ORO NEGRO Curso de Instrumentación Avanzada
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Índice Pág.
1. - Evolución de La instrumentación..................................................................... 5
2. - Conceptos Generales de Instrumentación...................................................... 6
2.1. - Campo de Medida ( Rango )................................................................…........ 6
2.2.- Alcance ( Span ).............................................................................................. 6
2.3.- Error................................................................................................................. 6
2.4.- Elevación de Cero........................................................................................... 7
2.5.- Supresión de Cero........................................................................................... 7
2.6.- Ruido...............................................................……......................................... 7
2.7.- Instrumentos Ciegos........................................................................................ 7
2.8.- Instrumentos Indicadores................................................................................ 8
2.9.- Código de Identificación de Instrumentos....................................................... 8
3.- Tipos de Señales............................................................................................. 9
4.- Variables.......................................................................................................... 10
4.1.- Presión ........................................................................................................... 10
4.1.1.- Unidades de Presión....................................................................................... 10
4.1.2.- Tipos de instrumentos ( Transmisores de Presión,Indicadores de Presión, Interruptores de Presión )........................................ 11
4.1.2.1.- Instrumentos Mecánicos ( Tubo Bourdon,Diafragma, Rabo de Cochino )........................................................................
11
4.1.3.- Principios y Funcionamiento ........................................................................... 12
4.1.4.- Instalación Típica............................................................................................. 13
4.1.5.- Calibración de Instrumentos de Presión.......................................................... 13
4.2.- Nivel................................................................................................................. 15
4.2.1.- Unidades de Nivel........................................................................................... 15
4.2.2.- Tipos de instrumentos ( Tipo Flotador, Magnético,Burbujeo, Por Presión Diferencial, Tipo Capacitivo,Ultrasónico, Cono Suspendido, Radiación ) ................................................... 15
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Pág.
4.2.3.- Principios y Funcionamiento............................................................................. 15
4.2.4.- Instalación Típica.............................................................................................. 21
4.2.5.- Calibración de Instrumentos de Nivel............................................................... 21
4.3.- Temperatura....................................................................................................... 22
4.3.1.- Unidades de Temperatura................................................................................ 22
4.3.2.- Tipos de instrumentos ( Termómetros Bimetálicos,Termómetros de Bulbo, Termocuplas, RTD,Sensor de Temperatura Infrarrojo )..................................................................
22
4.3.3.- Principios y Funcionamiento............................................................................. 22
4.3.4.- Instalación Típica.............................................................................................. 22
4.3.5.- Calibración de Instrumentos de Temperatura................................................... 28
4.3.6.- Velocidad de Respuesta de los Instrumentosde Temperatura................................................................................................
29
4.4.- Caudal ( Flujo ) ................................................................................................ 30
4.4.1.- Unidades de Caudal......................................................................................... 31
4.4.2.- Tipos de instrumentos ( Placa Orificio, ToberaTubo Venturi, Tubo Pitot, Rotámetro, Turbina,Ultrasónico, Magnético, Medidor de Coriolis ).................................................. 31
4.4.3.- Principios y Funcionamiento............................................................................ 31
4.4.4.- Instalación Típica.............................................................................................. 31
4.5.- Peso ................................................................................................................. 39
4.5.1.- Unidades de Peso............................................................................................. 39
4.5.2.- Tipos de instrumentos ...................................................................................... 39
4.5.3.- Principios y Funcionamiento............................................................................. 39
4.5.4.- Instalación Típica.............................................................................................. 39
4.6.- Llama ............................................................................................................... 42
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Pág.
4.6.3.- Principio y Funcionamiento.............................................................................. 42
4.6.4.- Instalación Típica.............................................................................................. 42
5. - Válvulas de Control........................................................................................... 44
5.1. - Partes Internas. Obturador y Asientos.............................................................. 46
5.2. - Tipos de Acciones en las Válvulasde Control........................................................................................................
47
5.3. - Posicionador...................................................................................................... 48
5.4. - Volante de Accionamiento Manual.................................................................... 49
5.5. - Calibración de Válvulas de Control................................................................... 50
6. - Simbología General en Instrumentación........................................................... 53
7. - Lectura e Interpretación de Planos................................................................... 54
8. - Lazos de Control............................................................................................... 55
9. - Chequeo de Lazos............................................................................................ 56
10. - DCS Sistema de Control Distribuido. ……............................................. 58
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1. - EVOLUCION DE LA INSTRUMENTACIÓN
En la década de los años 20’ para medir la cantidad de monóxido de carbono en una
determinada área se utilizaban pájaros encerrados en jaulas y la supervivencia ó no
del mismo indicaba la concentración de gases en determinado lugar. La inexactitud
de este sistema de medición llevo a pensar en sistemas mas evolucionados con el
fin de mejorar la forma en que se efectuaban las mediciones. La necesidad de la
industria puso en marcha la imaginación de los inventores y fabricar instrumentos
más eficaces convenientes de acuerdo a las necesidades. El desarrollo se inicio
con los manómetros, termómetros y válvulas manuales los cuales solo poseen
indicación local y no podían ser controlados a distancia. Eran necesarios muchos
operadores de campo para observar alguna variación en las mediciones. Con la
llegada de las nuevas tecnologías, los instrumentos pasaron de ser de simples
indicadores a instrumentos electrónicos digitales y en muchos casos equipos
“inteligentes“. Sin embargo la cantidad de mediciones en cualquier industria y la
necesidad que los operadores observaran el funcionamiento de varios
instrumentos al mismo tiempo y se llevara un control y registros de los mismos
llevo a pensar en la centralización de señales provenientes de campo a una sala en
donde convergen todas las señales, que es conocida popularmente como Sala de
Control ( Control Room) en donde se observa de manera grafica todos los
instrumentos de campo ( manómetros, transmisores, alarmas, válvulas,
interruptores) y como es su comportamiento a través del tiempo.
2. - CONCEPTOS GENERALES DE INSTRUMENTACION
2.1. - Campo de Medida ( Rango)
Conjunto de valores de la variable medida que están comprendidos entre el limite
superior o inferior de la medición de un instrumento. Por ejemplo: Un indicador de
temperatura posee una escala de 100-300 º C, el campo de medida son todos los
valores comprendidos entre 100 y 300 º C.
