AUTOMATIZACION 360REVISTA DIGITAL

2da

EDIC

IÓN

3 CONTENIDO

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07Pag.

15Pag.

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33Pag.

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3 EDITORIAL

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La revista Automatización 360 se ha propuesto romper los paradigmas que existen en relación a las revistas de carácter técnico que encontramos día a día en la industria, adicionando un componente dinámico que nos permite apreciar la automatización desde otro punto de vista, resumiendo las experiencias y buenas prácticas de nuestros compañeros.

En esta ocasión tengo la oportunidad de ser la editora invitada de la segunda edición de la revistaAutomatización 360, la cual nos brinda como tema central la Seguridad Funcional desde múltiples puntos de vista, pero con el objetivo común de alentar a la audiencia a trabajar por un buen diseño que haga nuestros procesos seguros. Adicionalmente en esta edición la Revista Automatización 360 quiere mostrar a sus lectores un proyecto nuevo en Colombia que me llamó mucho la atención (Automatización con Corazón), este articulo nos da la oportunidad de realizar un alto en el camino para pensar y salirnos un poco del estrés del día a día.

diferente

Equipo Trabajode

Automatización 360 es un producto de Alliance World Training

Au toma t i zac ión 360 es una rev i s ta pe r i od i ca en fo rma to d ig i t a l . Se rese rva todoslos derechos sobre e l uso de la misma y de l contenido que presenta. E l mismo, norefle ja necesar iamente la pos ic ión de la D i recc ión Ed i to r ia l . E l responsab le de losconceptos expuestos en cada artículo es la persona que lo emite.

elasco

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La revista Automatización 360 se ha propuesto romper los paradigmas que existen en relación a las revistas de carácter técnico que encontramos día a día en la industria, adicionando un componente dinámico que nos permite apreciar la automatización desde otro punto de vista, resumiendo las experiencias y buenas prácticas de nuestros compañeros.

En esta ocasión tengo la oportunidad de ser la editora invitada de la segunda edición de la revistaAutomatización 360, la cual nos brinda como tema central la Seguridad Funcional desde múltiples puntos de vista, pero con el objetivo común de alentar a la audiencia a trabajar por un buen diseño que haga nuestros procesos seguros. Adicionalmente en esta edición la Revista Automatización 360 quiere mostrar a sus lectores un proyecto nuevo en Colombia que me llamó mucho la atención (Automatización con Corazón), este articulo nos da la oportunidad de realizar un alto en el camino para pensar y salirnos un poco del estrés del día a día.

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Equipo Trabajode

Automatización 360 es un producto de Alliance World Training

Au toma t i zac ión 360 es una rev i s ta pe r i od i ca en fo rma to d ig i t a l . Se rese rva todoslos derechos sobre e l uso de la misma y de l contenido que presenta. E l mismo, norefle ja necesar iamente la pos ic ión de la D i recc ión Ed i to r ia l . E l responsab le de losconceptos expuestos en cada artículo es la persona que lo emite.

elasco

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Per�l profesional

Ingeniero Mecánico de la Universidad del Norte Colombia 1997. Especialista en Sistemas Hidráulicos – Sena Colombo-Alemán Colombia 2002. Realizó una especialización Tecnológica en Electrónica Industrial de laUniversidad de Hessen- Alemania 2003. Especialista en Gerencia de Proyectos – Universidad Piloto de Colombia 2006. Certificado en Gerencia de Proyectos PMP – Project Management Institute 2011. Ha recibido capacitación y entrenamiento en Planeación y Respuesta de Emergencia. Certificado en normas NFPA. Ha trabajado en todas las etapas de proyectos como planeación, ingenierías, montaje y puesta en marcha en empresas del Sector Petrolero y Energético. En la Actualidad se desempeña como Coord inador de Ingenierías de la Vicepresidencia Técnica y de Desarrollo en ECOPETROL S.A. Es Líder de la Mesa de Normas y Estándares Corporativos de Contra-Incendio en ECOPETROL S.A.

En la industria se ha identificado que la seguridad no ha recibido la atención que se requiere, por eso, vale la pena descubrir lo importante de estos sistemas que en definitiva son significativos para los procesos, Automatización 360 de la mano de un experto en el tema ampliará los aspectos más relevantes a tener en cuenta a la hora de implementarlos, así como sus requerimientos y dimensionamientos.

El ingeniero Antonio Manuel Jr. Collazos Gámez asegura que: la industria ha trabajado durante años de la mano de los fabricantes de equipos, en el desarrollo de los sistemas contra-incendio, pero realmente las soluciones no han sido las mejores. Según nuestro experto esto se debe a que son pocas las personas especialistas en el tema en nuestras industrias y se refleja en diseños sobre dimensionados sin análisis

costo/beneficio adecuado que permita optimizar costos y en la falta de diseños a capacidad.

Específicamente en el sector de la Industria Petrolera muy pocas empresas tienen expertos en contra incendio, con conocimientos que direccionen adecuadamente los diseños y por tal motivo en muchas visitas a instalaciones petroleras, aunque se cumple con tener un sistema contra incendio, este no es operativo o no es adecuado a los riesgos.

En Ecopetrol los sistemas contra-incendio están considerados como sistemas críticos sin embargo nunca son atendidos de esta manera. Considero que hace falta interiorizar la criticidad de estos sistemas y lo vital que son para atender un incendio en una instalación, que aunque es un riesgo muy bajo en probabilidad, normalmente la industria coloca desafortunadamente las fatalidades.

Así mismo, las empresas de clase mundial en todos los sectores industriales, especialmente en el sector petrolero, son calificadas por su tendencia a la seguridad; grado de atención al cuidado y mantenimiento de barreras de protección, como lo son los sistemas de protección contra incendios.

¿Según su experiencia, cómo ve la industria colombiana frente a los temas de seguridad funcional?

� Las actividades de Seguridad han venido adquiriendo importancia en la industria colombiana, debido principalmente a un impulso dado por requerimientos legales

Seguridad industrial

Seguridad funcional

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Per�l profesional

Ingeniero Mecánico de la Universidad del Norte Colombia 1997. Especialista en Sistemas Hidráulicos – Sena Colombo-Alemán Colombia 2002. Realizó una especialización Tecnológica en Electrónica Industrial de laUniversidad de Hessen- Alemania 2003. Especialista en Gerencia de Proyectos – Universidad Piloto de Colombia 2006. Certificado en Gerencia de Proyectos PMP – Project Management Institute 2011. Ha recibido capacitación y entrenamiento en Planeación y Respuesta de Emergencia. Certificado en normas NFPA. Ha trabajado en todas las etapas de proyectos como planeación, ingenierías, montaje y puesta en marcha en empresas del Sector Petrolero y Energético. En la Actualidad se desempeña como Coord inador de Ingenierías de la Vicepresidencia Técnica y de Desarrollo en ECOPETROL S.A. Es Líder de la Mesa de Normas y Estándares Corporativos de Contra-Incendio en ECOPETROL S.A.

En la industria se ha identificado que la seguridad no ha recibido la atención que se requiere, por eso, vale la pena descubrir lo importante de estos sistemas que en definitiva son significativos para los procesos, Automatización 360 de la mano de un experto en el tema ampliará los aspectos más relevantes a tener en cuenta a la hora de implementarlos, así como sus requerimientos y dimensionamientos.

El ingeniero Antonio Manuel Jr. Collazos Gámez asegura que: la industria ha trabajado durante años de la mano de los fabricantes de equipos, en el desarrollo de los sistemas contra-incendio, pero realmente las soluciones no han sido las mejores. Según nuestro experto esto se debe a que son pocas las personas especialistas en el tema en nuestras industrias y se refleja en diseños sobre dimensionados sin análisis

costo/beneficio adecuado que permita optimizar costos y en la falta de diseños a capacidad.

Específicamente en el sector de la Industria Petrolera muy pocas empresas tienen expertos en contra incendio, con conocimientos que direccionen adecuadamente los diseños y por tal motivo en muchas visitas a instalaciones petroleras, aunque se cumple con tener un sistema contra incendio, este no es operativo o no es adecuado a los riesgos.

En Ecopetrol los sistemas contra-incendio están considerados como sistemas críticos sin embargo nunca son atendidos de esta manera. Considero que hace falta interiorizar la criticidad de estos sistemas y lo vital que son para atender un incendio en una instalación, que aunque es un riesgo muy bajo en probabilidad, normalmente la industria coloca desafortunadamente las fatalidades.

Así mismo, las empresas de clase mundial en todos los sectores industriales, especialmente en el sector petrolero, son calificadas por su tendencia a la seguridad; grado de atención al cuidado y mantenimiento de barreras de protección, como lo son los sistemas de protección contra incendios.

¿Según su experiencia, cómo ve la industria colombiana frente a los temas de seguridad funcional?

� Las actividades de Seguridad han venido adquiriendo importancia en la industria colombiana, debido principalmente a un impulso dado por requerimientos legales

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locales e internacionales (Por ejemplo Ley 1562 de 2012, Decreto 1295 de 1994, Ley 100 a nivel nacional y OHSAS 18001 en el ámbito internacional, entre otros). Sin embargo, la velocidad con la que la industria debería adaptarse a estos requerimientos puede ser mayor, para esto se requiere el apoyo permanente de la alta dirección en las diferentes industrias, al igual que capacitar personas como autoridades competentes.

Según su experiencia, ¿cuál considera que es la razón por la cual proyectos de la industria no contemplan sistemas de seguridad?

� Principalmente la no disponibilidad de recursos económicos, humanos y logísticos. La industria petrolera y petroquímica ha implementado buenos sistemas integrales de gestión de seguridad porque hay mayor disponibilidad de recursos y porque las e x i g e n c i a s d e a s e g u r a d o r a s y reaseguradoras así lo establecen. Pero muchos otros sectores industriales no tienen ese mismo nivel de exigencia, por lo tanto no motivan la inversión en el tema de seguridad, les interesa más lo que les genera gananciaen los negocios, que la seguridad de las personas.

� La mayoría de los proyectos en la industria siempre se centran en su objeto que estará muy definido a las facilidades de producción, pero no revisan y analizan los riesgos asociados que se generan y deben tener en cuenta para los sistemas contra incendio.

¿Cuáles son los criterios más relevantes para definir si es viable o no implementar un Sistema Contra-incendios y un Sistema de Detección de Fuego y Gas en una planta?

Siempre la viabilidad de implementar un sistema contra incendio dependerá del nivel de riesgo que quiere aceptar o está en disposición de aceptar la a l ta d i recc ión, ten iendo en cuenta las consecuencias legales que ello podría acarrear si en un incendio se producen fatalidades, incapacidades permanentes o temporales, afectaciones ambientales o de infraestructura.

Los criterios más relevantes son:� Primero, el conocimiento de los riesgos

asociados con los productos y subproductos de la planta y la potencialidad de daño o afectación que tienen dichos riesgos en las personas, el medio ambiente y en los bienes cuando se materializan.

� Segundo, los procesos productivos presentes en la planta (almacenamiento, transporte o transformación de la materia) y las variables de proceso asociadas (presión, volumen, flujo, temperatura).

� Tercero, el esquema de Continuidad de Negocio establecido por la empresa. Es decir, se debe conocer cómo se verá afectada la cont inu idad de l negoc io cuando se materializa un incendio y/o explosión.

� Cuarto, los niveles de riesgo aceptado y tolerable por la empresa.

Es importante tener en cuenta que cuando un incendio y/o explosión se presenta es porque han fallado por lo menos seis (6) capas de protección en la planta (Diseño, competencias de personal, instrumentación y automatización de procesos, integridad mecánica, protecciones pasivas y activas de proceso). La séptima capa está

asociada a los s istemas de manejo de emergencias y protección contra incendios.

Para Ecopetrol por ejemplo, es obligatorio tener sistemas de agua y espuma en todas las instalaciones, sin embargo hay muy pocas donde el costo/beneficio es revaluado debido a que el volumen de producción es muy bajo, por lo que es preferible perder el activo que instalar un sistema de protección que sería más costoso que la misma instalación. Los sistemas de detección dependen del nivel de inversión y automatismo del sistema, donde se requieren sistemas semi-automáticos es obligatorio instalar F&G pero en facilidades de producción muy pequeñas donde no se asegura el proceso y es normal evidenciar fugas y der rames en la p lan ta , no es recomendable implementar estas soluciones.

¿Cuándo se habla de Sistemas Contra-incendios, también se asocian los sistemas de Detección de Fuego y Gas ?.

� NO necesariamente, esto está asociado al nivel de automatización del sistema donde un sistema manual no tiene un sistema de F&G asociado, pero un automático si lo debe tener por norma NFPA.

� No todo sistema de protección contra incendios debe tener un subsistema de detección de fuego y gas, pero todo sistema de detección de Fire & Gas en una parte de un sistema de protección contra incendios.

Los sistemas de protección contra incendios en general son:� Sistemas de protección contra incendios a

base de agua.� Sistemas a base de espuma.� Detección (Fire and Gas) y Alarma .� Sistemas a base de agente limpio.

� Extintores.� Gabinetes y accesorios.� Camiones contra incendio.� Brigadas para manejo de emergencias

¿Qué normas internacionales aplican en el diseño e implementación para cada uno?:

� Para los sistemas contra incendio las principales normas usadas son las normas NFPA, pero también se utilizan las normas UL y las hojas de dato de Factory Mutual. Adicionalmente se usan las normas API y las prácticas recomendadas de empresas del sector como EXXON Mobil, BP, Pemex, entre otras.

En la actualidad son 607 normas NFPA para protección contra incendios, las más usadas en la industria Oil and Gas son:

� NFPA 1: Código Uniforme de Incendios.� NFPA 10: Norma para extintores portátiles de

incendios.� NFPA 11: Norma para espumas de baja,

media y alta expansión.� NFPA 12: Sistemas de Extinción de Dióxido

de Carbono.� NFPA 13: Norma para la instalación de

sistemas de rociadores.� NFPA 14: Norma para la instalación de

tuberías verticales y sistemas de mangueras.� NFPA 15: Norma para sistemas fijos de agua

pulverizada.� NFPA 16: Norma para la instalación de

sistemas de rociadores agua-espuma y espuma agua pulverizada.

� NFPA 17: Norma para sistemas de extinción de químico seco.

� NFPA 20: Norma para la instalación de bombas estacionarias.

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locales e internacionales (Por ejemplo Ley 1562 de 2012, Decreto 1295 de 1994, Ley 100 a nivel nacional y OHSAS 18001 en el ámbito internacional, entre otros). Sin embargo, la velocidad con la que la industria debería adaptarse a estos requerimientos puede ser mayor, para esto se requiere el apoyo permanente de la alta dirección en las diferentes industrias, al igual que capacitar personas como autoridades competentes.

Según su experiencia, ¿cuál considera que es la razón por la cual proyectos de la industria no contemplan sistemas de seguridad?

� Principalmente la no disponibilidad de recursos económicos, humanos y logísticos. La industria petrolera y petroquímica ha implementado buenos sistemas integrales de gestión de seguridad porque hay mayor disponibilidad de recursos y porque las e x i g e n c i a s d e a s e g u r a d o r a s y reaseguradoras así lo establecen. Pero muchos otros sectores industriales no tienen ese mismo nivel de exigencia, por lo tanto no motivan la inversión en el tema de seguridad, les interesa más lo que les genera gananciaen los negocios, que la seguridad de las personas.

� La mayoría de los proyectos en la industria siempre se centran en su objeto que estará muy definido a las facilidades de producción, pero no revisan y analizan los riesgos asociados que se generan y deben tener en cuenta para los sistemas contra incendio.

¿Cuáles son los criterios más relevantes para definir si es viable o no implementar un Sistema Contra-incendios y un Sistema de Detección de Fuego y Gas en una planta?

Siempre la viabilidad de implementar un sistema contra incendio dependerá del nivel de riesgo que quiere aceptar o está en disposición de aceptar la a l ta d i recc ión, ten iendo en cuenta las consecuencias legales que ello podría acarrear si en un incendio se producen fatalidades, incapacidades permanentes o temporales, afectaciones ambientales o de infraestructura.

Los criterios más relevantes son:� Primero, el conocimiento de los riesgos

asociados con los productos y subproductos de la planta y la potencialidad de daño o afectación que tienen dichos riesgos en las personas, el medio ambiente y en los bienes cuando se materializan.

� Segundo, los procesos productivos presentes en la planta (almacenamiento, transporte o transformación de la materia) y las variables de proceso asociadas (presión, volumen, flujo, temperatura).

� Tercero, el esquema de Continuidad de Negocio establecido por la empresa. Es decir, se debe conocer cómo se verá afectada la cont inu idad de l negoc io cuando se materializa un incendio y/o explosión.

� Cuarto, los niveles de riesgo aceptado y tolerable por la empresa.

Es importante tener en cuenta que cuando un incendio y/o explosión se presenta es porque han fallado por lo menos seis (6) capas de protección en la planta (Diseño, competencias de personal, instrumentación y automatización de procesos, integridad mecánica, protecciones pasivas y activas de proceso). La séptima capa está

asociada a los s istemas de manejo de emergencias y protección contra incendios.

Para Ecopetrol por ejemplo, es obligatorio tener sistemas de agua y espuma en todas las instalaciones, sin embargo hay muy pocas donde el costo/beneficio es revaluado debido a que el volumen de producción es muy bajo, por lo que es preferible perder el activo que instalar un sistema de protección que sería más costoso que la misma instalación. Los sistemas de detección dependen del nivel de inversión y automatismo del sistema, donde se requieren sistemas semi-automáticos es obligatorio instalar F&G pero en facilidades de producción muy pequeñas donde no se asegura el proceso y es normal evidenciar fugas y der rames en la p lan ta , no es recomendable implementar estas soluciones.

¿Cuándo se habla de Sistemas Contra-incendios, también se asocian los sistemas de Detección de Fuego y Gas ?.

� NO necesariamente, esto está asociado al nivel de automatización del sistema donde un sistema manual no tiene un sistema de F&G asociado, pero un automático si lo debe tener por norma NFPA.

� No todo sistema de protección contra incendios debe tener un subsistema de detección de fuego y gas, pero todo sistema de detección de Fire & Gas en una parte de un sistema de protección contra incendios.

Los sistemas de protección contra incendios en general son:� Sistemas de protección contra incendios a

base de agua.� Sistemas a base de espuma.� Detección (Fire and Gas) y Alarma .� Sistemas a base de agente limpio.

� Extintores.� Gabinetes y accesorios.� Camiones contra incendio.� Brigadas para manejo de emergencias

¿Qué normas internacionales aplican en el diseño e implementación para cada uno?:

� Para los sistemas contra incendio las principales normas usadas son las normas NFPA, pero también se utilizan las normas UL y las hojas de dato de Factory Mutual. Adicionalmente se usan las normas API y las prácticas recomendadas de empresas del sector como EXXON Mobil, BP, Pemex, entre otras.

En la actualidad son 607 normas NFPA para protección contra incendios, las más usadas en la industria Oil and Gas son:

� NFPA 1: Código Uniforme de Incendios.� NFPA 10: Norma para extintores portátiles de

incendios.� NFPA 11: Norma para espumas de baja,

media y alta expansión.� NFPA 12: Sistemas de Extinción de Dióxido

de Carbono.� NFPA 13: Norma para la instalación de

sistemas de rociadores.� NFPA 14: Norma para la instalación de

tuberías verticales y sistemas de mangueras.� NFPA 15: Norma para sistemas fijos de agua

pulverizada.� NFPA 16: Norma para la instalación de

sistemas de rociadores agua-espuma y espuma agua pulverizada.

� NFPA 17: Norma para sistemas de extinción de químico seco.

� NFPA 20: Norma para la instalación de bombas estacionarias.

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� NFPA 24: Norma para instalación de tuberías maestras y sus accesorios.

� N F PA 2 5 : I n s p e c c i ó n , p r u e b a y mantenimiento de sistemas de protección contra incendios a base de agua.

� NFPA 31: Norma para la instalación de equipo quemador de aceite.

� NFPA 32: Norma para plantas de lavado en seco.

� NFPA 33: Norma para la aplicación en rocío (Spray) de sustancias inflamables y combustibles.

� NFPA 34: Norma para procesos de inmersión y revestimiento usando líquidos inflamables y combustibles.

� NFPA 35: Norma para la fabricación de revestimientos orgánicos.

� NFPA 36: Norma para plantas de extracción de solventes.

� NFPA 37: Norma para la instalación y uso de máquinas de combustión estacionarias y turbinas de gas.

� NFPA 45: Norma sobre protección contra incendios para laboratorios que usan químicos.

� NFPA 58: Código de Gas Licuado de Petróleo.� NFPA 70: Código Eléctrico Nacional.� NFPA 85: Código de peligros en calderas y

sistemas de protección.� NFPA 101: Código de Seguridad Humana.� NFPA 704: Sistema normalizado para la

identificación de riesgos en materiales.� NFPA 5000: Código de construcción y

seguridad en edificios.� API 12B: Tanques remachados con pernos

para almacenamiento de l íquidos de

producción.� API 12D: Tanques soldados en campo para

almacenamiento de líquidos de producción.� API 12F: Tanques soldados en taller para

almacenamiento de líquidos de producción.� API 620: Reglas recomendadas para el

diseño y construcción de grandes tanques de almacenamiento a baja presión, soldados.

