ABBLa revista técnica

corporativarevistaInfraestructura en el desierto 20 Separación del petróleo y el agua 33 Ahorrar energía en la extracción de cobre 56 Remodelación de subestaciones con IEC 61850 67

Petróleo y gas

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La portada y la contraportada de este número de la Revista ABB ilustran la planta de GNL (gas natural licuado) de Statoil en Melkoya, situada cerca de Hammerfest, en el extremo norte de Noruega. ABB suministró a la planta una gama completa de productos y sistemas de energía y automatización. El gas del yacimiento Snohvit (Blanca­nieves) se recupera mediante estacio­nes submarinas y se transporta por tuberías hasta la planta, donde se licúa para su posterior transporte en barco.

Índice

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Petróleo y gasLa energía que nos encanta odiar

Tendencias en el sector de la energíaEntrevista con Scott W. Tinker, profesor de la Universidad de Texas, geólogo del estado de Texas y director de la Oficina de Geología Económica

En las profundidades del desiertoLa complejidad de construir una infraestructura para gas y petróleo en un lugar remoto e inhóspito del desierto del Sáhara

Combustible de integraciónSoluciones integradas para proyectos de metano de cuenca hullera

Una nueva tendencia en salas eléctricasLas salas eléctricas personalizadas se entregan ahora con sistemas eléctricos y de automatización totalmente integrados

Aguas tranquilasUna solución flexible, compacta y eficaz para la tecnología de separación del agua y el petróleo

Prueba de accionamientosPrueba de sistemas de accionamientos de velocidad ajustable que aportan nuevos niveles de eficiencia a los clientes del sector del petróleo y el gas.

Alertas inteligentesConversión de datos de proceso en información útil con MS2 en línea de ABB

Inspección e intervención a distanciaRobótica a distancia en ambientes agresivos de la industria de gas y petróleo

Una mina de eficienciaABB ayuda a prolongar la vida de la enorme mina de cobre de Aitik aumentando su rendimiento

Armonización de accionamientosLa fuerza impulsora de la arquitectura común de los accionamientos de ABB

Remodelación de subestacionesRenovación de la subestación de Sils con tecnología IEC 61850

Protección a alta velocidadDescargadores de sobretensiones de ABB para aplicaciones de ferrocarril a velocidad de fórmula uno y aún más

Funcionamiento suaveAccionamientos para molinos de piñón y corona de ABB (Parte 2)

Actuaciones de ABB

Tecnologías de petróleo y gas

Proyectos de petróleo y gas

Petróleo y gas en el punto de mira

3Índice

revista ABB 2|11 4

Peter Terwiesch Director de TecnologíaABB Ltd.

sistemas de control integrados, las tendencias en alojamientos eléctricos, la separación del petróleo y el agua, los grandes accionamientos de velocidad variable, la obtención de más información de los datos de proceso y el uso de robots en ambientes agresivos.

Más allá del ámbito del petróleo y el gas, otros artículos de esta revista examinan la aportación de ABB a la mina de cobre sueca de Aitik, la eficiencia de los accionamientos, el rendimiento aerodinámico de los descargadores de sobre­tensiones en los techos de los trenes de alta velocidad y la renovación de una subestación con la norma IEC 61850 para la comunicación de subestaciones.

Confío en que este número de la Revista ABB aclare algunos de los aspectos que intervienen para garantizar la continuidad del suministro energético, tan importante para nuestra economía.

Por otro lado, después de seis años como director general de tecnología del Grupo ABB, en breve asumiré mis nuevas funciones como director regional para Europa Central y director de ABB Alemania. Este es, por lo tanto, el último número de la Revista ABB en el que colaboraré con el Consejo de redacción. Quisiera agrade­cer a todos los autores y lectores su gran interés y su apoyo a esta revista a lo largo de los años y confío en que seguirá siendo así en el futuro.

¡Qué disfrute de su lectura!

Peter TerwieschDirector de TecnologíaABB Ltd.

Estimado lector:El gas y el petróleo representan más de la mitad del consumo de energía primaria de la humani­dad. Uno de los factores que hace que el petróleo sea tan valioso es su extrema versatili­dad, como fuente de energía y como materia prima. La facilidad de transporte y almacena­miento permite usarlo como fuente de energía prácticamente en cualquier lugar. Más que uno de tantos productos básicos, podría decirse que el petróleo es el principal producto básico mundial de nuestra era. Su precio se analiza y comenta más que ningún otro. Tanto si estudia­mos las previsiones de las tendencias económi­cas mundiales como si sólo queremos llenar el depósito del coche, no podemos escapar del precio del petróleo.

El gas natural no es un producto básico mundial en la misma medida que el petróleo, pero tecnologías como los gasoductos y los buques de GNL facilitan cada vez más su comercializa­ción a mayores distancias.

Por ello, mantener la seguridad y la fiabilidad de este suministro es un objetivo fundamental. Esto plantea un reto tecnológico: posibilitar la exploración, la extracción, el procesamiento y el transporte de petróleo y gas de manera segura, limpia, eficiente y asequible, y todo ello a pesar de las cada vez mayores dificultades geográfi­cas y geológicas de los lugares en los que se están extrayendo.

En una entrevista con el profesor Scott Tinker, geólogo del estado de Texas, la Revista ABB presenta una visión más detallada de los problemas y las tendencias a las que se enfrenta el sector del gas y el petróleo. Los artículos siguientes ofrecen ejemplos de la tecnología de ABB en acción en este sector. Mediante ejemplos de todo el mundo, estudia­mos la oferta de ABB como proveedor de ingeniería, adquisición y construcción (EPC), los

Editorial

Petróleo y gas

5Editorial

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gica y añadió a su oferta más productos para el sector.En 1973, la producción de gas y petróleo fue de 76 Mboe/d (millones de barriles de equivalentes de petróleo al día), de la que aproximadamente el 20% procedía de yacimientos marinos en aguas relativa­mente poco profundas.ABB pronto estableció la extracción mari­na, en rápido crecimiento, como su prin­cipal mercado en el sector del gas y el petróleo, con numerosos proyectos de referencia en el Mar del Norte y gigantes­cos yacimientos marinos en el Golfo Pér­sico. Fue la era de los grandes yacimien­tos marinos con plataformas de gravedad y estructuras fijas. Se caracterizaron por

HåvARd dEvoLd, SANdy TAyLoR – El petróleo y el gas representan más de la mitad de la energía primaria consumida en todo el mundo. Sin embargo, la imagen del sector y sus actividades se mezclan con aspectos como la contaminación, el calentamiento global y las fluctuaciones del precio del petróleo que afectan a las personas y a la economía de muchas maneras. El enorme volumen de petróleo y gas consumido significa que estos combustibles seguirán atendiendo una gran parte de la necesidad mundial de energía en el futuro inmediato. Garantizar un suministro fiable depende de las tecnologías utilizadas en su extracción. A medida que entran en servicio comercial yacimientos cada vez más complejos, la demanda de tecnología aumenta para garantizar la extracción económica, eficaz y segura del combustible. ABB ofrece una amplia cartera de tecnologías y soluciones que van desde la automatización integrada, los productos y sistemas eléctricos, los instrumentos y los sistemas de telecomunicaciones y análisis hasta la ingeniería y el servicio.

La energía que nos encanta odiar

Petróleo y gas

A BB ha sido proveedor de pro­ductos y servicios para la in­dustria mundial del petróleo durante más de 100 años.

Durante el decenio de 1970 se produjo un cambio importante cuando, tras la crisis del petróleo y su escasez, se empezaron a abrir nuevos yacimientos en lugares cada vez más inaccesibles, con una tecnología que progresaba para satisfacer las exigen­cias cambiantes. Durante ese decenio, ABB empezó a suministrar sistemas de control basados en microprocesadores, una tecnología que empezó a sustituir gra­dualmente a los controles mecánicos y neumáticos integrados de bucle único. La empresa también amplió su base tecnoló­

7Petróleo y gas

8 revista ABB 2|11

taforma lleva sistemas eléctricos y de auto matización de ABB.

definir el escenario para los próximos añosGeneralmente se acepta que la combus­tión de combustibles fósiles –carbón, petróleo y gas– es la causa directa de gran parte del calentamiento global medido y previsto. Los combustibles fósiles repre­sentan el 81,3% de toda la energía consu­mida ➔ 1.

El petróleo y el gas constituyen el 51% y la parte restante corresponde al carbón 1. Pese a estas nefastas consecuencias, actualmente no existe una fuente o vector energético práctico que pueda sustituir al petróleo y al gas a gran escala en sus apli­caciones en el transporte o como materia

los nuevos requisitos para los sistemas de incendios y de gas, y por la integración y el control de procesos en múltiples sis­temas que previamente habían sido inde­pendientes. Entre las áreas afectadas por esta integración se encontraban la segu­ridad, la medición, los procesos y los sis­temas de supervisión. Con una larga his­toria en el sector naval, fue natural para ABB ampliar aún más el alcance de su producción flotante y submarina de pro­fundidad. Este concepto de desarrollo de yacimientos sustituyó paulatinamente a muchas instalaciones fijas de gran tama­ño. Hoy en día, las instalaciones marinas representan más del 40% de toda la pro­ducción de gas y petróleo y está surgien­do una nueva capacidad marina proce­dente de yacimientos submarinos a más de 500 metros de profundidad. Reciente­mente, el yacimiento de Chinook y Cas­cade (costa de Luisiana en el Golfo de México) recibió una nueva plataforma flo­tante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO), la BW Offshore Pioneer, que marcó un nuevo récord al trabajar a más de 2.500 m de profundidad. La pla­

Nota a pie de página1 IEA Key world energy statistics 2010

(www.iea.org)

Imagen del títuloUna FPSO (plataforma flotante de producción, almacenamiento y descarga) se conecta a una red de pozos situados en el lecho marino.

Gracias a la recuperación mejo­rada de petróleo (EOR), las reservas recuperables de muchos yacimien­tos se han multipli­cado por más de dos a lo largo de su vida útil, y se espera que aumen­ten todavía más.

1 Evolución de la oferta mundial de energía primaria.

2008

* Otros incluye geotérmica, solar, eólica, térmica, etc.Nota: 1 bep ≈ 0,146 tep

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1971 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 1971 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010

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1a Evolución de la oferta mundial de energía primaria y de su composición.

1c Crudo por región.

1b El petróleo y el gas suponen más de la mitad de la oferta energética mundial (cifras de 2008).

1d Gas natural por región.

Hulla y turba

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Otros*

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renovables y

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Oriente Medio

Antigua Unión

Soviética

OCDE

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Antigua Unión

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Europa no OCDE

China

Asia

Europa no OCDE

China

Asia

América latina

África

América latina

África

27,0% Hulla y turba

33,2% Petróleo

21,1% Gas

5,8% Nuclear

2,2% Hidroeléctrica

10,0% Combustibles

renovables y

residuos

0,7% Otros*

Total: 12267 Mtep

9Petróleo y gas

ciencia energética y del bajo crecimiento de la población ➔ 2a.

La producción típica de un yacimiento aumenta con rapidez hasta alcanzar un máximo (la meseta) y después decrece len­tamente (las colas finales). La producción media mundial de los yacimientos petrolí­feros en esta fase disminuye aproximada­mente un seis por ciento anual, si no se producen mejoras. Esto significa que en 2030, la diferencia entre la nueva demanda y la capacidad final restante será del 70% del consumo total. Esta capacidad debe proceder de yacimientos actualizados o que se empiecen a explotar ahora, o de nuevas fuentes no convencionales. Esta diferencia es sólo algo menor que la pro­ducción total actual, que impone grandes exigencias en la exploración y la tecnología de producción ➔ 2b.

A diferencia del petróleo fácil del pasado, una parte importante de este petróleo y gas procede de yacimientos caracteriza­dos por adjetivos como ártico, profundo, frío, pesado, con un alto contenido de agua, con un alto contenido de azufre, por nombrar sólo unos pocos. Además, pue­den emplearse tecnologías de recupera­ción mejorada de petróleo (IOR) en las reservas actuales para extraer más petró­leo que de lo contrario no se extraería. En la mayoría de los casos, la IOR incluye asistencia de flujo (por ejemplo, bombeo), calentamiento, procesamiento, tratamiento del agua, modelos de software y tecnolo­gías similares. La recuperación mejorada de petróleo funciona: mientras que hace medio siglo se consideraba aceptable una tasa de recuperación del 20% al 30%, aho­ra muchos yacimientos tienen como objeti­vo el 50%, y sobrepasan el 70% cuando se aplican las mejores prácticas. Para muchos yacimientos, esto significa que las reservas

prima industrial. Los vehículos eléctricos con baterías tienen un potencial promete­dor para mejorar la tecnología y la autono­mía, pero actualmente sólo pueden ahorrar unos pocos puntos porcentuales de la proporción mencionada. Aunque se identi­ficara y desarrollara una nueva fuente revo­lucionaria, el desarrollo de vehículos prácti­cos y de una infraestructura de distribución llevaría bastante más de una década. Actualmente, con 142 Mboe/d, la produc­ción combinada de petróleo y gas es casi el doble de la de 1973.A pesar de los avances para mejorar la eficiencia energética y la introducción de fuentes renovables como los biocombusti­bles, es probable que siga creciendo y llegue a alcanzar los 180 Mboe/d en 2030.En unos pocos años, el consumo de los países no integrados en la OCDE superará al de los miembros de ésta, y se prevé que crezca en un 120% para 2030.Para entonces será el doble que el de la OCDE.El consumo de estos últimos caerá lenta­mente en torno al 12% en el mismo perío­do como consecuencia de la mayor efi­

recuperables se han multiplicado por más de dos durante su vida útil y que seguirán creciendo a medida que se desarrollen téc­nicas de recuperación mejorada de petró­leo más avanzadas en combinación con modelos sísmicos en tres y cuatro dimen­siones, fracturación y simulaciones del reservorio, modelizaciones avanzadas y otras tecnologías.La fracturación y la estimulación son tec­nologías que abren canales en la roca del yacimiento para aumentar la salida de hidro carburos de la estructura porosa. La fracturación se consigue aplicando una presión elevada (fracturación hidráulica), descargas explosivas (fracturación explosi­va), productos químicos (por ejemplo, frac­tura con ácidos) y otras tecnologías, ade­

más de otras soluciones para evitar que se cierren los canales (por ejemplo, agentes de sostén) y la pérdida de permeabilidad.La electricidad y la automatización son decisivas para conseguir el potencial de

Con 142 Mboe/d, la producción ac­tual combinada de petróleo y gas casi duplica la de 1973, y es probable que aumente aún más y alcance los 180 Mboe/d en 2030.

2 Es muy complicado lograr que la optimización y los nuevos descubrimientos satisfagan la demanda futura.

2a demanda de fuera de la oCdE y de la oCdE. 2c Producción por fuente.

2b yacimientos actuales frente a optimización y nuevos descubrimientos necesarios.

No OCDE

Diferencia que debe cubrirse con

mejoras y nuevos descubrimientos

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De costa

Desconocido

Instalaciones conectadas y

submarinas a costa

Buques FPSO, plataformas

semisumergibles, SPAR, TLP

Plataformas, plataformas de

boca de pozo, instalaciones

de gravedad de hormigón

Producción procedente de

pozos submarinos a partir de

13 millones de bep/d en 2010

hasta 40 millones de bep/d en

2030. Del 10% al 23% de la

producción mundial

10 revista ABB 2|11

México, pero no tan pesadas). En algunas áreas del Ártico de profundidad baja y media, como Canadá (yacimiento de Hebron), Kara Sea y la isla de Sakhalin de Rusia, siguen prefiriéndose las GBS, que responden mejor a la presencia de hielo e icebergs en el mar. Pero los costes y el hecho de que casi todos los nuevos des­cubrimientos realizados desde entonces se encuentren en aguas de más de 500 metros de profundidad han obligado a cambiar poco a poco de estrategia. En lugar de plataformas fijas, cada vez se utilizan más instalaciones de producción flotantes y sistemas de producción subma­rinos en los que la boca del pozo se instala en el fondo marino y posteriormente parte de los sistemas de procesamiento se sus­tituyen por los llamados “árboles secos” situados por encima del agua en estructu­ras o buques. La forma más popular es la plataforma flotante de producción, almace­namiento y descarga (FPSO), a menudo basada en un casco de petrolero con el equipo de procesamiento de gas y crudo en cubierta. Un factor que favorece esta tendencia es la disponibilidad de cascos usados de petroleros que están llegando al final de la certificación de su vida útil para el transporte en mar abierto, pero que toda­vía pueden servir durante 10 años o más en uso estacionario. Como ABB ya tenía una presencia destacada en el mercado naval, ha podido alcanzar una posición de liderazgo en este sector y ha entregado instalaciones para más de 50 FPSO. Como estas instalaciones suelen ser modulares, también dieron a ABB la oportunidad de ampliar las actividades del módulo eléctri­co a grandes eHouses (salas eléctricas) para FPSO (como se describe en el artículo Una nueva tendencia en salas eléctricas de la página 29 de esta Revista ABB). Ade­más, los proyectos de FPSO se implantan por lo general rápidamente y procurando reducir al mínimo las interfaces y lograr una normalización mayor a bordo. Esto favore­ce el enfoque de ABB de integrar los siste­mas eléctricos, instrumentales y de tele­comunicaciones (EIT), en el que todos los sistemas de a bordo conectados e inalám­bricos (incluidos los eléctricos) se gestio­nan mediante un solo concepto integrado. De este modo no sólo se reducen los cos­tes de explotación, sino que también se reduce la inversión de capital global entre un 15% y un 20% para sistemas EIT e ingeniería de sistemas y se acorta el plazo de entrega en varios meses.Inicialmente, las instalaciones submarinas eran grupos de cuatro a seis pozos conec­

IOR/EOR y extraer el crudo de los yaci­mientos fríos y profundos de mayor com­plejidad recién descubiertos. Un ejemplo es el tipo de yacimiento petrolífero en aguas profundas con depósitos relativa­mente superficiales descubierto en Angola y que generalmente requiere un bombeo submarino multifásico.Mientras el precio del petróleo crezca por encima de los 100 $/barril (abril de 2011) ➔ 3 y los precios del gas se recupe­ren a largo plazo, se mantendrá el interés por los recursos no convencionales. El gas no convencional (gas de esquisto, metano contenido en capas de carbón) y las are­nas bituminosas y asfálticas están en plena expansión. No es solo más difícil producir a partir de estas fuentes, sino que también se requiere más energía, lo que a su vez implica más emisiones, tanto directas como indirectas, por ejemplo, de agua pro­ducida. Por lo tanto, la producción del futu­ro debe prestar más atención a aspectos como las emisiones, los vertidos, las fugas y los accidentes industriales. Como resul­tado, la inversión de capital (CapEx) se tri­plicará durante las próximas décadas y los proveedores tendrán que proponer nuevas tecnologías a un coste aceptable ➔ 4.

Plataformas de producción, almacenamiento y descarga (FPSo) flotantes y submarinasA principios del decenio de 1990 comenzó el declive de las grandes plataformas de gravedad (GBS), que culminaron con la Troll A de 656.000 toneladas, con una altu­ra de 472 metros en 369 m de agua ➔ 5 (hay estructuras más altas en el Golfo de

A medida que los yacimientos son más fríos, profun­dos y aislados geográficamente, la energía necesa­ria para la extrac­ción aumenta, y con ello la impor­tancia de la eficien­cia energética.

3 Evolución del precio del petróleo.

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Media EE UU

Fuente: BP, Total y cols.

Reconstrucción de la posguerra

Crisis del petróleo/guerra árabe­israelí

Revolución iraní

Crash del precio del crudo

Invasión de Kuwait

Mínimo de enero de 2009

Máx. julio 2008

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Árabe ligero Brent spot

Dólares EE UU 2004 ajustados por la inflación Dólares actuales

Invasión de Irak

Aumento de la producción

de la OPEP

11Petróleo y gas

raciones integradas”, adaptada para aumentar el rendimiento, reducir el consu­mo de energía y los costes de explotación mediante el uso avanzado de los datos dis­ponibles, como son los datos de proceso en tiempo real y la supervisión del estado de los recursos.El negocio de operaciones integradas se ha convertido en un entorno de colabora­ción entre instalaciones locales, operacio­nes centralizadas y recursos especializa­dos dentro de la compañía petrolífera y con los principales proveedores de productos y servicios.

Electrificación y eficiencia energéticaCon la explotación de yacimientos más profundos y difíciles, se ha desviado la atención hacia la eficiencia energética.

A medida que los depósitos son más fríos, profundos y remotos, la energía necesaria para extraer el crudo del pozo, bombearlo, comprimir el gas en las tuberías o convertir el gas a GNL ha aumentado espectacular­mente la potencia nominal específica des­de unos 200 kW por 1.000 barriles diarios en una instalación marina típica en la déca­da de 1980 hasta 1 MW o más en algunas instalaciones actuales. Los recursos no convencionales pueden consumir mucho más, hasta un barril de energía consumida por cada cinco barriles transportados.

energía eléctrica y control de precisión. El transporte de electricidad a lo largo de esas distancias con pérdidas aceptables es, en sí mismo, un problema complejo. ABB ha sabido diseñar sistemas que opti­mizan la distancia a la fuente de energía. Es probable que esta tendencia continúe, especialmente para las zonas árticas y ambientalmente sensibles, donde se han previsto distancias de hasta 500 km.

IoR/EoRA finales del decenio de 1990, los factores más importantes que diferenciaban los productos de control y sistemas comenza­ron a alejarse de las funcionalidades bási­cas (como sistemas operativos, resolución de pantalla y frecuencia de reloj) y a trans­formarse en aplicaciones orientadas al petróleo y al gas, y en tecnologías emergentes, como el bus de campo y las soluciones de IOR. Casi nadie sabe que el precio del crudo ha llegado a ser de sólo 8,70 $/barril, y muchas conferen­cias sobre tecno­logía en la segunda mitad del decenio de 1990 tenían como tema principal la tecnología optimizada para un precio del petróleo de 10 dólares.El objetivo era reducir el coste de explota­ción de los nuevos yacimientos potencian­do la ingeniería eficiente, la normalización y la simplificación, pero también aprove­chando mejor las reservas existentes. ABB creó en 1997 las primeras tecnologías de IOR bajo el titulo “Producción mejorada de petróleo”.A lo largo de la última década, esta cartera evolucionó hasta la actual oferta de “ope­

tados a un FPSO a una distancia inferior a unos pocos kilómetros. A lo largo de los años, las estructuras submarinas se han convertido en sistemas completos de pro­ducción submarina por méritos propios, con grandes distancias, a menudo del orden de decenas de kilómetros, entre sis­temas submarinos satélites. La tendencia más reciente es eliminar todas las instala­ciones de superficie y conectar el sistema de producción submarino directamente a la costa. Con frecuencia esto significa que las conducciones, la electricidad y las comunicaciones tienen que recorrer una distancia de 100 kilómetros o más por debajo del agua.Incluso en regiones tropicales, la tempera­tura del agua a profundidades de más de 2.000 metros se aproxima al punto de con­gelación. Como los hidrocarburos más ligeros, como el propano y el butano, se pueden congelar a esas temperaturas si la presión es elevada, a menudo se necesitan aditivos para evitar la congelación de las tuberías si la producción se ralentiza y la temperatura del flujo del pozo no basta para calentar estas tuberías. En otros yaci­mientos la producción es crudo pesado (por debajo de 20 API 2), que alcanza una viscosidad excesiva debido a las bajas temperaturas del mar. Además, las gran­des distancias, los elevados tramos ascen­dentes que suben desde el fondo marino y otros efectos exigen calentadores de con­ducciones, bombas para fondo de pozo y otros dispositivos multifásicos para facilitar el flujo, como bombas o compresores. Todos necesitan grandes cantidades de

Nota a pie de página2 La gravedad API (American Petroleum Institute)

es una medida de la gravedad o densidad de un fluido. API 10 es el valor del agua; los números mayores indican menor densidad (flota en el agua) y los menores, mayor densidad (se hunde en el agua).

5 La plataforma Troll A pesa 656.000 toneladas y se eleva hasta 472 metros en aguas de 369 metros de profundidad.

Incluso en regiones tropicales, la temperatura del agua a profundidades de más de 2.000 metros es tan baja que muchos hidrocarburos se congelan.

4 La tecnología IoR puede aumentar las reservas recuperables.P

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Reservas recuperables al precio dominante del mercado (miles de millones de tep)

Fuente: Technip, IEA

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Petróleo recuperable

Producción Exploración

Tecnología IOR

Petróleo no recuperable

12 revista ABB 2|11

3. Gestión de la energía, que optimiza el uso y, por tanto, el coste de explotación de la refinería.

4. Gestión de activos para controlar la inte­gridad de los activos de la planta.

5. Cumplimiento total de los servicios de asesoría, que garantizan la plena seguri­dad de la planta.

Los éxitos recientes más importantes de ABB son consecuencia de la actualización y mejora de los movimientos del petróleo, el almacenamiento y las soluciones de mezcla (RBC/ABC, control reglamentario de mezcla, control avanzado de mezcla). En 2010, ABB implantó y utilizó con éxito soluciones de mezcla que mejoraron sensi­blemente los márgenes de las refinerías.

EPC (ingeniería, adquisición y construcción)ABB tiene muchos años de experiencia en los negocios de contratación, en activida­des de construcción y como principal con­tratista para grandes proyectos de petróleo y gas. A principios del siglo XXI, ABB refor­zó su oferta para el segmento del petróleo y el gas con un centro de excelencia dedi­cado de EPC con sede en Italia, que here­dó la larga tradición, experiencia y conoci­mientos de un antiguo contratista italiano.ABB detectó los requisitos emergentes del sector y amplió las capacidades de sus

Procesos posterioresEl proceso de refinado se ve afectado constantemente por las fluctuaciones del mercado del crudo, los elevados costes de la energía, las normativas medioam­bientales y las necesidades de los consu­midores. Todos estos factores contribu­yen a que los márgenes sean muy ajustados. En esos momentos aumenta enormemente la necesidad de aplicacio­nes innovadoras de valor añadido, por­que las refinerías buscan extraer el mayor partido posible a cada barril de crudo, al tiempo que optimizan los costes energé­ticos, cumplen las normativas medioam­bientales y suministran al mercado pro­ductos conformes con las normas (diésel de muy bajo contenido en azufre y gaso­lina Euro III y IV).ABB tiene muchos años de experiencia en el refinado con sus gamas de productos y sistemas de seguridad y control, análisis e instrumentación. La compañía está reco­nocida en el mercado y proporciona una plataforma estable para aplicaciones avan­zadas como:1. Detección temprana y diagnóstico de

averías, que proporciona una detección precoz de posibles sucesos y reduce o evita paradas no programadas.

2. Control avanzado de procesos multiva­riables, que optimiza la producción.

La extracción de petróleo y gas es un pro­ceso que consume energía y, por término medio, el 11% de lo que sale del pozo se consume antes de que el gas o el crudo se vendan. Se usa principalmente para cale­facción, bombeo, compresión y procesos de tratamiento asociados, y a menudo esta energía se produce localmente con equi­pos de generación térmica de eficiencia relativamente baja. Lo más común es una eficiencia comprendida entre el 20% y el 40%, con una media razonable de aproxi­madamente el 25%. Muchos estudios de casos han demostrado que se ahorra mucho utilizando accionamientos de velo­cidad variable para las cargas más peque­ñas, como las bombas, y para mover gran­des compresores, conducciones y bombas de carga. En este último caso incluso pue­den sustituir a turbinas de gas en solucio­nes de accionamientos directos, con aho­rros sustanciales no sólo de emisiones y combustible (del orden del 40%–70%), sino también con mejoras de la fiabilidad, el tiempo útil y los costes de mantenimiento. ABB es líder en esta tecnología con instala­ciones en estaciones de compresión, plan­tas de GNL, instalaciones de CGN (con­densado de gas natural) y plantas de tratamiento de gas.

A pesar de que el descubrimiento y la producción se vuelven más com­plejos, quedan todavía suficientes hidrocarburos con­vencionales y no convencionales en el suelo para man­tener a la humani­dad durante el próximo siglo.

La cartera de “operaciones integradas” de ABB se ha adaptado para aumentar el rendimiento al tiempo que se reducen el consumo energético y los costes de explotación.

13Petróleo y gas

cación, control, sistemas de seguridad e instrumentación. En segundo lugar, a lo lar­go de los años ha sido un socio para clien­tes estratégicos y ha demostrado tener capacidad para desarrollar tecnologías poten ciadoras únicas, como la electrifica­ción submarina, la energía desde la costa y las operaciones integradas. Estas solucio­nes no habrían sido posibles sin compartir riesgos, financiación y pruebas de viabili­dad y ensayos de campo reales. En parti­cular, los proyectos en la plataforma conti­nental noruega y los compromisos a largo plazo de empresas como Conoco Phillips, Shell, BP y Statoil para compartir proyec­tos de investigación y desarrollo con ABB y otros en lo que se ha denominado “Labo­ratorio del Mar del Norte”.Además, las asociaciones y acuerdos de investigación y desarrollo con empresas como Sonatrach, Dow y Petrobras siguen enriqueciendo la tecnología de ABB. El siguiente paso es centrarse más en ese tipo de asociaciones en Oriente Medio, especialmente en Arabia Saudí, Qatar y los EAU, para centrarse en soluciones sosteni­bles y eficaces con especial relevancia para esta región. Estos proyectos engloba­rán aspectos como la IOR, el agua y la ges­tión del agua y la intervención e inspección automáticas a distancia. El artículo “Ins­pección e intervención a distancia” de la

sistemas con la ejecución de proyectos multidisciplinares, integrando la capacidad de EPC con su tradicional capacidad de ejecución de proyectos eléctricos y de auto matización. ABB ofrece soluciones completas llave en mano (tanto en tierra como en el mar) para aplicaciones de gas y petróleo en los tramos inicial e intermedio: plantas de separación de gas/petróleo, plantas de tratamiento de gas, plantas de inyección de gas/agua, estaciones de bombeo y compresor, terminales, centra­les eléctricas compactas y tratamiento de aguas. Estas actividades contribuyen al impor tante negocio de petróleo y gas de ABB. Actualmente, pocos agentes del mercado pueden enorgullecerse de contar con esta capacidad para ofrecer productos de categoría internacional, sistemas inte­grados avanzados y funciones de EPC probadas.Un ejemplo del alcance de estas activida­des se encuentra en un artículo sobre las complejidades del proyecto de El Merk, actualmente en marcha en Argelia (véase la página 20).

y después . . .ABB responde a las dificultades futuras del petróleo y el gas de dos formas: en primer lugar, la empresa desarrolla continuamente sus propias soluciones básicas de electrifi­

ABB entrega soluciones completas llave en mano (tanto costeras como marinas).

página 50 se centra en una de estas tecno­logías.A pesar de que el descubrimiento y la pro­ducción se vuelven más complejos, que­dan todavía suficientes hidrocarburos con­vencionales y no convencionales en el suelo para mantener a la humanidad durante el próximo siglo. La reducción del impacto medioambiental será un problema mayor que la obtención de una cantidad suficiente de producto. En un mundo ávido de energía donde el consumo de energía per cápita es casi sinónimo de prosperi­dad, parece que todavía hay pocas opcio­nes a pesar de lo mucho que nos compla­ce odiar nuestra dependencia del petróleo y el gas. Para más información sobre la oferta de ABB en materia de petróleo y gas, visite www.abb.com/oilandgas.