2.2. - Alcance ( Span)
Es la diferencia algebraica entre los valores superior e inferior del campo de
medida. Tomando el mismo ejemplo anterior del Indicador de temperatura el
alcance ( Span) es igual a:
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Span= valor superior – valor inferior = 300-100 = 200º C.
2.3. - Error
Es la diferencia entre el valor leído o transmitido por el instrumento y el valor real
de la variable medida. Por ejemplo: un indicador de presión tiene una lectura de 20
bar pero el valor real debería ser de 22 bar o sea que existe un error de 2 bar que
en determinadas situaciones puede resultar peligroso la existencia de este error.
Supongamos un tanque abierto de ácido sulfúrico y se quiere chequear el nivel del
tanque, si el equipo para medir esta variable presenta error es posible que el tanque
se rebose y se corre el riesgo de perder vidas humanas al no poseer una lectura
correcta los equipos de medición He aquí la importancia de la calibración que, no
es mas que llevar la señal de salida de los instrumentos a su valor real.
En nuestra infancia nuestros padres nos indican si nuestro comportamiento es
adecuado o no, o sea ellos nos sirven de referencia o patrón en nuestro
comportamiento, igual pasa en la calibración para determinar que un equipo esta
midiendo inadecuadamente una variable o presenta un error, necesitamos
instrumentos patrones que nos sirven de referencia. Generalmente se asegura que
estos instrumentos de referencia sean calibrados por organismos calificados
(Metrología) y con un certificado de calibración vigente por un año para así
asegurar la confiabilidad de los mismos. Mas adelante seguiremos tocando este
punto importante como lo es la calibración.
2.4 .-Elevación de Cero
Es cuando el valor cero de la señal medida supera el valor inferior del campo de
medida.
2.5 .-Supresión de Cero
Es cuando el valor cero de la señal medida es inferior al valor inferior del campo de
medida.
2.6. - Ruido
Cualquier perturbación eléctrica o señal no deseada que modifica la transmisión de
datos. Por ejemplo: Vibración de las tuberías, Campos magnéticos, Condiciones
ambientales adversas, etc.
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2.7. - Instrumentos Ciegos
Son aquellos que no tienen indicación visible de la variable. Por ejemplo tenemos:
Alarmas, Interruptores que no poseen indicación local visible.
2.8. - Instrumentos Indicadores
Disponen de una escala en que puede observarse fácilmente la lectura.
2.9. - Código de Identificación de Instrumentos
LETRAS DE IDENTIFICACIÓN
Letra 1era Letra Letras Sucesivas
A ANÁLISIS ALARMA
B LLAMA
D DENSIDAD DIFERENCIAL
E TENSIÓN ELEMENTO
F FLUJO
G VIDRIO
H MANUAL ALTO
I CORRIENTE INDICACION
K TIEMPO
L NIVEL LUZ, BAJO
O ORIFICIO
P PRESION
R RADIACTIVIDAD
S VELOCIDAD O FRECUENCIA INTERRUPTOR
T TEMPETURA TRANSMISOR
V VISCOCIDAD O VIBRACION VALVULA
W PESO VAINA
Z POSICIÓN
Ejemplos:
PT=Transmisor de Presión, TE= Elemento de Temperatura
PS= Interruptor de Presión, LSL= Interruptor de Bajo Nivel
LALL= Alarma de Muy Bajo Nivel
PT1era Letra Letras Sucesivas
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Fig. 1
Ejemplo de Codificación de Instrumentos
3. - TIPOS DE SEÑALES
Conexión a Proceso
Señal Neumática
Señal Eléctrica
Tubo Capilar
Señal Hidráulica
Señal Electromagnética o
Señal Sónica
Señal Digital o Software
Fig. 2 Ejemplo de Señales
4. - VARIABLES
4.1. - Presión
La presión es una fuerza por unidad de superficie y puede expresarse en: Pascal,
Bar, Atmósfera, Kilogramo, PSI (Libra por pulgada Cuadrada.
4.1.1. - Unidades de Presión
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PSI
Pulga
da
C. de
Agua
Pulga
da
C. de
Hg
Atmos
fera
Kg/
Cm2Cm. c.
de a.
mm
c. de
Hg
Bar Pa
PSI 1 27.68 2.036 0.0680 0.0703 70.31 51.72 0.0689 7142
Pulgada
C. de
Agua 0.0361 1 0.0735 0.0024 0.0025 2.540 1.868 0.0024 256.4
Pulgada
C. de
Hg 0.4912 13.6 1 0.0334 0.0345 34.53 25.4 0.0333 3448
Atmos
Fera 14.7 406.79 29.92 1 1.033 1033 760 1.0131
1.01x
105
Kg/
Cm2 14.22 393.7 28.96 0.9678 1 1000 735.6 0.98 98100
Cm. c.
de a. 0.0142 0.3937 0.0289 0.00096 0.0010 1 0.7355 0.0009 100
mm
c. de
Hg 0.0193 0.53 0.0393 0.0013 0.0013 0.0013 1 0.0013 133
Bar 14.5 408 29.99 0.987 1.02 1024 750 1 105
Pa0.00014 0.0039 0.00029
0.987X
10-5
0.102X
10-4 0.01 0.0075 10-5 1
Fig. 3 Unidades de Presión
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4.1.2. - Tipos de Instrumentos
4.1.2.1. - Instrumentos Mecánicos
Tubo Bourdon: Es un tubo con sección elíptica que forma un anillo. Al aumentar la
presión recibida este comienza a enderezarse y el movimiento es transmitido a una
aguja indicadora, por un sector dentado y un piñón.
Fig. 4. Tubo Bourdon
Diafragma: Consiste en una o varias capas circulares conectadas rígidamente entre
sí, de forma tal que al aplicar presión, cada capa se deforma y la suma de los
pequeños desplazamientos es igual a la presión aplicada. Sirve de protección de
los instrumentos. Es usado en tubería donde exista:
- Sólidos en suspensión
- Fluidos muy viscosos y corrosivos
- Alta temperaturas
Fig. 5 Diafragma y Rabo de Cochino ( Pig Tail)
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Cuando la presión de la tubería es muy alta regularmente se utiliza un elemento
llamado “Rabo de Cochino (Pig Tail)” para disminuir la presión de entrada de la
línea. Se instalan regularmente debajo de los Manómetros (Indicadores de Presión),
de esa forma se protege instrumento.
