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UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR
COORDINACIÓN DE INGENIERÍA ELECTRÓNICA
ACTUALIZACIÓN DEL SISTEMA DE PARADA DE EMERGENCIA
DEL COMPRESOR 42-K-201 DE LA PLANTA DE COQUIFICACIÓN
RETARDADA DE LA REFINERIA CARDON,
PDVSA-CRP, EDO. FALCÓN.
Autor Tutor Ing. Donquis Joan Br. Pérez R. Joshué M.
Informe Final de Cursos de Cooperación Técnica y Desarrollo Social
Presentado a la Universidad Simón Bolívar Como requisito parcial para optar al titulo de
Ingeniero Electrónico
Sartenejas, Noviembre 2006
II
DEDICATORIA
A Dios todopoderoso por guiar siempre mis pasos.
A mis padres, Florencio y Lina, por darme todo su amor y apoyo
incondicional…los amo.
Al nono y a tío Antonio, Dios los tenga en la gloria.
A mis hermanos Manuella y Florencio, disculpen lo malo.. saben que siempre
contarán conmigo.
A mis Abuelos Florencio y María, a la nona, a todos mis tios y primos por
creer en mí.
Y a ti K…
III
AGRADECIMIENTOS
A la USB por haberme formado en sus aulas. A todos los profesores del departamento de Ingeniería Electrónica por todo los conocimientos que me brindados y todas experiencias compartimos. A mi tutor Joan Donquis, por su ayuda incondicional y paciencia en la elaboración de este trabajo. Al todo el personal del CRP que me apoyo en todo momento, en especial a los Ingenieros Mario Trompiz, Diego da Silva, Nelson Zambrano, Nairobi Colina y todos los demás del grupo GII-IC. A todos los de la planta de Coquer: Walco, Cheo, javier, Marisela Betancurt, Alirio Flores. También a los Ingenieros de procesos Jose Ramirez y Alejandro Becerra por todos las dudas aclaradas. Al Ing. Henry Jordán por haberme dado la oportunidad de realizar este trabajo. A mi familia, por permitirme estar otra vez entre ellos. A mis amigos: Leo, Daniel, Sylvia, Samuel, Gilberto, Astrid, Mirvy, Verónica, Andreina, Felipe, Adriana, Pablo, Choco, Dioris, Rafa, Nelson, Miguel, Carlos, Junior, el gocho, María Clara, Alejandro, Jose Manuel, Andrea, Luis, Naty, Odra, Johanna, y a todas esas personas que lo largo de toda esta etapa de mi vida han estado de una y otra forma allí. Al profesor Gerardo Fernández, por su apoyo y amistad incondicional a lo largo de
toda mi vida universitaria.
A mi tío Leo, por estar siempre al pendiente de mí y ayudarme estos últimos años.
IV
UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR
COORDINACIÓN DE INGENIERÍA ELECTRÓNICA
ACTUALIZACIÓN DEL SISTEMA DE PARADA DE EMERGENCIA
DEL COMPRESOR 42-K-201 DE LA PLANTA DE COQUIFICACIÓN
RETARDADA DE LA REFINERIA CARDON,
PDVSA-CRP, EDO. FALCÓN.
Informe Final de Cursos de Cooperación Técnica y Desarrollo Social
RESUMEN El presente trabajo de grado describe las actividades necesarias para la elaboración de la Ingeniería Básica, enfocada en la actualización del Sistema de Parada de Emergencia del compresor 42-K-201 de la Planta Coquificación Retardada de la refinería Cardón, como solución a los problemas ocasionados por las fallas y obsolescencia que presenta la lógica actual de protección, haciendo que el sistema sea más confiable y disponible. El trabajo se enfocó en estable una nueva arquitectura de protección, con base a los criterios descritos en las normas PDVSA y estándares internacionales para el diseño de Sistemas de Seguridad, por medio de una matriz comparativa se determinó cuales de las tecnologías existentes en el mercado son las que mejor se adapta al sistema. El Capítulo I establecer la problemática que presenta el sistema actual. En el Capítulo II se encuentran las bases teóricas, los conceptos y tecnologías utilizadas en la elaboración de la ingeniería básica. En el capítulo III se encuentra la información de campo y como funciona el sistema actual. El capítulo IV abarca el diseño del nuevo sistema de parada de emergencia en base a los requerimientos actuales para el cumplimiento de las normas que aplican a los sistemas de protección. Los capítulos V y VI describen los documentos realizados producto de la ingeniería básica y las conclusiones y recomendaciones respectivamente.
Palabras claves: Compresores, monitoreo, PES, SIS, protección, ESD, confiabilidad.
V
INDICE
CAPITULO I
INTRODUCCIÓN
1.1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA...................................................... 2
1.2. OBJETIVO GENERAL ................................................................................. 7
1.3. OBJETIVOS ESPECÍFICOS ........................................................................ 7
1.4. JUSTIFICACIÓN ........................................................................................... 8
1.5. ALCANCE DEL PROYECTO .................................................................... 10
1.6. LIMITACIONES .......................................................................................... 11
1.7. METODOLOGÍA ......................................................................................... 12
1.7.1. Revisión documental ................................................................................ 13
1.7.2. Observación en el Área ............................................................................ 14
1.7.3. Entrevista no estructurada ...................................................................... 16
1.8. FASES DEL PROYECTO ........................................................................... 16
1.8.1. Investigación y visualización del sistema actual .................................... 17
1.8.2. Definición de limitaciones y requerimientos de diseño ......................... 17
1.8.3. Análisis de la arquitectura del sistema de protección ........................... 18
1.8.4. Selección de la tecnología a utilizar ........................................................ 19
1.8.5. Diseño del sistema a implementar........................................................... 20
1.8.6. Documentación ......................................................................................... 20
CAPÍTULO II
MARCO REFERENCIAL
2.1. ANTECEDENTES ........................................................................................ 21
2.2. BASES TEÓRICAS ...................................................................................... 21
2.2.1. Compresores ............................................................................................. 22
2.2.1.1. Compresores dinámicos ................................................................... 22
VI
2.2.1.2. Compresores Centrífugos ................................................................ 23
2.2.2. Elementos de Control ............................................................................... 24
2.2.2.1. Control de desempeño ...................................................................... 25
2.2.2.2. Sistema anti-oleaje ............................................................................ 25
2.2.3. Sistema de Control Distribuido (DCS) ................................................... 27
2.2.3.1. Sistemas electrónicos Programables (PES) .................................... 29
2.2.4. Sistemas Integrados de Seguridad (SIS) ................................................ 29
2.2.4.1. Sistema de Parada de Emergencia (ESD)....................................... 30
2.2.4.2. Probabilidad de Falla ....................................................................... 30
2.2.5. Tecnología Triple Modular Redundante (TMR)................................... 31
2.2.6. Comunicaciones Industriales................................................................... 32
2.2.6.1. Modbus .............................................................................................. 32
2.2.6.2. TCP-IP............................................................................................... 33
2.2.6.3. SMM................................................................................................... 33
2.3. NORMAS DE PDVSA .................................................................................. 34
2.3.1. PDVSA K – 300 Introducción a la instrumentación ............................ 34
2.3.2. PDVSA K – 330 Consolas y paneles de control .................................... 36
2.3.3. PDVSA K – 336 Sistemas seguros de instrumentación........................ 37
2.3.4. PDVSA K – 339 Instrumentación de equipos rotativos....................... 40
2.3.5. IEC-61508.................................................................................................. 41
2.3.5.1. Niveles instrumentados de seguridad (SIL) ................................... 43
CAPITULO III
EL SISTEMA DE PARADA DE EMERGENCIA DEL COMPRESOR
42-K-201 DE LA PLANTA DE COQUIFICACIÓN RETARDADA
3.1. CONVERSIÓN PROFUNDA (CARDÓN)................................................. 44
3.1.1. Coquificación Retardada ......................................................................... 45
3.1.2. Arquitectura de la planta DCU............................................................... 47
3.1.3. Planta de Gas # 3 ...................................................................................... 49
VII
3.1.4. Arquitectura de la planta PG3 ................................................................ 51
3.2. SISTEMA DE CONTROL........................................................................... 54
3.3. SISTEMA BENTLY NEVADA ................................................................... 56
3.4. COMPRESOR 42-K-201 .............................................................................. 60
3.4.1. Motor eléctrico.......................................................................................... 61
3.4.2. Primera etapa de succión......................................................................... 62
3.4.3. Segunda etapa de succión ........................................................................ 63
3.4.4. Caja de engranaje..................................................................................... 65
3.4.5. Sistema de aceite lubricante .................................................................... 66
3.4.6. Sistema de Sello ........................................................................................ 66
3.5. SISTEMA DE PARADA DE EMERGENCIA........................................... 67
3.6. PANALARM ................................................................................................. 68
3.7. ISH.................................................................................................................. 69
3.8. LÓGICA DE RELÉS.................................................................................... 69
3.8.1. Condiciones por ESD ............................................................................... 71
3.9. PERMISIVOS DE ARRANQUE................................................................. 71
3.10. SISTEMA C.C.C. ........................................................................................ 73
CAPITULO IV
DISEÑO DEL SISTEMA DE PARADA DE EMERGENCIA
4.1. REQUERIMIENTOS GENERALES ......................................................... 76
4.1.1. Niveles instrumentados de seguridad ..................................................... 77
4.1.2. Instrumentación de Campo ..................................................................... 78
4.1.3. Sistema Electrónico Programable........................................................... 80
4.1.4. Monitoreo del sistema .............................................................................. 81
4.2. PANEL LOCAL Y ANUNCIADOR ........................................................... 82
4.3. DISEÑO DEL SISTEMA DE PARADA DE EMERGENCIA ................. 86
4.3.1. Evaluación de alternativas....................................................................... 87
4.3.1.1. Propuesta #1 ICS triplex .................................................................. 87
VIII
4.3.1.2. Propuesta #2 Triconex (V 9.1) ........................................................ 90
4.3.1.3. Propuesta #3 Honeywell FSC .......................................................... 91
4.3.1.4. Propuesta #4 Siemens ST-400H....................................................... 93
4.3.1.5. Propuesta #5 ABB Plantguard ....................................................... 95
4.3.1.6. Propuesta #6 ABB Yokogawa-ProsafeRS ..................................... 95
4.3.2. Matriz comparativa de tecnologías......................................................... 97
4.3.2.1 Selección de Tecnologías ................................................................... 99
4.4. EQUIPO BENTLY NEVADA ................................................................... 101
4.5. SISTEMA C.C.C. ........................................................................................ 103
4.6. PROPUESTA DE LA ARQUITECTURA DEL SISTEMA DE
MONITOREO Y PROTECCIÓN...................................................................... 103
CAPITULO V
INGENIERÍA BÁSICA
5.1. ALCANCE DE LA INGENIERÍA BÁSICA ............................................ 107
5.2. ARQUITECTURA DE CONTROL .......................................................... 108
5.3. FILOSOFÍAS DE CONTROL................................................................... 108
5.4. MATRIZ CAUSA-EFECTO...................................................................... 109
5.5. NARRATIVAS DE LA LÓGICA.............................................................. 109
5.6. LEVANTAMIENTO DE CAMPO............................................................ 110
5.6.1. INDICACIÓN EN EL PANEL ANUNCIADOR................................. 110
5.6.2. INDICE DE ALARMAS........................................................................ 110
5.6.3. INDICE DE INSTRUMENTOS .......................................................... 111
5.7. BASES Y CRITERIOS DE DISEÑO........................................................ 111
5.8. ACTUALIZACIÓN DE PLANOS Y DOCUMENTOS .......................... 111
IX
CAPITULO VI
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
6.1. CONCLUSIONES....................................................................................... 113
6.2. RECOMENDACIONES............................................................................. 115
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS............................................................... 223
GLOSARIO .......................................................................................................... 228
APÉNDICES
APÉNDICE A....................................................................................................... 117
APÉNDICE B ....................................................................................................... 119
APÉNDICE C....................................................................................................... 120
APÉNDICE D....................................................................................................... 123
APÉNDICE D.1.................................................................................................... 125
APÉNDICE E.1 .................................................................................................... 129
APÉNDICE E.2 .................................................................................................... 132
APÉNDICE F.1 .................................................................................................... 135
APÉNDICE F.2 .................................................................................................... 138
APÉNDICE G....................................................................................................... 141
APÉNDICE H....................................................................................................... 152
APÉNDICE I.1 ..................................................................................................... 154
APÉNDICE I.2 ..................................................................................................... 160
APÉNDICE I.3 ..................................................................................................... 165
APÉNDICE I.4 ..................................................................................................... 170
APÉNDICE I.5 ..................................................................................................... 175
APÉNDICE I.6 ..................................................................................................... 199
APÉNDICE I.7 ..................................................................................................... 203
APÉNDICE I.8 ..................................................................................................... 208
APÉNDICE I.9 ..................................................................................................... 212
APÉNDICE I.10 ................................................................................................... 222
X
INDICE DE TABLAS
TABLA PÁGINA
1 NIVEL SIL……………………………………………………… 43
2 LISTA DE SEÑALES DEL SISTEMA DE MONITOREO…… 56
3 LISTA DE SEÑALES DEL SISTEMA DE PARADA DE
EMERGENCIA………………………………………………… 67
4 LISTA DE SEÑALES DEL SISTEMA PERMISIVO DE
ARRANQUE…………………………………………………… 72
5 LISTA DE SEÑALES DE LOS C.C.C………………………… 74
6 REDUNDANCIA DE TRANSMISORES……………………… 79
7 CANTIDAD DE SEÑALES DEL SISTEMA DE PARADA
DE EMERGENCIA DEL COMPRESOR 42-K-201…………… 81
8 INDICE DE SEÑALES DEL PANEL ANUNCIADOR……….. 83
9 ESPECIFICACIONES DEL PANALARM…………………….. 85
10 MATRIZ COMPARATIVA DE TECNOLOGÍAS PARA EL
SITEMA DE PARADA DE EMERGENCIA DE COMPRESOR
42-K-201………………………………………………………… 98
11 MATRIZ DE ESPECIFICACIONES MÍNIMAS………………. 99
XI
INDICE DE ILUSTRACIONES
FIGURA PÁGINA
1 FASES DE UN PROYECTO DE INGENIERÍA……………….. 12
2 FOTO DEL GABINETE QUE GOBIERNA AL 42-K-201……. 15
3 ARQUITECTURA ACTUAL DEL SISTEMA DE PARADA
DE EMERGENCIA DEL COMPRESOR 42-K-201……………. 19
4 COMPRESOR CENTRIFUGO DE 2 ETAPAS, EL 42-K-201
DE LA PLANTA DE COQUER………………………………… 23
5 COMPRESOR DINÁMICO CON VALVULA DE DESCARGA.25
6 COMPRESOR DINÁMICO CON RECICLO……………………26
7 ETAPAS DEL COMPRESOR K-201 Y NIVEL DE OLEAJE… 27
8 ARQUITECTURA DE LA PLANTA DE COQUER…………… 28
9 ARQUITECTURA TMR………………………………………… 31
10 DEFINICIÓN DE SISTEMA INSTRUMENTADO DE
SEGURIDAD……………………………………………………. 38
11 PROTECCIÓN DE EQUIPOS ROTATIVOS……………………41
12 ESQUEMA DE LA PLANTA DE DCU, PG3 Y MDC
DE CONVERSIÓN PROFUNDA………………………………. 45
13 HORNOS Y TAMBORES DE PLANTA DE DCU……………. 46
14 DIAGRAMA DE PRODUCTOS PROCESADOS EN DCU…… 48
15 DIAGRAMA SIMPLIFICADO DE DCU………………………. 49
16 DIAGRAMA DE PRODUCTOS PROCESADOS EN PG3…….. 50
17 DIAGRAMA SIMPLIFICADO DE LA PLANTA GAS-3…………….. 52
18 PLANTA DE DCU Y PG3………………………………………. 53
19 SISTEMA DE CONTROL DE COQUIFICACIÓN
RETARDADA…………………………………………………… 55
20 COMPRESOR 42-K-201………………………………………… 61
XII
21 DIAGRAMA DE MONITOREO DE VARIABLES
COMPRESOR 42-K-201………………………………………… 63
22 DIAGRAMA DE MONITOREO DE VARIABLES
ABSORBEDORA – DESPOJADORA…………………………. 64
23 TAMBOR 42-V-201……………………………………………. 65
24 LÓGICA DE DISPARO DEL COMPRESOR 42-K-201……….. 70
25 C.C.C……………………………………………………………. 75
26 MODELO AD-3100 MARCA AMETEK………………………. 86
27 PLC TMR MARCA ICSTRIPLEX MODELO TRUSTED…….. 89
28 PLC TMR MARCA TRICONEX………………………………. 91
29 ARQUITECTURA BÁSICA DEL FSC HONEYWELL……….. 92
30 ARQUITECTURA DEL SISTEMA DEVOTACIÓN
2oo4D DEL FSC………………………………………………… 93
31 MODELO S7-400 SIEMENS…………………………………… 94
32 MODELO PROSAFE-PLC DE YOKOGAWA………………… 96
33 DISTRIBUCIÓN DE MÓDULOS DEL BENTLY
NEVADA 3500…………………………………………………. 102
34 ARQUITECTURA PROPUESTA PARA EL SISTEMA DE
PARADA DE EMERGENCIA DEL COMPRESOR 42-K-201… 104
1
CAPÍTULO I
INTRODUCCIÓN
Desde hace casi un siglo el petróleo pasó a formar parte principal de la
economía nacional y mundial, siendo sus derivados los protagonistas del desarrollo
energético de nuestro tiempo. El proceso de refinación del petróleo consiste en la
transformación y purificación del mismo, llevando productos crudos y gases
asociados, a productos de un valor comercial mucho más elevado, según lo exija el
mercado mundial.
Para poder lograr esto es necesario contar con una infraestructura de diferentes
plantas que trabajen conjuntamente, con el objetivo de lograr el máximo
aprovechamiento del recurso o materia prima. Petróleos de Venezuela S.A., PDVSA
es una de las empresas energéticas más competitivas a nivel mundial, cuenta con una
red nacional e internacional de refinerías de gran envergadura, entre las que destaca el
CRP (Centro de Refinación Paraguaná), el cual es considerado uno de los complejos
refinadores más grandes del mundo teniendo una capacidad de producción cercana al
millón de barriles diarios [1].
El CRP esta conformado a su vez por dos grandes refinerías que se comunican
entre sí a través de oleoductos, éstas son: Amuay y Cardón. Cada una cuenta con
distintas unidades de procesos: destilación y lubricantes, instalaciones auxiliares,
suministro, conversión media y conversión profunda.
El presente trabajo se enfocó en la aplicación de mejoras a la arquitectura del
sistema de monitoreo y protección del compresor 42-K-201 de la planta de la
Coquificación Retardada en conversión profunda, Cardón.
2
Lo primero que se planteó es el problema a solucionar, hacer que el sistema
que gobierna al compresor 42-K-201 sea más confiable y seguro. En el capítulo uno
de este trabajo se plantean las estrategias metodológicas por las cuales se rigió el
mismo, mientras que en el segundo capítulo se describen todas las bases teóricas y
legales que sustentan el diseño propuesto. En el capítulo tres se explica cada
subsistema que conforma y gobierna al compresor antes mencionado. Es en el cuarto
capítulo donde se plantean todas las propuestas definitivas de este trabajo,
estableciendo diferentes matrices y tablas que ayudan a determinar la mejor opción a
escoger para actualizar el sistema.
Todos los documentos de ingeniería básica y los planos realizados en pro de la
mejora del sistema actual de parada de emergencia y monitoreo del compresor de la
planta Coquer, se encuentran citados en el capítulo cinco. En el último capitulo se
encuentran las conclusiones y recomendaciones a las cuales se llegaron con este
estudio.
A continuación se describe el planteamiento del problema, así como las
justificaciones, limitaciones y objetivos que deben estudiarse con sumo mucho
cuidado antes del planteamiento de soluciones o propuestas. También se nombran las
metodologías utilizadas y las fases que involucran un proyecto de este tipo.
1.1. Planteamiento del problema
Dentro de la unidad de conversión profunda se encuentra una de las plantas
más recientes e importantes de la refinería de Cardón, la planta de Coquificación
Retardada (DCU, sus siglas en ingles Delayed Coker Unit ), la cual tiene como
3
objetivo fundamental transformar todos los residuos o desperdicios de crudo que
generan las demás plantas.
La planta de Coquer fue puesta en marcha en abril de 1996. Anteriormente las
plantas que generan el residuo largo, residuo corto, Asfalto, entre otros crudos
pesados, que sirven como materia prima para la planta de Coquer, eran utilizados
como combustible para ciertos procesos de menor prioridad dentro de la industria y
menor valor agregado.
Actualmente todo ese residuo de muy bajo valor económico es llevado a DCU
y transformado en productos de mayor valor agregado, tales como: Gas ácido, Gas
Combustible (el que se usa en las cocinas a gas), Propano, Butano, Nafta Liviana (de
donde viene la gasolina), Nafta Pesada, Gasoil Liviano, Gasoil Pesado y en un alto
porcentaje (y de allí es donde proviene el nombre de la planta) Coquer (que se usa
como combustible en hornos industriales).
Sin embargo, el Coquer no genera tantas ganancias como el resto de los
productos obtenidos, pero representa el 30 % del residuo que procesa la planta. Este
proceso químico es posible dado a las grandes temperaturas a las cuales son llevados
todos los residuos acumulados en la base de la fraccionadora 42-C-101 [2], que es,
por decirlo de algún modo, la columna vertebral de la planta, ya que a través de ella
circulan, se comunican y se separan la mayoría de las sustancias tratadas en el
proceso. Estos residuos pasan a través de los hornos de la planta alcanzando
temperaturas cercanas a los 500 oC, pero es en los tambores de Coquer donde se
realiza la reacción química denominada Craqueo Térmico, que es la característica de
ésta planta, consiste básicamente en el rompimiento de moléculas a altas temperaturas
[3].
Este Craqueo Térmico hace que la materia prima se separe en materia sólida y
gases condensados. La materia sólida se acumula continuamente en el tambor en
4
forma de Coquer y el resto de los gases son expulsados por el tope del tambor y
reinyectados en la fraccionadora nuevamente, donde son separados y extraídos en
cada uno de los niveles de dicha torre. Muchos de estos gases logran condensarse y
pasan a otras partes de la planta o a otras plantas de la refinería. Pero son los gases
más livianos que no han logrado separarse los que van a la siguiente etapa del
proceso, la del compresor centrifugo 42-K-201 de la planta de Coquer.
El trabajo del 42-K-201 es aumentar la presión de los gases provenientes del
tope de la fraccionadora, para que así estos gases se logren separar y condensar en las
distintas torres de separación, próximas en el proceso.
Los compresores centrífugos son los que más se emplea en la industria de
procesos químicos, porque su construcción es sencilla y de poco mantenimiento,
permitiendo un funcionamiento continuo durante largos periodos. El 42-K-201 consta
de dos etapas de succión. La primera etapa conectada a la segunda a través del tanque
42-V-207, del cual se extrae parte de la nafta liviana y pesada que produce la planta.
El compresor esta diseñado para que en condiciones normales lleve dichos gases de
0,6 bar (unidad de presión) a 14 bar[4].
