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CAPITULO I
EL PROBLEMA
Planteamiento del Problema
Al definir medición de variable podemos decir que es el proceso que se
realiza mediante un plan explicito y organizado para clasificar y frecuentemente
cuantificar los datos que puedan suministrar conductas observables relacionadas
con las variables en estudio.
Durante la última década, la evolución tecnológica en el sector electrónico y
las comunicaciones, ha propiciado la aparición de nuevos sistemas de medición de
nivel para el control y gestión de inventarios en el sector industrial. Unos de los
beneficios básicos que proporciona la instalación de un sistema de medición de
nivel preciso, es mejorar la calidad del proceso, ya que la utilización de nuevas
tecnologías combinadas con los avances en el sector electrónico, proporciona
medidas de mayor fiabilidad y precisión dando lugar a mejoras en la calidad del
producto.
La planta de mejoramiento de crudo Petrolera Petromonagas S.A., posee un
sistema (HTG) de medición de nivel de tanques de recibo y tratamiento nafta
enlazado con un sistema de control distribuido Honeywell TPS (Total Plant
Solutions) el cual es el encargado de monitorear, procesar, controlar y registrar la
información proveniente de campo de las diferentes variables de proceso, de tal
manera de lograr el monitoreo y control total del patio de tanques de la planta de
forma automatizada. El sistema de medición de nivel (HTG) de la planta posee
varios componentes siendo uno de ellos el sistema de instrumentación
transmisores, HIU, HIM y OPC, cuyas funciones principales son las de monitoreo
de variables existentes en los tanques para lograr una acción segura, el cual se
ameriten en el momento de presentarse alguna condición de operación fuera de los
parámetros de operación establecidos. Con el sistema de medición actual el
personal de operaciones ha reportado en repetidas oportunidades problemas a
nivel de comunicación en el sistema de medición de tanques (perdida de señal,
lectura de nivel) o lectura errónea trayendo como consecuencia problemas al
momento de inyección de nafta en los procesos de producción de crudo comercial.
Este problema o desviación en la medición se ha debido a que el sistema no
calcula la densidad del producto cuando el nivel del tanque esta por debajo del
40% (esto ocurre actualmente y existen cartas de reclamo de los buques por falta
en el volumen del crudo de despacho). Al tener cualquier desviación de la
densidad, por muy pequeña que sea se puede tener una desviación hasta de 5% de
nivel real en el tanque. Por otra parte este sistema esta obsoleto y no se están
fabricando las partes, es decir no se dispone de repuesto a corto plazo para la
reparación al momento de fallar alguno de sus dispositivos perdiendo la
comunicación, adicionalmente este sistema no es el estándar en sistema de
medición de tanques debido a su desviación en medición y su vulnerabilidad a
cambios en el proceso.
Partiendo de los planteamientos anteriormente expuestos, se presenta una
propuesta para el mejoramiento de los sistemas de instrumentación para medición
de nivel y la sala de control en la planta de mejoramiento de Petromonagas S.A.
esto permitirá el control de nivel de los tanques de nafta y con esto prevenir
contratiempos en el proceso y/o equipos que llevan a la perdida de producción.
Con la migración del sistema de medición de nivel de tanques por radar mejoraría
la información de eventos al momento de recibo de producto, procesamiento e
inyección de nafta en los procesos de producción de crudo comercial, mejorando
los tiempos de respuesta en el análisis de cálculos de densidad, temperatura del
producto, volúmenes y así se puede tener una confiabilidad en el inventario del
producto, evitando así el aforamiento manual produciendo retardo en el proceso
de transferencia del producto, que causan contratiempos en el proceso afectando
los tiempos de producción también la exposición de operadores en tanques que
poseen concentraciones no permisibles.
Por lo expuesto anteriormente surgen las siguientes interrogantes:
¿Cuál será la descripción actual del sistema de medición de nivel de los
tanques de nafta de la Planta de Mejoramiento y despacho de crudo Petromonagas
S.A. a fin de conocer su precisión, sensibilidad y estabilidad?