� API Std 650: Tanques de acero soldados para almacenamiento de aceite.

� API Std 653: Inspección, reparación, alteración y reconstrucción de tanques atmosféricos.

� A P I S t d 2 0 0 0 : Ve n t e o d e t a n q u e s atmosféricos y de baja presión.

� API 2350: Protección contra sobrellenado para tanque de a lmacenamiento en instalaciones petroleras.

� (API 2021: Manejo de incendios en tanques atmosféricos).

¿Cuáles son los estudios de seguridad que se deben tener en cuenta dentro del diseño de un Sistema Contra-incendios y un Sistema de Detección de Fuego y Gas?:

� Análisis de Consecuencias y severidad de acuerdo con los escenarios de incendio planteados, con esto se determinan las curvas de calor radiado.

� Estudios de estimación del riesgo asociado con las sustancias involucradas con el proceso a proteger.

� Carga ocupacional de los edificios y procesos productivos a proteger.

Para los sistemas de detección de fuego y gas es importante iniciar con un estudio de clasificación de áreas para determinar cuáles de las áreas, son Clase I div. 2, esto con el fin de ubicar adecuadamente los detectores requeridos.

¿Qué se debe tener en cuenta para asegurar un buen diseño de un Sistema Contra-incendios y un Sistema de Detección de Fuego y Gas?:

� Para asegurar un buen diseño es importante acompañar todas las fases de la ingeniería con una revisión detallada de los documentos para hacer un aseguramiento efectivo. Es importante que los documentos queden alineados con los requerimientos normativos, estándares y aplicando todas las mejores prácticas de la industria.

¿De acuerdo a su experiencia cuáles considera que son las ventajas y desventajas de tener un Sistema de Detección de Fuego y Gas con topología en anillo vs topología punto a punto?

� Topología Anillo: Ventajas: Menor costo en cable, bancos de ductos, tuberías, accesorios con al punto a punto. Desventajas: Frente a una falla en el anillo se puede perder comunicación de muchos elementos mientras que en punto a punto solo se perdería la comunicación de un solo elemento.

� Topología Punto A Punto: Venta jas: comunicación con todos los elementos simultáneamente; frente a un fallo del cableado solo se perdería la comunicación del elemento asociado a él, por lo tanto es más confiable en cuanto a ruptura de lazo. Desventajas: Alto costo frente al anillo por mayor cantidad de cable, bancos de ductos, tuberías, accesorios, entre otros; los bancos de ductos al panel son más robustos por el número de señales que deben llegar al panel de control lo que afecta el costo del proyecto.

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� NFPA 24: Norma para instalación de tuberías maestras y sus accesorios.

� N F PA 2 5 : I n s p e c c i ó n , p r u e b a y mantenimiento de sistemas de protección contra incendios a base de agua.

� NFPA 31: Norma para la instalación de equipo quemador de aceite.

� NFPA 32: Norma para plantas de lavado en seco.

� NFPA 33: Norma para la aplicación en rocío (Spray) de sustancias inflamables y combustibles.

� NFPA 34: Norma para procesos de inmersión y revestimiento usando líquidos inflamables y combustibles.

� NFPA 35: Norma para la fabricación de revestimientos orgánicos.

� NFPA 36: Norma para plantas de extracción de solventes.

� NFPA 37: Norma para la instalación y uso de máquinas de combustión estacionarias y turbinas de gas.

� NFPA 45: Norma sobre protección contra incendios para laboratorios que usan químicos.

� NFPA 58: Código de Gas Licuado de Petróleo.� NFPA 70: Código Eléctrico Nacional.� NFPA 85: Código de peligros en calderas y

sistemas de protección.� NFPA 101: Código de Seguridad Humana.� NFPA 704: Sistema normalizado para la

identificación de riesgos en materiales.� NFPA 5000: Código de construcción y

seguridad en edificios.� API 12B: Tanques remachados con pernos

para almacenamiento de l íquidos de

producción.� API 12D: Tanques soldados en campo para

almacenamiento de líquidos de producción.� API 12F: Tanques soldados en taller para

almacenamiento de líquidos de producción.� API 620: Reglas recomendadas para el

diseño y construcción de grandes tanques de almacenamiento a baja presión, soldados.

� API Std 650: Tanques de acero soldados para almacenamiento de aceite.

� API Std 653: Inspección, reparación, alteración y reconstrucción de tanques atmosféricos.

� A P I S t d 2 0 0 0 : Ve n t e o d e t a n q u e s atmosféricos y de baja presión.

� API 2350: Protección contra sobrellenado para tanque de a lmacenamiento en instalaciones petroleras.

� (API 2021: Manejo de incendios en tanques atmosféricos).

¿Cuáles son los estudios de seguridad que se deben tener en cuenta dentro del diseño de un Sistema Contra-incendios y un Sistema de Detección de Fuego y Gas?:

� Análisis de Consecuencias y severidad de acuerdo con los escenarios de incendio planteados, con esto se determinan las curvas de calor radiado.

� Estudios de estimación del riesgo asociado con las sustancias involucradas con el proceso a proteger.

� Carga ocupacional de los edificios y procesos productivos a proteger.

Para los sistemas de detección de fuego y gas es importante iniciar con un estudio de clasificación de áreas para determinar cuáles de las áreas, son Clase I div. 2, esto con el fin de ubicar adecuadamente los detectores requeridos.

¿Qué se debe tener en cuenta para asegurar un buen diseño de un Sistema Contra-incendios y un Sistema de Detección de Fuego y Gas?:

� Para asegurar un buen diseño es importante acompañar todas las fases de la ingeniería con una revisión detallada de los documentos para hacer un aseguramiento efectivo. Es importante que los documentos queden alineados con los requerimientos normativos, estándares y aplicando todas las mejores prácticas de la industria.

¿De acuerdo a su experiencia cuáles considera que son las ventajas y desventajas de tener un Sistema de Detección de Fuego y Gas con topología en anillo vs topología punto a punto?

� Topología Anillo: Ventajas: Menor costo en cable, bancos de ductos, tuberías, accesorios con al punto a punto. Desventajas: Frente a una falla en el anillo se puede perder comunicación de muchos elementos mientras que en punto a punto solo se perdería la comunicación de un solo elemento.

� Topología Punto A Punto: Venta jas: comunicación con todos los elementos simultáneamente; frente a un fallo del cableado solo se perdería la comunicación del elemento asociado a él, por lo tanto es más confiable en cuanto a ruptura de lazo. Desventajas: Alto costo frente al anillo por mayor cantidad de cable, bancos de ductos, tuberías, accesorios, entre otros; los bancos de ductos al panel son más robustos por el número de señales que deben llegar al panel de control lo que afecta el costo del proyecto.

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Certi�cación CAP

Qué es la Certificación CAP?

La certificación CAP (siglas para su significado en inglés: Certified Automation Professsional), Profesional Certificado en Automatización, fue creada por la International Society of Automation, ISA, con el fin de proveer una credencial que respalde y soporte a un profesional como alguien que sabe y entiende los conocimientos en el campo de la automatización.

De acuerdo a la definición de la ISA, la certificación CAP provee una evaluación y confirmación no sesgada y objetiva de las destrezas y conocimientos de un profesional de la automatización. Igualmente, de acuerdo a la ISA, los profesionales en automatización son responsables de la dirección, definición, diseño, desar ro l lo /ap l i cac ión , imp lementac ión , documentación y soporte de sistemas, software y equipos utilizados en sistemas de control, sistemas de información de manufactura, sistemas de integración y consultoría operacional.

La certificación CAP se otorga por tres años y debe renovarse cada tres años.

Requisitos para optar por la certificación CAPLos requisitos para optar por la certificación CAP incluyen educación, experiencia y pasar un examen de conocimientos. Esto suena lógico; para sentirse un profesional de la automatización es necesario tener los conocimientos teóricos mínimos que demanda la profesión, haber estado expuesto al campo de la automatización en cualquiera de las tantas facetas que este ofrece, y demostrarlo pasando un examen. Estos requisitos no fueron inventados por capricho

simplemente para congraciarse con los profesionales de la automatización. Fueron el resultado de un estudio y análisis independiente rea l i zado por una en t idad ded icada y especializada que identificó lo que conocemos como el cuerpo del conocimiento de la automatización. Estos requisitos no solo se limitan a aquellas personas que terminaron una carrera normal en una institución avanzada acreditada, también incluye a las personas que obtuvieron un título o grado a nivel técnico de dos o tres años en una institución tecnológica acreditada.

Si usted posee un título universitario estos son los requisitos:

� Poseer un grado académico de una univers idad o inst i tución académica acreditada en un campo técnico y de tecnología que incluye ingeniería, química, física, matemática, etc.

� Experiencia relacionada al trabajo de mínimo cinco años demostrados en el campo de la automatización. Un (1) año de experiencia de trabajo significan 1500 horas de empleo activo. Se deben documentar un mínimo de 7500 horas acumuladas de experiencia de trabajo durante el periodo de cinco años antes a la fecha de solicitud del trámite de la certificación.

� Pasar el examen de Reconocimiento Asociado CAP, lo cual cuenta como un (1) año de experiencia de trabajo.

un objetivo muy conveniente

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Certi�cación CAP

Qué es la Certificación CAP?

La certificación CAP (siglas para su significado en inglés: Certified Automation Professsional), Profesional Certificado en Automatización, fue creada por la International Society of Automation, ISA, con el fin de proveer una credencial que respalde y soporte a un profesional como alguien que sabe y entiende los conocimientos en el campo de la automatización.

De acuerdo a la definición de la ISA, la certificación CAP provee una evaluación y confirmación no sesgada y objetiva de las destrezas y conocimientos de un profesional de la automatización. Igualmente, de acuerdo a la ISA, los profesionales en automatización son responsables de la dirección, definición, diseño, desar ro l lo /ap l i cac ión , imp lementac ión , documentación y soporte de sistemas, software y equipos utilizados en sistemas de control, sistemas de información de manufactura, sistemas de integración y consultoría operacional.

La certificación CAP se otorga por tres años y debe renovarse cada tres años.

Requisitos para optar por la certificación CAPLos requisitos para optar por la certificación CAP incluyen educación, experiencia y pasar un examen de conocimientos. Esto suena lógico; para sentirse un profesional de la automatización es necesario tener los conocimientos teóricos mínimos que demanda la profesión, haber estado expuesto al campo de la automatización en cualquiera de las tantas facetas que este ofrece, y demostrarlo pasando un examen. Estos requisitos no fueron inventados por capricho

simplemente para congraciarse con los profesionales de la automatización. Fueron el resultado de un estudio y análisis independiente rea l i zado por una en t idad ded icada y especializada que identificó lo que conocemos como el cuerpo del conocimiento de la automatización. Estos requisitos no solo se limitan a aquellas personas que terminaron una carrera normal en una institución avanzada acreditada, también incluye a las personas que obtuvieron un título o grado a nivel técnico de dos o tres años en una institución tecnológica acreditada.

Si usted posee un título universitario estos son los requisitos:

� Poseer un grado académico de una univers idad o inst i tución académica acreditada en un campo técnico y de tecnología que incluye ingeniería, química, física, matemática, etc.

� Experiencia relacionada al trabajo de mínimo cinco años demostrados en el campo de la automatización. Un (1) año de experiencia de trabajo significan 1500 horas de empleo activo. Se deben documentar un mínimo de 7500 horas acumuladas de experiencia de trabajo durante el periodo de cinco años antes a la fecha de solicitud del trámite de la certificación.

� Pasar el examen de Reconocimiento Asociado CAP, lo cual cuenta como un (1) año de experiencia de trabajo.

un objetivo muy conveniente

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1 7

Si usted posee un título a nivel tecnológico de 2 o 3 años en una entidad acreditada o no tiene ningún grado, estos son los requisitos:

� Tener una experiencia relacionada al trabajo de automatización de mínimo diez (años). Un (1) año de trabajo significa 1500 horas de empleo activo. Un total acumulado de 15.000 horas de experiencia de trabajo documentada es requerido durante los diez (10) años antes de la fecha de solicitud de trámite de la certificación. El grado de tecnólogo en un área relacionada con la automatización en una institución acreditada contará como dos (2) años de experiencia.

� Evidencia de un cargo de responsabilidad de mínimo dos (2) años mediante dos (2) referencias relacionadas con el trabajo. Cada referencia debe ser completada y firmada por un supervisor o alguien que está en posición de atestiguar las responsabilidades del solicitante de la certificación. Por lo menos una de las referencias debe ir firmada por el supervisor actual o un supervisor anterior. (Para encontrar una definición clara sobre un Cargo de Responsabilidad, visitar el sitio de i n t e r n e t d e l a c e r t i fi c a c i ó n C A P, www.isa.org/cap)

� Pasar el examen de Reconocimiento Asociado CAP

� Estos requisitos se encuentran claramente especificados en el sitio de internet de la ISA en www.isa.org/cap y deben revisarse continuamente pues pueden cambiar de acuerdo a los criterios establecidos por la entidad independiente ejecutora de la certificación.

Objetivos de la Certificación CAPLos objetivos de la certificación CAP son

mantener actualizadas las capacidades de los profesionales en automatización a través de experiencia, estudio, capacitación, mantenerse ac t ivo en la p ro fes ión y reconocer su competencia. Cada individuo o profesional en automatización debe cotejar estos objetivos con sus objetivos profesionales a la hora de definir si desea o no obtener este tipo de certificación. A primera vista, los objetivos generales suenan muy acertados y convenientes para cualquier profesional. A quién no le gusta que sus competencias sean certificadas y respaldadas por una entidad reconocida a nivel mundial en el campo de la automatización?

Beneficios de la Certificación CAPLos beneficios de la certificación CAP se extienden mucho más allá del individuo profesional en automatización; los beneficios cobijan también al usuario final con personal de automatización en la planta, al usuario final que contrata personal externo para servicios de automatización, a los proveedores de servicios de automatización (integradores y contratistas de ingeniería), a los proveedores de equipos y software, a la profesión y, cómo no, al país.

Beneficios para las personasSer poseedor de una certificación CAP demuestra su conocimiento, le proporciona una ventaja competitiva, significa progreso en su carrera profesional y constituye un orgullo por su logro.

Benefic ios pa ra Usua r ios F ina les con Profesionales en Automatización en la PlantaPara las plantas de proceso y las fábricas en general, la certificación motiva a los empleados a incrementar su conocimiento, se utiliza como una base pa ra l a con t ra tac ión , ascenso y entrenamiento avanzado interno. Inclusive, existen empresas que han decidido adoptar una política interna de valorar la certificación CAP. En otros casos, inclusive, se da preferencia de trabajo a aquellos candidatos poseedores de la certificación CAP. Y es indudable que es una

manera de bajo costo para estimular el conocimiento de los empleados. Además, por qué no tener la certificación CAP como parte del plan de estímulos en sus empleados?

Beneficios para Para Usuarios Finales que Contratan Servicios Externos de AutomatizaciónEs muy común para las plantas de proceso contratar servicios externos de automatización, y es importante asegurar la competencia mínima necesaria para la ejecución satisfactoria de los trabajos contratados. Estas empresas que utilizan estos servicios profesionales de automatización adquieren más ventaja cuando sus profesionales cuentan con credenciales que garantizan más conocimiento y más experiencia al ejecutar su trabajo. De hecho, ya varias empresas de proceso dicen a los contratistas que ellos dan preferencia a aquellos que orientan a su personal a tener el CAP. Otras se dan cuenta que es una manera no costosa, no obligatoria de incrementar la competencia de aquellos que realizan trabajos de automatización en sus facilidades. Y una vez más, porqué no preferir a contratistas que ya tienen CAP?

Beneficios para Para Proveedores de Servicios de Automatización (Integradores de Sistemas y Contratistas de Ingeniería)Para las compañías proveedoras de servicios de automatización, tradicionalmente conocidas como integradores de sistemas y contratistas de ingeniería, también pueden beneficiarse extensivamente de la certificación CAP. De hecho, contar con profesionales certificados CAP les proporciona un margen competitivo, además de que motiva a sus empleados a incrementar su conocimiento. Otros integradores utilizan la certificación CAP como una base para la contratación, superación y capacitación avanzada interna. Varios integradores de sistemas y compañías de ingen ier ía han dec id ido demostrarles a sus empleados que ellos valoran la certificación CAP; otros anuncian a sus clientes

el hecho de que su personal incluye profesionales certificados CAP. Hay integradores que han manifestad que la certificación CAP les ha proporcionado un margen en el mercado. Y también, por qué no si para los integradores lo único que puede es ayudar?

Beneficios para Para proveedores de Equipo y SoftwareEs siempre importante que los proveedores t e n g a n p r o f e s i o n a l e s c e r t i fi c a d o s e n automatización, más aún cuando sus clientes (usuarios finales) ya cuentan con personal certificado dentro de su fuerza de trabajo. Esto les incrementa la competencia de su personal de diseño de aplicaciones. Varios proveedores han expresado que cuando la certificación es utilizada como un prerrequisito para programas de entrenamiento avanzado y programas de certificación del cl iente sobre productos particulares, incrementa el nivel y número de los participantes. Así como los integradores y usuarios finales, los proveedores de equipos y software de automatización pueden demostrarle a sus empleados que ellos valoran el CAP. Hay proveedores que anuncian en sus boletines y publicidad que su personal clave está Certificado. Varios productores de sistemas y de software han expresado que tener personal certificado CAP puede mejorar el rendimiento de sus productos. Y de nuevo, por qué no?

Beneficios para Para la Profesión y para el PaísLa profesión de automatización de procesos es una carrera noble, imprescindible y vital en la actividad productiva. La certificación CAP identifique y define la automatización, define el conjunto del conocimiento de la automatización, ayuda a definir el alcance del gremio, incremente el nivel de actividad en el gremio y las actividades de los profesionales en el país. Personas con la certificación estarán naturalmente en contacto con la ISA y entre ellos mismos. Los poseedores de la certificación necesitan estar activos, participar de las actividades de las agremiaciones,

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Si usted posee un título a nivel tecnológico de 2 o 3 años en una entidad acreditada o no tiene ningún grado, estos son los requisitos:

� Tener una experiencia relacionada al trabajo de automatización de mínimo diez (años). Un (1) año de trabajo significa 1500 horas de empleo activo. Un total acumulado de 15.000 horas de experiencia de trabajo documentada es requerido durante los diez (10) años antes de la fecha de solicitud de trámite de la certificación. El grado de tecnólogo en un área relacionada con la automatización en una institución acreditada contará como dos (2) años de experiencia.

� Evidencia de un cargo de responsabilidad de mínimo dos (2) años mediante dos (2) referencias relacionadas con el trabajo. Cada referencia debe ser completada y firmada por un supervisor o alguien que está en posición de atestiguar las responsabilidades del solicitante de la certificación. Por lo menos una de las referencias debe ir firmada por el supervisor actual o un supervisor anterior. (Para encontrar una definición clara sobre un Cargo de Responsabilidad, visitar el sitio de i n t e r n e t d e l a c e r t i fi c a c i ó n C A P, www.isa.org/cap)

� Pasar el examen de Reconocimiento Asociado CAP

� Estos requisitos se encuentran claramente especificados en el sitio de internet de la ISA en www.isa.org/cap y deben revisarse continuamente pues pueden cambiar de acuerdo a los criterios establecidos por la entidad independiente ejecutora de la certificación.

Objetivos de la Certificación CAPLos objetivos de la certificación CAP son

mantener actualizadas las capacidades de los profesionales en automatización a través de experiencia, estudio, capacitación, mantenerse ac t ivo en la p ro fes ión y reconocer su competencia. Cada individuo o profesional en automatización debe cotejar estos objetivos con sus objetivos profesionales a la hora de definir si desea o no obtener este tipo de certificación. A primera vista, los objetivos generales suenan muy acertados y convenientes para cualquier profesional. A quién no le gusta que sus competencias sean certificadas y respaldadas por una entidad reconocida a nivel mundial en el campo de la automatización?

Beneficios de la Certificación CAPLos beneficios de la certificación CAP se extienden mucho más allá del individuo profesional en automatización; los beneficios cobijan también al usuario final con personal de automatización en la planta, al usuario final que contrata personal externo para servicios de automatización, a los proveedores de servicios de automatización (integradores y contratistas de ingeniería), a los proveedores de equipos y software, a la profesión y, cómo no, al país.

Beneficios para las personasSer poseedor de una certificación CAP demuestra su conocimiento, le proporciona una ventaja competitiva, significa progreso en su carrera profesional y constituye un orgullo por su logro.