El funcionamiento optimo del compresor es de vital importancia para el buen
funcionamiento de la planta, ya que de no estar no estar operando, o con fallas, las
pérdidas económicas, así como el impacto dañino que ocasionaría al ambiente, son
incalculables, ya que se esta trabajando con gases con un alto contenido de H2S
(Sulfuro de Hidrogeno) y otras sustancias tóxicas y dañinas al ser humano [5]. Es por
eso que los ingenieros y técnicos del área lo llaman “el corazón de Coquer”.
Los nuevos tiempos han llevado a las grandes corporaciones transnacionales a
invertir su capital no solo en acciones que sean reflejo directo del balance costo-
ganancia, sino también a que se consideren otros factores involucrados en el aparato
productivo, tales como la seguridad de su personal, la seguridad de las instalaciones y
5
por otro lado la preservación del ambiente. Todo esto lo podemos concentrar en lo se
conoce como Sistemas Instrumentados de Seguridad (SIS), los cuales están
conformados por elementos de monitoreo continuo y mecanismos de respuesta rápida
para la toma de acciones ante la propagación de cualquier situación anormal.
Actualmente existe toda una de gama de reglas o normativas internacionales,
las cuales velan por el buen funcionamiento de los procesos industriales. Cada una de
estas normas se encuentra destinada a una actividad, proceso o instrumento en
especifico, es por eso que a medida que avanza la tecnología, la normativa se vuelve
más exigente y selectiva, siempre en pro de optimizar los procesos y mantener la
integridad del personal, planta y ambiente.
PDVSA no solo se rige por la mayoría de estas normativas internacionales
sino que cuenta con las suyas propias. Estas normas son un resumen muy especifico
de muchos de los procesos o tipos de instrumentos que se deben utilizar en la
empresa, dichas normas condensan la experiencia de muchos de los técnicos de planta
o personas con experiencia en el área, que han dejado su huella para seguir
manteniendo el buen funcionamiento de la refinería y sus filiales, en tiempos
venideros.
Dado la importancia que representa tener un buen control de los procesos en la
industria, y en el caso especifico del compresor 42-K-201 de la planta de Coquer,
estos deben responder de manera rápida y efectiva ante cualquier eventualidad en
dichos procesos, donde las condiciones de operatividad son extremas. Actualmente el
compresor 42-K-201 cuenta con un sistema de protección (o de parada de
emergencia) basado en una lógica de disparo por relés. Estos dispositivos originan
varios problemas que hacen que el sistema sea poco confiable. Al ser de
accionamiento electromecánico, pueden presentar trabas a la hora de algún disparo,
dado la poca regularidad con que estos son disparados, produciendo así daños o
averías indeseables en el compresor.
6
Otra desventaja que presentan estos arreglos de relés es su incapacidad de
realizar un autodiagnóstico de su estado de funcionamiento, quedando así el sistema
susceptible a fallas y falsos disparos, o peor aún, generando daños muy costosos en el
compresor, forzando a una parada inmediata de la planta. Además, el sistema no
presenta un monitoreo continuo de las señales que intervienen en el proceso, dejando
en incertidumbre a los operadores de planta o al personal encargado ya que no se
puede saber con precisión qué es lo que pudo haber generado algún disparo, es decir,
surge la duda: ¿que falló, el sistema o el relé?.
Actualmente el avance de la tecnología ha logrado que en el mercado se
encuentren una gran variedad de dispositivos y controladores electrónicos, los cuales
son capaces de controlar cualquier tipo de sistema con instrucciones sencillas,
logrando un grado de confiabilidad bastante elevado. Por esta razón surge la
necesidad de realizar una ingeniería básica que actualice el sistema de parada de
emergencia del compresor 42-K-201 de la planta de Coquer en la Refinería de Cardón
del CRP. La propuesta de este trabajo va dirigida al estudio del sistema actual de
parada de emergencia, generando una alternativa que este de la mano con la
vanguardia de las tecnologías que exigen los nuevos tiempos y cada una de las
normas que rigen a este tipo de sistemas de protección tanto en la empresa como a
escala internacional.
El objetivo final es aportar soluciones a las situaciones peligrosas que pueden
presentarse en el sistema antes mencionado y para evitar cualquier parada no deseada
de la planta, además de evitar poner en peligro a todo el personal encargado que
labora en campo y al medio ambiente cercado a la planta.
En este trabajo se realizó un estudio del sistema actual de parada de
emergencia del compresor 42-K-201, y en base a este análisis se propuso la nueva
arquitectura que se debe implementarse en este sistema antes mencionado. Además se
7
hicieron comparaciones entre las distintas tecnologías existentes en el mercado de los
dispositivos a implementar en dicha arquitectura de control. Luego se realizó la
actualización de los planos de la lógica de disparo y se entregaron a la corporación
todos los documentos de ingeniería básica relacionados en este trabajo, con el fin de
obtener su revisión y certificación, para la puesta en marcha de la ingeniería de
detalle y ejecución del proyecto en la próxima parada programada de planta a finales
del año 2008.
1.2. Objetivo General
Desarrollar la ingeniería básica de un sistema redundante y confiable de
seguridad para la actualización del sistema de protección de parada de emergencia del
compresor 42-K-201 de la Planta de Coquificación Retardada (DCU), de la Refinería
Cardón, CRP.
1.3. Objetivos Específicos
Los objetivos específicos de este trabajo no fueron alterados respecto a los
propuestos en el plan de trabajo entregado a la coordinación de ingeniería electrónica
de la Universidad Simón Bolívar. A continuación se describen cada uno de ellos:
- Definir la situación actual de la lógica basada en relés del sistema de parada de
emergencia del compresor 42-K-201 de la refinería de Cardón.
- Verificar la instrumentación que se encuentra en campo, directamente relacionada
con el sistema de parada de emergencia, el permisivo de arranque y el C.C.C.
(Compresor Control Corporation) del compresor 42-K-201.
8
- Seleccionar la tecnología más apropiada a los requerimientos de diseño y
condiciones del sistema de parada de emergencia del compresor 42-K-201 de la
planta de Coquer.
- Diseñar la nueva arquitectura a implementar en base a la tecnología seleccionada y
las posibles carencias que presenta el sistema actual de parada de emergencia del
compresor 42-K-201.
- Estudiar cada una las señales que son tomadas del compresor 42-K-201 (medidores,
alarmas, Switches, entre otros) para establecer una tabla que determine cuales de
estas señales indican algún riesgo no considerado en el sistema.
- Realizar las consultas técnicas pertinente al personal de operaciones, rotativos e
instrumentación de la planta para determinar las nuevas señales a considerar en el
sistema de parada de emergencia del compresor 42-K-201.
- Elaborar la documentación correspondiente al desarrollo de la ingeniería básica del
sistema de parada de emergencia del compresor 42-K-201 de la unidad de
Coquificación Retardada (DCU), de la Refinería Cardón, CRP.
1.4. Justificación
El desarrollo de un sistema redundante y confiable de seguridad para la
actualización del sistema de parada de emergencia del compresor 42-K-201 de la
Planta de Coquificación Retardada (DCU), de la Refinería Cardón permitirá
minimizar todas las fallas que puedan presentarse tanto en el compresor antes
mencionado, como en toda a la planta, dado que hará de este sistema sea uno de los
más confiables y de mayor disponibilidad que pueda presentar el Centro de
Refinación Paraguana. Al actualizar la lógica del sistema en base a relés, por una
nueva lógica con un PLC de seguridad, las fallas producidas por falsos disparos
disminuirán, debido a que estos dispositivos están diseñados para tolerar este tipo de
fallas y para tomar acciones contra las fallas que no se puedan evitar, haciendo que la
9
probabilidad de falla segura funcione correctamente y haga que el sistema sea más
confiable durante un tiempo más prolongado.
Esta propuesta se rige por las normativas de la empresa, las cuales especifican
los lineamientos que deben seguirse para la ejecución de este tipo de proyectos. Una
de ellas menciona que debe reemplazarse todo instrumento o dispositivo que se
encuentre obsoleto dentro del mercado, bien sea por discontinuidad en la fabricación
o porque los proveedores ya no pueden suministrar los repuestos. Es por eso que
dentro del proyecto también se harán los reemplazos del C.C.C. y el panel frontal de
visualización “Panalarm” del compresor 42-K-201 de la planta de Coquificación
Retardada, de la Refinería Cardón. Hay que tener presente que la tendencia es
modificar toda la refinería hacia lo que se conoce hoy en día como “refinería
inteligente”, que es aquella capaz de auto diagnosticarse y capaz de prevenir
cualquier posible falla, es por ello la importancia que involucra la implementación de
este proyecto dentro de la empresa, ya que PDVSA es una de las empresas de mayor
importancia en el mercado energético mundial y es filosofía de la misma ir a la
vanguardia de las ultimas tecnologías.
La incorporación de un Sistema Integrado de Seguridad (S.I.S.) aumenta la
confiabilidad operacional de la planta, la disponibilidad del equipo y mejora el
diagnóstico de fallas mecánicas y por vibraciones que pueda presentar el compresor
en determinado momento. Por otro lado, es normativa de la empresa no poner en
peligro la vida de los operadores y de las personas que se encuentren trabajando en el
área, por ello implementar el sistema propuesto no solo generará reducción en los
costos por reemplazo de equipos y aumentará la producción total de la planta, ya que
se disminuirán considerablemente los falsos disparos. También se garantizará el
bienestar de las personas que trabajan en planta, disminuyendo el riesgo humano
producido por situaciones de alto peligro como explosiones provocados por falla en la
secuencia de disparo. La próxima parada programada que tiene la planta es en el
2008, es por ello que surge la necesidad inmediata de esta propuesta, para que se
10
implemente a corto plazo. Con la incorporación de algunos transmisores en
sustitución de switches, se mejorará la precisión en la medición del S.I.S. a
implementarse, con lecturas en todo el rango de los sensores.
Es hacía la disminución del riesgo, la probabilidad de fallas, riesgo humano y
mejora de la confiabilidad de sistema de parada de emergencia del compresor 42-K-
201 que apunta este proyecto, y se pretende que estas iniciativas de actualización y
mejora se desarrollen en todos los equipos rotativos del CRP.
1.5. Alcance del Proyecto
El alcance de este trabajo contempla la actualización del sistema de parada de
emergencia del compresor 42-K-201 de la planta de Coquificación Retardada, de la
Refinería Cardón, para el cual se realizó un levantamiento de todas las señales y
variables que contemplan al sistema actual, con la finalidad de presentar una
propuesta mejorada del diseño del mismo considerando algunas señales que hasta
ahora se habían ignorado y son de vital importancia para hacer que el sistema sea más
confiable. El trabajo contempla la realización del siguiente documento y el
levantamiento de la ingeniería básica que incluye la siguiente documentación técnica:
Alcance de la ingeniería Básica, Filosofía de Control, Narrativas de la lógica,
Levantamiento de Campo, Bases y criterios de diseño, Lista de materiales y
Actualización de planos y documentos.
Esta propuesta se rige directamente por las normas de PDVSA relacionadas
con los Paneles y Consolas de Control, Instrumentación de Sistemas Rotativos,
Sistemas Seguros de Instrumentación, entre otras. Estas normativas dictan los
lineamientos a seguir para lograr un diseño acorde con las necesidades de la empresa,
además de escoger la tecnología que brinde mayor beneficio a la corporación para la
11
implementación de la actualización del sistema de parada de emergencia de
compresor 42-K-201.
Es importante mencionar que existen algunos equipos predeterminados por la
empresa, ya que estos han sido probados e implementados previamente en el CRP, tal
es el caso de BENTLY NEVEDA, HONEYWELL y TRICONEX. Estas marcas no
van a presentar problemas a la hora de adaptarlos al DCS que controla toda la planta
de Coquer, y por otra parte, los operadores se encuentran familiarizados con los estos
dispositivos y su trayectoria en la empresa no ha sido decepcionante.
El trabajo no contempla la instalación y puestas en marcha del sistema a
diseñar, solo se pretende la realización de la Ingeniería básica, así como la
incorporación de nuevas señales al sistema actual de parada de emergencia, y como
adicional, la propuesta de actualización del Panel Local y los C.C.C. del compresor
42-K-201.
1.6. Limitaciones
Algunas de las limitaciones que se encuentran en el desarrollo del trabajo se
presentan a continuación:
- La documentación técnica de la planta no se encuentra en una carpeta o
estante centralizado, mucha de la información suministrada no es acorde con
la que realmente presenta el sistema en planta, es por eso que las entrevistas
no estructuradas a los técnicos de planta y observación en el área son de vital
importancia para un levantamiento veraz de la información.
12
- Los operadores y técnicos del área tienen sus actividades diarias programadas
y se torna un poco difícil concretar citas de consulta y de discusión de
propuesta, ya que en la mayoría surgen imprevistos en la planta que requieren
su presencia, estos retrasa las distintas etapas de diseño del proyecto.
- Se evaluaran nuevas tecnologías, aunque hay que consideran que la empresa
es muy estricta con respecto a tecnologías probadas y certificadas por el
Centro Refinador Paraguaná, esta tecnología debe ser de fácil integración con
la arquitectura del DCS HONEYWELL con que cuenta la planta (TDC-
3000).
1.7. Metodología
El proyecto desarrollado forma parte de un trabajo de ingeniería,
específicamente en la rama de Instrumentación y Control industrial, es por ello que en
el mismo se explican conceptos, principios, terminologías y prácticas
correspondientes a esta área. Para lograr tener una buena directriz de trabajo y hacer
que el levantamiento de información, propuestas desarrolladas y que además estas
actividades fueran realizadas de manera eficaz y eficiente, la corporación dispone de
varias guías de gerencia para proyectos, que definen claramente cual debe ser la
metodología a emplear.
FIGURA 1
FASES DE UN PROYECTO DE INGENIERÍA
Fuente: [6]
13
La figura 1 se muestra las etapas que deben cumplirse en el desarrollo de un
proyecto de ingeniería. La primera etapa es visualizar, abarca la definición de los
objetivos y el planteamiento del problema. En la conceptualización se evalúan las
tecnologías, el sitio, alcance y limitaciones del proyecto, es acá donde se desarrolla la
ingeniería básica. En la etapa central, definir, se estudian los riesgos con más
profundidad, se prepara un estimado de costos y se define el plan de trabajo
definitivo, esta etapa es conocida también como ingeniería de detalle. La fase de
implementar es donde se ejecuta el proyecto y en la última etapa, operación, se hacen
las pruebas en campo y se verifica que el problema quede solventado. Para más
detalles consultar [6].
A continuación se explican con más detalle cada una de las técnicas y etapas
implementadas en la recolección de datos, necesaria para la elaboración del presente
trabajo.
1.7.1. Revisión documental
La información fue obtenida por dos vías importantes: la utilización de
herramientas electrónicas o software de empresa y la revisión de carpetas y
documentos que se encuentran en el edificio de facilidades de la planta de
Coquificación Retardada. Se logro recopilar información técnica de los procesos de la
planta, las normas por las que se rige la corporación para el desarrollo e
implementación de proyectos. También se recopilaron documentos técnicos que
fueron hechos por personal de ingeniería en el área de confiabilidad (Instrumentación,
procesos, mecánica, eléctrica) y mantenimiento para el desarrollo de proyectos. A
continuación se mencionan los softwares con los que cuenta la empresa que fueron
utilizados para la recolección de datos:
14
-Ivette: es una interfaz grafica a la cual tienen acceso solo personal autorizado de
PDVSA. Este Software cuenta con documentos para la seguridad de las plantas,
así como las normativas K de la corporación. También proporciona toda la
información relacionada con los manuales de operación, narrativas de los
sistemas de protección, procedimientos manuales, entre otros [7].
-Novauser: brinda información relacionada con las bases de datos para
documentos técnicos tales como planos, diagramas de flujo, diagramas típicos
de planta, PI&D (Patent Information and Documentation), narrativas de
seguridad, etc. Pertenece a la rede SIDI (Sistemas Integrado para documentos
de ingeniería) [8].
La información suministrada con la ayuda de estas herramientas esta descrita en
los capítulos 2 y 3 de este libro.
1.7.2. Observación en el Área
Este método sirve para hacer una evaluación entre la información que dicen
los planos y lo que se encuentra operando en la planta. Cada una de las visitas hechas
a la sala de control (ISH), la planta de Coquifización Retardada y otras dependencias,
permitieron realizar un levantamiento de información real, además de verificar la
problemática que presenta actualmente el sistema.
15
FIGURA 2
FOTO DEL GABINETE QUE GOBIERNA AL 42-K-201
Fuente: Pérez Joshué (2006)
En la figura 2 se muestra el gabinete donde se encuentra el panel local, el
sistema de monitoreo y de parada de emergencia actual que gobierna al compresor
42-K-201. Con las visitas al área se observaron cuales señales están desconectadas o
inhabilitadas en el compresor. El sistema de monitoreo Bently Nevada no se pudo
observar, ya que el gabinete esta bajo llave, solo tienen acceso el personal de
operaciones de la planta.
16
1.7.3. Entrevista no estructurada
Se define como aquella donde existe un margen más o menos grande de
libertad para formular las preguntas y respuesta, es decir, algo no tan formal, no se
guía por ningún modelo rígido, se hacen con cierto grado de espontaneidad. Estas
entrevistas fueron realizadas al personal de mantenimiento y operaciones de la planta
de Coquifización Retardada, permitiendo conocer de una forma más clara la situación
del sistema actual, todo lo referente a problemas operacionales, interacción hombre
maquina, marcas preferidas y desempeño de los equipos desde su implementación.
Estas entrevistas fueron hechas al personal de ingeniería de instalaciones y a
varios de los proveedores de equipos asociados a la seguridad de los sistemas que
involucran equipos rotativos, con la finalidad de obtener información sobre las
tecnologías disponibles en el mercado y considerar cualquier sugerencia dada para el
diseño del sistema de protección. El personal técnico que trabaja en la planta
proporcionó mucha ayuda en el levantamiento de información y aclaración de varias
dudas en los diferentes sistemas. Toda esta información recolectada esta plasmada en
los capítulos siguientes de este trabajo.
1.8. Fases del Proyecto
En base a lo establecido por las guías de gerencia para proyectos de inversión
capital (GGPIC) para la realización de trabajo de pasantias, fueron definidas cada una
de las fases del proyecto y el tiempo estimado que cada una de ellas tomaría realizar.
Las siguientes fueron definidas con el fin de cumplir con los objetivos y alcance
planteados, a continuación se describe cada una de estas fases.
17
1.8.1. Investigación y visualización del sistema actual
Abarca todo lo que se refiere a la recopilación de información, según como
fue descrito en puntos anteriores: compresores, funcionamiento de la planta de
Coquificación Retardada, sistemas de parada de emergencia, especificaciones
técnicas, manuales, planos de los procesos asociados e instrumentos y de más
información necesaria para lograr los objetivos propuestos. Esta documentación
incluyó el levantamiento de campo referente al compresor 42-K-201 de la planta de
Coquifización Retardada de la refinería de Cardón, CRP.
En esta etapa también se incluyeron las visitas al campo, con la finalidad de
corroborar que la información suministrada en los planos y manuales es veraz. Las
visitas a la sala de control (ISH) y al área donde se encuentra el compresor operando
sirvieron para ver el tamaño del proyecto planteado y ver junto con el personal de
campo que tan viable es implementar la actualización en la próxima parada programa
en el año 2008. En el capitulo 3 se describe claramente cada etapa del sistema
investigado.
1.8.2. Definición de limitaciones y requerimientos de diseño
En esta etapa se fijaron los requerimientos del sistema propuesto en base a las
normativas de la corporación e internacionales. También fueron definidos los
lineamientos mínimos para la escogencia de la tecnología más apropiada para el
sistema de protección. Las distintas charlas y ponencias que dictan distintas empresas
proveedoras contribuyeron de manera notable para conocer cuales son las últimas
tendencias y tecnologías en este campo, así como también las entrevistas no
estructuras hechas al personal de operaciones y mantenimiento de la planta. En el
capítulo 2 se describen las normas K de PDVSA, donde se definen los requerimientos
de diseño utilizados.
18
1.8.3. Análisis de la arquitectura del sistema de protección
Antes de poder diseñar se debe tener claro cual es el funcionamiento del
sistema a trabajar, es por ello que lo primero que hizo fue definir cual es la
arquitectura actual que gobierna al compresor 42-K-201, en base a la información
suministrada por el personal del área y los planos de la arquitectura general de la
planta.
Es importante mencionar que la arquitecta actual del sistema de protección de
parada de emergencia del compresor forma parte de los objetivos cubiertos por este
trabajo, ya que dicha arquitectura no existía literalmente en ningún plano de la planta,
solo se encontraban versiones que dejaban fuera a varios subsistemas que dirigen el
funcionamiento del 42-K-201. En el Figura 3 se muestra la arquitectura actual del
sistema.
En este diagrama se pueden apreciar todos los subsistemas que gobiernan el
sistema de parada de emergencia, el sistema de monitoreo y el funcionamiento
optimo (o performance) del compresor. Estos son: Los C.C.C., sistema de aceite
lubricante, el variador de velocidad VSDS, sistema Bently Nevada, el panalarm, el
sistema de control distribuido DCS y la tarjeta de réle que ejecuta el disparo del
compresor. Todos los detalles de estos sistemas están en el capítulo III [9] [10] [11].
19
FIGURA 3
ARQUITECTURA ACTUAL DEL SISTEMA DE PARADA DE
EMERGENCIA DEL COMPRESOR 42-K-201
Fuente: Pérez Joshué (2006)
1.8.4. Selección de la tecnología a utilizar
Incluye todo lo referente al análisis de cada uno de las tecnologías de los
sistemas electrónicos programables. Se hizo una matriz comparativa con cada una de
las tecnologías con proveedores disponibles en el país, en el capitulo 4 se muestra con
Planta de Coquización 42-K-201
CAMPO
Panel Local
Sistema
Bently
Nevada
ESD/P.A
.Lógica
de Rele
Panalarm
ISH Sala de
DCS TDC-3000
Honeywell
V-207
V-106 Sist.
Votación
VSDS
CCC
Sistema de
Lubricación
Panel de Sistema
BentlyNevada3300
Permisivo
20
mayor detalle. Se contactaron y estudiaron los diversos proveedores de los equipos,
para establecer los métodos de integración de los distintos equipos involucrados en el
sistema, su conexión al DCS de la planta.
Parte de los tópicos considerados para la arquitectura propuesta se basan en
sistemas ya montados en refinerías en el país, también en las preferencias y
requerimientos del personal técnico de la planta, en el capítulo 2 se nombran los
antecedentes utilizados. Todos los resulto y metodologías utilizadas se describen en el
capitulo 4.
1.8.5. Diseño del sistema a implementar
En base a la arquitectura y la tecnología a implementarse fueron definidos
todos los elementos que forman parte del nuevo sistema de parada de emergencia. Se
definieron los elementos que forman la nueva arquitectura y la interacción entre ellos,
así como cada una de las señales que van desde el campo a la sala de control en el
ISH, considerando factores como la redundancia de instrumentos y la comunicación
entre ellos. Todos los detalles de las definiciones se muestran en el capítulo 4 y 5.
1.8.6. Documentación
Se desarrollaron los documentos de ingeniería básica en función de formatos
proporcionados propuestos por la corporación. También se hicieron actualizaciones
en varios planos relacionados con el sistema de parada de emergencia del compresor
42-K-201, capítulo 5.