Håvard devold

Upstream Market Vertical Manager,

Business Unit Oil, Gas and Petrochemical

Oslo, Noruega

havard.devold@no.abb.com

Sandy Taylor

Business Unit Manager – Oil, Gas and Petrochemical

St­Laurent, Québec, Canadá

sandy.s.taylor@ca.abb.com

14 revista ABB 2|11

15Tendencias en el sector de la energía

Los hidrocarburos representan la mayor parte de la energía primaria consumida, por lo que la continuidad y la fiabilidad de su suministro tienen una importancia fundamental para los demás sectores de la economía. No es sorprendente que el precio del petróleo se siga, comente y analice como el de ningún otro producto básico. Además de su importancia económica, hay muchas otras razones para estar fascinado con el sector del gas y el petróleo. En esta entrevista, Scott W. Tinker habla con Revista ABB sobre las dificultades, las novedades y el futuro del sector.

Entrevista con Scott W. Tinker, profesor de la Universidad de Texas, geólogo del estado de Texas y director de la Oficina de Geología Económica, sobre las tendencias y las dificultades en el sector del gas y el petróleo

Tendencias en el sector de la energía

bientales, legales y normativos. La indus­tria debe informar y educar a las personas, ser transparente, conocer sus preocupa­ciones y disipar muchos mitos que rodean al sector.

El petróleo y el gas suponen más de la mitad del consumo mundial de energía primaria y son, por lo tanto, esenciales para la economía. A la gente le preocupa la volatilidad de los precios de la energía.Si analizamos las ocho últimas recesiones mundiales, siete estuvieron marcadas por un pico en el precio del petróleo. Cada una de las cuatro últimas recesiones prin­cipales de Estados Unidos estuvo prece­dida por un pico. No digo que esa corre­lación sea la causa; las recesiones son mucho más complejas que eso. Pero la energía es un parte decisiva, incluso un pilar básico, de cualquier economía. Como petróleo es sinónimo de energía (al menos históricamente), su precio es un indicador poderoso.

Profesor Scott Tinker, gracias por estar aquí con nosotros. ¿Cuáles son, en su opi­nión, las principales tendencias del sector del gas y el petróleo?Se están produciendo varias innovaciones a escala macroeconómica. Empezaré por la estructura del sector. Las compañías petrolíferas internacionales (IOC) llevan ya tiempo fusionándose y comprándose las unas a las otras. Al mismo tiempo, las que una vez fueron compañías petrolíferas nacionales se están convirtiendo en agen­tes internacionales. Estas empresas bus­can aumentar sus reservas mediante la exploración y las adquisiciones.Otra tendencia sectorial es la transición desde las reservas convencionales a las no convencionales. Entre estas últimas se encuentran los crudos pesados, pero tam­bién el gas natural no convencional como el gas de baja permeabilidad 1, el gas de esquisto, el metano en capas de carbón, los hidratos de metano, etc.Lo que tienen en común estas tendencias y retos es que afectan a los accesos y las reservas. Los agentes que tendrán éxito en el futuro serán los que, por diversos medios, tengan acceso a las mayores reservas.Otra tendencia tiene relación con lo que yo llamo los problemas “de superficie”. Los problemas “subterráneos” tienen que ver con la exploración y la tecnología; los problemas “de superficie” son medioam­

Imagen del títuloLa planta de procesamiento de gas en tierra firme Lange Ormen, en Noruega, explotada por Shell.

Nota a pie de página1 El gas de baja permeabilidad es gas natural al

que es difícil acceder debido a la baja permeabi­lidad de la roca que lo envuelve. Hacen falta tratamientos especiales para extraerlo.

16 revista ABB 2|11

¿Significarán los buques cisterna de GNL para el gas lo mismo que los petroleros para el crudo?En teoría sí, pero el GNL avanza más des­pacio por el desarrollo acelerado del gas no convencional. A la larga, creo que el GNL llegará a ser muy importante. He esta­do en Qatar visitando la mayor instalación de GNL del mundo, una asociación entre el gobierno de Qatar y Exxon Mobil llamada RasGas. Tienen siete trenes terminados y creo que un octavo en marcha, y se trata de trenes grandes. Se ha creado una ciu­dad de unos 40.000 habitantes para cons­truirlos y mantenerlos. La instalación mue­ve aproximadamente un buque cisterna de GNL al día, y lo carga con más de 140.000 toneladas en 12 horas. Un buque de este tipo tiene unos 300 m de longitud, 100 m de anchura y 10 pisos de altura. La hélice tiene cerca de 10 m de diámetro. Funciona con gasóleo o –como a nadie extrañará– con gas natural, en función del precio del Btu, y puede alcanzar más de 20 nudos. Tienen una flota de más de 50 de estos buques.Un petrolero no es muy diferente. Natural­mente, no necesita refrigeración. Durante la carga, el costado del buque de GNL está barrido por una cortina de agua, porque el casco podría agrietarse al contacto con el GNL. Un petrolero típico admite entre 500.000 y 750.000 barriles de crudo. En general, funciona con gasóleo. Los dos tipos de buques necesitan mucha energía pera moverse, pero también transportan a bordo una cantidad de energía gigantesca.

Así que ya disponemos de la tecnología necesaria para transportar de forma efi­ciente el GNL. ¿Se trata ahora de aumentar la capacidad?Sí, las instalaciones son grandes, caras y requieren permisos. A la gente le inquieta un poco y hay malentendidos sobre la seguridad de los buques cisterna de GNL. Aunque no se ha probado todavía, y espe­ro que nunca se pruebe, las simulaciones indican que aunque se lanzara un torpedo a través del casco doble, el GNL fluiría hacia el exterior, cambiaría de estado y se quemaría. Esto generaría gran cantidad de calor y no sería bueno para las inmediacio­nes, pero el buque no estallaría como una bomba. El incidente se limpiaría por sí mis­mo. En cierto modo sería preferible a un vertido de petróleo, que es mucho más di­fícil de contener y limpiar. Pero dicho esto, no sería deseable que un incidente de este tipo se produjera en un puerto, cerca de viviendas e infraestructuras. Las instalacio­

¿Qué hace que el petróleo y el gas sean tan irreemplazables?El petróleo es un combustible único, mila­groso, que puede transformarse en muchas cosas, la más importante de las cuales es la gasolina. Se vierte en el depó­sito de combustible, se quema y no deja ni rastro en el depósito. Tiene una elevada densidad de energía y es seguro y muy asequible. Es muy difícil sustituir el petró­leo, y por eso domina en el sector del transporte.El gas natural es muy versátil: se usa para la generación de energía, para la calefac­ción y también está aumentando su uso en el transporte. Es más limpio que el carbón o el petróleo en cuanto a emisiones de CO2, pero también de SOx, NOx, mercurio y otros contaminantes procedentes del car­bón. Su posición en la cesta energética es importante y va a seguir creciendo.Una diferencia importante entre el petróleo y el gas natural es que éste todavía no es un producto básico mundial. No lo transportamos de un lugar a otro igual que el petróleo. El mercado es mucho más regional.

Ha dicho “todavía”.Se está avanzando en la construcción de infraestructuras de exportación y recep­ción de gas natural. A medida que crecen, podremos trasladar el gas natural a sitios donde no lo hay y reducir parte de la vola­tilidad y las dificultades de suministro. El gas natural va a ser una parte importante de la economía de este siglo.

Los buques cisterna de GNL están transformando el gas natural en una mercancía de cobertura mundial. Este es el buque Provalys, de Gaz de France, equipado con un sistema de propulsión de ABB.

Es más fácil crear sistemas avanza­dos desde cero que modificar las instalaciones exis­tentes para que estén al mismo nivel.

17Tendencias en el sector de la energía

nes en alta mar permitirán el atraque a unas decenas de kilómetros de la costa y el gas se conducirá por una tubería.

¿Cuáles son los retos tecnológicos de la extracción de petróleo y gas?El problema principal es llegar a las molé­culas. Se ha dicho con frecuencia que el petróleo fácil ya se ha descubierto. No siempre ha sido fácil de encontrar, pero una vez localizado, era fácil de producir, pues brotaba de formaciones rocosas muy permeables. En la actualidad disponemos de técnicas mucho mejores y conocemos mejor la geología, pero el entorno de exploración es más complejo. Por ejemplo, estamos perforando en el mar a profundi­dades de más de 2.500 m y trabajando en el Ártico o en las arenas bituminosas de Canadá. Estas regiones no sólo presentan dificultades geográficas, sino también téc­nicas. Y, por tanto, son caras.Pensemos en el gas de esquistos, por ejemplo. El gas natural está repartido por la enorme extensión geográfica de la cuenca de esquistos. Las condiciones heterogéneas y de fluidez de las rocas varían. Cada cuen­ca es diferente. Las empresas tienen que pensar muy bien el lugar donde van a per­forar y cómo acceder a las reservas desde la perspectiva (medioambiental) de altera­ción de la superficie. En lugar de construir un pozo cada cuatro hectáreas, se perforan varias ramas laterales de largo alcance des­de un único punto de la superficie.El agua es otro problema. La explotación tiene que acceder a la formación, producir metano y agua, separar el metano y rein­yectar el agua. En la fracturación hidráulica se utiliza una enorme cantidad de agua lim­pia y en el agua hay que introducir sustan­cias como agentes de sostén para mante­ner las fracturas abiertas. Se producen aguas de formación que hay que limpiar en la superficie o reinyectar, y las dos cosas cuestan dinero.

Muchos de los yacimientos más antiguos han estado produciendo durante décadas y ahora están en declive. ¿Qué se puede hacer para prolongar su vida productiva?Efectivamente, muchos de los yacimientos petrolíferos más antiguos están en declive. Pero con frecuencia, las colas de produc­ción son más largas de lo que pensába­mos cuando encontramos mejores formas de extraer el siguiente barril. Sin embargo, a pesar de contar con la mejor tecnología, seguimos dejando mucho petróleo en los yacimientos. Cuando se vierte petróleo en una camisa o en el suelo del garaje, se da

uno cuenta de lo difícil que es hacer que salga. En las rocas pasa lo mismo. Depen­diendo del yacimiento, la cantidad que queda en el fondo puede ser menos de la mitad, el 60% o incluso más del 80%.Los métodos utilizados para recuperar más petróleo incluyen la inyección de agua y procesos químicos, térmicos e incluso microbiológicos. Todos son caros. A me­nudo sabemos que podemos producir más petróleo, pero renunciamos si no se pueden recuperar los costes. La energía es un sector muy determinado por los costes y si no se sabe si el precio del crudo del año próximo será de 150 o de 50 dólares, es difícil convencer a los accionistas para que apoyen esta clase de inversiones.

Países no pertenecientes a la OCDE como China y la India, están experimentando un crecimiento económico sin precedentes. ¿Cómo afecta esto al gas y el petróleo?Hay 600 millones de personas en la India que no tienen acceso a la energía moder­na. Es casi el doble de la población de Estados Unidos. China tiene un número similar. Esto sin contar los mil millones de personas entre los dos países que ya tienen acceso a la energía; y este número está creciendo rápidamente. En 2005, el número de vehículos vendidos en China fue de aproximadamente un tercio de los que se vendieron en Estados Unidos. Han pasado seis años, y China ya ha superado las cifras de EE.UU. y se aproxima a los 20 millones de coches al año. Este creci­miento va a continuar, y con todo el dere­cho. Hay una correlación clara entre el acceso a la energía y la salud económica.El reto es no indus­trializar de la misma forma que hicieron los países de la OCDE el siglo pasa­do. Nosotros indus­trializamos de la mejor forma que pudimos, dada la tecnología de la época. Pero esa fue una experiencia que no puede repetirse. Si intentáramos repetirla, someteríamos a una enorme tensión la oferta de energía y afectaríamos a la economía y al medio ambiente. Todos los países, pertenezcan o no a la OCDE, deben trabajar unidos para desplegar tecnologías eficientes desde los puntos de vista energético y económico y no perjudiciales para el medio ambiente. Muchas de estas tecnologías ya están dis­

ponibles. La gran oportunidad es que es más fácil crear sistemas avanzados desde cero que modificar las instalaciones exis­tentes para que estén al mismo nivel.

¿Cuál es el potencial de la eficiencia energética?Le eficiencia energética representa sin nin­guna duda los frutos que están al alcance de la mano, e incluso los que ya se han caído al suelo. En Estados Unidos se con­sumen aproximadamente 100 quad (o 100 EJ, o 100 tcf) de equivalentes de gas natural de energía al año. Se convierten en energía útil menos de la mitad, es decir, unos 45 quad. La mayor parte del resto acaba como calor disipado en chimeneas industriales, edificios comerciales, tubos de escape o pérdidas de calor en las viviendas. Para aumentar la eficiencia ener­gética hay que reducir la energía perdida en forma de calor. Una vez más, es más fácil hacer esto en los edificios nuevos que renovar los antiguos. Por ejemplo, en mi propia casa he colocado lámparas fluores­centes nuevas, mejorado el aislamiento y el sellado de la estructura, instalado un calentador de agua de alta eficacia y otras medidas similares. La triste realidad es que nunca recuperaré la inversión económica. Es bueno ahorrar energía, pero se trata de una actitud mental, de algo que nos hace sentirnos bien. Si hubiésemos implantado esas características desde el principio y construido la casa con ellas, creo que habrían sido rentables.Las decisiones energéticas se basan prin­cipalmente en el precio. Lo vemos en la industria y también en las elecciones per­

sonales. Para que la eficiencia energética resulte más atractiva tiene que llegar a ser atractiva económicamente.

¿Cómo se puede lograr eso?Las empresas pueden desarrollar produc­tos diseñados para ser más eficaces y ase­quibles. Las personas pueden influir con sus elecciones personales. Las economías

Una diferencia importante entre el petróleo y el gas natural es que éste todavía no es un producto básico mundial. No lo transportamos de un lugar a otro igual que el petróleo.

18 revista ABB 2|11

entre 25 y 30 Gt (gigatoneladas, miles de millones de toneladas) de CO2 cada año a partir de fuentes antropogénicas. Para capturar 1 Gt al año tendríamos que cons­truir 1.000 instalaciones de inyección con una capacidad de una megatonelada al año. Un proyecto de una megatonelada es un proyecto de envergadura. Tenemos que encontrar lugares adecuados y poder financiarlos. La captura es costosa (miles de millones de dólares por cada instalación importante). La compresión e inyección no es tan cara, pero aún así cuesta mucho dinero. Añadamos a esto los aspectos nor­mativos y legales, y los costes globales serán muy altos y elevarán sustancialmen­te el precio del kWh de la electricidad generada a partir del carbón. ¿Supondrá una diferencia en términos de cambio cli­mático? La infraestructura tardará tiempo en alcanzar la velocidad de crucero. Ade­más, este total de 1 Gt al año, por ambicio­so que pueda parecer, solo representa en torno a una trigésima parte de las emisio­nes totales. Quedan por resolver proble­mas enormes para alcanzar el ritmo nece­sario. Y mientras trabajamos en esta investigación, el reloj sigue corriendo. Aun­que la mayoría de los que trabajan en el CAC o en la investigación del clima no lo digan, me temo que el CAC no es una opción razonable. El tiempo lo dirá.

Hablando del CO2, ¿qué papel desempeña la captura y el almacenamiento de dióxido de carbono (CAC)?La Oficina de Geología Económica, donde trabajo, es uno de los principales grupos de investigación en Estados Unidos sobre la inmovilización del carbono. Fuimos los primeros en meter más de un millón de to­neladas en la Tierra. Es una muestra fasci­nante de ciencia y tecnología.Desde una perspectiva más amplia, creo que deberíamos formular tres preguntas: ¿es posible?, ¿es viable? y ¿es razonable?¿Es posible? En la Oficina nos centramos en la geología y estudiamos cómo podemos meterlo en la Tierra a un ritmo determinado y en cantidades suficientes. Otros están estudiando cómo capturar el CO2 de las chimeneas. A medida que avanza la investi­gación, la respuesta apunta cada vez más a que es posible en algunas zonas, depen­diendo en gran medida de la geología.¿Es viable? ¿Se puede llevar a cabo desde el punto de vista de las políticas y las nor­mas? ¿Aceptará la gente que se inmovilice carbono debajo de su casa? El problema está sobre todo en la superficie. De nuevo, creo que sería viable, pero queda mucho por hacer y no será viable en todas partes. Y por último, ¿es razonable? ¿Cuánto va a costar y cuál será el beneficio medioam­biental? El mundo produce actualmente

Planta de GNL de Statoil en la isla noruega de Melkoya (que forma parte del yacimiento de gas de Snovhit). ABB ha suministrado a la planta diversos equipos de generación y automatización.

de escala acabarán por despegar, y las administraciones públicas también pueden hacer más atractiva la eficiencia energética.

¿En qué medida deben intervenir los organismos oficiales?Pueden poner en marcha incentivos gene­rales que alienten a la industria y a los indi­viduos a ser más eficientes. Pero deben evitar la tentación de escoger a los gana­dores. Uno de los muchos ejemplos nega­tivos aquí en Estados Unidos es el caso del etanol de maíz. El etanol de maíz no es po­lítica energética, es política agrícola. Nece­sita agua, fertilizantes y suelo, y compite con la producción de alimentos, mientras que su balance energético neto es más bien bajo. Habría sido preferible definir objetivos generales (emisiones, eficiencia, baja energía, bajo coste, lo que sea . . .) y dejar que la industria, las instituciones de investigación y otros compitiesen por el desarrollo de las mejores soluciones. Pen­semos en las emisiones de CO2. Si el car­bón o el gas natural pueden cumplir los objetivos y son tan asequibles como la energía eólica, la solar y otras, entonces debemos permitir su uso. Pero a menudo la política se guía por intereses que están fuera de los objetivos declarados. Es entonces cuando los organismos oficiales se meten en callejones sin salida.

19Tendencias en el sector de la energía

caer, como creo que ocurrirá– y ahora nos encontramos en un punto que justifica la extracción de algunas de esas moléculas de crudo que tanto cuesta alcanzar.

Los hidrocarburos no son solo una fuente de energía. ¿Qué otros usos tienen?Con energías en expansión como la solar, la eólica, la geotérmica y los biocombusti­bles, acabarán por quemarse menos hidro­carburos para producir energía. Esto signi­fica que se dispondrá de más cantidad de estos productos para otros usos valiosos, como los plásticos, los lubricantes y los abonos. Los hidrocarburos son realmente asombrosos y muy difíciles de sustituir.

Gracias por esta entrevista

Esta entrevista la realizó Andreas Moglestue de Revista ABB. andreas.moglestue@ch.abb.com.

por vapor (SAGD), que consiste en hervir agua con gas natural para producir vapor. El vapor se envía hacia el interior del pozo para calentar el petróleo (que tiene una densidad parecida a un disco de hockey) y licuarlo. El impacto en la superficie es míni­mo. Terminado el trabajo se desmonta el pozo y, cuando los árboles hayan vuelto a crecer, quedarán pocos indicios de que algo ha sucedido en ese lugar.Estas operaciones de SAGD son caras, pero con la fuerte demanda actual de hidro carburos líquidos, el precio creciente de estos hidrocarburos y el avance de la tecnología, habrá un número cada vez mayor de reservas viables. Algunas perso­nas dicen (y llevan décadas diciéndolo) que la producción de petróleo y gas está alcan­zando su nivel más alto. Están pensando en el modelo económico y tecnológico actual. El suministró acabará por alcanzar un máximo, especialmente a medida que dejamos de explorar y nos trasladamos a otras zonas (geográficas y geológicas). Conforme el precio de las energías fósiles aumenta, se hacen viables otras fuentes que sustituirán paulatinamente al petróleo y al gas. Un día quizá miremos hacia atrás y nos preguntemos por qué quemábamos petróleo para mover los coches.

Es decir, que si el crudo alcanza un máxi­mo no será porque se esté agotando, sino porque habremos encontrado un sustituto.Algo más asequible o incluso mejor. Como dice ese chiste malo, la Edad de Piedra no se acabó por falta de piedras. Y la edad del petróleo no se acabará por falta de petró­leo. Al precio adecuado, las reservas de petróleo que quedan en la Tierra son inmensas. Tenga en cuenta que hubo un tiempo en el que se usaba el aceite de las ballenas para encender las lámparas. Puede que haya gente que me odie por decir esto, pero gracias al petróleo no tuvi­mos que volver a cazar ballenas para obte­ner aceite. En cierto modo perverso, el pe­tróleo salvó a las ballenas.

¿Qué cantidad de hidrocarburos queda?El mundo ha consumido poco más de un billón de barriles de petróleo y unos 1.000 TCF (billones de pies cúbicos) de gas natural. Quedan entre 5 y 10 billones de ba­rriles de petróleo y probablemente entre 5.000 y 10.000 TCF o más de gas natural, al precio adecuado. Lo que ocurre es que en su mayor parte su extracción no es eco­nómica. El precio del petróleo sigue subien­do –y podemos discutir si la evolución ac­tual es un máximo y los precios volverán a

El CO2 no es el único problema ambiental relacionado con el sector del gas y el petróleo. Otro aspecto que preocupa es la fractura hidráulica.El proceso de fractura hidráulica se utiliza desde hace muchas décadas. También se ha utilizado en la perforación convencional. Cuando el líquido se encuentra en poros muy pequeños (rocas compactas), la única forma de llegar a él es fracturando la roca para que el líquido fluya. Estas grietas se mantienen abiertas introduciendo agentes de sostén. Esto se hace habitualmente a unos 1.000 o 3.000 metros por debajo de la superficie del terreno. La energía utiliza­da en el proceso de fracturación hidráulica impone un límite natural a la distancia del pozo hasta la que pueden extenderse las fracturas. En Estados Unidos hemos reali­zado cerca de un millón de etapas de frac­tura. Algunos pozos tienen más de 30 eta­pas de fractura diferentes a lo largo del pozo horizontal. La fracturación en sí mis­ma, por lo que yo sé, nunca ha creado fisu­ras que hayan llegado hasta la superficie. Haría falta una técnica mucho más potente para lograrlo y algunas leyes de la física tendrían que cambiar un poco.Dicho esto, el proceso de perforación de pozos, el transporte de los líquidos de frac­tura en camión y su manipulación en super­ficie lleva asociado cierto riesgo. Pueden producirse fugas y vertidos, como en cual­quier otro sector. Debemos trabajar para mejorar los procesos: el objetivo debe ser que no haya ningún vertido. Pero normal­mente sabemos cuándo se ha producido una fuga. Los daños suelen ser de alcance local, las fugas puede detenerse y los da­ños pueden contenerse y mitigarse. Un in­cidente así no es deseable, pero no va a contaminar un área geográfica muy grande.

¿Qué otras tendencias están surgiendo en los yacimientos no convencionales?La tecnología y el precio están unidos inex­tricablemente. Cuando el precio es ade­cuado, la tecnología se vuelve viable. Una zona con un gran potencial es el Ártico: se ha extraído muy poco de las vastas reser­vas de petróleo de esta cuenca. Vamos a tener que trabajar allí de una forma respe­tuosa con el medio ambiente.Lo mismo se aplica a las arenas bitumino­sas de Alberta, por ejemplo. Las arenas bituminosas se han extraído en la superfi­cie. Esta actuación no es especialmente respetuosa con el medio ambiente; en rea­lidad es horrible. Pero la tecnología ha avanzado, y ahora empieza a usarse lo que se denomina drenaje gravitacional asistido

Scott Tinker

Scott W. Tinker es director de la Oficina de Geología Económica, geólogo del estado de Texas, director del Consorcio de Energía Avanzada, profesor titular de la cátedra Allday Endowed y decano adjunto de investigación en funciones de la facultad de ciencias geológicas Jackson de la Universidad de Texas en Austin. Scott trabajó durante 17 años en el sector del petróleo y el gas antes de incorporarse a la Universidad de Texas en 2000. Antes había sido presidente de la Asociación Americana de Geólogos del Petróleo (AAPG) (2008–2009) y de la Asociación de Geólogos Estatales Americanos (2006–2007). Tinker ha sido conferenciante distinguido de la AAPG (1997) y la Sociedad de Ingenieros del Petróleo (2002), y conferenciante de ética distinguido de la AAPG (2006–2007), y ha obtenido el premio al mejor artículo científico en dos importante revistas. Tinker ocupa puestos en el Consejo Nacional del Petróleo y la Comisión Interestatal del Convenio del Petróleo y el Gas, y presta sus servicios a varios consejos privados, profesionales y académicos. La pasión de Tinker es tender puentes entre el sector académico, la industria y el sector público, y ha pronunciado más de 400 conferencias y visitado más de 45 países movido por este empeño. Está graduado por las Universidades de Colorado (Ph.D.), Michigan (MS) y Trinity (BS).

20 revista ABB 2|11

SERGIo CASATI – durante los últimos 45 años, ABB ha finalizado con éxito más de 300 proyectos de ingeniería, adquisición y construcción (EPC) en los sectores del gas y el petróleo, la generación de energía y el agua. Muchos de estos proyectos se han llevado a cabo en entornos remotos y complicados, donde las limitaciones logísticas para desplegar los equipos, los materiales y la mano de obra en múltiples frentes de trabajo supusieron un problema importante. Uno de estos proyectos en curso es la explota­ción de gas y petróleo de El Merk, en Argelia, para la que

ABB está diseñando, adquiriendo, construyendo y poniendo en servicio una parte importante de la infraestructura del yacimiento. Situado en el aislado extremo sudeste del país, El Merk es un inmenso y abrasador desierto de imponentes dunas de arena entrelazadas, que cubre una superficie de unos 5.000 kilómetros cuadrados. La enorme extensión y la complejidad de la construcción de El Merk exige habilida­des y herramientas de EPC únicas para garantizar que el proyecto se implante y termine a tiempo y con el presu­puesto asignado.

La complejidad de construir una infraestructura para gas y petróleo en un lugar remoto e inhóspito del desierto del Sahara

En las profundidades del desierto

21En las profundidades del desierto

Los yacimientos de gas y petró­leo de El Merk se encuentran en la cuenca de Berkine, la segunda cuenca de hidrocar­buros más grande de Argelia.

L os yacimientos de gas y petróleo de El Merk se encuentran en la cuenca de Berkine, la segunda cuenca de hidrocarburos más

grande de Argelia y una de las más prolífi­cas en el país en cuanto a la producción y la frecuencia de nuevos descubrimientos. Situado en las profundidades de desierto del Sáhara, El Merk se caracteriza por un entorno duro e inhóspito: las temperaturas alcanzan con frecuencia los 50 °C, no llueve casi nunca y el terreno se compone principalmente de enormes dunas entrela­

zadas que se elevan a una altura de 300 metros y que cambian de forma cons­tantemente arrastradas por un viento seco

y abrasador. Además, es una zona aislada sin infraestructuras, situada a cerca de un millar de kilómetros de las ciudades y puertos del cinturón costero septentrional donde viven el 90% de los 35 millones de habitantes de Argelia ➔ 1.

La explotación de El Merk tiene cuatro yacimientos en dos bloques (los bloques 405 y 208). Los cuatro yacimientos de petróleo y gas (conocidos como EKT, EMN, EME y EMK) los están explotan­do un consorcio de seis miembros (Sona­

trach, Anadarko, ENI, Maersk, Cono­coPhillips y Talis­man) y la explota­ción está gestiona­ da por la empresa conjunta Anadarko­Sonatrach Associa­tion 1, Groupement Berkine. A plena capacidad, la plan­

ta de El Merk procesará 160.000 barriles de petróleo equivalente al día procedentes de casi 140 pozos. Los pozos estarán

conectados por un sistema de tuberías a diez estaciones de recogida del yacimiento (FGS), desde donde el producto se canali­za hasta una instalación central de trata­miento para la separación, estabilización, compresión del gas, extracción del gas natural licuado y almacenamiento. El gas se reinyectará posteriormente a través de seis múltiples de distribución de gas (GDM) repartidos entre los cuatro yacimientos. En 2012, se prevé que haya aproximadamen­te 80 pozos en producción.

Imagen del títuloSituado en el aislado extremo sudeste del país, El Merk es un inmenso y abrasador desierto de imponentes dunas de arena entrelazadas que cubre una superficie de unos 5.000 kilómetros cuadrados.

Nota a pie de página1 La asociación Sonatrach­Anadarko es propiedad

conjunta de Sonatrach (compañía nacional de gas y petróleo de Argelia), Anadarko (empresa inde­ pendiente de gas y petróleo con sede en EE.UU.), Eni (empresa petrolera pública italiana) y Maersk (compañía privada danesa de gas y petróleo).

22 revista ABB 2|11

empresas de EPC y subcontratistas y miles de trabajadores interviniendo al mismo tiempo ➔ 3.

Sin él, el consorcio ASP ha estimado que la explotación de El Merk supondría 12 meses más de trabajo, con todos los costes añadidos y la pérdida de ingresos que dicho retraso supondría. Por ejemplo, en un proyecto de esta envergadura no es raro que cambie la ubicación de los pozos o el recorrido de las conducciones a medi­da que avanza la explotación del depósito. Como los subcontratistas tienden a inter­pretar los datos geodésicos de forma dife­rente, suele haber discrepancias respecto a la correcta situación de los recursos de producción. La solución GIS de ABB no sólo evita cualquier malentendido posible (y, por lo tanto, las posibles causas de retrasos), sino que también aporta preci­sión y eficacia al yacimiento.

cia y precisión. Ofrece a todos los parti­cipantes de El Merk una visión precisa y actualizada del desarrollo del proyecto en tiempo real. Integra los datos procedentes de varias fuentes distintas y realiza cálculos precisos sobre la cantidad de material necesaria para la construcción. Evalúa todas las posibles interferencias a lo largo de los corredores de oleoductos, como diferencias en la elevación, ángulo de incli­nación de las dunas, etc. Y crea automáti­camente hojas y documentos de alineación que incluyen toda la información necesaria en el yacimiento. La solución es compati­ble con el modelo de normas de datos abiertos para conducciones (PODS, por sus siglas en inglés), el modelo de datos más utilizado para las conducciones en el sector del gas y el petróleo.El GIS ha contribuido en gran medida al éxito de un gran proyecto de infraestructu­ras como El Merk, donde hay numerosas

Responsabilidad de EPC de ABB Groupement Berkine ha firmado varios contratos de EPC para El Merk con el fin de construir la instalación central de trata­miento, los equipos auxiliares, los alo­jamientos en el campamento (área de ser­vicios) y la base industrial, así como las conducciones de exportación, las líneas eléctricas y la subestación. El consorcio di­rigido por ABB, formado por ABB, Sarpi de Argelia y PetroJet de Egipto, es responsa­ble de los equipos auxiliares. El contrato, por valor de 650 millones de dólares, es uno de los mayores contratos de EPC en la historia de ABB. Estipula que la empresa es responsable del diseño, la adquisición, el transporte, la construcción, la puesta en servicio y el arranque de:– Las diez estaciones de recogida del

yacimiento.– Seis múltiples de distribución de gas.– Todo el suministro de materiales para

120 pozos y la conexión de los prime­ros 80 para la producción.