Benefic ios pa ra Usua r ios F ina les con Profesionales en Automatización en la PlantaPara las plantas de proceso y las fábricas en general, la certificación motiva a los empleados a incrementar su conocimiento, se utiliza como una base pa ra l a con t ra tac ión , ascenso y entrenamiento avanzado interno. Inclusive, existen empresas que han decidido adoptar una política interna de valorar la certificación CAP. En otros casos, inclusive, se da preferencia de trabajo a aquellos candidatos poseedores de la certificación CAP. Y es indudable que es una

manera de bajo costo para estimular el conocimiento de los empleados. Además, por qué no tener la certificación CAP como parte del plan de estímulos en sus empleados?

Beneficios para Para Usuarios Finales que Contratan Servicios Externos de AutomatizaciónEs muy común para las plantas de proceso contratar servicios externos de automatización, y es importante asegurar la competencia mínima necesaria para la ejecución satisfactoria de los trabajos contratados. Estas empresas que utilizan estos servicios profesionales de automatización adquieren más ventaja cuando sus profesionales cuentan con credenciales que garantizan más conocimiento y más experiencia al ejecutar su trabajo. De hecho, ya varias empresas de proceso dicen a los contratistas que ellos dan preferencia a aquellos que orientan a su personal a tener el CAP. Otras se dan cuenta que es una manera no costosa, no obligatoria de incrementar la competencia de aquellos que realizan trabajos de automatización en sus facilidades. Y una vez más, porqué no preferir a contratistas que ya tienen CAP?

Beneficios para Para Proveedores de Servicios de Automatización (Integradores de Sistemas y Contratistas de Ingeniería)Para las compañías proveedoras de servicios de automatización, tradicionalmente conocidas como integradores de sistemas y contratistas de ingeniería, también pueden beneficiarse extensivamente de la certificación CAP. De hecho, contar con profesionales certificados CAP les proporciona un margen competitivo, además de que motiva a sus empleados a incrementar su conocimiento. Otros integradores utilizan la certificación CAP como una base para la contratación, superación y capacitación avanzada interna. Varios integradores de sistemas y compañías de ingen ier ía han dec id ido demostrarles a sus empleados que ellos valoran la certificación CAP; otros anuncian a sus clientes

el hecho de que su personal incluye profesionales certificados CAP. Hay integradores que han manifestad que la certificación CAP les ha proporcionado un margen en el mercado. Y también, por qué no si para los integradores lo único que puede es ayudar?

Beneficios para Para proveedores de Equipo y SoftwareEs siempre importante que los proveedores t e n g a n p r o f e s i o n a l e s c e r t i fi c a d o s e n automatización, más aún cuando sus clientes (usuarios finales) ya cuentan con personal certificado dentro de su fuerza de trabajo. Esto les incrementa la competencia de su personal de diseño de aplicaciones. Varios proveedores han expresado que cuando la certificación es utilizada como un prerrequisito para programas de entrenamiento avanzado y programas de certificación del cl iente sobre productos particulares, incrementa el nivel y número de los participantes. Así como los integradores y usuarios finales, los proveedores de equipos y software de automatización pueden demostrarle a sus empleados que ellos valoran el CAP. Hay proveedores que anuncian en sus boletines y publicidad que su personal clave está Certificado. Varios productores de sistemas y de software han expresado que tener personal certificado CAP puede mejorar el rendimiento de sus productos. Y de nuevo, por qué no?

Beneficios para Para la Profesión y para el PaísLa profesión de automatización de procesos es una carrera noble, imprescindible y vital en la actividad productiva. La certificación CAP identifique y define la automatización, define el conjunto del conocimiento de la automatización, ayuda a definir el alcance del gremio, incremente el nivel de actividad en el gremio y las actividades de los profesionales en el país. Personas con la certificación estarán naturalmente en contacto con la ISA y entre ellos mismos. Los poseedores de la certificación necesitan estar activos, participar de las actividades de las agremiaciones,

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4contribuir a la comunidad, mantenerse entrenados y en continua capacitación para los obtener los créditos requeridos para la renovación de la certificación.Todo este listado de beneficios mencionados arriba no tiene que traer más que un resultado positivo y de progreso para el país. Los profesionales de la automatización contribuyen a la productividad de sus empresas, sus clientes y, por ende, al país. Es importante, y hasta imprescindible, que existan profesionales certificados CAP en ambos lados del sector productivo, es decir en los usuarios y en los proveedores. Lo ideal es que sea mitad y mitad; de esa forma los usuarios cuentan con el conocimiento y sus proveedores tienen el respaldo de su competencia certificada en automatización.

Alcance de la Certificación CAPEl alcance de la certificación CAP está en la experiencia definida por un análisis laboral en lo que los profesionales de la automatización típicamente hacen. El análisis laboral está descrito por 6 rubros principales llamados dominios y con un total de 52 sub-rubros llamados tareas. El conocimiento está definido por lo que la ISA llama el Cuerpo de Conocimiento de Automatización y es básicamente lo que uno necesita para saber realizar el trabajo (y aprobar el examen). El cuerpo del conocimiento (y el examen) también está dividido en siete categorías de conocimiento o tópicos técnicos que aseguran que se cubra el espectro normal de conocimiento técnico que un profesional de la automatización abarca. Las preguntas del examen están escritas sobre de estos temas y se muestra en las tablas a continuación.

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4contribuir a la comunidad, mantenerse entrenados y en continua capacitación para los obtener los créditos requeridos para la renovación de la certificación.Todo este listado de beneficios mencionados arriba no tiene que traer más que un resultado positivo y de progreso para el país. Los profesionales de la automatización contribuyen a la productividad de sus empresas, sus clientes y, por ende, al país. Es importante, y hasta imprescindible, que existan profesionales certificados CAP en ambos lados del sector productivo, es decir en los usuarios y en los proveedores. Lo ideal es que sea mitad y mitad; de esa forma los usuarios cuentan con el conocimiento y sus proveedores tienen el respaldo de su competencia certificada en automatización.

Alcance de la Certificación CAPEl alcance de la certificación CAP está en la experiencia definida por un análisis laboral en lo que los profesionales de la automatización típicamente hacen. El análisis laboral está descrito por 6 rubros principales llamados dominios y con un total de 52 sub-rubros llamados tareas. El conocimiento está definido por lo que la ISA llama el Cuerpo de Conocimiento de Automatización y es básicamente lo que uno necesita para saber realizar el trabajo (y aprobar el examen). El cuerpo del conocimiento (y el examen) también está dividido en siete categorías de conocimiento o tópicos técnicos que aseguran que se cubra el espectro normal de conocimiento técnico que un profesional de la automatización abarca. Las preguntas del examen están escritas sobre de estos temas y se muestra en las tablas a continuación.

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Especificaciones del Examen CAP por Categoría Técnica % del examen # de preguntas en el examen

I. Control Continuo Básico 14% 24

II. Control Discreto Básico, Secuencial y de Manufactura 13% 23

III. Control Avanzado 9% 16

IV. Confiabilidad, Seguridad, Electricidad 13% 23

V. In tegración y Software 21% 37

VI. Implementación y Mantenimiento 16% 28

VII. Estructura de Trabajo 14% 24

TOTAL: 100% 175

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El Curso para el Examen CAPEste, curso ofrecido por la ISA, examina el conocimiento y las habilidades que son incluidas en el examen de Profesional Certificado en Automatización (CAP). El objetivo del curso es preparar al profesional en automatización para que presente el examen. El contenido del curso está basado en los dominios del análisis de trabajo, las tareas, las áreas del conocimiento y las áreas de habilidades desarrolladas como base para el examen de certificación CAP.

Los Temas que Cubre la certificación CAP

� Dispositivos de Campo: Instrumentación - Mediciones Discretas - Válvulas de Control - C o n c e p t o s C o n v e n c i o n a l e s d e Comunicación.

� Control y Simulación: Control de Procesos (PID, Regulación Avanzada, Control Avanzado, Documentación) - Control por Lotes - Control Discreto - Control de Accionamientos -$ Control de Motores y Control de Movimiento – Simulación.

� Interfaces de Operador y Administración de Alarmas

� Integración: Comunicaciones (LAN, WAN, Buses de Campo) - Integración MES - Seguridad de Redes.

� Seguridad, Confiabilidad, y Electricidad: Sistemas Instrumentados de Seguridad (SIS) - Puesta a Tierra y Ruido.

� Administración del Mantenimiento� Liderazgo en Seguimiento del Trabajo y

Proyecto: Identificación de Oportunidades y J u s t i fi c a c i ó n d e u n P r o y e c t o d e Automatización - Seguimiento del Proyecto- Procesos de Comunicación en el Grupo.

Comentarios sobre la Certificación CAPUn profesional de la automatización con más de 20 años y con varias certificaciones, entre ellas la certificación CAP, manifestó que para él las certificaciones son como pólizas de seguros, “indudablemente han ayudado a poner el pie en la puerta cuando se presentan oportunidades de trabajo. La certificación es una gran forma de medir tu competencia comparada con otros. La

certificación además es una buena demostración de nuestro deseo de medirnos a nosotros mismos”.

Richard (Dick) Caro, un famoso consultor en el área de control automático de procesos y fundador de una firma de consultoría, opina que “cuando uno está buscando trabajo como ingeniero de proceso, ingeniero de control, supervisor de instrumentación, o algo similar, tener la certificación CAP ciertamente es un valor agregado a sus credenciales… la certificación CAP es para la profesión de ingeniería de control lo que es el examen bar para los abogados. Pasar el examen es no es fácil”.

Fernando Otero es un Profesional Certificado en Automatización (CAP) de la International Society of Automation (ISA), y es un consultor Senior en el área de automatización de procesos con la firma Optimo Group Inc. en Indianapolis, USA. Fernando Otero es ingeniero químico de la Universidad Nacional de Colombia, con postgrados de maestría en la Oklahoma University y estudios de doctorado en la University of South Florida, ambos en ingeniería química con especialización en control automático de procesos físico-químicos. Fernando Otero tiene 25 años de experiencia tanto en la industria como en la capacitación y entrenamiento de personal en el área del control automático de procesos incluyendo automatización industrial. Fernando Otero es el presidente y fundador de la firma de consultoría en control automático de procesos Optimo Group Inc, en Indiana, USA.

Previamente Fernando trabajó para Ecopetrol-ICP en Colombia en el grupo de automatización durante 9 años y luego para Cornerstone Controls Inc. en USA durante 11 años como consultor en proyectos de control automático de procesos. Su experiencia incluye diseño y mejoramiento de estrategias de control y automatización de procesos, factibilidad e implementación de proyectos de control avanzado, evaluación y mejoramiento del desempeño de procesos y sistemas de control, optimización de desempeño de procesos y mejoramiento de la variabilidad de procesos, sintonización óptima y comprensiva de lazos de control y capacitación de personal.

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Especificaciones del Examen CAP por Categoría Técnica % del examen # de preguntas en el examen

I. Control Continuo Básico 14% 24

II. Control Discreto Básico, Secuencial y de Manufactura 13% 23

III. Control Avanzado 9% 16

IV. Confiabilidad, Seguridad, Electricidad 13% 23

V. In tegración y Software 21% 37

VI. Implementación y Mantenimiento 16% 28

VII. Estructura de Trabajo 14% 24

TOTAL: 100% 175

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El Curso para el Examen CAPEste, curso ofrecido por la ISA, examina el conocimiento y las habilidades que son incluidas en el examen de Profesional Certificado en Automatización (CAP). El objetivo del curso es preparar al profesional en automatización para que presente el examen. El contenido del curso está basado en los dominios del análisis de trabajo, las tareas, las áreas del conocimiento y las áreas de habilidades desarrolladas como base para el examen de certificación CAP.

Los Temas que Cubre la certificación CAP

� Dispositivos de Campo: Instrumentación - Mediciones Discretas - Válvulas de Control - C o n c e p t o s C o n v e n c i o n a l e s d e Comunicación.

� Control y Simulación: Control de Procesos (PID, Regulación Avanzada, Control Avanzado, Documentación) - Control por Lotes - Control Discreto - Control de Accionamientos -$ Control de Motores y Control de Movimiento – Simulación.

� Interfaces de Operador y Administración de Alarmas

� Integración: Comunicaciones (LAN, WAN, Buses de Campo) - Integración MES - Seguridad de Redes.

� Seguridad, Confiabilidad, y Electricidad: Sistemas Instrumentados de Seguridad (SIS) - Puesta a Tierra y Ruido.

� Administración del Mantenimiento� Liderazgo en Seguimiento del Trabajo y

Proyecto: Identificación de Oportunidades y J u s t i fi c a c i ó n d e u n P r o y e c t o d e Automatización - Seguimiento del Proyecto- Procesos de Comunicación en el Grupo.

Comentarios sobre la Certificación CAPUn profesional de la automatización con más de 20 años y con varias certificaciones, entre ellas la certificación CAP, manifestó que para él las certificaciones son como pólizas de seguros, “indudablemente han ayudado a poner el pie en la puerta cuando se presentan oportunidades de trabajo. La certificación es una gran forma de medir tu competencia comparada con otros. La

certificación además es una buena demostración de nuestro deseo de medirnos a nosotros mismos”.

Richard (Dick) Caro, un famoso consultor en el área de control automático de procesos y fundador de una firma de consultoría, opina que “cuando uno está buscando trabajo como ingeniero de proceso, ingeniero de control, supervisor de instrumentación, o algo similar, tener la certificación CAP ciertamente es un valor agregado a sus credenciales… la certificación CAP es para la profesión de ingeniería de control lo que es el examen bar para los abogados. Pasar el examen es no es fácil”.

Fernando Otero es un Profesional Certificado en Automatización (CAP) de la International Society of Automation (ISA), y es un consultor Senior en el área de automatización de procesos con la firma Optimo Group Inc. en Indianapolis, USA. Fernando Otero es ingeniero químico de la Universidad Nacional de Colombia, con postgrados de maestría en la Oklahoma University y estudios de doctorado en la University of South Florida, ambos en ingeniería química con especialización en control automático de procesos físico-químicos. Fernando Otero tiene 25 años de experiencia tanto en la industria como en la capacitación y entrenamiento de personal en el área del control automático de procesos incluyendo automatización industrial. Fernando Otero es el presidente y fundador de la firma de consultoría en control automático de procesos Optimo Group Inc, en Indiana, USA.

Previamente Fernando trabajó para Ecopetrol-ICP en Colombia en el grupo de automatización durante 9 años y luego para Cornerstone Controls Inc. en USA durante 11 años como consultor en proyectos de control automático de procesos. Su experiencia incluye diseño y mejoramiento de estrategias de control y automatización de procesos, factibilidad e implementación de proyectos de control avanzado, evaluación y mejoramiento del desempeño de procesos y sistemas de control, optimización de desempeño de procesos y mejoramiento de la variabilidad de procesos, sintonización óptima y comprensiva de lazos de control y capacitación de personal.

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los posicionadores inteligentes

¿?

La abundancia de dispositivos inteligentes nos obliga, aún hoy, a reflexionar sobre esa supuesta o real inteligencia. Para no correr el riesgo de quedar perdidos en la gran diversidad de equipos y diferentes tecnologías, concentrémonos en sólo los posicionadores.

Los posicionadores son por definición, unos "simples" controladores de posición. ¿Por qué entre comillas? pues porque hace tiempo dejaron de ser simples. Regresemos al origen, cuando fue necesario, confirmar si la posición de una válvula de control realmente se correspondía con la señal de control que recibía; se impuso la necesidad de tener un dispositivo capaz de medir o detectar la posición física de la válvula, y compararla con el valor de la señal de mando proveniente del controlador. Sin duda hablamos de un controlador, pero por alguna razón fue llamado posicionador. Tal vez por ser un controlador, que en ese momento tenía solo, aquella compensación llamada banda proporcional y que además era fija al 100%.

Pues bien, aún en el mundo analógico, puramente mecánico o neumático, hubo desde siempre diferencias sustanciales entre los posicionadores disponibles en el mercado. La rapidez y simplicidad de calibración fueron por mucho tiempo características deseadas y bien valoradas. Sin embargo, por lo menos una empresa, supo poner productos de ese tipo, sencillos y prácticos en el mercado, pero anteponiendo siempre otros modelos, más avanzados y capaces de priorizar la calidad de control.

¿Cuándo era necesario especificar el uso de un posicionador? válvulas de al menos 4 pulgadas de diámetro, ya eran problema, pues las partes internas eran ya lo suficientemente pesadas para introducir importantes no-linealidades al lazo de control. También, cuando se tenía necesidad de comandar dos válvulas con una sola señal de control, como en los casos de rango compartido, estas eran situaciones donde el uso del posicionador era obligado. En concreto, toda aquella situación donde una señal de control neumática no fuese capaz de proporcionar control de calidad.

Hablemos, por fin, de los posicionadores digitales. Aparecen en el mercado a mediados de los años '90. Ha sido tal su éxito que todavía hoy, veinte años más tarde siguen apareciendo lanzamientos en el mercado. Su naturaleza los hace más fl e x i b l e s y p o d e r o s o s . A l g o r i t m o s o compensaciones de control más complejas y ajustables están disponibles. Autodiagnóstico y mediciones adicionales, como la temperatura del propio posicionador o el caudal del suministro neumático también están disponibles.

El beneficio para la operación de las plantas se obtiene por dos vías. Primero, el control fino y eficiente del lazo de control, y segundo, las posibilidades de diagnóstico bien sean del desempeño de la válvula, o de su desgaste o envejecimiento. La primera función la cumplen varios modelos disponibles en el mercado, más ciertamente como minoría. La segunda es uno de los grandes diferenciadores. Es precisamente al entrar al complicado terreno de diagnósticos que la inteligencia de los posicionadores queda realzada o cuestionada, depende el punto de vista.

¿Por qué? Simplemente porque como tantas cosas, el usuario avanzado y exigente saca el mayor provecho. Algo fundamental, desde siempre, es configurar correctamente los dispositivos de medición y control. Pues bien, la

correcta interpretación a la información disponible se inicia verificando que las condiciones actuales del proceso se correspondan con la configuración inicial del dispositivo.

Comentemos dos simples casos de información relevante disponible en los posicionadores inteligentes, que no siempre es aprovechada a cabalidad.

Antes, recordemos que dentro de la válvula siempre está sucediendo un balance de fuerzas. Aquellas externas provenientes del proceso y aquellas internas provenientes del actuador de la válvula. Las áreas de las piezas internas expuestas a las diferentes fuerzas causan desbalances, los mismos deben ser superados por el controlador sin deterioro, de su principal función, controlar el proceso.

Los posicionadores más complejos, calculan e informan, el valor de la fuerza de cierre del ac tuador, d igamos que ésta es de las informaciones básicas disponibles. El valor ofrecido, lo calcula el posicionador en función de la construcción mecánica de la válvula, por ejemplo el propio tamaño del mismo y su acción, entre otras cosas. Por otra parte la delta de presión a través de la válvula, también entre otras cosas.

Como esa delta de presión no es medida continuamente, la relevancia de una alarma de falta o exceso de fuerza, sólo es importante cuando se ha validado la delta de presión. Simple, cierto. Pero el instrumento no lo hace por sí mismo. Si resulta inteligente, pues ha calculado fuerzas, pero será el usuario el que verificará y comparará la delta de operación y la delta de configuración. Su análisis lo llevará a tomar acciones correctivas o no. ¿Para qué ir al campo innecesariamente? ¿Para qué intervenir una válvula que no lo amerita? ¿Para qué comprar repuestos que nos son necesarios aún?

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los posicionadores inteligentes

¿?

La abundancia de dispositivos inteligentes nos obliga, aún hoy, a reflexionar sobre esa supuesta o real inteligencia. Para no correr el riesgo de quedar perdidos en la gran diversidad de equipos y diferentes tecnologías, concentrémonos en sólo los posicionadores.

Los posicionadores son por definición, unos "simples" controladores de posición. ¿Por qué entre comillas? pues porque hace tiempo dejaron de ser simples. Regresemos al origen, cuando fue necesario, confirmar si la posición de una válvula de control realmente se correspondía con la señal de control que recibía; se impuso la necesidad de tener un dispositivo capaz de medir o detectar la posición física de la válvula, y compararla con el valor de la señal de mando proveniente del controlador. Sin duda hablamos de un controlador, pero por alguna razón fue llamado posicionador. Tal vez por ser un controlador, que en ese momento tenía solo, aquella compensación llamada banda proporcional y que además era fija al 100%.

Pues bien, aún en el mundo analógico, puramente mecánico o neumático, hubo desde siempre diferencias sustanciales entre los posicionadores disponibles en el mercado. La rapidez y simplicidad de calibración fueron por mucho tiempo características deseadas y bien valoradas. Sin embargo, por lo menos una empresa, supo poner productos de ese tipo, sencillos y prácticos en el mercado, pero anteponiendo siempre otros modelos, más avanzados y capaces de priorizar la calidad de control.

¿Cuándo era necesario especificar el uso de un posicionador? válvulas de al menos 4 pulgadas de diámetro, ya eran problema, pues las partes internas eran ya lo suficientemente pesadas para introducir importantes no-linealidades al lazo de control. También, cuando se tenía necesidad de comandar dos válvulas con una sola señal de control, como en los casos de rango compartido, estas eran situaciones donde el uso del posicionador era obligado. En concreto, toda aquella situación donde una señal de control neumática no fuese capaz de proporcionar control de calidad.

