante y la

magnética. Las columnas indicadoras de nivel transparente y reflejante indican continuamente el nivel por medio de una inspección visual a través de la columna de vidrio montada externamente al contenedor del líquido. Las columnas de tipo transparente son normalmente empleadas en el monitoreo de la ínterfase entre dos líquidos, mientras que la columna de tipo reflexivo es usada normalmente en la indicación de nivel de líquidos simples.








Figura 2. Medición de nivel por columna recipiente cerrado

Figura 3. Medición de nivel por columna recipiente abierto

La columna indicadora de nivel de tipo magnético no es una representación visual

directa del nivel a través del vidrio, pero es usada para la indicación local de nivel. Un desplazador magnético es colocado sobre el nivel del líquido a través de una cámara de líquido vertical. A medida que el magneto viaja unas pequeñas tablillas magnéticamente sensitivas son impulsadas. La posición de esas tablillas es usada como referencia del nivel del líquido. Los indicadores de nivel de tipo magnético son tradicionalmente empleados en aplicaciones de líquidos cerrados, cuando la temperatura o presión restringe el uso de columnas de vidrio. Adicionalmente puede ser usado como interruptor actuando sobre un dispositivo magnéticamente sensible.

6.3.4.2 Métodos de fuerza de flotación.

6.3.4.2.1 Método de medición de nivel con flotador y cinta








La técnica de medición de nivel con flotador usa el principio de un elemento boyante que flota sobre la superficie de un líquido (o interface líquida) y cambia su posición a medida que el nivel varía.

Figura 4. Método de medición de nivel con flotador y cinta

En muchas aplicaciones este elemento boyante está mecánicamente acoplado a un interruptor que proporciona una señal de encendido y apagado. En vista de que el flotador va sobre el nivel del líquido, este no es tradicionalmente empleado en aplicaciones de control proporcional debido a las frecuentes fluctuaciones. Este es, sin embargo, adecuado para aplicaciones de encendido y apagado.

6.3.4.2.2 Método de medición de nivel con flotador y palanca.

Este método de medición utiliza un cuerpo hueco llamado Flotador, el cual flota sobre la superficie del líquido variando su posición de acuerdo a los cambios de nivel, en razón de esto el flotador actúa sobre un indicador por medio de palancas, su rango esta limitado por el sistema del brazo y de las palancas ver Figura 5.

Figura 5. Medición de nivel con flotador y palanca

6.3.4.2.3 Método de medición de nivel con servomotor y Palpador.








Este método se introdujo a mediados de los cincuenta la tecnología de servo medición automática. Poco después, se introdujo el primer medidor automático de nivel para tanques de almacenamiento de líquido a granel certificado por las autoridades de pesos y medidas.

La última versión es el ATG (medidor de tanque avanzado) con sólo unas pocas

piezas móviles. Las series ATG y XTG de servo medidores controlados por microprocesador son compactas y sólo necesitan una brida de montaje de 2".

El servo medidor de palpación proporciona un rendimiento de medición óptimo en

cualquier aplicación y puede integrarse fácilmente con las instalaciones de medición híbrida, hidrostática.

La medición de palpación consiste en un dispositivo de teflón que es mas denso que el

liquido que de aproximadamente 225 grs. el cual es capas de sumergirse en el tanque, esto es gracias a su peso y un servomotor que detecta la profundidad y la densidad, de acuerdo a la fuerza que este configurada, al sentir un liquido el Palpador se puede detener y seguir censando otros densidades de acuerdo a los datos de configuración, en la figura 6 se muestra un ejemplo de un tanque con Palpador y un servomotor.

La medición es por palpar el liquido de acuerdo a la distancia recorrida, el servomotor

se detiene y calcula la distancia que mantiene vacio el tanque, luego se sumerge para corroborar la distancia del líquido, y con esto suma y compara la distancia total del tanque que tiene por configuración.

Figura 5. Medición de nivel con servomotor y Palpador.

6.3.4.2.4 Medidores de desplazamiento.

La técnica de desplazador difiere de la técnica del flotador en que el desplazador es más pesado que el líquido que está midiendo. A medida que el líquido sube, la fuerza descendente del desplazador disminuye, creando un cambio proporcional en la posición del desplazador el cual es menos sensible a las fluctuaciones.








De acuerdo al principio de Arquímedes, cuando un cuerpo es sumergido totalmente o

parcialmente en un fluido, aparece una fuerza ascendente igual al peso del volumen del líquido que desplazo. Los medidores desplazador son sumergidos en el tanque, por lo que la variar el nivel, varía también el volumen del líquido y con esto aparece una variación en la fuerza sobre le desplazador. Es importante mencionar que el desplazador no se sumerge totalmente.

La fuerza es “sentida” por un transmisor de balance de fuerzas y puede ser convertida a

una señal neumática o eléctrica. Este elemento primario de medición, es calculado con la densidad que va a medir en relación al peso del desplazador, por ello en su interior lleva gránulos de acero para balance.

La longitud de los desplazadores es generalmente de 14”, 32”, 48” y 60”, para rangos

de nivel mayores a 60” se prefieren los de presión hidrostática, aunque existen desplazadores hasta de 180”.

Figura 6 Desplazador en una pierna de nivel.

6.3.4.3 Métodos de presión hidrostática.

6.3.4.3.1 Método de medición de nivel por burbujeo.

Este método de burbujeo o de purga continua, realiza la medición de nivel midiendo la presión requerida para que un flujo constante de aire venza la presión hidrostática de un líquido, al salir el aire lo hace a manera de burbujeo, de ahí que reciba este nombre.

Su principio de funcionamiento es el siguiente, la presión en el tubo es igual a la presión

hidrostática causada por el nivel, si se mide la presión dentro del tubo se obtiene la medición del nivel, este método se puede utilizar tanto para sistemas abiertos o cerrados, ya que la entrada del manómetro se monta por encima del nivel máximo del recipiente para que los sedimentos no se acumulen en el tubo de conexión.








Podemos decir lo siguiente: La presión en el interior del tubo es igual a la presión hidrostática causada por el nivel, si se mide la presión del tubo, se obtiene la medición del nivel, se debe sumergir el tubo dentro del líquido en cuestión cuyo nivel se desea medir, luego se le suministra un flujo constante de gas en la forma en que se muestra en la figura (puede ser aire), la presión de gas en el extremo del tubo sumergido es la misma que la presión hidrostática a esa altura, el gas excedente abandona el tubo escapando como burbujas a través del líquido, esta presión se mide con un transmisor de presión diferencial, el flujo de aire es mantenido constante por un regulador, de esta manera se obtiene una indicación correcta incluso en los casos en los cuales el nivel es variable e intranquilo ó cuando el líquido es altamente viscoso.

Para asegurar la correcta toma de lecturas se debe calibrar el transmisor por la toma de

alta presión y se coloca la señal de presión para el rango correspondiente al 100% de nivel, estando la toma de baja al aire libre, y para calibrar el 0% debe de haber presiones iguales en las tomas de alta y baja presión del transmisor.

Ahora bien es un requisito que la fuente de aire proporcione una presión mayor que la

del nivel máximo a detectar y debe ser aire seco, y no debe existir fugas en las tuberías y todas las conexiones involucradas, las tuberías no deben de estar obstruidas, se debe cuidar lo mismo con las tuberías del vaso comunicante, la presión del aire en la tubería que se mide con el transmisor diferencial, puede colocar hasta distancias de más de 200 mts.

Recuerde que:

1.0 PSI = 27.68 Columna de pulgadas de H2O 1.0 PSI = 0.0703 Kg. /cm2

Sistema de gas Nitrógeno

Venteo.

Figura 7 sistemas de tomas de burbujeo para medición de nivel.

6.3.4.3.2 Método de medición de nivel por presión diferencial.








Este método es el más común en la medición de nivel para tanques abiertos o cerrados. Las tomas de presión diferencial, se hacen, una en la parte inferior y otra en la parte superior del tanque o tuberías, siempre y cuando se trate de tanques sometidos a presión, cuando es para tanques abiertos la toma de baja presión se debe ventear a la atmósfera. La medición de nivel por medio de celdas de presión diferencial es muy útil cuando se tiene fluidos muy viscosos, corrosivos o sucios, puesto que las partes húmedas son pocas y no tiene partes en movimiento. Comercialmente el rango de medición es de 0 –20” H

2O hasta 0 – 850” H

2O en

el caso de transmisores de balance de fuerza.

En ciertas ocasiones es conveniente separar el transmisor del tanque, por lo cual se hacen ambas tomas de presión a través de un tubo, pudiendo quedar desnivel entre la toma del tanque y el instrumento, en tal caso es necesario considerar la “elevación del cero” de medición cuando el tubo de baja presión se llena de algún líquido de sello, o bien de condensados, hay que considerar la presión que esta pierna ejerce, este ajuste se conoce como “supresión de cero”.

Figura 6. Medición de nivel por PD

6.3.4.3.3 Método de medición por caja de diafragma.

Este método es útil cuando no hay acceso lateral al fondo del recipiente. Consiste en una caja metálica separada en dos secciones por un diafragma de hule sintético firmemente sellado. Una sección de la caja es sumergida en el líquido, la otra sección está sellada y conectada por medio de un tubo capilar hasta un instrumento de presión con escala en unidades de nivel.

La presión hidrostática ejercida sobre el diafragma es transmitida por el capilar hasta el indicador.

6.3.4.4 Métodos eléctricos.








6.3.4.4.1 Método de resistencia (electrodos de conductividad).

El método de electrodos de inmersión (conductividad) es usado típicamente donde líquidos flamables o vapores explosivos no se encuentran presentes. El líquido debe ser lo suficientemente conductivo para formar parte del circuito eléctrico. Esta técnica funciona principalmente como un interruptor alto (electrodo alto) / bajo (electrodo bajo). Con el electrodo alto expuesto, el nivel se incrementa hasta que este es inmerso, complementando por lo tanto el circuito. Esta técnica es usada típicamente para proveer solamente una señal de encendido apagado.