21
CAPÍTULO II
MARCO REFERENCIAL
En este capitulo se consideran los antecedentes que fueron tomados como
referencia para la realización de este trabajo. También los conceptos, instrumentos y
tecnologías que se relacionan estrechamente con los sistemas de parada de
emergencia y compresores utilizados en esta área. Por último se mencionan las
normativas de PDVSA, las cuales fueron consideradas a la hora de hacer el diseño y
la escogencia de tecnologías a utilizar.
2.1. Antecedentes
Los documentos que sirvieron de referencia en el desarrollo de este trabajo
son informes técnicos de ingeniería conceptual y básica de proyectos realizados en el
CRP. Algunas de las áreas desarrolladas en dichos informes coinciden con las
evaluadas en este libro, estas son: maquinas rotativas, sistemas de protección y
seguridad. La gerencia de proyectos del CRP establece claramente cuales son los
lineamientos a seguir para la elaboración de una ingeniería básica y para el buen
desarrollo de la misma. Estos documentos se citan en este trabajo: [12] [13] [14] [15]
[16] [17] [18].
2.2. Bases Teóricas
Antes de hacer cualquier levantamiento de campo o diseño de arquitecturas se
debe tener una idea clara de cómo funcionan cada uno de los dispositivos con los
cuales se trabajo en este proyecto. A continuación se muestran muchos de los
conceptos utilizados y aplicados.
22
2.2.1. Compresores
Los compresores son máquinas que aspiran aire y/o vapores a una presión
inicial determinada, y luego comprimen estos gases hasta una presión superior. Esto
se logra reduciendo el volumen específico de los gases tratados a través del
compresor [19].
Los compresores pueden dividirse en dos tipos: los compresores de
desplazamiento positivo y los compresores dinámicos. Los de desplazamiento
positivo se dividen a su vez en dos categorías básicas: Reciprocantes y Rotatorios.
Los compresores tipo Reciprocantes trabajan con pistones o émbolos de movimientos
alternativo, los cuales son los encargados de desplazar el volumen del gas en cada
carrera. Los Rotativos incluyen lóbulos, espiral, aspas y su respectiva carcasa. El
compresor que se va estudiar con detalle en este trabajo de tipo dinámico, se explica
con mayor detalle en los puntos siguientes.
2.2.1.1. Compresores dinámicos
Los compresores dinámicos no trabajan con partes móviles, es decir, que el
órgano propulsor en una sola pieza o varias ensambladas en una sola. Son impulsados
por un motor que opera en la mayoría de los casos a velocidad constantes. Estos
compresores se dividen en axiles y centrífugos.
En los compresores de flujo axial, el flujo del gas es paralelo al eje ó árbol del
compresor, manejan poco flujo. La carga por etapa del axial es mucho menor (menos
de la mitad) que la de un tipo centrifugo, por ello, la mayor parte de los compresores
axiales se conectan con arreglos o etapas en serie. Son más costosos que los
centrífugos pero son más eficientes y por lo general son más pequeños.
23
2.2.1.2. Compresores Centrífugos
Los compresores centrífugos son los más utilizados dentro de la industria
petrolera y de procesos químicos, ya que construcción es sencilla, no requiere un
mantenimiento complicado y permite un funcionamiento continuo durante largos
periodos de tiempo. El más sencillo es el suspendido de una sola etapa, aunque se
encuentran compresores centrífugos de dos o más etapas. En la figura 4 se muestra
una foto del compresor 42-K-201. En la parte central se observa el motor eléctrico de
10.000 Hp, luego la caja multiplicadora o de engranaje, y al final se observan cuatro
tuberías verticales que están conectados al compresor, están son las entradas y salidas
de primera y segunda etapa de succión de mismo.
FIGURA 4
COMPRESOR CENTRIFUGO DE 2 ETAPAS
EL 42-K-201 DE LA PLANTA DE COQUER.
Fuente: Pérez Joshué (2006)
24
La primera etapa se comunica con la segunda a través de otro elemento, puede
ser un tambor donde se condense el gas tratado y este pase a través de
intercambiadores de calor para reducir su temperatura del elemento. En el 42-K-201
este elemento es el tambor 42-V-207, se observa en la figura 4, detrás del gabinete
donde esta el panel local.
El rotor del motor esta acoplado directamente con un cardán que va a la caja
de cambios, donde por medio de unos discos de acople se aumentan o disminuyen las
revoluciones que genera el motor, esto dependiendo de la aplicación. En el 42-K-201
aumenta las rpm de 3600 a 6000. Luego, tanto en la primera como en la segunda
etapa del compresor se encuentran unas paletas giratorias que son las que presionan al
gas que entra al compresor, estas aspas hacen que la presión aumente a medida que
aumenta la velocidad del gas que pasa por ellas, luego, al recuperarlo en forma
controlada produce el flujo y presión deseados [20].
Dada las altas velocidades de los compresores centrífugos, se debe tener
mucho cuidado con el balanceo del rotor. Todos los compresores dinámicos tienen un
intervalo de capacidad a velocidad fija, por debajo del valor mínimo, por lo general es
de 50 y 70 % del nominal, es en este punto donde el compresor tendrá oscilaciones,
es decir, inestabilidad del funcionamiento, generando fallas o paros repentinos en el
equipo. Es por ello la necesidad de colocar diversos controladores contra oscilaciones
y sistemas de protección que hagan que el compresor mantenga su vida útil el mayor
tiempo posible.
2.2.2. Elementos de Control
Cuando se evalúa un compresor dinámico se debe prestar mucha atención al
porcentaje en el aumento de presión, desde el punto normal de funcionamiento hasta
el punto de oscilación, para evitar las vibraciones y fallas o paros repentinos. Es por
25
ello que estas maquinas requieren dos elementos bases de control: Control de
funcionamiento (performance) y antioleaje (antisurge).
2.2.2.1. Control de desempeño
El rendimiento total del compresor es controlado por un elemento de control
de funcionamiento (performance), el cual puede ser una entrada o una descarga de la
válvula reguladora, control de aspa guía, o control de la velocidad de rotación. En la
figura 5 se muestra un ejemplo con una válvula de descarga. En el 42-K-201 este
control lo hace el C.C.C. maestro a la entrada de la primera etapa de succión.
FIGURA 5
COMPRESOR DINÁMICO CON VALVULA DE DESCARGA
Fuente: Manual de Controladores de la serie 3 plus, MARAVEN S.A. (Mayo,
1997)
2.2.2.2. Sistema anti-oleaje
El reciclo o descarga de una porción de flujo es controlado por una válvula de
control antioleaje (antisurge). El sistema antioleaje más común se muestra en la
26
figura 6, se utiliza en los compresores de aire y se le llama control derivación, o sea el
que devuelve el flujo indeseado a la fuente de succión, como este gas ya ha sido
comprimido y su temperatura es alta (en la salida de la primera etapa 4.9bar a 140oC),
hay que enfriarlo antes de que entre por segunda vez al compresor.
FIGURA 6
COMPRESOR DINÁMICO CON RECICLO
Fuente: Manual de Controladores de la serie 3 plus, MARAVEN S.A. (Mayo,
1997)
El compresor 42-K-201 cuenta con dos C.C.C [9], uno para cada etapa de
succión. En condiciones normales no debería abrirse la válvula de reciclo, por lo tanto
dichos dispositivo deberían mostrar 0 % de variación. En la figura 7 su pueden
apreciar las variaciones de antioleaja de cada etapa. Para la primera etapa 0.006 y
para la segunda etapa muestra 0.214, acá se puede apreciar como los gases en la
segunda etapa de succión son más turbulento que los de la primera, ya que están a una
presión de 4.9 bar, mucho mayor a la de la primera etapa que es 0.82 bar [21].
27
FIGURA 7
ETAPAS DEL COMPRESOR K-201 Y NIVEL DE OLEAJE
Fuente: [21]
2.2.3. Sistema de Control Distribuido (DCS)
Un sistema de control distribuido (en ingles Distributed Control Systems)
consiste en un conjunto de subsistemas que deben trabajar de forma coordinada, con
la finalidad de controlar y monitorear todos los procesos asociados a una planta
determinada. Proporcionan una interfaz homogénea al usuario, y su arquitectura física
esta compuesta por una serie de computadoras, equipos electrónicos, sensores y
actuadores interconectados [24].
En la planta de Coquificación Retardada, al igual que en todo el CRP, se
cuenta con un DCS marca Honeywell, el TDC-3000, el cual es un sistema de
adquisición y control de variables del proceso que puede ser configurado para
satisfacer los requerimientos y especificaciones del usuario. En la página siguiente se
muestra el diagrama del DCS de la planta de Coquificación Retardada, suministrado
con la ayuda del programa Novauser. En el apéndice A ejemplifica un diagrama de un
DCS general.
28
29
2.2.3.1. Sistemas electrónicos Programables (PES)
Un Sistema Electrónico Programable es utilizado dentro de la industria
petrolera para controlar funciones especificas dentro de un Sistema de Control
Distribuido. Son utilizados como controladores lógicos de procesos de alta integridad,
ejecutando las funciones de seguridad, estos sistemas están compuestos básicamente
por un PLC (Programmable Logic Controller) que según las normas internacionales
referentes a sistemas de seguridad de plantas y procesos críticos, explicadas más
adelante en este trabajo, deben ser TMR (Triple modular Redundante).
El software de aplicación dentro del PES debe cumplir los estándares de
seguridad y de calidad predefinidos por la empresa, y debe satisfacer el nivel de
integridad de seguridad requerido en la aplicación final. El software de aplicación
debe permitir cambios en línea sin inducir condiciones inseguras. Los términos SIS y
ESD se encuentran estrechamente relacionados a los sistemas PES, se explican a
continuación.
2.2.4. Sistemas Integrados de Seguridad (SIS)
Las siglas SIS definen muy bien la función que estos sistemas desempeñan,
los Sistemas Instrumentados de Seguridad son sistemas compuestos por sensores,
procesadores lógicos y elementos finales de control que tiene como finalidad llevar al
proceso a un estado seguro cuando se han violado condiciones predeterminadas para
su buen funcionamiento.
Existen tres elementos bases que conforman un SIS: el PES, sensores y los
elementos finales de control. Éstos son determinados luego de aplicarles un estudio
SIL (Safety Integrity Level), para determinar Nivel Integral de Seguridad. La
determinación del nivel intrínseco de seguridad de una instalación o sistema se define
30
en base a un previo análisis cuantitativo de riesgo el cual debe ser realizado por el
personal especializado en diseño de esta clase de sistemas, pero siempre en función
de la confiabilidad y exactitud de los análisis.
2.2.4.1. Sistema de Parada de Emergencia (ESD)
Sus siglas en ingles Emergency Shut Down. Éstos son un caso especial de los
sistemas SIS mencionados anteriormente, están dedicados exclusivamente a máquinas
rotativas tales como: compresores, turbinas, aerogeneradores, entre otras. En su
mayoría de estas máquinas se encuentra asociado un proceso crítico o que puede
generar daños o destrucción a la planta y el medio ambiente ocasionando
consecuencias fatales, así como grandes pérdidas económicas.
Es por eso que se prefiere la parada de éstos antes que la destrucción de los
mismos. Para lograrlo, el sistema de parada de emergencia de ser confiable, eficaz y
veraz. En estos sistemas se consideran solo las señales más críticas del proceso, ya
que el resto de las alarmas y señales de aviso están asociadas a otro sistema, llamados
de monitoreo. En el compresor 42-K-201 el sistema de monitoreo actual es un Bently
Nevada 3300 que muestra todas los señales asociadas a temperaturas y vibraciones
del compresor.
2.2.4.2. Probabilidad de Falla
En todos los sistemas siempre existe una posibilidad o probabilidad estadística
de fallar en sus funciones en un momento dado. La probabilidad de que un sistema
trabaje correctamente en un momento dado es llamada “Disponibilidad” del sistema.
Existen dos tipos de fallas asociadas a un sistema: falla Segura y falla Peligrosa o en
Demanda. La primera es aquella falla que comete el sistema pero se puede tolerar, se
31
conoce como Probabilidad de Falla Segura (PFS). La otra es la más peligrosa, ya que
al presentarse el sistema puede fallar generando consecuencias indeseables, se le
conoce como Probabilidad de Falla en Demanda.
Otro factor importante a la hora de hacer un estudio SIL es el Factor de
Reducción de Riesgo (FRR) es la inversa de PFD –> FRR= 1 / PFD [25].
2.2.5. Tecnología Triple Modular Redundante (TMR)
Es un tipo de arquitectura de procesamiento, la cual consiste en utilizar tres
diferentes procesadores para una salida por votación dos de tres (2oo3), estos
procesadores deben ser independientes entre ellos, y deben procesar la misma
información que proviene de los módulos de entrada. Estos sistemas suelen ser más
costosos que los doble redundantes y los sin redundancia, es por eso que solo son
utilizados en sistemas críticos que si los requieran. En la Figura 9 se muestra una
arquitectura TMR.
FIGURA 9
ARQUITECTURA TMR
Fuente: Triconex (2006)
32
En la actualidad muchas de las empresas fabricantes buscan hacer este tipo de
sistemas PES, aunque quizás uno de los puntos más importantes para los proveedores
y los clientes son las certificaciones, estas deben estar avaladas por alguna de las
empresas encargadas de este tipo de acciones (como la TUV alemana) [26], deben
certificar que estos dispositivos cuentan con un nivel instrumentado de seguridad
SIL3. Los TMR deben garantizar: Confiabilidad, redundancia, aislamiento,
diagnostico y reparación en caliente, estas son las principales características para
considerar a estos dispositivos lo suficientemente redundantes para ser los elemento
principales de un buen sistema SIS.
2.2.6. Comunicaciones Industriales
Dentro la industria de procesos existen muchos protocolos que comunican
equipo entre si. Anteriormente estos protocolos solo eran compatibles entre equipos
de las mismas marcas o con convenios entre ellas, limitando enormemente la
escogencia de equipos nuevos en las plantas. En la actualidad se encuentran en el
mercado gran cantidad de los equipos que vienen con la capacidad de poder
comunicarse en varios de los protocolos más usados. A continuación se describen
algunos de los más importantes.
2.2.6.1. Modbus
Modbus es un protocolo de comunicación que fue desarrollado por la Gould
Modicon para sistemas de control y supervisión de procesos (SCADA) que cuentan
con un control central [27]. Éste tiene la capacidad de mantener comunicación con
una o varias estaciones remotas (RTU), manteniendo informado al control central de
33
cada de las variables de campo y de control del proceso. Trabaja bajo un esquema
maestro esclavo y utiliza una serial de tipo RS-232/ RS-485 [28].
2.2.6.2. TCP-IP
Este protocolo es creado en base al primer sistema de comunicación de redes,
ARPANET, esta fue la red respaldada y desarrolla por el departamento de defensa de
Estados Unidos. El modelo TCP-IP cuenta con cuatro de las capas utilizadas en el
modelo OSI, aunque con funciones más generales por cada capa. Este protocolo
permite la comunicación entre equipos. Sus siglas vienen de Protocolo de Control de
Transmisión (TCP) y protocolo de Internet (IP). Las capas del modelo son: la de red,
interred, transporte y aplicación [28].
2.2.6.3. SMM
Hace algunos años las empresas Honeywell y Triconex se asociaron y
desarrollaron un protocolo de comunicación muy efectivo entre sus equipos, es
conocido como Safety Manager Module. Es utilizado para la comunicación de redes
de control universal (UCN), transmite datos e información de diagnostico hay el
sistema de control distribuido. La comunicación redundante que ofrece este protocolo
es a una tasa de 5 Mbit/seg, mucho más alta que las tasa existen hasta ese entonces
[29].
34
2.3. Normas de PDVSA
Las normas de PDVSA que se van a describir a continuación nos enseñan
algunas de las consideraciones tomadas en el diseño de esta propuesta y pueden
considerarse en cualquier propuesta de ingeniería básica. Estas normas fueron hechas
basándose en las experiencias acumuladas de años por el personal técnico de la
industrial, con el fin de poder estandarizar criterios de diseño que respeten la
seguridad de las plantas y del personal que labora en ella, también pretenden hacer
que la escogencia de los procesos o instrumentos sea lo más eficientes y adecuados al
entorno. La revisión de estas normativas de la empresa, así como de algunas
internacionales son necesaria para poder garantizar un alto grado de confiabilidad en
el nuevo sistema a implementar. A continuación dichas normas:
2.3.1. PDVSA K – 300 Introducción a la instrumentación
La norma PDVSA K-300 se rige por estatutos establecidos por varios entes
nacionales e internacionales tales como: Comisión Venezolana de Normas
Industriales (COVENIN), International Standard Organization (ISO), International
Electrotechnical Commission (IEC), European Committee for Electrotechnical
Standardisation (CENELEC), American Gas Association (AGA), American National
Standards Institute (ANSI), American Petroleum Institute (API), American Society of
Mechanical Engineers (ASME), Instrument Society for Measurement and Control
(ISA), National Association of Corrosion Engineers (NACE), National Electric Code
(NEC), National Electrical Manufacturers Association (NEMA), National Fire
Protection Association (NFPA). A continuación se muestran los puntos más
resaltantes de esta norma y sus aplicaciones específicas [30]:
Todo sistema instrumentado y de control debe ser lo más simple posible, es
decir, usando el menor número de componentes posibles y siempre empleando la
35
última tecnología probada en campo, de manera de garantizar las mediciones en un
alto rango de confiabilidad y exactitud. El sistema de control debe ser específico para
cada aplicación que se este implantando, con elementos finales de control dentro de
las características requeridas. La filosofía de operación completa de la planta debe
estar controlada desde un cuarto central de operaciones o sala de operaciones con la
mínima intervención del operador; para ello es necesario contar con suficientes
mediciones del proceso y lazos de control, así como sistemas instalados de
protección, que permitan operar la planta de forma segura y eficiente.
Toda la información sobre las mediciones del proceso deberá estar disponible
para el operador en el cuarto de control central, esto con la finalidad de que se pueda
deshabilitar en determinado momento algún monitor remoto y tomar acciones cuando
un equipo se encuentre en mal funcionamiento.
Es necesaria la inclusión de paneles locales de medición, sin embargo todas
estas señales deben estar diseñadas de tal forma que todas las señales necesarias para
tener la información del proceso lleguen y puedan ser deshabilitadas desde el cuarto
de operaciones principales tal como se mencionó anteriormente. La sala de
operaciones central de la planta de Coquificación Retardada se llama ISH
(“Instrument Satellite House”) y es donde llegan todas las señales de los distintos
procesos de la planta.
Todas las señales que van y vienen al panel local deben transmitirse en
formato eléctrico, empleando convertidores de corriente a presión para operar
elementos finales de control neumáticos. Las señales de transmisión electrónicas
deberán ser:
-De 4-20mA DC.
-Milivoltios proveniente de termocuplas.
-Neumáticas 3-15 Psi.
36
-Señales discretas a 24 Vdc.
El diseño de la instrumentación debe ser lo más seguro posible y también debe
tener la capacidad de comunicarse con otros componentes interconectados. Los
protocolos estándares y propietarios aprobados por el departamento de Ingeniería de
PDVSA también deben ser considerados en el diseño de los sistemas de
instrumentados de control [30].
La instrumentación electrónica deberá estar especificada en concordancia con
la clasificación del área. Para la ubicación de equipos en áreas con atmósfera
peligrosa, se deberá adecuar una caja a prueba de explosiones y presurizado con aire
inerte, de acuerdo a la norma NFPA 496.
2.3.2. PDVSA K – 330 Consolas y paneles de control
La norma K-330 de PDVSA establece los criterios que se necesitan para el
diseño, escogencia, especificaciones e instalación de paneles locales y remotos.
Centrándose en la seguridad del personal a cargo y disponibilidad de la información
que esta ocurriendo a tiempo real en el proceso.
Todos lo paneles, consolas y gabinetes colocados en área deben tener fácil
acceso para su reparación y mantenimiento. No se pueden colocar equipos que
interfieran en proceso operativos, éstos deben colocarse en gabinetes separados. Los
panales locales y consolas deben colocar en un sitio libre de vibraciones. Las señales
que se estén siendo monitoreadas en el área deben mostrarse tanto en el panel local
como el en el remoto, el cual debe encontrarse en la sala de control, las señales de
campo deben mostrarse al mismo tiempo en ambos paneles. En la planta de
Coquificación Retardada este cuarto se le llama ISH (Instrument Satelital House)
[31].
37
Por último la normativa K-330 especifica que la cantidad de espacios
disponibles en los gabinetes y en los paneles tanto locales como remotos, deben ser el
mismo número de señales asociadas al proceso y además de debe adicionarse un
veinte por ciento (20%) más para futuras ampliaciones o reparaciones, se llaman por
su nombre en ingles Spare.
2.3.3. PDVSA K – 336 Sistemas seguros de instrumentación
La norma K-336 de PDVSA estable ce los requerimientos mínimos a
considerar a la hora de desarrollar un Sistema Integrado de Seguridad (SIS). El
objetivo principal es disminuir el riesgo y la ocurrencia de eventos catastróficos a
controlar, y mantener un ambiente seguro de trabajo que proteja tanto los equipos
propios de la empresa, como al personal y al medio ambiente.
La arquitectura básica de un sistema instrumentado de seguridad se rige por
un sistema que se llama LOGIC SOLVER, el cual, según la norma K-336 [32], es un
sistema que ejecuta toda la lógica de protección y recibe las señales provenientes de
los sensores en campo. Cuando el sistema detecta alguna de las condiciones
predefinidas de fallo del sistema, se ejecuta inmediatamente la secuencia de
protección. La norma K-336 dice muy claramente que los dispositivos de protección
deben ser independientes de los demás sistemas. Esto se debe a que procesos tan
delicados como el que ejecuta el compresor 42-K-201 no pueden depender solo de un
sistema de control que por alguna razón pueda fallar, el sistema de parada de
emergencia debe ser controlado por un dispositivo independiente. En la figura 10 se
muestra la arquitectura básica de un SIS descrito previamente:
38
FIGURA 10
DEFINICIÓN DE SISTEMA INSTRUMENTADO DE SEGURIDAD
Fuente: PDVSA K-336 (2002)
La normativa K-336 indica que un sistema SIS debe ser un guardián de
seguridad de alta integridad e independiente al sistema de control principal. Además,
deben tener un estudio SIL certificado por alguna organización especializada en
sistemas de protección como TUV [26]. El Nivel instrumentado de seguridad (SIL)
[25] es determinado con la finalidad de brindar la protección a los equipos, al
personal que labora en planta y al medio ambiente. Es requerimiento de la empresa
que en estos sistemas las entradas sean analógicas y digitales, mientras que las salidas
solo digitales ya que estas deben presentar una respuesta rápida ante cualquier
eventualidad.
Sistema de
control de un
Interfaz de
usuario de un SIS
Elemento
final
Sensores
Lógica
39
Es importante mencionar que dentro de esta norma, PDVSA acepta y se rige
firmemente por todos los estándares, en lo que a Sistemas Instrumentados de
Seguridad se refiere, por la normativa internacional ISA S84.01 (1996), la cual es la
versión Americana de la norma internacional Europea IEC 61508, que es la norma
raíz en el campo de la industria de procesos.
La normativa ISA S84 se especializa en los SIS de la industria de procesos.
Ésta define: Diseño, Fabricación, Selección, Aplicación, Instalación, Pruebas,
Arranque, Operación, Mantenimiento, y Documentación de dichos sistemas. Es en
esta norma que se establece cuando un sistema cuenta con un alto nivel de criticidad,
como el compresor 42-K-201, debe contar con un Controlador Lógico Programable
(PLC) que tenga tecnología Triple Modular Redundante (TMR), como los modelos
Triconex que se encuentran en distintas plantas del CRP.