– Los 719 km de conducciones y tuberías de los cuatro yacimientos del bloque 208.

El ámbito de suministro de ABB ➔ 2 incluye los sistemas de agua para la inyección, las tuberías de flujo para producción, la ex­tracción de gas, el suministro de agua y agua de dilución, las líneas troncales para el condensado de gas y petróleo, la inyec­ción de gas y agua y las tuberías de proce­so. En cuanto a los equipos y productos, ABB suministrará bombas de inyección de agua, bombas de aumento de presión de agua de manantial, bombas de agua de dilución, filtros de agua, enfriadores de recirculación y separadores de nitrógeno. La parte eléctrica incluye cuadros de distri­bución de media y alta tensión y transfor­madores de potencia, y la instrumentación, el sistema de medición, caudalímetros multifase, válvulas de boca de pozo e ins­trumentos de campo. ABB también sumi­nistrará las paletas de inyección química, las estaciones para lanzamiento y recogida de los raspadores de las conducciones y los sistemas de protección catódica.

Precisión y eficiencia del GISOtro equipo clave que proporcionará ABB es el sistema de información geográfica (GIS) para todo el proyecto de El Merk. El GIS es un sistema geoespacial de gestión de infraestructuras que permite diseñar, construir, mantener y gestionar todos los recursos de producción e infraestructuras del yacimiento con el mayor nivel de efica­

1 Situación de los yacimientos de Berkine y El Merk en Argelia.

Argel

Arzew

Marruecos

Argelia

Yacimiento de Berkine

Hassi Rimel Libia

EspañaSiciliaMar Mediterráneo

Océano Atlántico

TúnezSkikda

Italia

Hassi Messaoud

T.F.T.

Bejala

Túnez

404

212

405b405

211

208

406

403c

AnaguldSanrhar

Jeneln Norte

2 Aspectos principales del proyecto de ABB presentado en la reunión inicial del yacimiento de El Merk.

El Merk, parcelas 3 y 4, centros satélite, líneas troncales y líneas de transporte

Distribución eléctrica BT de la red FO

Líneas troncales de productor de gasLíneas de productor de gas

Líneas de gas

Líneas de petróleo

Agua de dilución

Líneas de inyección de agua

Línea de transporte de agua

Anillo OHTL de 30 kV y cables FO parcela B

Pozos de inyección de gas (GI) n.º 14 (+6)

Múltiples de distribución de recogida n.º 6 (GDM). Sin equipos ni electricidad

Estaciones de recogida de campo (FGS) n.º 10

Bombas de inyección de agua (n.º 11)Filtros de inyección de agua (n.º 11 x 2)Bombas de dilución de agua (n.º 5)

Electricidad 5,5 kV / telecom

Pozos de inyección de agua (IA), n.º 20 (+11)

Pozos de productor de petróleo (PP)n.º 30 (+21)

Pozo de productor de gas (PG), n.º 8 (+2)

Pozos de agua n.º 7Filtros de agua (WS)

Separador de nitrógenoBomba suplementaria

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Total de pozos: 80 + 40

Pozo de eliminación PW, n.º 1

Líneas troncales de inyección de gas

Líneas troncales de agua producida

Líneas troncales de petróleo

Líneas de inyección de gas

23En las profundidades del desierto

3 vistas panorámicas de parte del yacimiento de El Merk.

Nota a pie de página2 Todos los equipos y materiales deben poder

funcionar a temperaturas de 55 °C.

Yacimiento de El Merk

ABB eligió a Intergraph como su socio en el proyecto de GIS, de modo que Inter­graph suministra la plataforma geoespacial y ABB gestiona la información del proyecto y conecta los datos de todas las empresas de EPC y los contratistas ➔ 4.

El sistema controla la construcción de todos y cada uno de los recursos del emplazamiento, desde los pozos y tuberías a los talleres, oficinas y alojamientos de la base, y las líneas eléctricas, servicios y cables de comunicación que unen los recursos a una red nacional.

Afrontar los desafíos de la complejidadEl Merk no es sólo un proyecto muy com­plejo y difícil, sino que además está en un entorno aislado y muy duro. Desde el pun­to de vista de la ingeniería, los yacimientos se extienden sobre una zona amplia, y tra­bajos como la perforación de pozos, la colocación de conducciones y la construc­ción de instalaciones se realizarán en paralelo. En el lado logístico, esto significa pedir enormes cantidades de equipos y materiales 2 a proveedores y fábricas de todo el mundo y trasportarlos a lo largo de los 1.000 km que separan los puertos de Argelia de la obra del desierto. Todo esto tiene que efectuarse de forma eficiente y rentable para garantizar que todo llegue según lo previsto.

Hasta 6.000 personas de Argelia y de otros países trabajarán en el proyecto en su momento álgido. Las barreras idiomáticas

GIS es un sistema geoespacial de gestión de infraes­tructuras que per­mite el diseño, la construcción y la gestión de la infraes­tructura y los recur­sos de producción del yacimiento.

24 revista ABB 2|11

muchos de los cuales se llevaron a cabo en regiones aisladas y hostiles desde el punto de vista del medio ambiente, convierte a ABB en uno de los contratistas de EPC más experimentados y con mayor éxito del sector. Este no es el único factor que determina la idoneidad de ABB como con­tratista para el proyecto de El Merk: la empresa tiene una fuerte presencia local en Argelia desde la década de 1970 y su par­ticipación en el crecimiento del sector del petróleo y el gas en este país, que llevó a la creación en 1993 de Sarpi, una empresa conjunta con Sonatrach, también ha sido un factor de peso.

Otro proyecto de EPC en Argelia que ABB está ejecutando actualmente es el destina­do a evitar la combustión en antorcha del gas en Haoud Berkaoui en nombre de Sonatrach (el contrato está valorado en 225 millones de dólares y cubre los trenes de compresión de gas y la instrumentación en tres emplazamientos), además del suministro de los servicios, las instalacio­nes de almacenamiento y de exportación para la planta central de procesamiento en MLE en el yacimiento de Berkine (un con­trato por valor de 245 millones de dólares).

Sergio Casati

ABB SpA

Milán, Italia

sergio.casati@it.abb.co

Nota a pie de página3 El objetivo final de salud, seguridad y medio

ambiente de ABB es: ausencia de lesiones personales, de daños al medio ambiente, de daños materiales y de daños o pérdidas de datos y documentos.

y las diferencias culturales de una comuni­dad de este tamaño son habituales y se deben planificar y gestionar. La seguridad es otro aspecto que debe tenerse en cuen­ta. Desde el punto de vista de ABB, los datos y las cifras de su aportación al pro­yecto se describen en ➔ 5.

Salud y seguridadCon una plantilla de 1.500 personas que trabajan varios millones de horas­hombre, la excelencia en salud, seguridad y medio ambiente (SSM) es un aspecto fundamen­tal de la responsabilidad de ABB 3.Los objetivos de salud, seguridad y medio ambiente de ABB para el proyecto de El Merk son:– Inculcar una cultura de ausencia total

de incidentes en toda la plantilla.– Diseñar sistemas de SSM en todos los

lugares de trabajo e instalaciones del consorcio.

– Desarrollar e implantar un proceso de gestión de riesgos y un sistema de gestión de SSM.

– Aplicar planes y programas de SSM específicos del emplazamiento para los contratistas.

– Disponer de agilidad operativa para que haya una transferencia perfecta de los procedimientos y sistemas de SSM cuando termine el proyecto.

Centro de excelencia de EPCABB está dirigiendo su parte del proyecto, que por el momento cumple los plazos, desde su centro de excelencia de EPC en Milán. La finalización de más de 300 pro­yectos de EPC en los sectores del petróleo y el gas, la generación eléctrica y el agua,

4 Presentación en un sistema de información geográfica (GIS) de los equipos suministrados a El Merk, que ilustra la magnitud de las infraestructuras y las instalaciones.

5 Proyecto El Merk: hechos y cifras de ABB.

Para ejecutar el proyecto, ABB calcula que empleará:– 150.000 horas­hombre en adquisiciones y

gestión del proyecto.– Otras 200.000 horas­hombre en ingeniería.

Material eléctrico suministrado por ABB:− 300 km de cable de alta tensión– 200 km de cable de baja tensión– Más de 150 cuadros de distribución de

alta, media y baja tensión– 140 transformadores– 3.000 instrumentos de campo (válvulas

de control, transmisores, manómetros, caudalímetros, etc.)

– 400 km de cable de instrumentación– 400 km de fibra óptica

En cuanto al hardware, el consorcio ABB es responsable de diseñar, entregar, instalar y poner en marcha unos 700 km de conduccio­ nes con casi 10.000 válvulas manuales

ABB es también responsable de cinco torres de telecomunicaciones y calefacción, ventilación y aire acondicionado (HVAC) y de sistemas de extinción de incendios y de diez estaciones de recogida de campo.

Un equipo de ABB sobre el terreno super­ visará el trabajo de casi 2.000 personas empleadas por Sarpi y PetroJet. Se espera que estos trabajadores dediquen cinco millones de horas­hombre a construir e instalar los equipos auxiliares de El Merk a lo largo de unos 42 meses.

25Combustible de integración

Soluciones integradas para proyectos de metano de cuenca hullera

CoLIN PEARSoN – En la exploración de nuevas fuentes de energía, el gas metano de las vetas de carbón relativamente superficiales suscita gran interés. El gas metano era y es uno de los mayores peligros para minas y mineros. Antigua­mente, se metían canarios en la mina que advertían de su presencia. Actualmente, la tecnología para extraer este gas en estado líquido no solo ofrece beneficios comerciales, sino que ayuda a evitar que este gas se escape naturalmente a la atmósfera.

La contribución de ABB a los proyectos de metano en capas de carbón (CBM) radica en sus soluciones plenamente integradas que combinan automatización, seguridad, distribución eléctrica, gestión del agua y telecomunicacio­nes. Esta integración permite la visibilidad total del sistema completo (a menudo distribuido sobre una zona geográfica extensa e inaccesible) para la explotación, el mantenimiento y la gestión de activos y alarmas, desde el yacimiento hasta los sistemas comerciales, estén donde estén.

Combustible de integración

26 revista ABB 2|11

intermedia (la planta de GNL) en un factor de 10.Los sistemas de exploración y producción pueden clasificarse como sistemas de ges­tión del agua y de distribución de la energía a gran escala con el gas metano como subproducto.

Tecnología de extracciónEl CBM se extrae perforando pozos en varias zonas de la relativamente poco pro­funda veta de carbón (situada a centenares de metros con más frecuencia que a milla­

res). La fracturación hidráulica de la veta de carbón se lleva a cabo bombeando en la veta grandes cantidades de agua y arena a alta presión. La arena se deposita en las fracturas abiertas y evita que se cierren cuando la presión de bombeo deja de ac­tuar. El gas pasa a través de las fracturas llenas de arena hacia la boca del pozo ➔ 1.

Los pozos suelen tener dos fases durante su ciclo de vida, una “fase de desagüe” y una “fase de flujo libre”. En la fase inicial, el pozo lleva una unidad de bombeo. Esta unidad se puede eliminar en la fase de flujo libre. Los demás componentes son un dispositivo para la separación del agua, instrumentos, un panel solar con baterías y unidades terminales remotas (RTU).

período de “desagüe”. Esto puede durar de meses a años, según las condiciones de la veta. Cuando la veta de carbón está suficientemente expuesta, se produce la desorción del gas y se puede extraer para su transporte a las plantas de GNL y para su venta posterior.La tasa de desorción de gases de la veta de carbón (velocidad de desorción) depen­de de la cantidad de carbón expuesto (no sumergido). Por lo tanto, se puede utilizar la extracción de agua para regular la pre­sión y el flujo de metano. Es extremada­mente importante gestionar este flujo, ya que en el lado de baja presión suelen usarse conduccio­nes corrientes de PVC. A menudo no es rentable agregar tuberías de acero o costosos dispositivos para aliviar la presión debido al gran número de pozos necesa­rios para que estas soluciones sean viables (el número de pozos suele ser del orden de miles). Además, un flujo mayor puede pro­vocar el agotamiento prematuro de un pozo.El gran volumen de agua eliminado es un factor importante en el proceso de extrac­ción, y a menudo se necesitan plantas de tratamiento de aguas y grandes embalses para organizar la limpieza y la eliminación segura de este subproducto salobre.La desalinización de cabecera y los siste­mas de compresión requieren inevitable­mente grandes cantidades de energía que puede superar los requisitos de la etapa

E l CBM es un componente natural de los hidrocarburos sólidos. El metano se absorbe en la veta de carbón durante el tiempo geoló­

gico correspondiente a su formación por fenómenos biológicos o térmicos. Durante la fase más temprana de carbonificación (el proceso de transformación de la materia vegetal en carbón), se genera metano como subproducto de la acción microbia­na. Este metano permanece encerrado en el carbón hasta que los procesos de ex­tracción (o de aireación) permiten la “des­orción” del gas de la veta a bajas presiones (1 a 4 bar). La tecnología necesaria para activar esta desorción y extraer el gas es relativamente sencilla y a menudo trans­portable.El gas metano es la causa principal de muerte en explotaciones mineras de todo el mundo (sólo en la China, 5.000 muertes o el 80% de todas las muertes anuales en la minería). El metano es también el princi­pal responsable de los gases de efecto in­vernadero y tiene un efecto en el entorno un 21% mayor que el CO2. Extrayendo este gas antes de excavar el carbón, las pérdidas de metano se reducen hasta en un 70% o un 80%, por no mencionar la mejora en la seguridad de los mineros.Las típicas vetas de carbón donde es via­ble la extracción son relativamente poco profundas y están inundadas. Por eso, la fase inicial de la vida de un pozo incluye un

En el mercado global y com­petitivo actual, los sistemas tienen que tener una tecnolo­gía más avanzada que nunca.

1 Soluciones de pozo único y de pozo direccional.

1a Solución de pozo único. 1b Solución de pozo direccional.

Bahía de acumulación

Bahía de acumulación

Puerto de acumulaciónPuerto de acumulación

27Combustible de integración

El planteamiento centrado en la excelencia operativa y los productos y servicios de operaciones integradas de ABB junto con las tecnologías existentes están proporcio­nando una solución extremadamente efi­caz para este tipo de proyectos y para el usuario final. Los factores clave que están atrayendo a los usuarios finales hacia este enfoque son: ➔ 3.

Clientes de ABBLos propietarios operadores de ideas avanzadas ya están preparando los cam­bios en sus estrategias de automatización para tener en cuenta estos desafíos y necesidades futuras de integración (como se ha visto recientemente en los proyectos de CBM en Australia). El concepto de solu­ciones integradas se adapta perfectamen­te a la topología actual del sistema 800xA, así como a su futura orientación que ase­gurará que nuestros clientes puedan apro­vechar mejor sus activos a largo plazo y maximizar el personal disponible, al tiempo que se le proporciona un entorno seguro en el que trabajar.Con la capacidad de ABB para integrar sus sistemas de automatización, telecomuni­caciones y eléctricos (IEC 61850 y Profinet) en el entorno System 800xA, ABB puede

La RTU lleva la información de la boca del pozo a un registro central y a un sistema de control a través de redes inalámbricas. En el caso de ABB, el sistema host puede ser un SCADA o una instalación del sistema 800xA para una solución completamente integrada.Los proyectos de CBM viables pueden requerir muchos miles de pozos donde pueden emplearse diferentes soluciones de perforación. A menudo la topología regional y los estudios de impacto medioambiental serán el factor decisivo a la hora de elegir qué solución adoptar. Ésta puede incluir la perforación vertical directa: un pozo/una RTU o soluciones de perfora­ción direccional donde una RTU controla la producción de hasta diez pozos y tiene un impacto medioambiental mucho menor.ABB TotalFlow es el líder del mercado en EE.UU. en soluciones para pozos de CBM. De los 30.000 a 35.000 pozos de EE.UU., entre 20.000 y 25.000 contienen equipos de ABB ➔ 2.

dificultades técnicasDesde el punto de vista de estos grandes sistemas distribuidos, los proyectos de CBM pueden presentar numerosas dificul­tades técnicas, operativas y de manteni­miento que requieren personal en todas las instalaciones (estaciones de compresión) o necesitan una infraestructura que propor­cione comunicaciones y personal sobre el terreno para responder cuando se produz­can errores, averías o problemas de confi­guración.La integración abre la información y las ins­talaciones a las operaciones de explota­ción, mantenimiento y comercialización, e incluso a los proveedores de paquetes, y todo ello desde una instalación técnica y de control central. Esto minimiza las nece­sidades de personal sobre el terreno y hace que estos sistemas funcionen de for­ma más eficiente y con más seguridad.ABB ha apreciado una evolución clara hacia estas soluciones integradas. El hin­capié que se hace en la integración está llevando a los usuarios finales y a los ope­radores propietarios a seleccionar sus sis­temas de control distribuido (DCS) mucho antes de lo que habría sucedido anterior­mente. En particular, el usuario final no depende del proveedor de EPC para tomar esas decisiones en su nombre en proyec­tos importantes: las motivaciones que mueven la inversión de capital de las empresas de EPC a menudo están en con­flicto con los requisitos operativos a largo plazo de los usuarios.

2 ABB y proyectos de MCH.

ABB lleva muchos años entregando sistemas para metano de cuenca hullera en Estados Unidos y Canadá por medio de su organiza­ción ABB TotalFlow. La empresa ha suministrado en esos países más de 30.000 unidades terminales remotas (RTU) para pozos de MCH. Recientemente ha obtenido un pedido de 58 millones de dólares (que va en aumento) de la empresa australiana CBM junto con BG (Reino Unido) para entregar una solución plenamente integrada con el sistema 800xA y dispositivos RTU de terceros.

Varias importantes empresas de gas conside­ ran ahora el MCH como un negocio viable y están invirtiendo miles de millones de dólares en exploración, extracción e infraestructuras. China es uno de los países en los que más está creciendo el MCH.

Aunque tradicionalmente este gas se ha suministrado directamente a los consumido­ res, ahora empieza a ser viable su venta en el mercado abierto en estado líquido.

Los proyectos de MCH constan de varias partes de tecnología relativamente sencilla: cabezas de pozo, compresión, distribución y acumulación, licuefacción y carga. Las cabezas de pozo descargan el agua que producen en grandes cuencas de acumula­ción para eliminarla más tarde. Se utilizan compresores de baja presión para transferir

el “gas húmedo” a una planta de secado y a continuación, mediante unidades de alta presión, a la red de conducciones de distri­ bución y acumulación, que también se utiliza para la acumulación y el almacenamiento en determinadas condiciones de la planta. Después de estas redes de conducciones se encuentran plantas normales de GNL y siste­ mas de distribución mediante buques.

Su enorme extensión topográfica obliga a maximizar la integración. Esto reduce la ne­ cesidad de enviar cuadrillas de mantenimien­to e ingenieros al yacimiento (situado con frecuencia en terrenos muy accidentados) para trabajos de reparación y configuración.

Gracias a sus abundantes conocimientos especializados y a su amplia cartera de pro­ ductos, ABB está en condiciones de atender las necesidades de estos enormes proyec­ tos y entregar soluciones completamente integradas que combinan automatización, seguridad, distribución eléctrica, tratamiento del agua y telecomunicaciones. Sin el grado de integración que ofrece ABB, el usuario final no podría optimizar la explotación de los datos de diagnóstico disponibles en el sistema central (800xA) y se vería obligado a enviar personal al yacimiento, lo que incrementa todavía más el riesgo de complicaciones de salud y seguridad cuando surgen problemas.

proporcionar a los usuarios finales una visi­bilidad sin precedentes de sus activos y unas operaciones más eficientes.En un reciente estudio de ARC, se estimó que proporcionando visibilidad del estado de los accionamientos del sistema desde una instalación de control central se pue­den evitar más del 44% de los fallos de los accionamientos, lo que evidentemente aumen tará la producción y reducirá al míni­mo los tiempos de inmovilización.Las ventajas de una solución totalmente integrada para la automatización de proce­sos, la seguridad, el control eléctrico, la gestión de la energía y las telecomunica­ciones con un sistema y protocolos comu­nes pueden ser numerosas. Se muestran algunas de ellas en ➔ 4.

Control centralizado de los proyectos de CBMCon sistemas distribuidos tan grandes es imprescindible que los usuarios del sistema tengan acceso a la información importante independientemente de donde se encuen­tre o del tipo de sistema. Al ofrecer un entorno único armonizado y uniforme, ABB puede suministrar a sus clientes sistemas y soluciones que les permitan cumplir con las últimas directrices EEMUA (191 y 201) y

28 revista ABB 2|11

integración o a los costes de funciona­miento a largo plazo.Con los últimos proyectos de CBM en Aus­tralia, ABB pudo combinar todos sus pro­ductos y servicios para que los clientes obtuvieran el máximo de sus sistemas. Los clientes están recibiendo una solución líder en todo el mundo que les situará a la van­guardia de la producción de CBM.

Colin Pearson

ABB Process Automation

St Neots, Reino Unido

colin.pearson@gb.abb.com

Notas a pie de página1 HMI: interface hombre­máquina2 EOW: lugar de trabajo ampliado del operador

Tener la información de funcionamiento o de mantenimiento necesaria a mano garantiza que los usuarios dispongan de la información necesaria para tomar las deci­siones correctas en el momento oportuno y una respuesta rápida a cualquier proble­ma urgente ➔ 5.

Esto tiene ventajas evidentes cuando el tiempo de reparación es crítico.El sistema 800xA, con sus sistemas HMI 1 y EOW 2, permite a los usuarios de sistemas de seguimiento basados en el estado (ope­radores, encargados del mantenimiento y directores) realizar su tarea mucho más efi­cazmente que antes.

Posibles barreras En cierta medida, se pueden crear barreras a la excelencia operativa a largo plazo en la fase de adquisición. A menudo, las estrate­gias de adquisición dictan que, con el fin de comparar costes, deben retrasarse varias secciones de una solución para comparar los costes entre varios provee­dores. Aunque hay una muy buena razón para ello, a menudo hace que los equipos de adquisición seleccionen un componen­te barato sin prestar mucha atención a la

las normas ISO 11064 más estrictas. Estas normas indican cómo deben utilizarse tales sistemas.Planificando sistemas que tienen en cuenta cómo actúan los clientes, ABB entrega ofertas integradas con interfaces de usua­rio comunes independientemente del pro­veedor de los sistemas sobre el terreno. Esto atiende a los intereses a largo plazo de los clientes y otorga una ventaja a ABB frente a otros proveedores de sistemas, ya que el sistema 800xA está diseñado en torno a este concepto.

5 Estación de trabajo de operario ampliada 800xA de ABB.

3 Principales factores que favorecen la explotación integral del MCH.

– La disminución del número de ingenieros y, por tanto, la dificultad de contar con el personal idóneo al frente de los sistemas para garantizar el importantísimo tiempo de producción. Esto cobrará una impor­ tancia especial en lugares como Australia, donde se esperan dificultades de recursos de ingeniería.

– Disponibilidad de capacidad de funciona­miento y acceso remoto a apoyo técnico mundial. Esto proporciona a los usuarios del sistema acceso a conocimientos espe­ cializados de ABB y proveedores terceros sin los gastos y problemas asociados a los desplazamientos por todo el mundo.

– Los proyectos de MCH suelen encontrarse en lugares muy aislados o de ambiente hostil. Por tanto, hay que reducir al mínimo el número y la complejidad de los contratos de servicio sobre el terreno.

– Demanda constante de disminución de los gastos de capital y explotación mejorando y optimizando los sistemas a distancia.

– En un futuro próximo, los problemas de costes y disponibilidad de especialistas competentes obligarán a las firmas de EPC y a los usuarios finales a integrar sus recursos de automatización, TI y electrotecnia. La naturaleza integrada de los sistemas de automatización y las herramientas técnicas de bases de datos, como SmartPlant y Comos PT de Intergraph, facilitan esta necesidad.

– Los calendarios de ejecución del proyecto cada vez más apretados con sistemas

dispares aumentan el riesgo.– Los usuarios finales están elaborando

políticas de excelencia operativa con sus propios grupos y las consideran decisivas para lograr la rentabilidad a largo plazo.

– Hay que tomar decisiones empresariales a tiempo con información obtenida sobre la marcha para aprovechar plenamente las variantes del proceso y las condiciones del mercado.

– Es habitual que en proyectos de MCH haya varias partes interesadas que poseen pozos o grupos de pozos que complican la gestión de la producción y exigen decisiones basadas en datos procedentes de varias fuentes y a varios niveles de la infraestructura (capa del terreno a la empresa).

– La experiencia y las expectativas cambian­ tes de la generación de “operadores” con grandes conocimientos de TI. La forma­ ción futura empezará a abarcar todos los aspectos de los sistemas de automatiza­ ción, incluidos los sistemas eléctricos, de telecomunicaciones y de TI.

– Necesidad de que el personal operativo de producción central vea las múltiples plantas de proceso para armonizar los procedimientos de explotación y manteni­ miento de la empresa.

Se trata de cuestiones muy reales y muy relevantes para los proyectos de MCH a escala extremadamente grande y a muy largo plazo.

4 ventajas de la integración completa.

– Los operadores tienen una percepción uniforme de toda la plataforma y, por tanto, de todos los activos de la planta. Esto incluye listas de alarma, auditorías e informes de gestión de activos comunes para automatización, electricidad y telecomunicaciones.

– Pueden utilizarse herramientas de inge­ niería comunes para la configuración y el mantenimiento.

– El uso de IEC 61850 como norma de integración y dispositivos eléctricos inteli­ gentes (IED) reduce el riesgo y el coste, y proporciona grandes cantidades de datos de diagnóstico a los sistemas integrados de alarmas e incidentes y de gestión de activos.

– Los sistemas informatizados de gestión del mantenimiento (CMMS) controlan toda clase de activos, tanto instrumentos de campo SMART como sistemas IED o de telecomunicaciones.

– Pueden generarse informes de activos y de producción a partir de datos actuales de todos los activos conectados a nivel de empresa. Los responsables comerciales pueden tomar decisiones más atinadas si tienen acceso a información en tiempo real de toda la planta. Esto mejora las decisiones fiscales y de producción.

ABB ofrece esto desde un único conjunto armonizado que ha convertido a nuestro sistema 800xA en el líder del sector en estos grandes proyectos distribuidos de MCH.

29Una nueva tendencia en salas eléctricas

ANdREAS RENULF, J. PAUL SINGH – Tradicionalmente, las empresas del sector del petróleo y el gas y las de ingeniería, adquisición y construcción (EPC) recibían las aparamentas, accionamientos, equipos de distribución periféricos y sistemas de automatización de múltiples proveedores de equipos eléctricos y obtenían la sala eléctrica de un inte­grador. Pero la necesidad de reducir el riesgo, el coste y

el plazo de entrega ha cambiado esta práctica. En la actualidad, se observa una tendencia clara a ofrecer siste­mas eléctricos y de automatización integrados, instalados y puestos en servicio previamente junto con la sala eléctrica completa. ABB tiene la cartera perfecta para satisfacer esta demanda y ya ha suministrado muchas de estas instala­ciones.

Una nueva tendencia en salas eléctricas Las salas eléctricas personalizadas se entregan ahora con sistemas eléctricos y de automatización totalmente integrados

30 revista ABB 2|11

Reducción del plazo de entregaEl enfoque tradicional de varios proveedo­res de equipos requiere que la sala eléctri­ca esté terminada antes de suministrar, instalar, cablear y poner en servicio los pro­ductos. Con las salas eléctricas prefabrica­das, esto se puede hacer en paralelo y el sistema de trabajo se suministra en un solo

paquete en la instalación, lo que reduce el tiempo necesario para la entrega y el pro­ceso de instalación.

El peso y el tamaño son factores clave a la hora de instalar la sala eléctrica en una plataforma marina o como un módulo so­bre una plataforma flotante de producción,

sala eléctrica y los requisitos de acondicio­namiento de aire, lo que obligará a la empresa a comunicar el cambio a cada proveedor, así como al integrador de la sala eléctrica, los cuales deberán realizar los cambios pertinentes. La probabilidad de que se produzcan errores asociados a este tipo de configuración es elevada. La contratación de un solo proveedor para suministrar el equipo y gestionar la sala eléctrica puede reducir este riesgo.

Reducción de costesSe puede incurrir en costes de muchas maneras. Y cuando se trata del suministro de sistemas eléctricos y de automatiza­ción, una de las formas más rápidas es tener varios proveedores, que muy a menudo deben instalar el equipo en sitios remotos.

Con un único proveedor, se envía el siste­ma completo totalmente operativo y listo para su uso; cuando el equipo llega a la instalación, ya se ha configurado y proba­do y solo debe “conectarse”.

Además, los recintos prefabricados o salas eléctricas ➔ 2, ➔ 3 pueden enviarse como módulos, de forma que requieran poco montaje en la instalación. Si hubiera cam­bios en las cargas eléctricas durante el proceso de diseño, los cambios inherentes posteriores no deben conllevar una carga económica añadida, ya que todo ello lo gestiona centralmente un único proveedor. Además, la reducción del trabajo in situ tiene como consecuencia un ahorro eco­nómico importante.

1 Subestación UniGear de tipo ZS1 de ABB en una planta eléctrica

Para algunos proveedores de sistemas y equipos eléctricos, gestio­nar la integración de la sala eléctrica es un área relati­vamente nueva que requiere conocimientos más amplios.

P ara numerosas empresas, no cabe la menor duda de que es una gran ventaja tener un único proveedor para distintos pro­

ductos. Tradicionalmente, en el sector del gas y el petróleo los equipos eléctricos –in­cluidas aparamentas ➔ 1, accionamientos, equipos de distribución y sistemas de au­tomatización– los han suministrado dife­rentes proveedores. Además, la sala eléc­trica protectora en la que todo este equipo debe guardarse solía proporcionarla otro proveedor diferente. Esta situación conlle­va un mayor riesgo de producirse errores de integración, costes más elevados y tiempos de puesta en servicio más largos.

Un único proveedor capaz de diseñar, montar, empaquetar, probar y suministrar el equipo, así como de gestionar la fabrica­ción de la sala eléctrica, es la clave para reducir estos riesgos, costes y tiempos de puesta en servicio y los gastos de capital del proyecto.