Hablemos, por fin, de los posicionadores digitales. Aparecen en el mercado a mediados de los años '90. Ha sido tal su éxito que todavía hoy, veinte años más tarde siguen apareciendo lanzamientos en el mercado. Su naturaleza los hace más fl e x i b l e s y p o d e r o s o s . A l g o r i t m o s o compensaciones de control más complejas y ajustables están disponibles. Autodiagnóstico y mediciones adicionales, como la temperatura del propio posicionador o el caudal del suministro neumático también están disponibles.

El beneficio para la operación de las plantas se obtiene por dos vías. Primero, el control fino y eficiente del lazo de control, y segundo, las posibilidades de diagnóstico bien sean del desempeño de la válvula, o de su desgaste o envejecimiento. La primera función la cumplen varios modelos disponibles en el mercado, más ciertamente como minoría. La segunda es uno de los grandes diferenciadores. Es precisamente al entrar al complicado terreno de diagnósticos que la inteligencia de los posicionadores queda realzada o cuestionada, depende el punto de vista.

¿Por qué? Simplemente porque como tantas cosas, el usuario avanzado y exigente saca el mayor provecho. Algo fundamental, desde siempre, es configurar correctamente los dispositivos de medición y control. Pues bien, la

correcta interpretación a la información disponible se inicia verificando que las condiciones actuales del proceso se correspondan con la configuración inicial del dispositivo.

Comentemos dos simples casos de información relevante disponible en los posicionadores inteligentes, que no siempre es aprovechada a cabalidad.

Antes, recordemos que dentro de la válvula siempre está sucediendo un balance de fuerzas. Aquellas externas provenientes del proceso y aquellas internas provenientes del actuador de la válvula. Las áreas de las piezas internas expuestas a las diferentes fuerzas causan desbalances, los mismos deben ser superados por el controlador sin deterioro, de su principal función, controlar el proceso.

Los posicionadores más complejos, calculan e informan, el valor de la fuerza de cierre del ac tuador, d igamos que ésta es de las informaciones básicas disponibles. El valor ofrecido, lo calcula el posicionador en función de la construcción mecánica de la válvula, por ejemplo el propio tamaño del mismo y su acción, entre otras cosas. Por otra parte la delta de presión a través de la válvula, también entre otras cosas.

Como esa delta de presión no es medida continuamente, la relevancia de una alarma de falta o exceso de fuerza, sólo es importante cuando se ha validado la delta de presión. Simple, cierto. Pero el instrumento no lo hace por sí mismo. Si resulta inteligente, pues ha calculado fuerzas, pero será el usuario el que verificará y comparará la delta de operación y la delta de configuración. Su análisis lo llevará a tomar acciones correctivas o no. ¿Para qué ir al campo innecesariamente? ¿Para qué intervenir una válvula que no lo amerita? ¿Para qué comprar repuestos que nos son necesarios aún?

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4 parte los necesita, primero, para reducir los tiempos muertos por paradas no programadas de equipos críticos; para programar el cronograma de compras de repuestos, para predecir el desgaste de las piezas internas de las válvulas y programar el mantenimiento. Además, por si fuera poco, optimizar el precioso tiempo disponible de sus técnicos.

El más inteligente de todos los usuarios, es aquel que, aprovecha toda su experiencia en conjunto con las informaciones provenientes de los posicionadores inteligentes para facilitar su trabajo, hacer su planta más productiva y proyectar su carrera profesional al siguiente nivel.

Cuarenta años dedicados al control de proceso, de los cuales veinticinco dedicados di rectamente a válvulas de control . Exper iencia repar t ida entre México, Venezuela, Brasil y USA. Múltiples viajes a través de América Latina

Felipe Praget

Per�l Profesional

Otro caso, casi todos los posicionadores nos ofrecen informaciones del número de ciclos de operación o podríamos decir del "kilometraje recorrido" por la válvula. Tenemos otra muestra de inteligencia, pero nuevamente requiere de la interpretación inteligente del usuario. Un número x de ciclos, serán muchos o pocos en la vida útil de la válvula, sólo cuando se relacionan con el servicio y las condiciones de operación. Una malla de control dedicada a un servicio ligero operará por muchos más ciclos que otra dedicada a controlar un fluido con sólidos duros en suspensión y fluyendo a relativamente alta velocidad. Además, cualquier planta pasa por etapas donde todos los equipos están expuestos a mayor desgaste. Por ejemplo, un lazo dedicado a controlar temperatura mediante el uso de vapor, él será más inestable si la calidad calorífica del vapor está variando. El usuario experto, compilará primero: el número de ciclos, su relación con el tiempo, las características del servicio y la calidad de la operación de la planta durante la medición de los ciclos Será solo entonces que sabrá, con razonable certidumbre, si amerita obtener repuestos y el momento de mantenimiento.

Ojo, ambos casos son elementales, aún estamos antes de interpretar una curva de comportamiento de la válvula, llamada firma de la válvula, sobre las cuales, por cierto, hablaremos con cierto detalle en otra entrega.

Por el momento detengámonos aquí. El posicionador sí es inteligente, más tanto como sus usuarios. El usuario de operaciones los necesita por su calidad de control, así el sistema de control será más efectivo y su planta será más productiva. El usuario de mantenimiento por su

4 parte los necesita, primero, para reducir los tiempos muertos por paradas no programadas de equipos críticos; para programar el cronograma de compras de repuestos, para predecir el desgaste de las piezas internas de las válvulas y programar el mantenimiento. Además, por si fuera poco, optimizar el precioso tiempo disponible de sus técnicos.

El más inteligente de todos los usuarios, es aquel que, aprovecha toda su experiencia en conjunto con las informaciones provenientes de los posicionadores inteligentes para facilitar su trabajo, hacer su planta más productiva y proyectar su carrera profesional al siguiente nivel.

Cuarenta años dedicados al control de proceso, de los cuales veinticinco dedicados di rectamente a válvulas de control . Exper iencia repar t ida entre México, Venezuela, Brasil y USA. Múltiples viajes a través de América Latina

Felipe Praget

Per�l Profesional

Otro caso, casi todos los posicionadores nos ofrecen informaciones del número de ciclos de operación o podríamos decir del "kilometraje recorrido" por la válvula. Tenemos otra muestra de inteligencia, pero nuevamente requiere de la interpretación inteligente del usuario. Un número x de ciclos, serán muchos o pocos en la vida útil de la válvula, sólo cuando se relacionan con el servicio y las condiciones de operación. Una malla de control dedicada a un servicio ligero operará por muchos más ciclos que otra dedicada a controlar un fluido con sólidos duros en suspensión y fluyendo a relativamente alta velocidad. Además, cualquier planta pasa por etapas donde todos los equipos están expuestos a mayor desgaste. Por ejemplo, un lazo dedicado a controlar temperatura mediante el uso de vapor, él será más inestable si la calidad calorífica del vapor está variando. El usuario experto, compilará primero: el número de ciclos, su relación con el tiempo, las características del servicio y la calidad de la operación de la planta durante la medición de los ciclos Será solo entonces que sabrá, con razonable certidumbre, si amerita obtener repuestos y el momento de mantenimiento.

Ojo, ambos casos son elementales, aún estamos antes de interpretar una curva de comportamiento de la válvula, llamada firma de la válvula, sobre las cuales, por cierto, hablaremos con cierto detalle en otra entrega.

Por el momento detengámonos aquí. El posicionador sí es inteligente, más tanto como sus usuarios. El usuario de operaciones los necesita por su calidad de control, así el sistema de control será más efectivo y su planta será más productiva. El usuario de mantenimiento por su

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Un Sistema Instrumentado de Seguridad (SIS) es un concepto de ingeniería que redefine la estructura de seguridad en los procesos industriales. Este es un estudio más amplio de las plantas, los procesos, los sistemas de seguridad, los sistemas de medición y control. Los SIS´s surgen de la necesidad de manejar condiciones peligrosas que se generan en planta, permiten cuantificar el riesgo y reducirlo a niveles aceptables. El propósito de este documento es definir SIS e involucrar los conceptos que se le relacionan.

Un SIS está compuesto de todos los instrumentos: Sensores, Controles, Actuadores y demás dispositivos; con el propósito de hacer que la planta llegue a un estado seguro cuando las condiciones de operación de la planta puedan resul tar pel igrosas o generar un r iesgo determinado. Un SIS es recomendable que se encuentre separado del Sistema Básico de Control de Procesos (SBCP). Esta condición permite establecer características separadas para las necesidades del proceso y la seguridad como también facilita el diagnóstico y mantenimiento para cada uno de los sistemas. Fig 1. EL SBCP es un sistema activo que cumple con tareas de regulación del proceso. Un SIS es pasivo, está por largos periodos de tiempo sin realizar ninguna acción, pero debe estar preparado para actuar en caso de ser necesario por esto deber ser supervisado y mantenido periódicamente.

aceptables de riesgo. Las capas de protección se dividen en dos: prevención y mitigación. Cuando ciertas condiciones peligrosas y riesgosas se presentan en el proceso, las capas de prevención permiten llevar el proceso nuevamente a condiciones normales. Las capas de mitigación solo actúan cuando un desastre ya ha ocurrido y tratan de disminuir su impacto.

Así un SIL establece una probabilidad de falla, determinada por análisis riesgo, para un sistema con un SIS. En la norma ISA S84.01 define SIL como niveles discretos de seguridad basados en la probabilidad de falla peligrosa en un sistema dado. Fig 4. En la práctica implementar sistemas SIL 1 Y 2 son realmente realizables, sistemas SIL 3 y 4 son difíciles o casi imposible alcanzar por las probabilidades de fallo tan pequeñas.

Un SIS tiene tres elementos básicos: Sistema de procesamiento, Actuadores y Sensores. Este conjunto define el nivel integral de seguridad (SIL). Figura 4. El SIL está asociado a una probabilidad de falla peligrosa del sistema y para determinarla se debe hacer un análisis de riesgo. El riesgo es una medida de la probabilidad de ocurrencia y severidad de un evento en este caso no deseado, ¿Qué consecuencias si pasa? y ¿Qué frecuencia puede tener?..El riesgo en un proceso industrial se disminuye implementando capas de protección. Fig 2. Fig 3. Todo proceso o planta envuelve un riesgo. Son las empresas las que determinan sus niveles

instrumentados

Es Ingeniero Electrónico, con posgrados en Ing. Magister en ingeniería, MSc. Magister en Administración, MBA.

Actualmente se desempeña como gerente de servicios de Grupo Atlas S.A y gerente de Atlas Engineering and Automation S.A.S Empresas que ofrecen productos y servicios al sector petróleo, gas, y energético en la cual ha desarrollado múltiples Proyectos con reconocimiento nacional: Sistemas especializados de medición de flujo, Gases a tea, Transferencia de custodia, Sistemas de detección, extinción y fire & gas.

Comprometido en transferir su conocimiento y experiencia es también profesor titular, registrado al programa de Ingeniería en Control de la Universidad “Francisco José de Caldas”.

www.a360.com.co

andresed@gmail.com

Per�l Profesional

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Un Sistema Instrumentado de Seguridad (SIS) es un concepto de ingeniería que redefine la estructura de seguridad en los procesos industriales. Este es un estudio más amplio de las plantas, los procesos, los sistemas de seguridad, los sistemas de medición y control. Los SIS´s surgen de la necesidad de manejar condiciones peligrosas que se generan en planta, permiten cuantificar el riesgo y reducirlo a niveles aceptables. El propósito de este documento es definir SIS e involucrar los conceptos que se le relacionan.

Un SIS está compuesto de todos los instrumentos: Sensores, Controles, Actuadores y demás dispositivos; con el propósito de hacer que la planta llegue a un estado seguro cuando las condiciones de operación de la planta puedan resul tar pel igrosas o generar un r iesgo determinado. Un SIS es recomendable que se encuentre separado del Sistema Básico de Control de Procesos (SBCP). Esta condición permite establecer características separadas para las necesidades del proceso y la seguridad como también facilita el diagnóstico y mantenimiento para cada uno de los sistemas. Fig 1. EL SBCP es un sistema activo que cumple con tareas de regulación del proceso. Un SIS es pasivo, está por largos periodos de tiempo sin realizar ninguna acción, pero debe estar preparado para actuar en caso de ser necesario por esto deber ser supervisado y mantenido periódicamente.

aceptables de riesgo. Las capas de protección se dividen en dos: prevención y mitigación. Cuando ciertas condiciones peligrosas y riesgosas se presentan en el proceso, las capas de prevención permiten llevar el proceso nuevamente a condiciones normales. Las capas de mitigación solo actúan cuando un desastre ya ha ocurrido y tratan de disminuir su impacto.

Así un SIL establece una probabilidad de falla, determinada por análisis riesgo, para un sistema con un SIS. En la norma ISA S84.01 define SIL como niveles discretos de seguridad basados en la probabilidad de falla peligrosa en un sistema dado. Fig 4. En la práctica implementar sistemas SIL 1 Y 2 son realmente realizables, sistemas SIL 3 y 4 son difíciles o casi imposible alcanzar por las probabilidades de fallo tan pequeñas.

Un SIS tiene tres elementos básicos: Sistema de procesamiento, Actuadores y Sensores. Este conjunto define el nivel integral de seguridad (SIL). Figura 4. El SIL está asociado a una probabilidad de falla peligrosa del sistema y para determinarla se debe hacer un análisis de riesgo. El riesgo es una medida de la probabilidad de ocurrencia y severidad de un evento en este caso no deseado, ¿Qué consecuencias si pasa? y ¿Qué frecuencia puede tener?..El riesgo en un proceso industrial se disminuye implementando capas de protección. Fig 2. Fig 3. Todo proceso o planta envuelve un riesgo. Son las empresas las que determinan sus niveles

instrumentados

Es Ingeniero Electrónico, con posgrados en Ing. Magister en ingeniería, MSc. Magister en Administración, MBA.

Actualmente se desempeña como gerente de servicios de Grupo Atlas S.A y gerente de Atlas Engineering and Automation S.A.S Empresas que ofrecen productos y servicios al sector petróleo, gas, y energético en la cual ha desarrollado múltiples Proyectos con reconocimiento nacional: Sistemas especializados de medición de flujo, Gases a tea, Transferencia de custodia, Sistemas de detección, extinción y fire & gas.

Comprometido en transferir su conocimiento y experiencia es también profesor titular, registrado al programa de Ingeniería en Control de la Universidad “Francisco José de Caldas”.

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Un SIS es justificable. Por ejemplo la industria Petrolera perdió cerca de 2 billones de dólares por accidentes en la década de los 90´s [4]. Es más costoso no tener SIS que tenerlo. La mayoría de la responsabilidad de los accidentes se debe a un 44% por una especificación mal hecha en los sistemas y 20% por cambios que no se registran después del arranque de un proceso. Fig 5.

Desde el punto de vista de un análisis costo-beneficio, el costo de implementar un SIS es mucho más bajo que perder vidas humanas, dañar el medio ambiente, costos de procesos legales, perder producción, maquinaria, infraestructura e imagen de la compañía.

Por ultimo cuando se decide realizar un SIS este debe seguir unas etapas: Ciclo de vida del diseño [7]. Fig 6. Seguir esta metodología garantiza: Reducir costos del SIS, Incrementar la seguridad del proceso, Asegurarse que la regulación es cumplida y proveer un ejemplo de buenas prácticas de ingeniería. La metodología presenta globalmente tres etapas: Análisis, implementación y Operación. Estas describen las actividades necesarias para la realización de un SIS asociado al tiempo; desde su concepción hasta el desmantelamiento completo del sistema. Se presentó los conceptos, términos, importancia y metodologías que se involucran en SIS de forma concreta y general, esto para que los lectores se involucren y profundicen en el tema. Se Quiere reconocer a Daniel Eduardo Patiño Martinez y Jheison Leonardo Rodriguez Márquez quienes ayudaron en la elaboración de este artículo.

� [1] Safety Instrumented Systems Engineering Handbook. Kevin J. Mitchell , Peter Hereña , Todd M. Longendelpher. Kenexis.� [2] Operators on alert. David Hatch, Todd Stauffer, Intech, Septiembre 2009, ISA� [3] Standard IEC 61511.� [4] Oil & Gas Journal. 2001.� [5] “Out of control: Why control systems go wrong and how to prevent failure”, UK HSE, Página 31.� [6] Safety Instrumented Systems. Design Analysis, and Justification (2nd Edition). Paul Ghrun, Harry L.

Cheddie. � [7] ISA84, IEC61508, IEC61511.

Referencias:

www.a360.com.co

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Un SIS es justificable. Por ejemplo la industria Petrolera perdió cerca de 2 billones de dólares por accidentes en la década de los 90´s [4]. Es más costoso no tener SIS que tenerlo. La mayoría de la responsabilidad de los accidentes se debe a un 44% por una especificación mal hecha en los sistemas y 20% por cambios que no se registran después del arranque de un proceso. Fig 5.

Desde el punto de vista de un análisis costo-beneficio, el costo de implementar un SIS es mucho más bajo que perder vidas humanas, dañar el medio ambiente, costos de procesos legales, perder producción, maquinaria, infraestructura e imagen de la compañía.

Por ultimo cuando se decide realizar un SIS este debe seguir unas etapas: Ciclo de vida del diseño [7]. Fig 6. Seguir esta metodología garantiza: Reducir costos del SIS, Incrementar la seguridad del proceso, Asegurarse que la regulación es cumplida y proveer un ejemplo de buenas prácticas de ingeniería. La metodología presenta globalmente tres etapas: Análisis, implementación y Operación. Estas describen las actividades necesarias para la realización de un SIS asociado al tiempo; desde su concepción hasta el desmantelamiento completo del sistema. Se presentó los conceptos, términos, importancia y metodologías que se involucran en SIS de forma concreta y general, esto para que los lectores se involucren y profundicen en el tema. Se Quiere reconocer a Daniel Eduardo Patiño Martinez y Jheison Leonardo Rodriguez Márquez quienes ayudaron en la elaboración de este artículo.

� [1] Safety Instrumented Systems Engineering Handbook. Kevin J. Mitchell , Peter Hereña , Todd M. Longendelpher. Kenexis.� [2] Operators on alert. David Hatch, Todd Stauffer, Intech, Septiembre 2009, ISA� [3] Standard IEC 61511.� [4] Oil & Gas Journal. 2001.� [5] “Out of control: Why control systems go wrong and how to prevent failure”, UK HSE, Página 31.� [6] Safety Instrumented Systems. Design Analysis, and Justification (2nd Edition). Paul Ghrun, Harry L.

Cheddie. � [7] ISA84, IEC61508, IEC61511.

Referencias:

www.a360.com.co

5AUTOMATIZ

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En esta oportunidad Automatización 360 quiso dedicar un espacio para dar a conocer a nuestros lectores un proyecto nuevo en Colombia que nos llamó poderosamente la atención y que nos da el impulso para enmarcar este informe en nuestra sección llamada Automatización con Corazón.

Según la Organización Mundial de la Mujer 1.1 millones de bebés nacidos prematuramente mueren cada año, pero con tratamientos económicos, un 75% podría sobrevivir. Con este antecedente y bajo la premisa de salvar vidas, nace la Fundación Emanuel Josué en la ciudad de Bucaramanga, una institución sin ánimo de lucro que sin mayores pretensiones busca proteger la vida de los infantes prematuros ofreciendo albergue para las madres con sus niños.

María Eugenia Prada gestora de La Fundación Emanuel Josué aseguró que esta es una entidad que busca brindar apoyo a madres con sus bebés prematuros provenientes de poblaciones vulnerables de fuera de Bucaramanga y su área metropolitana, quienes deben mantenerse en la ciudad con el fin de asistir a las citas de seguimiento para el bebé en el Hospital Universitario de Santander y en el programa madre canguro.

Especialmente los primeros días de vida de los infantes prematuros es el tiempo en el que se corre el mayor riesgo, pero es ese el momento cuando aparece la fundación para brindar el acompañamiento a los neonatos. Según la coordinadora de procesos de la fundación Clara Inés Sánchez, con mínimo dos meses de hospedaje es el tiempo inicial con el que cuenta cada bebe para su recuperación hasta alcanzar la segunda fase, “contamos con la supervisión, control y seguimiento de personal profesional las 24 horas del día, de esta manera se contribuye para que los menores alcancen su edad gestacional de una manera adecuada”.

Del mismo modo la Enfermera en Jefe Vanesa Torres Jaimes, encargada de la recuperación de mamá y recién nacido, explicó que desde el mes de agosto cuando se inauguró la fundación a la fechan han recibido neonatos con características específicas en edad de 37 semanas de gestación o con menos de 2500 gramos de peso, lo que significa una inmadurez de órganos y estructura ósea. “lo mejor de trabajar con este tipo de población, es encontrar que los niños salen adelante, que las mamás ven el mundo de otra manera, son más optimista tras haber superado una prueba como esta”.