Su costo es bajo, su mantenimiento e instalación fáciles, pero no es aplicable para

fluidos flamables por posibles arcos eléctricos, además de que no proporciona una medición de nivel continua.

Figura 7. Método de medición de nivel con electrodos

6.3.4.4.2 Método de capacitancia.

La capacitancia entre dos conductores separados por un dieléctrico depende del área efectiva entre los conductores, de su separación y de la constante dieléctrica. Cuando se sumergen dos electrodos en un líquido, este actúa como un dieléctrico, y el área efectiva es solo la que esta en contacto con el líquido.

Introduciendo dos barras metálicas en un recipiente con líquido, se formará un capacitor

cuyo valor dependerá del nivel del líquido, por lo que sí se mide el valor de la capacidad, se tendrá una medida proporcional del nivel. En este tipo de instrumentos la medición no se afecta por la densidad o por la presión. Otra característica importante del medidor por capacitancia es su fácil instalación y poco mantenimiento.

Para líquidos conductores de la electricidad, los electrodos pueden ser recubiertos por

un aislante, que sirve también de anticorrosivo.








Figura 8. Medición de la capacitancia en un medio no conductivo

Figura 9. Medición de la capacitancia en un medio conductivo

6.3.4.5 Métodos de radiación de energía.

6.3.4.5.1 Método de medición con ultrasonido.

La técnica ultrasónica involucra la transmisión de ondas de sonido ultrasónico y mediciones del intervalo de tiempo requerido para recibir el eco de esas ondas de sonido de la superficie del líquido. El transmisor puede ser colocado en la cima o en el fondo del tanque, con las ondas de sonido reflejándose fuera de la superficie del líquido. Una desventaja es que es un instrumento sensible a las condiciones de presión y temperatura, también puede ser afectado por ruidos exteriores.

La ventaja principal de estos medidores es que puede ser usado en fluidos corrosivos o

viscosos, puesto que el instrumento no está en contacto con el líquido.








Figura 10. Medición de nivel por ultrasonido

6.3.4.5.2 Medidores de nivel ópticos.

Si el líquido no es transparente, se puede utilizar un emisor de luz y una fotocelda receptora, para obtener una señalización de bajo o alto nivel, aprovechando la sombra producida por el líquido al alcanzar el nivel. La ventaja de este sistema es que el instrumento no está en contacto con el líquido. Su costo es bajo y su mantenimiento casi nulo.

6.3.4.5.3 Método de medición de nivel radioactivo.

Este método es más costoso por todo lo que en su entorno con lleva, la necesidad de un amplificador y un detector de señal, este amplificador debe tener una ganancia de mil millones de megas Gv=1x10

-15, este método consiste en un emisor de rayos gamma montado verticalmente en un lado del recipiente o tanque y con un contador geiger que transforma la radiación gamma recibida en una señal de corriente continua aproximadamente de Gv=1x10

-15 amperes / 24 horas, la recepción de los rayos es inversamente proporcional a la masa del líquido que existe en el tanque ya que el líquido absorbe parte de la energía recibida.

Figura 11. Medición de nivel por método radiactivo.








6.3.5 Sistema HTG: Hydrostatic Tank Gauging. 6.3.5.1 Introducción a los sistemas HTG.

La tecnología HTG responde al concepto de medición de nivel basado en un sistema abierto y en el estándar para la medición de nivel en tanques editado por organismos de reconocido prestigio, tales como American Petroleum Institute, (API), o la Internacional Standards Organization (ISO).

Los sistemas HTG están basados en la medida de nivel mediante transmisores de

presión hidrostática, siendo éste el sistema más preciso, fiable y reconocido para la medición de nivel en tanques. 6.3.5.2 Instrumentación del Sistema HTG.

Figura 12.Instrumentación del Sistema HTG.

6.3.5.3 Arquitectura del Sistema.

El sistema HTG típicamente incluye: • Uno o más transmisores de presión de altas prestaciones, en función de las variables que

se requieran, y de las características del tanque. • Un transmisor de temperatura • Unidad de ínterfase • Sistema de monitoreo y configuración del sistema, ubicado en sala de control








Figura 13. Arquitectura del Sistema.

La utilización de varios transmisores de presión permite la medida con elevada

precisión y de modo directo de masa, densidad, volumen y nivel, frente a los sistemas tradicionales que realizan los cálculos de forma indirecta.

El sistema es totalmente escalable, de modo que no es un requerimiento la instalación

de todos los transmisores en cada uno de los tanques, sino sólo los necesarios en función de las variables a medir.

Las deformaciones del tanque (basadas en la temperatura ambiente y el contenido de producto en su interior), la densidad del aire y otra serie de compensaciones, son tenidas en cuenta para obtener la máxima precisión y fiabilidad del sistema.

El sistema de supervisión está basado en una arquitectura PC con sistema operativo

Windows NT, lo cual le confiere gran flexibilidad en la explotación de los datos obtenidos con herramientas estándar, y asegura la conexión con sistemas DCS existentes (RS3 Fisher Rosemount®, TDC3000 Honeywell®, I/A Foxboro®, etc...), así como sistemas de control basados en PLC. 6.3.5.4 Especificaciones Sistema HTG.

Cálculos conforme a:

• ISO-11223-1








• OIML - boletín 9 • API-2540

Medición de:

• Masa • Volumen • Densidad • Nivel • Temperatura • Volumen y Densidad Standard • Masa Transferida • Masa de Vapor

Precisión de referencia:

• Inventario: 0,06 % • Transferencias: 0,02%

Aplicado a:

• Tanques Atmosféricos • Tanques Presurizados • Productos Químicos • Productos Petrolíferos • Alimentación

Clasificación:

• Eléctrica: Cenelec EEX d iib • Ambiental:IP65

6.3.5.5 Aplicaciones Sistema HTG.

Aplicaciones:

• Control de inventarios • Transferencias de productos • Terminales de carga • Carga/descarga de buques • Control de entrada de materias primas • ETC.

Compañías que utilizan Sistema HTG:

• Repsol Petróleo Cartagena y Puerto llano • Terquimsa (CLH)








• PDL (Cepsa) • Unelco • Disa • Continental-oil • Merck • Refineria de Esmeraldas (Ecuador) • Basf

6.3.5.6 Más allá de la medición de nivel.

El sistema propuesto va más allá de la medición de nivel tradicional. Las variables

calculadas por el sistema HTG pueden ser utilizadas para propósitos de operación, tales como el monitoreo de transferencia de productos y gestión de alarmas, con objeto de detectar reboses o fugas en tanques, así como permite evitar posibles contaminaciones accidentales

Las deformaciones del tanque (basadas en la temperatura ambiente y el contenido de

producto en su interior), la densidad del aire y otra serie de compensaciones, son tenidas en cuenta para obtener la máxima precisión y fiabilidad del sistema. 6.3.5.7 Los cálculos del sistema HTG. Un sistema HTG realiza una serie de mediciones y cálculos para obtener:

• El valor de la densidad a determinada temperatura. • El valor del nivel. • Valor del volumen bruto • El valor real de la masa y el volumen.

Las figuras que se muestran proporcionan la ubicación de los respectivos medidores (Transmisores), en un tanque, para el empleo de un sistema HTG, típico.








Figura 14. Medición de nivel en tanque con sistema HTG.

Figura 15. Detalle de los medidores.

El transmisor que mide el nivel es el que se ubica más cerca del fondo del tanque, a

una distancia “Z” y que dependerá de las condiciones específicas de operación de cada instalación en particular.

El segundo transmisor, para la medición de la densidad, estará colocado a una

distancia “L” del primero y entre ambos se ubica una medición de temperatura. La distancia “L” se determina en función de la altura del tanque y su operación. Típicamente se emplea el criterio de valorar “L” como el 20% de la altura total del tanque en cuestión.

Es obvio que mientras mayor sea la magnitud de “L” mayor será la precisión del cálculo

de la densidad, pero hay limitantes prácticas de operación que restringen esta dimensión. Generalmente y mediante el uso reiterado y su comprobación se ha obtenido un valor mínimo del dimensionamiento de “L” de 1.7m. Con dimensiones entre 2.0 y 3.0 mts. están los mejores resultados sin comprometer las capacidades operativas de los tanques.

La ubicación típica de la toma de temperatura es de alrededor de 1/2 de “L”, pero en cada caso esto puede variar en dependencia de la altura considerada más representativa para el valor de calculo a emplear.








Las ecuaciones típicas para los cálculos en un sistema HTG están listadas a continuación, en estas ecuaciones aparece el término Gc, que es el factor de corrección de la constante gravitacional, la cual permite interpretar las mediciones de fuerza como masa. Esta constante es adimensional y su valor oscila alrededor de 1.0. El valor de Gc en cada caso estará determinado por la ubicación geográfica específica del sistema HTG. En caso que la misma se desconozca se toma el valor unitario 1.0.

6.3.5.7.1 Calculo de masa.

6.3.5.7.2 Calculo de densidad.

6.3.5.7.3 Calculo de nivel.

6.3.5.8 Consideraciones y conceptos usados en los sistemas HTG. En un sistema HTG, la densidad calculada corresponde a la densidad medida entre los

dos transmisores y que reciben el nombre de:

Pf = presión de fondo. Y

Pm = presión del medio.

Por lo tanto se asume que el producto en todo tanque es homogéneo. La temperatura medida entre los dos transmisores de presión (Pf y Pm) se asume como la temperatura promedio del contenido del tanque. La densidad a esta temperatura es conocida como densidad a la temperatura medida @T densidad.








