INSTRUMENTACIÓN INDUSTRIAL PETROLERA Y GAS

UNIVERSIDAD DEL CALLAO
FACULTAD DE INGENIERÍA ELECTRÓNICA ESCUELA DE POSGRADO
MAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA ELECTRÓNICA
MENCIÓN: CONTROL Y AUTOMATIZACIÓN

"INSTRUMENTACION INDUSTRIAL PARA PLANTAS DE PETROLEO Y GAS NATURAL"

Integrantes:
ELVIRA RIVERA
JOAQUIM MARAVI
LUIS GUTIÉRREZ

Callao, 2017
PERÚ

INSTRUMENTACION INDUSTRIAL PARA PLANTAS DE PETROLEO Y GAS NATURAL

IMPORTANCIA DE LA INSTRUMENTACIÓN INDUSTRIAL

Los procesos industriales tienen como función la de transformar, semielaborar, elaborar, las materias primas que sirven de entrada al proceso y convertirlos en productos acabados o semiacabados como salidas del mismo proceso. Para ello requiere de un conjunto de equipos, maquinas, controles que en su integración permiten la modificación de las materias de entrada al proceso en productos de salida del proceso. Para realizar las transformaciones de los productos de entrada es necesario así como la integración del conjunto de equipos y maquinas los instrumentos que se encargaran de indicar la magnitud de las variables operacionales, instrumentos que se encargaran de transmitir hasta los controladores las señales eléctricas que serán proporcionales a la magnitud de la variable operacional sensada, instrumentos que serán los elementos finales de control en el proceso, así como otros instrumentos que trabajaran como equipos o dispositivos de seguridad. Hoy día es inimaginable una industria sin instrumentos. Como un ejemplo de esta realidad, se muestra en la siguiente figura el esquemático pictórico una industria de elaboración de papel, donde se presenta la integración del conjunto de máquinas y equipos que se utilizan para la transformación de las materias primas que entran al proceso, con las del papel como producto acabado, que salen del mismo.

En estos procesos industriales se hace necesario a lo largo de las diferentes etapas que conforman las líneas de producción, elaboración, o modificación de los productos, de un conjunto de instrumentos para realizar las diferentes mediciones y controles de las variables operacionales del proceso tales como (Temperatura, Nivel, Presión, Caudal, PH, Densidad, Humedad, Velocidad, etc.) las cuáles serán las variables operacionales representativas de cada una de las etapas que conforman la industria y a las cuales será necesario controlar y así buscar la garantía que los productos de cada etapa y por ende los productos finales del proceso industrial se correspondan con las especificaciones que se esperan de ellos. Para esto es necesario tener un conjunto de instrumentos que permitan medir y controlar, en cada uno de los equipos que integran la industria, las variables operacionales determinantes de cada etapa del mismo. Estos instrumentos estarán clasificados según:

1. La variable operacional a la que pertenecen:
Temperatura.
Nivel.
Caudal.
Presión.
Etc.

2. La función que cumple el instrumento.
Indicar.
Transmitir.
Controlar.
Registrar.

3. El tipo de instrumento.
Mecánicos.
Eléctricos.
Electromecánicos.
Electrónicos.
Neumáticos.
Hidráulicos.

La aplicación de la Instrumentación Industrial es fundamental en los controles de los procesos industriales, los cuales son cada vez más sofisticados para garantizar que las acciones que se realizan para transformar la materia prima y los demás insumos de la industria se corresponden con los requerimientos recientes de seguridad en la operación de los equipos, un control más estricto de calidad de los productos, de mayores eficiencias energéticas y la preservación del medio ambiente. Para ello se hace necesario que el conjunto de instrumentos utilizados estén acordes a las tecnologías actuales. Las funciones propias de los instrumentos: indicar, transmitir, controlar, registrar, debe aplicársele a cada variable operacional relevante en cada una de las diferentes etapas que conforman la industria. Estas aplicaciones de las diferentes funciones de los instrumentos se ejemplariza en la siguiente figura, donde se observan como son necesarios los mismos para tener, transmisores, control, registro y los elementos finales de control, para la atención de los lazos de control de las diferentes variables operacionales del proceso industrial y los indicadores que estarán conjuntamente con los equipos para permitir que los operadores visualicen la magnitud de las variables.

FUNCIONES DE LOS INSTRUMENTOS:

1. Indicadores: Están instalados directamente en el proceso industrial permiten que los operadores visualicen la magnitud de la variable operacional directamente donde están las máquinas y equipos.

2. Transmisores: están conectados en el proceso industrial y envían una señal eléctrica, electromagnética, comunicación serial, etc, que será proporcional a la magnitud de la variable operacional.

3. Controladores Electrónicos: Estarán instalados preferiblemente fuera del área del proceso y se encargan de comparar la magnitud de la variable controlada enviada por el transmisor con el valor deseado de la variable operacional, el controlador aplicara los correctivos a partir de esta diferencia y enviara las señales de control hacia los convertidores que regularan los elementos finales de control.

4. Elementos finales de control; están instalados en el proceso y son quienes se encargan de modificar el comportamiento de las variables operacionales con sus accionamientos.