Tan solo en los meses de agosto y septiembre ya se han recibido 9 casos, uno de ellos es el de Maribel Acero Mantilla, quien hace parte del plan canguro del Hospital Universitario de Santander y

REPORT

Apostándole a la vidaPor Diana Maldonado

www.a360.com.co

5AUTOMATIZ

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En esta oportunidad Automatización 360 quiso dedicar un espacio para dar a conocer a nuestros lectores un proyecto nuevo en Colombia que nos llamó poderosamente la atención y que nos da el impulso para enmarcar este informe en nuestra sección llamada Automatización con Corazón.

Según la Organización Mundial de la Mujer 1.1 millones de bebés nacidos prematuramente mueren cada año, pero con tratamientos económicos, un 75% podría sobrevivir. Con este antecedente y bajo la premisa de salvar vidas, nace la Fundación Emanuel Josué en la ciudad de Bucaramanga, una institución sin ánimo de lucro que sin mayores pretensiones busca proteger la vida de los infantes prematuros ofreciendo albergue para las madres con sus niños.

María Eugenia Prada gestora de La Fundación Emanuel Josué aseguró que esta es una entidad que busca brindar apoyo a madres con sus bebés prematuros provenientes de poblaciones vulnerables de fuera de Bucaramanga y su área metropolitana, quienes deben mantenerse en la ciudad con el fin de asistir a las citas de seguimiento para el bebé en el Hospital Universitario de Santander y en el programa madre canguro.

Especialmente los primeros días de vida de los infantes prematuros es el tiempo en el que se corre el mayor riesgo, pero es ese el momento cuando aparece la fundación para brindar el acompañamiento a los neonatos. Según la coordinadora de procesos de la fundación Clara Inés Sánchez, con mínimo dos meses de hospedaje es el tiempo inicial con el que cuenta cada bebe para su recuperación hasta alcanzar la segunda fase, “contamos con la supervisión, control y seguimiento de personal profesional las 24 horas del día, de esta manera se contribuye para que los menores alcancen su edad gestacional de una manera adecuada”.

Del mismo modo la Enfermera en Jefe Vanesa Torres Jaimes, encargada de la recuperación de mamá y recién nacido, explicó que desde el mes de agosto cuando se inauguró la fundación a la fechan han recibido neonatos con características específicas en edad de 37 semanas de gestación o con menos de 2500 gramos de peso, lo que significa una inmadurez de órganos y estructura ósea. “lo mejor de trabajar con este tipo de población, es encontrar que los niños salen adelante, que las mamás ven el mundo de otra manera, son más optimista tras haber superado una prueba como esta”.

Tan solo en los meses de agosto y septiembre ya se han recibido 9 casos, uno de ellos es el de Maribel Acero Mantilla, quien hace parte del plan canguro del Hospital Universitario de Santander y

REPORT

Apostándole a la vidaPor Diana Maldonado

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que hoy se recupera con su bebe en la Fundación Emanuel Josué, al abordarla la felicidad era notoria, ojos expresivos y con una enorme sonrisa dijo que “de no ser por la fundación me hubiera tocado irme para mi pueblo y dejar a mi niño aquí solo en el hospital, gracias a Dios contamos con este importante apoyo, estoy feliz. Por ejemplo yo llegué hace 8 días y él bebe pesaba 1700 gramos y hoy tiene 2500 gramos, es una evolución maravillosa, eso es una bendición”.

Esta iniciativa que nació tras un largo periodo de investigación, surge como un compromiso social para los más vulnerables de la humanidad bajo la filosofía del amor y el respeto a la vida. La coordinadora de procesos Clara Inés Sánchez asegura que: “esta es una labor tan enriquecedora que simplemente mueve la fibra, por ejemplo cuando los menores se les da de alta y parten a sus hogares, siempre se queda con ellos un pedacito de nuestro corazón, me siento orgullosa de mi trabajo, es sentir el deber cumplido”.

Tan pronto como la fundación se consolide en la capital santandereana los planes a futuro es ampliar sus servicios, creando sucursales en diferentes ciudades del país con el propósito de seguir salvando vidas extendiendo los servicios en el ámbito nacional, de la misma manera sueñan con consolidarse en el 2015 como una entidad líder en el modelo de atención y prestación de programas de asistencia, tanto a los neonatos prematuros como a niños de otras edades con patologías específicas, en el departamento de Santander.

Automatización 360 se vinculó con esta bonita causa donando mobiliario para el comedor de la fundación y como sabemos que los buenos somos más, extendemos la invitación a los buenos corazones que deseen ayudar a que esta fundación siga apostándole a la vida y para que más niños nos sigan regalando cientos de sonrisas. Si deseas contribuir con donación en dinero lo puedes hacer en la cuenta corriente de Bancolombia No 291.915.7515-0 o comunicarte a los números (57) 6959969 o al celular 3103085288, recuerda que cuando nace un bebe la vida renace.

5REPORT

que hoy se recupera con su bebe en la Fundación Emanuel Josué, al abordarla la felicidad era notoria, ojos expresivos y con una enorme sonrisa dijo que “de no ser por la fundación me hubiera tocado irme para mi pueblo y dejar a mi niño aquí solo en el hospital, gracias a Dios contamos con este importante apoyo, estoy feliz. Por ejemplo yo llegué hace 8 días y él bebe pesaba 1700 gramos y hoy tiene 2500 gramos, es una evolución maravillosa, eso es una bendición”.

Esta iniciativa que nació tras un largo periodo de investigación, surge como un compromiso social para los más vulnerables de la humanidad bajo la filosofía del amor y el respeto a la vida. La coordinadora de procesos Clara Inés Sánchez asegura que: “esta es una labor tan enriquecedora que simplemente mueve la fibra, por ejemplo cuando los menores se les da de alta y parten a sus hogares, siempre se queda con ellos un pedacito de nuestro corazón, me siento orgullosa de mi trabajo, es sentir el deber cumplido”.

Tan pronto como la fundación se consolide en la capital santandereana los planes a futuro es ampliar sus servicios, creando sucursales en diferentes ciudades del país con el propósito de seguir salvando vidas extendiendo los servicios en el ámbito nacional, de la misma manera sueñan con consolidarse en el 2015 como una entidad líder en el modelo de atención y prestación de programas de asistencia, tanto a los neonatos prematuros como a niños de otras edades con patologías específicas, en el departamento de Santander.

Automatización 360 se vinculó con esta bonita causa donando mobiliario para el comedor de la fundación y como sabemos que los buenos somos más, extendemos la invitación a los buenos corazones que deseen ayudar a que esta fundación siga apostándole a la vida y para que más niños nos sigan regalando cientos de sonrisas. Si deseas contribuir con donación en dinero lo puedes hacer en la cuenta corriente de Bancolombia No 291.915.7515-0 o comunicarte a los números (57) 6959969 o al celular 3103085288, recuerda que cuando nace un bebe la vida renace.

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Muchas personas piensan que trabajar en la cualquier área de la industria implica diferentes riesgos debido a la probabilidad de tener alteraciones en el proceso de producción o manufactura. Pero acaso no sucede lo mismo cuando alguien salta de un avión en movimiento, el viento puede cambiar de dirección en un instante, solo por citar un simple ejemplo. En días anteriores estaba con mi amigo Andrés quien es un experto paracaidista y le manifestaba mis deseos de practicar este deporte y mi temor de que algo inesperado pasara. Iniciamos una interesante comparación entre los diferentes aspectos para reducirlos riesgos de la industria y el paracaidismo, este último catalogado como un deporte extremo. Así que llegamos a una interesante conclusión. A continuación citaré 4 aspectos que identificamos en nuestra conversación. Procedimientos: Quién no ha tenido una alteración inexplicable de un proceso, es en ese instante donde mantener la calma y conocer los procedimientos adecuados es fundamental para afrontar de manera correcta estas alteraciones.

Información: Para realizar el procedimiento adecuado necesitas información de lo que sucede en proceso temperatura, presión, nivel, etc; de igual forma sucede cuando has saltado de un avión, necesitas saber altura y dirección del viento.

Redundancia: ¿Qué pasa si el paracaídas falla?, se cuentas con otra capa de seguridad el cual es un paracaídas de emergencia. Igual que en los procesos industriales es importante la etapa de diseño, considerar redundancia en los puntos críticos, tanto para el proceso como para la seguridad del personal.

Equipos robustos: cuando se tiene un proceso crítico, se requiere que todos los equipos y la instrumentación no fallen. Son estos puntos donde implementar un nivel instrumentado de seguridad es la mejor alternativa reduciendo la probabilidad de falla. ¿Sabías que un paracaídas tiene sus instrumentos de seguridad? En caso de que tengas alguna dificultad para abrir el paracaídas cuentas con sistema automático, el cual detecta la altura mínima de apertura del paracaídas y lo abre. Este instrumento tiene una mínima probabilidad de falla.

Conclusión: seguir implementado todos aspectos mencionados porque quiero que mis procesos sean tan seguros como saltar en paracaídas.

La seguridad industrialT

Por: Jairo Velasco

www.a360.com.co

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Muchas personas piensan que trabajar en la cualquier área de la industria implica diferentes riesgos debido a la probabilidad de tener alteraciones en el proceso de producción o manufactura. Pero acaso no sucede lo mismo cuando alguien salta de un avión en movimiento, el viento puede cambiar de dirección en un instante, solo por citar un simple ejemplo. En días anteriores estaba con mi amigo Andrés quien es un experto paracaidista y le manifestaba mis deseos de practicar este deporte y mi temor de que algo inesperado pasara. Iniciamos una interesante comparación entre los diferentes aspectos para reducirlos riesgos de la industria y el paracaidismo, este último catalogado como un deporte extremo. Así que llegamos a una interesante conclusión. A continuación citaré 4 aspectos que identificamos en nuestra conversación. Procedimientos: Quién no ha tenido una alteración inexplicable de un proceso, es en ese instante donde mantener la calma y conocer los procedimientos adecuados es fundamental para afrontar de manera correcta estas alteraciones.

Información: Para realizar el procedimiento adecuado necesitas información de lo que sucede en proceso temperatura, presión, nivel, etc; de igual forma sucede cuando has saltado de un avión, necesitas saber altura y dirección del viento.

Redundancia: ¿Qué pasa si el paracaídas falla?, se cuentas con otra capa de seguridad el cual es un paracaídas de emergencia. Igual que en los procesos industriales es importante la etapa de diseño, considerar redundancia en los puntos críticos, tanto para el proceso como para la seguridad del personal.

Equipos robustos: cuando se tiene un proceso crítico, se requiere que todos los equipos y la instrumentación no fallen. Son estos puntos donde implementar un nivel instrumentado de seguridad es la mejor alternativa reduciendo la probabilidad de falla. ¿Sabías que un paracaídas tiene sus instrumentos de seguridad? En caso de que tengas alguna dificultad para abrir el paracaídas cuentas con sistema automático, el cual detecta la altura mínima de apertura del paracaídas y lo abre. Este instrumento tiene una mínima probabilidad de falla.

Conclusión: seguir implementado todos aspectos mencionados porque quiero que mis procesos sean tan seguros como saltar en paracaídas.

La seguridad industrialT

Por: Jairo Velasco

www.a360.com.co

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Colombia es en la actualidad uno de los mercados con mayor proyección a nivel internacional, los tratados de libre comercio han abierto las puertas a empresas de todo el mundo que buscan mercados emergentes para invertir e instalar sus fábricas, para nuestro país esto representa grandes beneficios ya que se fortalece la economía, se generan puestos de trabajo, mayor competitividad y mayor inversión extranjera.

El consumidor Colombiano también se verá muy beneficiado ya que encontrará una mayor oferte de productos innovadores que compiten en calidad, precio y durabilidad, lo cual implica a las empresas, ser más efectivos a la hora de realizar sus estrategias de marketing.

Es momento de preguntarse si los esfuerzos de marketing que se están haciendo en la actualidad están bien enfocados a los clientes potenciales y si se esta haciendo la inversión en los medios adecuados, el mercado a cambiado radicalmente con las nuevas tecnología de la información, lo cual implica que las empresas deben estar atentas e innovando en la manera de comunicar sus beneficios de una manera adecuada y efectiva.

La publicidad en la actualidad a dejado de ser solo una variable en los costos que se podía quitar o poner, ahora, es una variable estratégica que determina si la oferta de valor que cada compañía ofrece será o no percibida por el cliente final y si este estará dispuesto a recomendar su producto a otro comprador.

La tecnología ha dado a los clientes una infinidad de herramientas que permiten tomar decisiones de compra basándose en información previa encontrada en la web o en la recomendación de un amigo o conocido o simplemente por lo que habla la gente en redes sociales. Ahora la publicidad no solo se trata de poner anuncios con ofertas en medios tradicionales , ahora se trata de crear comunidades que recomiendo los productos de una manera natural y limpia, lo cual implica que las empresas cada vez se deben esforzar más por entregar productos de alto valor para los clientes ya que estos están dispuesto a hablar bien o mal de ser necesario.

El secreto de todo es cuidar al cliente, lo que significa darle canales de comunicación para que más allá de conocer las ofertas y productos, tenga un lugar en el que sea escuchado y atendido, las quejas y los reclamos siempre van a existir y eso no lo ha enseñado nuestra experiencia, hasta en la mejores marcas siempre aparecen, lo importante y es donde radica la diferencia, es en como se gestionan estos reclamos y en el cómo se haga, radica el fidelizar a un cliente que fue bien atendido y estará dispuesto a recomendar la marca o en perder un cliente definitivamente por no tener una buena gestión y canales dispuestos para escucharlo.

En 2Brothers conocemos la importancia de la creación y gestión de comunidades en torno a las marcas y sabemos el impacto positivo que esto genera cuando se enfoca realmente en el cliente, las ventas son el resultado de la excelencia en la gestión de comunidades que quieren ser escuchadas, que tienen preguntas y están dispuestas a comprar solo si se esta dispuesto a entender que no son solo meros compradores si no que detrás de toda estrategia en realidad hay personas que carne y hueso que quieren ser atendidas y comprendidas como lo que son, seres humano.

REPORT5

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Colombia es en la actualidad uno de los mercados con mayor proyección a nivel internacional, los tratados de libre comercio han abierto las puertas a empresas de todo el mundo que buscan mercados emergentes para invertir e instalar sus fábricas, para nuestro país esto representa grandes beneficios ya que se fortalece la economía, se generan puestos de trabajo, mayor competitividad y mayor inversión extranjera.

El consumidor Colombiano también se verá muy beneficiado ya que encontrará una mayor oferte de productos innovadores que compiten en calidad, precio y durabilidad, lo cual implica a las empresas, ser más efectivos a la hora de realizar sus estrategias de marketing.

Es momento de preguntarse si los esfuerzos de marketing que se están haciendo en la actualidad están bien enfocados a los clientes potenciales y si se esta haciendo la inversión en los medios adecuados, el mercado a cambiado radicalmente con las nuevas tecnología de la información, lo cual implica que las empresas deben estar atentas e innovando en la manera de comunicar sus beneficios de una manera adecuada y efectiva.

La publicidad en la actualidad a dejado de ser solo una variable en los costos que se podía quitar o poner, ahora, es una variable estratégica que determina si la oferta de valor que cada compañía ofrece será o no percibida por el cliente final y si este estará dispuesto a recomendar su producto a otro comprador.

La tecnología ha dado a los clientes una infinidad de herramientas que permiten tomar decisiones de compra basándose en información previa encontrada en la web o en la recomendación de un amigo o conocido o simplemente por lo que habla la gente en redes sociales. Ahora la publicidad no solo se trata de poner anuncios con ofertas en medios tradicionales , ahora se trata de crear comunidades que recomiendo los productos de una manera natural y limpia, lo cual implica que las empresas cada vez se deben esforzar más por entregar productos de alto valor para los clientes ya que estos están dispuesto a hablar bien o mal de ser necesario.

El secreto de todo es cuidar al cliente, lo que significa darle canales de comunicación para que más allá de conocer las ofertas y productos, tenga un lugar en el que sea escuchado y atendido, las quejas y los reclamos siempre van a existir y eso no lo ha enseñado nuestra experiencia, hasta en la mejores marcas siempre aparecen, lo importante y es donde radica la diferencia, es en como se gestionan estos reclamos y en el cómo se haga, radica el fidelizar a un cliente que fue bien atendido y estará dispuesto a recomendar la marca o en perder un cliente definitivamente por no tener una buena gestión y canales dispuestos para escucharlo.

En 2Brothers conocemos la importancia de la creación y gestión de comunidades en torno a las marcas y sabemos el impacto positivo que esto genera cuando se enfoca realmente en el cliente, las ventas son el resultado de la excelencia en la gestión de comunidades que quieren ser escuchadas, que tienen preguntas y están dispuestas a comprar solo si se esta dispuesto a entender que no son solo meros compradores si no que detrás de toda estrategia en realidad hay personas que carne y hueso que quieren ser atendidas y comprendidas como lo que son, seres humano.

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sistema de control

Ecopetrol.

Este artículo describe las buenas prácticas en diseño e implementación contempladas en la arquitectura del sistema de control distribuido en la Ampl iac ión es tac ión Is la V I (P lan ta deshidratadora, planta de inyección de agua, estación de bombeo), Isla IV, estación garzas y Auxiliar en ECOPETROL, buscando de esta manera conseguir la centralización de la información y los beneficios derivados como disminución en las licencias de trabajo, tiempos de implementación, facilidad y reducción de cos tos de man ten im ien to , aho r ros de desplazamientos, diagnostico temprano, análisis de información.

El sistema de control distribuido en la Ampliación estación Isla VI, Isla IV, estación garzas y Auxiliar en ECOPETROL está compuesto por nodos geográficamente ubicados en cada estación automatizada, la cual está compuesta por el gabinete donde se encuentra contenido el controlador y tarjetas que reciben y envían las señales de control, y la estación HMI de operación donde como su nombre lo indica se encuentran configuradas las pantallas de monitoreo y control de la respectiva estación. A continuación se describen los nodos existentes:

� Nodo Planta de inyección de agua (isla VI) Sistema de control y operación.

� Nodo Estación Isla VI Planta deshidratadora sistema de control y operación.

� Nodo Estacion de bombeo� Nodo Estación Compresora� Nodo Estación Garzas Sistema de control y

operación.� Nodo Estación Auxiliar Sistema de control.� Nodo Estación Isla IV Sistema de control.

plano.

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sistema de control

Ecopetrol.

Este artículo describe las buenas prácticas en diseño e implementación contempladas en la arquitectura del sistema de control distribuido en la Ampl iac ión es tac ión Is la V I (P lan ta deshidratadora, planta de inyección de agua, estación de bombeo), Isla IV, estación garzas y Auxiliar en ECOPETROL, buscando de esta manera conseguir la centralización de la información y los beneficios derivados como disminución en las licencias de trabajo, tiempos de implementación, facilidad y reducción de cos tos de man ten im ien to , aho r ros de desplazamientos, diagnostico temprano, análisis de información.

El sistema de control distribuido en la Ampliación estación Isla VI, Isla IV, estación garzas y Auxiliar en ECOPETROL está compuesto por nodos geográficamente ubicados en cada estación automatizada, la cual está compuesta por el gabinete donde se encuentra contenido el controlador y tarjetas que reciben y envían las señales de control, y la estación HMI de operación donde como su nombre lo indica se encuentran configuradas las pantallas de monitoreo y control de la respectiva estación. A continuación se describen los nodos existentes:

� Nodo Planta de inyección de agua (isla VI) Sistema de control y operación.

� Nodo Estación Isla VI Planta deshidratadora sistema de control y operación.

� Nodo Estacion de bombeo� Nodo Estación Compresora� Nodo Estación Garzas Sistema de control y

operación.� Nodo Estación Auxiliar Sistema de control.� Nodo Estación Isla IV Sistema de control.

plano.

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El diseño de esta arquitectura de comunicaciones contempla un modulo principal (servidor) ubicado en la edificación de la planta de inyección de agua en la zona de gabinetes, en la estación Isla VI (figura 2). En el cual se tiene centralizada la información de los nodos de operación (base de datos de los controles de cada nodo) en un equipo servidor de tipo rack con acceso restringido, redundancia en discos de almacenamiento y fuentes de alimentación. Una estación (servidor) exclusiva para la integración con aplicaciones de terceros como la aplicación de monitoreo de pozos productores y de generación de reportes, y una estación adecuada y licenciada para modificaciones de configuración y mantenimiento, independiente a la estación centralizadora de la información.

Todos los nodos mencionados se encuentran conectados a través de una red de comunicaciones redundante que utiliza capas físicas diferentes (cable Ethernet, fibra óptica o radio). Esta conexión le permite a un usuario que tenga asignados los permisos requeridos diagnosticar, monitorear y operar cualquier parte del sistema desde cualquier nodo de la red. Ademas se optimizan los recursos puesto que se cuenta con una sola licencia principal de manejo del servidor/base de datos, una licencia de ingenieria para la estacion de configuracion y modificacion de las estaciones y las licencias requeridas para las estaciones de operación.