6.3.5.8.1 Calculo del nivel y consideraciones del sistema HTG.

La precisión de la medición del nivel esta en dependencia de la medición de presión y de la precisión de las mediciones de las constantes “Z” y “L”, API acepta la medición de nivel desarrollada por transmisores si estos se calibran mediante el procedimiento de medición manual (Cinta calibrada, medición de temperatura y densidad). La medición de nivel se basa en una medición anterior muy precisa de la densidad (@t densidad) a determinada temperatura.

6.3.5.8.2 Calculo del volumen bruto y consideraciones del sistema.

El volumen bruto es calculado con un polinomio que es función del nivel. Los coeficientes de este polinomio son obtenidos desarrollando una regresión no lineal de los datos del aforo del tanque, la precisión del polinomio nunca será mejor que la contenida en los datos de aforo del tanque. Los valores obtenidos se depositan en una tabla de entrada como coordenadas “X”, “Y”. Que modifican la lectura del nivel del transmisor en función de la geometría particular del tanque.

6.3.5.8.3 Calculo de la masa y consideraciones del sistema HTG.

El cálculo de la masa depende de la precisa medición del área promedio para el nivel contenido en el tanque. Esta área frecuentemente se denomina”Área Equivalente”, debido a que no es medida directamente. El área equivalente se deriva de la división del volumen entre el nivel. El sistema HTG asume que esta área equivalente es un promedio independiente al valor del nivel.

Este criterio es realidad para tanques cilindros verticales, no así en el caso de las

esferas, los tanques horizontales o tanques verticales no cilíndricos. Para esos casos de tanques y esferas el procedimiento de cálculo varía según las características de los mismos.

6.3.5.8.4 Calculo del volumen neto y consideraciones del sistema HTG.

El cálculo del volumen neto se realiza utilizando los cálculos previos de masa y densidad a la temperatura de referencia. En un porcentaje básico la precisión del cálculo de masa, es cierta magnitud menor que la precisión de la medición de densidad.

El sistema HTG, no parte de las mismas técnicas para derivar el volumen que las

empleadas por los sistemas tradicionales de medición de nivel, sino que se deriva por las técnicas utilizadas por los sistemas de medición con servo gauges, los cuales involucran la








medición de temperatura y nivel. El nivel entonces es aplicado a una tabla de capacidad para derivar el volumen bruto.

La competitividad en el almacenamiento y transferencia de productos en el sector

petroquímico (OM&S ˜ Oil Movement & Storage) ha evolucionado hacia sistemas que proporcionen mayor valor añadido, incluyendo producción, transporte y terminales de distribución. Es en este entorno competitivo donde HTG puede proporcionar numerosas ventajas, más allá de la simple medición de nivel, estando especialmente enfocado a solventar los problemas que puedan surgir en la gestión de inventarios dentro de cada uno de estos campos.

6.3.5.9 Ejemplos de cálculo del sistema HTG.

La figura 17 muestra un ejemplo de un tanque de 12 mts de altura y un diámetro de 24

mts. El nivel de producto en el tanque es de 9m y el peso específico del producto contenido es de 0.85. Se asume que el transmisor de Nivel (Pf), esta separado 0.5m del fondo del tanque.

Mientras que el transmisor de densidad (Pm), se encuentra ubicado a 3m del primero

con un valor de rango idéntico al otro de (103.4KPa), y una precisión típica de 0.02%.

Figura 17. Sistema de tanque a analizar

Altura del Tanque. (Tank heigth). = 12 mts. (39.37 ft)

Nivel de Ref. del Tanque. (Ref. Level) = 9 mts. (29.527 ft)








Diámetro del Tanque. (Tank Diam). = 24 mts. (78.740 ft)

Gravedad Específica. (S.G). = 0.86 Dimensión Z. = 0.5 mts. (1.64 ft) Dimensión L. = 3 mts. (9.8425 ft.) Span (URV) = 103 KPa (15 PSIG) Presión del TX. (Típica). = 0.02 % URV Factor de Conversión. = 101.9716 Kg/N (144 In2/ft2.)

En este ejemplo se pretende determinar los siguientes parámetros de interés:

• Nivel • Volumen bruto y neto • Densidad • Masa

Solución: 1. Primeramente se determinara la presión máxima que puede medir el transmisor de nivel

(Pf), de la siguiente manera: Pmáx.

= (Altura del tanque-Dimensión Z) (SG) (Densidad de agua) = (12-0.5) (0.83)

(999.012) Pmáx.

= 95.77KPa ó 13.890PSI.

2. Ahora determinando la presión correspondiente a la altura de producto en el tanque será:

Pmáx.

= (Nivel del Tanque-Dimensión Z) (SG) (Densidad del agua) = (9-0.5) (0.83)

(999.012) Pmáx.

= 70.78KPa.

3. Calculo del error del transmisor:

Perr. = (URV del T

x) (Precisión de T

x) = (103.4) (0.02)=0.0206KPa

4. Cálculo de la densidad de referencia:

D ref. = (Densidad del agua) (SG) = (999.012) (0.85) = 849.16 Kg. / m3

5. Cálculo del volumen de referencia:

V ref. = (nivel del producto) (área) = (9.0) (3.1416) [24/2]2= 4071.53

6. Cálculo de la masa de referencia:

Masa de ref. = (Densidad de ref.) (vol. de ref.) = (849.16) (4071.5) = 3457354.94 Kg.








Masa de ref. = 3457354.94 Kg. 6.3.5.9.1 Calculo del error en un sistema de referencia.

Las ecuaciones usadas en el análisis de precisión se obtienen de las derivadas

parciales de las ecuaciones típicas de un sistema HTG. Los términos resultantes del cálculo de error se modifican con el empleo de la metodología de la raíz media cuadrática o (RMS). Este método garantiza que el error estimado exceda al valor de error en condiciones normales, donde muchos de estos errores se cancelan.

Basándose en lo anterior y aplicando el criterio de la Raíz Media Cuadrática, se tiene:

La ecuación del error de la densidad muestra que las variables independientes son el

error de los Sensores (transmisores) de presión y la dimensión “L”. Esta dimensión tiene un significado importante en la ecuación de error ya que la magnitud del error varia inversamente a la dimensión de “L”. La ecuación resultante tiene tres términos, los cuales se suman para el empleo del método de este método.

Típicamente se asume que la dimensión “L” es constante, ya que asegurando las

técnicas de montaje y la calibración de los transmisores, “

Sustituyendo valores tendremos:

Aplicando las mismas técnicas de derivadas parciales y RMC se determina el error para las medicines de nivel y masa, según las ecuaciones de la 6.1.1.2. y también mostraremos el cálculo del volumen bruto y neto del área equivalente.

6.3.5.9.2 Calculo del error de nivel.








Luego de derivar los términos de la ecuación del nivel, aplicando la RMC nos queda:

Sustituyendo tendremos:

Entonces el % de error del nivel será:

El cálculo del error del volumen bruto viene dado por la expresión:

El % de error del cálculo del volumen bruto es:

El cálculo para determinar el error en la masa y el % de error que significa este, es obtenido como sigue:

Primero se calcula el valor del área.

Segundo se calcula el error del área.

Tercero Aplicando la ecuación para determinación del error de masas tendremos:








Por lo tanto el % de error es:

Con lo cual se logra obtener todo el desarrollo de la aplicación de la metodología de cálculo para un sistema de medición utilizando la tecnología HTG. Hay que mencionar que estas ecuaciones empleadas son para uso en tanques cilíndricos verticales.

Como manera de ejemplo podemos actualmente decir:

El desarrollo de las tecnologías de medición por principios ultrasónicos, comúnmente

llamados “radar” ha permitido alcanzar precisiones muy altas en la medición de nivel de líquidos, aun en presencia de vapores, como es el caso generalizado de los hidrocarburos. 6.3.6 Tipos de Transmisores de nivel.

Como se ve en los métodos anteriores ya se ha introducido el concepto de transmisor, al respecto podemos decir que los transmisores captan la variable de proceso a través del elemento primario y la transmiten a distancia en forma de señal neumática ó electrónica. Si es neumática maneja unidades de presión en el intervalo de valores de (3 a 15 PSI, libras por pulgada cuadrada). La señal neumática de (3 a 15 PSI, es equivalente a 0.206 a 1.033 bar.), en el sistema internacional ó (0.21,-1.05) Kg. / cm2), por lo cual también se emplean señales electrónicas. Si es electrónica maneja unidades de corriente o voltaje en el intervalo de valores de 4 a 20mA.

La señal digital utilizada en algunos transmisores inteligentes es apta y se usa

directamente para ordenar. Ahora bien él elemento primario puede formar o no parte integral del transmisor. Los

transductores reciben una señal de entrada función de una ó más cantidades físicas y las convierten modificadas o no a una señal de salida. Son transductores, un rele, un elemento primario, un transmisor, un convertidor PP/I, un convertidor PP/P.








Convertidores son aparatos que reciben una señal de entrada neumática (3,15 PSI) ó electrónica (4, 20 mA), procedente de un instrumento y después de modificarla envían la resultante en forma de señal de salida estándar.

Y se pude disponer para uso: general, áreas peligrosas, intrusivos y no intrusivos. Son

aplicadas en muchos procesos industriales incluyendo: plantas de tratamientos de agua, electrónicas, químicas, metalúrgicas, papeleras, farmacéuticas, textiles, alimentos, bebidas, ambientales, petroquímica y plataformas petroleras.

Dentro de las tecnologías empleadas en los transmisores modernos se puede

mencionar:

• Servo operados • Por radar • Nucleares • Capacitivos • Hidrostáticos • Por presión diferencial • Electromecánicos

6.3.6.1 Transmisores servo-operados. La transmisión de datos de nivel, temperatura, ínterfase, densidad y presión permiten el

balance y control de inventarios. La instalación de estos transmisores en el tanque es simple pues solo requieren una brida en el techo. Tienen toda la electrónica aislada de la atmósfera del tanque, lo que permite su operación en áreas peligrosas.