¿Cómo determinar las causas de las distintas fallas presentadas por el
sistema de medición objeto de estudio a fin de conocer los impactos de los
factores que la determinan?
¿Cuál seria la propuesta para mejorar el sistema de medición de nivel de los
tanques de nafta a fin de reducir los efectos de las causas que lo determinan?
Objetivos de la Investigación
Objetivo General
Proponer mejoras al sistema de medición para nivel en los tanques de Nafta
de la empresa Mixta Petromonagas S.A. Barcelona Estado Anzoátegui. 2015
Objetivos Específicos
Describir la situación actual del sistema de medición para nivel en los
tanques de nafta, con la finalidad de conocer la precisión, sensibilidad y
estabilidad de dicho sistema.
Identificar las causas que originan la situación actual del sistema de
medición para nivel en los tanques de nafta, con el fin de establecer su impacto
sobre la problemática planteada.
Formular propuestas de mejoras del sistema de medición para nivel en los
tanques de nafta, con el fin de minimizar los problemas de mayor impacto.
Justificación e Importancia
Con la mejora del sistema de medición de nivel de tanques de
almacenamiento de nafta se obtendría excelentes resultados en la información de
eventos al momento de recibir dicho producto, minimizando los tiempos de
respuesta en el análisis de cálculo de densidad y volúmenes, mediante la cual se
puede tener una confiabilidad en el producto evitando así el aforamiento y
mediciones manuales que producen retardos en el proceso de transferencia de
producto causando contratiempos en el proceso.
A demás de poder realizar un monitoreo continuo de los eventos, se tendría
un registro de estos, permitiendo salvar la información, crear gráficos, tablas, para
realizar informes posteriores para la evaluación de los procesos, equipos,
beneficiando así el mejoramiento continuo de estos y a su vez la programación de
mantenimiento. Siendo la propuesta de gran importancia ya que el mejoramiento
del sistema de control electrónico para nivel en los tanques de nafta impactaría
positivamente en la rentabilidad de la misma.
CAPÍTULO II
MARCO REFERENCIAL
Antecedentes de la Investigación
Con el fin de llevar a cabo el desarrollo del presente proyecto, fue necesaria
la revisión de otros estudios ya realizados que guardan relación con el tema de
esta investigación, estos sirvieron de apoyo y guía para la realización del mismo.
Sánchez, F., (2002). Desarrollo de una Ingeniería Conceptual-Básica
para la automatización del proceso de recibo y despacho de crudo para el
tanque 170.001 perteneciente al patio de tanques de Jusepín. Instituto
Universitario Politécnico Santiago Mariño.
El objetivo principal de este trabajo fue desarrollar la ingeniería Conceptual-
Básica para la automatización del proceso de recibo y despacho de crudo para el
tanque 170.001 perteneciente al patio de tanques de Jusepín. Inicialmente se
identificaron una cantidad de problemas en el proceso, luego se diseñó la filosofía
de control automático del proceso, posteriormente se realizaron una serie de
documentos tales como: plano de tuberías y procesos (DTI), especificaciones de
los instrumentos, filosofía de operación, sistemas de paros de emergencia, entre
otros. El aporte obtenido para la presente investigación, tiene que ver con los
documentos a generar en una ingeniería básica, además de los criterios para la
filosofía de control mediante diagramas causa-efecto.
Figueroa, C., (2002). Diseño de un sistema de Control Automático para
la dosificación de ingredientes en la preparación de productos lácteos de la
empresa Pastor, C.A. Maturín Edo. Monagas. Instituto Universitario
Politécnico Santiago Mariño.
La meta de este proyecto fue diseñar un Sistema de Control Automático
para la dosificación de ingredientes en la preparación de productos lácteos de la
empresa PASTOR, C.A. La misma se basó en la selección de instrumentos y la
aplicación del PLC para mejorar el sistema de control, y por ende la calidad del
producto final. El aporte de este trabajo está en la aplicación de los Autómatas
Programables PLC, en los sistemas de control utilizando una metodología para su
selección.