El sistema de control distribuido con múltiples nodos de control y procesamiento centralizado proporciona la oportunidad de analizar todo el sistema de producción, inyección y tratamiento del campo de manera completa en un solo punto, el edificio de la planta de inyección de agua, donde se busca con estas buenas prácticas, la implementación de un centro integrado de operaciones, para lo cual se cuenta con un espacio adecuado con 2 pantallas LCD industriales de 42” y 3 pantallas para las estaciones, un operador dedicado solo para monitoreo y control del los nodos de la planta de inyeccion de agua, estacion de bombeo, estacion garzas y planta deshidratadora, con operadores de patio como soporte, y posiblidad de monitoreo de la planta compresora, estacion auxiliar e isla iv (las cuales cuentan con su propio operador en sitio)

Beneficios

En este caso concreto, particularmente en los nodos de la isla VI (nodo planta de inyeccion de agua, planta deshidratadora y estacion de bombeo), se logro pasar de una estructura donde se contaba con un total de 4 operadores donde cada operador debia monitorear su respectivo HMI en el cuarto de operaciones y al mismo tiempo supervisar operaciones de patio, generando de esta manera intervalos de tiempo de no supervision de otros procesos, a una atencion exclusiva por parte de un tablerista en el cuarto de operación para la planta de inyeccion, planta deshidratadora y estacion de bombeo mas el monitoreo de la estacion Garzas (nodo 5), y operadores de apoyo en patio para cada planta, pero asegurando la supervision continua de los procesos.

Con la informacion del proceso completo (extraccion, recoleccion, bombeo, tratamiento, inyeccion y manejo del gas) centralizado en un cuarto de control donde se puede tener un monitoreo y control de las estaciones se logra optimizar la operación de los procesos, diagnostico y mantenimiento, generando una mejora en la toma de decisiones.De igual forma se cuenta con herramientas de diagnostico de los equipos de instrumentación y control, así como también una gran base de datos centralizada e y con históricos de variables críticas de los procesos para ser usada en el análisis del funcionamiento de los diferentes equipos (bombas, compresores, filtros, motores, válvulas).

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Ingeniero de mantenimiento y confiabilidad de la especialidad de instrumentación y control ( I M C ) d e l c a m p o C a n t a g a l l o , Superintendencia de Operaciones del Rio (SOR), Gerencia Regional Magdalena Medio (GRM), Ecopetrol, ingeniero electrónico e ingen ie ro indus t r ia l eg resado de la Universidad de los Andes, con especialización en evaluación y gerencia de proyectos de la Universidad Industrial de Santander

Oscar Alfonso Navia Niño, Líder de medición y automatización de la Superintendencia de operaciones del Rio en Ecopetrol, es ingeniero Electrónico (2006), egresado de la universidad Pontificia Bolivariana, Bucaramanga, tiene una Maestría en Gestión de la Industria de los Hidrocarburos en la universidad de viña del Mar en Chile, actualmente se encuentra cursando una Especialización en Gerencia en la Universidad Pontificia Bolivariana.

Per�l profesional Per�l profesional

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El diseño de esta arquitectura de comunicaciones contempla un modulo principal (servidor) ubicado en la edificación de la planta de inyección de agua en la zona de gabinetes, en la estación Isla VI (figura 2). En el cual se tiene centralizada la información de los nodos de operación (base de datos de los controles de cada nodo) en un equipo servidor de tipo rack con acceso restringido, redundancia en discos de almacenamiento y fuentes de alimentación. Una estación (servidor) exclusiva para la integración con aplicaciones de terceros como la aplicación de monitoreo de pozos productores y de generación de reportes, y una estación adecuada y licenciada para modificaciones de configuración y mantenimiento, independiente a la estación centralizadora de la información.

Todos los nodos mencionados se encuentran conectados a través de una red de comunicaciones redundante que utiliza capas físicas diferentes (cable Ethernet, fibra óptica o radio). Esta conexión le permite a un usuario que tenga asignados los permisos requeridos diagnosticar, monitorear y operar cualquier parte del sistema desde cualquier nodo de la red. Ademas se optimizan los recursos puesto que se cuenta con una sola licencia principal de manejo del servidor/base de datos, una licencia de ingenieria para la estacion de configuracion y modificacion de las estaciones y las licencias requeridas para las estaciones de operación.

El sistema de control distribuido con múltiples nodos de control y procesamiento centralizado proporciona la oportunidad de analizar todo el sistema de producción, inyección y tratamiento del campo de manera completa en un solo punto, el edificio de la planta de inyección de agua, donde se busca con estas buenas prácticas, la implementación de un centro integrado de operaciones, para lo cual se cuenta con un espacio adecuado con 2 pantallas LCD industriales de 42” y 3 pantallas para las estaciones, un operador dedicado solo para monitoreo y control del los nodos de la planta de inyeccion de agua, estacion de bombeo, estacion garzas y planta deshidratadora, con operadores de patio como soporte, y posiblidad de monitoreo de la planta compresora, estacion auxiliar e isla iv (las cuales cuentan con su propio operador en sitio)

Beneficios

En este caso concreto, particularmente en los nodos de la isla VI (nodo planta de inyeccion de agua, planta deshidratadora y estacion de bombeo), se logro pasar de una estructura donde se contaba con un total de 4 operadores donde cada operador debia monitorear su respectivo HMI en el cuarto de operaciones y al mismo tiempo supervisar operaciones de patio, generando de esta manera intervalos de tiempo de no supervision de otros procesos, a una atencion exclusiva por parte de un tablerista en el cuarto de operación para la planta de inyeccion, planta deshidratadora y estacion de bombeo mas el monitoreo de la estacion Garzas (nodo 5), y operadores de apoyo en patio para cada planta, pero asegurando la supervision continua de los procesos.

Con la informacion del proceso completo (extraccion, recoleccion, bombeo, tratamiento, inyeccion y manejo del gas) centralizado en un cuarto de control donde se puede tener un monitoreo y control de las estaciones se logra optimizar la operación de los procesos, diagnostico y mantenimiento, generando una mejora en la toma de decisiones.De igual forma se cuenta con herramientas de diagnostico de los equipos de instrumentación y control, así como también una gran base de datos centralizada e y con históricos de variables críticas de los procesos para ser usada en el análisis del funcionamiento de los diferentes equipos (bombas, compresores, filtros, motores, válvulas).

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Ingeniero de mantenimiento y confiabilidad de la especialidad de instrumentación y control ( I M C ) d e l c a m p o C a n t a g a l l o , Superintendencia de Operaciones del Rio (SOR), Gerencia Regional Magdalena Medio (GRM), Ecopetrol, ingeniero electrónico e ingen ie ro indus t r ia l eg resado de la Universidad de los Andes, con especialización en evaluación y gerencia de proyectos de la Universidad Industrial de Santander

Oscar Alfonso Navia Niño, Líder de medición y automatización de la Superintendencia de operaciones del Rio en Ecopetrol, es ingeniero Electrónico (2006), egresado de la universidad Pontificia Bolivariana, Bucaramanga, tiene una Maestría en Gestión de la Industria de los Hidrocarburos en la universidad de viña del Mar en Chile, actualmente se encuentra cursando una Especialización en Gerencia en la Universidad Pontificia Bolivariana.

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Resumen— La ingeniería de seguridad ha tenido fuertes transformaciones en los últimos años. Si bien las normas prescriptivas son de amplia aplicación hoy en día, la norma IEC 61508 que abarca la gestión de la seguridad de los sistemas e léc t r i cos , e lec t rón icos y e lec t rón icos programables (E/E/PE) ha ejercido una enorme influencia en la implementación de los sistemas de seguridad. La norma se fundamenta en objetivos y el diseño se basa en el riesgo inherente a la instalación. Ello obliga a que la gerencia la comprenda y la aplique correctamente. Este documento ofrece una introducción a la seguridad funcional y busca servir de guía para la aplicación de la norma IEC 61511, implementación específica de la IEC 61508 para la industria de proceso. No se aborda en el cuerpo del documento el análisis

matemático requerido en algunas de las sub-etapas del ciclo de vida de la seguridad de IEC 61511. Mas bien, su enfoque se ha orientado a describir una forma de aplicar la norma en proyectos que incluyen el diseño, montaje y puesta en marcha de sistemas de seguridad industriales.

Palabras clave— IEC61511, Análisis de riesgo, Seguridad Funcional.

Las técnicas presentadas han sido validadas correctamente en proyectos reales; no obstante, su correcta aplicación depende enteramente del responsable a cargo.

1. INTRODUCCIÓNLa norma IEC 61508, estándar orientado fundamentalmente hacia los aspectos a tener en cuenta para la utilización de los sistemas E/E/PE que desempeñan funciones de seguridad, parte del principio básico que un proceso determinado supone un riesgo a la seguridad o al medio ambiente si algo fallase en el equipo o en el proceso en sí. La norma trata de resolver o minimizar los problemas en los procesos y los fallos en los equipos permitiendo gerenciar la seguridad de los procesos de manera sistemática y con base en los r iesgos existentes o identificados. Para reducir dichos riesgos, se acude a funciones de seguridad que en conjunto, constituyen un sistema instrumentado de seguridad (SIS).

La norma IEC 61508 sirve igualmente de base para el desarrollo de sistemas relacionados con la seguridad en sectores específicos donde no existan normas de aplicación. Para la industria de proceso este estándar específico es IEC 61511 [1].

Es importante comprender que IEC 61511 no es una norma para diseñar. En efecto, es una norma para gestionar la seguridad de un sistema desde su diseño hasta su desmonte. La norma a su vez, se fundamenta en el concepto del “Ciclo de vida de la seguridad”, el cual describe las actividades necesarias para la especificación, desarrollo y el funcionamiento de un SIS. En éste se ahondará posteriormente.

Todo empleador es responsable de garantizar, tan apropiadamente como sea posible, la salud, seguridad y bienestar de sus empleados en su sitio de trabajo. Ello implica, tanto como sea posible, que sus sistemas de trabajo sean seguros y no supongan riesgos para la salud e integridad de sus trabajadores. De igual forma, sus actividades

d e b e n d e s a r r o l l a r s e d e m a n e r a q u e , razonablemente, no ofrezcan un riesgo a terceros. Lo anterior lleva a que el responsable final tenga la obligación de controlar el riesgo en su lugar de trabajo. IEC 61511 aplicada específicamente en la industria de proceso, y su fundamento, el ciclo de vida de la seguridad, proporcionan una metodología sistemática para la gestión del riesgo. La información que disponga el gerente y el demostrar que real y metódicamente cumplió con IEC 61511, se convierten en una de sus defensas en caso que como consecuencia de un evento peligroso alguien resultara herido o afectado pues utiliza la mejor buena práctica a su disposición en la industria para la gestión del riesgo.

2. LISTA DE ACRÓNIMOS� ACR: Análisis Cuantitativo de riesgos.� BPCS: Basic Process Control System

(Sistema de Control Básico del Proceso).� HAZID: Hazard identification (Identificación de

peligros / riesgos).� HAZOP: Hazard and Operability Study

(Estudio de Peligros y Operabilidad).� I E C : I n t e r n a t i o n a l E l e c t r o t e c h n i c a l

Commission (Comis ión Internacional Electrotécnica).

� IPL: Independent Protection Layer (Capa Independiente de Protección).

� LOPA: Layer Of Protection Analysis (Análisis de Capas de Protección).

� PFD: Probability of Failure on Demand (Probabilidad de Falla en Demanda).

� RRF: Risk Reduction Factor (Factor de Reducción de Riesgo).

� SIF: Safety Instrumented Function (Función Instrumentada de Seguridad).

� SIL: Safety Integrity Level (Nivel de Integridad de Seguridad).

� SIS: Safety Instrumented System (Sistema Instrumentado de Seguridad).

The application of life-cycle in designing safety systems

pgomez@iycsa.com.co

La aplicación del ciclo de vida

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Resumen— La ingeniería de seguridad ha tenido fuertes transformaciones en los últimos años. Si bien las normas prescriptivas son de amplia aplicación hoy en día, la norma IEC 61508 que abarca la gestión de la seguridad de los sistemas e léc t r i cos , e lec t rón icos y e lec t rón icos programables (E/E/PE) ha ejercido una enorme influencia en la implementación de los sistemas de seguridad. La norma se fundamenta en objetivos y el diseño se basa en el riesgo inherente a la instalación. Ello obliga a que la gerencia la comprenda y la aplique correctamente. Este documento ofrece una introducción a la seguridad funcional y busca servir de guía para la aplicación de la norma IEC 61511, implementación específica de la IEC 61508 para la industria de proceso. No se aborda en el cuerpo del documento el análisis

matemático requerido en algunas de las sub-etapas del ciclo de vida de la seguridad de IEC 61511. Mas bien, su enfoque se ha orientado a describir una forma de aplicar la norma en proyectos que incluyen el diseño, montaje y puesta en marcha de sistemas de seguridad industriales.

Palabras clave— IEC61511, Análisis de riesgo, Seguridad Funcional.

Las técnicas presentadas han sido validadas correctamente en proyectos reales; no obstante, su correcta aplicación depende enteramente del responsable a cargo.

1. INTRODUCCIÓNLa norma IEC 61508, estándar orientado fundamentalmente hacia los aspectos a tener en cuenta para la utilización de los sistemas E/E/PE que desempeñan funciones de seguridad, parte del principio básico que un proceso determinado supone un riesgo a la seguridad o al medio ambiente si algo fallase en el equipo o en el proceso en sí. La norma trata de resolver o minimizar los problemas en los procesos y los fallos en los equipos permitiendo gerenciar la seguridad de los procesos de manera sistemática y con base en los r iesgos existentes o identificados. Para reducir dichos riesgos, se acude a funciones de seguridad que en conjunto, constituyen un sistema instrumentado de seguridad (SIS).

La norma IEC 61508 sirve igualmente de base para el desarrollo de sistemas relacionados con la seguridad en sectores específicos donde no existan normas de aplicación. Para la industria de proceso este estándar específico es IEC 61511 [1].

Es importante comprender que IEC 61511 no es una norma para diseñar. En efecto, es una norma para gestionar la seguridad de un sistema desde su diseño hasta su desmonte. La norma a su vez, se fundamenta en el concepto del “Ciclo de vida de la seguridad”, el cual describe las actividades necesarias para la especificación, desarrollo y el funcionamiento de un SIS. En éste se ahondará posteriormente.

Todo empleador es responsable de garantizar, tan apropiadamente como sea posible, la salud, seguridad y bienestar de sus empleados en su sitio de trabajo. Ello implica, tanto como sea posible, que sus sistemas de trabajo sean seguros y no supongan riesgos para la salud e integridad de sus trabajadores. De igual forma, sus actividades

d e b e n d e s a r r o l l a r s e d e m a n e r a q u e , razonablemente, no ofrezcan un riesgo a terceros. Lo anterior lleva a que el responsable final tenga la obligación de controlar el riesgo en su lugar de trabajo. IEC 61511 aplicada específicamente en la industria de proceso, y su fundamento, el ciclo de vida de la seguridad, proporcionan una metodología sistemática para la gestión del riesgo. La información que disponga el gerente y el demostrar que real y metódicamente cumplió con IEC 61511, se convierten en una de sus defensas en caso que como consecuencia de un evento peligroso alguien resultara herido o afectado pues utiliza la mejor buena práctica a su disposición en la industria para la gestión del riesgo.

2. LISTA DE ACRÓNIMOS� ACR: Análisis Cuantitativo de riesgos.� BPCS: Basic Process Control System

(Sistema de Control Básico del Proceso).� HAZID: Hazard identification (Identificación de

peligros / riesgos).� HAZOP: Hazard and Operability Study

(Estudio de Peligros y Operabilidad).� I E C : I n t e r n a t i o n a l E l e c t r o t e c h n i c a l

Commission (Comis ión Internacional Electrotécnica).

� IPL: Independent Protection Layer (Capa Independiente de Protección).

� LOPA: Layer Of Protection Analysis (Análisis de Capas de Protección).

� PFD: Probability of Failure on Demand (Probabilidad de Falla en Demanda).

� RRF: Risk Reduction Factor (Factor de Reducción de Riesgo).

� SIF: Safety Instrumented Function (Función Instrumentada de Seguridad).

� SIL: Safety Integrity Level (Nivel de Integridad de Seguridad).

� SIS: Safety Instrumented System (Sistema Instrumentado de Seguridad).

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3. EL CICLO DE VIDA DE LA SEGURIDADEl cumplir rigurosamente con cada requisito de IEC 61511 no es fácil de demostrar ya que las decisiones se toman en aras de reducir el riesgo y el estricto cumplimiento depende de diversos factores entre los que se pueden considerar, como ejemplo, el tipo de peligros, el impacto de las consecuencias, el RRF requerido o la misma tecnología empleada.

En plantas nuevas es clara la necesidad de aplicar las buenas prácticas en el diseño de las mismas e IEC 61511 constituye, para la industria de proceso, la mejor información en este caso. El operar plantas existentes y/o diseñadas antes de la publicación de IEC 61511, supone igualmente controlar los riesgos a los que estan expuestos los trabajadores o terceros que pudiesen verse afectados. Aquí ANSI/ISA 84.01[2], que es en esencia la misma norma IEC 61511, establece que para un SIS diseñado y construido con anterioridad a la publicación del estándar el propietario debe determinar que sus equipos hayan sido diseñados, mantenidos, probados y colocados en funcionamiento de manera segura.

El ciclo de vida de la seguridad comprende tres fases fundamentales: la fase de análisis, la fase de realización y la fase de operación. Gráficamente y sin ser rigurosos, este podría ser representado como lo muestra la figura 1.

Considerando que se ha decidido aplicar el ciclo de vida en el diseño, instalación, puesta en marcha y operación de un sistema de seguridad, la fase de análisis incluye todas las actividades asociadas con la determinación de los peligros del proceso, la

secuencia de los eventos, sus riesgos y su cuantificación, consecuencias de los eventos, la reducción de riesgo requerida para alcanzar el nivel de riesgo tolerable por el operador de la planta, las SIFs necesarias para alcanzar el nivel de riesgo tolerable y su SIL asociado. Típicamente, un proyecto de ingeniería involucra desarrollar la ingeniería conceptual, básica y de detalle del sistema de seguridad. Durante la fase de ingeniería conceptual normalmente no se aplica el ciclo de vida de la seguridad y en ella usualmente se realiza solo una identificación preliminar de riesgos a través de herramientas tales como el HAZID. Definido conceptualmente el sistema, se procede con la ingeniería básica donde el ciclo de vida comienza a ser realmente valioso para el dueño de la planta.

En ella, la identificación de los peligros y eventos del proceso, sus consecuencias, los riesgos y su valoración cuantitativa o semi-cuantitativa, se lleva a cabo mediante herramientas de análisis tales como el HAZOP, ACR y en aplicaciones sencillas con un WHAT-IF.

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3. EL CICLO DE VIDA DE LA SEGURIDADEl cumplir rigurosamente con cada requisito de IEC 61511 no es fácil de demostrar ya que las decisiones se toman en aras de reducir el riesgo y el estricto cumplimiento depende de diversos factores entre los que se pueden considerar, como ejemplo, el tipo de peligros, el impacto de las consecuencias, el RRF requerido o la misma tecnología empleada.

En plantas nuevas es clara la necesidad de aplicar las buenas prácticas en el diseño de las mismas e IEC 61511 constituye, para la industria de proceso, la mejor información en este caso. El operar plantas existentes y/o diseñadas antes de la publicación de IEC 61511, supone igualmente controlar los riesgos a los que estan expuestos los trabajadores o terceros que pudiesen verse afectados. Aquí ANSI/ISA 84.01[2], que es en esencia la misma norma IEC 61511, establece que para un SIS diseñado y construido con anterioridad a la publicación del estándar el propietario debe determinar que sus equipos hayan sido diseñados, mantenidos, probados y colocados en funcionamiento de manera segura.

El ciclo de vida de la seguridad comprende tres fases fundamentales: la fase de análisis, la fase de realización y la fase de operación. Gráficamente y sin ser rigurosos, este podría ser representado como lo muestra la figura 1.

Considerando que se ha decidido aplicar el ciclo de vida en el diseño, instalación, puesta en marcha y operación de un sistema de seguridad, la fase de análisis incluye todas las actividades asociadas con la determinación de los peligros del proceso, la

secuencia de los eventos, sus riesgos y su cuantificación, consecuencias de los eventos, la reducción de riesgo requerida para alcanzar el nivel de riesgo tolerable por el operador de la planta, las SIFs necesarias para alcanzar el nivel de riesgo tolerable y su SIL asociado. Típicamente, un proyecto de ingeniería involucra desarrollar la ingeniería conceptual, básica y de detalle del sistema de seguridad. Durante la fase de ingeniería conceptual normalmente no se aplica el ciclo de vida de la seguridad y en ella usualmente se realiza solo una identificación preliminar de riesgos a través de herramientas tales como el HAZID. Definido conceptualmente el sistema, se procede con la ingeniería básica donde el ciclo de vida comienza a ser realmente valioso para el dueño de la planta.

En ella, la identificación de los peligros y eventos del proceso, sus consecuencias, los riesgos y su valoración cuantitativa o semi-cuantitativa, se lleva a cabo mediante herramientas de análisis tales como el HAZOP, ACR y en aplicaciones sencillas con un WHAT-IF.