Para visualizar los equipos e instrumentos que están en las industrias para atender: la transmisión de la magnitud de las variables, el control y elementos finales de control se muestra a continuación un esquemático pictórico con los transmisores, los Controladores Lógicos Programables (PLC) y una válvula de control que conforman los equipos que ejecutaran los lazos de control de las variables operacionales de! proceso Industrial.

SIMBOLOGIA de las Normas ISA.

Los equipos e instrumentos que integran los procesos industriales podrán estar representados por una simbología que les permite a los expertos a través de los esquemas de Procesos, Tuberías e Instrumentos (DTI o P&I) conocer: la integración de los equipos, sus controles, sus protecciones, sus Indicadores, el tipo de instrumento, su ubicación, etc. Con la finalidad de ir desarrollando en forma secuencial las ideas que permitan comprender cada una de las funciones que cumplen los Instrumentos y la simbología establecida para representarlos, se toma como ejemplo un tanque de almacenamiento de líquidos al cual se le irán incorporando en forma progresiva los diferentes instrumentos (se indican inicialmente en forma pictórica y posteriormente con la simbología de las normas ISA) para atender los requerimientos de medición y control que se tendrán en el mismo. En el tanque de almacenamiento se necesitan los indicadores de presión, nivel y temperatura, así como el transmisor, controlador, convertidor I/P y válvula de control para establecer un lazo de control de nivel. En la siguiente figura se muestran en forma pictórica los indicadores de nivel, presión y temperatura los cuales le permitirán al operador conocer la magnitud de estas variables operacionales, al observar directamente sobre estos instrumentos el valor de la medida Indicada.

Se debe instalar un transmisor de nivel el cual enviara una señal eléctrica directamente proporcional a la magnitud del nivel en el tanque hasta el controlador, es necesario tener un controlador que reciba la señal del transmisor y la compare con el valor deseado y así calcular la señal de error de la variable controlada, este controlador aplicara las acciones de control Proporcionales-Integrativa-Dehvativa (PID) a la señal de error y generara una señal eléctrica de salida hacia el proceso industrial el cual alimentara al convertidor Corriente-Presión (I/P).

La salida neumática del convertidor I/P regulara la apertura de la válvula de control y con ello se regulara la salida del fluido del tanque y con ello el control de nivel del mismo. En la siguiente figura se muestra en forma pictórica el transmisor de nivel, el PLC que hará las funciones de controlador, el convertidor corriente-presión I/P y la válvula de control, los cuales conformaran el lazo de control de nivel.

Como una conclusión de la figura anterior se puede observar, que en la medida que es necesario incorporar un nuevo instrumento se le fueron agregando en forma pictórica al tanque los indicadores de nivel, presión y temperatura para que el operador pueda mirar las magnitudes de las mismas. Para implementar el lazo de control de nivel en el tanque se le incorporaron el transmisor de nivel, el Controlador, el convertidor I/P y la válvula de control. De la misma manera si existe la necesidad de implementar otro lazo de control para otra variable, habrá que agregarle otro transmisor de la de otra variable operacional hasta el PLC, otro Controlador en el PLC, otro convertidor I/P y otra válvula de control. Con ello se estarán incorporando nuevos instrumentos con cada nueva necesidad.

Los esquemas gráficos de los instrumentos no deben estar utilizándose en los planos procesos-instrumentos; para ello, en la industria se debe utilizar la simbología de instrumentos que están en las normas de instrumentos, los cuales son atendidos, por ejemplo, en las normas ISA. Bajo estas especificaciones de las normas ISA, se reemplazaran las figuras de los instrumentos por los símbolos que están definidos en las Normas. En las Normas ISA se utilizara para identificar los instrumentos y los controles que están en los esquemas Proceso-Instrumentos un conjunto de círculos con letras y números que reemplazaran las figuras pictóricas. Estos círculos tendrán incorporados en la parte superior letras y en la parte inferior números, la primera letra estará para identificar la variable operacional a la que pertenece el instrumento, las siguientes letras estarán para identificar las funciones que cumple el instrumento y en la parte inferior para identificar el numero o el lazo a que pertenece el instrumento. En las siguientes figuras se muestra como ejemplo el uso de las letras y números que identifican los instrumentos y un ejemplo de cómo representar con esta simbología el esquemático pictórico anterior.

SIMBOLOGIA ISA.
La instrumentación industrial se ejecuta en dos grandes actos, medir y controlar. En el caso de medir, la normalización está inmersa desde las unidades utilizadas hasta el método aplicado. Es imposible aislarse del mundo y utilizar unidades propias o métodos de medición exclusivos. Es necesario que las medidas sean reproducibles en cualquier sitio del planeta con el mínimo de error. Para ello existe la norma, para reglamentar, para equilibrar, para mecanizar y por supuesto para legislar. La normalización es el resultado de un proceso continuado de comunicación entre productores y consumidores. Es el producto de la industrialización y el intercambio comercial internacional. La normalización es parte integral de la instrumentación industrial. Es necesario conocer y manejar aspectos relativos a las normas para escoger un dispositivo o método de medición. La normalización se convierte entonces en una herramienta para el diseño, especificación, organización y dirección.