4.1.3. - Principios y Funcionamiento
En el punto anterior comentamos el principio y funcionamiento de los Manómetros
Indicadores de Presión. Se estudiara a continuación el principio de funcionamiento
de los transmisores de presión.
Los transmisores de presión: convierten la presión recibida por el sensor a una
señal en ma (miliamper) mediante un dispositivo electrónico interno. La señal de
salida en miliamperio es proporcional a la señal de presión de entrada. La mayoría
de los Transmisores electrónicos en la actualidad se comportan de esta manera:
Fig. 6 Comportamiento de un transmisor Inteligente
Los interruptores de presión se basan en la fuerza que produce la presión al actuar
sobre un diafragma que a su vez produce un desplazamiento para accionar un
interruptor. Se accionan al acercarse a un “ Set Point “ o punto de disparo y envían
la señal de 24 Vdc.
Presión deEntrada
Transmisor Señal de salida( ma)
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Fig. 7 Interruptor de Presión
4.1.4. - Instalación Típica
Los Manómetros van directamente encima de la tubería de Proceso. Los
transmisores se instalan en soporte fabricados con tubos de 2”. Los transmisores
se instalan en soportes fabricados con tubos de 2”. En los detalles de Instalación
(Hook Up) se observa fácilmente como se efectúan las instalaciones de los equipos
de instrumentación. Ver Anexos A, B, C, D, E.
4.1.5. - Calibración de Instrumentos de Presión
El error es universal e inevitable y acompaña a toda medida. El valor que se
observa en la medición tiende a desviarse del valor real. Hay diversidad de tipos
de errores que no mencionaremos en este curso, pero para calibrar un instrumento
se debe reducir o eliminar los errores ajustando el cero y el Span de los
instrumentos de presión. Se lleva el instrumento a un valor cercano del valor cero y
se ajusta el tornillo de cero. Igual procedimiento se realiza con la calibración del
span, se lleva el instrumento al valor máximo del campo de medida y se ajusta
mediante el tornillo de span. Repetir los pasos anteriores hasta que las lecturas
sean correctas. Se recuerda que se debe instalar en la misma línea de presión un
instrumento de referencia o patrón de buena precisión y que posea un certificado
de calibración otorgado por alguna institución reconocida con el fin de determinar
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visualmente cual es la desviación del valor real. Ver Anexo O ( Esquema Típico para
la Calibración de Transmisores)
Fig. 8 Bomba Manual
4.2. - Nivel
Los instrumentos de nivel pueden dividirse en medidores de nivel de líquidos y
sólidos que se estudiaran separadamente tomando en cuenta los mas usados en la
industria.
4.2.1. - Unidades de Nivel: Metros (mts), Litros (Lts), Galones.
4.2.2. -Tipos de Instrumentos
4.2.3. - Principios y Funcionamiento
4.2.4. - Instalación Típica
a) Medidores de Nivel de Líquidos: Trabajan directamente midiendo directamente la
altura del liquido en un tanque. A continuación mencionaremos los más comunes.
Medición de Nivel Tipo Flotador: Consiste en un flotador situado en el seno del
liquido y conectado al exterior del tanque indicando directamente el nivel. La
conexión puede ser directa, magnética o hidráulica. El flotador conectado
directamente esta unido por un cable que desliza a un índice exterior que señala
sobre una escala graduada. Es el modelo más antiguo, tiene el inconveniente que
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las partes móviles están expuestas al liquido y pueden romperse, además que el
tanque esta sometido a presión.
Fig. 9 Medidor de Nivel Tipo Flotador
Medición de Nivel Magnético: Posee una cápsula de magnética a lo largo de un tubo
sellado que cada vez que se aproxima a los interruptores se activan enviando señal
de alto u bajo nivel según sea el caso.
Medición de Nivel Tipo Burbujeo: Es un método de bajo costo. Se puede emplear
para medir nivel de líquido, densidad o interfase de nivel. Emplea un tubo
sumergido en él líquido a través del cual se hace burbujear aire mediante un
rotámetro con un regulado de aire incorporado. La presión del aire en la tubería es
suficientemente alta para vencer la presión hidrostática ejercida por la columna del
líquido, es decir, al nivel. La presión aparece como pequeñas burbujas de aire. La
presión de retorno en el tubo es la medida de presión debido al nivel del liquido.
Cualquier variación en la presión es producto de la variación del nivel del tanque.
La presión de retorno es conectada al lado de alta presión y el lado de baja presión
se deja a la atmósfera. La diferencia de presión es medida por el transmisor como
una medida de nivel. El regulador de aire permite mantener un caudal de aire
constante a través del líquido independientemente del nivel. El tubo sumergido
suele ser de ø ½ “con el extremo biselado para la fácil formación de burbujas.
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Fig. 10 Medidor de Nivel tipo Burbujeo
No se recomienda para fluidos altamente viscosos donde las burbujas formadas
presentan el riesgo de no separarse rápidamente del tubo. Para el mantenimiento es
conveniente situar una T con un tapón en la parte superior del tubo para su limpieza
periódica. Se recomienda utilizar este método de medición en:
- Donde el liquido del proceso sea corrosivo y no pueda tener contacto directo
con el transmisor
- Tanques Abiertos
- Altas Temperaturas
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Fig. 11 Instalación Típica del Medidor de Nivel Tipo Burbujeo
Medición de Nivel por Presión Diferencial: Consiste en un diafragma en contacto
con el liquido del tanque, mide la presión hidrostática en un punto del fondo del
tanque. En tanques abiertos esta presión es proporcional a la altura del liquido en
ese punto y a su peso especifico, es decir P=Hγg en donde:
P= Presión
H= Altura de liquido sobre el instrumento
γ= Gravedad Especifica del Liquido
g= 9,8 m/s2
Cuando el tanque es cerrado se utilizan dos diafragmas y se mide la diferencia de
presiones entre la toma inferior y la toma superior. Para tanques cerrados el
comportamiento de la presión es: P= ( H – h)γ.
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Fig. 12 Medidor de Nivel de Presión Diferencial en Tanque Cerrado
Medidor de Nivel Capacitivo: Mide la capacidad del condensador formado por un
electrodo sumergido en líquido y las paredes del tanque. La capacidad del conjunto
depende linealmente del nivel del líquido. Se caracteriza por no tener parte móviles,
son ligero, presentan una buena resistencia a la corrosión y son de fácil limpieza.
Las altas temperaturas pueden afectar las lecturas.