Reducción del riesgoEn el suministro convencional del equipo a una empresa de petróleo y gas o a una de EPC participan varios proveedores. Esto significa que incluso un cambio menor en las cargas eléctricas provocará una cade­na de cambios en, por ejemplo, la apara­menta, el par de accionamiento, el número de entradas/salidas, la configuración de la

Imagen del títuloSala eléctrica marina (en primer plano)

31Una nueva tendencia en salas eléctricas

bia la ubicación del cuadro eléctrico, tam­bién debe cambiar la longitud del cable.

Las compañías petrolíferas y de EPC pue­den gestionar la fabricación de salas eléc­tricas. Pero trasferir esta responsabilidad a un proveedor como ABB puede ser una gran ventaja. Para asegurar unos buenos resultados, es esencial que se conozca la capacidad del integrador de la sala eléctri­ca. Además, como el coste de la sala pue­de ascender hasta el 50% de todo el pedi­do, hay que tener cuidado también con la estructura de precios del integrador. Para conseguir el mejor precio, ABB consolida su capacidad de compra desde una pers­pectiva global.

El componente final esencial tras la entrega es, por supuesto, el servicio. Con un solo proveedor, como ABB, la compañía petro­lífera o de EPC tiene garantizado un único punto de contacto para todos los servicios necesarios en todos los productos de ABB, así como en la sala eléctrica.

Entrega de la sala eléctrica con éxitoCada proyecto de sala eléctrica es una solución técnica personalizada con requisi­tos únicos. Se realizan inspecciones de garantía marina y estudios de viabilidad para factores como la elevación de cargas pesadas, la conservación, el amarre y trincaje en el mar y los procedimientos de descarga para todos los proyectos en alta mar. Además, ABB tiene integradores cualificados y competentes en el Sudeste asiático y China.

almacenamiento y descarga (FPSO). Esto hace que la interacción entre el fabricante de la aparamenta y el integrador de la sala eléctrica sea aún más crucial, ya que no hay espacio en esta última para posibles cambios en la primera.

Proveedores únicos en todos los sectoresAlgunas grandes empresas de EPC, en concreto de Japón, han perdido una im­portante cantidad de dinero al incurrir en excesivos gastos asociados al trabajo in situ. En consecuencia, estas empresas han empezado recientemente a utilizar el enfoque de un único proveedor, que super­visa asimismo la fabricación de la sala eléc­trica. Otros sectores también están utili­zando este planteamiento. La industria minera también está motivada para reducir la necesidad del trabajo in situ, ya que las minas están situadas frecuentemente en áreas aisladas donde es difícil contratar a personal cualificado. La industria de la generación de energía eléctrica también comienza a preferir este enfoque de un único proveedor por la misma razón: las centrales suelen estar situadas en zonas aisladas.

ABB suministra casi todo el equipo que se necesita dentro de una sala eléctrica, e instala y prueba los productos en ésta antes de enviarlos. Cuando un único pro­veedor suministra todos los productos, la compañía de petróleo o de EPC tiene un solo punto de contacto y un solo pro­veedor que acepta toda la responsabilidad del suministro, lo que reduce el riesgo de demora y de que se disparen los costes.

Nuevos desafíosEl suministro de aparamenta, acciona­mientos, sistemas de automatización y otros sistemas similares de alta eficiencia es algo habitual para ABB.

Pero para un proveedor de sistemas y pro­ductos eléctricos, gestionar la integración de la sala eléctrica es un área relativamente nueva que requiere conocimientos más amplios en campos como ingeniería es­tructural, ingeniería de HVAC, ingeniería de sistemas de gas e incendios, inventario de cables y, lo que es más importante, gestión de proyectos. Asumir la responsabilidad de la integración y aceptar los riesgos inheren­tes adicionales precisa todas estas capaci­dades y muchas más. Los cambios en la sala eléctrica son inevitables y deben ges­tionarse con cuidado. Por ejemplo, si cam­

2 Construcción de una planta eléctrica marina

Con un único pro­veedor, se envía el sistema completo totalmente opera­tivo y listo para su uso; cuando el equipo llega a la instalación, ya se ha configurado y probado y solo debe “conectarse”.

32 revista ABB 2|11

Calidad

En ABB la calidad es un componente esencial de los productos y servicios. Los sistemas avanzados de gestión de calidad de la empresa abarcan todo el proceso empresarial, desde la respuesta a las con­sultas iniciales del cliente, pasando por la entrega del producto final, hasta la puesta en servicio y el servicio posventa. Por ejemplo, el personal cualificado de control de calidad está presente en todo momento durante la fase de construcción en el lugar de la instalación. El equipo de garantía de calidad de la empresa desarrolla y revisa todos los procedimientos de calidad.

Control de documentos

El control de documentos es una impor­tante función de servicio implantada en todos los proyectos de ABB, que gestiona la transmisión, el flujo y el almacenamiento de todos los documentos relacionados con el proyecto. Se asigna a un controla­dor de documentos, que se encarga de gestionarlos. Las herramientas de docu­mentación, como el EDMS (sistema elec­trónico de gestión de documentos), apor­tan un valor añadido al proyecto y reducen el tiempo necesario para el envío durante la ejecución.

Gestión de la cadena de suministro

Un miembro integral del equipo del proyec­to es el gerente de adquisiciones, entre cuyas responsabilidades se incluye la ges­tión de la cadena de suministro, los presu­puestos, las evaluaciones de los proveedo­res y la documentación y certificaciones correspondientes. La función del director del proyecto incluye la coordinación de esta función de adquisición para garantizar una gestión eficaz de los materiales espe­cíficos para el proyecto.

Andreas Renulf

Antiguo miembro de ABB Process Automation,

Oil, Gas and Petrochemicals

J. Paul Singh

ABB Process Automation,

Oil, Gas and Petrochemicals

Singapur

paul.singh@sg.abb.com

Equipo de gestión de proyectos eficaz

Como la entrega con éxito de la sala eléctrica depende en gran medida de una buena gestión del proyecto y de la integra­ción, y como el sector más afectado es el del petróleo y el gas, se dispone de proce­dimientos rigurosos de certificación de la gestión de proyectos y procedimientos adecuados de revisión de riesgos. Un equi­po de gestión de proyectos eficaz debe tener experiencia en proyectos de salas eléctricas. ABB ha demostrado su gran capacidad de gestión de proyectos en el suministro de grandes pedidos.

Seguridad y salud en el trabajo

ABB está comprometida con la salud y la seguridad, no solo por su preocupación

por sus empleados y compañeros en el negocio, sino tam­bién para garantizar que sus productos y soluciones técni­cas cumplan las normas más estric­tas. La valoración global de riesgos se lleva a cabo antes de que se inicie cualquier trabajo de fabricación o en las instalaciones del cliente. Las normas de seguridad se aplican al diseño

técnico y a las fases de planificación del proyecto para garantizar su cumpli­miento durante todo el ciclo de vida de la central.

Equipo experto para las propuestas de

proyectos

Un factor importante del éxito en los proyectos de salas eléctricas de ABB es una propuesta técnicamente sólida. Como ya se ha mencionado, la fabrica­ción constituye hasta el 50% del valor total del contrato de un proyecto de sala eléctrica. Incorporar a técnicos con gran experiencia en salas de este tipo durante la fase de propuesta reduce los riesgos en la gestión del proyecto y las posi­bilidades de que el integrador realice cambios en los pedidos. Estos ingenie­ros pueden revisar aspectos como el peso de la estructura, la HVAC requeri­da, el cableado (incluidos los cables de interconexión), las escaleras, las bande­

jas y los sistemas de gas e incendios según las especificaciones. Este enfo­que garantiza que la propuesta de ABB sea precisa.

3 La planta eléctrica marina casi terminada

Con un único proveedor como ABB, la compañía petrolífera o de EPC tiene garantizado un único punto de contacto para todos los servicios requeridos en todos los productos de ABB, así como en la sala eléctrica.

33Aguas tranquilas

MARCo APICELLA, NUNZIo BoNAvITA, PAoLo CAPELLI, RAIMoNdo

CIANFRUGLIA – El agua de producción es agua residual oleosa que se coproduce durante la extracción del petróleo y el gas, y cuya gestión constituye un problema importante en términos medioambientales por su elevado contenido en sales. Es esencialmente agua atrapada en formaciones subterráneas que se extrae a la superficie junto con el petróleo o el gas. Constituye el producto secundario o la corriente residual de mayor volumen asociado con la producción de petróleo y gas. La gestión de esta agua presenta dificultades importantes y costes para los operadores [1], y su eliminación puede ser un problema en términos medioambientales debido a su elevado contenido en sales.

Una solución flexible, compacta y eficaz para la tecnología de separación del agua y el petróleo

Aguas tranquilas

34 revista ABB 2|11

tante tecnología que se emplea para lim­piar las aguas residuales y hacerlas aptas para su vertido en la red de alcantarillado, y proporciona un concentrado oleoso suficientemente rico que admite la com­bustión.

Aunque estos métodos proporcionan una buena respuesta del proceso con una gran variedad de flujos y pueden alcanzar valo­res de limpieza de hidrocarburos totales típicos de 100 mg/l, no pueden cumplir la

normativa europea propuesta de protec­ción medioambiental, además de su posi­ble incumplimiento de la directiva ATEX para procesos en ambientes explosivos [4].

ra. No se puede esperar que la OWS cum­pla los exigentes requisitos modernos de protección medioambiental o que pueda implantarse en lugares aislados como opción de tratamiento de la planta.

Diversas configuraciones modernas de tecnologías de separación han ampliado las opciones de tratamiento de las aguas residuales oleosas, desde depuradores centrífugos hasta separadores de placas coalescentes e incluso ultrafiltración para separar y concen­trar las distintas corrientes de resi­duos. Las aguas residuales oleosas generalmente pue­den separarse en petróleo y agua por gravedad, con el separador API o con un separador de placas paralelas. El petróleo superfi­cial puede eliminar­se con varios dispo­sitivos. También se puede utilizar la flotación con aire para los casos más difíciles, o donde sí hace falta más rendimiento o una recuperación más rápida. En la flotación con aire pueden utili­zarse aditivos químicos para mejorar la separación. La ultrafiltración es una impor­

L as aguas residuales oleosas son un importante problema ambien­tal en muchas industrias [2]. Las industrias del metal, textil, auto­

moción, petroquímica y aeronáutica están afectadas por este problema. El tratamien­to convencional de los efluentes del proce­so suele implicar una combinación de procesos físicos, químicos y biológicos. Además del agua de formación, la extrac­ción de gas produce también agua con­densada que tiene un mayor contenido de hidrocarburos aromáticos de bajo peso molecular, como benceno, tolueno, etil­benceno y xileno (BTEX) que la procedente de la extracción de petróleo; por tanto, es relativamente más tóxica que el aguas de producción del crudo. Los estudios indican que las aguas de producción descargadas de plataformas de gas y condensados son unas 10 veces más tóxicas que las descar­gadas de plataformas petrolíferas [3].

Durante décadas, la solución para estas aguas oleosas se basó en la API 650 de tratamiento de separación de aguas resi­duales oleosas (OWS). La OWS emplea la separación gravimétrica en lagunas segui­da de reprocesamiento de la parte recupe­rada de petróleo flotante y clarificación en el estanque de retención de las aguas resi­duales antes del vertido en el suelo, lo que provocaba una contaminación considera­ble de las aguas subterráneas y la atmósfe­

La gestión de las aguas resi­duales oleosas es un proble­ma importante en términos medioambientales debido a su alto contenido de sales y a los entornos a menudo exi­gentes donde se producen y procesan.

1 Situación de las plantas de las plantas de despetrolización del agua.

Haoud Berkaoui

Gassi Touil

Hassi R’Mei

Argel

Marruecos

Malí

Níger

Mauritania

Argelia

Libia

Túnez

EspañaSiciliaMar Mediterráneo

Océano Atlántico

35Aguas tranquilas

do (puesta en marcha en 2001), mientras que las dos unidades más pequeñas, la Norte y la Sur, se pusieron en marcha en 2006. Tanto la planta Central de Hassi R’Mel como la de Gassi Touil se sometieron a una importante reforma en 2008 como parte de este proyecto, con el fin de mejorar su eficiencia y efectividad.

Tecnología de procesosSimplificando, se pueden distinguir tres ciclos de tratamiento distintos:– Agua: el agua procedente de la planta

de producción de gas y petróleo, que contiene hidrocarburos y partículas sólidas en suspensión, se recoge en un depósito de almacenamiento. El agua pasa por un separador de placas corrugadas (CPI) y a continuación por una unidad de floculación, donde se añaden productos químicos específicos (agente de floculación y coagulante). El agua se transfiere a una unidad de flotación y el agua limpia pasa por un filtro antes de inyectarla bajo tierra.

– Petróleo: los hidrocarburos que flotan en la superficie del interior del depósito de almacenamiento y del CPI se recuperan con limpiadores (skimmers) de petróleo (de disco) y se recogen en un depósito antes de enviarlos a la unidad de producción de petróleo del cliente.

– Lodo: las masas floculantes que se crean dentro del CPI y la unidad de floculación se envían a la unidad de flotación. Los floculantes crecen hasta que se conviertan en lodos, que se recuperan con el raspador dentro de la unidad de flotación y se envía a la máquina espesante. Los lodos recogi­dos en la parte inferior del depósito de

Además, ninguno de estos métodos de fil­trado es capaz de tratar las aguas residua­les producidas para eliminar los metales pesados, DQO, nitrógeno y fósforo sin pro­cesos de tratamiento más avanzados, como la precipitación química, la remoción por aire, la oxidación química o la adsor­ción en carbono activado. Por lo general, estos procesos avanzados no pueden implantarse en lugares aislados como opción de tratamiento estándar, y todos producen un concentrado o lodo tóxico que exige otro tratamiento o su eliminación como residuo especial.

Plantas de despetrolización del aguaEntre los años 2000 y 2006, ABB ha cons­truido y estudiado plantas de despetroliza­ción del agua en tres sitios diferentes del norte de África ➔ 1:

– Tres plantas en la región de Hassi R’Mel (total de 3.400 m3/día).

– Tres plantas en la región de Haoud Berkaoui (total de 4.800 m3/día).

– Una planta en la región de Gassi Touil (total de 2.400 m3/día).

ABB ha construido estas siete plantas jun­to con SARPI (empresa conjunta de ABB y Sonatrach).

Después de la entrega, el funcionamiento y el mantenimiento de las plantas se realiza­ron localmente hasta 2007 cuando, debido a un cambio de política, se decidió sub­contratar los servicios correspondientes.

ABB y SARPI fueron seleccionadas para supervisar el funcionamiento y todas las actividades de servicio durante un periodo de cinco años en las siguientes cuatro plantas de despetrolización del agua:– Tres plantas en la región de Hassi R’Mel

desde marzo de 2009.– Una planta en la región de Gassi Touil

desde febrero de 2009.

Las tres plantas de despetrolización de agua situadas en la región de Hassi R’Mel se denominan “Norte”, “Central” y “Sur”, por su posición geográfica relativa.

La más grande es la Central, con una capacidad de tratamiento de 2.400 m3/día, mientras que las otras dos son bastante más pequeñas, con una capacidad de sólo 500 m3/día.

La planta de Gassi Touil tiene la misma capacidad que la planta Central de Hassi R’Mel y se construyó en el mismo perío­

El filtrado mecáni­co tradicional se mejora con el filtra­do químico, que recubre los granos de arena con aditi­vos químicos.

2 Esquema de tratamiento del agua contaminada por petróleo.

Agua tratada

Agua oleosa

Etapa 1 Etapa 2 Etapa 3 Etapa 4 Etapa 5

Petróleo de salida

Lodo Lodo LodoPetró­

leoPetró­

leoSalida de lodos deshidratados

Unidad de floculación

Base de coagulante

Depósito de almacena­

miento

Unidad de flotación

Depósito de recuperación de petróleo

Filtra­ción

Máquina espesante

Placas corrugadas

Base de floculante

36 revista ABB 2|11

se recuperan con el raspador y se envían a la máquina espesante S­105. El agua tratada sigue distintos caminos dependiendo de la planta:– En las plantas de Gassi Touil y Haoud

Berka­oui, el agua tratada se transfiere a un estanque exterior donde se evapora.

– En la planta de Hassi R’Mel, el agua tratada pasa por una unidad de filtrado antes de ser inyectada bajo tierra.

La quinta y última etapa es el espesamien­to sólido y el secado, que consiste en la aglomeración y centrifugación de los sóli­dos procedentes de la unidad de flotación S­104, de los lodos del depósito de alma­cenamiento S­101 y de los sólidos del CPI y de la unidad de floculación S­103. El lodo centrifugado resultante se almacena al exterior.

ProblemasEl tratamiento de aguas en estos casos concretos ha sido particularmente difícil. Los autores realizaron una investigación exhaustiva y diversos ensayos con gran número de productos comerciales que se usan comúnmente para las aguas oleosas e industriales, pero sin alcanzar resultados totalmente aceptables.

Sin embargo, una novedosa formulación estequiométrica de los productos tradicio­nales logró resultados sorprendentemente buenos y dio pistas sobre la dirección que

almacenamiento, en la unidad de flotación y en la unidad de floculación se envían a la máquina espesante.

El proceso de tratamiento del agua es simi­lar para las plantas de Hassi R’Mel, Gassi Touil y Haoud Berkaoui y consta de cinco etapas principales que se ilustran en la figura ➔ 2:

Durante la fase de almacenamiento, los hidro carburos más ligeros se acumulan en la superficie del agua en el depósito S­101 y se recuperan con el limpiador de petróleo (de disco) antes de enviarlos al depósito de recuperación S­108.

El agua se transfiere al CPI S­102 para llevar a cabo la separación física del agua y los hidrocarburos. Se agrega un agente de floculación específico al agua en el interior del CPI para producir floculados que cre­cen hasta transformarse en lodos, lo que facilita la recuperación de hidrocarburos y partículas sólidas. La tercera etapa tiene lugar en la unidad de floculación S­103, donde se añade al agua un coagulante es­pecial en el interior del S­103 para eliminar el material coloidal.

El agua se transfiere desde la unidad de floculación S­103 a la unidad de flotación S­104, donde se inyecta aire comprimido que crea burbujas de aire muy finas que recogen los floculados y los llevan a la super ficie del agua. Los sólidos flotantes

3 Hangar H­101 (Hassi R’Mel).

La solución utiliza ingredientes de base baratos y fácilmente disponi­bles, una ventaja decisiva en zonas desérticas.

37Aguas tranquilas

– El equipo de explotación de la planta, formado por un jefe y cuatro operarios (dos para el turno de día y dos para el de noche).

– El equipo de mantenimiento de la planta, formado por un mecánico, un electricista, un técnico de instrumenta­ción y un ayudante.

– Un técnico de laboratorio.

Las actividades de mantenimiento se basan en un plan detallado de manteni­miento que se ha preparado previamente, empezando por los manuales de manteni­miento de los equipos y un análisis de su criticidad. El plan se desarrolló para asegu­rar la disponibilidad y fiabilidad de la planta y para garantizar el total cumplimiento de los requisitos medioambientales, de salud y seguridad. La planificación ha reducido el mantenimiento correctivo y ha optimizado las actividades programadas y preventivas de mantenimiento, incluidas:– Revisiones principales.– Inspecciones mecánicas y estáticas de

los equipos.– Controles de la instrumentación y

componentes eléctricos.– Sustitución de repuestos.– Reposición de lubricantes.– Limpieza general.

Para garantizar el correcto funcionamiento de las plantas de despetrolización del agua, un técnico de laboratorio, que se encarga de analizar el agua de todas las

Se ha elegido el proceso de tratamiento de aguas por una serie de ventajas destaca­das inherentes a su implantación.De hecho, el método propuesto:– Puede adaptarse para tratar aguas

oleosas de salinidad elevada.– No depende del pH de las aguas

residuales.– No depende de la temperatura de las

aguas residuales.– Tiene flexibilidad total del flujo (del 0% al

100% del flujo máximo de entrada de agua).

– Mejora la eficiencia energética reducien­do el número de bombas gracias al uso del flujo por gravedad.

Esta propuesta también se caracteriza por ocupar poco espacio, pues se aloja en una zona interior de sólo 35 metros de anchura por 80 metros de longitud ➔ 3.

La solución permite una gestión sencilla por parte del operador local y emplea produc­tos químicos que se pueden producir sobre el terreno a partir de ingredientes básicos económicos fácilmente disponibles, un aspecto decisivo en zonas desérticas como éstas. Por último, hay que tener en cuenta que debido al diseño, las plantas de despe­trolización pueden construirse sobre pati­nes (en fábricas o talleres) y luego transpor­tarse a la obra para su instalación final y puesta en servicio.

Funcionamiento y resultadosLas plantas de Gas­si Touil y la Central de Hassi R’Mel se pusieron en marcha después de una remodelación en el primer trimestre de 2009.

Para cada planta de despetrolización de agua se han preparado tres grupos con el fin de garantizar un funcionamiento conti­nuo y eficaz:

debía seguirse. Otros experimentos culmi­naron en el diseño y la construcción de un dispositivo montado sobre patines capaz de preparar y procesar automáticamente el aditivo en la dosis óptima, a partir de mate­rias primas disponibles en esas regiones en desarrollo.

También se ha mejorado la etapa de filtra­do porque el agua que entra en los filtros se mezcla con el mismo aditivo. De esta forma, el filtrado mecánico tradicional se mejora con el filtrado químico en el que los granos de arena se recubren con aditivos químicos.

Por último, el proceso es lo suficientemen­te flexible como para permitir la adaptación a las necesidades y características de la planta. En nuestra experiencia, es tan importante la capacidad para comprender y adaptarse a las dificultades específicas del agua y del medio ambiente como la tecnología de base.

ventajasLos equipos y el método innovador están pendientes de patente y presentan la ven­taja añadida de ser relativamente baratos y potencialmente capaces de eliminar una importante cantidad de metales pesados mediante un procedimiento de intercambio iónico.

El proceso es suficientemente flexible como para permitir la adaptación a las necesidades y características de la planta; además, el enfoque innovador y los equipos han reducido de forma considerable el tamaño.

5 Resultados de calidad del agua de la planta de despetroleado de Hassi R’Mel.

Unidades Agua Agua valores aceptables entrante saliente después del tratamiento

Concentración de hidrocarburos mg/kg 278.90 0.70 5

Concentración de sólidos mg/kg 11.05 0.34 20 (SiO2) en suspensión

Grado de filtración µm >> 5 < 5 5

4 Actividades operativas de las plantas.

– Comprobación regular de los parámetros del proceso (sobre el terreno y en la sala de control).

– Registro y análisis de valores y tendencias de los parámetros del proceso.

– Gestión de la planta en función de las tendencias de los parámetros del proceso (apertura y cierre de válvulas de control, aumento o disminución de aditivos químicos, etc.).

– Comprobación visual de equipos e instrumentos.

– Diagnóstico preliminar de funcionamiento incorrecto (anomalías en el ruido, las vibraciones, la temperatura, etc.).

– Registro del consumo y la reposición de aditivos químicos.

– Paso de las máquinas a un estado seguro antes de iniciar operaciones de mantenimiento.

– Apagados y arranques planificados de la maquinaria.

– Coordinación con el personal de mantenimiento y los técnicos de laboratorio.

38 revista ABB 2|11

Por sus características intrínsecas, el método descrito (pendiente de patente) es adecuado para el tratamiento de aguas residuales muy salinas, lo que lo convierte en una opción excelente para el tratamien­to de aguas residuales procedentes de las plantas de producción de gas y petróleo.

La metodología promete ampliarse fácil­mente y con éxito a las unidades de trata­miento de aguas en entornos tan diversos como refinerías y fábricas de pasta de papel y papel, sin mencionar el mercado potencialmente importante de la produc­ción de petróleo a partir de arenas bitumi­nosas en regiones como Alberta, Canadá, donde el proceso de extracción requiere enormes volúmenes de agua.

Marco Apicella

Nunzio Bonavita

Paolo Capelli

ABB Process Automation, Service

Milán, Italia

marco.apicella@it.abb.com

nunzio.bonavita@it.abb.com

paolo.capelli@it.abb.com

Raimondo Cianfruglia

Oil and Gas Services Srl

Merate, Italia

Lecturas recomendadasLa parte técnica de este artículo se basa en los resultados que se han publicado en polutionsolu­tions ­online.com, mayo/junio de 2010 y en Processing and Control News Europe, junio de 2010.

Referencias [1] Veil, J. A., et al., (enero de 2004). A White

Paper Describing Produced Water from Production of Crude Oil, Natural Gas, and Coal Bed Methane. Preparado por Argonne National Laboratory para US Department of Energy, National Energy Technology Laboratory.

[2] Zeman, L. J., Zydney A. L., (1996). Microfiltra-tion and Ultrafiltration: Principles and Applica-tions. CRC Press.

[3] Jacobs, R. P., Grant, R. O. H., Kwant, J. et al., (1992). The Composition of Produced Water from Shell Operated Oil and Gas Production in the North Sea. En J. P. Ray y F. R. Englehart dirs., Produced Water: Technological/ Envi ron- mental Issues and Solutions. Plenum Press.

[4] Orlebeke, D. Electro­Catalytic Oxidation of Oily­Wastewater Process Streams. Consultado en 2009 en http://www.waterandwastewater. com/www_services/ask_tom_archive/electro_ catalytic_oxidation_of_oily_wastewater_ process_streams.htm

veces menores que las especificaciones por contrato del cliente ➔ 6.

La planta emplea equipos (bombas, moto­res, compresor del aire, etc.) e instrumen­tos (indicadores, transmisores, etc.) corrientes para los que los operarios no necesiten conocimientos o experiencia especiales. El funcionamiento de las plan­tas de despetrolización del agua es relati­vamente sencillo y todo el proceso está controlado y regulado por un DCS situado en la sala de control. La distribución y el perfil hidráulico de la planta se han diseña­do para optimizar el uso del flujo por grave­dad y reducir el número de bombas. Los componentes eléctricos e instrumentos cumplen la directiva ATEX y la planta está protegida por un sistema de extinción de incendios que usa agua, espuma y CO2, según corresponda. La construcción y pre­paración de la planta llevaron aproximada­mente dos años, incluidas seis semanas de verificación y puesta en servicio.

opciones para el futuroLa estrategia y la implantación del trata­miento de aguas oleosas aquí descritas están demostrando un éxito notable en muchos aspectos. Primero, se han alcan­zado y superado los objetivos de rendi­miento en términos de calidad de las aguas tratadas y liberadas. En segundo lugar, este rendimiento se ha conseguido en un tiempo razonablemente corto y siguiendo un procedimiento inteligente y cuidadoso que ha demostrado ser sostenible en el tiempo. Por último, este diseño es eficiente energéticamente y permite al operador reducir los costes de explotación.

plantas de despetrolización en una misma región, realiza regularmente análisis de laboratorio. Un funcionamiento correcto requiere que se efectúen diariamente los siguientes análisis de calidad en muestras de agua:– Concentración de hidrocarburos (HC).– Concentración de sólidos en suspen­

sión (TSS) o turbidez.– Grado de filtración (sólo para la región

de Hassi R’Mel).– pH (sólo para la preparación del agente

de floculación).

Después de la puesta en marcha de las plantas y las primeras experiencias de fun­cionamiento, los análisis de laboratorio mostraron resultados siempre excelen­tes ➔ 5.

Cabe destacar que el contenido de hidro­carburos y los valores de concentración de sólidos en el agua de salida son 7 y 55

6 Evaluación visual de los resultados del proceso de purificación del agua.

El contenido de hidrocarburos y los valores de concen­tración de sólidos en el agua de sali­da son 7 y 55 veces menores que las especificacio­nes por contrato del cliente.

39Prueba de grandes ASdS

dANIELE BUZZINI, MAURIZIo ZAGo – Mover un compresor con un sistema de accionamiento de velocidad ajustable (ASdS), que es el conjunto formado por el transformador, el convertidor y el motor, asegura una mayor flexibilidad y rendimiento, menores costes de mantenimiento y un impacto más reducido sobre el medio ambiente. Por esa razón está creciendo el uso generalizado de compresores y bombas movidos por ASdS en las aplicaciones del petróleo y el gas, en particular para el transporte y la licuefacción e inyección del gas. Este artículo se mete ente bastidores para observar la prueba de grandes ASdS y la forma en que se demuestra a los clientes que el sistema cumple las prestaciones de la fase de diseño antes de su entrega en obra [1].

Prueba de sistemas de accionamientos de velocidad ajustable que aportan nuevos niveles de eficiencia a los clientes del sector del petróleo y el gas.

Prueba de grandes ASDS

40 revista ABB 2|11

armario de excitación del LCI. El propio devanado excitador, que genera el campo giratorio, se alimenta a través de la máquina excitadora y el puente de diodos giratorio.

La compensación del factor de potencia y el filtro de armónicos (PFCHF) tiene la fun­ción principal de compensar el consumo de energía reactiva LCI. La elección de la composición del filtro (es decir, el número de ramas, el ajuste, etc.) se lleva a cabo de forma que se reduzca en lo posible la inyección de armónicos de corriente por ASDS en la red.

La prueba “espalda con espalda”Para este proyecto concreto, el usuario final pidió una prueba de funcionamiento del ASDS completo de acuerdo con las normas Shell de práctica de diseño e ingeniería. El LCI es un convertidor de cuatro cuadrantes, que puede utilizarse en modo de motor o de frenado, que se adapta bien a la configuración de ensayo “espalda con espalda”. En esa configu­

ración de ensayo, se colocaron dos ASDS alineados: uno trabajando como motor (accionador) y otro como genera­dor (freno) ➔ 2.

La potencia activa absorbida por el motor es generada por el freno (generador) y reci­clada de nuevo en el motor (accionador). Por otra parte, la energía reactiva es absor­bida por ambos convertidores (accionador

El convertidor LCI es uno de los acciona­mientos más fiables disponibles en el mer­cado. El LCI se basa en la tecnología de tiristores y consta de dos rectificadores de tiristores de entrada de seis pulsos, una reactancia DC­Link, dos inversores de tiris­tores de seis pulsos, el sistema de control y una unidad de excitación de motor sín­crono y unidad de refrigeración. El LCI actúa como fuente de corriente para el motor; los rectificadores controlados están conmutados por red mientras que los inversores están conmutados por carga. Los tiristores se seleccionan en configura­ción N+1 para que, incluso en el caso de fallo aislado, el convertidor pueda seguir produciendo plena potencia, manteniendo así la disponibilidad del sistema. La reac­tancia de CC sirve para suavizar la corrien­te de CC así como para reducir las corrien­tes de fallo en el DC Link.

La máquina síncrona de cuatro polos y rotor macizo tiene dos devanados desfasa­dos 30º, adecuados para la conexión al inversor de 12 pul­sos. La corriente alimentada a cada uno de los devana­dos trifásicos man­tiene los seis pul­sos, pero el campo magnético resultan­te en el entrehierro presenta únicamen­te armónicos carac­terísticos de 12 pulsos. Esto reduce la fluc­tuación del par en el eje, así como el aumento de temperatura del rotor produci­do por las pérdidas por armónicos de la corriente inducida en el rotor.