Figura 18. Transmisor Servo-Operado








6.3.6.2 Transmisores por radar. El radar se emplea en la medición continua de nivel y es insensible a la temperatura, a

la presión del proceso así como al tipo de material.

Figura 19. Transmisor por Radar

6.3.6.3 Transmisores de nivel nucleares. Para la medición de nivel, densidad y caudal másico, la instrumentación convencional

es a veces incapaz de solventar todos los problemas. El sistema nuclear es la solución segura, ya que ningún componente del equipo entra en contacto directo con el medio. Estos sistemas de medida sin contacto operan con baja intensidad y son fáciles de utilizar.

Figura 20. Transmisores de nivel Nucleares

6.3.6.4 Transmisores de nivel capacitivos.








Las sondas capacitivas son ideales para la detección de límite y para la medida de nivel en continuo en líquidos y sólidos. Ofrecen la máxima seguridad operacional gracias a su robustez y compensación activa ante adherencias.

Figura 21. Transmisores de Nivel Capacitivos

6.3.6.5 Transmisores de nivel hidrostáticos. En los últimos años, el principio de medición hidrostático se ha empleado de forma

creciente en la medición continua de nivel con líquidos y medios viscosos. La extensa gama de sensores incluye diferentes conexiones (RJT, rosca sanitaria, brida), así como también versiones con tubo o cable (ej. para pozos profundos)

Figura 22. Transmisores de Nivel Hidrostáticos

6.3.6.6 Transmisores de nivel por presión diferencial. La medición de nivel utilizando transmisores de presión diferencial se emplea sobre

todo en tanques presurizados. Estos transmisores ofrecen una fiabilidad completa desde la








célula de medición hasta la señal de salida, mediante el auto-chequeo y gracias a la gran estabilidad de la célula cerámica.

Figura 23. Transmisores de Nivel por Presión Diferencial

6.3.7 Interruptores de nivel. 6.3.7.1 Tipos de interruptores.

Estos modelos de interruptor nivel son para una o más etapas de control (4 etapas como máximo) con diferencial fija o ajustable, de contactos secos, cápsula de mercurio o interruptor neumático, varilla o cable de extensión, flotadores o desplazadores . Para usos en alarmas y control de nivel, de fluidos, etc.

Los materiales internos de interruptor de nivel DATASTAT son de acero inoxidable 316, como standard, pudiendo suministrar otros materiales de acuerdo a necesidades específicas. Dependiendo de la Gravedad Especifica del fluido a controlar se manejan las dimensiones de los flotadores o desplazadores.

Se manejan dos diámetros 2 ½” y 3 ½” como standard, por lo que se requiere que la conexión en el recipiente sea mayor de dicho diámetro, o instalar el flotador o desplazador por la parte inferior del recipiente como se indica en las instrucciones de instalación y mantenimiento.

Nivel Vertical.

El interruptor de nivel opera por el flotador, que con el cambio de nivel, desplaza el imán que opera el microswitch, cápsula de mercurio o switch neumático; o por uno o varios desplazadores, mismos que se desplazan a lo largo de la varilla o cable de extensión y al ser elevado de su posición original por el incremento de nivel del fluido; al llegar a los topes superiores, actúan un magneto (imán) cuyo campo magnético opera los microinterruptores, cápsula de mercurio o interruptor neumático. Al disminuir el nivel del fluido, el flotador tiende








a bajar por su contacto con el fluido y seguirá bajando, hasta que por el peso del mismo opere nuevamente los microinterruptores, cápsula de mercurio o switch neumático al quedar fuera del campo magnético del magneto. Lo mismo ocurre con los desplazadores que al desplazarse hacia abajo al ir bajando el nivel del fluido y llegar a los topes inferiores, operan los microinterruptores, o cápsula de mercurio.

Las diferenciales a controlar (interruptores con desplazadores) pueden ser ajustables

según las necesidades del proceso, únicamente relocalizando los topes superiores e inferiores del desplazador o desplazadores hasta obtener el punto o puntos de control deseado dentro de los limites de la longitud de la varilla o cable de extensión.

El interruptor de nivel “DATASTAT” opera por el flotador o desplazador que se

encuentra dentro de la cámara, el cual con el cambio de nivel desplaza el imán que opera el microinterruptor, cápsula de mercurio o interruptor neumático.

El desplazamiento por el cambio de nivel del fluido a través de la varilla, del flotador

(cámara sellada) o del desplazador (cámara bridada), es lo que hace que actúen o desactuen los microinterruptores, cápsulas de mercurio o interruptor neumático. En el caso de los interruptores de nivel DATASTAT de cámara bridada se pueden utilizar dos estaciones de control y diferencial ajustable, dependiendo esto, de la longitud de la cámara; para cambiar los puntos de actuación únicamente se deben relocalizar los topes de la varilla que soporta al desplazador.

Niveles Electrónicos.

El funcionamiento corresponde a una señal de alta frecuencia, que pasa atravez de una ventana del sensor y la cual al ser cubierta por el fluido a controlar amplifica una señal que hace ope rar a los relevadores o a las señales de salida correspondientes.

6.3.7.2 Métodos de calibración y ajustes. Para un transmisor de presión diferencial.

Con la siguiente explicación podemos tener una vista clara de este método. Para calibrar el transmisor por la toma de alta presión se coloca la señal de presión para el rango de 100%, estando la toma de baja presión al aire libre, se acciona el ajuste del span hasta leer 20mA en un multímetro, para calibrar el cero 0% debe haber presiones iguales en las tomas de alta y baja presión del transmisor, se acciona el ajuste hasta que en el multímetro se logre una lectura de 4ma esto se aplica comúnmente en los transmisores analógicos electrónicos con columna humeda y del mismo producto a medir.

Es necesario calibrar el span al 100% y esto se logra si se igualan las presiones

cerrando las tomas de alta y baja presión y abriendo la válvula igualadora entonces la lectura del instrumento debe ser el valor de 100% 20mA.








Es importante calibrar el cero y esto se logra si se cierran las tomas que van al tanque y

se quitan los tapones inmediatamente después se cierra la válvula igualadora del transmisor y las tomas de baja y alta presión se abren, la lectura del multímetro deberá ser de 4ma y corresponde al 0%. Se debe tener mucho cuidado de no vaciar totalmente las tuberías.


6.3.9 Ejercicios de cálculos para Fosas Tanques y otros recipientes. 6.3.9.1 Recipientes elevados. 6.3.9.2 Recipientes al ras. 6.3.9.3 Recipientes subterráneos.

6.3.10 Aplicaciones Aspectos y Medidas de Seguridad.

6.3.10.1 Aspectos de Seguridad.

• Consumo de recursos naturales. • Consumo de materiales. • Emisiones atmosféricas. • Residuos sólidos. • Contaminantes del Suelo y Aguas Subterráneas

6.3.10.2 Aplicaciones en el área de trabajo. Es importante recordar que las actividades que se realizan en los trabajos

correspondientes a este tema sean aplicados en base a:

• Procedimientos. • AST. • Manuales. • El Reglamento de Seguridad e Higiene. • Estándares. • Recomendaciones del superior o el personal experto. • Buenas prácticas (literatura, videos, cursos, difusiones, pláticas).








Con el fin de que el trabajo este realizado de principio hasta el termino de manera segura, para los que participen, y lo que esta en el entorno (las instalaciones, el medio ambiente, y la comunidad) no resulte alterado por algún incidente o accidente.


Ejercicios y Prácticas del Programa



40 Hrs. Nivel 3 06 Módulo: Variables de proceso Categoría: Operario Segunda



105

Participante Práctica Nº

Fecha 00 00 0000 Evaluación Grupo Ejercicio Nº

Día Mes Año Duración Nombre de la Práctica:

Objetivo: Lugar Donde se Realiza

Objetivos Específicos

Material a Utilizar

Análisis General de la Práctica.

Desarrollo.

Conclusiones


Sistema de Evaluación del Módulo


Especialidad: Mantenimiento de Instrumentos Tiempo de

Realización 40 Hrs. Nivel 3

06 Módulo: Variables de Procesos Categoría: Operario de segunda



106

FORMATO PARA SELECCIONAR TÉCNICAS E INSTRUMENTOS DE EVALUACIÓN

ORGANISMO CENTRO DE TRABAJO ESPECIALIDAD PUESTO/CATEGORÍA UNIDAD DE COMPETENCIA LABORAL

CONTENIDO DE EVALUACIÓN

Campo No. 1 Clave

Campo No.- 2 Evidencias por: Desempeño ED Producto EP Conocimiento EC Actitud EA

Campo No. 3 Criterios de Desempeño

Campo No. 4 Campo de Aplicación

Campo No. 5

Técnica de Evaluación

Campo No. 6

Instrumento de Evaluación

Evidencia de desempeño Se da una descripción detallada de las variables de proceso para los equipos que operan. Evidencia por Producto Reconocimiento de las variables de proceso Evidencia por Conocimiento Conocer características de las variables de proceso para saber utilizar las adecuadas Conocer normas de seguridad Evidencia de Actitud Se utilizan variables de proceso adecuadas para trabajar con seguridad


Normas que aplican en lo General



40 Hrs. Nivel 3 06 Módulo: Variables de Proceso Categoría: Operario de Segunda



107

La ISA ha desarrollado los siguientes estándares avalados algunos de ellos por ANSI o la IEC, los que se aplican alrededor del mundo y pueden ser consultados o adquiridos en las oficinas de la ISA México.