Fig. 13 Medidor de Nivel Tipo Capacitivo
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Medición de Nivel Ultrasónico: Se basa en la emisión de un impulso ultrasónico a
una superficie que reflectante y la recepción del eco del mismo en un receptor. El
retardo en la captación del eco depende del nivel del tanque. Los sensores trabajan
a una frecuencia de 20 Khz. Estas ondas atraviesan con cierto amortiguamiento el
medio ambiente de gases o vapores y se reflejan en la superficie del sólido o del
líquido. En la figura 15 se observa la diversidad de formas posibles para la
instalación de este instrumento. Son adecuados para todo tipo de tanques.
Presenta el inconveniente de presentar falsas lecturas como en el caso que el
líquido que forme espuma, ya que produce falsos ecos de los ultrasonidos.
Fig. 14 Medidor de Nivel Tipo Ultrasónico
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Fig. 15 Instalación Típica de los Medidores de Nivel Tipo Ultrasónico
b) Medidores de Nivel en Sólidos: Se utilizan mucho en silos o tanques destinados
para contener materias primas o productos finales.
Medidor de Nivel Cono Suspendido: Consiste en un micro interruptor montado
dentro de una caja, con una cabeza de goma de la que esta suspendida una varilla
que termina en cono. Cuando el sólido alcanza el cono, el interruptor es excitado.
El aparato se emplea como alarma de alto nivel. Muy usado en tanque abiertos
(Silos) como alarma de alto nivel. Se debe tener cuidado cuando los sólidos en su
caída pueda dañarlo.
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Fig. 16 Medidor de Nivel Cono Suspendido
Medición de Nivel de Radiación: Consiste en una fuente radiactiva de rayos gamma,
dispuesta al exterior y en la parte inferior del tanque, que emite su radiación a
través del tanque siendo captada por un detector. El nivel de radiación depende del
espesor de sólidos que se encuentren entre la fuente y el receptor. Es costoso y
puede trabajar a altas temperaturas ( 1300 º C).
Fig. 17 Medidor de Nivel Tipo Radiación
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4.2.5. Calibración de Instrumentos de Nivel: Es usual comprobar en los
instrumentos de nivel los tornillos correspondientes al cero y Span, recordando
que el medidor de nivel indirectamente esta midiendo presión. Se inyecta presión
(dependiendo el principio de funcionamiento) al instrumento y se observa el
comportamiento de la salida. El medidor de nivel requiere un cuidado extremo y es
preciso seguir las indicaciones del fabricante contenidas en el manual del equipo.
El medidor de Nivel magnético se comprueba el funcionamiento de los interruptores
de bajo y alto nivel. En el medidor de nivel tipo cono suspendido sólo se sugiere la
comprobación del interruptor. El medidor de nivel tipo Ultrasónico fácilmente se
puede chequear en laboratorio con una cubeta de agua simulando un tanque de
agua. Hay tomar en cuenta la altura en que se esta colocando el Sensor de nivel con
respecto a la cubeta. En el medidor de Nivel Radiactivo se utiliza el medidor Geiger
para verificación y calibración de instrumentos de radiación que emplean isótopos
de radiación.
4.3. - Temperatura
La medida de temperatura constituye una de las mediciones más comunes y más
importantes que se efectúan en los procesos industriales.
4.3.1. - Unidades de Temperatura
Las más usadas son: Grados Kelvin ( ºK), Grados Centígrados ( ºC), Grados
Fahrenheit ( ºF), Grados Rankine ( ºR). Las Conversiones son:
- 1 ºC = 34 ºF
- 1 ºC = 494 ºR
- 1 ºC = 273 ºK
-
4.3.2. -Tipos de Instrumentos
4.3.3. - Principios y funcionamiento
4.3.4. - Instalación Típica
Termómetro Bimetálico: Se basan en el distinto coeficiente de dilatación de dos
metales diferentes, tales como latón, monel o acero. Un termómetro Bimetálico
contiene pocas partes móviles, solo la aguja indicadora sujeta al extremo libre de la
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espiral o de la hélice y el propio elemento Bimetálico. No hay engranajes que exija
un mantenimiento. La precisión es de ±1% y su campo de medida es de –200 a 500
ºC
Fig. 18 Termómetro Bimetálico
Termómetro de Bulbo: Consisten esencialmente en un bulbo conectado por un
capilar a una espiral. Cuando la temperatura del bulbo cambia, el gas o el liquido en
el bulbo se expanden y la espiral tiende a desenrollarse moviendo la aguja sobre la
escala para indicar la elevación de la temperatura del bulbo.
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Fig. 19 Termómetro de Bulbo
Termopares (Termocuplas): Se basa en el efecto descubierto por Seebeck en 1821,
que formula que cuando se combinan dos metales diferentes, aparecerá un voltaje
en la juntura de los mismos. Se hace evidente que en el circuito se desarrolla una
pequeña tensión continua directamente proporcional a la temperatura de la unión.
Los valores de esta F.E.M. ( fuerza electromotriz) o voltaje están tabulados en tablas
de conversión. La combinación de conductores de metales diferentes originan
diferentes tipos de termopares (Termocuplas) diferentes denominadas por letras ( J,
K, E, R, S, etc.
Para medir con precisión la señal proveniente del termopar es preciso varios tipos
de acondicionadores de señal y filtros para mejorar las señales provenientes de
campo. Cuando se conectan los cables provenientes del termopar a una bornera se
forma una segunda juntura llamada “Juntura Fría “, esta juntura añade error a la
lectura y se deben instalar las llamadas “Borneras Compensadas “.
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Fig. 20 Termocupla (Estructura Interna)
Las termocuplas generan bajo voltajes típicamente 50 uV/ ºC. Esas señales son
susceptibles al ruido. Utilizando un filtro pasa-bajo ayuda a la remoción del ruido
presente en el medio ambiente.
- El termopar tipo J ( hierro-constantan) alcanza temperaturas de hasta 750 ºC
- El termopar tipo E (Cromel-Constantan) varia su rango desde –200 a 900 ºC
- El termopar tipo T ( cobre-constantan) varia su rango desde –200 a 260 ºC
- El termopar tipo K ( cromel-alumel) varia su rango desde 500 a 1250 ºC. No
debe ser usado en atmósferas reductoras ni sulfurosas a menos que este
protegido con un tubo protector
- Los termopares tipo R, S de (Pt-Pt / Rh) su alcance llega hasta 1500 ºC.