La excitación del motor se realiza sin esco­billas con un devanado trifásico del estator (excitador), alimentado por una unidad es­tática de excitación montada dentro del

E n 2009, la división de automa­tización de procesos para el petróleo y el gas de ABB consi­guió en los Emiratos Árabes Uni­

dos (EAU) dos contratos que incluían dos ASDS de 18,2 MW nominales destinados a mover compresores centrífugos para insta­laciones impulsoras de gas y otros dos de 13,5 MW nominales destinados a mover los utilizados para la inyección de gas.

Los ASDS seleccionados para este pro­yecto se basan en la tecnología de inversor de carga conmutada (LCI), formado cada uno de ellos por un transformador de cua­tro devanados, un LCI de 12 pulsos, un motor síncrono y una compensación del factor de potencia y filtro de armónicos ➔ 1.

El transformador de cuatro devanados se compone de un devanado primario y tres secundarios. Dos devanados del secunda­rio alimentan el rectificador convertidor de 12 pulsos, que está conmutado en línea, mientras que el tercero alimenta la com­pensación del factor de potencia y el filtro de armónicos. Los devanados dedicados al convertidor presentan un desfase de 30 grados creando así el lado de la línea de reacción de 12 pulsos que contribuye a eli­minar las corrientes de los armónicos no característicos como el 5º, 7º, 17º y 19º.

El autotransformador es la elección perfecta para mantener un alto nivel de cortocircuito en el lado de la alimentación.

Prueba de rendimiento ASdS.

41Prueba de grandes ASdS

Esta prueba requiere disponer de potencia, instalaciones adecuadas y experiencia. La cooperación entre los expertos de automa­tización de procesos de ABB y el equipo de CESI ha constituido la clave para el éxito.

Cifras de potencia en el campo de pruebas

La bahía de prueba está alimentada por un transformador de 70 MVA, 220/24 kV conectado directamente a la red italiana de transporte de electricidad a alta tensión. Esto asegura un suministro de energía fiable y estable y una elevada potencia de cortocircuito en el punto de acoplamiento (PCC) de 600 MVA.

La elevada potencia de cortocircuito en el PCC representa, en iguales condiciones de carga, una caída de tensión inferior y una mayor inyección de armónicos en el sistema de la compañía suministradora. Esto facilita y mejora la eficacia en relación con el coste del diseño del filtro de armóni­cos. Se utiliza un autotransformador de 20/25 MVA para elevar la tensión al valor del devanado del primario del transforma­dor del ASDS: 33 kV.

y freno). En consecuencia, en el proceso se conserva la mayor parte de la energía y sólo las pérdidas en los dos VSDS, y el exceso de energía reactiva que no se compensa con los dos sistemas de filtra­do, consumen energía, que se entrega desde la red de suministro de la bahía de prueba. La potencia absorbida fue 8 MVA, de los que 1,7 MW eran potencia activa y 7,8 Mvar, potencia reactiva.

La disposición de prueba “espalda con espalda” permite el trabajo de los ASDS a su potencia nominal, una condición que no es posible de otra forma durante la prueba de compresores en serie ni durante la prueba en obra. De hecho, con estas dos configuraciones de pruebas, la carga apli­cada al eje del motor corresponde a la potencia nominal del compresor, en este caso 10,6 MW y 15 MW para inyección e impulsión de gas, respectivamente, mien­tras la potencia nominal de las máquinas síncronas es de 13,5 MW y 18,2 MW.

El LCI es un con­vertidor de cuatro cuadrantes que se adapta bien a la configuración del ensayo “espalda con espalda”.

3 Modelo de cimentación flexible FE 4 Construcción de la cimentación.

1 Esquema de un Avv.

y

Y SM

Transformador

Filtro

Convertidor LCI Motor

2 Configuración de prueba en paralelo.

Red de alimentación

P Potencia activa Q Potencia reactiva

P Q

SM

~ ~~ ~

SM

ai aii

bi

di dii

bii

ci cii

a Transformadorb Convertidor LCIc Motord Filtro

i Funcionamiento del motor (accionamiento probado)ii Funcionamiento del generador (accionamiento como carga)

42 revista ABB 2|11

sante en el entrehierro de las máquinas giratorias generado por el funcionamiento del convertidor ➔ 5.

Las máquinas accionadas por convertidor están sometidas a pares pulsantes en el entrehierro ➔ 6.

Los componentes del par pulsante se deben a los armónicos de intensidad que producen en el motor los convertidores. Estos componentes del par pulsante se pueden clasificar del modo siguiente (fM = frecuencia del motor; fN = frecuencia de la línea):– pares pulsantes de valores enteros con

las frecuencias n fM (n = 6, 12, 18, 24)– pares pulsantes de valores no enteros

con las frecuencias k fN (k = 6, 12)– pares pulsantes de valores no enteros

que dependen simultáneamente de la frecuencia de la red y de la frecuencia del motor según: f = In fM ± k fNl (n = 6,16; k = 6, 12).

Aunque las amplitudes del par pulsante son pequeñas en comparación con el par motor, pueden excitar resonancias cuando sus frecuencias coinciden con una fre­

cuencia natural (modos) de la transmisión. El acoplamiento se ha diseñado para garantizar un margen de separación entre las intersecciones (resonancias) de las líneas inclinadas y los modos.

Filtro de armónicos y compensación de la

energía reactiva

Para compensar la energía reactiva y los armónicos se ha diseñado e instalado un sistema de filtrado para esta prueba ➔ 7.

El filtro utilizado durante la prueba se cons­truyó con tres ramas y se sintonizó con los órdenes de los armónicos 5º, 11º y 23º, a fin de reducir los armónicos de intensidad inyectados por el convertidor LCI en la red.

El autotransformador, con su baja impe­dancia de cortocircuito inherente, es la elección perfecta para mantener un alto nivel de cortocircuito en el lado de la ali­mentación. La potencia de cortocircuito a 33 kV es en realidad de 350 MVA, más de 20 veces la potencia absorbida, por lo que no se consideraron aspectos dinámicos.

La importancia de unos cimientos resistentes

Se ha prestado especial atención al diseño de la cimentación de las máquinas gira­torias. Debe garantizar un soporte rígido a la máquina giratoria (IEC 60034­14). Se proyectó y construyó una cimentación de 20 × 13 × 3 m totalmente nueva en el área de prueba. Se creó un modelo de elemen­tos finitos (FEM) de la cimentación basado en el método de capa de muelles de Winkler para calcular los valores y vectores propios flexibles ➔ 3.

Puesto que los modos flexibles pueden ser excitados por fuerzas no equilibradas, se llevó a cabo un análisis dinámico con el modelo de elementos finitos para evaluar las vibraciones de la cimentación en el punto de anclaje del motor. Se calculó que la máxima vibración vertical del punto de anclaje del motor era de unos 10–3 mm/s, por debajo de los valores umbral mínimos indicados en la IEC 60034­14 para los lími­tes de vibración de la clase B (25 por cien­to de 1,5 mm/s para motores con una altu­ra de eje superior a 280 mm) ➔ 4.

Análisis dinámico del rotor y par pulsante en

el entrehierro

Se diseñó el acoplamiento entre las dos máquinas síncronas para que soportara los pares de cortocircuito y para evitar las resonancias posibles debidas al par pul­

5 Construcción del árbol en paralelo.

4462 4462 44624462 5350888Z

X I

La disposición de prueba “espalda con espalda” per­mite el trabajo de los ASDS a su potencia nominal, una condición que no es posible de otra forma durante la prueba de com­presores en serie ni durante la prueba en obra.

Para compensar la energía reactiva y los armónicos se ha diseñado e ins­talado un sistema de filtrado para esta prueba.

43Prueba de grandes ASdS

7 Filtro de potencia reactiva y armónicos.

8 Rama del filtro del 5º armónico.

R1 L1

C1

Un analizador de red instalado en la zona de prueba muestra la tensión y la inten­sidad en el primario y el secundario del transformador cuando se conecta el filtro ➔ 10.

El rendimiento del sistema de acciona­miento de velocidad ajustable viene deter­minado por la suma de las pérdidas en los equipos del sistema, medidas o calculadas (método de las pérdidas segregadas) [2]. La prueba ha demostrado que el rendi­miento del ASDS es del 95,76 por ciento. Este valor está de acuerdo con la cifra prevista.

Debe adoptarse una estrategia de medi­ción adecuada de las variables eléctricas en el caso de una carga distorsionada, como en un convertidor de frecuencia.

La potencia activa se define como:

(p es la potencia instantánea: p = v·i)

Los condensadores del filtro de armónicos se usan asimismo para compensar la ener­gía reactiva absorbida por el convertidor.

Los armónicos de intensidad característi­cos son absorbidos por las ramas del filtro correspondientes a los 11º y 23º. Los ar­mónicos no característicos N = 5 son ab­sorbidos por el filtro del 5º armónico ➔ 8.

La potencia reactiva de las tres ramas del filtro (por unidad) asciende a 11,5 MVAr para el sistema de impulsión de gas y a 6,5 MVAr para el de inyección de gas (sólo se conectaron las ramas del filtro para el 5º y 11º). La DAT de la tensión medida fue del 0,85 por ciento, muy por debajo de las recomendaciones de la IEC (<5 por ciento IEC 61000­2­4, clase 1).

Programa de pruebas y resultadosEl ASDS ha sido sometido a toda la secuencia de pruebas que aparece en la práctica de diseño e ingeniería para VSD eléctrico de CA. Se han efectuado pruebas de calentamiento, con carga, sin carga, funcional y de condición de fallo ➔ 9.

Se utiliza la expe­riencia en pruebas acumulada en este campo para trans­mitir a los clientes la confianza en que su sistema de acciona­miento cumple las exigencias de rendi­miento.

6 Pares pulsantes.

Frecuencias de par pulsante de un sistema de 12 impulsos/12 impulsos fN = 50 Hz y fM = 5 … 50 Hz

Frec

uenc

ia d

el p

ar p

ulsa

nte

(Hz)

0 150 300 450 600 750 900 1050 1200 1350 1500

Velocidad (rpm)

1,000

800

600

400

200

0

12*fM+12*fN

12*fM+12*fN

6*fM+12*fN

6*fM+12*fN

12*fM+6*fN

12*fM+6*fN

6*fM+6*fN

6*fM+6*fN

24*fM

18*fM

12*fM

12*fN

6*fN6*fM

Frecuencias típicas de un sistema de 12 impulsos/12 impulsos

Frecuencias atípicas de un sistema de 12 impulsos/12 impulsos

9 Flujo de potencia activa durante las pruebas.

Pérdidas en el transformador

(Lt)

Pérdidas en el filtro

Potencia activa de la alimentación

auxiliar (Pw)

M5.0 M7.0

M5.1 M7.1

M4.0

M6.0

M3.0

Potencia activa del

excitador (Le)

Pérdidas en el convertidor

(Lc) Pérdidas del motor (Lm)

Potencia activa absorbi­ da por los ventiladores de refrigeración (Pw)

Línea de alimentación de BT

Línea de alimentación de BT

Lín

ea d

e al

imen

taci

ón

de

BT

Potencia activa de AT (PI)

Filtro

Circuitos auxiliares

Excitador del motor

Potencia en el eje (Ps)

Transformador de 4 devanados

Convertidor de frecuencia Motor

P = 1 · ∫ p·dtk ·T

τ + k ·T

τ

44 revista ABB 2|11

Aplicando el análisis de Fourier a la tensión y la corriente, la potencia activa es la suma de dos términos: P1 y PH, la potencia activa fundamental y la potencia activa de armó­nicos, respectivamente.

Potencia activa fundamental (W)

Potencia activa de armónicos (potencia activa no fundamental, W)

En la máquina eléctrica, la potencia activa de armónicos no es una potencia útil, es decir, no contribuye a un par de secuencia positiva. Por tanto, no tiene sentido sepa­rar la potencia activa fundamental P1 de la potencia activa de armónicos PH.

La propia medición de PH no es una forma eficaz para evaluar el flujo de potencia de armónicos, porque algunos órdenes de armónicos pueden generar electricidad, en tanto que otros se disipan en la carga

observada, lo que lleva a la cancelación mutua en el término PH. Sólo una relación completa de fasores de tensión e intensi­dad de armónicos (magnitud y fase) puede llevar a una visión clara de las aportaciones efectuadas por cada armónico a la produc­ción de electricidad [3].

Resultados valiososLa división de automatización de procesos de ABB para petróleo y gas ha probado con éxito dos ASDS de 13,5 MW y dos de 18,2 MW en sus instalaciones de pruebas en CESI Milán, Italia. La prueba configura­da está preparada para admitir equipos de hasta 40 MW y más.

Se utiliza la experiencia en las pruebas conseguida en este campo para transmitir a los clientes la confianza en que su siste­ma de accionamiento cumple sus exigen­cias de rendimiento y en que el sistema suministrará la potencia nominal para la que se ha diseñado. Además, la prueba de actuación a plena carga puede demostrar que el equipo cumple las prescripciones de proyecto según las normas de la industria del gas y el petróleo.

daniele Buzzini

Maurizio Zago

ABB Process Automation, Oil and gas

Milán, Italia

daniele.buzzini@it.abb.com

maurizio.zago@it.abb.com

Lecturas recomendadas– Rimann, J. (marzo de 2007). MV AC Drives in

the Oil & Gas Industry. ABB Process Automa­tion, Oil and Gas.

– Rebecchi, V. (marzo de 2010). Foundation Vibration Analysis. Enel.Hydro S.p.A. ISMES (V).

– IEEE Transaction on Power Delivery, vol. 11, nº. 1, enero de 1996.

– Devold, H. Nestli, T. Hurter, J. (2006). All electric LNG plants. ABB Process Automation, Oil and Gas.

Referencias[1] Buzzini, D. Belli, P. Mercandez, M. (2010).

LNG compressors find full­electrical solutions. Revista “Pipeline and Gas Technology Magazine”.

[2] Burmeister, P. (noviembre de 2009). Torque Pulsation in the Air Gaps of both Motor and Generator. ATDAD

[3] Norma IEEE 995­1987. Recommended practice for efficiency determination of Alternating Current Adjustable Speed Drives.

10 Tensión e intensidad en los lados primario y secundario de un transformador de cuatro devanados.

10a Tensión en el primario.

10c Tensión en el secundario.

10b Intensidad en el primario.

10d Intensidad en el secundario.

Tens

ión

(kV

)

Inte

nsid

ad (A

)

Tiempo (ms)

Tiempo (ms)

Tiempo (ms)

Incidentes totales: 31Incidentes actuales: 26

Incidentes totales: 31Incidentes actuales: 26

Incidentes totales: 31Incidentes actuales: 26

Incidentes totales: 31Incidentes actuales: 26

Fecha del incidente: 03/11/2010Hora del incidente: 16:43:41.55

Fecha del incidente: 03/11/2010Hora del incidente: 16:43:35.07

Fecha del incidente: 03/11/2010Hora del incidente: 16:43:35.07

Fecha del incidente: 03/11/2010Hora del incidente: 16:43:41.55

Filtro: desconectado

Filtro: desconectado Filtro: desconectado

Filtro: desconectado

Escala actual: tensión L2

Escala actual: tensión L2 Escala actual: intensidad L1

Escala actual: intensidad L1

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50

50

40

30

20

10

0

­10

­20

­30

­40

­50

6.0

4.8

3.6

2.4

1.2

0

­1.2

­2.4

­3.6

­4.8

­6.0

2.500

2.000

1.500

1000

500

0

­500

­1.000

­1.500

­2.000

­2.500

550

440

330

220

110

0

­110

­220

­330

­440

­550

Tensión L1

Tensión L1 Tensión L1

Intensidad L1Tensión L2

Tensión L2 Tensión L2

Intensidad L2Tensión L3

Tensión L3 Tensión L3

Intensidad L3

Tens

ión

(kV

)

Tiempo (ms)

Tens

ión

(kV

)

P = P1 + PH

P1 = V1 ⋅ I1 ⋅ cosδ1

PH = V0 ⋅ I0 + Σ Vh ⋅ Ih ⋅ cosδhh ≠1

45Alertas inteligentes

GEoFF ARTLEy – El sector del refino está sometido en la actualidad a una presión financiera altísima. Los márgenes disminuyen, el uso de crudos ricos en azufre y metales pesados se está convirtiendo en la norma y aumentan los precios del petróleo ligero limpio. La industria está perdiendo personal experto a causa de las jubilaciones. Pero hay soluciones para afrontar estos problemas. El proceso de refinado puede ejecutarse de forma óptima con un coste de capital relativamente bajo, utilizando la experiencia que está ligada al histórico del proceso en el sistema de automatización.

Proyectar una visión útil del funcionamiento del proceso mediante la transformación de los datos existentes en avisos anticipados para la detección de problemas

Alertas inteligentes

46 revista ABB 2|11

rés. La mayoría de los procesos tienen un carácter multivariable. Las aplicaciones uti­lizan el análisis de componentes principa­les (PCA) para determinar la variabilidad de los datos relacionados con cambios multi­variable.

El principio básico es que los datos que representan el funcionamiento normal se utilizan como referencia de las operaciones y que esos datos se emplean para crear el modelo de comparación. Los valores actuales de las variables del proceso se comparan con este modelo de referencia para determinar si los datos actuales están dentro o fuera del estado de funcionamien­to normal.

Para determinar si los datos se encuentran dentro o fuera del margen del modelo de comparación se precisa efectuar una medición. En el caso del MS2, esa medida es el cuadrado de los errores entre los datos actuales y los datos del modelo de referencia. Un valor alto indica que el funcionamiento actual es muy distinto del modelo de referencia y que no es normal.

Cuando la aplicación reconoce que hay cambios situados fuera de la variabilidad normal del proceso, informa al usuario de que hay un posible problema. Estas situa­ciones de cambio se pueden detectar

empieza a desviarse de lo “normal”. Esto se consigue utilizando los datos históricos para verificar el “funcionamiento normal” del proceso, comparando el funcionamien­to en cada momento con los datos de fun­cionamiento normal recuperados y detec­tando a continuación el momento en que la operación se aparta de las condiciones normales requeridas.

Actualmente se utilizan las alarmas del pro­ceso con dos fines: la protección de los equipos y del proceso frente a posibles daños y la protección del proceso frente a las desviaciones del funcionamiento nor­mal. Suele hacerse uso de las alarmas de proceso como protección de los equipos y el proceso demasiado tarde para que el operario adopte medidas correctoras controladas, salvo la parada o la adopción de alguna otra acción evasiva extrema. Cuando se utiliza una aplicación en línea de prospección de datos históricos, puede de­tectarse el funcionamiento anómalo antes de que se active una alarma del proceso.

Estas aplicaciones existen y ya se están utilizando en algunas industrias. ABB ofre­ce el sistema Early Detection of Abnormal Operation (EDAO) 1 (Detección precoz del funcionamiento anómalo) basado en la aplicación en línea MS2 de AJMC [1] y está también desarrollando otra aplicación para la detección temprana de fallos (EFD) [2] conjuntamente con Shell/Statoil. La solu­

ción EFD es una sofisticada aplicación de supervisión de recursos que se basa en el conocimiento de cambios multivariable. En lugar de analizar una sola variable, el análi­sis multivariable admite que las variables están correlacionadas y que hay que tener en cuenta esta correlación cuando se con­sidere la respuesta de las medidas de inte­

L os modernos sistemas de control distribuido (DCS) almacenan grandes cantidades de datos his­tóricos que a su vez contienen

abundante información sobre el proceso. El uso de estos datos y su conversión en información permite que el proceso se lleve a cabo más cerca del punto óptimo. Lo importante es recordar que esto se puede conseguir con una inversión de capital rela­tivamente pequeña.

Los modernos DCS generan terabytes de datos que, con frecuencia, se guardan en los históricos del sistema de control por razones legales y normativas. Estos datos se mantienen sin analizar y se eliminan cuando ha pasado la fecha reglamentaria de conservación. Pero en estos datos hay un tesoro de información que, si se inter­preta correctamente, puede transformarse en información y conocimiento, y utilizarse para mejorar la rentabilidad de la empresa.

En muchos procesos la dificultad estriba en mantener un control estricto adoptando las medidas correctivas oportunas. Cono­cer anticipadamente que el proceso se está desviando del funcionamiento normal reduce la variabilidad y permite trabajar más cerca de los límites óptimos. Una apli­cación de prospección de datos permite saberlo en una etapa temprana deter­minando el momento en que el proceso

Con una aplicación en línea de pros­pección de datos históricos, el fun­cionamiento anó­malo se detecta antes de que se active una alarma del proceso.

Nota a pie de página1 El sistema EDAO de ABB incorpora el sistema

de diagnóstico del proceso MS2, desarrollado por AJM Consulting con ayuda del Centro de Analítica de Procesos y Tecnología de Control de la Universidad de Newcastle. MS2 se ha aplicado con éxito en varios sectores de proceso: petroquímico, químico, farmacéutico, nuclear y de materiales avanzados.

1 Curva de visualización de la coordinación en paralelo (PCv).

Esta técnica ofrece una imagen de las relaciones entre muy diversas variables del proceso: parámetros de calidad como el pH y la viscosidad, paráme­ tros del proceso como la presión o la temperatura máxima, y valores calculados, como la duración del funcionamiento o la identidad del turno. Los resul­ tados de nuevos análisis, como los componentes principales, pueden verse en la misma curva que las variables principales.

47Alertas inteligentes

datos irregulares es un concepto importan­te para evitar falsas alarmas.

Si anteriormente se ha observado y anali­zado una determinada situación anómala para determinar una causa y una acción correctiva, con el sistema de ABB 800xA puede enviarse un mensaje de texto a la pantalla del operario aconsejándole las acciones que puede aplicar para corregir la situación. Esto aumenta la confianza del operario en la aplicación; de lo contrario, la aparente naturaleza de caja negra de la aplicación puede hacer que descon­fíe de su utilización. Los cálculos mate­máticos utilizados en la aplicación son relativamente com­plicados y determi­nan una razón últi­ma para una situa­ ción anómala que exige un análisis bastante complejo para decidir la me­dida que se debe adoptar. Todo nuevo análisis debería realizarlo normalmente un ingeniero o experto.

Aplicación de EdAoSe precisan cuatro sencillos pasos para instalar en línea las aplicaciones EDAO. El personal de ABB puede prestar asistencia a los clientes en todos ellos:1. Decidir las mediciones de interés.2. Crear el modelo de referencia.3. Configurar el enlace de comunicaciones.4. Configurar la interfaz.

La primera tarea es decidir la medida de interés. Este es el paso más importante y es vital que esta variable represente un objetivo global del proceso, del área parti­cular del proceso o del componente del

antes de que se haya producido una alar­ma del proceso, lo que da tiempo para adoptar medidas correctivas. Para la maquinaria giratoria pesada, aplicaciones de esas características han producido alar­mas tempranas días e incluso semanas antes del fallo de la máquina, tiempo sufi­ciente para planificar la reparación del defecto antes del fallo catastrófico.

Para que la solución sea de aplicación uni­versal debe ser independiente del DCS. Por tanto, los datos se deben transmitir empleando la norma OPC, que especifica las normas de comunicación para el inter­cambio de datos de la planta en tiempo real entre dispositivos de control de distin­tos fabricantes y para la importación de datos offline en archivos csv y xls.

Los operarios y los técnicos suelen preferir consultar gráficos de funcionamiento y, en el caso del MS2 y el EDAO, se pueden pre­sentar en gráficos de puntuación. Éstos son la representación de la relación mutua entre los componentes principales (tres componentes principales producen tres gráficos, cuatro componentes principales producen seis gráficos, etc.) y pueden des­cribir la representación “normal” o “requeri­da” de los datos de referencia en forma de elipses de límites de confianza que incluyen todos los datos. Los datos actuales se representan gráficamente en función de estos datos de referencia y si aquellos se encuentran dentro de la elipse del límite de confianza, la representación de la opera­ción se clasifica como “normal y requerida”. Cuando el punto representativo de los da­tos sale de la elipse del límite de confianza se clasifica como “anómalo”. Si se deter­mina posteriormente que estos datos no son anómalos, se pueden incluir en el modelo como datos normales para mejo­rarlo y para eliminar la presentación de fal­sas alarmas. La capacidad para reclasificar

2 Ejemplo de representación distribuida. 3 Plano de Manhattan con indicación de la temperatura.

equipo. La medida de interés sería normal­mente una de alto nivel que puede ser indi­cadora de la calidad intermedia o final o de la producción o de las impurezas. Puede ser necesario crear una etiqueta derivada que se comporte como la medida de inte­rés; en el caso de un equipo giratorio, por ejemplo, puede ser una medida de su ren­dimiento o producción.

El usuario analiza posteriormente las varia­bles medidas que se relacionan con la medida de interés elegida o que influyen en

ella, y puede poner de manifiesto un fun­cionamiento anómalo. Todos los datos uti­lizados en este análisis deben analizarse y corregirse o desecharse por valores erró­neos, compresión de los datos muy alta, ceros, etc. En este punto, se determinan asimismo todas las causas de un funciona­miento anómalo con la intención de pasar esta información al operario en correspon­dencia con situaciones que se hayan observado anteriormente.

El segundo es crear el modelo de referen­cia “normal requerido” del proceso para la medida de interés y para las variables que le afectan. La determinación de las varia­bles que contribuyen durante periodos de funcionamiento en los que la medida de interés se encuentra dentro del intervalo

Para maquinaria giratoria pesada se han producido aler­tas tempranas días e incluso semanas antes del fallo de la máquina, lo que da tiempo para planificar la reparación antes del fallo catastrófico.

48 revista ABB 2|11

nentes principales importantes. A menudo esto ofrece un modelo de variabilidad sufi­cientemente representativo.

El número de PC seleccionados debe representar entre el 75 y el 90 por ciento de la variabilidad. Si el método automático de elección no ofrece un buen análisis de soluciones para la medida de interés, se puede seleccionar manualmente el número de componentes principales que represen­te una mayor variabilidad. Un gráfico de representación distribuida muestra gráfica y numéricamente la parte de la variabilidad representada por el número de componen­tes principales elegido ➔ 2.

Como parte del análisis fuera de línea se pueden utilizar otros gráficos para aislar las causas del mal funcionamiento; como el de tendencias de Manhattan ➔ 3, el de ten­dencias CUSUM ➔ 3, los gráficos de signi­ficación de variables ➔ 4 y ➔ 5, los gráficos de puntuación ➔ 6 y ➔ 7 etc. El gráfico de Manhattan muestra el valor de las variables en series temporales (en azul), el gráfico CUSUM (en verde) y la curva de Manhattan (en negro) con los puntos de cambios de importancia. Puede elegirse la sensibilidad del análisis de Manhattan para evaluar los puntos de cambios significativos y compa­rarlos con los de la medida de interés. El análisis de Manhattan es una potente herramienta para evaluar las áreas de cam­bios significativos y determinar las varia­bles que contribuyen a ellos. Este gráfico sólo está disponible como parte de las herramientas MS2 y EDAO.

Para el análisis en línea se comparan los valores de proceso actuales que se ha determinado que contribuyen a la medida de interés con el modelo de referencia para determinar si los valores actuales de las variables están dentro del ámbito de este modelo.

requerido o normal se efectúa fuera de línea y utiliza datos históricos.

Para ver los datos, un gráfico de coordena­das paralelas (PCV) es muy útil y pondrá de manifiesto cualquier causa univariable de funcionamiento anómalo. Un gráfico PCV muestra todos los datos, con cada variable a lo largo del eje Y ligada al valor equivalen­te (normalmente en función del tiempo de muestreo) de otra variable del eje X. Un gráfico PCV es una de las herramientas de análisis principales utilizadas por la aplica­ción MS2 y EDAO ➔ 1.

Es poco probable que el análisis de una sola variable determine completamente la causa del funcionamiento anómalo; tam­bién es probable que se haya determinado alguna causa univariable por medio de otros métodos de análisis y examen de datos, tales como los gráficos de dominio de tiempos de las variables. Para el análisis multivariable, que probablemente es el que se requerirá, se utiliza el análisis de compo­nentes principales (PCA) para determinar las variables que contribuyen al funciona­miento anómalo.

El usuario o experto tiene que decidir el número de componentes principales (PC) que represente la variabilidad del proceso y las contribuciones a la medida de interés. Esto se realiza asimismo fuera de línea. La elección del número de componentes prin­cipales es un factor importante para obtener buenos análisis de datos. El análisis puede verse afectado por el exceso de componen­tes principales, lo que puede ralentizarlo, o por la insuficiencia, lo que podría significar la pérdida de información vital. Hay varios medios para elegir el número óptimo de componentes principales; por ejemplo, qui­zá sólo sean importantes los PC con valores propios mayores que uno. Esto se basa en la regla de Kaiser­Guttman para los compo­

5 Ejemplo de análisis de significación variable.4 Análisis de significación variable que indica las variables que contribuyen al clúster.

Las primeras apli­caciones de detec­ción temprana de averías están desti­nadas a ser la for­ma esperada de informar a los res­ponsables de que las variables impor­tantes del proceso tienden a alejarse del buen control.

49Alertas inteligentes

ResultadosEstas primeras aplicaciones de detección temprana de averías están destinadas a ser la forma esperada de informar a los res­ponsables de que las variables importantes del proceso tienden a alejarse del buen control. Las alarmas de proceso actuales pueden reservarse para situaciones de emergencia real, en lugar de constituir la práctica habitual que cubra el mal funcio­namiento y como protección. Estas aplica­ciones implican cálculos matemáticos complejos, pero suelen ofrecerse al opera­rio como una especie de caja negra y requieren la intervención de ingenieros o expertos para una comprensión cabal. Al evaluar los beneficios, el coste de la inversión en ese tipo de aplicaciones se compensa con el enorme coste de la pérdida de producción o de la sustitución de equipos críticos.

Geoff Artley

ABB Process Automation, Oil and Gas Systems

St Neots, Reino Unido

geoff.artley@uk.abb.com

Referencias[1] MS2 offline, llamado EDAO, se comercializa

mediante AJMC, http://www.ajm.co.uk. MS2 online se comercializa ahora mediante ABB UK en St Neots

[2] ProcessInsights (consultar con Knut Hovda o Hans Petter Bieker de ABB Norway)

que haya demasiadas alarmas para el ope­rario. Pero hay muchas formas de generar alertas de funcionamiento anómalo: men­sajes SMS por teléfono móvil al ingeniero responsable del área del proceso, o al ordenador del ingeniero responsable o un mensaje de texto a la estación de trabajo del operario. Si el proceso se aleja de los valores de referencia, se pueden crear aler­tas para el operario (mediante una alarma, con un simple cambio de color del gráfico en la estación de trabajo del operario, etc.) para informarle de que la medida de interés está separándose de su valor deseado. Esta detección se observaría antes de lan­zar cualquier alarma de proceso y, por tan­to, permitiría la detección precoz de una situación anómala. Esto se puede conse­guir, por ejemplo, mostrando el cuadrado de las diferencias (en MS2) como un gráfi­co de barras con límites que producen un cambio de color cuando el valor pasa a ser alto. El operario puede entonces investigar los diversos gráficos para buscar confirma­ción. Además, como ya se ha dicho, si pre­viamente se ha producido y analizado una desviación similar y se ha determinado y configurado una causa en el DCS (por ejemplo, un intercambiador de calor defec­tuoso o un filtro colmatado), puede presen­tarse un mensaje de texto en la HMI para sugerir acciones que el operario puede adoptar para remediar el problema ➔ 8.