Solo son las variables criticas del proceso las que se consideran a la hora de
diseñar un sistema de parada de emergencia, ya que no se quiere que esto dispositivos
se detengan por ningún motivo que no lo amerite. El disparo solo debe realizarse solo
si es estrictamente necesario (sin generar daños al equipo, personal de planta y
ambiente), ya que si se detiene por cualquier eventualidad no critica puede generar
grandes perdidas a la corporación. El impacto económico en el CRP por la
disposición de la Planta de Gas N°3, requerido como costo de penalización es de unos
63.600$ por cada 24 horas que esté parada [34].
Los dispositivos PLC TMR pueden coordinar sistemas de votación con
diferentes tipos de señales continuas, con la finalidad de hacer que el sistema sea más
confiable y eliminando los contactos secos de una sola señal, los cuales pueden estar
asociados a una falla mecánica por el poco uso que suele dárseles. Esto se evita
haciendo un chequeo periódico de las señales.
40
2.3.4. PDVSA K – 339 Instrumentación de equipos rotativos
Esta norma especifica todos los parámetros que deben seguirse para la
instrumentación de toda la gama de equipos rotativos, dentro de los cuales se
incluyen compresores centrífugos y reciprocantes, turbinas, bombas, variadores de
velocidad, entre otros. Dependiendo del caso existen ciertos requerimientos
necesarios para el funcionamiento de estos dispositivos. Para el caso de los
compresores centrífugos establece que deben contar con un sistema maestro de
control y de arranque del compresor, un sistema variador de velocidad (V.S.D.S), un
sistema de aceite lubricante con su bomba principal y auxiliar disponibles, sistema de
sello, control del sistema de aceite y por último un sistema automático que
considerando las variables de campo ejecute la parada del compresor si este se
encuentra en un estado de operación crítico. El compresor 42-K-201 cumple con
todos estos requerimientos.
La K-339 hace referencia y se rige de acuerdo a los estándares API 617 [35] y
API 670 [36], presentando las características más resaltantes y modificaciones que
hayan arrojado en la empresa los mejores resultados prácticos.
El control de los equipos rotativos incluye desde el sensor que toma la
muestra en el campo hasta el sistema de protección del mismo, pasando por los
paneles locales y gráficos que muestran el funcionamiento del sistema. En la figura
11 se muestran los niveles instrumentados que debe comprender un sistema de
monitoreo de equipos rotativos, según una de las normativas internacionales más
importantes en el área, que garantiza un funcionamiento y monitoreo optimo.
41
FIGURA 11
PROTECCIÓN DE EQUIPOS ROTATIVOS
Fuente: API-670 (2000)
2.3.5. IEC-61508
El estándar IEC-61508 de la Comisión Electrotécnica Internacional establece
todas las bases que se deben seguir para el diseño y puesta en marca de un Sistema
Instrumentado de Seguridad (SIS). La norma ISA S84.01 (Sociedad de
Instrumentistas de América), es la versión Americana del estándar IEC.
Ambas normativas definen varios de los parámetros establecidos en las
normas K de PDVSA que se mencionaron anteriormente. Esta nombra a un amplio
numero de Sistemas electrónicos Programables (PES) y todo lo que respecta a la
instrumentación asociada a varios tipos de sistemas de protección tal como: Sistemas
de Parada de Emergencia (ESD), Sistemas de fuego y gases, control de llamas en
calderas y en turbogeneradores, y cualquier lazos de seguridad en general [37].
42
La EIC – 61508 proporciona una guía especifica sobre la seguridad y
operatividad de los sistemas de protección, abarca desde los sensores, cajas de
conexiones y Logic Solver, hasta los elementos finales de control de manera que
garantiza un buen nivel instrumentado de sistema (SIL) [25], necesario para un
optimo funcionamiento del sistema. La idea general de la norma es proporcionar la
protección adecuada al personal operativo de la Planta o Instalación, prevenir lesiones
humanas y perdidas de vidas, evitar daños a los equipos, al medio ambiente, y áreas
circunvecinas a las instalaciones, permitiendo así la detección oportuna de riesgos
inherentes a la separación de gas o extracción de crudo, mediante sistemas que
permitan tomar decisiones oportunas de forma segura y confiable.
Los criterios generales que determinan un buen diseño y operación de un
sistema de parada de emergencia se mencionan a continuación:
- El sistema esta basado en equipo tolerante a fallas.
- Existe una separación total entre el sistema de control del proceso y el
ESD (Emergency Shut Down). Esto aplica a sus elementos: sensores,
elementos finales de control y en la estación de operación usada para
concentrar la información.
- El sistema no reacciona ante una falla aparente, sino ante una real.
- El sistema realiza sus propias pruebas en línea (cuando cuenta con
autodiagnóstico).
Los Sistemas de Seguridad están integrados por un equipo de control Triple
Modular Redundante generalmente localizado en el Cuarto de Control central de la
planta o instalación. La arquitectura Triple Modular Redundante (TMR), asegura
tolerancia a fallas y libre de errores, control ininterrumpido en presencia de fallas de
componentes de hardware o fallas transitorias de fuentes internas o externas [25].
43
2.3.5.1. Niveles instrumentados de seguridad (SIL)
El estándar EIC – 61508 establece cuatro niveles que indican la criticidad que
puede tener un sistema, éstos se llaman Niveles Instrumentados de Seguridad (Safety
Integrity Level, SIL), están basados en la Probabilidad de Falla en Demanda en un
sistema dado (PFD). Esta probabilidad va a depender directamente de lo que se
conoce por disponibilidad de un sistema, la cantidad tiempo en que trabaja
correctamente[37].
Otro termino importante en un estudio SIL es el Factor de Reducción de
Riesgo (FRR) es la inversa de PFD –> FRR= 1 / PFD. La tabla 1 muestra los
diferentes niveles SIL en función del PFD y FRR [25].
TABLA 1
Nivel SIL
Nivel (SIL)
Probabilidad de Falla en
Demanda
(PFDpromedio)
Factor de Reducción
de Riesgo (FRR) Disponibilidad
SIL 4 0.0001 - 0.00001 10000 a 100000 >99.99%
SIL 3 0.001 - 0.0001 1000 a 10000 99.9%
SIL 2 0.01 - 0.001 100 a 1000 99-99.9%
SIL 1 0.1 - 0.01 10 a 100 90-99%
Fuente: IEC-61508 (2000).
44
CAPITULO III
EL SISTEMA DE PARADA DE EMERGENCIA DEL COMPRESOR
42-K-201 DE LA PLANTA DE COQUIFICACIÓN RETARDADA
En el presente capitulo se explican cada uno de los procesos asociados al
compresor 42-K-201 de DCU. Se resalta la importancia que tiene dicho compresor en
las dos plantas donde opera y su efecto en todo el Centro de Refinación Paraguaná.
Se describe cada uno de los subsistemas que gobiernan al compresor y como es la
lógica de parada de emergencia del mismo.
3.1. Conversión Profunda (Cardón)
El CRP (Centro de Refinación Paraguana) está conformado por dos de las más
grandes refinerías de Venezuela y del mundo, Amuay y Cardón. Dentro de cada una
existen distintas unidades de procesos o áreas de operación, entre las que se
encuentran destilación y lubricantes, instalaciones auxiliares, suministro, conversión
media y conversión profunda. Es esta última la encargada de procesar todos los
crudos pesados y desechos pesados que no requieran las otras unidades y sus distintas
plantas.
La unidad de conversión profunda de la refinería de Cardón la conforman las
plantas de: CCR (Regeneración Continua de Catalizador), DCU (Unidad de
Coquificación Retardada), MDC (Transporte y Manejo de Coque), MERI
(Merichem), NHT (Hidrotratadora de Nafta), PG3 (Planta de gas # 3),
PLATFORMING (Planta Reformadora de Nafta) y RP (Recuperadora de Livianos).
En la figura 12 se muestran las plantas que interactúan directamente con el
compresor 42-K-201, son DCU y PG3.
45
FIGURA 12
ESQUEMA DE LA PLANTA DE DCU, PG3 Y MDC
DE CONVERSIÓN PROFUNDA
Fuente: [2]
A continuación la explicación del funcionamiento de dichas plantas y la
importancia del compresor antes mencionado en el proceso de obtención de gases de
conversión profunda.
3.1.1. Coquificación Retardada
En el año 1996 se implanto la unidad de Coquificación Retardada (DCU) con
la finalidad de aumentar la producción de destilados y disminuir los desperdicios de
crudos pesados provenientes de diferentes plantas del complejo refinador (AV- 1/2/3,
Asfalto de PDA-1 y PDA-2 y del fondo de los tanques).
46
La función de la unidad de Coquificación Retarda (DCU) es transformar los
hidrocarburos pesados (brea, asfalto, residuos cortos y largos) en productos de mayor
valor comercial, como gas, propano, butano, nafta liviana y pesada, gasóleos y coque.
Éste es un proceso térmico en el cual el hidrocarburo pesado pasa calentarse a
alta velocidad en un horno y luego se envía a una zona de reacción (tambores de
coque), en donde bajo condiciones apropiadas de presión y temperatura, se “craquea”
térmicamente y se empiezan a transformar en productos más livianos que son
aprovechados por otras plantas para la obtención de los productos finales en el
proceso de refinación.
FIGURA 13
HORNOS Y TAMBORES DE PLANTA DE DCU
Fuente: Pérez Joshué (2006)
47
En la fotografía anterior se aprecia el tamaño de los tres hornos de la planta de
Coquificación Retardada, detrás de ellos están los seis tambores de Coquer, de donde
salen expulsados todos los gases que intervienen en el compresor K-201.
3.1.2. Arquitectura de la planta DCU
En dicho proceso, la alimentación (brea) entra al fondo de la torre
fraccionadora (42-C-101), que actúa como recipiente para compensar variaciones de
flujo y luego se envía a los hornos de coquificación donde ésta se calienta por encima
de los 490°C [3]. Es en los llamados tambores de coque (son dos tambores por cada
horno, en total 6 tambores y 3 hornos) en donde se produce la reacción química
denominada craqueo. El coque semi-solido se va sedimentando en el fondo del
tambor, mientras que por la parte superior los productos más livianos en estado
gaseoso pasan a la torre fraccionadora para su separación en gas, nafta inestable y
gasóleos.
Parte de estos gases son separados en la fraccionadora y de allí mandados a
otras plantas, mientras otros como el Propano-propileno (P.P), Butano-Butileno
(B.B), Nafta liviana (LKN) y Gas combustible son enviados al tambor 42-V-106 y de
allí al compresor de gas (42-K-201) y luego junto con la nafta inestable a torres
separadoras donde se recuperan gases, propano, butano y nafta estable como parte de
los productos de mayor valor agregado finales. En la figura 14 se muestra un
diagrama con los productos que se procesan en la planta de DCU, además se nombran
las plantas que suministran materia prima y hacia donde van cada uno de los
productos obtenidos.
48
FIGURA 14
DIAGRAMA DE PRODUCTOS PROCESADOS EN DCU
Fuente: [3]
El proceso de llenado (Coquificación) y vaciado (descoquificación) de cada
tambor dura unas 18 horas aproximadamente. En la figura 15 se muestra un esquema
general de la unidad de Coquificación Retardada, donde se describen cada una de las
líneas del proceso. Se observa que en la esquina superior derecha se encuentran un
compresor de gas, ese es el 42-K-201.
Residuo corto
Gasoil liviano.
Nafta liviana
Propano
Gas ácido
Lodoso
Asfalto
Residuo largo
AV 2/3
CD’ s
AV-1
FCC
DCU
PRA-2/3
TANQUE
TANQUE
BLOQ. A3/B4/V-610
E1-25
HDT-2
AMUAY
Butano
Nafta Pesada
Gasoil pesado
MECHURRIO GAS
ACIDO
HDT-2
V-653Gas dulce / seco
S.G.C
S.G.C
C6-04
TANQUE
HDT-2
HDT-2
E1-22
E1-12
TMC
49
FIGURA 15
DIAGRAMA SIMPLIFICADO DE DCU
Fuente: [38]
En el apéndice B se muestran un diagrama más específico de la planta de
DCU. En este último se muestran todas las torres, calderas, compresores, tambores y
las conexiones asociadas al proceso con mayor detalle.
3.1.3. Planta de Gas # 3
Esta planta consta de un total de ocho torres de destilación. En cada una de
ellas se destilan, absorben y despojan muchos gases que luego son llevados a otras
50
plantas de tratamiento, mientras que los productos terminados son almacenados en
tanques para su próxima venta. La destilación es la operación más antigua y de mayor
importancia dentro de la industria de la refinación [39]. En este proceso, los
productos son separados en base a la diferencia en su volatilidad (Pto. Ebullición).
Algunos de estos productos son Gas dulce, Gas axido, LPG (propano y butano
comercial), Propano-propileno (P.P), Butano-Butileno (B.B), Nafta liviana (LKN),
entre otros en menor magnitud. En la figura 16 se muestra el digrama de productos de
la planta PG3, tanto los que entran y como los que salen y cuales son las plantas
relacionadas, es decir, aguas arriba y aguas abajo.
FIGURA 16
DIAGRAMA DE PRODUCTOS PROCESADOS EN PG3
Fuente: [39]
Para poder realizar todas estas separaciones, es necesario que los gases se
encuentren a presiones más altas, es por eso se requiere un compresor de gran
capacidad al principio de la planta que suministre el gas a las presiones sugeridas
(mayor a 14,5 psi) para el funcionamiento optimo del proceso en las torres
destiladoras, ese compresor es el 42-K-201 de Coquer.
Uno de los principales objetivos que tiene la planta es disminuir la cantidad de
H2S que traen los gases. En un proceso de Coquificación se produce H2S en
cantidades significativas. El H2S es un gas es un gas inflamable e incoloro, con un
LPG
H2S
HKN
LKN / LPG
Gas Comb. dulce
Gasolina
Inestable PG-3
MERI
DCU
LPG SGC
MERI
HDT-
PRA
ISOM
ESF
51
olor característico a huevos podridos. La gente puede detectar su olor a niveles muy
bajos, además es un gas con peligro mortal para todo el personal que opera en sitios
donde se encuentre concentrado [5].
3.1.4. Arquitectura de la planta PG3
La planta recuperadora de Gas de la planta de Coquificación Retardada tiene
como función principal separar las corrientes de gases del tope de la fraccionadora
42-C-101 en hidrocarburos livianos como gases (dulces y toxicos), propano, butano,
nafta liviana y nafta pesada [39]. Esta sección consta principalmente del compresor
de Gas (42-K-201) y ocho torres destiladoras donde cada una presenta un proceso o
función especifico: una Torre Absorbedora-Despojadora Primaria (42-C-201), una
absorbedora Secundaria (42-C-202), una Torre Desbutanizadora (42-C-203), una
Torre Separadora de Nafta (42-C-204), una Torre Separadora Despropanizadora (42-
C-205), una Torre Depuradora de Gas con Amina (42-C-206), una Contactora de
GLP con Anima (42-C-207) y la ultima despojadora de Anima (42-C-208) [40]. En
figura 17 se muestran las interconexiones del compresor 42-K-201 y las distintas
torres de la planta de gas #3.
52
Fuente: [39]
DIAGRAMA SIMPLIFICADO DE LA PLANTA GAS-3 - CARDÓNCentro de Refinación ParaguanaPDVS
42V201TAMBOR DE
ALIMENTACIÓN DE LA 42-
42C201ABSORBEDORA
42-P-
201A/B 42-E-
202AGUA DE
ENFRIAMIENTO
42-E-201A/B/C
42-E-205
42-E-204
VAPOR MBP
42-V-202TAMBOR DE
CONDENSADO
42-P-
203A/B
42-P-
202A/B42-V-203SEPARADO
42-E-203A/B/C/D
42V207TAMBOR INTER-
ETAPA DE
42-E-221
42-P-
210A/B
42T201TAMBOR DE
M
42-P-204BOMBA
42K201
AGUA AGRIA
AL 42-E-105
AGUA
AGRIA
DESDE 42-
42-P-
211A/B
NAFTA
DE
LAVADO
DESDE
42-V-106
GASES
DESDE
42-V-106
42-A-201A/B/CSILENCIADORES DEL
ACEITE RICO
ABSORBEDORA A 42-C-102
ACEITE POBRE ABSORBEDORA
DESDE 42-P-113A/B
GASOLINA
INESTABLE DE
42 P 119A/B
NAFTA PESADA DE HDH
42C202ABSORBEDORA
42-E-
208
AGUA DE
ENFRIAMIENTO
42-E-207
42-E-
206
GAS AGRIO
ACEITE ABSORBENTE
A 42-V-104
42-E-209CONDENSADOR DE TOPE
42-P-
201A/B
42C20342V205
LÍNEA DE BALANCE
VAPORES A 42-V-106 NORMALMENTE NO FLUJO
42-P-
205A/B
42-P-
206A/B
42C207CONTACTORA DE
42C206DEPURADORA DE
42-E-
210
HCGO A 42-E-109
HCGO DE
42-E-110
AMINA RICA
42-V-209TAMBOR
ASENTADOR
SISTEMA GAS
COMBUSTIBLE
GAS DULCE
AMINA RICA
AGUA DE
ENFRIAMIENTO 42-E-222
C3/C4 TRATADO
DESDE 42-V-303
BY-PASS
AMINA POBRE
42V204SEPARADOR DE GAS
42C204
42-E-211A/BCONDENSADOR DE TOPE
42-V-206ACUMULADOR
42-P-
207A/B
LÍNEA DE BALANCE
42-E-
213
LCGO A 42-E-106
LCGO DE 42-P-112
42-P-
208A/B
NAFTA PESADA A HDT-2
42-E-214NAFTA PESADA
A ALMACENAJE
NAFTA PESADA
42-E-
212
AGUA DE
ENFRIAMIENTO
NAFTA LIVIANA A
TRATAMIENTO
MECHURRIO
AGUA AGRIAA DESPOJADOR
DE AGUAS AGRIAS
42-E-
218
42C205DESPROPANIZADOR
42V208ACUMULADOR DE
42-P-
209A/B
42-E-
215
AGUA DE
ENFRIAMIENTO
42-E-
216
42E217
VAPOR BAJA
PRESIÓN
CONDENSADOAGUA DE
ENFRIAMIENTO
42-E-
219A/BBUTANO A ISOMERIZACIÓN
BUTANO A ALMACENAJE
BUTANO A VAPORIZACIÓN COMBUSTIBLE
PROPANO A
VAPORIZACIÓN
COMBUSTIBLE
PROPANO A
ALMACENAJE
PROPANO AL
CABEZAL DE
GAS
NORMALMENTE NO FLUJO
42-V-213TAMBOR DE
CONDENSADO
AGUA DE
ENFRIAMIENTO
42C208DESPOJADORA DE
42E226
VAPOR MEIDA
BAJA PRESIÓN
CONDENSADO
42-V-213TAMBOR DE
42-E-
223
42-E-224A/BCONDENSADOR DE TOPE
42V211ACUMULADOR DE
CABEZAL DE ALIVIO
NORMALMENTE NO FLUJO
42-P-
214A/B
AGUA DE
CALDERA
CONDENSADO
FRÍO
GAS ÁCIDO A
UNIDADES
RECUPERADOR
AS DE AZUFRE
DEL CABEZAL DE
PRODUCCIÓN
GAS
COMBUSTIBLE
(NORMALMENTE
CABEZAL DE ALIVIO
42T204TANQUE DE
ALMACENAJE DE
REPOSICIÓN
DEA FRESCA
N2
42T203TANQUE DE
N2
42-P-
213A/B
42-P-
215
42-A-204
42-A-206
42-A-205
CONDENSADO FRÍO
N2
DRENAJES
DE AMINA
CONDENSADO FRÍO
42-P-
212
42-T-202SUMIDERO DE
RECUPERACIÓ
42-E-225
42-P-216
HC A 42-V-
104
MECHURRIO 42V210TAMBOR DE
42-V-212TAMBOR EVAPORADOR
AGUA AGRIA
AL CABEZAL
DE AGUAS
VAPOR ANTI-SURGE (2° ETAPA)
VAPOR
ANTI-SURGE
(1° ETAPA)
C3/C4 AL 42-V-301
FIGURA 17
53
Las funciones o procesos que realizan cada una de estas Torres escapan del
alcance que pretende lograr este trabajo, para más información [39]. Por ello a
continuación se explica la importancia que representa el compresor 42-K-201 para
esta planta: El Compresor de Gas, 42-K-201, es una unidad de dos (2) etapas de tipo
centrífugo, el cual es accionado por un motor eléctrico de velocidad variable de
10.000 HP de Potencia. Su función es elevar la presión de la corriente de gases
provenientes de la torre fraccionadora desde 0.57 Barg hasta una presión de 14.5
Barg, de manera de facilitar la separación de los hidrocarburos livianos que van luego
a las distintas torres de planta de gases # 3 [39] y [40].
A continuación se muestran varias fotos tomadas con la permisología
requerida por el CRP a las plantas de Coquer y gas # 3 de la refinería de Cardón:
FIGURA 18
PLANTA DE DCU Y PG3
Fuente: Pérez Joshué (2006)
54
En la figura 18 se observa de derecha a izquierda: los seis tambores de
Coquer, la fraccionadadora 42-C-101 y las ochos torres de Planta de Gas 3 (estás
torres se encuentran alineadas, es por eso que no se distinguen todas).
En el apéndice C se muestran otras fotos tomadas a la planta y
específicamente al compresor de gas, el 42-K-201.
3.2. Sistema de control
La planta de Coquificación Retardada cuenta con un sistema de control
distribuido (DCS) de la marca Honeywell, modelo TDC – 3000, instalado desde el
inicio de la planta. Este tipo de sistemas de control es común en la mayoría de las
plantas del CRP, para el monitoreo y control de los distintos procesos que aquí se
realizan.
El TDC – 3000 esta basado en un sistema de adquisición y control de
variables que puede ser configurado según las necesidades requeridas, en pleno
consenso con el personal de operaciones de la planta. Los datos dentro del sistema de
control se comunican a través de una red control universal UCN (Universal Control
Network) y por DataHighway, los cuales son supervisados por una red maestro
llamada LCN (Local Control Nerwork) [24].
En la LCN se presenta la data al usuario en tiempo real, se almacena en
dispositivos históricos, y también se utiliza como información para aplicaciones
avanzadas. La red LCN emplea un Protocolo de comunicación llamado Token Pass
Bus e incluye niveles de chequeo de error. La velocidad del canal es de 5 Mbits por
segundo, basado en el estándar IEEE 802.2 y 802.4. El medio físico de comunicación
puede ser cable coaxial o fibra óptica. Esto depende de las distancias y del ruido. En
55
las instalaciones del CRP, existe una red de supervisión conectada a la arquitectura
del DCS, a la cual se tiene acceso por medio de las estaciones terminales en las
oficinas de la Corporación. La red LCN puede comunicarse con los siguientes
dispositivos: Módulos de historia, Hiway Gateway, Network Interface Module,
Compueter Gateway y Network Gateway.
En la figura 19 se puede apreciar de forma más general los nombres de los
dispositivos que actualmente gobiernan de control de la unidad de DCU.
FIGURA 19
SISTEMA DE CONTROL DE COQUIFICACIÓN RETARDADA
Fuente: Documentos de Ivette, Carpeta Y2K, Sistema de control DCU.