La sociedad americana de instrumentación, constituyó un conjunto de normas para implementar los símbolos identificación de los diferentes equipos que se utilizan en la instrumentación industrial. Una vez entendida la importancia de la instrumentación así como su integración con los procesos industriales en los cuales indica, transmite, registra y controla las variables operacionales del proceso; se hace necesario desarrollar las destrezas técnicas que permitan la lectura de los planos procesos - instrumentos que representa en forma integral al proceso industrial y los instrumentos instalados en él. Por ello se hace necesario conocer la distribución de las diferentes letras utilizadas para identificar las diferentes variables operacionales, esta distribución permite identificar en los circuitos que representa los símbolos de los instrumentos con la primera letra a que variable corresponde y con las letras posteriores las funciones de indicar, transmitir, controlar, que cumple el instrumento. A continuación se presenta esta distribución de las letras del alfabeto (Norteamericano) con las variables asociadas a cada letra.

LETRAS DE IDENTIFICACIÓN

Una vez identificadas las variables operacionales asociadas con las letras del abecedario ingles con los criterios que define la simbología de las Normas ISA, se muestran a continuación varios ejemplos con las variables operacionales Presión, nivel, Caudal y Temperatura, para ir definiendo los criterios previos que servirán para interpretar los planos procesos-instrumentos que representan las instalaciones industriales.

En los procesos industriales las señales usadas por los equipos e instrumentos que la conforman podrán ser eléctricas, neumáticas, hidráulicas, mecánicas, electromagnéticas. Bajo estos requerimientos se hace necesario mostrar la simbología usada para cada tipo de señal, a modo de ejemplo se utilizara las señales que salen de un transmisor.

Para visualizar como podrán ser los indicadores, transmisores y controladores que se representan en estos símbolos se muestran a continuación algunos de ellos en fotografías. Primeramente los indicadores que están en las instalaciones para permitir únicamente que los operadores puedan visualizar la magnitud de la variable operacional, posteriormente se muestran un conjunto de transmisores electrónicos los cuales tendrán la función de mandar una señal eléctrica directamente proporcional a la magnitud de la variable operacional hasta los controladores, la función de los controladores electrónicos será recibir las señales eléctricas que envían los transmisores para calcular la señal de error que será la diferencia del valor deseado de la variable controlada (set point) y el valor real de la variable que envía el transmisor para posteriormente aplicar las acciones de Control Proporcional, Integrativa y Derivativa a esta señal de error para luego convertirla en una señal eléctrica que ira hacia el proceso industrial para regular las válvulas de control. Se muestran las fotografías para tener una visión de las conformaciones y estructuras de los indicadores, transmisores, controladores y válvulas de control y los mismos no sirven para representarlos en los planos procesos instrumentos.

PLANOS PROCESOS-INSTRUMENTOS

Los planos Proceso-Instrumentos (P&I) permiten representar en un solo esquemático la integración de todos los equipos que conforman al proceso industrial con los símbolos específicos que representan a cada equipo, conjuntamente con los símbolos de cada uno de los instrumentos y equipos asociados en la instrumentación, automatización y protección del proceso industrial. Los equipos de instrumentos que estarán conectados en los diferentes equipos de la industria estarán funcionando como indicadores, transmisores y controladores para atender las diferentes variables operacionales representativas del proceso industrial. Con la finalidad de ir avanzando progresivamente en la interpretación de los planos de procesos, instrumentos se muestran a continuación una librería de símbolos de los equipos más comunes en instalaciones petroleras.

Una vez identificados a través de sus símbolos varios de los equipos que se utilizan en las diferentes instalaciones petroleras queda considerar la integración en los planos Procesos-Intrumentos (P&I) o (DTI) de los equipos que conforman la instalación petrolera conjuntamente con los instrumentos que se utilizan para la medición y el control de las variables operacionales asociadas a cada equipo. El plano Proceso-Instrumentos integra los equipos que conforman las instalaciones conjuntamente con los instrumentos de sus variables operacionales lo que permite proporcional a los expertos que trabajan en las instalaciones la mayor información de las mismas.

Los planos Procesos-Instrumentos proporcionan a los expertos la información de la integración de los equipos que conforman las instalaciones petroleras conjuntamente con los instrumentos asociados a sus variables operacionales.

La instrumentación industrial se ejecuta en dos grandes actos, medir y controlar. En el caso de medir, la normalización está inmersa desde las unidades utilizadas hasta el método aplicado. Es imposible aislarse del mundo y utilizar unidades propias o métodos de medición exclusivos, por ello la simbología usada a través de las Normas ISA permitirá interpretar o realizar los planos Procesos-Instrumentos utilizando símbolos que serán del uso común de todas las empresas petroleras. Los planos Procesos-Instrumentos que integran los equipos de las instalaciones petroleras con los instrumentos para las medidas y controles de sus variables operacionales serán reproducibles en cualquier sitio del planeta con el mínimo de error. Para ello existe la norma, para reglamentar, para equilibrar, para mecanizar y por supuesto para legislar. La normalización es parte integral de la instrumentación industrial. Es necesario conocer y manejar aspectos relativos a las normas para escoger un dispositivo o método de medición. La normalización se convierte entonces en una herramienta para el diseño, especificación, organización y dirección. Una vez identificadas la simbología que contemplan las normas ISA, queda revisar varios planos P&I que tienen la finalidad de servir de ejemplos para observar el uso de la norma reseñada.