1. ISA-RP2.1-1978 - Mesas de Manómetro

2. ANSI/ISA-S5.1-1984 (R1992) - Instrumentación Símbolos e Identificación

3. ANSI/ISA-S5.2-1976 (R1992) - la Lógica Binaria diagrama para Operaciones de Proceso

4. ISA-S5.3-1983 - Símbolos Gráficos para el Control Distribuido/ Instrumentación Compartida de Exhibición, Sistemas de Computadora y Lógica

5. ANSI/ISA-S5.4-1991 - el Instrumento Enlaza Diagramas

6. ANSI/ISA-S5.5-1985 - Símbolos Gráficos para el Proceso Muestra

7. ANSI/ISA-S7.0.01-1996 - Calidad de Norma para el Instrumento Ventila

8. ISA-S12.0.01-1998 (IEC 79-0 Mod) - Aparato Eléctrico para el Uso en la Clase Yo, Zonifica 0 & 1Hazardous (Secreto) Requerimientos Generales de Ubicaciones

9. ISA-S12.1-1991 - Definiciones y la Información que Pertenece a Instrumentos Eléctricos en Peligrosos (Secretos) Ubicaciones

10. ISA-TR12.2-1995 - la Evaluación de Sistema Intrínsecamente Seguro que Usa el Concepto de Entidad

11. ISA-RP12.2.02-1996 - Recomendaciones para la Preparación, Contenido, y la Organización de Seguridad Intrínseca Controla Dibujos

12. ISA-RP12.4-1996 - Anexos Presurizados

13. ANSI/ISA-RP12.6-1995 - las Prácticas de Cableado para Peligroso (Secreto) Instrumentación de Ubicaciones Separan 1: La Seguridad Intrínseca

14. ANSI/ISA-S12.10-1988 - Clasificación de Area en Peligrosa (Secreta) Ubicaciones de Polvo








108

15. ANSI/ISA-S12.12-1994 - Nonincendive Equipo Eléctrico para el Uso en la Clase Yo e II, División 2 y Clase III, Divisiones 1 y 2 Peligrosas (Secretas) Ubicaciones

16. ISA-S12.13, Separa I-1995 - Requerimientos de Desempeño, Detectores Combustibles de Gas

17. ISA-RP12.13, Parte II - 1987 - Instalación, Operación, y Mantenimiento de Combustible Instrumentos de Detección de Gas

18. ISA-S12.16.01-1998 (IEC 79-7 Mod) - Aparato Eléctrico para el Uso en la Clase Yo, Zonifico 1 Peligroso (Secreto) las Ubicaciones Escriben de Protección - Seguridad Aumentada "e"

19. ISA-S12.22.01-1998 (IEC 79-1 Mod) - Aparato Eléctrico para el Uso en la Clase Yo, Zonifico 1 Peligroso (Secreto) las Ubicaciones Escriben de Protección - Flameproof "d"

20. ISA-S12.23.01-1998 (IEC 79-18 Mod) - Aparato Eléctrico para el Uso en la Clase Yo, Zonifico 1 Peligroso (Secreto) las Ubicaciones Escriben de Protección - Encapsulation "m"

21. ISA-RP12.24.01-1998 (IEC 79-10 Mod) - la Práctica Recomendada para la Clasificación de Ubicaciones para Instalaciones Eléctricas Clasificó como Clase Yo, Zonifico 0, Zonifico 1, o Zonifico 2

22. ISA-S12.25.01-1998 (IEC 79-5 Mod) - Aparato Eléctrico para el Uso en la Clase Yo, Zonifico 1 Peligroso (Secreto) Ubicaciones: El tipo de Protección - el Polvo Llenando "q".

23. ISA-S12.26.01-1998 (IEC 79-6 Mod) - Aparato Eléctrico para el Uso en la Clase Yo, Zonifico 1 Peligroso (Secreto) las Ubicaciones Escriben de Protección - Petróleo - Inmersión "o"

24. ISA-RP16.1,2,3-1959 - Terminología, Dimensiones y la Seguridad Practica para Metros Indicadores de Area Variable (Rotameters) - RP16.1 Caño de Vaso, RP16.2 Caño de Metal, RP16.3 de Extensión - Caño de Vaso de Tipo

25. ISA-RP16.4-1960 - Nomenclatura y la Terminología para la Extensión - Escribe Area Variable Mide (Rotameters)

26. ISA-RP16.5-1961 - Instalación, Operación, e Instrucciones de Mantenimiento para el Vaso la Area Variable de Caño Mide (Rotameters)








109

27. ISA-RP16.6-1961 - Métodos y Equipo para la Calibración de Area Variable Mide (Rotameters)

28. ANSI/ISA-S18.1-1979 (R1992) - Annunciator de Sucesiones y Especificaciones

29. ISA-S20-1981 - la Especificación Forma para la Medida de Proceso y Controla Instrumentos, los Elementos Primarios y Controlan Válvulas

30. ISA-S26-1968 - la Respuesta Dinámica que Prueba de Instrumentación de Control de Proceso

31. ISA-RP31.1-1977 - Especificación, Instalación y Calibración de Turbina Flowmeters

32. ISA-S37.1-1975 (R1982) - Eléctrico Terminología y Nomenclatura de Transductor (Anteriormente ANSI MC6.1-1975)

33. ISA-RP37.2-1982 (R1995) - Orienta para Especificaciones y Pruebas para Piezoelectric Transductores de Aceleración para la Prueba Aeroespacial

34. ISA-S37.3-1982 (R1995) - Especificaciones y las Pruebas para la Tensión Empeñan Transductores de Presión

35. ISA-S37.5-1982 (R1995) - Especificaciones y las Pruebas para la Tensión Empeñan Transductores Lineales de Aceleración

36. ISA-S37.6-1982 (R1995) - Especificaciones y las Pruebas para Potentiometric Presionan Transductores

37. ISA-S37.8-1982 (R1995) - Especificaciones y las Pruebas para la Tensión Empeñan Transductores de Fuerza

38. ISA-S37.10-1982 (R1995) - Especificaciones y las Pruebas para Piezoelectric Presionan y Suenan - Presión de Transductores

39. ISA-S37.12-1982 (R1995) - Especificaciones y Pruebas para Potentiometric Transductores de Desalojamiento

40. ISA-RP42.1-1992 - Nomenclatura para el Caño de Instrumento Adapta

41. ANSI/ISA-S50.02, Separa 2-1992 - Fieldbus de Norma para el Uso en Sistemas Industriales de Control Separa 2: La Especificación Física de Capa y Atiende de Definición








110

42. ANSI/ISA-S50.02, Separa 3-1997 - Fieldbus de Norma para el Uso en Sistemas Industriales de Control Separa 3: Los Datos Vinculan Servicio de Definición

43. ANSI/ISA-S50.02, Separa 4-1997 - Fieldbus de Norma para el Uso en Sistemas Industriales de Control Separa 4: Los Datos Vinculan Especificación Protocolar

44. ANSI/ISA-S50.1-1982 (R1992) - Compatibilidad de Señales Analógicas para Instrumentos Electrónicos de Proceso Industrial

45. ANSI/ISA-S51.1-1979 (R1993) - Procesa Terminología de Instrumentación

46. ISA-RP52.1-1975 - Ambientes Recomendados para Laboratorios de Normas

47. ISA-RP55.1-1975 (R1983) - la Quincallería que Prueba de Computadoras Digitales de Proceso

48. ISA-RP60.1-1990 - Controla Instalaciones de Centro

49. ISA-RP60.2-1995 - Controla Centro Terminología y Guía de Diseño

50. ISA-RP60.3-1985 - el Humano que Diseña para Centros de Control

51. ISA-RP60.4-1990 - Documentación para Centros de Control

52. ISA-RP60.6-1984 - Nameplates, Etiqueta, y Etiqueta para Centros de Control

53. ISA-RP60.8-1978 - Guía Eléctrica para Centros de Control

54. ISA-RP60.9-1981 - Guía de Cañería para Centros de Control

55. ISA-RP60.11-1991 - Embalando, Embarcando y Manejando para Centros de Control

56. ANSI/ISA-S67.01-1994 - Instalación de Transmisor y Transductor para Aplicaciones Nucleares de Seguridad

57. ANSI/ISA-S67.02.01-1996 - Seguridad Nuclear - el Conexo Instrumento que Siente Tubería y Cañería de Línea Norma para el Uso en Plantas Nucleares de Poder

58. ISA-S67.03-1982 - Norma para la Agua Liviana Presión Refrigerante de Reactor el Linde Escapa Detección








111

59. ANSI/ISA-S67.04, Separa I-1994 - Setpoints para la Seguridad Nuclear - Conexa Instrumentación

60. ISA-RP67.04, Separa II - 1994 - Metodologías para la Determinación de Setpoints para la Seguridad Nuclear - Conexa Instrumentación

61. ANSI/ISA-TR67.04.08-1996 - Setpoints para Sequenced de Acciones

62. ISA-S67.06-1984 - el Tiempo de Respuesta que Prueba de Seguridad Nuclear - Conexo Instrumento Canaliza en Plantas Nucleares de Poder

63. ANSI/ISA-S67.10-1994 - Prueba - Línea Norma de Tubería y Cañería para el Uso en Plantas Nucleares de Poder

64. ANSI/ISA-S67.14-1994 - Requisitos y la Adveración de Instrumentación y Controla Técnicos en Instalaciones Nucleares

65. ANSI/ISA-S71.01-1985 - Condiciones Ambientales para la Medida de Proceso y Controla Sistemas: La temperatura y Humedad

66. ISA-S71.02-1991 - Condiciones Ambientales para la Medida de Proceso y Controla Sistemas: Energice

67. ANSI/ISA-S71.03-1995 - Condiciones Ambientales para la Medida de Proceso y Controla Sistemas: Las Influencias Mecánicas

68. ANSI/ISA-S71.04-1985 - Condiciones Ambientales para la Medida de Proceso y Controla Sistemas: Contaminants Aerotransportado

