Desarrollo de la Ingeniería de detalle en el área de...

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.


______________________

Ing. José Colina

Aprobación

Considero que el Trabajo Final titulado



ANZOÁTEGUI.

Elaborado por la ciudadana


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.


______________________

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



ANZOÁTEGUI.

presentado por la ciudadana


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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203

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



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.


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


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


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.


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


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


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


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.


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


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


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.


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.


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.


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.


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:


18

• 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.


19

• 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.


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.


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.


22

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.


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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.


24

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.


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


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.


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.


28

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


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.


30

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.


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

http://www.saabtankcontrol.com/


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)


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:


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• 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.


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


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

http://www.fi.uba.ar/


37

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


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


39

• 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


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



40

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%.

http://www.controlval.com.ve/


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.

http://www.rosemount.com/


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).


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


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.



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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.


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.


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.


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


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


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.


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

http://www.soltex.cl/


51

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


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.


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.


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.


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.


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.


57

• 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).


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


59

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


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.


61

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.


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


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


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


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.


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


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.


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.


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).


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.


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.


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).


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


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


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.


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.


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


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:


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.


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.


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®.


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.


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:


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


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).


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.


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.


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.


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.


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.


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


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.


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.


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


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.


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.


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


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:


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.


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


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,


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:


103


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.


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’’


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


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.


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


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®.


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.


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.



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.


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



Tabla 11.- Condiciones de los transmisores para el proceso de recirculación


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’’


109

- Que las válvulas motorizadas de salida y descarga a el cabezal, estén


Tabla 12.- Condiciones de las válvulas para el proceso de recirculación


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


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:


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


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.


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



Tabla 13.- Condiciones de los transmisores para el proceso de transferencia


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



112

Tabla 14.- Condiciones de las válvulas para el proceso de transferencia


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


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.


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


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.


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


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.


• Análisis Preliminar de Riesgos.


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:


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.


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


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.


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


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:


• 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.


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


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 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.


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,


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:


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:


129


• Criterios de Diseño e instrumentación


• 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


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:


• Criterios de Diseño de instrumentación


• 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


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 Bloques del Sistema

• Especificación de Cables de Instrumentación

• Diagramas de Interconexión

• Información de suplidores de instrumentos y equipos

• Información de suplidores de unidades paquete


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.


133

Recopilar la siguiente información:


• 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.


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.


• 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.).


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.


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.


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


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.


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


http://www.pdvsa.com/

http://www.fi.uba.ar/

http://www.rosemount.com/

http://www.controlval.com/

http://www.daniels.com/

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