RTD: Otro popular transductor de temperatura es la llamada RTD. Son muy
conocidas por su excelente estabilidad y precisión. La mas usada es hecha de
Platino y tiene una resistencia de 100 Ω. La RTD es una resistencia de 3 ó 4 cables
según sea el caso para mejorar el error de lectura y minimizar el ruido presente en
el medio ambiente.
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Fig. 21 RTD
Sensor de Temperatura Infrarrojo: Miden indirectamente la temperatura al sensar la
radiación de energía emanada por un objeto. La intensidad ó brillo de la radiación
varía con la temperatura del objeto. Consiste de un Sensor que es el “Ojo” del
sistema que envía la señal de temperatura a un Indicador / Procesador que puede
ser ubicado en una sala de control. El Sensor es un aparato electro-óptico que mide
la energía emanada por cualquier objeto. El sistema óptico guía la radiación
infrarroja al detector. El detector produce una señal eléctrica proporcional a la
radiación detectada.
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Fig. 22 Principio del Sensor e Instalación Típica
4.3.5. - Calibración de Instrumentos de Temperatura
Para la calibración de instrumentos de temperatura se emplean baños de
temperaturas y hornos.
El Baño de temperatura consiste en una tanque de acero inoxidable lleno de
liquido, con un agitador incorporado, un termómetro patrón sumergido y u
controlador de temperatura que actúa sobre un juego de resistencias calefactoras.
El agitador mueve totalmente el líquido, disminuye los gradientes de temperatura en
el seno del líquido y facilita una transparencia rápida de calor; el termómetro patrón
tiene una gran precisión. Se compara le temperatura del termómetro patrón
(Referencia) y se observa visualmente si existe error.
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26
Los hornos de temperatura son calentados por resistencias eléctricas y con tomas
adecuadas para introducir los elementos primarios (Termopar, RTD, etc).
Fig. 23 Baño de Temperatura y Horno de Temperatura
4.3.6. - Velocidad de Respuesta de los instrumentos de Temperatura
Los elementos primarios (RTD, Termopares, etc.) se caracterizan porque el tiempo
de respuesta depende únicamente del intercambio térmico entre el líquido y el
elemento, ya que la corriente circula entre los cables de interconexión a la
velocidad de la luz. Los elementos de temperatura están insertados normalmente en
vainas para tener así protección mecánica o estar aislados del fluido cuyas altas
temperaturas miden, por lo cual el tiempo de respuesta dependerá del grosor de la
pared del termowell.
4.4. - Caudal (Flujo)
Se expresa el caudal mediante la siguiente formula: Q = K H en donde K s
una constante y H es la resta de Presiones.
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Existen varios métodos para medir el caudal según sea el tipo de caudal
volumétrico o másico.
- Placa Orificio
- Tobera
Presión Diferencial - Tubo Venturi
- Tubo Pitot
- Tubo Annubar
Área Variable - Rotámetro
Velocidad - Turbina
- Ultrasónico
Tensión Inducida - Medidor Magnético
4.4.1. - Unidades de Caudal
Las más usadas son: m3/seg., pie3/seg, b/d, m3/h, lts/min, lts/seg. (Flujo
Volumétrico)
Kg/seg, lb/seg, lb/h (Flujo Másico)
4.4.2. - Tipos de instrumentos
4.4.3. - Principios y Funcionamiento
4.4.4. - Instalación Típica
Placa Orificio: Consiste en una placa perforada instalada en la tubería. Dos tomas
conectadas antes y después de la placa orificio captan esta presión diferencial la
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cual es proporcional al cuadrado del caudal. Las tomas aguas arriba y aguas abajo
varían dependiendo del diseño. Tiene una precisión del ± 1 al ± 2%
Fig. 24 Disposición de las tomas de Presión Diferencial y Placa Orificio.
Tobera: Esta situada en la tubería con dos tomas, una anterior y la otra en el centro
de la sección pequeña. La tobera permite caudales 60% superiores a los de la placa
orificio en las mismas condiciones. Su perdida es del 30 al 80% de la presión
diferencial. Tiene una precisión del ± 0,95 a ± 1,5%
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Fig. 25 Tobera y Tubo Venturi
Tubo Venturi: Permite medir caudales 60% superiores a los de la placa orificio en
las mismas condiciones y con una perdida de solo 10 a 20% de la presión
diferencial. Posee gran precisión. El costo es elevado y precisión del ± 0,75 %
Tubo Pitot: Mide la diferencia entre la presión total y la presión estática, o sea, la
presión dinámica. La cual es proporcional al cuadrado de la velocidad. Es sensible
a las variaciones en la distribución de velocidades en la sección de la tubería. Su
precisión es baja, del orden de 1,5-4%, y se emplea normalmente para medición de
grandes caudales de fluidos limpios con una baja perdida de presión.
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Fig. 27 Tubo Pitot
Tubo Annubar: Es una innovación del tubo Pitot y consta de dos tubos, el de
presión total y presión estática. El tubo que mide la presión total esta situado a lo
largo de un diámetro transversal de la tubería y consta de varios orificios de
posición critica determinada por computador, que cubren cada uno la presión total
en un anillo de área transversal de la tubería. El tubo que mide la presión estática
se encuentra detrás del de presión total con su orificio en el centro de la tubería y
aguas debajo de la misma. El tubo Annubar es de mayor precisión que el tubo Pitot,
del orden del 1-3%, tiene una baja perdida de presión.
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Fig. 28 Tubo Annubar
Rotámetro: Son medidores de caudal de área variable en los cuales un flotador
cambia su posición dentro de un tubo, proporcionalmente el caudal del fluido.
Turbina: Consisten en un rotor que gira al paso del fluido con una velocidad
directamente proporcional al caudal. La velocidad del fluido ejerce una fuerza de
arrastre en el rotor; la diferencia de presiones debida al cambio de área entre le
rotor y el cono posterior ejerce una fuerza igual y opuesta. De esta manera el rotor
esta equilibrado hidrodinámicamente y gira entre los conos anterior y posterior sin
necesidad de utilizar rodamientos axiales evitando así rozamientos que
necesariamente se produciría. No se recomienda este método para fluidos muy
viscosos.