El siguiente paso es establecer el enlace de comunicaciones que permita que la aplica­ción utilice los datos en línea actuales para el análisis. Los datos en tiempo real se pasarán generalmente a la aplicación en ciertos intervalos especificados empleando la norma OPC.

El usuario debe dejar tiempo para que la aplicación ejecute sus algoritmos con el conjunto de datos actual y, cuando la apli­cación detecte un funcionamiento fuera del de referencia, se pueda enviar una alerta a la pantalla de la estación de trabajo del operario como una advertencia de que

el proceso ha tomado una dirección no deseada. Un funcionamiento evaluado posteriormente como deseable se incorpo­ra fácilmente al modelo de referencia para evitar futuras notificaciones innece sarias.

Una vez establecido el enlace de comuni­caciones, el usuario debe decidir la forma en que se alertará al operario. ABB es consciente de que generar una alarma es relativamente fácil, por lo que es posible

6 Gráfico de puntuación que muestra distintos análisis a partir de clústeres.

8 Mensaje de diagnóstico del operario.

7 Gráfico de puntuaciones PCA que indica un error de firma.

Un funcionamiento evaluado poste­riormente como deseable se incor­pora fácilmente al modelo de refe­rencia para evitar futuras notificacio­nes innecesarias.

50 revista ABB 2|11

entre las diversas disciplinas y regiones. Los niveles de automatización oscilan desde casi inexistente (operarios que efectúan la lectura de medidas analógi­cas a pie de explotación) a sistemas avanzados de control de seguridad y pro­cesos que han automatizado procesos grandes, complejos y dinámicos. Sin em­bargo, generalmente la mayoría de las explotaciones de gas y petróleo trabajan con niveles mixtos o híbridos de automa­tización.

CHARLoTTE SkoURUP, JoHN PRETLovE – La demanda mundial de petróleo y gas sigue siendo elevada y se mantendrá así en un futuro previsible. Sin embargo, la industria se enfrenta a diversos problemas, incluida la lucha para mantener los niveles de producción y acceder a reservas que suelen encontrarse en entornos extremadamente exigentes. Estos desafíos han llevado a la necesidad de poten­ciar el nivel de automatización en el sector del gas y el petróleo mientras se continúa prestando atención a la salud, la seguridad y el medio ambiente. Muchas explotaciones de gas y petróleo se manejan ya a distancia durante el funciona­miento normal, pero se sigue necesitando personal muy cualificado que lleve a cabo trabajos especializados, como tareas de mantenimiento y reparación durante el funcionamiento y las paradas programadas. Para beneficiarse de un mayor nivel de automatización en este campo, que protegería a las personas de los ambientes peligrosos y las tareas potencialmente arriesgadas, se requiere una combinación de operaciones a distancia y telerrobótica. En respuesta a esta demanda, ABB ha desarrollado un prototipo de sistema de automatización a distancia basado en la robótica, que puede llevar a cabo la inspección y el mantenimiento de un módulo de extracción de gas y petróleo. Este complementa los sistemas de automatiza­ción y las prácticas de trabajo existentes, y permite a los operarios realizar el mismo trabajo pero desde un lugar más seguro.

Inspección e intervención a distancia

E l nivel de automatización puede variar de forma espectacular en las diversas industrias. Por ejemplo, en la industria manu­

facturera las tareas que se prestan bien a ser automatizadas son aquellas repetiti­vas, muy precisas, rutinarias y a menudo duras, sucias y peligrosas para los tra­ bajadores. En el sector del gas y el petró­leo, el grado de automatización varía entre las distintas fases de exploración, extracción y producción de petróleo, y

Robótica a distancia en ambientes agresivos de la industria de gas y petróleo

51Inspección e intervención a distancia

52 revista ABB 2|11

de compromiso entre los beneficios y los costes asociados a la automatización y al control manual. En cualquier caso, el prin­cipio de diseño del sistema hombre/robot busca que el operario pueda centrarse en las tareas que hay que llevar a cabo y que perciba todos los robots controlables como recursos materiales que actúan a pie de explotación para ejecutar estas tareas. Esto se corresponde con la relación que existe en las actuales plantas de proceso entre los operarios de la sala de control y los que se encuentran a pie de explotación. En el sistema robotizado, el operario humano sigue siendo responsable del pro­ceso y su operación, mientras que el robot realiza las tareas físicas con sensores y herramientas en el yacimiento.

Inspección e intervención a distancia en la infraestructura de procesosComo parte de su estrategia para investi­gar y desarrollar nuevos conceptos que permitan ampliar la operación a distancia, ABB ya ha desarrollado un prototipo de sistema de automatización a distancia basado en la robótica que puede realizar la inspección y el mantenimiento de un módulo de extracción de gas y petróleo. El sistema puede llevar a cabo a distancia la inspección visual, la verificación, el manejo automático del rascador de tubos y la comprobación y calibración de los componentes del proceso. La filosofía que subyace detrás de este sistema robótico manejado a distancia es que los robots

Los desafíos que plantea el sector, tales como las menores tasas de recuperación, las dificultades en el acceso a los yacimien­tos y la exploración de reservas no conven­cionales, han forzado a un aumento del nivel de automatización. La operación a distancia durante el funcionamiento normal es ya una realidad en muchas instalacio­nes. Sin embargo, sigue necesitándose personal altamente cualificado para llevar a cabo la inspección de equipos críticos, incluidas las tareas de verificación, mante­nimiento y reparación durante el funciona­miento y las paradas programadas en ambientes que suelen considerarse peli­grosos. Para aumentar el nivel de automa­tización en este campo se requiere una combinación de operación a distancia y telerrobótica.

La introducción de la tecnología robótica va a afectar a las funciones, las responsa­bilidades y las tareas. Para empezar, la introducción de la robótica no implica que sobren las personas: seguirán siendo una parte vital e irreemplazable del pro­ceso, y se centrarán principalmente en el área del conocimiento en lugar de las tareas físicas ➔ 1.

Por lo tanto, es esencial decidir las funcio­nes, tareas y niveles de automatización entre las personas y el sistema de automa­tización que incorpora el robot. Se ha sugerido aplicar un enfoque adaptativo y variable a la automatización como solución

3 Instalaciones de prueba de robots exteriores en oslo

El prototipo de ABB de sistema de automatización a distancia basado en la robótica puede llevar a cabo la inspección y el mantenimiento de un módulo de extracción de gas y petróleo.

1 Tareas físicas y cognitivas

El nivel de automatización mecánico o físico (NdAfís) afecta al contenido físico del trabajo, que es relativamente bajo para todas las tareas que se realizan en instalaciones de petróleo y gas. Los equipos de operarios y los diversos especialistas ejecutan las distintas tareas físicas con las manos y con herramientas. Algunas herramientas, como las cámaras de infrarrojos que toman imágenes de la temperatura desde fuera del proceso y el equipo, son bastante avanzadas.

El nivel de automatización cognitiva (NdAcog) varía a lo largo del espectro en función de la tarea. Así, cuando se produce una situación imprevista, los operarios tienen que utilizar su capacidad cognitiva para comprender la situación, predecir la evolución futura y decidir las medidas siguientes. En el extremo opuesto de la escala, el sistema de automatización maneja automáticamente la parada del proceso o de partes del proceso sin intervención humana cuando se produce una situación de urgencia. La intervención humana es necesaria después de la parada para determinar el problema y volver a poner en marcha el proceso.

2 Estructura del sistema robótico

Servidor de la aplicación

(0)

Usuario remoto

Controladores robóticos

Sistema de control

53Inspección e intervención a distancia

se en cuenta cuando los robots interactúan con el proceso.

En el laboratorio se prueban tres aspectos fundamentales de la telerrobótica: control autónomo, control semiautónomo y control manual a distancia. El control autónomo es ambiguo y podría describirse como un continuo desde un control totalmente manual hasta un control totalmente autó­nomo. En otras palabras, en el límite infe­rior los humanos toman todas las decisio­nes y realizan las acciones necesarias sin ayuda del sistema de control; en el otro extremo, el sistema de control toma todas las decisiones y ejecuta las acciones sin intervención humana. Un ejemplo de con­trol totalmente autónomo son las frecuen­tes rondas de inspección que siguen a un programa predefinido. Además de ser capaz de llevar esto a cabo, el sistema de control puede asimismo decidir el robot que está disponible para cada tarea, selec­cionar el sensor correcto, mover el robot con el sensor de forma segura a los diver­sos puntos de inspección y realizar la medición. El operario sólo recibe una notifi­cación cuando se detectan desviaciones de los valores “normales”. En caso contra­rio, se guardan las medidas en bases de datos y se generan los informes pertinen­tes. El control manual es necesario, por ejemplo, para eliminar el hielo que se haya formado en una válvula. En el control semiautónomo, el sistema de control o el

operario inicia las tareas de los robots. El operario (a distancia) utiliza una modeli­zación tridimensional del proceso como interfaz para definir e iniciar tareas para los robots y recuperar los resultados de estas tareas. Esto se ha probado accionando las instalaciones de prueba a distancia desde varios lugares, como Houston en Estados Unidos y Stavanger en Noruega. Las prue­bas han demostrado que la tecnología fun­ciona sistemáticamente durante varios días, incluso con una red pública con un ancho de banda limitado.

bajo, mientras que en las herramientas se montan sensores específicos para la apli­cación. En la configuración de laboratorio, un robot se encarga normalmente de la inspección y otros dos de las tareas de mantenimiento.

Los robots son supervisados por contro­ladores de robots (todos los cuales son accesibles desde un servidor de aplicacio­nes) mientras un sistema de control vigila el proceso. El servidor de aplica­ciones ejecuta algo­ritmos de planifica­ción de trayectorias y gestiona la comu­nicación con los usuarios ➔ 2.

Una de sus tareas principales es tra­ducir los comandos que lanzan los usua­rios en instrucciones para los controlado­res, y viceversa.

Se han implantado también la visión por ordenador y algoritmos de optimización para afrontar las incertidumbres en el des­plazamiento de instrumentos y aparatos en entornos difíciles. Dado que estos objetos se pueden mover o deformarse mecánica­mente de forma temporal o permanente, su posición y orientación no es fija y cons­tituyen una incertidumbre que debe tener­

estén integrados en el yacimiento y se con­templen como recursos en el sistema de control. Participan como herramientas físi­cas y como “ojos, oídos y manos” del ope­rario en un entorno de proceso peligroso. Dentro del sistema de control, el operario, que se encuentra alejado, interactúa con el robot por medio de una interfaz hombre­robot (HRI), gracias a la cual se pueden definir e iniciar las distintas tareas que se supone que el sistema robótico puede completar perfectamente. El sistema de control devuelve y presenta posteriormente los resultados al operario.

Instalaciones de prueba

Se dispone de instalaciones de prueba interiores y exteriores que simulan, prue­ban y verifican nuevas configuraciones de prueba in situ. Las instalaciones de prueba interiores que alojan el prototipo consisten en un entorno de laboratorio especial que se utiliza para demostrar, probar y evaluar conceptos y soluciones que pueden resul­tar de interés para explotaciones futuras de gas y petróleo. El prototipo cuenta con tres robots ABB, un IRB 2400 montado sobre pórtico y dos IRB 4400 montados sobre raíles, además de un módulo de proceso separador de tamaño real (véase la imagen del título). Todos los robots tienen acceso a diversas herramientas que pueden cam­biarse automáticamente empleando dispo­sitivos neumáticos. Algunos de los senso­res se incluyen en el brazo del robot, por ejemplo, cámaras para supervisión del tra­

4 Instalación del sistema robótico en los locales del cliente

En el sistema robotizado, el operario humano sigue siendo responsable del proceso y la operación, mientras que el robot realiza las tareas físicas con sensores y herramientas.

54 revista ABB 2|11

extremo receptor para poder extraerlo. Este cilindro debe despresurizarse y dre­narse antes de poder abrir la compuerta. Los residuos acumulados hacen que, a veces, falle el proceso de despresuriza­ción, expulsando con gran fuerza el rasca­dor, como ha ocurrido en varias ocasio­nes. Además, en las instalaciones con un alto grado de gases venenosos en el depósito, como el H2S, las operaciones de raspado del tubo tienen que seguir pro­cedimientos muy estrictos, lo que hace que dichas operaciones no sean desea­bles desde el punto de vista del coste, y sobre todo, de la salud, la seguridad y el medio ambiente (HSE).

La solución de ABB/Shell incluye un robot industrial ABB (IRB 5500), con certifica­ción ATEX, que ha sido equipado con una herramienta diseñada específicamente para el rascado de tubos. Los sensores de la herramienta, junto con los sensores incorporados en el robot, guían a este último y verifican que las operaciones pueden realizarse de forma segura. La demostración ha utilizado una compuerta y un rascador estándar sin modificaciones. Con la seguridad como prioridad, se ha instalado una interfaz de operario junto al robot, de forma que un operario capacita­do pueda aprobar cada paso del proceso antes de que se permita al robot ejecutar el siguiente paso.

Todo el concepto del demostrador se ins­taló, se puso en servicio, se probó y se verificó previamente (es decir, se utilizó el robot para lanzar rascadores en el cilindro y recibirlos a su llegada) en las instalacio­nes de prueba exteriores en Oslo. Antes de su envío al emplazamiento del demostra­dor, las instalaciones de Gaag de Neder­landse Aardolie Maatschappij (NAM) BV Shiedam en las afueras de Rotterdam (Países Bajos), se sometió a una prueba de aceptación previa a la entrega con perso­nal de ABB y Shell ➔ 4.

Las pruebas in situ (es decir, únicamente la extracción del rascador) se realizaron en invierno, con nieve, lluvia y sol y a tempera­turas que bajaron hasta menos 10 °C ➔ 5.

Durante una prueba típica ➔ 6, el robot comprueba primero que se han ejecutado los pasos iniciales de preparación, críticos para la seguridad, asegurándose de que el cierre de la compuerta y la empuñadura se encuentran en las posiciones previstas (es decir, de bloqueo y cierre). Para ello se

Las instalaciones de prueba exteriores se utilizan para una simulación, comproba­ción y verificación más exhaustivas de los conceptos que se desarrollan y se ponen en práctica en el laboratorio interior para adaptarlos a las configuraciones de prueba reales in situ antes de la entrega ➔ 3.

Una aplicación práctica: manejo del rascador de tubosEn las instalaciones especializadas del laboratorio y aprovechando la experiencia adquirida en este nuevo campo, Shell Global Solutions y ABB han desarrollado, probado y verificado recientemente en un proyecto conjunto una solución automati­zada para el manejo de los rascadores de conductos in situ.

El objetivo de este proyecto es demostrar el uso de la tecnología robótica para manejar rascadores en un entorno de proceso real.

El rascador de tubos es un dispositivo que se desplaza a través de una conducción para inspeccionar o limpiar el interior del tubo. Cada rascador está compuesto por discos elásticos y sobredimensionados que se ajustan al tubo, mientras que la pre­sión del producto transportado (petróleo o gas) lo empuja hacia adelante. Normal­mente, los rascadores se insertan manual­mente y se extraen en estaciones especia­les a lo largo de las conducciones de gas y petróleo; su extracción es especialmente peligrosa para el operario humano.

Un rascador acumulará residuos en su desplazamiento por el tubo, que se va ensanchando en forma de cilindro en el

5 El robot de ABB IRB 5500, certificado por ATEX, en la estación de material residual en un día gélido durante el periodo de demostración

El demostrador de ABB y Shell ha dejado claro que se pueden utilizar robots en las explotaciones de gas y petróleo para realizar operacio­nes de alta preci­sión con cualquier tipo de clima.

55Inspección e intervención a distancia

No es fácil que una solución cumpla los criterios de seguridad, eficiencia y rentabili­dad, y es posible que se precisen nuevas soluciones técnicas, prácticas de trabajo y modelos empresariales. Sin embargo, existen algunos factores fundamentales que influyen en un resultado satisfactorio. Para empezar, una estrecha colaboración con los usuarios finales y los clientes del mercado del petróleo y el gas permite centrar los proyectos en las dificultades y los problemas reales a los que se enfrenta el sector. Esto contribuye a contar con unos requisitos del cliente bien definidos. El siguiente paso es decidir si dichos requi­sitos se pueden satisfacer con tecnologías ya existentes o emergentes, o con una combinación de ambas. Para hacer frente a los diversos desafíos que plantea un sistema robótico tan complejo, se precisa un enfoque secuencial durante las fases de desarrollo que implica a su vez la validación de la tecnología en escenarios cada vez más exigentes y realistas.

Este es el enfoque adoptado por ABB durante el desarrollo de su prototipo de sistema de automatización a distancia. Los resultados iniciales de este innovador con­cepto robótico son muy prometedores. Además de una mayor seguridad, otro objetivo a largo plazo es conseguir un fun­cionamiento más regular y fiable que per­mita ofrecer un prolongado tiempo útil y una mayor rentabilidad de la explotación.

Charlotte Skourup

John Pretlove

ABB Strategic R&D for Oil, Gas and Petrochemicals

Oslo, Noruega

charlotte.skourup@no.abb.com

john.pretlove@no.abb.com

Imagen del títuloEl prototipo que se muestra se utiliza para simular, probar y verificar conceptos y nuevas configuracio­nes de prueba. Generalmente incluye tres robots ABB (uno para inspección y otros dos para operaciones de mantenimiento).

nomo y producía su propio aire para evitar modificaciones importantes en los esquemas de la planta.

Con este demostrador, ABB y Shell han dejado claro que se pueden utilizar robots en explotaciones de gas y petróleo para realizar operaciones de alta precisión con todo tipo de climatología. Sin embargo, lo más importante es que este demostrador tiene un enorme potencial para reducir los riesgos para la salud, la seguridad y el medio ambiente que representan estas operaciones.

El futuro desafíoLa extracción y la producción futuras de gas y petróleo se enfrentan a diversos desafíos, como las menores tasas de recu­peración, los campos de difícil acceso y la exploración de reservas no convencionales en combinación con depósitos que plan­tean más dificultades. Estas dificultades indican que es inevitable un aumento del nivel de automatización de una instalación (quizá hasta el punto de que haya explota­ciones de gas y petróleo sin presencia de personal), especialmente si es preciso res­ponder adecuadamente a las demandas continuas de mejora de la seguridad. Si este fuera el caso, las tareas de inspección y mantenimiento, la verificación, las prue­bas y las calibraciones que llevan a cabo actualmente los operarios a pie de explota­ción y el personal de mantenimiento debe­rán realizarse mediante robótica integrada en el sistema de control. Si bien esto per­mite aumentar la seguridad, también debe­rá ser eficaz para asegurar un valor añadi­do y una producción óptima en un entorno lejano y difícil.

emplea un interruptor de proximidad inte­grado en la herramienta. A continuación, el robot desbloquea y abre ligeramente la compuerta del cilindro para permitir el ver­tido de los residuos y el petróleo residual en una mesa de drenaje situada delante del cilindro antes de abrir totalmente la puerta. Inserta la herramienta en el cilindro y comienza a buscar el rascador. Una fun­ción incorporada al controlador del robot detiene su movimiento de acuerdo con la modificación del estado de una señal de entrada. Cuando se localiza el rascador, el robot lo extrae y lo coloca sobre la mesa. A continuación se cierra y se bloquea la compuerta antes de que el robot retorne a su posición inicial.

En este demostrador se han impuesto cier­tas simplificaciones para satisfacer las con­diciones exigidas. Para empezar, el número de tareas robotizadas relacionadas con el funcionamiento del rascador representaba un subconjunto de toda la operación de su extracción. Algunas de las subtareas no contempladas en este proyecto incluían la apertura y el cierre de válvulas, el funciona­miento de las bombas de drenaje y la retira­da de los tapones de ventilación (después de lo cual empieza la tarea de extracción del rascador). Sin embargo, todos estos pasos pueden automatizarse con tecnolo­gía ya existente. El demostrador de robóti­ca estaba también limitado a la recupera­ción de rascadores que se encontraran relativamente próximos a la compuerta (es decir, a menos de 0,5 metros de distancia). En realidad, se pueden localizar rascadores que se encuentren hasta a dos metros de la compuerta. Por último, el demostrador funcionaba con un generador diesel autó­

6 El robot ejecutando su tarea de recogida de residuos

56 revista ABB 2|11

ABB ayuda a prolongar la vida de la enorme mina de cobre de Aitik aumentando su rendimiento

Una mina de eficienciaLENA NyBERG, GERd EISENHUTH, kJELL SvAHN, PER ASTRoM, SARAH SToETER – A unos 1.000 km al norte de Estocolmo, Suecia, más allá del Círculo Ártico, se encuentra una impre­sionante mina de cobre a cielo abierto conocida como Aitik. Aunque la proporción de metal de la mina de cobre de Aitik es pequeña (menor del 0,3 por ciento), es una explotación muy rentable por la eficacia de su funcionamiento. y la explotación acaba de hacerse aún más eficaz con una modernización por 790 millones de dólares de toda la actividad minera que ha permitido que Boliden, la compañía explotadora de la mina, duplique su capacidad de producción y prolongue la vida del yacimiento hasta 2030. ABB ha contribuido suministrando diversos productos y sistemas destinados a alimentar y mantener el yacimiento.

57Una mina de eficiencia

ABB entregó el primer acciona­miento de molino de transmisión directa del mundo a la compañía cementera Lafarge en Francia en 1969, y la máquina de 6,4 MW sigue funcionando.

Imagen del títuloVista aérea de la mina de cobre Aitik en Gallivare, Suecia. La corta de la mina tiene 3 km de longitud y 405 m de profundidad. Copyright de la foto Boliden/Lars Devall.

Nota a pie de página1 Véase también “El valor del accionamiento”

en la Revista ABB 1/2011 y “Funcionamiento suave” en la página 74 de este número de la Revista ABB.

Son más fiables y eficientes energética­mente que los sistemas de accionamiento tradicionales y aumentan la productividad. ABB entregó el primer accionamiento de molino de transmisión directa del mundo a la compañía cementera Lafarge en Francia en 1969, y la máquina de 6,4 MW sigue funcionando.El primer sistema GMD de ABB para el procesamiento de mineral fue un concen­trador de cobre en la mina de Bourgainville en Papúa Nueva Guinea en 1985.Desde 1969, ABB ha suministrado o tiene pedidos de más de 100 sistemas GMD por todo el mundo. A lo largo de los años, los sistemas se han ido haciendo más grandes

800xA y, desde luego, un completo contra­to de servicios ➔ 1.

La minería en ABBABB tiene un largo historial de soluciones para la minería. La empresa entregó los pri­meros accionamientos y controles para montacargas de minas en las minas de hierro de Kolningsberget en Norberg, Sue­cia, en 1891, hace 120 años. También ha suministrado más de 600 montacargas nuevos y modernizado cientos de plantas existentes. Un montacargas de mina entre­gado a la mina de zinc de Zinkgruvan en Suecia en los años 1930 por ASEA, una compañía antecesora de ABB, sigue actualmente en uso. ABB ostenta varias primicias en la historia de la minería: una empresa predecesora, VEM, entregó la pri­mera excavadora continua de cangilones y puente transportador en 1949 y la primera cinta transportadora en 1960.ABB ha sido asimismo pionera en el desa­rrollo de molinos de transmisión directa (GMD), sistemas de motores y acciona­mientos gigantescos que mueven los moli­nos de mineral 1.

S ituado cerca de Gällivare, en la región ártica de Laponia en Suecia, el yacimiento de cobre de Aitik fue descubierto en la

década de 1930. Pero la explotación no empezó hasta 1968, cuando la tecnología progresó lo suficiente para extraer el metal de forma rentable. Aunque la ley del mineral sea baja (0,25 por ciento de cobre, 0,1 g de oro y 2 g de plata por tonelada de mineral), su extracción vale la pena. En 2006, Boli­den realizó su mayor decisión de inversión para aumentar la producción de la mina en forma de una renovación de 790 millones de dólares a lo largo de tres años. Entre los productos y sistemas suministra­dos por ABB se encuentran 650 motores, 230 accionamientos y accionamientos de velocidad variable, dos sistemas de moli­nos de transmisión directa de 22,5 MW de doble piñón, dos sistemas 2 × 5 MW de accionamiento de doble piñón, cuatro motores de 1,4 MW de imán permanente, 23 transformadores de distribución, apara­menta aislada por gas, un sistema de filtro de armónicos, el sistema de control de proceso Extended Automation System

58 revista ABB 2|11

También constituye una piedra angular de la contribución de ABB a la minería el sumi­nistro fiable y estable de energía basado en una infraestructura eléctrica y en los equi­pos correspondientes. La automatización ha constituido asimismo un componente fundamental, que proporciona los medios para controlar procesos y equipos de forma precisa, optimizar la producción, mejorar la seguridad de los trabajadores y operar con

el aprovechamiento óptimo de los mate­riales y los recursos energéticos. Desde 1883, la compa­ ñía predecesora de ABB, ASEA, sumi­nistra electricidad y sistemas de control

a las principales explotaciones mineras en todo el mundo. Algunos de los proyectos más relevantes de ABB se resumen en ➔ 2.

Las operaciones en la mina de AitikUna explosión semanal en la mina de Aitik produce suficiente mineral para que Boli­den procese 106.000 toneladas al día. Esto es suficiente para llenar los enormes camiones de 100 toneladas, con ruedas de 3,4 m de altura, hora tras hora ➔ 3.

y más potentes; en 2010, ABB entregó un GMD de 28 MW para un molino semiautó­geno (SAG) de 12,2 m y dos GMD de 22 MW para los molinos de bolas de 8,5 m, para los sistemas GMD mayores y a mayor altitud del mundo, que debían trabajar a 4.600 m sobre el nivel del mar en el con­centrador de cobre de la mina Toromocho de la Minera Chinalco en Perú. En 2010, ABB recibió un pedido para suministrar

un GMD de 28 MW para el primer molino de 12,8 m de diámetro del mundo. Pero los sistemas GMD más potentes que están actualmente en funcionamiento (de 22,5 MW) son los utilizados en la planta concentradora de Boliden en Suecia, don­de mueven los enormes molinos autóge­nos (AG) de 11,6 m. En términos de volu­men, los molinos de Aitik son los mayores del mundo, con una impresionante longi­tud de 13,7 m.

ABB ha suministrado unos 650 motores y accionamien­tos eléctricos para las nuevas instalaciones de Aitik.

1 Resumen del equipo suministrado por ABB a la mina Aitik.

[a] Trituradora de corta – Motores – Accionamientos

[b] Cinta transportadora subterránea – Motores – Accionamientos – Transformadores de distribución

[c] Taller de camiones – Cuadro de baja tensión

[d] Almacenamiento intermedio – Cuadro de baja tensión

[e] Cinta transportadora aérea – Motores – Accionamientos – Transformadores de distribución

[f] Planta concentradora – Molinos sin engranajes – Accionamientos de doble piñón – Motores de imán permanente – Transformadores de distribución – Cuadro de baja tensión – Motores – Accionamientos

[g] Subestación – Aparamenta aislada en gas – Transformadores – Cuadro de media tensión

[h] Filtro de armónicos

[i] Sala de control – Sistema de automatización ampliado 800xA

g

f

e

d

c

a

b

i

h

2 Algunos proyectos de minería de ABB notables.

– Entrega de dos plantas de transporte y almacenamiento de bauxita a la mina de Bauxiven Los Pijagaos de Venezuela en 1992. La instalación incluyó toda la infraestructura y el equipamiento eléctri­ cos, como aparamenta, transformadores, centros de control de motores, acciona­mientos de velocidad variable y sistema de control ABB Master.

– Modernización de la fundición de zinc de Cajamarquilla en Perú en 1998. ABB suministró rectificadores de transformador, un horno de inducción y un sistema de control del proceso que contribuyeron a duplicar la capacidad de la planta.

– Construcción de la nueva planta hullera de Vale en Moatize, Mozambique, iniciada en 2009. ABB suministró el sistema de automatización ampliado 800xA, todos los sistemas de distribución eléctrica de media y baja tensión, accionamientos, motores y otro equipo auxiliar.

59Una mina de eficiencia

4 Las cintas transportadoras de 7 km que conducen el mineral a la planta de concentración de Aitik están dotadas de accionamien­tos ABB.

3 Se utilizan enormes camiones de 100 toneladas con ruedas de 3,4 m de altura para transportar cargamentos de 200 toneladas a la trituradora de la corta de Aitik. Fotografía de Peter Tubaas.

zos de mineral a la planta concentradora donde se trituran ➔ 4.

Estas largas cintas transportadoras some­ten a un esfuerzo mayor los dispositivos mecánicos y la alimentación eléctrica. Una puesta en marcha suave y un funciona­miento controlado y la protección de los equipos son de gran importancia. Por tan­to, la elección de la solución óptima para los accionamientos de la cinta transporta­dora es una decisión crítica.ABB ha desarrollado una tecnología que satisface con exactitud los requisitos de la cinta transportadora de superficie. Las soluciones para el accionamiento de la cin­ta transportadora de superficie (OLC) de ABB utilizada en Aitik incluyen funciones

específicas para OLC, como reparto de carga, arranque suave en cualquier condi­ción de carga, diversas funciones de freno y parada y otras. Estas soluciones tienen en cuenta las prestaciones, el rendimiento, los costes de capital, la flexibilidad y la optimización del funcionamiento, la fiabili­dad y el envejecimiento de los equipos de cinta transportadora, el número de compo­

Cada uno de los camiones transporta unas 200 toneladas de mineral a una trituradora situada dentro de la corta de 405 m de profundidad, donde es reducido a piedras de 30 cm y conducido por medio de cintas transportadoras subterráneas hasta una zona de almacenamiento situada en super­ficie. Otras cintas transportadoras llevan el mineral a la planta concentradora a una velocidad de 4 m/s. Los motores y accio­namientos de ABB mueven las cintas transportadoras, que totalizan 7 km de lon­gitud. En la planta concentradora, dos molinos de transmisión directa de 22,5 MW (los más potentes actualmente en funcio­namiento) trituran el mineral hasta reducirlo a arena, machacando un total de 4.400 to­neladas de mineral por hora. La arena se coloca en depósitos de flotación con reac­tivos, agentes espumantes, aire comprimi­do y caliza y se añaden unos 500.000 litros de agua por hora. Este tratamiento quími­co hace que el metal flote en la superficie para facilitar la separación. El concentrado resultante, calcopirita, con un contenido de cobre del 25 por ciento, se transporta por ferrocarril a la fundición de Boliden en Ronnskar, a unos 400 km al sudeste de Gällivare.