Instrumentación de Separador Liquido-Gas

Lazo de Control de Nivel de Fondo de Torre

Lazo de Control de Presión de Tope de Torre.

Lazo de Control en Cascada Temperatura-Caudal de alimentación de Torre de Destilación

Lazo de Control en Cascada Temperatura-Caudal en intercambiador de Calor

Lazo de Control en Cascada Temperatura-Caudal Reflujo de Tope

Lazos de Control de una Caldera.

(Cascada+ Feedforward) Calentamiento Fondo + alimentación de torre

Control Override Nivel-Caudal en Torre de Destilación.

MEDICIÓN DE TEMPERATURA EN COMPRESORES
Con Termocuplas y Transmisores de Temperatura.

Con Indicadores Bimetálicos e Interruptores-Bimetálicos.

CLASIFICACIONES DE ÁREAS

Fuego = Aire + Combustible + Ignición

Aire: El que existe en la atmósfera terrestre.

Combustible: Vapor o materiales inflamables en las instalaciones industriales.

Ignición: La chispa eléctrica o punto caliente que puedan originar los instrumentos o equipos eléctricos dentro de las instalaciones. Una explosión puede ocurrir cuando se tiene energía en forma de calor o electricidad añadiéndose a estas una fuga de vapor o materiales inflamables. Para minimizar la ocurrencia del fuego en las instalaciones industriales se utilizan métodos que previenen que las fuentes de ignición o las fugas de vapor o materiales inflamables puedan encontrarse, estos métodos podrán ser:

Cajas y envoltorios a pruebas de explosión.
Cajas con presurización y purgas.
Encapsulamiento con resina o epoxy.
Inmersión en óleo.

Desde 1946 surge la tecnología de "Barreras de Seguridad Intrínsecas" que es un método de limitación de la energía eléctrica para los instrumentos localizados en áreas clasificadas. La clasificación de áreas explosivas se desarrolla a partir de las clasificaciones basadas en: el Código Eléctrico Nacional, NFPA 70, artículos 500 al 504 de los Estados Unidos de Norteamérica y la C22.1, Parte I del Código Eléctrico Canadiense, en ambos países las áreas peligrosas son clasificadas en 3 clases, dependiendo del tipo de sustancias que puedan estar presentes en las instalaciones industriales:

Clase I: Presencia de sustancias como gases y vapores inflamables.
Clase II: Presencia de sustancias como líquidos, fibra o sólidos.
Clase III: Presencia de sustancias como talco.

Cada clasificación es dividida de acuerdo al nivel de riesgo que pueda estar presente en cada instalación:

División 1: El peligro puede estar presente durante condiciones de funcionamiento normal, durante reparaciones o mantenimiento, o donde una falla pueda causar una falla" simultanea de equipos eléctricos.

División 2: Existe presencia de materiales combustibles, o en un área adyacente a una localidad de División 1.

La División 1 se divide en cuatro (04) grupos, dependiendo del tipo de gases o vapores inflamables presentes.

Grupo A: Acetileno.

Grupo B: Hidrogeno, combustible o gases de procesos con más de 30% de hidrogeno en volumen, o vapores de gases de: butano, óxido de etileno, oxido de propileno.

Grupo C: Éter, etileno o gases o vapores de risco equivalente.

Grupo D: Acetona, amoniaco, benceno, butano, etanol, metano, gas natural, nafta, propano o gases o vapores de risco equivalente.

En Clase II las ubicaciones peligrosas son divididas en 3 grupos:

Grupo E: Atmósfera conteniendo piezas metálicas, incluyendo aluminio, magnesio u otra pieza o partícula en suspensión combustible.

Grupo F: Atmósfera conteniendo materiales del carbono.

Grupo G: Atmósfera conteniendo materiales combustibles no incluidos en e¡ Grupo E o Grupo F incluyendo madera y químicos.

En la Clase III como ubicaciones peligrosas son clasificadas, aquellas que son causadas por la presencia de ignición fácil de fibra o sólidos en suspensión. Tanto la fibra como los sólidos en suspensión pueden ser expuestas a cantidades suficientes de energía para producir una explosión.

Clase III, División 1: Son aquellos locales de fácil ignición en fibra u otros materiales que producen combustibles sólidos en suspensión cuando son manipulados.

Clase III, División 2: Son aquellos locales de fácil ignición en fibra cuando son almacenados o manipulados.

Seguridad Intrínseca

Seguridad Intrínseca (SI) es un método que sigue atmósferas inflamables encontradas en un área con posibilidades de explosión, viniendo de un contacto con equipos eléctricos externos causantes de la misma. Esta seguridad es acompañada por límites de valores de tensión y corriente eléctrica que puedan ocasionar fallas, arcos eléctricos o puntos calientes, como resultado de condiciones normales de operación. Las características de ignición de los materiales inflamables son caracterizados por varios parámetros no relacionados: mínima cantidad de energía de ignición necesaria para causar una explosión y una mínima temperatura de una superficie que tenga el mismo efecto de causar una explosión. La norma ANSI/ISA-S50.02-1992 establece la energía menor de 3 vatios que puedan consumir los instrumentos después de la Barrera de Seguridad Intrínseca en las áreas peligrosas. Como la energía disponible para los instrumentos es limitada a 3 vatios, será necesario alimentar los mismos a través de varias fuentes de tensión con barreras.