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Fig. 30 Medidor de Turbina
Ultrasónico: Miden el caudal por diferencia de velocidades del sonido al
propagarse este en el sentido del flujo del fluido y en el sentido contrario. Los
sensores están situados en una tubería de la que se conocen el área y el perfil de
velocidades. En los modelos más sencillos la velocidad del fluido esta determinada
por la siguiente formula:
D
txxtgCV
2
2
en la que:
V= Velocidad del fluido
C= Velocidad del sonido en el fluido
α= ángulo del haz de sonido con relación al eje longitudinal de la tubería
D= Diámetro interior de la tubería
Δt= Diferencia entre los tiempos de transito del sonido aguas arriba y aguas abajo
del fluido.
Fig. 31 Medidor de Caudal por Ultrasonidos
A
B
V
D
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En otras técnicas de medición se mide la diferencia de frecuencia entre las ondas
del sonido que recorren el fluido en ambos sentidos.
Otra técnica de medición es mediante el método Doppler. Se proyectan ondas
sónicas a lo largo del fluido y se mide el corrimiento de frecuencia que experimenta
la señal de retorno al reflejarse el sonido en las partículas contenidas en el fluido. El
método viene limitado por la necesidad de presencia de partículas, pero permite
medir algunos caudales de fluidos difíciles tales como mezclas gas-liquido, fangos,
etc.
Son adecuados en le medición de la mayor parte de los líquidos, en particular de
los líquidos con sólidos en suspensión.
Tensión Inducida (Medidor Magnético) : La ley de faraday establece que la tensión
inducida a través de cualquier conductor genera, al moverse este
perpendicularmente a través de un campo magnético, es proporcional a la
velocidad del conductor. La regla de la mano derecha nos indica que colocando la
mano abierta, con la palma perpendicular a las líneas de fuerza del campo
magnético, y los dedos en el sentido de la corriente del fluido, el pulgar señala el
sentido de la corriente inducida.
Faraday intento aplicar esta teoría en la medición de la velocidad del río Támesis en
1832. Suponía que el agua del río circulaba perpendicularmente al campo
magnético de la tierra y que el agua es un conductor relativamente bueno. No tuvo
suerte ya que el campo magnético de la tierra es relativamente bajo. La formula de
caudal que da la ley de Faraday es la siguiente:
E = K x B x L x V
E= Tensión generada en el conductor
K= Constante
B= Densidad del campo magnético
L= Longitud del conductor
V= Velocidad del movimiento del conductor
En el medidor magnético de caudal el conductor es el liquido y E es la señal
generada, esta señal es captada por dos electrodos rasantes con la superficie
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interior del tubo y diametralmente opuestos. La única zona del liquido que
contribuye a la F.E.M. ( fuerza electromotriz) es la que une en línea recta a los dos
electrodos, B es la intensidad del campo magnético creado por medio de la bobina
de campo, L es el diámetro de la tubería y V es la velocidad del fluido a través del
medidor.
Existen muchas fuentes de señales de ruido que perturban el funcionamiento de los
medidores magnéticos de caudal. Por ejemplo un motor eléctrico de gran potencia
colocado en las inmediaciones del elemento genera un campo magnético que
puede superponerse al flujo del medidor.
Fig. 32 Medidor Magnético de Caudal
Coriolis: Se basa en el teorema de Coriolis matemático francés que observo que un
objeto de masa m se desplaza con una velocidad lineal V a través de una superficie
giratoria que gira con una velocidad tangencial constante ( w) experimenta una
velocidad tangencial mayor cuanto mas lejos es su alejamiento del centro. Si el
móvil se desplaza del centro hacia la periferia experimenta un aumento gradual de
su velocidad tangencial, lo cual indica que se le esta aplicando una aceleración que
es precisamente la aceleración de Coriolis. Este fenómeno es el causante de que el
remolino que se forma en el fondo de un deposito al vaciarlo.
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Fig. 33 Efecto Coriolis
.5. - Peso
El peso de un cuerpo es la fuerza con que es atraído por la tierra. La relación entre
la masa del cuerpo, es decir, la cantidad de materia que contiene, y su peso viene
dado por la expresión:
P = m x g
En la que
P = Peso
m = Masa
g = Aceleración debida a la gravedad
4.5.1. - Unidades de Peso
Las mas comunes son: miligramos, gramos, kilogramos, libra, tonelada
4.5.2. - Tipos de instrumentos
4.5.3. - Principios y Funcionamiento
4.5.4. - Instalación Típica
Existen varios métodos para medir el peso:
a) Comparación con otros pesos patrones ( referencia)
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b) Células de carga a base de galgas extensométricas
Balanza: esta constituida por una palanca de brazos iguales en cuyos extremos
cuelgan los platillos, que soportan los pesos. Pueden medir hasta 300 Kg
Fig. 34 Balanza
Célula de carga a base de galgas extensométricas: Consiste en una célula que
contiene una pieza de elasticidad conocida capaz de soportar la carga sin exceder
de su limite de elasticidad. La tensión o la compresión a que el peso somete a la
célula de carga, hace variar la longitud del hilo metálico y modifica por lo tanto su
resistencia eléctrica.
Fig. 35 Galgas Extensiométricas
Al deformarse la galga extensiométrica modifica la longitud y el área de sección por
lo cual la resistencia también varía.
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Fig. 36. Celda de Carga (Posee 4 galgas extensiométricas)
4.6. - Llama
4.6.1. - Principio y Funcionamiento
4.6.2. - Instalación Típica
La detección de llama en la industria es muy importante desde el punto de vista de
seguridad. Los quemadores de gas utilizados en hornos, calderas de vapor,
necesitan para que su funcionamiento sea correcto que la llama producida por el
combustible sea constante y de calidad y que se mantenga en estas condiciones
mientras el quemador este en marcha. Ante un fallo en la llama, el sistema de
protección debe actuar inmediatamente excitando el circuito eléctrico de
enclavamiento previsto en la instalación para que el sistema “ caiga “ en seguridad,
y evite la entrada de combustible sin quemar eliminando así el peligro de su
eventual encendido y explosión subsiguiente.
Los detectores de llama aprovechan varias características para su funcionamiento:
calor, ionización y radiación. En este curso vamos a mencionar los detectores de
llama por emisión ultravioleta.
Este tipo de detectores de llama detecta emisión ultravioleta en gas natural,
propano, metano, butano, kerosén, petróleo liviano y diesel.