69. ISA-S72.01-1985 - PROWAY-LAN Carretera Industrial de Datos

70. ANSI/ISA-S72.02-1993 - Especificación de Mensaje de Fabricación: La Norma de Compañero para el Proceso Controla (Idéntica a ISO/IEC 9506-6)

71. ISA-RP74.01-1984 - Aplicación e Instalación de Continuo - Cinturón Weighbridge Escama

72. ISA-S75.01-1985 (R1995) - Ecuaciones de Corriente para Clasificar Válvulas de Control

73. ANSI/ISA-S75.02-1996 - Controla Procedimientos de Prueba de Capacidad de Válvula








112

74. ISA-S75.03-1992 - Dimensiones cara a cara para Flanged el Integral Globo - Diseña Cuerpos de Válvula de Control (ANSI Clases 125, 150, 250, 300, y 600)

75. ANSI/ISA-S75.04-1995 - las Dimensiones cara a cara para Flangeless Controlan Válvulas (ANSI Clases 150, 300 y 600)

76. ISA-TR75.04.01-1998 - Controla Estabilidad de Posición de Válvula

77. ANSI/ISA-S75.05-1983 - Controla Terminología de Válvula

78. ISA-S75.07-1997 - la Medida de Laboratorio de Ruido Aerodinámico Generada por Válvulas de Control

79. ISA-S75.08-1985 (R1996) - las Dimensiones cara a cara Instaladas para Flanged Sujetan o Pellizcan Válvulas

80. ISA-S75.11-1985 (R1997) - Característica Inherente de Corriente y Rangeability de Válvulas de Control

81. ANSI/ISA-S75.12-1993 - las Dimensiones cara a cara para el Enchufe Soldan - el Fin y Atornillado - Fin el Globo - Diseña Válvulas de Control (ANSI Clases 150, 300, 600, 900, 1500, y 2500)

82. ISA-S75.13-1996 - Método de Evaluar el Desempeño de Positioners con el Aporte Analógico Señaliza y Rendimiento Neumático

83. ANSI/ISA-S75.14-1993 - las Dimensiones cara a cara para Buttweld - Terminan Globo - Diseña Válvulas de Control (ANSI Clase 4500)

84. ANSI/ISA-S75.15-1994 - las Dimensiones cara a cara para Buttweld - Terminan Globo - Diseña Válvulas de Control (ANSI Clases 150, 300, 600, 900, 1500 y 2500)

85. ANSI/ISA-S75.16-1994 - Dimensiones cara a cara para Flanged el Globo - Diseña Cuerpos de Válvula de Control (ANSI Clases 900, 1500 y 2500)

86. ANSI/ISA-S75.17-1989 - Controla Ruido Aerodinámico de Válvula Prognóstico

87. ANSI/ISA-S75.19-1995 - Prueba Hidrostática de Válvulas de Control

88. ANSI/ISA-S75.20-1991 - Dimensiones cara a cara para Flanged el Separable Globo - Diseña Válvulas de Control (ANSI Clases 150, 300, y 600)








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89. ISA-RP75.21-1989 (R1996) - Procesa Presentación de Datos para Válvulas de Control

90. ISA-S75.22-1992 (R1996) - Encara - a - Centerline de Dimensiones para Flanged el Globo - Diseña Angular Cuerpos de Válvula de Control (ANSI Clases 150, 300, y 600)

91. ISA-RP75.23-1995 - Consideraciones para Evaluar Válvula de Control Cavitation

92. ISA-RP76.0.01-1998 - Analizador Aceptación e Inspección de Sistema

93. ANSI/ISA-S77.20-1993 - el combustible basado en petróleo Energiza Simuladores de Planta - Requerimientos Funcionales

94. ISA-S77.41-1992 - el combustible basado en petróleo Energiza Controles de Combustión de Caldera de Planta

95. ANSI/ISA-S77.42-1987 - el combustible basado en petróleo Planta Feedwater el Sistema de Control - Tamborilea Tipo

96. ANSI/ISA-S77.43-1994 - el combustible basado en petróleo Energiza la Unidad de Planta/Planta el que Desarrollo de Demanda (Tamborilee - Tipo)

97. ANSI/ISA-S77.44-1995 - el combustible basado en petróleo Planta el Sistema de Control de Temperatura de Vapor - Tamborilea Tipo

98. ISA-TR77.60.04-1996 - el combustible basado en petróleo Energiza Planta Humano - Máquina de Interfase - CRT de Exhibiciones

99. ANSI/ISA-S77.70-1994 - el combustible basado en petróleo Energiza Planta el Instrumento que Entuba Instalación

100. ANSI/ISA-TR77.81.05-1995 - Interfases Estándards de Software para CEMS la Exactitud Relativa Prueba Datos de Revisación

101. ANSI/ISA-S82.01-1994 - la Norma de Seguridad para la Prueba Eléctrica y Electrónica, Midiendo, Controlando, y Relacionando Equipo - Requerimientos Generales ( Norma Armonizada a IEC de Publicación 1010-1)

102. ANSI/ISA-S82.02.02-1996 (IEC 1010-2-031) - los Requerimientos de Seguridad para el Equipo Eléctrico para la Medida, Controlan, y el Laboratorio Usa (Idéntico a IEC 1010-2-031: Los Requerimientos Particulares para las Asambleas apretadas de mano de Sonda para la Medida Eléctrica y Prueban)








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103. ANSI/ISA-S82.02.04-1996 (IEC 1010-2-032) - los Requerimientos de Seguridad para el Equipo Eléctrico para la Medida, Controlan, y el Laboratorio Usa (Idéntico a IEC 1010-2-032: Los Requerimientos Particulares para Grapas Actuales apretadas de mano para la Medida Eléctrica y Prueban)

104. ANSI/ISA-S82.03-1988 - la Norma de Seguridad para la Prueba Eléctrica y Electrónica, Midiendo, Controlando, y Relacionando Equipo ( Medida de Proceso Electrónico y Eléctrico y Equipo de Control) ( Enmienda Parcial y Redesignation de ANSI C39.5-1974)

105. ANSI/ISA-S84.01-1996 - Aplicación de Seguridad Instrumented de Sistemas para las Industrias de Proceso YO ANSI/ISA-S88.01-1995 - el Lote Controla Parte 1: Modela y Terminología YO ISA -TR88.0.03-1996 - Posible Presentación de Procedimiento de Receta Formatos

106. ANSI/ISA-S91.01-1995 - Identificación de Emergencia Controles y Sistemas de Paro Que Son Críticos para Mantener Seguridad en proceso las Industrias

107. ISA-S92.0.01, Separa I-1998 - Requerimientos de Desempeño para el Gas Tóxico - Detección de Instrumentos: El Hidrógeno Sulfide (Reemplaza ISA-S12.15, Parte I-1990) V ISA-RP92.0.02, Separa II - 1998 - Instalación, Operaciones, y Mantenimiento de Tóxico Instrumentos de Detección de Gas: El Hidrógeno Sulfide (Reemplaza ISA-RP12.15, Separa II - 1990)

108. ANSI/ISA-S92.02.01, Separa I-1998 - Requerimientos de Desempeño para Instrumentos de Detección de Monóxido de Carbón (50-1000 ppm Escala Llena)

109. ISA-RP92.02.02, Separa II - 1998 - Instalación, Operación, y Mantenimiento de Instrumentos de Detección de Monóxido de Carbón (50-1000 ppm Escala Llena)

110. ISA-S92.03.01-1998 - Requerimientos de Desempeño para Instrumentos de Detección de Amoníaco (25-500 ppm)

111. ANSI/ISA-S92.04.01, Parte I-1996 - los Requerimientos de Desempeño para Instrumentos Usaron para Detectar Oxígeno - Deficiente/Oxígeno - Enriquecidas Atmósferas

112. ISA-RP92.04.02, Separa II - 1996 - Instalación, Operación, y el Mantenimiento de Instrumentos usó para Detectar Oxígeno - Deficiente/Oxígeno - Enriquecidas Atmósferas








115

113. ISA-S92.06.01-1998 - Requerimientos de Desempeño para Instrumentos de Detección de Cloro (0.5-30 ppm Escala Llena)

114. ISA-MC96.1-1982 - Medida de Temperatura Thermocouples

NORMAS ISA

ISA-RP2.1-1978 - Manometer Tables

ISA-5.1-1984 (R1992) - Instrumentation Symbols and Identification (Formerly ANSI/ISA-5.1-1984. [R1992])

ISA-5.2-1976 (R1992) - Binary Logic Diagrams for Process Operations (Formerly ANSI/ISA-5.2- 1976 [R1992])

ISA-5.3-1983 - Graphic Symbols for Distributed Control/Shared Display Instrumentation, Logic and Computer Systems

ISA-5.4-1991 - Instrument Loop Diagrams (Formerly ANSI/ISA-5.4-1991)

ISA-5.5-1985 - Graphic Symbols for Process Displays

ANSI/ISA-12.00.01-2002 (IEC 60079-0 Mod) - Electrical Apparatus for Use in Class I, Zones 0, 1 & 2 Hazardous (Classified) Locations - General Requirements

ANSI/ISA-12.01.01-1999 - Definitions and Information Pertaining to Electrical Instruments in Hazardous (Classified) Locations

ANSI/ISA-12.02.01-2002 (IEC 60079-11 Mod) - Electrical Apparatus for Use in Class I, Zones 0, 1, & 2 Hazardous (Classified) Locations - Intrinsic Safety “i”

ISA-TR12.2-1995 - Intrinsically Safe System Assessment Using the Entity Concept

ISA-RP12.2.02-1996 - Recommendations for the Preparation, Content, and Organization of Intrinsic Safety Control Drawings

ANSI/ISA-12.04.01-2003 (IEC 60079-2 Mod) - Electrical Apparatus for Explosive Gas Atmospheres Part 2 Pressurized Enclosures “p”