Las Barreras Zener deben limitar la corriente que circula por los instrumentos así como la tensión de alimentación, como se muestra en la siguiente figura.

FUENTES DE ERRORES

Errores de Equipos:

Calibración.
Linealidad.
Histéresis.
Derivas.
Cambios de Sensibilidad.

Errores de Interferencias:

Ruido.
Transitorios de Conmutación.
Radio Interferencias.
Perturbaciones de Alimentación.
Zumbido de 60 Hz en etapas de Baja señal.

Errores de Instalación:

Alcance.
Vibraciones.
Temperatura.
Falsas uniones.
Aspectos Meteorológicos.

TRANSMISORES Y TRANSDUCTORES.

En los procesos industriales para realizar las transformaciones de los productos de entrada o materias primas y convertirlos en productos acabados o semiacabados como salidas del mismo proceso, es necesario así como la integración del conjunto de equipos y maquinas, los instrumentos que se encargaran de indicar la magnitud de las variables operacionales, los instrumentos que se encargaran de transmitir hasta los controladores las señales que serán proporcionales a la magnitud de la variable operacional sensada, los equipos de control, los instrumentos que serán los elementos finales de control en el proceso, así como otros instrumentos que trabajaran como equipos o dispositivos de segundad. Para visualizar los equipos e instrumentos que utilizan tecnología de punta para atender: la transmisión de la magnitud de las variables operacionales, el control de las mismas y los elementos finales de control se muestra a continuación un esquemático pictórico con los transmisores, el Controlador Lógico Programable (PLC) y las válvula de control que ejecutaran los lazos de control de las variables operacionales del proceso industrial.

En este conjunto de equipos son los transmisores los instrumentos que captan la variable del proceso, la acondicionan y escalan sobre una señal de salida de rango o protocolo normalizado y la envían a distancia hasta otro instrumento receptor que cumple con la función de indicar, registrar y/o controlar. Estos instrumentos deben poseer básicamente una relación de proporcionalidad entre la variable del proceso y la señal emitida. Los transmisores de instrumentación se justifican por el hecho de permitir la centralización en un tablero, armario, panel de control o computador las diversas variables del proceso, para ejercer una medición y control a distancia. Además de evitar que el personal de operaciones y mantenimiento se expongan a riesgos debido a las condiciones propias de algunos procesos, tales como altas temperaturas, altas presiones, fluidos tóxicos o corrosivos, etc.

Para implementar los lazos de control de las variables operacionales asociadas a los procesos industriales, son los transmisores los instrumentos que estando instalados dentro dei proceso industrial tienen conexión directa con la variable operacional medida y tendrán la función de enviar una señal hasta el equipo controlador o registrador, es decir, los transmisores son los instrumentos que tienen la función de enviar una señal proporcional de la magnitud de la variable operacional hasta donde se encuentre el controlador o registrador.
Dependiendo del tipo de tecnología que se use para implementar los lazos de control estos transmisores podrán enviar señales: eléctricas, neumáticas, electromagnéticas, ópticas, la idea fundamental es que los transmisores transmiten una señal proporcional a la variable operacional a la que está conectado. En la figura siguiente se ¡lustra esta aplicación tomando como ejemplo un transmisor de presión conectado en un separador liquido-gas.

Cuando los transmisores son neumáticos envían una señal de 3 a 15 PSI hasta el controlador y la distancia comprendida entre el transmisor y el controlador es de muy pocos metros (10 metros por ejemplo). Cuando son transmisores electrónicos que envían una corriente eléctrica entre 4 a 20 miliamperios la distancia comprendida entre el transmisor y el controlador puede ser hasta de varios cientos de metros (Hasta 500 metros por ejemplo). Cuando son transmisores que envían señales eléctricas moduladas en protocolo hard la distancia comprendida entre el transmisor y el controlador puede alcanzar hasta 1600 metros sin repetidores y hasta varios kilómetros utilizando repetidores. Cuando los transmisores envían su señal en forma digital utilizando fibra óptica como medio de transmisión de la señal la distancia entre el transmisor y el controlador puede alcanzar varios kilómetros.

En los transmisores electrónicos con señal eléctrica de salida comprendida entre 4 a 20 miliamperios la magnitud de la corriente será proporcional a la magnitud de la variable operacional sensada. Estos transmisores requieren como alimentación eléctrica (12 o 24 VDC) de una fuente que estará ubicada en campo. La salida de corriente que sale del transmisor es la misma que llegara hasta el controlador (Indistintamente que el controlador se encuentre a
20 metros o 500 metros) donde cerrara el circuito eléctrico al circular la corriente que sale del transmisor por una resistencia de carga que estará conectada como parte del hardware de la tarjeta del PLC, (Por eso se utiliza la corriente y no tensión eléctrica). Utilizando un transmisor de presión como ejemplo conectado en un separador liquido-gas, se muestra en las siguientes figuras: el envió de la señal eléctrica desde el transmisor hasta el controlador y el modo de conexionado eléctrico que muestran los fabricantes para estos instrumentos.