Tecnologías de ABB en toda la minaLa eficiencia es ciertamente la clave de la productividad en la mina de Aitik. Y ABB ha suministrado las tecnologías que están haciendo posible que Boliden duplique su capacidad de producción hasta 36 millones de toneladas de mineral al año.

Accionamientos de cinta transportadora

Un impresionante tendido de 7 km de cin­tas transportadoras lleva los grandes tro­

nentes sujetos a desgaste y rotura, la com­pacidad del motor y un diseño de motores que permita un cambio sencillo y rápido de las poleas y sus cojinetes.

Sistemas de motores y accionamientos

ABB ha suministrado unos 650 motores y accionamientos eléctricos para las nuevas instalaciones de Aitik. Los motores tienen potencias comprendidas entre 4 kW y 5 MW y se utilizan en casi todas las etapas del trabajo de minería. Se encargan de mover las trituradoras de la corta, las cin­tas transportadoras que llevan las rocas machacadas al concentrador, los molinos trituradores, las bombas que suministran el agua a los molinos y eliminan el barro residual que queda después del proceso de concentración y los ventiladores que regulan la calidad del aire.Muchos de los motores utilizados en Aitik tienen que trabajar 24 horas al día, 365 días al año –como la propia mina– y a menudo en atmósferas muy polvorientas. Además, cualquier equipo situado al exterior debe soportar temperaturas de hasta – 45 °C en invierno. Estos factores hacen que la fiabilidad sea una de las principales exigen­cias planteadas a los motores y acciona­mientos.

Subestación y filtro de armónicos

La minería consume muchísima electrici­dad, y el proyecto de expansión de Aitik ha exigido la construcción de dos nuevos tendidos eléctricos hasta el yacimiento. También hizo falta una subestación nueva de mayor capacidad para gestionar la energía extra suministrada.ABB ha entregado una subestación de 170 kV basada en la tecnología de apara­menta aislada por gas, que ha disminuido

Un impresionante tendido de 7 km de cintas transpor­tadoras lleva los grandes trozos de mineral a la planta concentradora donde se trituran.

60 revista ABB 2|11

el tamaño de la instalación en un 80 por ciento ➔ 5.

La subestación recibe dos líneas eléctricas procedentes de la compañía suministrado­ra, lo que asegura la electricidad aunque una de ellas falle. Tres transformadores de 80 MVA reducen la tensión de la corriente entrante para su uso en la mina. Estos transformadores pueden manejar la misma cantidad de energía que la requerida por una ciudad de 100.000 habitantes.La electricidad se distribuye por la mina mediante aparamenta de 24 kV de la fami­lia de equipos UniGear de ABB. La subes­tación y las dos líneas eléctricas están supervisadas y protegidas por relés Relion® de ABB. El equipo eléctrico asegura la mayor fiabilidad posible del suministro y mantiene el funcionamiento de la mina noche y día.ABB ha suministrado también un sistema de filtro de armónicos que permite a Boli­den evitar daños en sus propios equipos y transmitir perturbaciones al suministro local de electricidad, lo que podría ocasio­nar multas de la compañía eléctrica. Las distorsiones por armónicos en la red se mantienen por debajo de los límites marca­dos en las normas IEC (Comisión Electro­técnica Internacional) y locales, y el filtro y el sistema de corrección del factor de potencia instalados aseguran que este factor sea igual o superior a 0,99.

Molinos de transmisión directa

Los molinos son un componente crítico del tratamiento del mineral. Combinan una enorme capacidad y fuerza bruta con un funcionamiento energéticamente eficiente para reducir el mineral a fragmentos más pequeños adecuados para los tratamien­

6 Los motores sin reductora de ABB accionan los dos molinos más grandes del mundo: 13,7 m de longitud y 11,6 m de diámetro.

5 La subestación ABB de 170 kv aislada en gas distribuye la electrici­dad a la mina.

tos siguientes. Los accionamientos de molinos de transmisión directa (GMD) son la variante más común; la ausencia de caja reductora y otros componentes mecánicos aumentan su rendimiento y reducen la necesidad de mantenimiento.El componente principal de un GMD es un motor colosal integrado en un molino con forma de tambor en el que se muele el mineral. El motor está provisto de un accionamiento que pone en marcha el molino suavemente, sin esfuerzo mecáni­co. Los GMD de Aitik tienen una potencia nominal de 22,5 MW, lo que los convierte en los más potentes del mundo en la actualidad ➔ 6.

Los molinos que mueven tienen 13,7 m de longitud y 11,6 m de diámetro (los mayores del mundo en volumen) y cada uno de ellos es capaz de moler 2.200 toneladas de mineral por hora. Los accionamientos de los molinos de transmisión directa de ABB proporcionan la enorme capacidad necesaria y mantienen un consumo redu­cido sin limitar la calidad del suministro eléctrico.La energía consumida en la trituración puede estar entre el 50 y el 70 por ciento de la energía total utilizada para recuperar el mineral. Los accionamientos constituyen una forma eficiente energéticamente de equiparar la velocidad del molino con las necesidades del proceso de trituración. Sin piezas móviles entre el motor y el tambor, un molino de transmisión directa es tam­bién muy resistente y puede procesar de forma fiable enormes cantidades de mine­ral.

ABB ha entregado una subestación de 170 kV basada en la tecnología de aparamenta aislada por gas, que ha disminuido el tamaño de la instalación en un 80 por ciento.

61Una mina de eficiencia

8 Como equipos de mano para ejecutar el sistema 800xA se utilizan teléfonos inteligentes HTC.

En breve, los ingenieros, operarios, supervisores y demás dispondrán de sus propios teléfonos inteligentes HTC para supervisar y controlar la planta.

El sistema de automatización ampliada de ABB 800xA controla toda la planta y cada uno de los equipos de la mina.

7 Sala de control de la mina de cobre de Aitik.

Sistema de control

Todo el proceso de extracción de Aitik (incluidos la planta concentradora, los sis­temas de cinta transportadora, las estacio­nes de bombeo o incluso la propia planta de aguas residuales de la mina) se controla mediante el sistema Extended Automation System 800xA de ABB ➔ 7.

El sistema 800xA integra un variado con­junto de equipos, sistemas y aplicaciones para ofrecer una interfaz visual común.En Aitik, el sistema de mantenimiento Maximo de IBM de la mina se integra con el System 800xA y permite la creación directa de informes de fallos en la interfaz del ope­rario. Esta solución integrada facilita a los operarios la notificación de los problemas al departamento de mantenimiento. Ahora los operarios sólo tienen que hacer clic en el objeto del que quieren informar, selec­cionar “crear informe de fallo”, introducir el problema y enviar el informe, que pasa a estar disponible en Maximo. Desde la inte­gración del sistema de mantenimiento se han quintuplicado los informes de averías, a lo que se atribuye la disminución de los tiempos de inmovilización imprevistos y de las perturbaciones de los procesos.Aitik es la primera instalación del mundo en integrar, no sólo el sistema de manteni­miento, sino también el sistema de gestión de documentos con el System 800xA.Esto proporciona al operario un acceso rápido y fácil para corregir instrucciones, planos, etc. y permite la adopción rápida y precisa de decisiones y medidas. En marzo de 2011, Aitik empezó también a usar supervisores de recursos del sistema 800xA para instaurar un mantenimiento predictivo centrado en tres componentes críticos esenciales para la disponibilidad y

la rentabilidad de la mina. Uno de ellos es la caja de engranajes de los grandes molinos. Los supervisores de recursos indican la necesidad de mantenimiento y ayudan proactivamente a detectar anomalías en los equipos y a tomar medidas correctoras antes de que el trabajo se vea afectado. Boliden planea poner en servicio una solu­ción de optimización de activos de ABB en todas sus minas cuando actualice sus sistemas de control System 800xA.Otro primer logro en Aitik es la capacidad para ejecutar todo el sistema 800xA de la planta concentradora en teléfonos inteli­gentes HTC ➔ 8.

Esto permite una enorme flexibilidad en la supervisión y el control de la planta.Aitik es también uno de los primeros cen­tros de producción industrial del mundo en adoptar la nueva norma internacional IEC 61850 que define las comunicaciones dentro de los componentes eléctricos y entre ellos. Esto significa que el System 800xA proporciona un entorno único con el que controlar y vigilar equipos de auto­matización de procesos, equipos de auto­matización de la alimentación eléctrica y equipos de protección, aparamenta, trans­misión y distribución. La integración del sistema de control eléctrico en el sistema de control de procesos de la planta aumenta la productividad y reduce las paradas, pues permite instaurar una estra­tegia única en las áreas de ingeniería, man­tenimiento y operaciones. Además, la adopción de una norma global basada en la tecnología más avanzada reduce los costes de instalación y funcionamiento, y mejora la visibilidad de la utilización y el consumo de electricidad.

Un suministro de energía fiable es de vital importancia para el funcionamiento de cualquier industria. Administrar y controlar este suministro es, en consecuencia, tan importante como administrar y controlar cualquier otro parámetro significativo del proceso. En Aitik esto significa que el sumi­nistro de electricidad es visible en el System 800xA.Los operarios disponen de una visión com­pleta de toda la planta y pueden efectuar ajustes inmediatamente en el caso de producirse anomalías en el suministro recibido.

Lena Nyberg

ABB Process Automation, Open Control Systems

Västerås, Suecia

lena.nyberg@se.abb.com

Gerd Eisenhuth

ABB Process Automation

Baden­Dattwil, Suiza

gerd.eisenhuth@ch.abb.com

kjell Svahn

ABB Process Automation, Minerals

Skelleftea, Suecia

kjell.svahn@se.abb.com

Per Astrom

ABB Power Products

Ludvika, Suecia

per.g.astrom@se.abb.com

Sarah Stoeter

Revista ABB

Zurich, Suiza

sarah.stoeter@ch.abb.com

62 revista ABB 2|11

63Armonización de accionamientos

MIkko LöNNBERG, PETER LINdGREN –

La gama de accionamientos de ABB se extiende desde los de CA de baja y media tensión a los industriales de CC. Estos contribuyen a aumentar el rendimiento, la fiabilidad y la flexibi­lidad de los procesos industriales, y el uso de los accionamientos de velocidad variable permite importan­tes ahorros de energía. Ahora, ABB ha creado su primera cartera de accionamientos de CA basada en una arquitectura común. En otras palabras, los accionamientos de CA de baja tensión utilizan un panel de control de diseño único, la misma estructura de menús de parámetros, accesorios universales y herramientas de ingeniería comunes. Inicialmente, la nueva arquitectura se aplica a los accionamientos industriales y están­dar de ABB hasta 250 kW, pero está previsto ampliar a mayores potencias en el futuro. El accionamiento indus­trial de ABB más reciente, la unidad individual de montaje en pared ACS880, es uno de los primeros basados en la arquitectura común. Se trata de un potente accionamiento, capaz de hacerse cargo de cualquier aplicación y desafío en cualquier sector industrial.

La fuerza impulsora de la arquitectura común de los accionamientos de ABB

Armonización de accionamientos

A BB es el mayor fabricante de accionamientos del mundo. Sus accionamientos de veloci­dad variable se utilizan para

regular el par y la velocidad de un motor eléctrico mediante el control de la potencia que se le suministra. Esto a su vez se tra­duce en considerables ahorros energéticos (en comparación con las cargas de poten­cia constante), un óptimo control de pro­ceso, una menor necesidad de manteni­miento y seguridad funcional, puesto que la mayoría de las unidades ofrecen carac­terísticas de seguridad que cumplen los requisitos de la Directiva relativa a máqui­nas de la Unión Europea 2006/42/CE.ABB ha mejorado aún más su oferta de accionamientos mediante la creación de una cartera de accionamientos de CA de baja tensión, totalmente compatible, que se basa en una arquitectura común. La gama de accionamientos está especial­mente diseñada para simplificar el funcio­namiento, optimizar la eficiencia energética y maximizar la producción. La nueva arqui­tectura permite a los nuevos accionamien­tos de ABB controlar casi cualquier tipo de motor de corriente alterna e interconectar­se a través de los principales protocolos de bus de campo así como con soluciones de supervisión a distancia. La compatibilidad es la clave para aquellos usuarios que dis­ponen de muchas más funciones prácticas para una fácil selección, instalación, confi­

guración rápida y mantenimiento con fun­ciones de seguridad integradas. La prime­ra unidad disponible para pedido será el accionamiento industrial ABB de montaje en pared.Entre las ventajas que proporciona una arquitectura unificada se incluyen:– “Apréndalo una vez, utilícelo en cual ­

quier parte” – un panel de control de diseño único, herramientas de ingeniería comunes y menús de parámetros redu cen el tiempo necesario para aprender y manejar los nuevos acciona­mientos

– Accesorios universales que suponen repuestos de bajo coste y disponibilidad de existencias

– Funciones de seguridad integradas que aumentan la seguridad de las personas y reducen los costes de instalación

– Consumo reducido de energía gracias a características de ahorro como el optimizador de energía

– Información sobre eficiencia energética, incluida para ayudar a analizar y dimensionar la aplicación La informa­ción es suministrada a partir de un perfil de carga y calculadores de eficiencia

Imagen del títuloLa gama de accionamientos de ABB abarca desde accionamientos de CA de baja y media tensión a accionamientos industriales de CC, y se aplican en numerosos sectores industriales.

64 revista ABB 2|11

funciones relacionadas con la seguridad ofrecen unos niveles óptimos de manteni­miento y seguridad operativa de la máqui­na. Las funciones de seguridad integradas reducen la necesidad de componentes de seguridad externos, lo que simplifica la configuración y reduce el espacio de insta­lación ➔ 3.

Los accionamientos industriales de ABB ofrecen opciones de seguridad integradas que incluyen: parada segura 1 (SS1), para­da de emergencia segura (SSE), velocidad con limitación de seguridad (SLS), control seguro de frenada (SBC) y velocidad máxi­ma segura (SMS).

Bajo consumo de energíaIntrínsecamente los accionamientos aho­rran energía, y las calculadoras incorpora­das facilitan detalles de cuánto se utiliza y se ahorra (en kWh y MWh) y la cantidad de reducción de CO2. La información que pro­porcionan estas calculadoras permite ajus­tar el proceso para garantizar un consumo óptimo de energía. El modo de control del optimizador del consumo de energía ase­gura un par máximo por amperio y reduce el consumo.

Formación mínimaGracias al enfoque “Apréndalo una vez, uti­lícelo en cualquier parte”, el tiempo nece­sario para que los fabricantes de las má­quinas, los integradores de sistemas y los usuarios finales (incluido el personal de mantenimiento) puedan configurar, mane­jar y mantener de forma óptima las nuevas

des, agiliza la instalación, puesta en ser­vicio y supervisión. La versión inicial de la herramienta proporciona puesta en marcha y capacidad de mantenimiento, mientras que la versión profesional ofrece características adicionales, tales como ventanas de parámetros personalizadas, diagramas de control de la configuración del accionamiento y ajustes de seguridad. Los diagramas de control evitan a los usuarios la necesidad de tener que exami­nar una larga lista de parámetros y ayudan a establecer la lógica del accionamiento de forma fácil y rápida. La herramienta de PC puede conectarse a los accionamientos mediante una conexión USB estándar o una conexión Ethernet. Con un simple clic del ratón en la herramienta de PC, toda la información de la unidad, como listas de parámetros, fallos, copias de seguridad y listas de eventos, se reúne en un archivo, que se puede enviar por correo electrónico al personal de mantenimiento o a ABB para un posterior análisis. Esto permite un seguimiento más rápido de los fallos, redu­ce el tiempo de inmovilización y minimiza los costes de explotación y mantenimiento.

Funciones de seguridad avanzadasLa seguridad funcional de los acciona­mientos satisface los requisitos de la Direc­tiva relativa a máquinas de la Unión Euro­pea 2006/42/CE.Características de seguridad incorporadas, como la desconexión segura del par (STO), que permite la parada de emergencia y evi­ta puestas en marcha imprevistas, y otras

1 El nuevo panel de control de alto contraste y alta resolución

2 Características del panel de control unificado

3 Las funciones de seguridad ofrecen una protección máxima de la maquinaria.

– Teclas programables y navegación intuitiva en cuadro direcciones para ayudar al usuario a localizar rápidamente parámetros y funciones.

– La información puede presentarse en formatos básicos o más avanzados y ofrece curvas e histogramas de tendencias, gráficos de barras y datos numéricos que facilitan y agilizan la interpretación de las variaciones y errores de los procesos.

– Los asistentes del panel ahorran tiempo de entrega simplificando la configuración de los parámetros esenciales para distintas funciones, de modo que el usuario no necesita conocer todos los parámetros de la función. Un asistente del bus de campo, por ejemplo, ayuda al usuario a configurar el accionamiento y el adaptador del bus de campo para la comunicación.

– Los menús y mensajes pueden personalizarse con la terminología adecuada para la aplicación para así configurar los acciona­mientos con palabras familiares.

– El editor de texto del panel permite al usuario añadir información y adaptar el texto.

energética, que determinan la energía utilizada y ahorrada, la reducción de CO2 y el dinero ahorrado

La suave transición de la antigua genera­ción de accionamientos a la nueva ha dado lugar a dimensiones que son iguales o, en muchos casos, considerablemente menores. Esto se debe en parte al hecho de que la densidad de potencia de la nueva generación de accionamientos ha aumentado notablemente hasta el punto de que, en particular, la nueva unidad industrial de ABB presenta un volumen que es hasta tres veces y media menor que el de su predecesora. No solo el tamaño, sino que muchas de las mejores características de los accionamientos existentes, tales como la seguridad funcio­nal y las calculadoras de eficiencia energé­tica, han llevado a cabo con éxito la transi­ción a la nueva arquitectura.

Un panel de control y una herramien­ta de PC con una diferenciaEl nuevo panel de control de alta resolu­ción ➔ 1 se basa en modernas técnicas de interfaz con características que se descri­ben en ➔ 2.

Es importante observar que permite una rápida instalación, así como copiar pará­metros de una unidad a otra, ahorrando tiempo y proporcionando flexibilidad, espe­cialmente cuando hay que configurar varias unidades.La herramienta de PC de configuración de accionamientos, para todo tipo de unida­

65Armonización de accionamientos

opciones, como una amplia selección de buses de campo, filtros EMC, separado­res, codificadores, filtros dV/dt, filtros de seno, bobinas de choque y resistencias de freno, así como un software especial para la aplicación.El accionamiento industrial ACS880 puede utilizarse para el control en bucle abierto o cerrado de casi cualquier tipo de motor de CA, incluidas máquinas síncronas y de imán permanente, así como servomotores de inducción, gracias a la plataforma de control del motor de gran precisión y de eficacia probada con control directo de par (DTC). Para maximizar la productivi­dad, se ha mejorado aún más la tecnología DTC para las nuevas familias de acciona­mientos a fin de asegurar un control preci­so del motor y respuestas rápidas a los procesos de cambio sin necesidad de un dispositivo de realimentación. Estas máquinas pueden controlar asimismo motores de imán permanente sin necesi­dad de software adicional.El accionamiento ofrece dos tipos de car­casa, IP21 e IP55 para entornos con polvo y humedad. Ambas versiones se presentan con paneles barnizados, que mejoran la duración en ambientes agresivos. Además, se supervisa constantemente la tempera­tura de entrada del aire y se emite un aviso cuando se alcanzan temperaturas críticas.Los nuevos accionamientos industriales admiten el entorno de programación CoDeSys 2, lo que permite una fácil integra­ción con el controlador de lógica progra­mable (PLC) AC500 de ABB, que se pro­

unidades se reduce considerablemente. Esto es posible gracias a que las unidades utilizan un panel de control de diseño úni­co, las mismas herramientas de ingeniería y accesorios universales en toda la arqui­tectura común. Además, todos los pará­metros están armonizados (es decir, que utilizan la misma estructura y designación) en la plataforma, y al igual que para las dis­tintas funciones, el nombre utilizado es coherente en todas las unidades.

El accionamiento industrial ACS880­01 de ABBDe la nueva generación de accionamientos de CA que se basará en la arquitectura común, uno de los primeros en lanzarse será la familia de accionamientos industria­les más reciente, la ACS880­01 ➔ 4.

El accionamiento ACS880­01 es una uni­dad individual de montaje en pared 1, que se comercializa inicialmente con una gama de potencias de 0,55 a 250 kW y de tensiones de 380 a 500 V, con planes de ampliación en este último ámbito. Está diseñado para un amplio abanico de aplicaciones, como extrusoras, grúas, cabrestantes, bobinadoras, transportado­ras, mezcladoras, compresores, bombas y ventiladores, y está destinado a sectores tales como el de aplicaciones navales, minería, cemento, petróleo, gas, metales, productos químicos, manipulación de ma­teriales, papel y pasta de papel. Las distin­tas versiones de accionamientos ACS880 están destinadas a satisfacer las necesida­des de los clientes, e incluyen diversas

4 La nueva familia de accionamientos industriales ACS880grama y se configura con la misma herramienta de ingeniería basada en CoDeSys. Asimismo puede transferirse algo de la lógica de control desde el PLC al accionamiento. Los accionamientos indus­triales de ABB pueden también interconec­tarse a través de los protocolos de bus de campo más habituales, así como con solu­ciones de supervisión a distancia.Por último, se puede emplear un panel de control para supervisar varias unidades conectando simplemente en cadena los accionamientos con ayuda de terminales incorporados.

Una verdadera fuerza motrizEn los últimos 20 años, más o menos, se han producido notables avances en la tec­nología de accionamientos de CA, con ABB a la cabeza. Aunque la miniaturización es uno de los avances más llamativos, los accionamientos son ahora más inteligentes y ofrecen mejores comunicaciones, así como una instalación y control más senci­llos. ABB sigue aumentando considerable­mente la densidad de potencia de estas unidades, y para ilustrar este punto, su nuevo accionamiento industrial ACS800 tiene un volumen que es hasta tres veces y media menor que el de su predecesor.La creación de una cartera de acciona­mientos que comparten una arquitectura común ofrece enormes beneficios a los clientes. Además de permitir el control prácticamente de cualquier tipo de motor de CA, una rápida puesta en servicio, una mayor reducción del consumo energético y una mayor productividad, el cliente puede esperar el menor coste total de propiedad de los accionamientos de CA de ABB utili­zados en aplicaciones industriales, comer­ciales, del sector público y residenciales.

Mikko Lönnberg

Peter Lindgren

ABB Oy

Helsinki, Finlandia

mikko.lönnberg@fi.abb.com

Notas a pie de página1 Las unidades individuales son accionamientos

de CA completos que se pueden instalar sin ningún armario o carcasa adicional. Están disponibles para su montaje en pared o en unidades de armario.

2 CoDeSys, acrónimo de Controller Development System (sistema de desarrollo de controlado­res), es un entorno de desarrollo que permite programar aplicaciones de controlador según la norma industrial IEC 61131­3.

66 revista ABB 2|11

67Remodelación de subestaciones

hacer que el sistema secundario cumpliera la nueva norma IEC 61850.

Las dificultades de la remodelaciónLos proyectos de remodelación son, por su naturaleza, más difíciles que la cons­trucción desde cero. Los componentes an­tiguos y los nuevos deben ser compatibles, y durante la transición hay que asegurar la continuidad del funcionamiento de la sub­estación ➔ 1.

Únicamente deben producirse cortes de suministro cuando no haya otra opción, y su duración debe ser la menor posible. El funcionamiento de toda la red de transpor­te no debe verse afectada por los trabajos. Por tanto, los proyectistas deben analizar con cuidado el sistema existente y cono­cerlo perfectamente.

MARCEL LENZIN – La publicación de la norma IEC 61850 ha marcado una revolución sin precedentes para las necesidades de integración y comunicación de las subestaciones. Las compañías eléctricas de todo el mundo se han apresurado en adoptar esta norma, que permite unos altos niveles de interoperabilidad entre dispositivos (incluso de distintos fabricantes) y ofrece medios de comunicación avanzados. Además de su importancia para instalaciones nuevas, muchas compa­ñías eléctricas tratan de incorporar la norma a subestaciones ya existentes como parte del trabajo de remodelación.

Remodelación de la subestación de Sils con tecnología IEC 61850

Remodelación de subestaciones

L a compañía suiza KHR (Kraftwer­ke Hinterrhein) explota en Sils una subestación de 380/220 kV aisla­da por aire. Esta subestación es

un importante nodo de la red de transporte suiza (a su vez parte de red europea UCTE).

Se ha iniciado la remodelación de la subes­tación de Sils porque toda la infraestructu­ra del secundario y partes del primario del nivel de 380 kV habían llegado al final de su vida útil. KHR decidió sustituir la mayor parte del secundario y conservar la mayo­ría de los equipos del primario. Como la vida útil de los equipos del secundario es normalmente la mitad que la de los dispo­sitivos del primario, una situación de remo­delación de estas características es común en países industrializados. Para asegurar que la inversión cubriría las necesidades de los próximos 10 a 15 años, KHR decidió

68 revista ABB 2|11

La solución basada en la IEC 61850La parte del secundario de una subesta­ción tiene dos objetivos principales: con­trolar los equipos del primario y protegerlos de los daños causados por las averías eléctricas. Estas funciones las realizan los llamados IED (dispositivos electrónicos inteligentes). Un IED dispone de una conexión de I/O (entrada/ salida) con los equipos del primario del sistema y controla una bahía o parte de ella. Las funciones de protección son específicas del tipo de bahía (transformador, línea, acoplador, etc.).En su papel de control, los IED son respon­sables de las funciones de control e inter­bloqueo. Aseguran que un aparato del pri­mario únicamente puede funcionar si se cumplen determinadas condiciones. En su papel de protección, vigilan constantemen­te el comportamiento eléctrico de la subes­tación (de acuerdo con los valores medi­dos de tensión e intensidad). En caso de que se detecte una avería que pudiera pro­ducir daños en equipos del primario, se deben desconectar los componentes necesarios de la estación y aislar el equipo defectuoso. Las alarmas que se deban notificar al sistema de control central se transmiten por el bus IEC 61850.El bus de comunicaciones conecta los IED al sistema de control de la subestación, desde donde se puede gobernar y super­visar todo el sistema. Una subestación es sólo un nodo de una red eléctrica comple­ta, por lo que la información consolidada de la subestación debe comunicarse a un centro de control de red, situado normal­mente a muchos kilómetros ➔ 2.

Dependiendo de la organización de la red, también se pueden controlar los equipos del primario desde el centro de control de la red. La interfaz con un centro de control remoto la proporciona una pasarela.

1 durante la renovación debe garantizarse la continuidad del funcionamiento de la subestación.

2 Sala de control de la subestación en Sils.

En la subestación de Sils, se escogieron IED de la serie 670 Relion® de ABB para las funciones de control y protección. Las compañías suelen exigir que se instalen en paralelo dispositivos de distintos provee­dores como medida de seguridad. En Sils, los dispositivos de protección destinados a este fin los suministró un tercer proveedor y se integraron totalmente empleando la norma IEC 61850. Esta capacidad de inte­gración es una de las principales ventajas de la IEC 61850.Se ha diseñado la funcionalidad de los IED de forma que satisfaga las necesidades de los equipos ya existentes, pero también para aprovechar la tecnología más recien­te, como por ejemplo GOOSE 1, un proto­colo de comunicaciones bahía a bahía.Todos los IED están conectados al bus de comunicaciones IEC 61850 ➔ 3.

El bus se divide en varios anillos físicos, uno como estación LAN 2 y los otros para la comunicación entre los dispositivos del nivel de estación y los del nivel de bahía. Se eligió la configuración de anillos para aumentar la disponibilidad de la red. El sis­tema de control utiliza MicroSCADA Pro de ABB y funciona en un servidor de gama alta, equipado con alimentación redundan­te y sistema de almacenamiento RAID 3. Para la funcionalidad de software de segu­ridad, se conecta otro servidor de almace­namiento independiente a la red LAN de la estación.Para asegurar una pasarela redundante como interfaz con el centro de control de red, se conectan dos clientes IEC 61850

Los proyectos de remodelación son, por su naturaleza, más difíciles que la construcción des­de cero. Los com­ponentes antiguos y los nuevos deben ser compatibles, y durante la tran­sición hay que asegurar la conti­nuidad del funcio­namiento de la subestación.

Notas a pie de página1 GOOSE: suceso genérico de subestación

orientado a objetos, por sus siglas en inglés.2 LAN: red de área local, por sus siglas en inglés.3 RAID: conjunto redundante de discos

independientes, por sus siglas en inglés.

69Remodelación de subestaciones

La fase siguiente del proyecto es la instala­ción y la producción. La norma IEC 61850 define también los procesos de ingeniería. Por lo tanto, es esencial utilizar una herra­mienta de ingeniería del sistema que apoye totalmente la IEC 61850, manteniendo la coherencia de los datos y de su flujo en toda la subestación y documentando correctamente las modificaciones del archivo SCD.En el proyecto de Sils, se ha prestado una atención especial a la fase de pruebas en

fábrica (la última fase del proyecto antes de entregar el nuevo equipo en la obra). Esto ha servido para abreviar la siguiente fase

Además, para reducir el cableado de cobre entre las bahías, KHR decidió establecer comunicación horizontal, bahía a bahía, con el protocolo GOOSE. Toda la comuni­cación relativa al interbloqueo entre bahías se intercambia utilizando mensajes GOO­SE entre los IED con el bus IEC 61850.

Etapas del proyectoTodos los proyectos comienzan con una fase de diseño, que se centra en las inter­faces con los equipos existentes y en las funciones añadidas que se introducirán en el sistema. La fase de diseño debe aclarar la forma en que se pondrán en servicio los nuevos componentes sin afectar a la explota­ción comercial de la subestación. En Sils, los ingenieros de ABB tuvieron que conocer bien la funcionalidad del sistema actual para diseñar correctamente el nuevo. En el futuro, esta fase se verá facilitada por los archivos SCD.

independientes directamente al bus. Esto permite controlar la estación a distancia, incluso si se desconectan los dos ordena­dores de control de la subestación.KHR ha obtenido numerosos beneficios al basar el nuevo componente del secundario de la subestación en la norma IEC 61850. La norma define el archivo SCD 4.Este archivo contiene toda la información relevante, desde la topología de los equi­pos del primario hasta los datos completos de los equipos del secundario. Disponer de esta información ayuda en posteriores ampliaciones, sustituciones o mejoras del sistema de automatización de la subesta­ción o de sus componentes, y por tanto en su posibilidad de reutilización a largo plazo. Además, asegura asimismo la coherencia de los datos de todo el sistema para la in­geniería actual. Puesto que la IEC 61850 especifica asimismo la comunicación hori­zontal y vertical en el bus, se puede confi­gurar el sistema utilizando productos de distintos proveedores que cumplan esa norma.

En el proyecto de Sils se ha prestado una atención espe­cial a la fase de pruebas en fábrica. Se utilizaron varios simuladores para probar las interacciones con los equipos ya existentes.