También se observa que la planta cuenta con un PLC que ejecuta la parada de
emergencia de la planta, modelo triconex V 7.1, éste desactiva todas las funciones de
la planta a la hora de presentarse una falla grave en algún sistema de la misma.
También existen PLCs Allen-Bradley, Sistemas de monitoreo Bently Nevada en las
K201
COMPUTADOR
ALFA
TRICONEX
ESD
HONEYWELL
TDC-3000
CCC ANALIZADORES BENTLY
NEVADA
PLC ALLEN-BRADLEY
PLC ALLEN-BRADLEY
COMPUTADOR
SIO
K201
JET-PUMP A
JET-PUMP B
CORTE
MANEJO
SIGLA
PLC IAC
56
bombas JET A y B (las cuales son las que impulsan el agua que corta el coquer en los
tambores) y demás sistemas controlados por el DCS TDC-3000 de Honeywell.
3.3. Sistema Bently Nevada
Actualmente el sistema que monitorea todas las señales de temperatura y
vibración, así como el sistema de parada de emergencia actual del compresor 42-K-
201 es un Bently Nevada 3300, es un sistema diseñado para el procesamiento de
múltiples señales. Las alarmas y disparos son activados cada vez que las variables de
campo excedan los limites establecidos. En la tabla 2 se muestra con mayor detalle
los puntos de disparo y alarmas que se generan en cada una de las señales del sistema
que controla al compresor.
TABLA 2
LISTA DE SEÑALES DEL SISTEMA DE MONITOREO
Tag Descripción Ubicación Alarma Disparo
42-XAH-5752 Desplazamiento radial por vibraciones en
el compresor COMPRESOR 100 -
42-XAH-5757 Desplazamiento radial por vibraciones en
la caja de engranaje CAJA DE ENGRANAJE 100 -
42-XAH-5755 Desplazamiento radial por vibraciones del
motor
MOTOR DEL
COMPRESOR K-201 100 -
42-TAH-5117 Alta temperatura del estator A del motor MOTOR DEL
COMPRESOR K-201 125°C -
42-XAH-5075 Vibración por alta aceleración de la caja
de engranaje CAJA DE ENGRANAJE 10 -
42-TAH-2735 Temperatura del cojinete axial de la caja
de engranaje CAJA DE ENGRANAJE 115°C -
42-PDAH-3472 Almacenador de gas del sello a succión COMPRESOR 1 PSI -
42-LAL-2700 Permisivo de arranque del compresor si
hay aceite de lubricante en reserva
SISTEMA DE ACEITE
LUBRICANTE - -
42-XAHH-2761 Alto desplazamiento del rotor (axial #1)
del compresor COMPRESOR 0,30 / 0,35 mm 0,80 / 0,84 mm
42-XAHH-5761 Alto desplazamiento del rotor (axial #2)
del compresor COMPRESOR 0,30 / 0,35 mm 0,80 / 0,84 mm
57
42-XI-5759 Desplazamiento radial de la caja de
engranaje CAJA DE ENGRANAJE 115°C -
42-TAH-2733 Temperatura del cojinete del compresor COMPRESOR 130°C -
42-TSH-5123 Alta temperatura del estator B del motor MOTOR DEL
COMPRESOR K-201 125°C -
42-SLA-5001 Controla las revoluciones del motor MOTOR DEL
COMPRESOR K-201 - -
42-TAH-2739 Temperatura del cojinete radial de la caja
de engranaje CAJA DE ENGRANAJE 115°C -
42-PDAL-3473 Almacenador de gas del sello a descarga COMPRESOR 1 PSI -
42-XAH-2761 Desplazamiento del rotor (axial #1) del
compresor COMPRESOR 0,30 / 0,35 mm -
42-XAH-5761 Desplazamiento del rotor (axial #2) del
compresor COMPRESOR 0,30 / 0,35 mm -
42-ZAH-0210 Control del antioleaje en la primera etapa
de succión COMPRESOR - -
42-TAH-2704 Temperatura de aceite de lubricación SISTEMA DE ACEITE
LUBRICANTE 54°C -
42-TAH-2729 Temperatura del cojinete axial del
compresor COMPRESOR 130°C -
42-TAHH-5117 Muy alta temperatura del estator A del
motor
MOTOR DEL
COMPRESOR K-201 125°C 135°C
42-HA-5088 Genera el disparo ordenado desde el
DCS DCS - -
42-PAH-2710 Presión de succión del gas en los
eyectores COMPRESOR 0 PSI -
42-ZAH-056 Control del antioleaje en la segunda
etapa de succión COMPRESOR - -
42-PAH-2701 Bomba auxiliar P-250B Operativa COMPRESOR 1,7 BAR -
42-TAH-2713A Temperatura del cojinete radial del motor MOTOR DEL
COMPRESOR K-201 80°C -
42-TAHH-5123 Muy alta temperatura del estator B del
motor
MOTOR DEL
COMPRESOR K-201 125°C 135°C
42-LAHH-5039A
/ B / C
Muy nivel en el tambor V-106 en la
succión de la primera etapa del
compresor
TAMBOR V-106 10,12 mA
42-PAL-2723 Baja presión de aceite de lubricación a
cojinetes
SISTEMA DE ACEITE
LUBRICANTE 0,9 BAR -
42-PDAH-2703 Presión diferencial del filtro de aceite SISTEMA DE ACEITE
LUBRICANTE 0,8 BAR -
42-FAL-2712 Flujo de agua de enfriamiento al motor MOTOR DEL
COMPRESOR K-201 80 GPM -
42-TAH-5099 Temperatura de aire de enfriamiento del
motor
MOTOR DEL
COMPRESOR K-201 90°C -
42-XA-5102A Falla del driver principal GE en el VSDS V.S.D.S - V.S.D.S
42-TAH-5101 Temperatura de retorno del aire hacia el
motor
MOTOR DEL
COMPRESOR K-201 80°C -
42-TI-5118 / Temperatura del arrollado A del estator MOTOR DEL 125°C -
58
5119 / 5120 /
5121
del motor COMPRESOR K-201
42-TI- 5122 /
5124 / 5125 /
5126
Temperatura del arrollado B del estator
del motor MOTOR DEL
COMPRESOR K-201 125°C
-
42-LAHH-5040A
/ B / C
Muy nivel en el tambor V-207 en la
succión de la segunda etapa del
compresor
TAMBOR V-207 10,12 mA
42-PALL-2725 Muy baja presión de aceite lubricante SISTEMA DE ACEITE
LUBRICANTE - 0,76 BAR
42-MOV-021A sistema anti-Oleaje de la primera etapa
del compresor TAMBOR V-106 - 50% de succión
42-MOV-021B sistema anti-Oleaje de la segunda etapa
del compresor TAMBOR V-207 - 50% de succión
42-XI-5753 Vibración radial del cojinete del
compresor del lado externo horizontal COMPRESOR 100 -
42-XI-2753 Vibración radial del cojinete del
compresor del lado externo vertical COMPRESOR 100 -
42-XI-2752 Vibración radial del cojinete del
compresor del lado acople vertical COMPRESOR 100 -
42-XI-2759
Desplazamiento radial de la caja de
engranaje en el eje alto del lado de
acople vertical
CAJA DE ENGRANAJE 60 -
42-XI-5760
Desplazamiento radial de la caja de
engranaje en el eje alto del lado exterior
horizontal
CAJA DE ENGRANAJE 60 -
42-XI-2760
Desplazamiento radial de la caja de
engranaje en el eje alto del lado exterior
vertical
CAJA DE ENGRANAJE 60 -
42-XI-5758
Desplazamiento radial de la caja de
engranaje en el eje bajo del lado exterior
horizontal
CAJA DE ENGRANAJE 100 -
42-XI-2758
Desplazamiento radial de la caja de
engranaje en el eje bajo del lado exterior
vertical
CAJA DE ENGRANAJE 100 -
42-XI-2757
Desplazamiento radial por vibraciones en
la caja de engranaje en el eje bajo del
lado de acople vertical
CAJA DE ENGRANAJE 100 -
42-XI-2755
Desplazamiento radial por vibraciones en
el cojinete del motor del lado acople
vertical
MOTOR DEL
COMPRESOR K-201 100 -
42-XI-5756
Desplazamiento radial por vibraciones en
el cojinete del motor del lado de excitatriz
horizontal
MOTOR DEL
COMPRESOR K-201 100 -
42-XI-2756
. Desplazamiento radial por vibraciones
en el cojinete del motor del lado de
excitatriz vertical
MOTOR DEL
COMPRESOR K-201 100 -
42-SI-2751 Velocidad del compresor MOTOR DEL
COMPRESOR K-201 - -
59
42-XI-5076 Mide aceleración en la caja de engranaje CAJA DE ENGRANAJE 10 -
42-XI-2765 Mide alta velocidad en la caja e
engranaje en lado de acople CAJA DE ENGRANAJE 10 -
42-XI-2764 Mide alta velocidad en la caja e
engranaje en lado de externo CAJA DE ENGRANAJE 10 -
42-TI-2731 /
2732
Temperatura del cojinete axial del
compresor en el lado inactivo COMPRESOR 130°C -
42-TI-5095 /
5096
Temperatura del cojinete del compresor
en el lado de acople COMPRESOR 130°C -
42-TI-2741 Temperatura del cojinete de alta de la
caja de engranaje del lado de acople CAJA DE ENGRANAJE 115°C -
42-TI-2742 Temperatura del cojinete de alta de la
caja de engranaje del lado externo CAJA DE ENGRANAJE 115°C -
42-TI-2737 /
2738
Temperatura del cojinete axial de la caja
de engranaje en el lado inactivo CAJA DE ENGRANAJE 115°C -
42-TI-2740 Temperatura del cojinete radial de la caja
de engranaje en el lado externo CAJA DE ENGRANAJE 115°C -
42-TI-2714A / BTemperatura del cojinete radial del motor
en el lado interno
MOTOR DEL
COMPRESOR K-201 115°C -
42-PSH-2722 Presión de aceite lubricante SISTEMA DE ACEITE
LUBRICANTE 4,0 BAR -
42-PIC-5707 Controla la presión de succión del
compresor COMPRESOR - -
Fuente: Pérez Joshué (2006)
En la tabla anterior se describe cada señal que llega al sistema Bently Nevada
y también se menciona a que subsistema del compresor pertenece, por ejemplo el
sistema de aceite lubricante, caja de engranaje, entre otros allí mencionados. Además
en la tabla 2 se ve que no todas las señales las señales que se monitorean detienen al
compresor, la mayoría son alarmas que se generan con la finalidad de que el personal
de operaciones tome medidas preventivas al momento de registrarse alguna
anormalidad en el funcionamiento del compresor. Todas las señales de disparo son las
que van al sistema de parada de emergencia.
Este tipo de sistema son muy utilizados en distintos compresores y turbinas
del CRP, pero los mismos ya presentan un grado de obsolescencia que debe ser
considerado. Los proveedores de estos dispositivos presentaron la carta de
obsolescencia al grupo de ingeniería de confiabilidad de la refinería de Cardón, por
60
esta razón este trabajo pretende proponer la actualización a su versión más reciente,
ya que los instrumentos de esta marca no han presentado fallas notables en todos los
años que tienen operando. En el capítulo 4 se mostrará una descripción más detalla de
la nueva versión, el Bently Nevada 3500.
3.4. Compresor 42-K-201
El Compresor de Gas, 42-K-201, es una unidad de dos (2) etapas de tipo
centrífugo, el cual es accionado por un motor eléctrico de velocidad variable de
10.000 HP de Potencia. Su función es elevar la presión de la corriente de gases
provenientes de la torre fraccionadora 42-C-101 desde 0.57 Barg hasta una presión
de 14.5 Barg, de manera de facilitar la separación de los hidrocarburos livianos.
Forma parte de la sección de recuperación de gases de la Planta de
Coquificación Retardada. Es el que alimenta la mayoría de las torres de planta de
gases # 3. En la figura 20 se muestra una foto del compresor K-201 de la planta de
Coquificación Retardada. Allí se observa el motor, el gabinete con el sistema de
monitoreo y detrás de observan las cuatro tuberias correspondientes a la primera y
segunda etapa de succión del compresor.
61
FIGURA 20
COMPRESOR 42-K-201
Fuente: Pérez Joshué (2006)
A continuación se explicará cada uno de los subsistemas que conforman al K-
201 de Coquer.
3.4.1. Motor eléctrico
El motor eléctrico del compresor es un General Electric, que tiene una
capacidad de 10.000 HP (Caballos de fuerza). Es un motor de corriente alterna
trifasico, con un bus de alimentación de 4KV. El motor es control por un sistema
independiente llamado variador de velocidad V.S.D.S (Variable Speed Driver
System) [11]. Este sistema es supervisado por el personal de operaciones y los
ingenieros de ingeniería eléctrica asignados a la planta de DCU.
62
En condiciones normales el motor gira alrededor de 5700 a 6200 rpm, se
dispara cuando excede los 6300 rpm. El V.S.D.S. tiene un control complejo que se
escapa del alcance de este trabajo, de él solo vienen dos señales de disparo, por falla
del driver principal del estator A y B. Este tipo motor es único en la industria, posee
dos estatores y un complejo sistema de control de velocidad, para mayor información
[41]. En la figura 20 se observa la foto del motor acoplado al compresor.
3.4.2. Primera etapa de succión
En esta etapa el compresor toma los gases almacenados en el tambor 42-V-
106, los cuales se encuentran a una presión de 0.8 bar y a una temperatura de 66 °C
[4]. Es importante mencionar que al aumentar la presión de estos gases también
aumenta su temperatura. Ésta es una de las razones por las cuales estos compresores
son diseñados de dos etapas, ya que si comprime toda de una sola vez pueden calentar
las tuberías a temperaturas muy elevadas que dañan la infraestructura de la planta.
A la salida de la primera etapa de succión el gas sale 4.9 bar y a una
temperatura de 140 °C aproximadamente, estos gases son llevados a unos
intercambiadores de calor, los cuales hacen que los gases comprimidos bajen su
temperatura alrededor de los 67°C y entren al tambor 42-V-207. En el figura 21 se
muestra el diagrama de monitoreo visto por el personal de operaciones de la planta,
allí se encuentran las variables más importantes del proceso y donde se observa con
es la conexión entre la primera etapa de succión del compresor y el tambor V-207.
63
FIGURA 21
DIAGRAMA DE MONITOREO DE VARIABLES, COMPRESOR K-201
Fuente:[4]
El diagrama anterior suministra mucha información, necesaria para el control
del compresor. Se observa como el fluido entra a la primera etapa de succión a 0.82
bar de presión (a 66°C) y sale de ella a 4.9 bar (a 139°C), de allí entra a los
intercambiadores de calor E-221 A/B/C/D y luego al tambor V-207.
3.4.3. Segunda etapa de succión
Toma los gases provenientes del tambor 42-V-207 con una presión de 4.3 bar
a unos 68 °C aproximadamente. Estos gases son expulsados a una presión de 13.5 bar
a 142°C tal como se indica en el diagrama de control ilustrado en la figura 21. Antes
64
de ser depositados en el tambor 42-V-201 pasan por unos intercambiadores de calor
tal como paso en la primera etapa. Estos intercambiadores son los E-203 A/B/C/D
que se observan en la figura 22.
FIGURA 22
DIAGRAMA DE MONITOREO DE VARIABLES, ABSORBEDORA -
DESPOJADORA
Fuente: [4]
Luego que se ha logrado la compresión y la disminución de la temperatura de
los gases, éstos son depositados en el tambor V-201 y de allí van a las distintas torres
de PG3. En la figura 22 se observa como estos gases una vez almacenado en el
tambor se llevan a la torre C-201A para terminar de ser separados.
En la foto de la figura 23 se observa el tambor 42-V-201, el cual se encuentra
ubicado al lado del compresor 42-K-201.
65
FIGURA 23
TAMBOR 42-V-201
Fuente: Pérez Joshué (2006)
3.4.4. Caja de engranaje
Es una caja de cambios compuesta por un juegos de engranajes que aumentan
las rpm generadas por el motor para lograr que las aspas del compresor giren más
rápido y pueda comprimir según las especificaciones del diseño.
La caja de engranaje es la que conecta el motor con el compresor. En ella
pueden producirse muchas vibraciones a la hora de alguna falla o problemas en el
sistema. Es de vital importancia que el monitoreo de este subsistema, y debe ser
estudiada junto con el personal de equipos rotativos la posibilidad de incluir dos de
las señales que anteriormente intervenían en el disparo del compresor, la 42-XSHH-
2763 y la 42-XSHH-2766. Son sensores tipo probeta y según el personal de
mantenimiento y operaciones de la planta fueron removidas por que disparaban
muchos al compresor sin necesidad.
66
3.4.5. Sistema de aceite lubricante
Es el encargado de mantener el nivel de aceite necesario para el optimo
funcionamiento del compresor. Consta de varios sensores de nivel y presión
localizados a lo largo de todo el compresor; en la caja de engranaje, en el reservorio
de aceite, en la presión de succión de la bomba principal y auxiliar P-250A/B y es
considerado un permisivo de arranque. Las señales consideradas fueron la 42-PSH-
2722 permisivo de presión de aceite y la 42-PSLL-2725 muy baja presión de aceite
lubricante, el resto de señales no fue incluida en este trabajo ya que son solo de
monitoreo directo al DCS y no tiene nada que ver con el sistema de parada de
emergencia (ESD).
3.4.6. Sistema de Sello
En todo los equipos rotativos el sistema de sello es muy importante, ya que
permite que las partes móviles de estos equipos se desplacen (bien sean rotores o
pistones) sin que exista una fuga de gases en el sistema. Los sellos del compresor
deben cambiarse con cierta regularidad. Los encargados de esto son los mecánicos de
la planta de Coquer.
Existen varias alarmas asociadas a este sistema, las cuales indican cuando
debe realizar un cambio de los mismos en el sistema. Los sellos siempre son
cambiados en una parada programada de la planta y generan pocos problemas, es por
eso que no son considerados en el sistema de parada de emergencia.
67
3.5. Sistema de Parada de emergencia
El sistema de parada de emergencia (ESD) del compresor 42-K-201 esta
implementado por una lógica de relés que se encuentra en el Bently Nevada 3300.
Este sistema no cuenta con la confiabilidad que exigen las nuevas normativas
internacionales mencionadas en el capítulo 2, ya que no se tiene aislado físicamente
el ESD, sino que se encuentra dentro de un sistema de monitoreo y no es TMR. Es
por ello la necesidad de implementar la propuesta que se describen en el capítulo 4 de
este trabajo lo más pronto posible. Toda la instrumentación de campo esta compuesta
por swiches de alarmas y disparos que llegan Bently nevada. En la figura 3 del
capítulo 1 se mostró la arquitectura actual del sistema de parada del compresor.
Las señales asociadas al sistema de parada de emergencia se muestran en la
tabla 3.
TABLA 3
LISTA DE SEÑALES DEL SISTEMA DE PARADA DE EMERGENCIA
TAG DE LA SEÑAL DESCRIPCIÓN Y TIPO DE INSTRUMENTO
42-LSHH-5039 A/B/C
Transmisor. Muy alto nivel en el tambor V-106 en la
succión de la primera etapa del compresor. Conforman un
sistema de votación 2 de 3.
42-LSHH-5040 A/B/C
Transmisor. Muy alto nivel en el tambor V-207 en la
succión de la segunda etapa del compresor. Conforman un
sistema de votación 2 de 3
42-MOV-021A
Válvula de succión. Pertenece al sistema anti-Surge (anti-
Oleaje) de la primera etapa del compresor (hacia el 42-V-
106). Produce disparo cuando hay 50% de succión de la
primera etapa
68
42-MOV-021B
Válvula de succión. Pertenece al sistema anti-Surge (anti-
Oleaje) de la segunda etapa del compresor (hacia el 42-V-
207). Produce disparo cuando hay 50% de succión de la
segunda etapa.
42-XSHH-2761 Probeta. Muy alto desplazamiento axial # 1 del compresor.
42-XSHH-5761 Probeta. Muy alto desplazamiento axial # 2 del compresor.
42-TSHH-5117 RTD. Muy alta temperatura del estator A del motor.
42-TSHH-5123 RTD. Muy alta temperatura del estator B del motor.
42-HS-5088 Pulsador. Genera el disparo ordenado desde el DCS.
42-PSLL-2725 Transmisor. Muy baja presión de aceite lubricante.
42-XS-5102A Falla del Driver principal GE en el VSDS canal A. Para
activar el disparo debe fallar el 42-XS-5102B también.
42-XS-5102B Falla del Driver principal GE en el VSDS canal B. Para
activar el disparo debe fallar el 42-XS-5102A también.
Fuente: Pérez Joshué (2006)
En total son 16 señales a considerar en este sistema. En la tabla 3 se
mencionan los instrumentos de medición de campo que proporcionan la información
al ESD. También se describe bajo que condiciones son disparados estos dispositivos.
En el capítulo 4 se verá con más detalle los puntos de disparo de cada señal.
3.6. Panalarm
Se encuentra en el panel Anunciador principal de campo. En el se muestran
todas las alarmas y disparos asociados al sistema de parada de emergencia, así como
también otras alarmas de interés para el operador del área, para así prever cualquier
situación anormal. En si es un arreglo de luces que se accionan de pendiendo de las
señales emitidas por el sistema de protección.
69
Dado el grado de obsolescencia que presenta que presenta el anunciador
actual, se corre el riesgo a que éste se quede sin repuesto. Según el personal del área
las luces del panel tienen poca luminosidad y esto podría causar que no vea algún
disparo cuando se esta en el área (Aunque las señales también lleguen a la sala de
control no se pueden correr riesgos en sistemas tan críticos). Es parte del alcance de
este trabajo el reemplazo del anunciador a uno más reciente y que garantice mejor
visibilidad. En el capítulo 4 se especifican las señales asociadas al panalarm y la
nueva propuesta a implementar. En la figura 2 del capítulo 1 se muestra el gabinete
en campo, donde se encuentra el actual panalarm.
3.7. ISH
Son las siglas en ingles de Instrument Satelital House, y es el nombre que se le
da al cuarto donde llegan todas señales de control de la planta. En él se encuentran
todos los gabinetes con los controladores que no están en campo, allí es donde esta
implementado el DCS TDC-3000 de Honeywell, y donde se encontrará el PLC TMR
que va tener la lógica de disparo del compresor 42-K-201. Se encuentra a 100 metros
del K-201, estos debe considerarse a la hora de hacer las canalizaciones hacia el ISH.
3.8. Lógica de relés
Actualmente, el sistema de parada emergencia esta gobernado por tarjeta de
relés en el Bently Nevada, donde se ejecuta la secuencia de disparo. Al ser éstos
dispositivos electromecánicos y dado el poco uso que se les da (ya que lo ideal es que
el compresor nunca se dispare), con el paso del tiempo tienden a trabarse o atascarse
y por lo tanto puede no generar un disparo cuando éste sea realmente necesario. Otro
70
problema que presenta este sistema es que puede dispararse sin motivo alguno ya que
los relés son propensos a presentar estas fallas.
Todas las señales de campo que son parte del sistema de protección del
compresor llegan a esta tarjeta, ejecutando una lógica de disparo según lo describe la
figura 24, se muestra a continuación.
FIGURA 24
LÓGICA DE DISPARO DEL COMPRESOR 42-K-201
Fuente: Pérez Joshué (2006)
Las señales que intervienen en el disparo fueron descritas en la tabla 3 de este
capítulo. En la figura 24 se muestra la secuencia del disparo en diagrama escalera,
basta que solo se accione un relé y se ejecutará la secuencia de apagado del
compresor.