Como podrá observarse del ejemplo, la variable operacional presión del separador interactúa directamente en el transmisor quien recibe la señal de presión desde el separador a través de líneas de tubos de acero. Del transmisor sale una corriente entre 4 a 20 mA hasta el controlador donde cierra el circuito eléctrico a través de una resistencia de carga RL que está en el controlador, lo que permite que en el controlador se tenga una tensión eléctrica VL (VL=(4 a 20)mA.RL) que alimentara a los circuitos electrónicos del controlador y que será directamente proporcional a la magnitud de la variable operacional al cual está conectado el transmisor.

Estas consideraciones de cómo se conecta el transmisor de presión, como se alimenta eléctricamente, de cómo es la salida de corriente del mismo en 4 a 20 mA y cuya magnitud es directamente proporcional a la magnitud de la presión dentro del separador, en forma análoga, actuaran todos los transmisores electrónicos que estarán instalados en el proceso industrial para medir otras variables operacionales como el nivel, caudal y temperatura, por ejemplo: Todos los transmisores electrónicos tendrán salidas de 4 a 20 miliamperios proporcionales a las magnitudes de las variables operacionales a las que están interconectados, y la diferencia fundamental entre los diferentes transmisores estarán que al ser las variables operacionales diferentes tendrán formas de construcción diferentes de modo de poder adaptar su instalación a la variable que corresponda, esto implica tener diferentes transductores para cada transmisor según el tipo de variable al que está conectado y seguramente cada transductor tendrán respuestas características específicas de su elemento eléctrico según la variable operacional a que corresponda. Con la finalidad de ir visualizando las conexiones de diferentes transmisores para diferentes variables operacionales se muestran en las siguientes figuras ejemplos de aplicaciones en: Nivel, Caudal y Temperatura.

Como se podrá observar de la figura anterior las diferentes variables operacionales (Nivel, Caudal y Temperatura) requerirán diferentes modos de ser construidos los transmisores para poder adaptarlas a las características de la variable a ser medida. Se podrá observar cómo se conecta el transmisor de nivel en un tanque cerrado a través de vasos comunicantes y que permite que el mismo nivel que está dentro del tanque sea el mismo nivel que está dentro el transmisor interactuando con el transductor, de modo que cada cambio de nivel dentro del tanque será el mismo cambio de nivel en el transductor y con ello los cambios del elemento eléctrico que contiene el transductor del transmisor de nivel. Posteriormente se observa el transmisor de caudal que utiliza como elemento sensor una turbina. Este transmisor se instala directamente en la línea donde se requiere medir el y por ello el mismo caudal que circula por la tubería es el mismo caudal que circula por el transmisor, y donde el transductor de turbina que está en la línea generara una señal eléctrica proporcional a la magnitud del caudal que pasa por la tubería. Finalmente en el transmisor de temperatura se tendrá como transductores termocuplas o PT-100 que estarán instalados en el punto de medición y que a través de cables de extensión se llevara la señal eléctrica del transductor hasta donde esté instalado el modulo electrónico, sin embargo, la variable eléctrica asociada a los transductores de temperatura también generaran cambios de su valor proporcionales a los cambios de la temperatura.

ESQUEMA FUNCIONAL DEL TRANSMISOR ELECTRÓNICO.

En la siguiente figura se muestra un diagrama de bloques del esquema funcional de un transmisor electrónico el cual es alimentado desde el proceso industrial por la variable operacional y tiene como salida la señal de corriente que alimentara la tarjeta electrónica de entradas analógicas del PLC en la Sala de Control. El transmisor está instalado en el mismo lugar del proceso y básicamente se compone de cinco partes: el elemento transductor y cuatro circuitos electrónicos que buscan desde, acondicionar la señal del transductor hasta generar la salida de corriente que sale del transmisor. Este arreglo se puede reseñar a continuación.

Proceso Industrial

En los procesos industriales se hace necesario a lo largo de las diferentes etapas que conforman las líneas de producción, elaboración, o modificación de los productos, de un conjunto de instrumentos para realizar las diferentes mediciones de las variables operacionales del proceso tales como (Temperatura, Caudal, Nivel, Presión) las cuáles serán las variables operacionales representativas de cada una de las etapas que conforman la industria y a las cuales será necesario medir para posteriormente controlar. Cada variable operacional que deba ser medida requerirá un transmisor, los cuales estarán instalados muy próximos al equipo que genera la variable representativa a ser medida.

MEDIDOR TURBINA DE GAS

El medidor de gas FMG a turbina es un medidor de gas de tipo deductivo que utiliza la velocidad del gas para derivar el volumen de mismo que atraviesa el medidor. Un eliminador de turbulencias multietapa integrado modifica el perfil del flujo entrante para eliminar completamente los efectos de la tubería de entrada. El volumen se muestra en un cuadrante indicador de tipo contador de lectura directa. Varios generadores de pulsos de baja y alta frecuencia se pueden usar para computación de flujo o para propósitos de control. Las series FMG de medidores de gas a turbina están diseñadas para cumplir las más altas demandas en la medida confiable y exacta de flujos de gas. Los medidores cumplen las directivas EN12261 and OIML R137.