ISA-RP12.4-1996 - Pressurized Enclosures

ANSI/ISA-RP12.06.01-2003 - Recommended Practice for Wiring Methods for Hazardous (Classified) Locations Instrumentation Part 1: Intrinsic Safety (Formerly ANSI/ISA-RP12.06.01-1995 [R2002])

ANSI/ISA-TR12.06.01-1999 - Electrical Equipment in a Class I, Division 2/Zone 2 Hazardous Location

ISA-12.10-1988 - Area Classification in Hazardous (Classified) Dust Locations








116

ANSI/ISA-12.12.01-2000 - Nonincendive Electrical Equipment for Use in Class I and II, Division 2 and Class III, Divisions 1 and 2 Hazardous (Classified) Locations

ANSI/ISA-12.12.02-2003 (IEC 60079-15-1987) - Electrical Apparatus for Use in Class I, Zone 2 Hazardous (Classified) Locations - Type of Protection “n”

ISA-RP12.12.03-2002 - Recommended Practice for Portable Electronic Products Suitable for Use in Class I and II, Division 2, Class I Zone 2 and Class III, Division 1 and 2 Hazardous (Classified) Locations

ANSI/ISA-12.13.01-2003 (IEC 61779-1 through 5 Mod) - Performance Requirements for Combustible Gas Detectors

NORMAS MEXICANAS DE MEDICIÓN Norma Oficial Mexicana NOM-038-SCFI-1994, Instrumentos de medición

NOM-005-SCFI-1994 Instrumentos de medición - Sistemas para medición y despacho de gasolina y otros combustibles líquidos.

NOM-008-SCFI-2002 Sistema General de Unidades de Medida. NOM-010-SCFI-1994 Instrumentos de medición - Instrumentos para pesar de

funcionamiento no automático - Requisitos técnicos y metrológicos NOM-011-SCFI-2004 Instrumentos de medición - Termómetros de líquido en vidrio para

uso general - Especificaciones y métodos de prueba NOM-012-SCFI-1994 Medición de flujo de agua en conductos cerrados de sistemas

hidráulicos - Medidores para agua potable fría - Especificaciones NOM-013-SCFI-2004 Instrumentos de medición - Manómetros con elemento elástico -

Especificaciones y métodos de prueba NOM-014-SCFI-1997 Medidores de desplazamiento positivo tipo diafragma para gas

natural o LP. Con capacidad máxima de 16 m3/h con caída de presión máxima de 200 Pa (20,40 mm de columna de agua)

NOM-038-SCFI-2000 Pesas de clases de exactitud E1, E2, F1, F2, M1, M2 y M3.

NOM-041-SCFI-1997 Instrumentos de medición - Medidas volumétricas metálicas cilíndricas para líquidos de 25 ml hasta 10 L.

NOM-042-SCFI-1997 Instrumentos de medición - Medidas volumétricas metálicas con cuello graduado para líquidos con capacidades de 5 L, 10 L y 20 L

NOM-044-SCFI-1999 Instrumentos de medición - Watthorímetros electromecánicos - Definiciones, características y métodos de prueba

NOM-045-SCFI-2000 Instrumentos de medición - Manómetros para extintores NOM-048-SCFI-1997 Instrumentos de medición - Relojes registradores de tiempo -

Alimentados con diferentes fuentes de energía.








117

NOM-127-SCFI-1999 Instrumentos de medición - Medidores multifunción para sistemas eléctricos - Especificaciones y métodos de prueba

Normas Oficiales Mexicanas de Emergencia en materia de Metrología

NOM-EM-011-SCFI-2004

Instrumentos de medición - Sistema para medición y despacho de gasolina y otros combustibles líquidos - Especificaciones, métodos de prueba y de verificación.

PROY-NOM-005-SCFI-2004

La presente Norma se complementa con las siguientes normas vigentes: NOM-008-SCFI Sistema General de Unidades de Medida. NOTA: La clase de exactitud media M2 establecida para las pesas a que se refiere la presente Norma, no está incluida en la Norma Oficial Mexicana NOM-039-SCFI vigente

NMX-AA-40 Clasificación de ruidos

NMX-AA-41 Determinación del nivel sonoro emitido por biciclos y triciclos motorizados

NMX-AA-59 Sonómetros de precisión

NMX-I-101/4 Terminología empleada en electroacústica

NOM-008-SCFI Sistema general de unidades de medida

NOM-082-ECOL-1994 Que establece los límites máximos permisibles de emisión de ruido de las motocicletas y triciclos motorizados nuevos en planta y su método de medición.

MANUAL DE NORMAS JIS SOBRE INSTRUMENTOS DE MEDICIÓN Las normas que contiene son: JIS B 7506-1989 Bloques Patrón

JIS B 7507-1993 Calibrador con Vernier, con Carátula y Digital

JIS B 7517-1993 Medidor de Alturas con Vernier, con Carátula y Digital

JIS B 7502-1994 Micrómetros

JIS B 7544-1981 Micrómetros de Profundidad

JIS B 7503-1997 Indicadores de Carátula

JIS B 7533-1990 Indicadores de Control tipo Pestaña (tipo Palanca)

JIS B 7515-1982 Medidores de Agujeros

JIS B 0601-1982 Definiciones y Designación de la Rugosidad Superficial

JIS B 7184-1999 Proyectores de Perfiles

JIS B 7540-1972 Bloques en "V"

JIS B 7513-1992 Superficies Planas de Referencia

JIS B 7512-1993 Cintas de Acero para Medición

JIS B 7153-1995 Microscopios de Medición

JIS B 7516-1987 Reglas Metálicas








118


Glosario de Términos Tecnológicos






118

C Cr factor de flujo critico

C COURSE Ajuste Grueso.

F F.S. Rango máximo es un rango de valores, el valor mínimo debe ser menor o igual valor al máximo del rango.

F FINE Ajuste fino.

F FUNCTION Función es

F FUSED Fusible: Aparato cuyo cometido es el de interrumpir el circuito en

el que está intercalado, por fusión de uno de sus elementos,

cuando la intensidad que recorre el elemento sobrepasa, durante

un tiempo determinado, un cierto valor.

I INPUT Señal de Entrada: sistema de entrada de informacion

I IONIZACION ELECTRICA DEL AIRE

Se aplica este término a las moléculas del aire que contienen pequeñas cargas eléctricas (positivas o negativas), fenómeno que se da normalmente en el aire que respiramos. Tales moléculas cargadas de electricidad se llaman IONES. Hay pues iones positivos y negativos, y están naturalmente en una proporción de cinco a cuatro en una atmósfera equilibrada. En las ciudades hay un exceso de iones positivos, mientras que en el campo y en las sierras abundan los negativos.

K K, coeficiente de recuperación de la válvula depende del tipo de válvula y también es un resultado de las pruebas de flujo.

M MEASURE Medición: Es asignar números o símbolos para poder clasificar un algo o un fenómeno. Es el resultado de la comparación cuantitativa de una variable de un fenómeno o situación con un patrón pre-establecido, el cual debe ser estable, reproducible y universalmente conocido y aceptado

M MMD Multimetro Digital: Un multímetro, a veces también denominado polímetro o tester, es un instrumento electrónico de medida que combina varias funciones en una sola unidad. Las más comunes son las de voltímetro, amperímetro y ohmetro. Es utilizado frecuentemente por personal de reparaciones en toda la gama de electrónica y electricidad.

O OL Sobrecarga: Se dice que en un circuito o instalación hay sobrecarga o está sobrecargada, cuando la suma de la potencia de los aparatos que están a él conectados, es superior a la potencia para la cual está diseñado el circuito de la instalación.

O OUTPUT

Señal de Salida: producto que resulta de la combinación de los diversos factores o inputs de produccion

P PC Presión critica del líquido, en psia: La presión crítica es una








119

característica de cualquier sustancia, que define el campo en el que ésta puede transformarse en vapor en presencia del líquido correspondiente.

P

Pv

presión de vapor del liquido, en psia: La presión de vapor o más comúnmente presión de saturación es la presión a la que a cada temperatura la fase líquida y vapor se encuentran en equilibrio dinámico; su valor es independiente de las cantidades de líquido y vapor presentes mientras existan ambas.Este fenómeno también lo presentan los sólidos; cuando un sólido pasa al estado gaseoso sin pasar por el estado liquido, proceso denominado "sublimación" o el proceso inverso llamado "deposición", también se produce una presión de vapor. En la situación de equilibrio, las fases reciben la denominación de líquido saturado y vapor saturado. Esta propiedad posee una relación inversamente proporcional con las Fuerzas de Atracción Intermoleculares, debido a que cuanto mayor sea el módulo de las mismas, mayor deberá ser la cantidad de energía entregada (ya sea en forma de calor u otra manifestación) para vencerlas y producir el cambio de estado.

P

PLASMA:

Gas normalmente muy caliente, ionizado, constituido por iones positivos y electrones en número casi igual, por lo que es eléctricamente neutro. difiere de los gases ordinarios en que es muy buen conductor de la electricidad y es afectado por los campos magnéticos; por sus características especiales se le considera como el cuarto estado de la materia. las estrellas están formadas por plasma, el cual se obtiene también en las descargas eléctricas muy fuertes a través de gases.

R RANGE Rango.

R Rc Razón de presión critica

R

RMS

Voltaje medio cuadrático: La corriente alterna y los voltajes (cuando son alternos) se expresan de forma común con su valor efectivo o RMS (Root Mean Square – raíz media cuadrática). Cuando se dice que en nuestras casas tenemos 120 voltios o 220 voltios, éstos son valores RMS o eficaces

R

RTD

Detector Termometrico de Resistencia: Cuando se usa un alambre de metal puro para la medición de temperatura , se le refiere como detector resistivo de temperatura , o RTD ( por las siglas en ingles de resistive temperature detector).