En el apéndice D.1 se muestran los planos actualizados del diagrama de
conexión de la lógica de relé del ESD del compresor 42-K-201. Estos fueron hechos
con la ayuda de AUTOCAD, por lo tanto se muestran en un formato más claro que el
mostrado en la figura 24.
71
3.8.1. Condiciones por ESD
El sistema de parada de emergencia del compresor 42-K-201 tiene como
objetivo principal la parada inmediata del compreso siempre que existe alguna
condición anormal en el funcionamiento del mismo. Es condiciones indeseadas
pueden causar daños irreparables al sistema, o peor aun, atentar con la vida de las
personas que laboran en la planta. Un daño grave al compresor puede tardar mucho
tiempo en repararse y por lo tanto generar perdidas a la empresa multimillonarias, el
impacto económico en el CRP por la disposición de la planta DCU, requerido como
costo de penalización es de unos 1.590.000 $ por cada 24 horas que esté parada [3] y
[39]. Por estas razones descritas ESD debe contar con la mayor disponibilidad y
confiabilidad posible.
El arreglo de relés está diseñado para realizar un disparo en el compresor si se
cumplen alguna de estas dos condiciones: si una señal lo activa o si se produce una
falla general del sistema. El estado normal de los relés es alimentado, es decir, que
sobre ellos caen 24 Volt., pero si ocurre una falla, el relé de desenergiza y ocurre el
disparo. Esto hace que el sistema este protegido en caso de presentarse alguna perdida
de la fuente de alimentación. En la figura 24 se muestra la lógica de disparo del ESD
del compresor 42-K-201, este diagrama se muestra con mayor precisión en el
apéndice D.
3.9. Permisivos de arranque
Los permisivos de arranque son las condiciones que deben cumplirse para una
vez disparo el compresor y solventado el problema que produjo el disparo. Además
72
de los permisivos de arranque los operadores de campo deben seguir un protocolo
establecido previamente por el cuerpo de ingeniería de la corporación [42].
Las señales involucradas en el permisivo de arranque son: Presión de aceite
lubricante, flujo de agua para enfriamiento del motor y preservadora del nivel de
aceite lubricante. En la tabla 4 se muestran las señales asociadas al permisivo de
arranque y la descripción de cada una.
TABLA 4
LISTA DE SEÑALES DEL SISTEMA PERMISIVO DE ARRANQUE
TAG DE LA SEÑAL DESCRIPCIÓN Y TIPO DE INSTRUMENTO
42-PSH-2722 Switche. Presión de aceite lubricante.
42-FSL-2712 Switche de flujo de agua normalmente abierto. Alarma
del flujo de agua para enfriamiento del motor.
42-LSL-2700 Switche del liquido de nivel normalmente abierto.
Alarma preservadora del nivel de aceite lubricante.
Los permisivos de arranque no forman parte del sistema de parada de
emergencia, sino del sistema de arranque, por lo tanto su lógica no puede ser incluida
en el PLC TMR según la norma 336 de PDVSA. Y dado que no representa un gran
grado de riesgo pueden programarse en otra tarjeta de relés del nuevo sistema de
monitoreo a implementar, el Bently Nevada 3500. En el apéndice D.1 hoja 3 se
muestra la secuencia de relé del permisivo de arranque.
73
3.10. Sistema C.C.C.
El compresor 42-K-201 cuenta con tres C.C.C. (Compresor Control
Corporation), los cuales están encargados del funcionamiento obtimo del compresor.
Este sistema está conformado por TRES Controladores CCC Serie 3 Plus, conectados
entre sí en forma serial, comunicándose con protocolo MODBUS RTU, por los
puertos RS-422. Los TRES controladores se comunican con el sistema TDC-3000 de
la Planta a través de dos modem: uno Principal conectado por un lado al puerto 1 del
EPLCG 36/37 (RS-232) y por el otro lado con el segundo modem (RS-485), el cual
se conecta a su vez con el Controlador CCC terminal (RS-232). Este compresor tiene
dos controladores Antisurge (antioleaje), para las Etapas 1 y 2 respectivamente, y uno
dedicado al Performance o control de desempeño de la presión de succión. Este
último ejerce la función de maestro de los otros dos.
Cada controlador consta de un CPU, el cual realiza las funciones de cálculos,
comunicación, capacidad; una Tarjeta Analógica, donde se procesan las señales
analógicas de entrada/salida de campo; un Panel Frontal, que funciona como interface
entre el Operador y el Controlador; un Panel de Ingeniería a través del cual se
realizan todas las configuraciones y ajustes de los diferentes parámetros; una Fuente
de Poder, la cual alimenta los diferentes voltajes requeridos por el equipo; Una
Tarjeta Auxiliar a través de la cual se aumenta la capacidad tanto de Procesamiento
como de I/O; un Panel Posterior donde se encuentran los terminales de cableado y
conexión de las Entradas/Salidas.
Las señales asociados a sistema de antioelaje y desempeño de los C.C.C. en la
tabla 5. El levantamiento de estas señales se logró con la ayuda del personal de
operaciones de sección de conversión profunda de la refinería de Cardón.
74
TABLA 5
LISTA DE SEÑALES DE LOS C.C.C.
TAG DE
LA SEÑAL DESCRIPCIÓN Y TIPO DE INSTRUMENTO
42-PIC-5707Presión de Succión del Compresor. Controla la presión en la succión
del K-201.
42-SIC-5001Control de las revoluciones del Motor. Las revoluciones del motor son
ajustadas por el PIC-5707.
42-FIC-0210Controla el antioleaje en la primera etapa. Este antioleaje es controlado
a través de la FV- 0210 y es ajustado por el SIC-5001.
42-FIC-0056Controla el antioleaje en la segunda etapa. Este antioleaje es controlado
a través de la FV- 0056 y es ajustado por el SIC-5001.
42-PIC-0204Controla la presión en el tambor 42-V-106 (el que alimenta la primera
etapa del compresor). Este control se realiza a través de la PV-204.
42-HIC-138Inyección de Gas. Permite la inyección de gas natural durante el
arranque o cuando el compresor carga proveniente del 42-V-106.
Fuente: Pérez Joshué (2006)
En la figura 25 se muestra el modelo 3 plus, que se encuentran en la planta de
Coquer y en la mayoría de planta del CRP.
75
FIGURA 25
C.C.C.
Fuente: Catalogo de la serie 3 plus, Compresor Controls Corporation
Es importante mencionar la simpatía que presenta el personal de
mantenimiento con estos controladores, dicho por ellos mismo: “nunca fallan”. Por
más de 12 años que tienen estos dispositivos en la planta y a pesar de las condiciones
extremas donde se encuentran, nunca han fallado. Es por eso que se hizo una
evaluación de su reemplazo hacia la versión más reciente. Esta evaluación se describe
en el capítulo 4.
76
CAPITULO IV
DISEÑO DEL SISTEMA DE PARADA DE EMERGENCIA
En este capítulo se desarrollará el diseño y propuesta del sistema de parada del
compresor 42-K-201. También se realizará la escogencia de la mejor tecnología que
este disponibles en el mercado para este sistema. Se mostrará cuales de estas
tecnologías aprueban los requisitos mínimos para su consideración por parte del
grupo de ingeniería en detalle, el cual es el encargado de la ejecución y puesta en
marcha del proyecto. Por último es importante mencionar que la empresa tiene
preferencias por la utilización de arquitecturas y tecnologías ya probadas en la
Corporación.
4.1. Requerimientos generales
A la hora de diseñar un sistema de parada de emergencia se deben considerar
las normativas generales y especificas de la empresa en esta área, así como las
ultimas tecnologías y tendencias en la misma rama, con el propósito de hacer que el
sistema sea lo más confiable y disponible posible.
Existen muchas marcas y/o proveedores que se encuentran disponibles en el
mercado nacional e internacional para cada uno de los dispositivos que conforman el
sistema de monitoreo y parada de emergencia del compresor 42-K-201 de la planta de
Coquificación Retardada de la refinería de Cardón. Algunos de los requerimientos
generales a considerar son los niveles instrumentados de seguridad, la
instrumentación, los sistemas PES, el panel local, el funcionamiento y monitoreo del
sistema. Estos puntos se desarrollan a continuación.
77
4.1.1. Niveles instrumentados de seguridad
En la tabla 1 que se encuentra al final del capítulo dos, se mostraron los
distintos niveles instrumentados de seguridad SIL en función de la probabilidad de
falla por demanda y la disponibilidad de los sistemas. El diseño del sistema de parada
de emergencia debe garantizar una respuesta rápida y confiable. Según la normativa
IEC 61508 descrita en el capítulo 2, se definen alguno criterios de diseño [37]:
- El ESD debe ser independientes respecto al control principal del proceso.
- Se debe realizar una selección de componentes en función del grado de
redundancia del lazo.
- Debe contar con un Hot-Standby (redundancia en datos).
- Los switches de bypass deben estar restringidos para el personal.
- Debe contar con capacidad de diagnostico y ser capaz de reducir fallas
comunes.
El grado de redundancia de cada instrumento va a depender de la seguridad
del lazo al que este pertenezca. Es por eso que es necesario hacer un estudio SIL a
cada lazo del sistema para poder determinar el nivel que este pueda presentar. La
normativa IEC 61508 describe un método cualitativo y cuantitativo para determinar el
nivel SIL de un sistema en función de frecuencia de riesgo y las consecuencias que
estas acarrean, para mayor ver.
En importante mencionar que el termino SIL es relativamente nuevo en la
industria petrolera nacional. A finales de los 80s se comenzó a utilizar en Alemania,
con base en las normas DIN que preceden a la actual IEC 61508. En 1999 los niveles
SIL son plasmados como norma que rige el nivel de seguridad de los distintos
sistemas que conforman un proceso industrial. PDVSA busca la actualización de las
viejas tecnologías de control hacia lo que conoce hoy en día como refinería
78
inteligente: confiable, con un alto grado de disponibilidad y con capacidad de auto
diagnostico.
El personal de mantenimiento y operaciones de la planta de Coquer no
manejan el concepto SIL, ya que en toda la planta no se han hecho este tipo estudios,
sin embargo, en el caso del compresor 42-K-201 ya existen algunos lazos que cuentan
con transistores y sistemas de votación 2OO3 (2 de 3), es decir, podrían certificarse
SIL 3. Pero no forma parte del alcance de este trabajo hacer el estudio SIL de cada
lazo de control. La idea es actualizar el sistema para que el mismo aumente su
confiabilidad, pero sin hacer una modificación total, ya que el compresor presenta
una baja rata de fallas con los sensores y señales que se encuentran actualmente
monitoreandolo.
4.1.2. Instrumentación de Campo
Para lograr que el sistema aumente su grado de confiabilidad, debe de
realizarse un estudio SIL del procesador a utilizar en el sistema de parada de
emergencia, también en los transmisores que se encuentran en el área. En la planta de
Coquer no se cuenta con un estudio previo de este tipo, ya que el termino SIL es
relativamente nuevo dentro de la industria petrolera y también lo son los sistemas
instrumentados de seguridad (SIS) que se desean instalar en las plantas del CRP.
Sin embargo, muchas de las señales utilizadas en el sistema de parada de
emergencia del compresor 42-K-201 cuentan con doble redundancia y algunas con
tienen instalados sistemas de votación 2oo3 (2 salidas de 3). El caso de los medidores
de nivel de los tanques 42-V-106 y 42-V-207, que se encuentran en la primera y
segunda etapa de succión del compresor respectivamnete. La redundancia de los
transistores según el nivel SIL asociado se muestra en la tabla 6:
79
TABLA 6
REDUNDANCIA DE TRANSMISORES
SIL ESQUEMA #TRANSMISORES
0 1oo1 1
1 1oo1D 1
2 1oo2D 2
3 2oo3D 3
Fuente: [44]
Para la instalación y puesta en marcha de este proyecto es necesario proponer
una actualización del sistema, pero considerando no realizar demasiados cambios al
sistema que se encuentra actualmente instalado en la planta, ya que ha venido
trabajando sin mayores inconvenientes en los últimos años. Por lo tanto las señales
que entran al Bently Nevada, C.C.C. y Panalarm quedaran igual, solo serán
cambiando aquellos cables y/o puntos de conexión que se encuentren en muy mal
estado, a criterio de los técnicos de instrumentación encargados de la instalación del
sistema propuesto.
Las señales del sistema de parada de emergencia ya no serán controladas
desde la tarjeta de relés que se encuentra actualmente en el Bently Nevada 3300, sino
que van a ser procesadas por un PLC Triple Modular Redundante que se va encontrar
en el sala de control ISH (en ingles Instrument Satelital House ) de la planta de
DCU. Para que estas señales lleguen a su destino es necesaria la creación de una caja
de conexiones de campo donde se recojan todas las señales de campo involucradas en
el sistema de parada de emergencia (ver Sistema de parada de emergencia, capítulo
3).
80
4.1.3. Sistema Electrónico Programable
En el capítulo 2 se explicó el objetivo de este tipo de sistemas. Según la
normativa de PDVSA K-336 el diseño de un Sistema de Parada de Emergencia (ESD)
debe hacerse según los lineamientos que rige los estándares ANSI S58.01 y IEC-
61508 [37]. Además, la opinión del personal de mantenimiento de la planta de
Coquer es de mucha importancia y utilidad. De allí salieron las siguientes
especificaciones para el equipo:
- El PES debe tener una arquitectura Triple Modular Redundante (TMR), tal
como se explico en el capitulo 2. Esta arquitectura se exige para los ESD.
- Debe comunicarse de manera confiable con el TDC 3000 Honeywell que
gobierna el control general de la planta.
- El PES debe tener un tiempo de respuesta menor a los 10 ms.
- Debe llevar al compresor a falla segura en el momento que ocurra
cualquier eventualidad, bien sea un disparo, alguna falla en la
alimentación o en los cables asociados.
- El diseño del sistema de debe hacerse para lograr fiabilidad e integridad,
es decir, que si un instrumento falla, éste pueda ser reemplazado sin
necesidad que el proceso se detenga. Este punto también es aplicado a los
sistemas de votación, ya que la falla debe ser localizada y atacada de
inmediato.
- El ESD debe realizar de forma automática pruebas en línea de la lógica,
sistemas, entradas y salidas.
- El ESD también debe ser capaz de hacer un auto diagnostico seguro.
Periódicamente debe realizar pruebas para verificar el funcionamiento de
la lógica del sistema. Esto debe hacerse sin parar el compresor, ni retirar el
equipo del área.
81
Además de las especificaciones antes mencionadas, se debe tener en cuenta la
cantidad y el tipo de señales de este sistema PES. En la tabla 7 se especifican las
señales asociadas al sistema de parada de emergencia.
TABLA 7
CANTIDAD DE SEÑALES DEL SISTEMA DE PARADA DE EMERGENCIA
DEL COMPRESOR 42-K-201
Tipo de señal Cantidad Reserva Total
AI 7 2 9
DI 9 2 11
DO 5 1 6
Fuente: Pérez J. (2006)
El criterio de reserva según la norma PDVSA K-300 es de 20% mas en
entradas y salidas de un controlador, siempre es bueno aproximar los números por
arriba, esto se hace con la finalidad de tener espacio para futuras expansiones.
4.1.4. Monitoreo del sistema
Todas las alarmas de disparo y alarmas del compresor deben mostrarse en el
panel local y en la sala de control. Las ultimas tecnologías en el monitoreo y control
de procesos sugieren la utilización de variables continuas, es decir, transmisores que
indiquen en tiempo real como es el comportamiento de las señales. No esta entre los
objetivos de este trabajo la inclusión de nuevos transmisores para cada señal, pero si
esta dentro del alcance del proyecto lograr que los transmisores con los que cuenta el
sistema actualmente (en total siete en el sistema de parada de emergencia) sean
monitoreados según su comportamiento en tiempo real, es decir, se llevará un
82
histograma de estas señales. Esto permitirá mejorar la prevención de fallas que
puedan presentarse en el compresor y mejorará el despeño del mismo, generando
mayor valor agregado a la planta de Coquificación Retardada.
4.2. Panel Local y Anunciador
La norma de PDVSA K-339 (descrita en el capítulo dos), estable claramente
que debe instalarse un panel local en el área, independientemente del monitoreo de
las señales en la sala de control. Este panel muestra todas las señales asociadas al
ESD, así como otras señales de interés que indican el funcionamiento del compresor.
Dado el mal estado en el se encuentra el panel local actual, es parte de esta
propuesta la incorporación de gabinetes para la colocación del nuevo Panalarm o
Panel Anunciador. Este gabinete será presurizado para proteger a todos los equipos
electrónicos que se encuentren en su interior. Las dimensiones del gabinete será la
misma que el actual: 1850mm de alto, 2286mm de largo y 914mm de ancho [45], con
un techo para proteger al panel anunciador de la luz solar.
El panel anunciador actual cuenta con un modelo Panalarm que se encuentra
obsoleto y discontinuado, además que las ventanas de indicación esta muy opacas y
las luces que indican alarmas no se ven con mucha intensidad a la luz del día. Otra de
las razones por la que es necesaria su actualización es que algunas de las señales que
se muestran fueron desincorporadas y aún se siguen mostrando. Por ejemplo: los
sensores tipo probeta de la caja multiplicadora; el 42-XSHH-2763 y 42-XSHH-2766 fueron
desincorporados ya que continuamente generaban falsos disparos en el compresor,
actualmente no están operativo. En su lugar se colocaron el 42-MOV-021A y el 42-MOV-
021B que son válvulas de succión de la primera y segunda etapa respectivamente, pero estas
señales todavía no se muestran en el panel frontal, es necesaria su incorporación.
83
En la tabla 8 se muestran cada una de las señales que tendrá el nuevo panel
anunciador, también cuales de éstas son solo alarmas de indicación local y/o disparos
el compresor.
TABLA 8
INDICE DE SEÑALES DEL PANEL ANUNCIADOR
Desplazamiento radial por vibraciones del compresor
Temperatura del cojinete axial del compresor
Desplazamiento radial por vibraciones en la caja de engranaje
Muy alta temperatura del estator A del motor Alarma Disparo
Desplazamiento radial por vibraciones del motor Genera el disparo ordenado desde el DCS
Alta temperatura del estator A del motor Presión de succión del gas en los eyectores
Vibración por alta aceleración de la caja de engranaje
Control del antioleaje en la segunda etapa de succión
Temperatura del cojinete axial de la caja de engranaje Bomba auxiliar P-250B Operativa
Almacenador de gas del sello a succión Temperatura del cojinete radial del motor
Permisivo de arranque del compresor si hay aceite de lubricante en reserva
Muy alta temperatura del estator B del motor Alarma Disparo
Alto desplazamiento del rotor (axial #1) del compresor Alarma Disparo Muy nivel en el tambor V-106
Alto desplazamiento del rotor (axial #2) del compresor Alarma Disparo Baja presión de aceite de lubricación a
cojinetes
Desplazamiento radial de la caja de engranaje Presión diferencial del filtro de aceite
Temperatura del cojinete del compresor Flujo de agua de enfriamiento al motor
Alta temperatura del estator B del motor Temperatura de aire de enfriamiento del motor
Controla las revoluciones del motor Falla del driver principal GE en el VSDS
Temperatura del cojinete radial de la caja de engranaje
Temperatura de retorno del aire hacia el motor
Almacenador de gas del sello a descarga Muy nivel en el tambor V-207
Desplazamiento del rotor (axial #1) del compresor Muy baja presión de aceite lubricante
Desplazamiento del rotor (axial #2) del compresor
al sistema anti-Oleaje de la primera etapa del compresor
Control del antioleaje en la primera etapa de succión
al sistema anti-Oleaje de la segunda etapa del compresor
Temperatura de aceite de lubricación
42-TAHH-5117
42-TAH-2729
TAG N°
42-MOV-021B
42-TAHH-5123
42-TAH-2713A
42-PAH-2701
42-ZAH-056
42-TAH-2704 Alarma
42-MOV-021A
42-PALL-2725
42-ZAH-0210 Alarma Disparo
42-XAH-5761 Alarma Disparo
42-XAH-2761 Alarma Disparo
42-PDAL-3473 Alarma 42-LAHH-5040A / B / C Disparo
42-TAH-2739 Alarma 42-TAH-5101 Alarma
42-SLA-5001 Alarma 42-XA-5102A Disparo
42-TSH-5123 Alarma 42-TAH-5099 Alarma
42-TAH-2733 Alarma 42-FAL-2712 Alarma
42-XI-5759 Alarma 42-PDAH-2703 Alarma
Disparo
42-XAHH-5761 42-PAL-2723 Alarma
42-LAHH-5039A / B / C
42-LAL-2700 Alarma
42-XAHH-2761
42-PDAH-3472 Alarma Alarma
42-TAH-2735 Alarma Alarma
42-XAH-5075 Alarma Alarma
Disparo
42-TAH-5117 Alarma 42-PAH-2710 Alarma
42-HA-5088
42-XAH-5757 Alarma
42-XAH-5755 Alarma
DESCRIPCION INDICACIÓN
42-XAH-5752 Alarma Alarma
TAG N° DESCRIPCION INDICACIÓN
Fuente: Pérez J. (2006)
Entre el nuevo sistema PES y el Bently Nevada 3500 existirá una
comunicación a través de un puerto serial RS-485 con el nuevo Panel Local, de tal
forma que cuando el PLC TMR determine cual a sido la falla que ha ocasionado el
disparo en el compresor, el operador de campo pueda saber de inmediato (después de
10ms) el motivo de dicha falla. En el apéndice I.6 se puede apreciar con mayor
84
detalle la lista de señales de tabla 8, ya que además indica la ubicación de cada
sensor, el punto de alarma y disparo de cada uno de ellos.
El control de capacidad, así como los pulsadores de arranque y disparo del
compresor son de alta integridad y estarán montados en el gabinete del panel
anunciador, de manera que junto con el personal de sala de control el operador pueda
coordinar cualquier acción funcional del compresor.
Para la escogencia del nuevo panel anunciador se estudiaron varias
alternativas, ver referencias [46] [47] [48] [49] [50]. Las opciones de RTK
instruments son programables, pero muy complejas para los requerimientos deseados.
En los apéndices E.1 y E.2 se muestran dos de las opciones estudiadas con mayor
detalle, una es marca DUKANE de General Electric y la otra es un modelo panalarm
AMETEK de Power Instruments.
Debido a políticas de la empresa de certificar de equipos ya montados en el
CRP, la opción seleccionada fue la versión más reciente del Panalarm 7200 que se
encuentra actualmente instalado. El modelo del panel es el AD-3100D el cual es al
versión más moderna de la serie Panalarm marca AMETEK. (ver apéndice E.1). Este
cumple con todos los requerimientos de señales que se mostraron en la tabla 8. En la
tabla 9 se muestran las especificaciones para la compra del equipo.
85
TABLA 9
ESPECIFICACIONES DEL PANALARM
Alimentación 24 VDC / 120 VAC @ 60 Hz
Visualización
Leds Minimo dos por ventana
Tamaño de ventana Full: 76mm*76mm
Color Alarmas: Amarillas
Disparos: Rojos
Numero de señales Alarmas: 32
Disparos: 11
Comunicación Modbus RTU RS-486, modo esclavo
Fuente: Pérez J. (2006)
Cada una de las especificaciones de la tabla 9 se hicieron en base a las hojas
de datos del Panalarm, las especificaciones del panel actual y las nuevas señales
involucradas al sistema de monitoreo y parada de emergencia del compresor 42-K-
201.