VENTAJAS DEL SISTEMA

* Es el instrumento más preciso disponible para medir caudal.
* Es lineal sobre un muy amplio rango de caudales.
* Rápida respuesta y excelente repetibilidad.
* Fácil interface a sistemas de computación.
* Operación sobre un muy amplio rango de temperaturas y presiones
DESVENTAJAS DEL SISTEMA

* Al tener piezas móviles que giran sobre rodamientos, el desgaste suele ser el problema principal de la turbina.
* Es un instrumento delicado en comparación con otros caudalímetros.
* Cualquier exceso de velocidad puede dañar sus rodamientos.
* Es caro y su costo aumenta desmedidamente con el tamaño de la turbina.
* Requiere que el flujo a medir sea limpio y tenga propiedades lubricantes.
* Alto costo de mantenimiento.
* No es utilizable en fluidos de alta viscosidad

MEDIDOR TURBINA DE PETROLEO

Daniel Series 1500 Liquid Turbina medidor de flujo es una medición de flujo volumétrico y dispositivos de transmisión utilizado ampliamente en la industria petrolera. Este medidor es el producto de elección para la medición exacta de hidrocarburos líquidos y otros fluidos de proceso.

Elementos de diseño probadas del metro proporcionan fiabilidad y el tiempo de funcionamiento de disponibilidad, asegurando un funcionamiento continuo 24/7 tubería. Daniel Series 1500 Liquid Turbina medidor de flujo está diseñado específicamente para la operación de la tubería y para su uso dentro de los lineamientos de la API capítulo 5.3, Medición de Hidrocarburos Líquidos por medidores de turbina, y los métodos de ensayo de API Capítulo 4, Proving Systems.

VENTAJAS DEL SITEMA Y DESVENTJAS DEL SISTEMA
Son similares a la turbina de gas
CAUDAL ULTRASONICO DE PETROLEO Y GAS

El caudalímetro ultrasónico de carrete FR PanaFlow incorpora uno o dos haces ultrasónicos para la medición de velocidad por la técnica de tiempo de tránsito. Los traductores ultrasónico de este caudalimetro disponen ya de alojamientos de forma que los haces quedan alineados a la perfección. Dependiendo de las exigencias de la aplicación, es posible la instalación, en este caudalímetro ultrasónico, de 1 o 2 haces, es decir, de 2 o cuatro traductores ultrasónicos. Opcionalmente es posible el envío de datos vía GPRS/3G (ver Logger para transmisión de datos XILOG+)
También el caudalimetro ultrasónico GE PanaFlow es compatible con aplicaciones en hidrocarburos líquidos, gases o vapor saturado.


"* No ocasiona pérdida de carga.
* No tiene partes móviles.
* No influye el diámetro de la tubería, ni en su costo, ni en su rendimiento.
* Ideal para la medición de materiales tóxicos o peligrosos.
* Salida lineal con el caudal.
* Su rango de medición es muy amplio.
* En tuberías de gran diámetro es el más económico, y en ciertos casos, el único.
* Su instalación es muy simple y económica"


"* Su precisión no es muy alta.
* Su costo es relativamente alto para tuberías de bajo diámetro"

CORIOLIS DE PETROLEO Y GAS

"Los caudalímetros Coriolis miden directamente el caudal másico, la densidad y la temperatura del producto de proceso (líquido o gas). Estas variables medidas, pueden utilizarse para deducir otros valores como el caudal volumétrico, la concentración, grados Brix, grados Baume…
La alta disponibilidad de este caudalímetro permite aumentar la eficiencia en el control de un proceso."

VENTAJAS DEL SITEMA

* Su salida es lineal con el flujo másico.
* No requiere compensación por variaciones de temperatura o presión
* Es adecuado para casos de viscosidad variable
* Permite la medición de caudales másicos de líquidos difíciles de medir: adhesivos, nitrógeno líquido, etc.


"* Es muy voluminoso.
* No es apto para caudales elevados."

DISCO NUTANATE

El medidor 900DP - Con un generador de impulsos y la barrera de seguridad intrínsecamente seguro, el 900DP es lo último en comodidad. Esto le ahorra tiempo y problemas de abastecimiento de una barrera compatible para proporcionar un funcionamiento con seguridad intrínseca en áreas con concentración de combustibles explosivos o instalaciones al aire libre. (originalmente limitados a su uso con productos refinados del petróleo,)
Son ideales para su uso en línea, o montar a una de nuestras bombas rotativas o de diafragma. La construcción resistente a la corrosión, proporciona un producto durable para las aplicaciones más exigentes. Nuevos Medidores Digitales fáciles de Calibrar y cuentan con Una sencilla Selección de unidades de medicion. Utilidad increíble, fuerte claridad visual y precisión increíble son características estándar en cada medidor digital Fill-Rite.