S SELFT-TEST Auto-prueba.

S SET TEMP Ajuste de temperatura.

S SET/READ Ajuste/Lectura








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S

SIMULATE

Simulación: La simulación es reproducir el ambiente, las variables (rasgos, apariencia, características, contexto) de un sistema real. Es imitar una situación del mundo real en forma matemática. La simulación constituye una técnica económica que nos permite ofrecer varios escenarios posibles de una situación y nos permite equivocarnos sin provocar efectos sobre el mundo real (por ejemplo un simulador de vuelo o conducción).

S STEP Paso.

S SOURCE Fuente: En electricidad se entiende por fuente al elemento activo que es capaz de generar una diferencia de potencial (d. d. p.) entre sus bornes o proporcionar una corriente eléctrica.

V VCA Volts de corriente alterna: es el voltaje de corriente alterna La forma de onda de la corriente alterna más comúnmente utilizada es la de una onda sinoidal, puesto que se consigue una transmisión más eficiente de la energía. Sin embargo, en ciertas aplicaciones se utilizan otras formas de onda periódicas, tales como la triangular o la cuadrada.

V VCC Volts de corriente continua: cc es Voltaje en corriente directa, por lo que en esa indicación significa que alli debes conectar el terminal positivo de la fuente en corriente directa que vayas a utilizar.


Formato de Anexos Técnicos del Módulo






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No. DE DOCUMENTO

TÍTULO FECHA DE EMISIÓN

REVISIÓNNo.

NIVEL DE RIESGO

312-42610-IT-400

Revisión, clasificación de permiso y orden de trabajo para el Departamento de Administración del Mantenimiento de Instrumentos

2004/12/28 05 BAJO

312-42610-IT-403 Mantenimiento Preventivo a Circuitos de Alarma por Alto-Bajo Nivel

2005/01/12 05 BAJO

312-42610-IT-404 Mantenimiento Preventivo a Circuitos de Alarma por Alta-Baja Presión

2005/01/24 05 BAJO

312-42610-IT-405 Mantenimiento Preventivo a Circuitos de Control

2006/06/01 06 BAJO

312-42610-IT-406

Mantenimiento Preventivo a Circuitos de Protección de los Equipos de Bombeo por Baja Presión de Lubricación

2005/02/01 05 BAJO

312-42610-IT-407 Mantenimiento Preventivo a Circuitos Lógicos de Protección

2005/02/03 05 BAJO

312-42610-IT-409 Mantenimiento Preventivo a Indicadores Locales de Nivel Tipo Cristal

2005/02/09 05 BAJO

312-42610-IT-410 Mantenimiento Preventivo a Indicadores Locales de Presión (Manómetros y Vacuómetros)

2005/02/10 05 BAJO

312-42610-IT-411

Mantenimiento Preventivo a Indicadores Locales de Temperatura (Termómetros Bimetálicos)

2005/02/02 05 BAJO

312-42610-IT-412 Mantenimiento Preventivo a los Analizadores Continuos

2005/02/03 05 BAJO

312-42610-IT-413 Mantenimiento Preventivo a Sistemas de Secado de Aire de Instrumentos

2005/02/03 05 BAJO

312-42610-IT-419 Calibración de indicadores (tablero)

2005/02/04 05 BAJO

312-42610-IT-420 Calibración de interruptores Electrónicos

2005/04/14 05 BAJO

312-42610-IT-427 Desconectado y conectado de cilindro de cloro del sistema de cloración

2005/08/01 00 MEDIO

312-42610-IT-428 Manejo de equipo contaminado con HF en plantas de Alquilación.

2005/09/01 00 ALTO

312-42610-IT-430 Descarga de CO2 por detección de humo en cuartos satélite de la Refinería

2005/10/01 00 BAJO


Formato de Anexos Técnicos del Módulo






122

312-42610-IT-431

Mantenimiento preventivo a transmisores de nivel tipo radar, marca L&J en tanques de almacenamiento (telemedición)

2005/11/01 00 BAJO

No. DE DOCUMENTO TÍTULO

FECHA DE EMISIÓN

REVISIÓNNo.

NIVEL DE RIESGO

312-42610-IT-432

Mantenimiento preventivo a transmisores de nivel tipo palpador, marca L&J en tanques de almacenamiento (telemedición.)

2005/11/15 00 BAJO

312-42610-IT-433

Mantenimiento preventivo a transmisores de nivel tipo palpador (marca Enraf Nonius) en tanques de almacenamiento (telemedición)

2005/11/15 00 BAJO

312-42610-IT-434 Mantenimiento preventivo a medidores de dispersión térmica marca FCI MODELO GF 90/92”

2006/01/02 00 BAJO

312-42610-PO-401 Programas de Mantenimiento y Calibración del Departamento de Mantenimiento de Instrumentos

2005/01/04 10 BAJO

312-42610-PO-402 Control y Calibración de Equipo de Inspección, Medición y Prueba

2005/04/04 09 BAJO

312-42610-PO-403 Control de cambios en puntos de ajuste de alarmas en el S.C.D. TXP SIEMENS

2005/09/01 00 BAJO

312-42610-PO-404 Control de By Pass de Protecciones (alarmas y disparos) en monitores Bently-Nevada 3500

2005/11/30

00 BAJO


Formato de Bibliografía y Referencias de Consulta



40 Hrs. Nivel 3 06 Módulo: Variables de Procesos Categoría: Operario Segunda



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878 páginas ISBN 9702605326 Bibliografía Electrotecnia Autor José García Trasancos Publicado en 2006 - Cengage Learning Editores - Technology & Engineering / Electronics / General ISBN 8428329214 Compendio de electrónica Autor André Fouillé Publicado en 1979 Marcombo 305 páginas ISBN 8426703607 Problemas de electrotecnia Autor Isidoro Segura Heras, Eva Teresa Serna Calvo Colaborador Eva Teresa Publicado en 2002 - Ed. Univ. Politéc. Valencia - Technology / Engineering / General 211 páginas ISBN 8497051807 Manual de instalaciones eléctricas residenciales Autor Gilberto Enríquez

Publicado en 1996 - Editorial Limusa - Technology & Engineering / Electrical 456 páginas ISBN 9681851951 Manual practico de instalaciones eléctricas Autor Gilberto Enríquez Harper Publicado en 2004 - Editorial Limusa - Technology / Electricity








127

357 páginas ISBN 968186445X ABC de las instalaciones eléctricas industriales Autor Gilberto Enríquez Harper Publicado en 2000 - Editorial Limusa - Technology & Engineering / Electrical 580 páginas ISBN 9681819357 Bibliografía: Controladores Controladores lógicos Autor Manuel Álvarez Pulido Publicado en 2004 Marcombo ISBN 8426713475 Convertidores de frecuencia, controladores de motores y SSR Autor Manuel Álvarez Pulido Publicado en 2000 - Marcombo - Technology & Engineering / Engineering (General) 160 páginas ISBN 8426712681 Microcontroladores avanzados: dsPIC Autor José María Angulo Usategui Publicado en 2006 - Cengage Learning Editores - Computers / General 768 páginas ISBN 8497323858 Bibliografía: Transmisores Instrumentación industrial Autor Antonio Creus Solé Publicado en 2005 Marcombo ISBN 8426713610








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Sistemas electrónicos de comunicaciones Autor Roy Blake Traducido por Francisco Sánchez Fregoso Publicado en 2004 Cengage Learning Editores ISBN 9706863656 Satélites de radioaficionados Autor Pablo Cruz Corona Publicado en 1994 - Marcombo - Technology & Engineering / General ISBN 8426709664 Bibliografía: Sistemas digitales Sistemas Electronicos digitales Autor Enrique Mandado Perez Publicado en 1998 Marcombo ISBN 8426711707 Tecnologías y redes de transmisión de datos Autor Enrique Herrera Pérez Publicado en 2003 Editorial Limusa 312 páginas ISBN 9681863836 Fluke catalog. Process Calibration Tools 6920 Seaway Blvd., Everett, WA USA 98203 PO Box 9090, Everett, WA USA 98206 Multímetro Digital, Marca: FLUKE, Modelo: 787. Año de Edición 1998. Proporcionado por: Laboratorio de Metrología de Petroquímica Morelos S.A. de C.V.








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Calibrador Multifunciones, Marca: FLUKE, Modelo: 702/743B. Año de Edición 1998. Proporcionado por: Laboratorio de Metrología de Petroquímica Morelos S.A. de C.V. SKF, Condition Monitoring Sistema programable para monitoreo y protección de maquinaria M800A CIA. GIRSA (Grupo industrial Rubalcava SA de CV) Pp. 1-28 Manual del fabricante BENTLY NEVADA The 3300 XL NSv™ Proximitor® Module supports most applications of the NSv™ probe, such as with 3300 and 3500 Series Machinery Protection Systems. The 170150 Dual Proximitor® Module is specifically designed for use with Bently Nevada's Mike Hanifan Applications Engineer Bently Nevada Corporation 1631 Bently Parkway South Minden, NV 89423 Phone: (775) 782-3611 Fax: 775-782-9294 Catalogo de productos garlock Garlock Sealing Technologies 1666 Division Street Palmyra, New York 14522 USA 1-315-597-4811 1-800-448-6688 Fax: 1-800-543-0598 1-315-597-3290


Formato de Informe de Resultados del Curso






130

ORGANISMO

CENTRO DE TRABAJO

ESPECIALIDAD

1. Alcance de los Objetivos 2. Valoración de los Participantes del Grupo 3. Del desempeño de las actividades 4. De las Prácticas 5. Logros del curso 6. Socialización de los participantes 7. Faltantes del Curso 8. Propuestas en el Curso 9. Instalaciones 10. Limitaciones 11. Conclusiones

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