Mata, A (2003). Propuesta para la optimización del sistema de control
para el almacenamiento y distribución de agua potable de la urbanización
Las Cayenas de la ciudad de Maturín, Edo. Monagas. Instituto Universitario
Politécnico Santiago Mariño.
Proponer la optimización del sistema de control para el almacenamiento y
distribución de agua potable de la urbanización Las Cayenas de la ciudad de
Maturín, Edo-Monagas. En este proyecto el autor realiza un estudio del sistema en
servicio para determinar los requerimientos, y realizar la selección de
instrumentos, válvulas, PLC (Controlador Lógico Programable), además de
diseñar el sistema de control, y realizar los diagramas de procesos y conexionados
correspondientes a la propuesta de optimización de control. El aporte de este
trabajo fueron los criterios de selección de instrumentos según las normas y
estándares de aplicación, además de la metodología para el desarrollo de los
diagramas de conexión y de procesos (DTI, P&ID).
Bases Teóricas
Las bases teóricas sustentan y fundamentan la investigación, permitiendo
aclarar de forma general dudas sobre temas relacionados con la propuesta.
Sistema de medición de tanques
Los sistemas radar Saab, combinados con tecnologías basadas en
transmisores de radar, presión y sensores de temperatura formas lo que se
denominan Sistemas Híbridos, proporcionando una mayor precisión y dando lugar
a un completo sistema de gestión de inventarios. Los elementos básicos que
forman un sistema híbrido son el transmisor radar, transmisor de presión
hidrostática y sensores de temperatura, esta combinación de instrumentos permite
al usuario controlar de modo preciso transferencias de producto (crudo) en
volumen y masa. Este sistema también nos proporciona el máximo número de
variables medidas online: nivel, volumen, masa y densidad).
El propósito principal de un sistema de medición de tanques, es monitorear
y controlar de manera segura y automática la variable de nivel como variable
principal, también la temperatura, volumen y densidad entre otras, manteniendo
los inventarios en patio de tanques o en cualquier proceso en la industria,
facilitando el trabajo al personal de operaciones en forma segura y confiable,
manteniendo la operatividad y protección del personal, equipos e instalaciones.
(Saab Rosemount, 2005).
En el sistema de medición e inventario de tanques opera con las siguientes
tareas, ver figura 1:
• Transferencia de custodia
• Control de inventario
• Balance de Masa / Estimación de pérdidas
• Detección de fugas
• Protección contra el llenado excesivo
Figura 1. Arquitectura básica del sistema:
Temperatura
Sensores de temperatura Pt100, Cu90 conectados directamente en el REX,
Estos pueden combinarse con display remoto reduciendo el costo de cableado.
Sensor de nivel de agua
Con amplio rango de temperatura 0-120 grados centígrados, alta precisión
con una versión especial para crudo, configuración Hart.
Integración de los sistemas de instrumentación
La unidad de control de campo FCU será la encargada de procesar los datos
medidos y enviados por los transmisores de nivel por radar (LT's), a su vez la
FCU se conectará al sistema de control de la planta para mostrar al personal de
operaciones valores instantáneos y en tiempo real de nivel, temperatura, presión,
nivel de interfaz de agua libre. El sistema de Control, tomará la data bruta de
nivel, presión y temperatura para realizar a cada tanque cálculos de: inventario de
volumen bruto, volumen neto, densidad y masa; todos estos datos se calculan
según las normas API e ISO actualizadas, incluidas en el software.
Este sistema de medición tipo radar permitirá la visualización de las
variables de proceso requeridas, tanto de forma local como en forma remota,
desde las consolas del Sistema de Control Distribuido (DCS) instaladas en la Sala
de Control del Mejorador.
Módulos de entrada y salida DCS
El Módulo de Entrada tiene como función adquirir la información del
campo suministrada por los transductores y acondicionarla a sus niveles de
operación. El Módulo de Entrada permite el manejo de información discreta y
analógica, siendo el tratamiento de cada una diferente. La información discreta
normalmente es tomada directamente y viene representada como dos niveles de
voltaje, siendo esto convertido en información digital por el Módulo de Entrada, a
fin de poder ser procesada.