* Muy difundido y comprobado.
* Muy económico.
* Simple y de bajo mantenimiento.

* Es el de menor precisión de los instrumentos de desplazamiento positivo.
* No se fabrica para tuberías de gran tamaño.
* El par disponible para el accionamiento de accesorios mecánicos es muy limitado.

ELECTROMAGNETICO

La función de los caudalímetros electromagnéticos de la familia de productos SITRANS F M consiste en medir el caudal de líquidos conductivos como el agua, productos químicos, alimentos y bebidas, lodos, lechadas, pasta de papel y lodos de minería con partículas magnéticas. Estos avanzados equipos para la medición de caudal electromagnética están disponibles en tres variantes. (Petroleo)
Ya se trate de caudalímetros estándar con campo magnético de corriente continua pulsante, caudalímetros de campo alterno de altas prestaciones o contadores de agua electromagnéticos alimentados por baterías: un caudalímetro electromagnético de la gama SITRANS F M simplifica la gestión de caudales. Por eso, usuarios de todo el mundo apuestan por la avanzada tecnología de Siemens.

VENTAJAS DEL SITEMA

* No genera pérdidas de carga (aplicables a procesos que fluyen por gravedad o en fluidos cercanos al punto de vaporización).
* Dado que el parámetro sensado a través de la tubería es velocidad promedio, se aplica tanto a flujo laminar como turbulento y no depende de la viscosidad.
* Como la tubería puede ser de cualquier material no conductor, con lo que se le puede dar buena resistencia a la corrosión.
* Apto para la medición de barros.
* Permite la medición de caudales bi-direccionales.
* No tiene partes móviles, por lo que es confiable y de bajo mantenimiento.
* Su precisión es relativamente alta.


* Si el fluido a medir produce depósitos sobre los electrodos, la medición será errónea.
* Su costo es relativamente alto.
* No es utilizable en gases por la baja conductividad.

MEDIDOR DE RUEDAS OVALADAS

El nuevo cuentalitros mecánico (para uso particular) cumple los requisitos ATEX para medir con precisión las cantidades suministradas (gasolina, queroseno, gasóleo) en entornos que presentan un riesgo elevado de estallido.
Es fiable, económico, fácil de instalar y calibrable en el lugar de instalación. La baja resistencia al flujo permite también el uso por gravedad.

El cuentalitros K33 ATEX puede instalarse en todas las posiciones en tuberías rígidas y flexibles y también directamente en bombas o depósitos.

* Muy buena precisión para pequeños caudales.

* Alto costo originado por las tolerancias mecánicas.
* Muy sensible a la presencia de sólidos en suspensión.

ROTAMETRO PARA PETROLEO Y GAS

ROTÁMETRO DE ACRÍLICO DEL CUERPO PARA EL ACEITE Y LA INDUSTRIA PETROLERA Los metros de flujo de acrílico del área variable del tubo del cuerpo de FLOWTECH (rotámetros) se piensan para el general en la línea usos medidores (es decir para el gas y el líquido) donde están las condiciones de funcionamiento con las limitaciones de los tubos medidores del cuerpo de acrílico. Éstos son el principio de área variable. Los movimientos del flotador libremente arriba y abajo del tubo de acrílico afilado del cuerpo con el flujo flúido de parte inferior a la tapa. El flotador toma una posición donde están equilibrados las fuerzas de la flotabilidad y el peso del flotador en proporción con el flujo. La posición vertical del flotador según lo indicado por la escala es la medida del flujo instantáneo.


* Es económico para caudales bajos y tuberías con diámetros menores a 2".
* Cubre un rango amplio de caudales.
* Sirve para líquidos y gases.
* Provee una información visual directa.
* La caída de presión es baja.
* Instalación y mantenimiento simple.


* No es sencillo ni económico obtener señal eléctrica a partir de la indicación.
* Se incrementa mucho su costo para tuberías de diámetro grande.
* No se consiguen rotámetros para tuberías grandes.
* Debe instalarse en sentido vertical de modo que el caudal sea ascendente.
* Son de baja precisión

MEDIDOR POR TORBELLINO

Mediante Sensores Piezoeléctricos mide la cantidad de los vórtices provocados por una obstrucción. Se destaca para Procesos Químicos debido a una combinación de Gran Exactitud (1%), Robustez con Gran Resistencia al Ataque Químico (carcaza de plástico de una sola pieza), Ausencia de Mantenimiento (no tiene partes móviles), y Practicidad (se instala en cualquier posición).Mide Líquidos no conductivos que los medidores magneto Inductivos no pueden medir. Emite Pulsos para medir Caudal Instantáneo.(petróleo).


* Muy buena tolerancia sin importar las condiciones del proceso.
* Sin partes móviles, confiable y de bajo mantenimiento.
* Salida digital (conveniente para interfaces a PC).
* Independiente de la densidad y viscosidad del fluido.
* Se instala en cualquier posición.


* Es afectado por fluidos abrasivos que puedan deformar el generador de torbellinos.
* Es afectado por los fluidos capaces de generar depósitos en la obstrucción.
* Su costo es relativamente alto.

INSTRUMENTACIÓN INDUSTRIAL PETROLERA Y GAS

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