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Del análisis HAZOP se identifican los eventos que pueden ser candidatos a contener una SIF para llevar su riesgo a un nivel tolerable para el dueño de la instalación. Dichos eventos son analizados a través de métodos cuantitativos (análisis de árboles de evento, análisis de Markov, entre otros) o semi cuantitativos siendo entre estos últimos muy aplicado el LOPA. En el LOPA, para cada evento peligroso considerado, se define la contribución de cada IPL en la reducción del riesgo existente para el evento en cuestión. Ejemplos de IPL son: El BPCS, válvulas de alivio, entre otros. La contribución de cada IPL en la reducción de riesgo esta relacionada con la PFD del elemento considerado. Calculada la PFD total a partir de las contribuciones de las diversas IPLs existentes, se obtiene la frecuencia con que se presenta la condición peligrosa con capas de protección ex is ten tes en e l p roceso ( “F recuenc ia intermedia”). Esta frecuencia se compara con la tolerada por el dueño de planta para obtener el RRF a ser aportado por la SIF a incluir en el SIS. El RRF de la función determina por defecto el SIL de la SIF ya que matemáticamente, puede expresarse la PFD = 1/RRF.

Como puede observarse en la figura 2, la Probabilidad de falla en demanda (PFD) esta asociada a un nivel de integridad de seguridad SIL.

Ha de notarse que es fundamental conocer el nivel de riesgo tolerable por el dueño de la instalación para llevar a cabo la fase de análisis del ciclo de vida de la seguridad. Como ejemplo, es ampliamente aceptado como límite individual de fallecimiento para empleados 1 en 100.000 al año

(1.0E-05) y para la población en general 1.0E-06.

Esencialmente, la “salida” de la fase de análisis del ciclo de vida de la seguridad, es el informe de Análisis de Capas de Protección “LOPA”.Culminada la fase de análisis y considerando las SIFs definidas, se inicia la fase de “realización” la cual incluye el diseño del SIS.

El diseño involucra, entre otros aspectos, el desarrollo de un proceso matemático iterativo que considera el tiempo de misión del proceso, su tiempo de respuesta, las paradas programadas de planta, la confiabilidad de las fuentes de alimentación, fallas de modo común, esquemas de votación y configuración de las SIFs, etc. Para el desarrollo de cálculos en la etapa de ingeniería bás ica no rma lmente no se cons ide ran proveedores específicos sino equipos “genéricos” a fin de ser conservadores. La salida de la etapa de real ización son las Especi f icaciones de Requerimientos de Seguridad (SRS) y el diseño del SIS. Estas SRS, para la etapa de ingeniería básica, son llamadas por algunos dueños de planta “SRS iniciales”.

En la etapa de ingeniería de detalle, el ciclo de vida vuelve a aplicarse incluyendo los ajustes de proceso propios de esta etapa. Es decir, se lleva a cabo el HAZOP, LOPA o ACR (si aplicare) y el diseño del SIS propiamente dicho pero incluyendo,

si es el caso, marcas utilizadas por el dueño de planta a fin de facilitar el posterior mantenimiento de las SIFs y el manejo del cambio en la implementación del sistema de seguridad.

La salida de la etapa de realización en la fase de ingeniería detallada es el diseño del SIS y las SRS las cuales, algunas veces, son llamadas “SRS detalladas”. Culminada la etapa de realización de ingeniería detallada, se inicia la fase de Operación que incluye el montaje, pruebas y validación del SIS. La validación a veces es erróneamente no ejecutada, dejando “abierto” el ciclo de vida de la seguridad. Ella permite confirmar que lo que será puesto en funcionamiento, se instaló y cumple la intención de diseño definida en las SRS. Es decir, constituye el cierre del ciclo de vida de la seguridad iniciado en la ingeniería básica.

Cada vez que ocurren cambios en el SIS, debe aplicarse el ciclo de vida de la seguridad. Si bien la metodología definida por IEC 61511 es consistente y permite gestionar eficientemente la seguridad funcional, es claro que no es suficiente.

En el desarrollo de análisis probabilísticos, los eventos iniciadores de la cadena son usualmente asumidos como mutuamente excluyentes. Si bien esto simplifica el análisis matemático, podría no ser necesariamente real. Un número de “coincidencias” contribuyeron a la catástrofe de Bhopal o al accidente de Texas por no nombrar tragedias nacionales o latinoamericanas. Aunque el primer evento en la cadena es a menudo llamado el “evento iniciador”, la selección de éste puede ser realizada porque es familiar, porque constituye la desviación a un estándar o simplemente se hace de manera arbitraria. Sin embargo eventos previos, condiciones sociales, decisiones gerenciales e incluso factores políticos contribuyen a los accidentes. Si realmente se

desea reducir las pérdidas humanas y de los activos, los ingenieros no pueden continuar enfocándose solamente en la funcionalidad e integridad ignorando variables adicionales que impactan la seguridad. El futuro de la seguridad seguramente llevará a incluir estas variables en el análisis.

REFERENCIAS

[1] IEC 61511-2004, Part 1 to 3, “Functional Safety of Electrical/Electronic/Programmable Electronic Systems”.[2] ANSI/ISA 84.00.01, Part 1 to 3 – 2004, (IEC Mod), “Functional Safety: Safety Instrumented Systems for the Process industry sector”.

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Pedro Alejandro Gómez García, es Director de Proyectos & Soluciones en Instrumentos & Controles S.A. PMP - PMI, Técnico Electricista – ITS Bucaramanga, Ing. Electricista - UIS, estudios de Maestría en Ing. Eléctrica – U. Los Andes. Mas de 15 años de experiencia en el diseño, montaje y puesta en marcha de sistemas de control y seguridad. Su actual campo de interés técnico es el análisis de riesgos en sistemas socio-técnicos y cultura de seguridad.

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Del análisis HAZOP se identifican los eventos que pueden ser candidatos a contener una SIF para llevar su riesgo a un nivel tolerable para el dueño de la instalación. Dichos eventos son analizados a través de métodos cuantitativos (análisis de árboles de evento, análisis de Markov, entre otros) o semi cuantitativos siendo entre estos últimos muy aplicado el LOPA. En el LOPA, para cada evento peligroso considerado, se define la contribución de cada IPL en la reducción del riesgo existente para el evento en cuestión. Ejemplos de IPL son: El BPCS, válvulas de alivio, entre otros. La contribución de cada IPL en la reducción de riesgo esta relacionada con la PFD del elemento considerado. Calculada la PFD total a partir de las contribuciones de las diversas IPLs existentes, se obtiene la frecuencia con que se presenta la condición peligrosa con capas de protección ex is ten tes en e l p roceso ( “F recuenc ia intermedia”). Esta frecuencia se compara con la tolerada por el dueño de planta para obtener el RRF a ser aportado por la SIF a incluir en el SIS. El RRF de la función determina por defecto el SIL de la SIF ya que matemáticamente, puede expresarse la PFD = 1/RRF.

Como puede observarse en la figura 2, la Probabilidad de falla en demanda (PFD) esta asociada a un nivel de integridad de seguridad SIL.

Ha de notarse que es fundamental conocer el nivel de riesgo tolerable por el dueño de la instalación para llevar a cabo la fase de análisis del ciclo de vida de la seguridad. Como ejemplo, es ampliamente aceptado como límite individual de fallecimiento para empleados 1 en 100.000 al año

(1.0E-05) y para la población en general 1.0E-06.

Esencialmente, la “salida” de la fase de análisis del ciclo de vida de la seguridad, es el informe de Análisis de Capas de Protección “LOPA”.Culminada la fase de análisis y considerando las SIFs definidas, se inicia la fase de “realización” la cual incluye el diseño del SIS.

El diseño involucra, entre otros aspectos, el desarrollo de un proceso matemático iterativo que considera el tiempo de misión del proceso, su tiempo de respuesta, las paradas programadas de planta, la confiabilidad de las fuentes de alimentación, fallas de modo común, esquemas de votación y configuración de las SIFs, etc. Para el desarrollo de cálculos en la etapa de ingeniería bás ica no rma lmente no se cons ide ran proveedores específicos sino equipos “genéricos” a fin de ser conservadores. La salida de la etapa de real ización son las Especi f icaciones de Requerimientos de Seguridad (SRS) y el diseño del SIS. Estas SRS, para la etapa de ingeniería básica, son llamadas por algunos dueños de planta “SRS iniciales”.

En la etapa de ingeniería de detalle, el ciclo de vida vuelve a aplicarse incluyendo los ajustes de proceso propios de esta etapa. Es decir, se lleva a cabo el HAZOP, LOPA o ACR (si aplicare) y el diseño del SIS propiamente dicho pero incluyendo,

si es el caso, marcas utilizadas por el dueño de planta a fin de facilitar el posterior mantenimiento de las SIFs y el manejo del cambio en la implementación del sistema de seguridad.

La salida de la etapa de realización en la fase de ingeniería detallada es el diseño del SIS y las SRS las cuales, algunas veces, son llamadas “SRS detalladas”. Culminada la etapa de realización de ingeniería detallada, se inicia la fase de Operación que incluye el montaje, pruebas y validación del SIS. La validación a veces es erróneamente no ejecutada, dejando “abierto” el ciclo de vida de la seguridad. Ella permite confirmar que lo que será puesto en funcionamiento, se instaló y cumple la intención de diseño definida en las SRS. Es decir, constituye el cierre del ciclo de vida de la seguridad iniciado en la ingeniería básica.

Cada vez que ocurren cambios en el SIS, debe aplicarse el ciclo de vida de la seguridad. Si bien la metodología definida por IEC 61511 es consistente y permite gestionar eficientemente la seguridad funcional, es claro que no es suficiente.

En el desarrollo de análisis probabilísticos, los eventos iniciadores de la cadena son usualmente asumidos como mutuamente excluyentes. Si bien esto simplifica el análisis matemático, podría no ser necesariamente real. Un número de “coincidencias” contribuyeron a la catástrofe de Bhopal o al accidente de Texas por no nombrar tragedias nacionales o latinoamericanas. Aunque el primer evento en la cadena es a menudo llamado el “evento iniciador”, la selección de éste puede ser realizada porque es familiar, porque constituye la desviación a un estándar o simplemente se hace de manera arbitraria. Sin embargo eventos previos, condiciones sociales, decisiones gerenciales e incluso factores políticos contribuyen a los accidentes. Si realmente se

desea reducir las pérdidas humanas y de los activos, los ingenieros no pueden continuar enfocándose solamente en la funcionalidad e integridad ignorando variables adicionales que impactan la seguridad. El futuro de la seguridad seguramente llevará a incluir estas variables en el análisis.

REFERENCIAS

[1] IEC 61511-2004, Part 1 to 3, “Functional Safety of Electrical/Electronic/Programmable Electronic Systems”.[2] ANSI/ISA 84.00.01, Part 1 to 3 – 2004, (IEC Mod), “Functional Safety: Safety Instrumented Systems for the Process industry sector”.

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Pedro Alejandro Gómez García, es Director de Proyectos & Soluciones en Instrumentos & Controles S.A. PMP - PMI, Técnico Electricista – ITS Bucaramanga, Ing. Electricista - UIS, estudios de Maestría en Ing. Eléctrica – U. Los Andes. Mas de 15 años de experiencia en el diseño, montaje y puesta en marcha de sistemas de control y seguridad. Su actual campo de interés técnico es el análisis de riesgos en sistemas socio-técnicos y cultura de seguridad.

Per�l profesional

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8 ABLERO

a un vehículo convencional

Resumen— Este es un documento donde se podrá observar y analizar, las limitaciones de la industria colombiana; haciendo una ponderación de lo que esta requiere para generar una evolución tecnológica

centralizada en los vehículos de combustión interna, ya que estos son los mayores contaminantes del medio ambiente por su gran demanda de usuarios. Cabe resaltar que debido a ese déficit mencionado

anteriormente el país se ha visto en la necesidad de importar esta tecnología con una baja aceptación debido a sus elevados costos.

Palabras Claves: Generación de energía, Medio ambiente, Movilidad y Extracción del Combustible.

Abstract—This is a document where you can observe and analyze the limitations of the Colombian industry, making a balance of what is required to generate a centralized technological developments in internal combustion vehicles, as these are the biggest polluters of the environment by the high demand of users. It should be noted that due to the deficit above the country has seen the need to import this technology with a low acceptance due to their high costs.

Key Words: Power Generation, Environment, Mobility and Fuel Extraction.

1. INTRODUCCIÓN

La búsqueda de nuevas alternativas de energía en la actualidad, es lo que está imponiendo las nuevas tendencias en movilización y generación de energía mecánica garantizando que la industria sea más amigable con el medio ambiente, esto representa un avance en el desarrollo de tecnologías limpias, buscando a l te rna t i vas pa ra no depender de l os combustibles fósiles, el cual su extracción y consumo ha generado problemas ambientales a nivel mundial.

En Colombia se ha visto la necesidad de empezar la implementación de tecnologías más amigables para el medio ambiente, generando un mejor nivel de vida medioambiental, este proceso se ha visto afectado por los elevados costos que representa la adquisición de esta tecnología, ya que la industria del país (Colombia) no tiene la

capacidad y tampoco los recursos necesarios para evolucionar en este aspecto.

Sin embargo el gobierno ha implementado políticas de desarrollo que buscan que las energías limpias tengan una mejor aceptación por la industria nacional logrando al mismo tiempo e star más acorde a lo propuesto por organizaciones internacionales.

A pesar de las limitaciones se busca visualizar la viabilidad de la producción de vehículos eléctricos colombianos, generando así alternativas económicas y confiables.

2. JUSTIFICACION

Pensando en una nueva tecnología la cual funcione a partir de la producción de energías limpias, las cuales contribuyan al PEN “Plan Energético Nacional” que tiene como objetivo el desarrollo de energías renovables en el país y el impacto socio económico visto desde una perspectiva de política nacional.

3. ETAPA INICIAL DEL PROYECTO

Motor y carroceriaComo fase inicial, se adquirió un motor eléctrico trifásico HPGC AC50-01 el cual es alimentado por 9 baterías de ion-litio conectadas en serie, el motor es controlado por medio de un controlador que administrara la relación de consumo potencia, además del control del sistema de freno regenerativo.

Caracteristicas del motor

� Potencia: 56 HP pico, 15 HP continuos (2 flechas de salida).

� Torque máximo aproximado 14KNm.

Guáqueta. Andrés Felipe, Malagón. Cristian Camilo y Montoa. Jhon Alexander.Facultad De Ingeniería Mecánica, Universidad Santo Tomás

Bogotá D.C., Colombia

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Resumen— Este es un documento donde se podrá observar y analizar, las limitaciones de la industria colombiana; haciendo una ponderación de lo que esta requiere para generar una evolución tecnológica

centralizada en los vehículos de combustión interna, ya que estos son los mayores contaminantes del medio ambiente por su gran demanda de usuarios. Cabe resaltar que debido a ese déficit mencionado

anteriormente el país se ha visto en la necesidad de importar esta tecnología con una baja aceptación debido a sus elevados costos.

Palabras Claves: Generación de energía, Medio ambiente, Movilidad y Extracción del Combustible.

Abstract—This is a document where you can observe and analyze the limitations of the Colombian industry, making a balance of what is required to generate a centralized technological developments in internal combustion vehicles, as these are the biggest polluters of the environment by the high demand of users. It should be noted that due to the deficit above the country has seen the need to import this technology with a low acceptance due to their high costs.

Key Words: Power Generation, Environment, Mobility and Fuel Extraction.

1. INTRODUCCIÓN

La búsqueda de nuevas alternativas de energía en la actualidad, es lo que está imponiendo las nuevas tendencias en movilización y generación de energía mecánica garantizando que la industria sea más amigable con el medio ambiente, esto representa un avance en el desarrollo de tecnologías limpias, buscando a l te rna t i vas pa ra no depender de l os combustibles fósiles, el cual su extracción y consumo ha generado problemas ambientales a nivel mundial.

En Colombia se ha visto la necesidad de empezar la implementación de tecnologías más amigables para el medio ambiente, generando un mejor nivel de vida medioambiental, este proceso se ha visto afectado por los elevados costos que representa la adquisición de esta tecnología, ya que la industria del país (Colombia) no tiene la

capacidad y tampoco los recursos necesarios para evolucionar en este aspecto.

Sin embargo el gobierno ha implementado políticas de desarrollo que buscan que las energías limpias tengan una mejor aceptación por la industria nacional logrando al mismo tiempo e star más acorde a lo propuesto por organizaciones internacionales.

A pesar de las limitaciones se busca visualizar la viabilidad de la producción de vehículos eléctricos colombianos, generando así alternativas económicas y confiables.

2. JUSTIFICACION

Pensando en una nueva tecnología la cual funcione a partir de la producción de energías limpias, las cuales contribuyan al PEN “Plan Energético Nacional” que tiene como objetivo el desarrollo de energías renovables en el país y el impacto socio económico visto desde una perspectiva de política nacional.

3. ETAPA INICIAL DEL PROYECTO

Motor y carroceriaComo fase inicial, se adquirió un motor eléctrico trifásico HPGC AC50-01 el cual es alimentado por 9 baterías de ion-litio conectadas en serie, el motor es controlado por medio de un controlador que administrara la relación de consumo potencia, además del control del sistema de freno regenerativo.

Caracteristicas del motor

� Potencia: 56 HP pico, 15 HP continuos (2 flechas de salida).

� Torque máximo aproximado 14KNm.

Guáqueta. Andrés Felipe, Malagón. Cristian Camilo y Montoa. Jhon Alexander.Facultad De Ingeniería Mecánica, Universidad Santo Tomás

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� Sistema de freno regenerativo.

Dimensiones del motor� Largo cuerpo del motor: 360 mm� Largo flecha individual : 45 mm� Diámetro cuerpo de motor : 230 mm� Diámetro flecha : 30 mm

El chasis referencia fue seleccionado de acuerdo a la relación de peso y el más acorde se evidencio

en el de un Daewoo matiz, pues una de sus características es su bajo peso (300 Kg), otra ventaja es la de ser un chasis auto portante (carrocería adherida al mismo), facilitando así el proceso de montaje de todas las partes mecánicas.

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� Sistema de freno regenerativo.

Dimensiones del motor� Largo cuerpo del motor: 360 mm� Largo flecha individual : 45 mm� Diámetro cuerpo de motor : 230 mm� Diámetro flecha : 30 mm

El chasis referencia fue seleccionado de acuerdo a la relación de peso y el más acorde se evidencio

en el de un Daewoo matiz, pues una de sus características es su bajo peso (300 Kg), otra ventaja es la de ser un chasis auto portante (carrocería adherida al mismo), facilitando así el proceso de montaje de todas las partes mecánicas.

buscando la mejor eficiencia.

Como parte final del proyecto se realizó el montaje de toda la parte de confort: silletería, tablero de mando, panorámico, carpa protectora y barra antivuelco.

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Primera fase: recuperación y modificación del chasis base

En la imagen anterior se visualiza el exterior del modificado del prototipo a trabajar.

Implementación del sistema de sujeción motor eléctrico-caja de velocidades-chasis.

cuyo objetivo primordial es aumentar la fuerza del frenado en el momento de su accionamiento, utilizando una bomba de vacío.

´

Instalación de la bomba de vacío para reemplazar el sistema de boster, garantizando de esta manera el correcto funcionamiento de la reacción del freno.

Por otro lado la instalación de las luces delanteras y traseras se modificó en varias oportunidades

.

Desarrollo del proyecto

Una vez se llevó a cabo la adaptación de la caja de velocidades al motor eléctrico mediante los ajustes óptimos y acoples para asegurar su unión; se continuo con la instalación y distribución de las nueve baterías a lo largo del vehículo para distribuir de manera regular y uniforme el peso evitando no afectar significativamente el centro de gravedad, fue así como se ubicaron 4 baterías en la parte delantera y 5 baterías en la parte trasera, asegurando la distribución uniforme.

Puesta a punto del sistema de frenos, instalación de la bomba de vacío asistido por un servo motor,

acío

buscando la mejor eficiencia.

Como parte final del proyecto se realizó el montaje de toda la parte de confort: silletería, tablero de mando, panorámico, carpa protectora y barra antivuelco.

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Primera fase: recuperación y modificación del chasis base

En la imagen anterior se visualiza el exterior del modificado del prototipo a trabajar.

Implementación del sistema de sujeción motor eléctrico-caja de velocidades-chasis.

cuyo objetivo primordial es aumentar la fuerza del frenado en el momento de su accionamiento, utilizando una bomba de vacío.

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Instalación de la bomba de vacío para reemplazar el sistema de boster, garantizando de esta manera el correcto funcionamiento de la reacción del freno.

Por otro lado la instalación de las luces delanteras y traseras se modificó en varias oportunidades

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Desarrollo del proyecto

Una vez se llevó a cabo la adaptación de la caja de velocidades al motor eléctrico mediante los ajustes óptimos y acoples para asegurar su unión; se continuo con la instalación y distribución de las nueve baterías a lo largo del vehículo para distribuir de manera regular y uniforme el peso evitando no afectar significativamente el centro de gravedad, fue así como se ubicaron 4 baterías en la parte delantera y 5 baterías en la parte trasera, asegurando la distribución uniforme.