En la figura 26 se muestra un ejemplo del tipo de Panalarm seleccionado. Es
importante mencionar que las dimensiones y la distribución de las señales de nuestro
sistema no son como las mostradas en la figura. Éstas van a ser más grandes debido a
que el número de señales involucradas es mayor. Estos dispositivos son fabricados
según las especificaciones del cliente, en este caso PDVSA.
86
FIGURA 26
MODELO AD-3100 MARCA AMETEK
Fuente: Manual Técnico del AD-3100 AMETEX [46]
4.3. Diseño del Sistema de Parada de Emergencia
Tanto para el diseño y actualización de sistema de monitoreo y control, como
para el sistema de parada de emergencia del compresor 42-K-201, la empresa estipula
la utilización de arquitecturas probadas en sus plantas. Por esta razón se consideraron
diseños de propuestas anteriores[12] [13] [14] [15] [16], junto con las necesidades
actuales que presenta la planta de Coquificación Retardada de la refinería de Cardón.
La propuesta planteada tiene como finalidad el reemplazo de la lógica de relés
que gobierna de sistema de parada de emergencia del compresor 42-K-201. Pero el
sistema en general presenta un alto grado de obsolescencia, es por eso que dentro de
la propuesta se incluye el reemplazo a su versión más reciente del Bently Nevada
3300, el Panalarm y los C.C.C. que gobiernan al compresor. La actualización de éstos
se realizará utilizando a los mismo proveedores, ya que los dispositivos han mostrado
un desenvolvimiento bastante optimo a pesar las de condiciones extremas a las que
operan y el tiempo que tienen en la planta. Dado el tiempo que tienen estos equipos
los proveedores no garantiza sus repuestos ni el servicio técnico necesario para su
87
optimo funcionamiento, es por ello la extrema necesidad de mudarlos a su versión
más reciente.
El único dispositivo que puede presentar problemas a la hora de hacer una
apropiada escogencia es el sistema electrónico programable (PES) a utilizar. Tal
como lo estipula la norma de PDVSA K-336 [32]. para sistemas seguros de
instrumentación este PLC debe tener una técnología Triple Modular Redundante
(TMR).
La escogencia de este sistema es independiente de las señales de campo y
demás subsistemas mencionados en párrafos anteriores (Panalarm, Bently Nevada y
C.C.C.), solo depende de las normas PDVSA descritas en el capítulo dos, del numero
de señales asociadas al sistema y la arquitectura que gobierna al sistema, así como de
otros factores que se explican con mayor detalle a continuación.
4.3.1. Evaluación de alternativas
Primero se muestra una descripción de cada una de las propuestas, y en base a
éstas se realizó un análisis de las mismas a través de una matriz de evaluación, la cual
se muestra en la tabla 10, donde se determinan las tecnologías que cumplen los
requerimientos necesarios para la implementación del sistema de parada de
emergencia en el compresor 42-K-201.
4.3.1.1. Propuesta #1 ICS triplex
El sistema de seguridad PES de la compañía ICS TRIPLEX modelo Trusted
es uno de los dos sistemas de este estilo que se encuentran instalados y certificados
dentro de PDVSA. Trusted está aprobado con TUV AK6 [26], la categoría de mayor
88
reconocimiento para sistemas de seguridad programables, y también cuenta con la
aprobación de NFPA72 y Gosstandart de Rusia. Este PLC cuenta con un sistema
estructurado 2oo3.
El sistema presenta una de las mejores tecnologías existentes en el mercado, a
continuación se muestran de las características más importantes del mismo:
- A diferencia de otros sistemas, Trusted es certificado seguro sin la
necesidad de configurarle ningún diagnostico del software a futuro como
parte de la configuración de los sitemas.
- Tienen un HIFT (hardware Implemented Fault Tolerance), el cual
consiste en un sistema de tolerancia de fallas el cual es implementado en
Hardware.
- El Trusted permite cambiar alguna configuración sin producir los llamados
tiempos muertos “downtime”.
- 240 I/O TMR en un chasis simple, 480 I/O en cada expansión de chasis y
1500 más I/O en un gabinete simple, y admás cuenta con los 5 lenguajes
aprobados por la IEC61131: lógica de escalera, diagramas de bloques,
lenguajes de texto estructurado, lista de instrucciones y carta de funciones
secuenciales.
- Cuenta con un nivel extra en la degradación de tolerancia de fallas del
sistema 3-3-2-0. Otros TMR cuentan con degradaciones 3-2-1-0 mientras
que los duales cuentas con 2-1-0. El requerimiento TUV es una
degradación 3-2-0 para un TMR [26].
- Puede sincronizarse con otros dispositivos de sistemas de control, a través
de un reloj maestro.
- El trusted esta basado en un procesador de 64 bit a 100MHz, es uno de los
más rápidos y poderosos del mercado.
- Cuenta con lo que se llama cambio en caliente, es decir pueden cambiarse
o repararse los módulos sin necesidad de detener el proceso.
89
- Tiene la capacidad de expandir los módulos, usando la misma interfaz
tanto en el sitio remoto como en el área local donde se encutre operaron.
- Cuentan con un TMR sencillo que esta configurado para trabajar con I/O
diferentes: AI, DI y DO en el mismo modulo, configurable en puntos
básicos.
En el apéndice F.1 se muestra la hoja de datos técnicos, donde se puede ver
con más detalle las distintas funciones de este dispositivo. [51]. En la figura 27 se
muestra un chasis del Trusted descrito anteriormente.
FIGURA 27
PLC TMR MARCA ICSTRIPLEX
MODELO TRUSTED
Fuente: [51]
El PLC mostrado en la figura 27 muestra de izquierda a derecha el modulo de
alimentación, el procesador, las I/O digitales y analógicas, además de módulos vacíos
para futuras expansiones.
90
4.3.1.2. Propuesta #2 Triconex (V 9.1)
Actualmente la planta Coquificación Retardada cuenta con un PES Tricon 7.1,
el cual lleva trabajando más de 10 años en la planta sin presentar fallas. Éste se
encarga de la protección de otros procesos dentro de la unidad, donde no se encuentra
incluido el compresor de gas 42-K-201. Es por ello que se escapa del alcance de este
trabajo hacer la actualización de dicho sistema, sin embargo, la compañía proveedora
de este producto en el país, Invensys, ha notificado al personal de ingeniería del CRP
la obsolescencia que presenta este equipo, por lo tanto es importante que para la
próxima parada programa se considere la actualización de este dispositivo por su
versión más reciente.
La alternativa más reciente que presenta Triconex es su versión Tricon V.10.1,
sin embargo esta versión debe descartarse casi de inmediato, ya que en el CRP se
están actualizado otras plantas con esta marca (el reformador de Nafta e
Isomerización, por mencionar solo dos de Cardón [13] [15]), pero están instalando la
Versión V.9.1. Es política del CRP trabajar con tecnologías ya probadas e instaladas
en sus plantas y esta versión cuenta con muchas más ventajas respecto a la ya
obsoleta V7.1, ver [52]. Además la versión V.10.1 es muy reciente y no ha sido
instalada nunca en el país.
Este PLC TMR incluye módulos de entrada y salida que cubren las
necesidades del sistema de parada de emergencia propuesto. También cuenta con una
comunicación que se adaptan perfectamente al DCS TDC-3000 de Honeywell a
través de una red de control universal UCN. Esta tarjeta se llama SMM (Safety
Manager Module ) [53].
Algunas de las características del Triconex son parecidas a la de la propuesta
1: votación 2oo3 (3-2-1-0 or 3-2-0), SIL 3 y certificado TUV en enero 2006, modulos
91
I/O, variedad en módulos de alimentación. Para más información ver [52] . En la
figura 28 se muestra un chasis completo del PLC TMR de Triconex.
FIGURA 28
PLC TMR MARCA TRICONEX
VERSIÓN V 9.1
Fuente: [52]
En la figura anterior se aprecian las dos fuentes de poder: una operativa y la
otra solo es activada solo en caso de que la primera falle. También se observan los
tres procesadores independientes y las demás tarjetas de comunicación y de entradas
analógicas y digital. Como se puede apreciar este chasis es uno de los más completos
es su tipo, para más información ver [52] [53].
4.3.1.3. Propuesta #3 Honeywell FSC
El controlador seguro de fallas FSC (Fail Safe Control) de la empresa
Honeywell es uno de los sistemas que ofrece más confiabilidad, integridad y
seguridad a los procesos más críticos de una planta. Forma parte de los que
Honeywell llama Total Plant Solución (TPS), que es un sistema global de control de
cada uno de los procesos en una refinería o plataforma petrolera.
92
La descripción de este PLC se explica más claramente en la figura 29, donde
se muestran los dos bloques bases de su arquitectura; el Central Part (parte central)
en donde se encuentra el procesador de control, la comunicación hacia otros
dispositivos y el watchdog. El otro bloque importante es la interfaz de entradas y
salidas, donde se encuentran digitales y analógicas tal como se muestra.
FIGURA 29
ARQUITECTURA BÁSICA DEL FSC HONEYWELL
Fuente: [54]
Una de las características que hace llamativo a este dispositivo es que al igual
que el Triconex cuenta con una interfaz de comunicación SMM (Safety Manager
Module), es decir, se comunica a 5Mbit/s. Este comunicación con el DCS es bastante
buena ya que supera en gran margen a serial que es de 19.5Kbit/s.
Otra de las ventajas que presenta esta propuesta de Honeywell es su nuevo e
innovador sistema de votación 2oo4D. Este tipo de arquitectura esta realizada en base
a la combinación del sistema de votación 1oo2D [44] a través de un procesador en un
modulo, y la votación 1oo2D entre los módulos. El detalle de la arquitectura se
muestra a continuación:
93
FIGURA 30
ARQUITECTURA DEL SISTEMA DE
VOTACIÓN 2oo4D DEL FSC
Fuente: [54]
La arquitectura mostrada se conoce QMR que en ingles Duadruple Modular
Redundant. En la figura 30 se observan los dos Central Part, en cada uno existen dos
procesadores redundante y un Watchdog Module para inicializar el equipo si esta un
determinado tiempo en un rutina, para mas información ver [54]. Esta tecnología esta
probada en conformidad con las normas estipuladas en el estándar IEC 61508 y ISA
S84.01, arrojando mejores resultados cuando es comparada con otras arquitecturas,
por ejemplo: el funcionamiento de los proceso puestos a prueba presenta mayor
seguridad que los que usaron tecnología TMR con votación 2oo3. Este sistema cuenta
con la certificación TUV (SIL 3) [26].
4.3.1.4. Propuesta #4 Siemens ST-400H
94
El PLC Siemens, modelo Simatic, es un sistema de alta disponibilidad y
tolerancia a fallas con un tecnología doble modular redundante. Este equipo al igual
que la propuesta anterior nunca se han probado dentro del CRP, es por eso que se
realizó la evaluación de esta nueva tecnología. La propuesta de Siemens presenta una
arquitectura Dual, es decir, 1oo2D [44], con una comunicación entre módulos a través
del protocolo PROFIsafe, el cual ofrece una comunicación estándar y de seguridad
por medio de un mismo bus con certificación SIL 3.
Esta arquitectura se tomó como referencia de otro proyecto realizado en el
CRP. [55]. La interfaz de trabajo de este dispositivo es gráfica y amigable para el
usuario, se llama Simatic Safety Matrix. Tiene capacidad para más 100 I/O por
modulo, aunque esta arquitectura puede colocarse en serie con otros PLCs [56].
La arquitectura interna es RICS de 64 bits, el doble que muchos de sus
competidores. Aunque cuenta con la certificación SIL 3 no son TMR. En la figura 31
se muestra una foto del S7-400.
FIGURA 31
MODELO S7-400 SIEMENS
Fuente: Siemens Energy and Automation (2004)
En la figura anterior se muestra un chasis del modelo S7-400 de Siemens en
donde se encuentran todas sus tarjetas de entrada y salida, fuente de alimentación,
modulo de comunicación y por ultimo el espacio del modulo historiador (este es
95
opcional) que permite llevar un registro histórico del comportamiento de cada señal
[56].
4.3.1.5. Propuesta #5 ABB Plantguard
La propuesta de ABB es bastante parecida a la hecha por ICS triplex, de
hecho, se pude decir que el documento que presenta ABB para describir a este PLC
[57] es igual que el presentado por triplex [51]. Desconozco las razones del porque
esta similitud, quizás ambas corporaciones se asociaron para desarrollar el mismo
PLC TMR, ya el mismo presenta muy buenas características e indudablemente es una
de las mejores opciones consideradas. El hecho más importante es que solo ICS
triplex tienen proveedores en el país y además cuenta con equipos instalados en el
CRP, en tanto que ABB solo se dedica a distribuir válvulas de control a la industria
petrolera, es decir, no cuentan en Venezuela con vendedores ni personal técnico
capaz de brindar soporte al momento de adquirir algún equipo Plantguard. Es por esta
razón que la propuesta de ABB no se evaluará en la matriz de tecnologías.
En los apéndices F.1 y F.2 se muestran las hojas técnicas de ICStriplex y
ABB.
4.3.1.6. Propuesta #6 ABB Yokogawa-ProsafeRS
La empresa Yokogawa cuenta con un el PLC modelo ProsafeRS el cual esta
diseñado para aplicaciones dentro de la industria petrolera, tales como sistemas de
para de emergencia, sistemas de manejo de calderas y hornos, sistemas de protección
para compresores tanto rotativos como de pistón, sistemas de fuego y gas , entre
otros.
96
El ProfaseRS presente un diseño modular, con redundancia en su fuente de
alimentación y con 32 canales por modulo I/O, los cuales pueden ser configurados
como entradas digitales y/o analógicas, además de salidas digitales, según sea los
requerimientos. Para el caso del sistema de parada de emergencia de compresor 42-K-
201, tal como se indica en la tabla 7 de este capítulo, solo haría falta un solo modulo
para cubrir las 26 señales que necesita para operar, además el tamaño del chasis lo
permitecolocar dos de estos módulos para futuras expansiones.
Presenta otras ventajas como el modulo de control crítico (CCM), el cual
permite mantener comunicación entre otros PLC via Mod-Bus, y además puede hacer
autodiagnostico en base a los datos que reciba. Los demás detalles de este modelo se
puede ver en [58]. Algo que es importante traer a colación es que este PLC no es
TMR, ya que presenta una arquitectura 1oo2D [44], aunque su tecnología garantice
seguridad en el control del proceso no cumple con los requerimientos mínimos
establecidos en la norma K-336 de PDVSA [32].
FIGURA 32
MODELO PROSAFE-PLC DE YOKOGAWA
Fuente : [58]
En la figura 32 se observa un chasis completo de un ProsafeRS instalado
dentro de un gabinete. A los lados del chasis central se observan los puertos serial
97
DV9 por donde se comunica este dispositivo a través de un protocolo RS-232 y RS-
485.
4.3.2. Matriz comparativa de tecnologías
Cada una de los PLCs TMR que previamente se describieron presentan
ventajas y desventajas entre sí. En cada uno de los manuales que se citaron en este
trabajo [51] [52] [54] [56] [57] [58], indican cada una de las características de dichos
dispositivos, sin embargo, es un trabajo bastante tedioso discutir cual de estos
dispositivos resultará la mejor opción consultando todos los manuales al mismo
tiempo. Es por eso que en este trabajo se realizó una matriz comparativa con los
puntos más importantes a considerar para dichas tecnologías. En la tabla 10 se
muestra dicha matriz.
Esta matriz es de gran ayuda para los ingenieros que vayan a ejecutar la
ingeniería detalle de este proyecto (la fase siguiente a la ingeniería básica), ya les
permite ver en resumen las características más importantes que presentas estos
dispositivos según su marca o proveedor.
Varias de las columnas de la tabla 10 definen las características técnicas de los
dispositivos, por ejemplo: numero de I/O, cambio en caliente, capacidad de
expansión, entre otras. En este punto la mayoría de las propuestas aprueba, pero el
problema que hay que considerar con mayor cuidado es la capacidad de soporte
técnico con que cuenten en el país y la garantía que puedan brindar una vez instalado
el equipo. Para filtrar estas tecnologías hasta obtener las más convenientes para el
proyecto se realizo una matriz de requerimientos mínimos, se muestra en la tabla 11.
98
TABLA 10
Marca
Mod
elo
Cer
tific
ació
n
TU
V
Cum
ple
las I
/O
Niv
el d
e
degr
adac
ión
Arq
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Cap
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Dia
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DC
S
Sopo
rte
técn
ico
en e
l paí
s
Equ
ipos
inst
alad
os e
n el
país
En
PDV
SA
ICS Triplex Trusted Sí, 2oo3 Sí 3-3-2-0TMR
2oo3Sí Sí
64 bits a
100MHzEn línea
Serial 19,5
Kbit/segSí Sí Sí
Triconex V 9.10 Sí, 2oo3 Sí 3-2-1-0TMR
2oo3Sí Sí
32 bits a
50MHzEn línea
SMM
5Mbits/segSí Sí Sí
Honeywell FCS 6.02Si, 1oo2D
y 2oo4DSí 4-2D-2-0
QMR
2oo4Sí Sí
32 bits a
50MHzEn línea
SMM
5Mbits/segSí No No
Siemens S7-400 Si, 1oo2D Sí 2D-2-0DMR
1oo2DSí Sí
64 bits a
100MHzEn línea
Serial 19,5
Kbit/segSí No No
ABBTriguard
SC 300Sí, 2oo3 Sí 3-3-2-0
TMR
2oo3Sí Sí
64 bits a
100MHzEn línea
Serial 19,5
Kbit/segNo No No
Yokogawa ProsafeRS Sí, 1oo2D Sí 2D-2-0DMR
1oo2DNo Sí
32 bits a
50MHzAutodiagnostico
Serial 19,5
Kbit/segSí Sí No
MATRIZ COMPARATIVA DE TECNOLOGÍAS PARA EL SITEMA DE
PARADA DE EMERGENCIA DE COMPRESOR 42-K-201
Fuente: Pérez Joshué (2006)
99
4.3.2.1 Selección de Tecnologías
Para facilitar el proceso de selección se realizó una matriz de requerimientos
mínimos donde se destaca cual de estos sistemas no se adaptan a los requerimientos
de seguridad expuestos en este trabajo, o no aprueben los requerimientos de
comunicación, entradas y salidas de sistema de parada de emergencia del compresor
42-K-201.
TABLA 11
IC
ST
ripl
ex
Trus
ted
Tric
onex
V9.
10
Hon
eyw
ellF
CS
6.02
Siem
ensS
7-40
0
AB
BSC
300
Trig
urar
d
Yok
ogaw
a
Pros
afeR
S
Certificado TUV √ √ √ √ √ √
Diagnostico en línea √ √ √ √ √ √
Comunicación Serial √ √ √ √ √ √
Comunicación Ethernet TCP-IP √ √ √ √ √ √
Procesador TMR √ √ X X √ X
Cambio en caliente √ √ √ √ √ X
9 Entradas Analógicas √ √ √ √ √ √
11 Entradas Digitales √ √ √ √ √ √
6 Salidas Digitales √ √ √ √ √ √
Soporte técnico en el país √ √ √ √ X √
Equipos instados en el país √ √ X X X √
Equipos en PDVSA √ √ √ X X X
MATRIZ DE ESPECIFICACIONES MÍNIMAS
Fuente: Pérez Joshué (2006)
La matriz de especificaciones mínimas es un resumen de la matriz
comparativa de tecnologías, permite ver de una forma más clara que tecnología
conviene escoger para el sistema a implementar.
100
El equipo Honeyweel es una opción que debe considerarse, ya que la
tecnología que utiliza es nueva en el mercado (QMR) y según la hoja de datos del
FCS 6.02 [54] presenta más confiabilidad que los sistemas TMR. Además, el DCS de
la planta es de la misma marca. Pero, no basta que técnicamente una tecnología
supere a otra, ésta debe de estar certificada por la normativa de la empresa para que
sea aceptada, por esta razón la de Honeyweel queda descarta.
Las opciones de Siemens y Yokogawa tampoco pueden calificar por no ser
TMR. Además no cuentan con equipos instalados en la industria petrolera nacional.
La opción de ABB es técnicamente igual a la de ICS triplex [51] [57], pero
esta última aprueba dos de los factores más importantes para la Gerencia de
Ingeniería de Instalaciones del CRP: Soporte técnico y equipos instalados en el país.
Así que la opción de ABB también queda descarta.
Los equipos de las compañías ICS triplex y Triconex son los únicos que
aprueban todos los requerimientos mínimos, por lo tanto, son los propuestos por este
trabajo para implementar el sistema de parada de emergencia del compresor 42-K-
201 de la planta de Coquificación Retardada.
Para determinar cual de estos dos equipos es el definitivo a implementar, las
empresas proveedoras deben ofertar a PDVSA, según las especificaciones requeridas.
Luego de aprobar las normativas técnicas, evaluar el sitio, preparar la estimación de
costos y evaluar la rentabilidad de las opciones, se obtiene opción definitiva. Todo
esto forma parte de la ingeniería de detalle que se realizará para la implementación y
puesta en marca del proyecto, sin embargo, no forma parte de los alcances de este
trabajo, ya que la idea es dejar las propuestas que luego evaluarán los ingenieros
ejecutores.
101
4.4. Equipo Bently Nevada
En el capítulo 3 se especifico que el sistema de monitoreo que presenta el
compresor 42-K-201 es un Bently Nevada 3300, el cual se encuentra obsoleto. Por lo
tanto debe hacerse el reemplazo a la versión más reciente, que es la 3500. A
continuación se describen los requerimientos técnicos, necesarios para actualización
del equipo.
El sistema Bently Nevada 3500 es un equipo modular diseñado para el
monitoreo continuo de las variables críticas de un equipo rotativo, en este caso se
aplica al compresor 42-K-201. El modulo de vibración modelo 3500/40 monitorea
variables de vibración y empuje, aceptando entradas de cualquier modelo de sensor
de vibración absoluta, para el compresor la mayoría de estos sensores son probetas.
Cada monitor acepta 4 sensores, los cuales se configuran a par. Se deberán configurar
un par de entradas para el monitoreo de proximidad correspondiente a los canales XY
[59]. La adaptación del sistema propuesto al actual es sencilla, dado que las señales
del mismo se encuentran ya indicadas en pares, para garantizar redundancia.
Los disparos que se generan en la tarjeta de relés del bently 3300 serán
llevados a través de la caja de conexiones en campo al nuevo controlador TMR que se
va a instalar en la sala de control, y que ejecutará la lógica de disparo.
Sin embargo, es importante mencionar que es necesaria la incorporación de un
modulo de relé 3500/32 para la reprogramación de los permisivos de arranque que
actualmente se encuentran en el 3300, ya que estos no pueden colocar con el sistema
de parada de emergencia, según la norma K-336 [32].
102
Debe existir una comunicación entre el PLC TMR y el Bently Nevada, por lo
tanto es necesaria la adquisición del módulo 3500/92 el cual emplea el protocolo
Modbus RTU para comunicarse. Este enlace servirá para llevar las señales de manera
digital hacia el PLC TMR y de allí al Modulo de Históricos para el registro de la
variable, lo que permitirá establecer las señales de alarma en el sistema de control
distribuido TDC-3000 para alertar al operador de alguna situación crítica.