El principio de operación consiste en un tubo sellado con gas, que posee dos
electrodos conectados a una fuente de voltaje AC. Cuando la radiación ultravioleta
se acerca al cátodo este emite electrones que son atraídos por el ánodo a causa del
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campo eléctrico entre ambos. Este proceso ioniza el gas en el tubo y se produce
una corriente de un electrodo a otro.
Para asegurar una verificación constante de la presencia de llama, es preciso
interrumpir periódicamente la tensión entre cátodo y ánodo, con el fin que se
establezca conductividad del tubo ciento de veces por segundo, dado que el tubo
presenta, una vez excitado, una descarga auto mantenida en tanto exista un campo
eléctrico entre cátodo y ánodo. La ventaja principal de los detectores de llama es su
total insensibilidad a las radiaciones infrarrojas y visibles no siendo afectados por
este motivo, por las radiaciones del refractario caliente.
Fig. 37 Detector de llama por radiación UV
5. - Válvulas de Control
En el control automático de los procesos industriales la válvula de control juega un
papel muy importante en el bucle de regulación. Realiza la función de variar el
caudal del fluido. En la figura 38 puede verse una válvula de control típica. El
cuerpo de la válvula contiene el obturador y los asientos y esta provisto de bridas
para conectar la válvula a la tubería. El obturador es quien realiza la función del
paso del liquido ( fluido) y puede actuar en dirección vertical o bien tener un
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movimiento rotativo y esta unido a un vástago. Esta unido a un vástago y que
accionado por un actuador.
Fig. 38 Válvula de Control
Una válvula de control automática es aquella que posee un actuador, accionado por
una señal neumática, eléctrica o hidráulica, para modificar el área entre el obturador
y los asientos con el fin de modificar el paso del fluido.
Las válvulas de control se clasifican de acuerdo al tipo de actuador que se conecta
al cuerpo de la válvula. Se pueden mencionar los siguientes:
a) Actuador Neumático: Requiere de una señal de presión ( air, gas) para
generar la fuerza requerida con el fin de accionar el obturador en el cuerpo e
la válvula. Consiste en un diafragma con resorte que trabaja entre 3 y 15 psi
(0,2 – 1 Bar), es decir entre la posición de cierre y apertura de la válvula. Al
aplicar cierta presión sobre el diafragma, el resorte se comprime de tal forma
que el mecanismo empieza a moverse y sigue moviéndose hasta que llega a
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un equilibrio entre la fuerza ejercida por la presión del aire sobre el
diafragma y la fuerza ejercida por el resorte.
Fig. 39 Tipos de Actuadores
Idealmente con una señal de 3 psi la válvula debe estar en 0% de su carrera y para
una señal de 15 psi debe estar en 100% de su carrera. Así mismo debe existir
proporcionalidad entre las señales intermedias y sus correspondientes posiciones.
En la practica las válvulas se desvían de este comportamiento debido a:
a) Rozamientos
b) El área efectiva del obturador varia con la carrera del vástago de la válvula
c) Esfuerzo en el obturador de la válvula creado por la presión del fluido
d) Fuerza adicional del actuador de la válvula para conseguir un cierre efectivo
entre el obturador y el asiento
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b) Actuador Eléctrico: Son aquellos que usando una señal eléctrica, generan un
trabajo mecánico para accionar el obturador. Es un motor acoplado al
vástago de la válvula a través de unos piñones engranajes. Varios modelos
presentan volante de cierre para operación manual en caso de falla eléctrica.
c) Actuador Hidráulico: Consisten en una bomba de accionamiento eléctrico
que suministra fluido hidráulico. Se caracterizan por ser muy potentes, su
costo elevado y solo suelen ser usados cuando los actuadores neumáticos
no pueden cumplir con las especificaciones técnicas ( Torque, Presión Shut-
off)
5.1. - Partes Internas. Obturador y Asientos
El obturador y el asiento de la válvula constituye el “ corazón “ de la válvula al
controlar el caudal gracias al orificio de paso variable que forman al variar su
posición relativa, y que además tienen la misión de cerrar el paso del fluido
Se fabrican normalmente de acero inoxidable porque este material es muy
resistente a la corrosión y a la erosión del caudal
5.2. - Tipos de Acciones en las Válvulas de Control
Según su acción, las válvulas se dividen en acción directa, cuando tienen que bajar
para cerrar, e inversa cuando tienen que bajar para abrir. Cuando la válvula se
cierra al aplicar aire sobre el diafragma y se abre cuando se quita el aire debido a la
acción del resorte, se dice que la válvula sin aire queda abierta.
La válvula inversa necesita aire para abrir y sin aire cierra
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Fig. 40 Tipos de Acciones en las válvulas de control
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Fig. 41 Acción Directa e Inversa
En algunas situaciones se instalan válvulas con acción inversa, en dado caso que
exista fallas en el suministro de aire se cierren automáticamente. Este caso se
presenta en los intercambiadores de calor en donde la alta temperatura es
perjudicial para las siguientes etapas del proceso.
5.3. - Posicionador
Las fuerzas de desequilibrio que actúan en la válvula de control influyen en la
posición del vástago de la válvula y hacen que el control sea errático e incluso
inestable. Estas fuerzas ya se mencionaron anteriormente en este manual.
Compensa los rozamientos que se produce en el movimiento del obturador.
Estas fuerzas pueden compensarse empleando el posicionador. Esencialmente es
un control proporcional de posición con un set point procedente del controlador,
variable de 3 a 15 psi.
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El posicionador compara la señal de entrada con la posición del vástago y si esta
no es correcta (existe una señal de error) envía una señal al actuador o bien lo
elimina en el nivel necesario para la posición del vástago corresponda exactamente
o bien sea proporcional a la señal neumática recibida.
El posicionador dispone de (03) tres manómetros para indicar las presiones del aire
de alimentación, de la señal proveniente del controlador y de la señal del
posicionador de la válvula. Dispone también de una válvula by-pass que permite la
conexión directa entre la señal proveniente del controlador y la válvula. De este
modo es posible desconectar el posicionar para una eventual reparación en campo
sin necesidad alguna de interrumpir el trabajo de la válvula. El posicionador puede
cambiarse de acción, directa a inversa o viceversa.
5.4. - Volante de Accionamiento Manual
En el caso que se exige máxima seguridad de funcionamiento de una instalación y
el proceso debe continuar trabajando independientemente de las averías que
puedan producirse, es necesario mantener un control de la apertura y cierre de la
válvula en caso de fallo de aire.