Puesta a punto del sistema de frenos, instalación de la bomba de vacío asistido por un servo motor,

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Las baterías, mediante el convertidor de corriente (aparato que se puede visualizar en la figura 14 de color negro), cargan a una velocidad de 1 Kw cada 30 min, hasta que las mismas alcanzan el 80% de carga, donde a partir de este momento, disminuye su velocidad de carga, a 1 Kw cada 60 min.

SISTEMA DE TRANSMISIÓNEl sistema de transmisión tiene como objetivo:

1. Administrar la potencia que suministra el motor, hacia las ruedas.2. Crear un efecto diferencial, el cual permite que las ruedas giren a distintas velocidades, en el momento de una curva, es decir, al momento de tomar una curva, la rueda exterior a la curva gira a una velocidad mayor a la rueda interior a la curva.Debido a la configuración de engranajes de la caja de cambios, la cual administra la potencia del motor, se genera una desmultiplicación en la caja

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Por ultimo visualizaremos la estado final del v e h í c u l o t e r m i n a d o c o n s u s d e b i d a s terminaciones.

La carga prueba para observar el gasto eléctrico se realizó en un barrio estrato 3 estimando así el consumo para la carga de las baterías logrando así llevar un control adecuado mediante la visualización del contador electrico.

De esta manera y durante un tiempo determinado obtuvimos la siguiente muestra del consumo de electricidad.

5. ANÁLISIS DE CONSUMO ELÉCTRICO Y DE LA TRASMISIÓN DE POTENCIA

PROCESO DE CARGA DE LAS BATERÍAS

Las baterías del vehículos son cargadas mediante corriente AC de 120 W , tiempo total estimado de carga ocho horas.

Las baterías, mediante el convertidor de corriente (aparato que se puede visualizar en la figura 14 de color negro), cargan a una velocidad de 1 Kw cada 30 min, hasta que las mismas alcanzan el 80% de carga, donde a partir de este momento, disminuye su velocidad de carga, a 1 Kw cada 60 min.

SISTEMA DE TRANSMISIÓNEl sistema de transmisión tiene como objetivo:

1. Administrar la potencia que suministra el motor, hacia las ruedas.2. Crear un efecto diferencial, el cual permite que las ruedas giren a distintas velocidades, en el momento de una curva, es decir, al momento de tomar una curva, la rueda exterior a la curva gira a una velocidad mayor a la rueda interior a la curva.Debido a la configuración de engranajes de la caja de cambios, la cual administra la potencia del motor, se genera una desmultiplicación en la caja

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Por ultimo visualizaremos la estado final del v e h í c u l o t e r m i n a d o c o n s u s d e b i d a s terminaciones.

La carga prueba para observar el gasto eléctrico se realizó en un barrio estrato 3 estimando así el consumo para la carga de las baterías logrando así llevar un control adecuado mediante la visualización del contador electrico.

De esta manera y durante un tiempo determinado obtuvimos la siguiente muestra del consumo de electricidad.

5. ANÁLISIS DE CONSUMO ELÉCTRICO Y DE LA TRASMISIÓN DE POTENCIA

PROCESO DE CARGA DE LAS BATERÍAS

Las baterías del vehículos son cargadas mediante corriente AC de 120 W , tiempo total estimado de carga ocho horas.

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de cambios, esto significa que la potencia que entrega el motor, no es la misma que llega a las ruedas, presentándose una pérdida de potencia.Para obtener la potencia que llega a las llantas, necesitamos de la relación de transmisión de la caja de cambios, que son datos característicos de dicha caja, y de la potencia máxima que entrega el motor.

Estableciendo así que se presenta una pérdida de potencia del motor del 20% aproximadamente, en cada cambio.

6. MAPA DE LA DISTRIBUCIÓN DE TAREASEn el presente diagrama encontraremos de una forma detallada según la parte del vehículo donde se trabajó, el proceso que se llevó a cabo en él para lograr ensamblar todos los componentes del mismo.

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de cambios, esto significa que la potencia que entrega el motor, no es la misma que llega a las ruedas, presentándose una pérdida de potencia.Para obtener la potencia que llega a las llantas, necesitamos de la relación de transmisión de la caja de cambios, que son datos característicos de dicha caja, y de la potencia máxima que entrega el motor.

Estableciendo así que se presenta una pérdida de potencia del motor del 20% aproximadamente, en cada cambio.

6. MAPA DE LA DISTRIBUCIÓN DE TAREASEn el presente diagrama encontraremos de una forma detallada según la parte del vehículo donde se trabajó, el proceso que se llevó a cabo en él para lograr ensamblar todos los componentes del mismo.

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T

El pasado 22 de Agosto, gracias a la invitación de la Facultad de Ingeniería Mecánica de la Universidad Santo Tomas, participé como egresado en la celebración de sus 20 años, dictando una conferencia sobre avances tecnológicos y desarrollo de nuevas alternativas en la motorización de vehículos automotores. Fue así como, con la ayuda de Chevrolet, compartimos con los estudiantes nuestro conocimiento e información sobre el único vehículo eléctrico de rango extendido que hay hoy día en el país: el Chevrolet VOLT; los asistentes al seminario pudieron conocerlo, sentirlo y llevarse una percepción de la tecnología más avanzada en el mercado.

El Chevrolet VOLT es un novedoso vehículo eléctrico de rango extendido, que se diferencia mucho de los autos eléctricos convencionales. A mi parecer, es el futuro del automóvil a mediano plazo porque ofrece a los usuarios una combinación ideal de autonomía eléctrica y bajísimo costo por kilómetro recorrido; ofrece distancias de desplazamiento urbano de hasta 60 Km que permiten moverse a la oficina o a cualquier lugar en la ciudad día a día sin usar combustible.

El Chevrolet VOLT, ofrece también una impresionante eficiencia cuando sobrepasa su rango de funcionamiento eléctrico, al encender el generador eléctrico, que funciona con gasolina, brinda energía para continuar operando con propulsión eléctrica, pero “quemando gasolina” para producir la electricidad. El generador ofrece un rango adicional de 550 Km, para un total aproximado de 610 Km de autonomía combinada.

Inicialmente se piensa que el Chevrolet VOLT es un vehículo híbrido, pero realmente se encuentra lejos de serlo, el hecho de contar con un generador impulsado con un motor a gasolina de 1.4 litros, que no mueve directamente los ejes del vehículo, es decir que no lo propulsa, lo diferencia de los híbridos; en este caso, el generador produce energía para almacenar en las baterías y alimentar los motores eléctricos. Esto pone al Chevrolet VOLT en un segmento llamado “Vehículos eléctricos de rango extendido”, donde la gran diferencia

radica en que son propulsados en todo momento por motores eléctricos; la forma como se “quema gasolina” para producir electricidad y mover el auto es tan eficiente que uno pensaría, que así se deberían mover todos los autos convencionales.

Dentro del VOLT se respira un aire de vehículo prototipo, con una sobriedad y practicidad únicas, todo lo que rodea al conductor es novedoso y completo, solo se oye el “sonido del silencio”, que es como yo denomino a la sensación de marcha del Chevrolet VOLT. Por todo esto y más, el VOLT y los autos de su especie, ocuparán una gran tajada del mercado en el futuro.

Una vez todos los estudiantes conocieron de primera mano los detalles tecnológicos del Chevrolet Volt y tuvieron contacto con él, visitamos los laboratorios de la Facultad de Ingeniería Mecánica donde me esperaban con una gran sorpresa, sobre la plataforma de un Chevrolet Spark, los estudiantes de ingeniería trabajaron la adecuación de una maquinaria eléctrica, con baterías y computadores de control, para investigar la tecnología eléctrica en este laboratorio móvil, que desde la academia, podrá asesorar, con absoluta certeza y veracidad, la conveniencia o no de estos modelos de propulsión para nuestras ciudades. ¡Vaya sorpresa!, al saber que, por burocracia, papeleos y normas obsoletas de nuestra legislación, no ha sido posible hacerle un solo kilometro a este laboratorio y está detenido el avance y la iniciativa académica que tanto nos falta en el sector automotor.

Gracias a todos en la USTA, al decano y a todos sus colaboradores por esta invitación y emotivo encuentro que me regresó a las aulas después de tanto tiempo; gracias por el entusiasmo y el espíritu de los participantes, que nunca dejan de creer y de trabajar por un futuro mejor, ¡GRACIAS!

Ricardo Andrés Osorio Director Centro de Entrenamiento de Chevrolet Colmotores.

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El pasado 22 de Agosto, gracias a la invitación de la Facultad de Ingeniería Mecánica de la Universidad Santo Tomas, participé como egresado en la celebración de sus 20 años, dictando una conferencia sobre avances tecnológicos y desarrollo de nuevas alternativas en la motorización de vehículos automotores. Fue así como, con la ayuda de Chevrolet, compartimos con los estudiantes nuestro conocimiento e información sobre el único vehículo eléctrico de rango extendido que hay hoy día en el país: el Chevrolet VOLT; los asistentes al seminario pudieron conocerlo, sentirlo y llevarse una percepción de la tecnología más avanzada en el mercado.

El Chevrolet VOLT es un novedoso vehículo eléctrico de rango extendido, que se diferencia mucho de los autos eléctricos convencionales. A mi parecer, es el futuro del automóvil a mediano plazo porque ofrece a los usuarios una combinación ideal de autonomía eléctrica y bajísimo costo por kilómetro recorrido; ofrece distancias de desplazamiento urbano de hasta 60 Km que permiten moverse a la oficina o a cualquier lugar en la ciudad día a día sin usar combustible.

El Chevrolet VOLT, ofrece también una impresionante eficiencia cuando sobrepasa su rango de funcionamiento eléctrico, al encender el generador eléctrico, que funciona con gasolina, brinda energía para continuar operando con propulsión eléctrica, pero “quemando gasolina” para producir la electricidad. El generador ofrece un rango adicional de 550 Km, para un total aproximado de 610 Km de autonomía combinada.

Inicialmente se piensa que el Chevrolet VOLT es un vehículo híbrido, pero realmente se encuentra lejos de serlo, el hecho de contar con un generador impulsado con un motor a gasolina de 1.4 litros, que no mueve directamente los ejes del vehículo, es decir que no lo propulsa, lo diferencia de los híbridos; en este caso, el generador produce energía para almacenar en las baterías y alimentar los motores eléctricos. Esto pone al Chevrolet VOLT en un segmento llamado “Vehículos eléctricos de rango extendido”, donde la gran diferencia

radica en que son propulsados en todo momento por motores eléctricos; la forma como se “quema gasolina” para producir electricidad y mover el auto es tan eficiente que uno pensaría, que así se deberían mover todos los autos convencionales.

Dentro del VOLT se respira un aire de vehículo prototipo, con una sobriedad y practicidad únicas, todo lo que rodea al conductor es novedoso y completo, solo se oye el “sonido del silencio”, que es como yo denomino a la sensación de marcha del Chevrolet VOLT. Por todo esto y más, el VOLT y los autos de su especie, ocuparán una gran tajada del mercado en el futuro.

Una vez todos los estudiantes conocieron de primera mano los detalles tecnológicos del Chevrolet Volt y tuvieron contacto con él, visitamos los laboratorios de la Facultad de Ingeniería Mecánica donde me esperaban con una gran sorpresa, sobre la plataforma de un Chevrolet Spark, los estudiantes de ingeniería trabajaron la adecuación de una maquinaria eléctrica, con baterías y computadores de control, para investigar la tecnología eléctrica en este laboratorio móvil, que desde la academia, podrá asesorar, con absoluta certeza y veracidad, la conveniencia o no de estos modelos de propulsión para nuestras ciudades. ¡Vaya sorpresa!, al saber que, por burocracia, papeleos y normas obsoletas de nuestra legislación, no ha sido posible hacerle un solo kilometro a este laboratorio y está detenido el avance y la iniciativa académica que tanto nos falta en el sector automotor.

Gracias a todos en la USTA, al decano y a todos sus colaboradores por esta invitación y emotivo encuentro que me regresó a las aulas después de tanto tiempo; gracias por el entusiasmo y el espíritu de los participantes, que nunca dejan de creer y de trabajar por un futuro mejor, ¡GRACIAS!

Ricardo Andrés Osorio Director Centro de Entrenamiento de Chevrolet Colmotores.

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Desde tiempos remotos, el petróleo ha sido materia de alegrías y tristezas y miles años después su valoración comercial ha representado perspectivas buenas o nubarrones económicos. Casi todo lo relacionado con el petróleo me atrevo a enmarcarlo en descubrimientos, sea por realidad o por encubrimiento adicional a las implicaciones ambientales que han sido bastante negativas. Pero el mayor “descubrimiento” que el mismo mundo ha

hecho sobre el petróleo es el agotamiento del mismo, ya que nada es perenne, desde el mismo día que se produjo por primera vez petróleo se inicia esa carrera por extraer rápido, generar usos y aplicaciones y generar especulación antes que se acabe.

La comercialización del petróleo desde su descubrimiento ha sido materia de economistas, financistas, gurus de los negocios, empíricos, versados, etc, que debido a su valor monetario ha hecho de este maravilloso producto la fuente de dinero y empoderamiento para algunos y dependencia en otros. En 1850 el canadiense Abraham Gesner, con métodos muy ínfimos, utiliza el petróleo para producir kerosene y su aplicación en la iluminación; pero el petróleo estaba “nadando” en la superficie y por esos asares de lo que comúnmente llamamos “ley universal” es que en 1859 se perfora el primer pozo de petróleo en Titusville-Pensilvania (USA) a una profundidad de 21 metros. Se inicia la carrera exploratoria y productiva en Estados Unidos y el mundo, surgiendo personajes y entidades que se fueron convirtiendo en los referentes hasta nuestros días junto con países exclusivamente productores de petróleo (caso medio oriente).

Pero pareciera que desde el mismo instante del descubrimiento, la falacia del agotamiento del petróleo nació entre los mismos referentes como adeptos que determinan el rumbo de la geoeconómica mundial. Vayamos a entonces con lo que se vivió en el poblado de Pithole Creek, a unos 25 kilómetros de Titusville, donde se observo especulación, riqueza, caída y muerte del pueblo. “La especulación con las tierras parecía no tener límite. Una granja que prácticamente no tenía valor unos meses antes se vendió por U$1.3 millones en Julio de 1865 y se revendió por U$2 millones de dólares en septiembre (Peter Yerguin - La historia del petróleo)”. Un pueblo que paso de no más de 800 habitantes a 15000 con una producción pico de 2000 barriles por día, se convirtió en meses después en pueblo fantasma y esa granja rematada en solo U$4.37 debido a que la producción bajo (léase acabo); pero, seguidamente, en otras regiones cercanas estaban ya en el mismo proceso: produciendo más petróleo.

Desde que mi razón inicio su trabajo, recuerdo diferentes frases, titulares que esgrimían la baja de la producción mundial e inicio del fin de la era del petróleo en décadas como los 80”s, 90's y después han venido vaticinando fechas como 2015, 2030, 2050, etc. Revistas de toda índole han derramado tinta sobre el particular como por ejemplo The Economits que tituló en 2003 “el fin de la era del petróleo?”. Todo este circunloquio parece entramado para que el petróleo no sea perecedero sino que perdure y de paso genere nuevos negocios (por ejemplo biocombustibles) que de todas formas tienden a ser un factor especulativo mas para el petróleo. Bajo esta óptica, el manejo especulativo sobre el agotamiento del petróleo se ha venido manejando de acuerdo a conveniencias económicas y políticas de intereses particulares.

Los precios del barril han venido fluctuando en los 80”s y 90's entre U$10 y U$20 con un pico de U$35 entre 1990-1991 (guerra del golfo), para que finalmente en los 2000's el precio tuviera un crecimiento sostenido hasta llegar a un precio promedio en Junio de 2008 alrededor de los U$135's y que en estos momentos se mantiene en la franja de U$90 – U$110, dependiendo de circunstancias en los países poderosos económico-militar y/o poderosos en petróleo y gas, que algunas veces raya en inverosímiles como los días de caza de un presidente, peleas internas de familia, salud de algún presidente, o cualquier eventualidad que salga de disputas partisanas..Con novedosas (y costosas) técnicas de recuperación más nuevos hallazgos de petróleo, la llegada del fin del petróleo parece que dependerá de los actores influyentes en el negocio cuando confluyan en acuerdos convenientes para “todos”. Cuanto realmente queda de petróleo si a pesar de los años que se ha perforado la tierra, solo se extrae un cierto porcentaje de ese crudo existente?....

Ing. Químico, M.Sc.

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Desde tiempos remotos, el petróleo ha sido materia de alegrías y tristezas y miles años después su valoración comercial ha representado perspectivas buenas o nubarrones económicos. Casi todo lo relacionado con el petróleo me atrevo a enmarcarlo en descubrimientos, sea por realidad o por encubrimiento adicional a las implicaciones ambientales que han sido bastante negativas. Pero el mayor “descubrimiento” que el mismo mundo ha

hecho sobre el petróleo es el agotamiento del mismo, ya que nada es perenne, desde el mismo día que se produjo por primera vez petróleo se inicia esa carrera por extraer rápido, generar usos y aplicaciones y generar especulación antes que se acabe.

La comercialización del petróleo desde su descubrimiento ha sido materia de economistas, financistas, gurus de los negocios, empíricos, versados, etc, que debido a su valor monetario ha hecho de este maravilloso producto la fuente de dinero y empoderamiento para algunos y dependencia en otros. En 1850 el canadiense Abraham Gesner, con métodos muy ínfimos, utiliza el petróleo para producir kerosene y su aplicación en la iluminación; pero el petróleo estaba “nadando” en la superficie y por esos asares de lo que comúnmente llamamos “ley universal” es que en 1859 se perfora el primer pozo de petróleo en Titusville-Pensilvania (USA) a una profundidad de 21 metros. Se inicia la carrera exploratoria y productiva en Estados Unidos y el mundo, surgiendo personajes y entidades que se fueron convirtiendo en los referentes hasta nuestros días junto con países exclusivamente productores de petróleo (caso medio oriente).

Pero pareciera que desde el mismo instante del descubrimiento, la falacia del agotamiento del petróleo nació entre los mismos referentes como adeptos que determinan el rumbo de la geoeconómica mundial. Vayamos a entonces con lo que se vivió en el poblado de Pithole Creek, a unos 25 kilómetros de Titusville, donde se observo especulación, riqueza, caída y muerte del pueblo. “La especulación con las tierras parecía no tener límite. Una granja que prácticamente no tenía valor unos meses antes se vendió por U$1.3 millones en Julio de 1865 y se revendió por U$2 millones de dólares en septiembre (Peter Yerguin - La historia del petróleo)”. Un pueblo que paso de no más de 800 habitantes a 15000 con una producción pico de 2000 barriles por día, se convirtió en meses después en pueblo fantasma y esa granja rematada en solo U$4.37 debido a que la producción bajo (léase acabo); pero, seguidamente, en otras regiones cercanas estaban ya en el mismo proceso: produciendo más petróleo.

Desde que mi razón inicio su trabajo, recuerdo diferentes frases, titulares que esgrimían la baja de la producción mundial e inicio del fin de la era del petróleo en décadas como los 80”s, 90's y después han venido vaticinando fechas como 2015, 2030, 2050, etc. Revistas de toda índole han derramado tinta sobre el particular como por ejemplo The Economits que tituló en 2003 “el fin de la era del petróleo?”. Todo este circunloquio parece entramado para que el petróleo no sea perecedero sino que perdure y de paso genere nuevos negocios (por ejemplo biocombustibles) que de todas formas tienden a ser un factor especulativo mas para el petróleo. Bajo esta óptica, el manejo especulativo sobre el agotamiento del petróleo se ha venido manejando de acuerdo a conveniencias económicas y políticas de intereses particulares.

Los precios del barril han venido fluctuando en los 80”s y 90's entre U$10 y U$20 con un pico de U$35 entre 1990-1991 (guerra del golfo), para que finalmente en los 2000's el precio tuviera un crecimiento sostenido hasta llegar a un precio promedio en Junio de 2008 alrededor de los U$135's y que en estos momentos se mantiene en la franja de U$90 – U$110, dependiendo de circunstancias en los países poderosos económico-militar y/o poderosos en petróleo y gas, que algunas veces raya en inverosímiles como los días de caza de un presidente, peleas internas de familia, salud de algún presidente, o cualquier eventualidad que salga de disputas partisanas..Con novedosas (y costosas) técnicas de recuperación más nuevos hallazgos de petróleo, la llegada del fin del petróleo parece que dependerá de los actores influyentes en el negocio cuando confluyan en acuerdos convenientes para “todos”. Cuanto realmente queda de petróleo si a pesar de los años que se ha perforado la tierra, solo se extrae un cierto porcentaje de ese crudo existente?....

Ing. Químico, M.Sc.

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