El PLC TMR se contará con una tarjeta EICM para comunicar las señales que
vengan del Bently Nevada, donde este último será el esclavo en la red Modbus por
configuración del fabricante. Es necesaria el empleo del medio físico RS-232 para el
enlace Modbus RTU entre los equipos. Estos equipos pueden venir en conguración de
14 o 7 ranuraz. En la figura 33 muestra la distribución de los módulos en la base de 7
ranuras.
FIGURA 33
DISTRIBUCIÓN DE MÓDULOS DEL BENTLY NEVADA 3500
Fuente: Sadat S. (2005)
En el gabinete del Bently Nevada deben colocarse un total de cuatro Racks o
estante que muestren cada una de las señales seleccionada. Para ello requiere de la
inserción de la tarjeta Rack Interface Module 3500/22M [59]. Para mayor detalle ver
las especificaciones de cada una de las señales en las narrativas de la lógica en el
apéndice I.5, y en el apéndice G se muestra las hojas de datos técnicos del Bently
Nevada 3500.
103
4.5. Sistema C.C.C.
Luego de un estudio más detallado del sistema C.C.C. que gobiernan el
desempeño y la succión de la primera y segunda etapa del compersor 42-K-201, se
puede concluir que éste no requiere ser reemplazado. Uno de los alcances de este
trabajo era el estudio de los C.C.C. (ver capítulo 3), para que éstos fueran
reemplazados por su versión más resiente, pero luego de contactar a los proveedores
y entrevistar al personal de mantenimiento, se encontraron las siguientes
observaciones:
- El modelo de los C.C.C que se encuentran en la planta de Coquer es de la
serie 3 plus, y no de la serie 3, como se pensaba en principio.
- La Compressor Controls Corporation emitió una carta de obsolescencia
de los equipos serie 3. De hecho, recomendaron la actualización de estos
equipos por lo menos a la versión serie 3 plus. Ver apéndice H.
- La rata de fallas en 10 años, según el personal de mantenimiento, es cero.
En otras palabras, estos dispositivos nunca han fallado en la planta.
Además se cuentan con repuestos suficientes para otros 10 años más.
Es importante mencionar que la serie 3 plus no es la opción más reciente que
presenta esta marca en este tipo de controladores, la más moderna es la serie 5 [60].
Sin embargo, no se puede cambiar un dispositivo tan importante solo porque no sea el
más nuevo, y menos aún si éste nunca a presentado fallas. Por las razones descritas en
los párrafos anteriores el sistema de control antioleaje conformado por tres C.C.C. no
será removido en la próxima parada programada del año 2008.
4.6. Propuesta de la arquitectura del sistema de monitoreo y protección
Conocidos todos los requerimientos de diseño, los equipos a actualizar, las
señales asociadas al sistemas y los nuevos equipos a incluir en el sistema de parada de
104
emergencia, se propone la nueva arquitectura del sistema de monitoreo y protección
del compresor 42-K-201 de la planta de Coquificación Retardada, CRP-Cardón. En la
figura 34 se muestra la arquitectura propuesta por este trabajo.
FIGURA 34
ARQUITECTURA PROPUESTA PARA EL SISTEMA DE PARADA DE EMERGENCIA DEL COMPRESOR 42-K-201
Fuente: Pérez Joshué (2006)
En la figura 34 se muestra el PLC TMR estará ubicado en la sala control o de
gabinetes (ISH) de la planta de Coquificación Retardada. Allí se comunicará con el
Sistema de Control Distribuido (DCS) marca Honeywell, por medio de dos puertos
Planta de Coquización Retardada 42-K-201
CAMPO
Panel Local
Sistema
Bently
Nevada Panalarm
ISH Sala de Control
DCS TDC-3000
Honeywell
V-207
V-106Sist. Votación
VSDS
CCC 3+
Sistema de Lubricació
Panel de Sistema
BentlyNevada3300
PLC TMR Interfaz
Caja de conexiones d
UCN
RS-485
SD
Permisi
105
UCN redundantes. Es por esta vía que se comunicarán todas las variables de control
asociadas al sistema de parada de emergencia.
Hacia el DCS solo irán las señales de: parada del compresor, arranque del
compresor, disparo del compresor, reset del disparo del compresor y estado de los
permisivos de arranque del compresor. Las señales que cuentan con transmisores
redundantes (en total 7 de las 16 de gobiernan al sistema), podrán ser mostradas a
través una interfaz gráfica instalada en una PC en la sala de gabinetes ISH, mediante
el protocolo TCP-IP.
Los detalles de la interfaz y la comunicación se determinaran en la ingeniería
de detalle del proyecto. Esta herramienta electrónica deberá ser capaz de desarrollar,
probar, documentar y monitorear todos los procesos críticos asociados al sistema de
parada de emergencia del compresor 42-K-201.
El panel local del compresor estará compuesto por indicadores y equipos
locales para la visualización y control en el campo. Para ello se dotará de un panel
anunciador de alarmas, Modelo AD-3100 marca AMETEK, que mostrará el estado
de las variables que constituyen el sistema de protección, tanto alarmas como
disparos, según la tabla 8 y el apéndice I.6, indice de alarmas. Este anunciador se
comunicará con el PES (PLC TMR) a través de un puerto RS-485 con protocolo
Modbus, tal como se indica en la figura 34.
El compresor contará con un sistema Bently Nevada 3500, encargado de
monitorear las distintas temperaturas y vibraciones que pueda presentar el 42-K-201.
Muchas de estas alarmas no son críticas, pero si se atienden con tiempo pueden
evitarse males mayores en el funcionamiento optimo del compresor.
Todas las señales asociadas al disparo se cablearán hacia el PES ubicado en
sala de control ISH, para ello se utilizará una caja de conexiones de campo, la cual
106
recogerá las 16 señales del sistema de parada de emergencia. Esta comunicación es
importante para futuras expansiones y modernizaciones de los sensores asociados a la
temperatura, ya que si realiza el reemplazo de switches por transmisores se podrá
tener un registro histórico de dichas variables.
Los C.C.C. que gobiernan al compresor 42-K-201 no serán cambiados.
Actualmente se encuentran en el ISH.
Los demás sistemas asociados a la arquitectura del compresor 42-K-201 se
muestran son: los sistemas de votación de los tanques V-106 y V-207, el sistema de
aceite lubricante y el variador de velocidad (V.S.D.S). Los detalles de conexión se
especifican en el mismo gráfico 34.
107
CAPITULO V
INGENIERÍA BÁSICA
Todos los levantamientos de información, investigación y propuestas que se
realizaron a largo de este trabajo de grado fueron entregados a la empresa en un
formato de ingeniería básica, según la normativa que rige PDVSA para la
documentación de la misma. El formato de estos documentos los determina el
personal de la gerencia de proyectos y además se complementó con los trabajos de
ingeniería previos realizados en la corporación, los cuales se citaron en el capítulo 2.
La finalidad de estos documentos es exponer de forma clara y precisa el objetivo del
proyecto “Actualización del sistema de protección de parada de emergencia del
compresor 42-K-201 de la planta de Coquificación Retardada (DCU), de la refinería
de Cardón, CRP”, para su próxima ejecución y puesta en marcha.
5.1. Alcance de la ingeniería básica
Este documento pretende cubrir todo el alcance, especificaciones, filosofías y
documentos entregados, referentes a la ingeniería básica del proyecto. La ingeniería
básica pretende cubrir toda la documentación que describe los sistemas a ser
implementados para la protección del sistema de parada de emergencia del compresor
42-K-201 de la planta de Coquificación Retardada, de la refinería de Cardón, CRP.
También pretende especificar todos los instrumentos relacionados con este sistema, y
que serán reemplazados, dado el nivel de obsolescencia que presentan, para lograr así
que el sistema tenga un alto nivel integral. Otro de los puntos importantes que se
planteó y realizó en este proyecto fue la revisión del sistema de seguridad, que
incluye el diseño de la arquitectura que gobierna el sistema actual de parada de
emergencia y las correcciones que presentaban algunos planos. El alcance también
108
especifica las normas utilizadas en el diseño y escogencia de tecnologías para el
nuevo sistema a implementar. En el apéndice I.1 se muestra el alcance de ingeniería
básica de este trabajo.
5.2. Arquitectura de control
El objetivo de este documento es mostrar las mejoras que ofrece la nueva
arquitectura a implementar en el proyecto de actualización del compresor 42-K-201.
Se consideran cada uno de los dispositivos a ser reemplazados y los que
permanecerán igual. Para poder hacer la propuesta de la arquitectura se tuvo que
hacer un levantamiento de la arquitectura actual, ya que este documento no existía,
solo estaba disponible cada subsistema por separado. En los anexos del apéndice I.2
se muestra la arquitectura actual del sistema y la arquitectura nueva propuesta, para
hacer que el sistema sea más confiable y cumpla con las normativas internacionales y
de la corporación que exigen los nuevos tiempos para este tipo de sistema de control.
El documento de arquitectura de control se muestra en el apéndice I.2.
5.3. Filosofías de control
En este documento se da una breve descripción del sistema que gobierna al
compresor 42-K-201 de planta de Coquer, así como las condiciones ambientales de la
zona y todos la documentación que sirvió de referencia en la realización de este
trabajo. Las filosofías de control son de suma importancia, ya que les sirve de
referencia al personal de mantenimiento y operaciones a la hora de consultar como es
el funcionamiento o la secuencia de parada de emergencia del compresor. En el
apéndice I.3 se especifica cada uno de los tópicos desarrollados en este documento.
109
5.4. Matriz Causa-Efecto
La matriz Causa–Efecto muestra en forma tabulada las relaciones de
causalidad entre las señales involucradas en el sistema y sus efectos y acciones en
cada uno de los dispositivos del sistema general. En esta matriz se ve plasmada cada
acción que tiene que realizar la de disparo en función de sus señales y alarmas. Al
final de la matriz se muestra un cuadro de notas para aclarar puntos varios de las
señales y los subsistemas. En el apéndice I.4 se muestra la matriz Causa-Efecto que
gobierna al compresor 42-K-201 de la planta de Coquificación Retardada.
5.5. Narrativas de la lógica
El presente documento describe las narrativas de protección y control del
Sistema de Parada de Emergencia (ESD) del compresor 42-K-201 de DCU. Las
narrativas describen la funcionalidad del sistema de protección y trae a colación
varios tópicos importantes para el levantamiento de la ingeniería básica: definiciones
generales, requerimientos de diseño, condiciones generales, la lista completa de
instrumentos asociados al sistema de parada de emergencia del compresor y el modo
de operación de cada uno de estos dispositivos. Por último explica como es la
interacción con el operador en campo y en la sala de control. Para lograr recoger
todos los datos del sistema fue muy importante las entrevistas no estructuradas hechas
al personal de mantenimiento de la planta. En el apéndice I.5 se desarrolla dicho
documento.
110
5.6. Levantamiento de campo
En este punto se van explicar de forma bastante detalla cual es la función,
ubicación y etiqueta (tag) asociado a cada uno de los equipos y señales del sistema de
parada de emergencia y monitoreo del compresor 42-K-201. El levantamiento de
campo incluye tres de los documentos bases de este trabajo: indicación del panel
anunciador, lista de alarmas e índice de instrumentos asociados al sistema. En la
matriz causa efecto se describen cada uno de los efectos de estas señales. A
continuación se describen cada uno de estas tablas de datos.
5.6.1. Indicación en el panel Anunciador
Dado al grado de obsolescencia que presenta el panel anunciador que se
encuentra en el Bently Nevada se propuso la actualización de dicho dispositivo por
una de sus versiones más resientes y compatibles. Para ello es necesario que exista
una tabla donde se indique los tags asociados a cada señal junto con la descripción de
cada una de ellas. En esta tabla también se muestra los puntos de alarmas y se indica
cual de estas señales esta asociada a alarma, disparo o ambas incluso. En el apéndice
I.6 se muestra con mayor detalle.
5.6.2. Indice de alarmas
En esta tabla se muestran las señales de disparo del compresor y las que se
citaron previamente en el panel anunciador, también se incluyen cada una de las
señales que se encuentran localizadas en los cuatro estantes del Bently Nevada
(RACKS) que corresponden al sistema de monitoreo de temperatura y vibraciones que
supervisa al compresor 42-K-201. El documento con la lista de todas las alarmas se
puede detallar en el apéndice I.7.
111
5.6.3. Indice de instrumentos
En este documento esta echo bajo el mismo formato que los dos anteriores,
pero especifica cada uno de los instrumentos de campo y en que sitio del compresor
se encuentran ubicados, así como el rango de operación de los mismos. Cada
instrumento transmite un tipo de señal al sistema PES, esta pueden ser Entradas
Analógicas (EA) o Entradas Digitales (ED) tal como se muestra con mayor detalle en
el apéndice I.8 de este trabajo.
5.7. Bases y Criterios de Diseño
Establece cuales son los lineamientos que deben ser considerados a la hora de
hacer un diseño de ingeniería básica. En él se explican las reglas y criterios utilizados
basándose en los requerimientos técnicos del personal de mantenimiento y
operaciones de la empresa. Se incluyen las normas y códigos utilizados en el
desarrollo de este trabajo, en caso de hacer excepciones a estas normas debe
mencionarse y sobre todo justificarse del porque esta decisión. En el capitulo III y IV
se encuentra desarrollado todos los tópicos necesarios para el diseño y determinación
de la tecnología más apropiada para este trabajo de grado. El documento técnico
entregado a la empresa como parte del desarrollo de la ingeniería básica de este
proyecto se encuentra en el apéndice I.9.
5.8. Actualización de planos y documentos
Este es el último punto desarrollado en este trabajo como parte de los
documentos necesarios para el levantamiento de la ingeniería básica del proyecto. Es
importante mencionar que le corresponde a la gerencia de proyectos del CRP revisar
112
estos documentos de ingeniería y evaluar que otros son necesarios para la
implementación, ejecución del proyecto, y la puesta en marcha de la ingeniería de
detalle del mismo. En el apéndice D.1 se muestra los diagramas actualizados de la
lógica de disparo en base a relés que actualmente gobierna al compresor 42-K-201,
así como también los permisivos de arranque y las señales que van tanto al DCS
como al V.S.D.S.. En el apéndice I.10 se encuentran los planos actualizados, también
se encuentran los diagramas lógicos del sistema de parada de emergencia y permisivo
de arranque, basándose en ellos se hará la programación en el nuevo PLC TMR a
utilizar en el sistema de ESD que compresor 42-K-201 de la planta de Coquificación
Retardada, CRP-Cardón.
113
CAPITULO VI
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
6.1. Conclusiones
El planteamiento de los objetivos se logró, abarcando la Ingeniería Básica
para la actualización del Sistema de Parada de emergencia del Compresor 42-K-201
de la Planta de Coquificación Retardada de la Refinería de Cardón, para mejorar la
confiabilidad de la planta y cumplimiento de los niveles de protección del sistema.
Esto condujo a las siguientes conclusiones:
- La arquitectura actual que gobierna al sistema de parada de emergencia del
compresor 42-K-201 no cumple con los requerimientos exigidos por
PDVSA y los organismos internacionales de sistemas de protección. La
poca confiabilidad del sistema atenta contra con la operatibilidad de la
planta y aumenta las posibilidades de lesiones del personal que labora en
ella.
- El estudio de los estándares internacionales y las normas de PDVSA
relacionadas con los sistemas de protección y equipos rotativos, permitió
establecer los criterios bases para el diseño de una nueva arquitectura del
sistema de parada de emergencia y los requerimientos para la
actualización del sistema monitoreo del compresor.
- Los planos y documentos de la lógica de disparo del compresor estudiados
para el diagnostico del sistema, no corresponden con la información
obtenida en la observación en el área y en las entrevistas realizadas al
personal de operaciones y manteniendo. Es por eso que se realizó la
114
actualización de dichos planos, incluyendo las señales críticas que
actualmente determinan las condiciones de disparo.
- Para el diseño de la arquitectura a implementar, fue necesaria la revisión
de las normas PDVSA y proyectos anteriores, con tecnologías ya probadas
y certificas por el CRP. Se estudiaron las capacidades de conectividad de
cada equipo, para así lograr la integración con el sistema de control
distribuido DCS TDC 3000. Las entrevistas realizadas al personal de
mantenimiento y operaciones de la planta de Coquer, permitieron
establecer las bondades y debilidades que presenta la arquitectura actual,
con el objetivo de elaborar la mejor propuesta sin afectar la filosofía de
control y operación de la planta.
- La selección de la tecnología se rigió por los parámetros establecidos por
la empresa en cuanto a equipos probados y certificados por el CRP. En el
caso del sistema de monitoreo de temperatura y vibracion, se seleccionó el
sistema Bently Nevada 3500, por ser la versión más resiente del sistema
actual. Para el monitoreo en campo se especificó el cambio a un
dispositivo de visualización modelo AD-3100, marca AMETEK, el cual
es compatible con el panalarm actual. En el caso del Sistema Electrónicos
Programable (PES), se especificó el uso de equipos de las marcas ICS
Triplex y Triconex, ya que son los únicos que aprueban los requerimientos
mínimos que exige la corporación. Para ello se realizó una matriz
comparativa de tecnologías (ver capítulo 4). Por último se llego a la
conclusión que los C.C.C no requieren ser removidos, ya que no presentan
obsolescencia.
- La ingeniería básica de acuerdo a los lineamientos definidos por la
gerencia de proyectos, se compone de los siguientes documentos: Alcance
de la Ingeniería Básica, Arquitectura de control, Filosofía de control,
115
Matriz Causa-Efecto, Narrativas de la lógica, Levantamiento de Campo,
Indice de alarmas, Indice de instrumentos, Bases y criterios de diseño. Se
estipulo la actualización de los siguientes planos: Lógica de relé,
Diagramas lógicos y Lógica de disparo.
6.2. Recomendaciones
Una vez terminado el trabajo y las actividades desarrolladas durante la
ejecución de la Ingeniería Básica del Sistema de Parada de emergencia del
Compresor 42-K-201 de la Planta de Coquificación Retardada de la Refinería de
Cardón, se generaron las siguientes recomendaciones:
- La corporación debe hacer un análisis exhaustivo de todas las tecnologías
disponibles en el mercado referentes a la protección de equipos críticos,
con la finalidad de adaptar las normativas de la empresa a los nuevos
tiempos y tendencias, sin que dejen de cumplirse todos los niveles de
protección requeridos para el buen funcionamiento de los equipos.
- Actualizar la base de datos de señales asociadas a los sistemas de control y
protección de la planta de Coquer en general, durante la próxima parada
programada, ya que mucha de la documentación actual no se corresponde
en contenido con lo instalado en campo y en sala de control.
- Adiestrar al personal de mantenimiento para el uso de los software
requeridos por el PLC TMR (puede ser Trilogger o Trusted).
- Generar proyectos que actualicen los lazos de protección e instrumentos
de campo que gobierna el sistema monitoreo y generar un programa de
116
mantenimiento preventivo de toda la instrumentación del sistema de
parada de emergencia, para el cumplimiento de los niveles de seguridad en
toda la planta de Coquificación Retardada.
- Para la ejecución y puesta en marcha del proyecto, la corporación deberá
designar un grupo de ingeniería de detalle que trabaje en la revisión del
alcance de esta propuesta, y que determine mediante es estudio económico
cual es la mejor propuesta de PLC TMR a implementar, basándose en el
análisis hecho en el capítulo 4.
117
APÉNDICE A
ARQUITECTURA DEL SISTEMA DE CONTROL DISTRIBUIDO
DCS
119
APÉNDICE B
DIAGRAMA DE LA PLANTA DE COQUIFCACIÓN RETARDADA
120
APÉNDICE C
FOTOS DE LA PLANTA DCU Y COMPRESOR 42-K-201
123
APÉNDICE D
LÓGICA DE DISPARO
125
APÉNDICE D.1
LÓGICA DE RELÉ DEL SISTEMA DE PARADA
DE EMERGENCIA DEL COMPRESOR 42-K-201
129
APÉNDICE E.1
MODELO AN-3100 ANNUNCIATOR
132
APÉNDICE E.2
MODELO GE SERIE AVM DUKANE
135
APÉNDICE F.1
PROPUESTA ICS TRIPLEX
138
APÉNDICE F.2
PROPUESTA ABB
141
APÉNDICE G
SISTEMA BENTLY NEVADA 3500
152
APÉNDICE H
CARTA DE OBSOLESCENCIA DE C.C.C. SERIE 3
154
APÉNDICE I.1
ALCANCE DE LA INGENIERÍA BÁSICA
160
APÉNDICE I.2
ARQUITECTURA DE CONTROL
165
APÉNDICE I.3
FILOSOFIAS DE CONTROL
170
APÉNDICE I.4
MATRIZ CAUSA-EFECTO
175
APÉNDICE I.5
NARRATIVAS DE LA LÓGICA
199
APÉNDICE I.6
INDICACIÓN EN EL PANEL ANUNCIADOR
203
APÉNDICE I.7
INDICE DE ALARMAS
208
APÉNDICE I.8
INDICE DE INSTRUMENTOS
212
APÉNDICE I.9
BASES Y CRITERIOS DE DISEÑO
222
APÉNDICE I.10
DIAGRAMAS LÓGICOS DEL SISTEMA DE PARADA
DE EMERGENCIA DEL COMPRESOR 42-K-201
223
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228
GLOSARIO
Bypass: Señal inoperante, generalmente cortocircuitar una señal.
Coquer: producto obtenido del craqueo a altas temperaturas de los residuos
petroleros. Utilizado como material combuistible en hornos y calderas industriales.
Confiabilidad: es la probabilidad de que un equipo cumpla una misión específica
bajo condiciones de uso determinadas en un período determinado.
Craqueo: es un proceso químico por el cual se quiebran moléculas de un compuesto
produciendo así compuestos más simples.
Disparo: señal de activación. Cambio de estado de una señal discreta, debido a cierta
condición crítica.
ESD: Emergency Shut Down, Parada de emergencia.
Hot-Spare: Módulo de repuesto que recibe el control por el daño de algún módulo
principal, no es necesario parar el proceso.
ISH: Instrumental Satellite House, Sala de gabinetes.
Logic Solver: dispositivo que ejecuta la filosofía de protección en un Sistema
Instrumentado de Seguridad.
Mantenibilidad: predecir que un sistema fallará y su restauración en un determinado
tiempo sabiendo que se tiene que invertir ciertos recursos que deben ser disponibles.
MDF: Main Distribution Frame, Armario de Distribución Principal.
229
Mils: Es la mínima unidad de longitud, en el sistema inglés de medidas, que equivale
a la milésima parte de una pulgada. Se utiliza para medir la longitud de cuerpos vistos
con microscopios. Un mil equivale a 0.0254 milímetros, en otras cifras 25.4
micrómetros.
RTD: son sensores de temperatura resistivos. En ellos se aprovecha el efecto que
tiene la temperatura en la conducción de los electrones para que ante un aumento de
temperatura haya un aumento de la resistencia eléctrica que presentan.
SIL: Safety Instrumented Level, Nivel instrumentado de seguridad.
SIS: Safety Instrument System, Sistema Instrumentado de seguridad.
Spare: repuestos o disponible. Generalmente se refiere a los conductores que fueron
sobredimensionados y que no son empleados, pero que están en capacidad de ser
puestos en servicio.
UCN: Universal Control Network, red de control universal.
V.S.D.S.: Variable Speed Dirver System, Sistema variador o controlador de
velocidad.