El volante de accionamiento manual puede efectuar esta función; puede estar
ubicado en la parte superior o lateral
5.6. - Calibración de las Válvulas de Control
La calibración se realiza de esta manera:
a) Sin aire sobre la válvula, se detecta el inicio de la carrera del obturador, y
poco a poco se aumenta la presión de aire y a 3 psi (0,2 Bar) la válvula debe
iniciar su apertura; si así no ocurre se acciona el tornillo de cero que regula
la carrera del vástago, lo justo para la válvula empiece a abrir en 3 psi. En la
parte externa de la válvula debe estar la indicación de porcentaje de apertura
en 0%.
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b) Seguidamente se inyecta 15 psi y el indicador de posición debe marcar el
100% de la carrera de la válvula. Si no es así se debe ajustar el tornillo de
multiplicación (Span) que regula el recorrido del vástago.
c) Se repiten los ajustes de 0% y 100% el número de veces suficiente para que
la válvula quede calibrada correctamente.
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Fig. 42 Detalle típico de Válvula FISHER
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Fig. 43 Volante manual
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Fig. 44 Válvula Neumática
6.- Simbología General en Instrumentación
Entre los símbolos más comunes usados tenemos:
1) Símbolos de Indicadores y Alarmas
2) Símbolos de Interconexión ( Señales)
3) Identificación de señales analógicas y digitales
4) Tipos de alimentación
5) Identificación de instrumentos
6) Símbolos mas comunes en diagramas de lazos
7) Símbolos de Ubicación de Planta
Ver Directorio Símbolos en el CD del curso.
7. - Lectura e Interpretación de Planos
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Utilizando herramientas tales como: Simbología de Instrumentos, Símbolos de
Indicadores y alarmas, Señales de Interconexión y simbología utilizada en diagrama
de lazo y un poco de análisis y logia estaremos en capacidad de lectura de planos.
Este es un tema netamente practico y como tal se analizará en conjunto profesor-
estudiante. Ver anexos
8. - Lazos de Control
El conjunto de elementos en un circuito cerrado se llaman “ Lazo, Loop, Bucle “.
Pertenecen a este circuito cerrado todos los elementos conocidos para sensar
variables con la única condición que tienen que estar alimentados eléctricamente
con el fin que cualquier Sala de Control pueda registrar cambios en la señal, como
por ejemplo: Transmisores, Interruptores, Válvulas, Reles, Push-Button, Alarmas,
etc. Veamos un lazo ó Loop.
Fig. 45 Lazo, Circuito Cerrado
9. - Chequeo de Lazos
Generalmente antes del arranque de ya sea una planta o refinería se realiza los
llamados ” Chequeos de Lazo “, esto es para verificar que la señal se esta
recibiendo en perfecto estado en Sala de Control. Se simula desde el campo la
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salida que posee el equipo, como si en verdad ya estuviera en funcionamiento. Esto
es con el fin de evitar futuros problemas a la hora del arranque de planta. Se
desconectan los equipos en campo, se le suministran una fuente de alimentación y
se le inyectan señales dependiendo que tipo de salida presenta el instrumento.
Veamos que tipo de salida presentan los instrumentos y como es su simulación:
Transmisores: Se utilizan simuladores de 4-20 ma ( 0% a 100 %)
Válvulas: Se observa como es el comportamiento de la válvula en campo. No
se simula como tal solo se observa localmente si la válvula esta en posición
cerrada o abierta según sea la orden enviada desde Sala de Control. La
válvula siempre poseen Indicador local de apertura ó Cierre. Recordando que
si es válvula neumática debe poseer alimentación de aire.
Interruptores: Se cierran o se abren los contactos según sea la lógica
implementada en el diseño
Alarmas: Se alimenta desde campo la alarma y se observa si hay señal en
Sala de Control.
Contactos: Se abre o se cierran los contactos y en Sala de Control se debe
observar el comportamiento de los contactos
Termopares: Se simulan con simuladores de mv.
RTD: Se utilizan simuladores para RTD. Recordando que el simulador debe
poseer tres conductores.
Lo anterior es la parte básica de la simulación o chequeo de lazo. Mediante la
practica el instrumentista adquirirá destreza y experiencia. Ante la duda es muy
importante leer el manual con el fin de conocer que tipo de señal envía a la salida el
instrumento a chequear.
10.- DCS ( Sistema de Control Distribuido )
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En los años sesenta, dentro de los esfuerzos dedicados a la resolución del
problema del control con gran número de lazos se determino lo siguiente:
1) La velocidad de datos y su salida hacia las válvulas de control y
cualquier instrumentación en campo debía ser en “tiempo real”, lo que
obligaba utilizar microprocesadores mas poderosos.
2) Eliminar el tamaño de los paneles requerido para el control clásico, se
cambio el modelo de los monitores en los cuales el operador, a través de
un teclado, debía examinar las variables de proceso, las alarmas, los
registros de alarmas y variables a través del tiempo, sin perturbar el
control de la planta y con la opción de realizar cualquier variable de un
proceso.
Apareció el primer control distribuido para la industria en Noviembre de 1975 (TDC
2000 Honeywell) .
El DCS establece comunicación con todas las señales de la planta con el operador,
ósea, es un enlace entre campo y el operador. El operador ve en la pantalla los
gráficos que le interesan y manipular la variable deseada, las alarmas, las curvas de
tendencia, obtener una copia mediante la impresora de la tendencia, registros de
fallas, etc.
Por todo lo explicado anteriormente los DCS se han consolidado en el mercado
mundial como los sistemas ideales de control y hoy en día sus ventajas son tan
claras que, al instalas una nueva fabrica o planta no se puede obviar el empleo de
esta tecnología.
En una DCS podemos observar en los monitores :
Gráficos de Proceso
Tendencias Actuales
Tendencia Históricas
Reportes
Alarmas
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Los monitores suministran información visual de los equipos del proceso, su
estado operativo, estado de las variables, condiciones de las alarmas asociadas a
estos equipos. Mediante los monitores se pueden supervisar actividades en sitios
remotos y ejecutar órdenes a distancias. Usualmente los gráficos que se observa
en los monitores se originan de los documentos P&ID.
Veamos algunas figuras que se observan en pantalla de las salas de control.
Fig. 46 Tendencia Actual
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Fig. 47 Histórico de Alarmas
Fig. 48 Tanque de Gas
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PLANTA DE GALLETAS.
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