Nota a pie de página4 SCD: descripción de la configuración de la

subestación, por sus siglas en inglés.

3 Sistema de automatización de subestación basado en IEC 61850 en Sils.

Estación de trabajo técnica Interfaz hombre­máquina de la estación Control remoto

GPS

Pasarelas redundantes

Reserva (NAS)

Servidor de la estación

Conmutador Ethernet RSG2100Lado de la bahía

Conmutador Ethernet RSG2100

Transformador 1

Conmutador Ethernet RSG2100

Transformador 2

REC670

MWU

BBP de 380 kV Línea 1 de 380 kV Acoplador de 380 kV Transformador 2 de 380 kV Línea 2 de 380 kVTransformador 1 de 380 kV

MWU MWU MWU DSAS­RTU

REC670 REC670 REC670 REC6707SA612 7SA612 7SA612 7SA612 7SA612

REL670 REL670 REL670 REL670 REL670

SIMEAS R SIMEAS R SIMEAS R SIMEAS R SIMEAS R

REB500 BU REB500 BU REB500 BU REB500 BU REB500 BU

BCM800 BCM800 BCM800 BCM800 BCM800

L+G ZMQ L+G ZMQ L+G ZMQ L+G ZMQ L+G ZMQ

Unidad central BBP/BFPREB500

70 revista ABB 2|11

de control central. Además, el sistema MicroSCADA Pro se ha ampliado a un sis­tema de reserva en caliente en el que toda la funcionalidad de control y supervisión se encuentra en un ordenador, mientras que un segundo ordenador que ejecuta la mis­ma aplicación en paralelo está preparado para hacerse cargo inmediatamente de toda la operación en caso de algún fallo en el primero.

Un proyecto coronado por el éxitoLa remodelación de la subestación de KHR se realizó con éxito y el sistema renovado está activo y funcionando. Gracias a una estrecha y constructiva colaboración entre ABB y KHR y a la amplia experiencia de ambas partes, el complejo proyecto se ha completado con las molestias mínimas.El proyecto demostró lo adecuado de la norma IEC 61850 para proyectos de remodelación. La norma ha permitido la fácil combinación de los IED de ABB y de terceros como exigía el cliente. El uso de mensajes GOOSE para el interbloqueo bahía a bahía redujo considerablemente la necesidad de cable de cobre. Toda la subestación se encuentra ahora documen­tada en un archivo SCD normalizado, lo que supone una ventaja para los futuros proyectos de mantenimiento y ampliación. La parte de 220 kV del proyecto se ha inte­grado empleando la pasarela 61850 SPA/IEC 61850 de ABB para asegurar que toda la subestación de 380/220 kV puede ser supervisada y operada desde el nuevo sis­tema de control central MicroSCADA Pro.Como resultado del ejemplar trabajo en equipo y de la alta calidad de la ejecución del proyecto, la parte del secundario de la subestación de 380 kV de KHR en Sils está equipada ahora con una tecnología de vanguardia y lista para otros 10 a 15 años de servicio.

Marcel Lenzin

ABB Power Systems

Baden, Suiza

marcel.lenzin@ch.abb.com

conexión con los equipos del primario de los IED antiguos a los nuevos. Este proce­dimiento abrevia el tiempo de puesta en servicio y asegura que el tiempo de corte de la bahía se ajuste a lo planificado.Otra ventaja añadida de la puesta en servi­cio bahía a bahía es que cuando se conec­te todo el sistema al bus IEC 61850, tanto si está ya conectado al AIS como si no, todos los mensajes GOOSE ya estarán tra­bajando para el interbloqueo bahía a bahía. No se necesitan cambios en la configura­ción a nivel de sistema ni en los sistemas ya en servicio a nivel de bahías.Como alternativa, si no se dispone de todos los IED que envían mensajes GOOSE por el bus, se pueden también simular los IED.Durante la fase de transición (que puede ser un período de varios meses), la subes­tación debe trabajar con los equipos que se van a sustituir y los que ya se han susti­tuido trabajando en paralelo. Al planificar esta fase, se debe prestar especial aten­

ción a las funciones que abarcan todo el sistema, como la protección de la barra de bus. En el proyecto de Sils, el paso a la nueva protección de la barra de bus se rea­lizó al final de la puesta en servicio, mante­niendo el funcionamiento del sistema anti­guo a lo largo de la transición.

Integración de la subestación de 220 kv en el sistema de controlDespués del éxito de la remodelación de la subestación de 380 kV, se integró la parte de 220 kV con el nuevo sistema de control de la subestación recién entregado. Para los 220 kV, todo el nivel de bahía ya estaba actualizado y no era preciso sustituirlo. Los IED existentes estaban equipados con nuevas interfaces de comunicación según la IEC 61850. Esto permite la comunica­ción con el nuevo sistema de control MicroSCADA Pro de acuerdo con la IEC 61850 y asegurarse de que los patios de distribución de 380 kV y 220 kV pueden manejarse y controlarse desde el sistema

de puesta en servicio en comparación con las pruebas sobre el terreno. Se utilizaron diversos simuladores para probar las inte­racciones con los equipos ya existentes. Las pruebas se dividieron en dos fases: pruebas individuales de cada bahía y una prueba del sistema completo. Los IED de cada bahía típica fueron conectados en cada nivel de la estación y se probó la fun­cionalidad de todo el sistema en el campo de pruebas de ABB. Para probar el inter­bloqueo de las bahías, se simularon men­sajes GOOSE de todos los dispositivos que no se encontraban presentes física­mente en el campo de prueba.La fase de puesta en servicio es probable­mente la más difícil de un proyecto de remodelación. No puede cerrarse una sub­estación completa para ponerla en servicio. Hay que limitar al mínimo absoluto los tiempos de corte de las distintas arterias de alimentación, que deben ser planifica­dos y aprobados por el explotador de la red (en este caso, Swissgrid) con meses de antelación. En Sils, la puesta en servi­ cio tuvo que realizarse por etapas, arteria por arteria, siguiendo una programación detallada.La puesta en servicio bahía a bahía exige la entrega en obra de sistemas completos. Todo el sistema de nivel de bahía, incluyen­do los componentes del nivel de estación, se instala sobre el terreno, con la sola excepción de las interfaces AIS (apara­menta aislada por aire) ➔ 4.

Esta excepción permite efectuar pruebas exhaustivas de la instalación (incluyendo todas las comunicaciones IEC 61850) sin que la explotación comercial resulte afec­tada. Una vez terminada esta etapa, todo lo que queda por hacer es pasar la

4 Interruptores instalados y a la espera de su conexión.

El proyecto de­mostró lo adecua­do de la norma IEC 61850 para proyectos de remodelación.

71Protección a alta velocidad

STEPHAN HoFFARTH – El mercado del tren de alta velocidad está crecien­do rápidamente. Según la Unión Internacional de Ferrocarriles (UIC), se espera que la red mundial de alta velocidad crezca desde los 13.000 km actuales a muy por encima de los 30.000 km en los 10 próximos años 1, y con ello la demanda de trenes y sus componentes. Los equipos que se monten en el exterior de este material rodante deben diseñarse para soportar un flujo de aire más rápido. Esto es especialmente cierto para los descargadores de sobretensiones, que se suelen instalar en el techo del tren, junto al pantógrafo, ya que deben proteger a todos los equipos eléctricos que se alimentan de este contra las sobretensiones que puedan producirse. A pesar de que los descargadores de sobretensiones funcionan muy bien en el mercado de los trenes de alta velocidad, ha crecido la inquietud respecto a esta función. Por lo tanto, hay que examinar más a fondo esta aplicación.

Protección a alta velocidadDescargadores de sobretensiones de ABB para aplicaciones de ferrocarril a velocidad de fórmula uno y aún más

72 revista ABB 2|11

L as sobretensiones en las redes eléctricas ferroviarias son con­secuencia de los efectos de las descargas de rayos y las accio­

nes de conmutación y no pueden evitar­se. Ponen en peligro los equipos eléctri­cos ya que, por razones económicas, no es posible diseñar una capacidad de aislamiento para soportar tensiones que contemple todos los casos posibles. Por lo tanto, un servicio económico y fiable requiere una protección total de los equi­pos eléctricos contra sobretensiones inaceptables.

La mayor amenaza proviene de las des­cargas de rayos. Se utiliza una protec­ción adecuada para reducir las sobre­tensiones producidas por una descarga hasta un nivel seguro. Los descargado­res de sobretensiones de óxido metálico sin descar gador de chispas proporcio­nan una protección extraordinaria en esta situación.

En general, las exigencias relativas a los descargadores para aplicaciones de ma­terial rodante dependen de las condicio­nes operativas y del tipo de equipo eléc­trico a proteger. En los trenes eléctricos modernos, la alta tensión del pantógrafo entra en la locomotora a través de un pasamuros o un cable. Para obtener la máxima protección contra sobretensio­

nes, ABB recomienda un concepto coor­dinado consistente en dos tipos distintos de descargador 2:1 Un descargador de primera categoría

con una línea de descarga de clase 3 o 4 instalado en el techo, cerca del colector de corriente.

2 Un descargador estándar con una tensión de trabajo continua ligeramen­te superior montado dentro de la loco­motora, delante del disyuntor principal.

Para satisfacer las demandas de fiabili­dad, disponibilidad, facilidad de manteni­miento y seguridad (RAMS), los descar­gadores de sobretensiones deben cumplir la norma internacional IEC 60099­4 “Pararrayos de óxido metálico sin explo­sores para sistemas de CA”.

Además, ambos tipos de descargadores tienen que soportar las cargas mecáni­cas provocadas por el funcionamiento del tren. Estas exi­gencias se reco­gen en la norma IEC 61373 “Aplica­ciones ferroviarias. Material rodante. Ensayos de cho­que y vibración”.

El descargador de so bretensiones mon­tado en el techo debe poder sopor­tar también las co­rrespondientes condiciones de trabajo, como los efectos de la meteorología y los esfuerzos mecánicos debidos a la corriente de aire.

La IEC 60099­4 define los requisitos para las aplicaciones convencionales (por ejemplo, la protección de los trans­formadores de distribución), pero una velocidad del viento superior a 34 m/s (122 km/h) se considera como una con­dición de servicio anormal y, por lo tanto, no está contemplada.

A pesar de esta falta de normalización y de la correspondiente ausencia de un procedimiento de calificación adecuado, se han utilizado con éxito durante mu­chos años descargadores de sobreten­siones en los ferrocarriles de alta veloci­dad. Sin embargo, los operarios y los clientes potenciales están cada vez más interesados en el impacto del viento de frente. Por ello, ABB ha decidido com­

Notas a pie de página1 International Union of Railways UIC, High speed

rail – Fast track to sustainable mobility, noviembre 2010, ISBN 978­2­7461­1887­4

2 ABB Switzerland Ltd – High Voltage Products, Application guidelines for overvoltage protection – Dimensioning, testing and application of metal-oxide surge arresters in railway facilities, PTHA/SA3020EN_01.09.07

3 Centro Aeroespacial Alemán DLR (Deutsches Zentrum fuer Luft­ und Raumfahrt), www.dlr.de

probar el comportamiento aerodinámico de los descargadores que suministra para su instalación en el techo del mate­rial rodante.

verificación del comportamiento aerodinámicoSe decidió llevar a cabo ensayos en un túnel de viento del Centro Aeroespacial Alemán, DLR 3.

Durante las pruebas subsiguientes, se sometieron a vientos de hasta 100 m/s (360 km/h) descargadores de CA de los tipos POLIM­H..N y POLIM­S..N y descargadores de CC del tipo POLIM­H..ND ➔ 1.

La secuencia del ensayo se dividió en cinco partes. Se empezó con una veloci­dad moderada de 20 m/s y se fue aumen tando en saltos de 20 m/s hasta 100 m/s. Se contempla así un amplio

intervalo de condiciones de trabajo que van desde los lentos trenes de mercan­cías hasta los trenes de alta velocidad. Para conseguir unas condiciones de prueba reales, se equipó a todos los descargadores con los accesorios típi­cos de las aplicaciones ferroviarias. Ade­

La mayor amenaza proviene de las descargas de rayos. Se utiliza una protección ade­cuada para reducir las sobre­tensiones producidas por una descarga de esa naturaleza hasta un nivel seguro.

Ilustración del títuloLos equipos montados en el techo están expuestos a considerables fuerzas aerodinámicas. La foto ­ grafía del título muestra trenes AVE de la compañía española RENFE, capaces de viajar a 350 km/h.

73Protección a alta velocidad

descargadores mediante la reducción de su exposición al flujo de aire.Con este fin, ABB va a evaluar perma­nentemente su cartera de descargado­res para ferrocarril con vistas a satisfacer las futuras exigencias.

Los descargadores de sobretensiones de ferrocarril de ABB están homologados conforme a la norma International Railway Industry Standard IRIS Revision 02 5.

Para más información sobre ABB y los ferrocarriles, consulte la Revista ABB 2/2010, “Los ferrocarriles y el transporte” o visite www.abb.com/railway.

Stephan Hoffarth

ABB Switzerland Ltd, Productos de alta tensión

Wettingen, Suiza

stephan.hoffarth@ch.abb.com

Notas a pie de página4 International trade fair for transport technology

(Feria comercial internacional de tecnología del transporte), Innotrans 2010, www.innotrans.com

5 International Railway Industry Standard (Norma Internacional de la Industria Ferroviaria) IRIS Revision 02, www.iris­rail.org

descargador. Las aletas de la carcasa de silicona no mostraron oscilaciones cuan­do se sometieron a la máxima velocidad del viento de 100 m/s. Por tanto, puede descartarse el peligro de una reducción importante de la distancia de fuga cau­sada por la deformación de la carcasa del descargador.

Listos para la velocidadEstos ensayos muestran claramente que los descargadores de sobretensio­nes de ABB de los tipos POLIM­H..N, POLIM­H..ND y POLIM­S..N son ade­cuados para las aplicaciones de trenes de alta velocidad. Estos descargadores no son solo una opción ideal para la pro­tección contra sobretensiones de las instalaciones fijas sino que también son adecuados para todo tipo de aplicacio­nes de material rodante hasta una velo­cidad máxima de 100 m/s o 360 km/h.

Si se profundiza más, debe tenerse en cuenta que la industria ferroviaria de alta velocidad está intensificando su empeño en la eficiencia energética. En la última feria comercial internacional de tecnología del transporte, Innotrans 4, varios fabricantes de trenes de alta velo­cidad exhibieron una aerodinámica opti­mizada en sus productos ocultando, por ejemplo, los equipos montados en el techo.

Estas modificaciones tienen por objeto, en primer lugar, reducir el consumo de energía del vehículo, pero también redu­cir la carga debida al viento sobre los

más, los dispositivos sometidos a los ensayos se montaron en un banco de carga equipado con un medidor de de­formaciones para permitir la cuantifica­ción de los esfuerzos de flexión a distin­

tas velocidades del viento. Se registró el comportamiento de los descargadores durante la verificación mediante una cá­mara de alta velocidad.

ResultadosNinguna de las muestras mostró daños o deformación permanente con la expo­sición al viento. Las fuerzas medidas durante las pruebas estuvieron bastante por debajo de los momentos de flexión continuos especificados como máximos para los correspondientes diseños de

2 Carcasa de silicio del filtro de sobreten­siones de tipo PoLIM­H 33 durante la prueba con un caudal de aire de 100 m/s (360 km/h).

1 Configuración de prueba del filtro de sobretensiones de tipo PoLIM­H 33N en uno de los túneles de viento del centro aeroespacial alemán dLR.

Los descargado­res tienen que soportar las car­gas mecánicas provocadas por el funcionamiento de los trenes, incluidos vientos de frente de velo­cidad similar a la Fórmula 1.

74 revista ABB 2|11

MARCo RUFLI, MAARTEN vAN dE vIJFEIJkEN – La creación de diversas funciones especiales y avanzadas para el funcionamiento y el manteni­miento de la última generación de accionamientos con convertidor de frecuencia de media tensión de ABB asegura el funcionamiento suave, seguro y fiable de los molinos de trituración de piñón y corona utilizados en la industria minera. La primera parte de esta serie, que se publicó en la Revista ABB 1/2011, describía con detalle las funciones y la eficacia de su utilización. La segunda parte se centra en la asombrosa precisión conseguida con un sistema de accionamiento de molino de piñón doble de 2 × 5 MW ya instalado y puesto en servicio.

Accionamientos para molinos de piñón y corona de ABB (Parte 2)

Funcionamiento suave

75Funcionamiento suave

asegurar el reparto de la carga. Esta distri­bución —o la capacidad para mantenerla equilibrada entre los dos motores— es ne­cesaria para minimizar los esfuerzos mecá­nicos y los contragolpes. En aplicaciones

de molinos de piñón doble, los dos ejes motores están relativamente bien acopla­dos mediante la corona. En los molinos de corona y piñón doble de mayor tamaño en los que la longitud de los dientes del piñón y la corona va aumentando gradualmente, es fundamental una alineación perfecta de ambos componentes (y de la caja reduc­tora en algunos casos). Sin embargo, la experiencia ha demostrado que puede ser difícil de conseguir si se deja por sí sola. Pero si se desean evitar arranques brus­cos, golpes de par y oscilaciones de carga

accionamiento durante las secuencias de arranque, funcionamiento y parada para una configuración que consta de un trans­formador convertidor, un convertidor de frecuencias de media tensión multiaccio­namiento ACS 6000 de ABB y un motor asíncrono en jaula de ardilla de cuatro polos AMI630, tam­bién de ABB. La segunda parte se centra en las medi­das tomadas sobre el terreno en el sistema de accio­namiento de un mo­lino de guijarros de 2 × 5 MW de corona y doble piñón ➔ 1 ya instalado y entregado.La mina en la que se instaló el sistema de accionamiento se describe en “Una mina de eficiencia” en la página 56 de este número de la Revista ABB. En esta confi­guración, los dos motores se conectan mecánicamente por medio de la corona y trabajan conjuntamente para hacer girar el molino. Este mecanismo requiere un repar­to muy preciso de la carga entre los dos motores durante las secuencias de arran­que, funcionamiento normal y parada.

Un sistema de piñón doble con una configuración de accionamientos maestro/esclavoEn los molinos de piñón doble, el sistema es movido por más de un motor, que están acoplados mecánicamente entre sí para

E n los accionamientos de molinos de piñón y corona (RMD), y es­pecialmente en los sistemas de piñón doble, el esfuerzo mecáni­

co añadido por los motores puede ser importante. Por lo tanto, el control entre los dos motores debe ser rápido y preciso para evitar esfuerzos añadidos sobre los piñones y la corona.

Gracias a la incorporación de un controla­dor adicional, la última generación de ac­cionamientos con convertidor de frecuen­cia de media tensión (MV) de ABB no solo incluye varias funciones nuevas relaciona­das con la aplicación para asegurar el fun­cionamiento seguro y suave del molino, sino que también simplifica la interfaz entre el sistema de accionamiento del molino y el sistema de control distribuido (DCS) del cliente. Desde el punto de vista del funcio­namiento, estas funciones ayudan a mejo­rar las secuencias de arranque, operación normal de trituración y parada, mientras que funciones específicas de manteni­miento y protección, como la marcha lenta (cuando se hace girar el molino a muy baja velocidad para su inspección), la secuencia de posicionamiento automático, la protec­ción contra la deformación y la eliminación de cargas pegadas aseguran un manteni­miento rápido, fácil y seguro del molino.En la primera parte [1] de esta serie se pre­sentó el comportamiento del sistema de

1 Molino de grava instalado y entregado de 2 × 5 MW con reductora anular de doble piñón

En molinos de piñón doble, el sistema es movido por más de un motor, que están acoplados mecánicamente entre sí para asegurar el reparto de la carga.

Imagen del títuloUna modernización de 790 millones de dólares en la mina de cobre Aitik cerca de Gallivare, en Suecia, ha ampliado su vida hasta 2030. ABB ha contribuido a este logro suministrando diversos productos y sistemas destinados a alimentar y controlar todo el emplazamiento.

76 revista ABB 2|11

entre los dos motores en molinos grandes, se precisa un sistema que respete la mecá­nica y asegure un reparto de carga suave, rápido y preciso en cualquier condición de funcionamiento. Los accionamientos de ABB incorporan un control directo del par (DTC) que garantiza un reparto de carga rápido y preciso. Con la tecnología DTC se puede establecer un reparto de carga de distintas maneras, y se selecciona el algo­ritmo más adecuado para esta aplicación en particular. Por lo que se refiere al hard­ware, se establece la conexión entre los dos paneles principales de control del accionamiento utilizando un enlace de alta velocidad por fibra óptica.En el ejemplo de molino de guijarros de co­rona y piñón doble de 2 × 5 MW, una de las unidades inversoras del accionamiento ACS 6000 se configura como “maestra” y recibe la referencia de velocidad a través del controlador del molino desde el DCS. La otra unidad inversora se denomina “es­clava” y sigue la referencia de par y veloci­dad del accionamiento maestro. En las secciones siguientes se describe la preci­sión de control de esta configuración maestra/esclava durante las secuencias de arranque, funcionamiento normal y parada.

Secuencia de arranque/paradaEn ➔ 2 se muestra una secuencia comple­ta de arranque/parada de un sistema de accionamientos maestro/esclavo.Las medidas muestran las señales de velo­cidad y par de cada uno de los motores asíncronos. El gráfico es casi idéntico a ➔ 3 en [1], que presentaba las medidas de la velocidad y el par de un solo motor. En ➔ 3 y ➔ 4 4 se presenta una vista detallada de las respectivas secuencias de arranque y parada (con retroceso controlado) 1. De nuevo, las señales de velocidad y de par de cada uno de los motores son casi idénticas a ➔ 4 y ➔ 6 en [1]. Esto muestra con clari­dad la precisión y la suavidad con las que el par de un motor (esclavo) sigue al del otro (maestro). De hecho, la diferencia entre los pares de los dos motores está muy por debajo del 1% del par nomi­nal ➔ 5. Las mayores desviaciones –ind icadas por los picos de ➔ 5– igual que ascienden a mucho menos del 3% del par nominal, se producen al comienzo de una secuencia y cuando se inicia el retroceso controlado (en unos 630 segundos) y duran mucho menos de un segundo.Durante la secuencia de parada con retro­ceso controlado, se decelera el molino hasta que se para. Ambos motores gene­ran entonces un par positivo suficiente

Nota a pie de página1 Para evitar el innecesario y prolongado

balanceo atrás y adelante del molino causado por una parada por inercia, ABB ha incorporado una función denominada “retroceso controla­do”, que lleva rápidamente y de forma controlada el molino a una posición sin par.

para mantener el molino con la carga des­equilibrada. Si se reduce ligeramente el par, el molino gira con suavidad hacia atrás hasta equilibrar la carga. Puesto que el par siempre es positivo, aunque varíe la direc­ción de giro del molino y durante el retroce­so controlado, se mantiene siempre el con­tacto entre los dientes de los dos piñones y de la corona, asegurándose de esa forma que no se produzcan contragolpes.

2 Secuencia de arranque y parada de los accionamientos maestro y esclavo

Tiempo (segundos)

0

25

50

75

100

125

0

250

500

750

1000

12

50

1500

0 100 200 300 400 500 600 700

Maestro de régimen del motor (rpm)

Seguidor de régimen del motor (rpm)

Maestro de par motor (%)

Seguidor de par motor (%)

3 detalle de la secuencia de arranque

85 90 95 100 105 110 115 120 125 130

0

50

100

150

200

250

300

350

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

0

25

50

75

100

125

Tiempo (segundos)

Maestro de régimen del motor (rpm)

Seguidor de régimen del motor (rpm)

Maestro de par motor (%)

Seguidor de par motor (%)

Ángulo del

molino (grados)

4 Secuencia de parada completa con el sistema de accionamiento maestro y esclavo

575 600 625 650 675

0

50

100

150

200

250

300

350

0

250

500

750

1000

12

50

1500

Tiempo (segundos)

0

25

50

75

100

125

Maestro de régimen del motor (rpm)

Seguidor de régimen del motor (rpm)

Maestro de par motor (%)

Seguidor de par motor (%)

Ángulo del

molino (grados)

77Funcionamiento suave

accionamientos de molinos sin engranajes (GMD), que también pueden variar la velo­cidad del molino. Y se ha comprobado que la característica de velocidad variable se utiliza realmente, no solo en los molinos SAG, sino también en los de bolas. La fle­xibilidad aportada por el sistema de accio­namiento de velocidad variable influye con­siderablemente en el rendimiento general de la trituración y en la disponibilidad del molino, al ofrecerse la posibilidad de mini­mizar tanto la recirculación de las cargas como la excesiva trituración.

Teoría y prácticaNo hay duda de que las nuevas funciones de ABB exclusivas para molinos contribu­yen de forma importante a un funciona­miento eficiente y al mantenimiento de los molinos. Las medidas presentadas en este artículo demuestran que estas funciones, como parte del concepto de sistema de accionamiento maestro/esclavo de ABB, no son solo eficaces en teoría (como se muestra en [1]), sino que funcionan con una precisión asombrosa en un molino de piñón doble ya instalado y puesto en servi­cio. El cliente se beneficia no solo de una mayor flexibilidad de trituración, sino de una menor necesidad de mantenimiento, unos costes de explotación reducidos y una mayor vida útil del equipo.

Marco Rufli

Maarten van de vijfeijken

ABB Switzerland Ltd

Baden­Dattwil, Suiza

marco.rufli@ch.abb.com

maarten.vijfeijken@ch.abb.com

Nota a pie de página2 En comparación con un molino de bolas, un

molino semiautógeno (SAG) emplea menos bolas de acero para la trituración además del mineral (fragmentos de piedra) y suele utilizarse como fase inicial o previa antes de los molinos de bolas.

Referencia[1] Rufli, M., van de Vijfeijken, M. El valor del

accionamiento ­ Accionamientos para molinos de tipo piñón­corona de ABB (parte 1). Revista ABB 1/2011, 29–35.

cadora activa; esto significa que el sistema de accionamiento, el mayor consumidor de energía de la planta, también se puede utilizar para la corrección del factor de potencia.

Características propiasLas medidas presentadas en ambos artí­culos muestran claramente el importante papel que desempeña la tecnología DTC de ABB en un sistema flexible de acciona­miento de molino. Esta no solo permite un reparto de carga preciso y rápido, que minimiza los esfuerzos y evita el contra­golpe, sino que también asegura solucio­nes admisibles desde el punto de vista mecánico y eléctrico. Además, como una característica inherente, se puede modifi­car con suavidad la velocidad del molino. La velocidad variable es una ventaja bien recibida de los accionamientos de molinos semiautógenos (SAG)2, aunque no nece­sariamente en los molinos de bolas o de guijarros. Se ha instalado en Sudamérica un número importante de grandes molinos SAG y de bolas con los denominados

Incluso en la secuencia de la función de eliminación de cargas pegadas, en la que se aplican al sistema golpes de par para movilizar el material pegado en el molino, el par del accionamiento esclavo reproduce perfectamente el del maestro sin signos evidentes de oscilaciones o contragol­pes ➔ 6.

Los contragolpes se detectarían por una caída hasta cero del par o incluso hasta valores negativos, pero puesto que el par y la velocidad son siempre positivos, estos no se producen.Este tipo de sistema de accionamiento con un puente rectificador de diodos no puede devolver energía de frenado a la red, por lo que la energía de generación está limi tada por las pérdidas del sistema de accionamiento. Esto se traduce en una velocidad negativa relativamente baja para el giro inverso del molino. Para devolver energía a la red y permitir así una reducción importante del tiempo de retroceso del molino, en ABB se dispone de un sistema de accionamiento ACS6000 opcional de cuatro cuadrantes con una unidad rectifi­

5 La diferencia de par entre los motores maestro y esclavo es insignificante

Tiempo (segundos)

­20

­15

­10

­5

0 5

10

15

20

0

250

500

750

1000

12

50

1500

0 100 200 300 400 500 600

Maestro de régimen del motor (rpm)

Seguidor de régimen del motor (rpm)

Diferencia de par entre maestro y seguidor (%)

6 Función de movilización de la carga pegada en acción con el sistema de accionamiento maestro/esclavo

4290.0 4292.5 4295.0 4297.5 4300.0 4302.5

0

5 10

15

20

25

0 10

20

30

40

50

60

70

80

90

10

0

0 10

20

30

40

50

60

70

Tiempo (segundos)

Régimen del motor (rpm)

Ángulo del molino (grados)

Maestro de par motor (%)

Seguidor de par motor (%)

78 revista ABB 2|11

Informe especial sobre eficiencia energética mundial

Conocer mejor las opciones es el primer paso hacia el uso más eficiente de la energía. Un informe elabo­rado por ABB en colaboración con la Economist Intelligence Unit y Enerdata pone de relieve lo que pueden hacer la industria y los servicios públicos para mejorar su eficiencia energética.

La publicación titulada “Trends in global energy efficiency 2011” se puede pedir cumplimentando el impreso de solicitud en

www.abb.com/energyefficiency o con el código QR. En la misma dirección podrá ver también los contenidos en línea, junto con una serie de mapas interactivos que muestran datos de eficiencia energética mundial.

Para acceder al impreso de solicitud, instale el lector de códigos QR en su dispositivo móvil y escanee el código.

79Avance

Vivimos en una sociedad tecnológica. La tecnología afecta a casi todos los aspectos de nuestra vida. Revista ABB 3/2011 presentará tecnologías de toda la cartera de productos de ABB. Un sistema avanzado de automatización en toda la fábrica puede proporcionar datos actualizados y procesables a los operarios y al personal de mantenimiento y crear así formas totalmente nuevas y más eficaces de explotar la planta. Un pequeño convertidor unido al panel solar instalado en el tejado de una casa puede reducir la huella de carbono del hogar e incluso permitir la venta de electricidad a la compañía eléctrica, invirtiendo la relación tradicional entre proveedores y consumidores.

De éstas y otras tecnologías se hablará en la Revista ABB 3/2011.

La tecnología importa

Avance 3|11

Consejo de redacción

Peter TerwieschDirector de TecnologíaI+D y tecnología del Grupo

Clarissa HallerResponsable de comunicaciones corporativas

Ron PopperJefe de responsabilidad empresarial

Eero JaaskelaJefe de gestión de cuentas del grupo

Andreas MoglestueJefe de redacción de la Revista ABBandreas.moglestue@ch.abb.com

EditorialLa Revista ABB es una publicación de I+D y tecnología del Grupo ABB.

ABB Technology Ltd.Revista ABBAffolternstrasse 44CH­8050 ZürichSuiza

La Revista ABB se publica cuatro veces al año en inglés, francés, alemán, español, chino y ruso. La Revista ABB es una publicación gratuita para todos los interesados en la tecnología y los objetivos de ABB. Si desea suscribirse, póngase en contacto con el representante de ABB más cercano o suscríbase en línea en www.abb.com/abbreview

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ISSN: 1013­3119

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