Módulo de comunicación
Este módulo se encarga de codificar la información recibida del campo para
poder ser transmitida por los canales de comunicación; de igual manera la
información recibida de la Estación Maestra, es procesada por este Módulo y
descodificado.
Motivado a que la transmisión de información es realizada entre equipos
remotos y mediante el uso de canales de comunicación con ancho de banda
limitado, se requiere que la información sea adecuada y codificada en forma
idónea, incluyendo métodos de verificación de error.
Unidad central de procesamiento (CPU)
La unidad central de procesamiento es parte principal del sistema DCS,
debido a que esta controla todas las operaciones, además posee la capacidad de
leer e interpretar las instrucciones cargadas en la memoria, procesamiento lógico
booleana, temporización, secuenciamiento, suma, resta, multiplicación, división y
en base a los datos de entrada toma decisiones sobre las señales de salida. En
figura 2 se muestra el diagrama de funcionamiento del CPU.
Figura 2. Diagrama de funcionamiento del CPU, P.22, Balcells, J, (1997).
Memoria
La memoria es un lugar donde se almacena el programa principal y toda la
data inherente a la Lógica de control.
Según su tipo pueden ser: ROM (Reda Only Memory), RAM (Randon
Acess Memory). PROM (Programmable Read only Memory), EEPROM
(Electrical Erasable Programmable Read Only Memory).
Según su capacidad la memoria de los DCS puede ser vista como un
conjunto de celdas que almacenan unidades de información, de acuerdo al sistema
binario "1" y "O".
Fuente de poder
La fuente de poder tienen la función de suministrar y regular tensión, a la
vez que sirve de protección para otros componentes del sistema, es por ello que la
fuente de poder juega un papel muy importante en la operación total del sistema.
Este debe ser considerado como el elemento líder en confiabilidad e integridad del
sistema por su responsabilidad no sólo de proveer voltaje DC a los componentes
internos del sistema (procesador, memoria y E/S). El sistema de suministro de
poder provee la tensión DC para el circuito lógico del CPU y los circuitos de E/S.
(Creus, 1999).
Sistema de Variables
En relación con esta investigación el conjunto de variables está centrado en
una variable principal que es el sistema de medición para nivel y las variables
secundarias como temperatura, densidad y volumen del nafta almacenado. Los
parámetros principales del área de almacenamiento de crudo son monitoreo y
control de nivel al principio y final de la transferencia de nafta del patio de
almacenamiento de la planta hasta el muelle de despacho, temperatura del
producto, densidad (gravedad Api) y el volumen total observado el cual se calcula
a partir de la tabla de capacidad del tanque según su diseño.
Este sistema podrá corregir cualquier desviación con respecto a la tabla de
capacidad del tanque si el diseño es de techo flotante tornando en cuenta la
expansión de la pared del tanque, esto se debe gracias a un sensor puntual múltiple
de temperatura que conforma este sistema para realizar el cálculo de volumen de
nafta presente . Con la característica múltiple puede determinar la cantidad de
agua acumulada en el tanque.
Por consiguiente y en virtud de lo expuesto anteriormente se plantea la
instalación de un sistema de medición para el control de nivel en el área de
almacenamiento e inventario de nafta con el fin de mejorar las operaciones en la
planta Petromonagas PDVSA. De esta manera se obtendrá una alta confiabilidad y
sus inventarios de almacenamiento y transferencia en el despacho con un nivel
mínimo de fallas eliminando los contratiempos.
A través del cambio tecnológico se garantizan los registros para el
monitoreo de sus operaciones, representando en totalidades sistema de variable
perteneciente a esta investigación.
Operacionalización de las variables
Variable de estudio: Sistema de Medición para Nivel.
Definición conceptual
Un Sistema de Medición paa Nivel es un conjunto de elementos que
permiten medir y controlar la interface liquido-líquido y liquido-sólido.
Definición operacional
Para efectos de esta investigación un sistema de medición para nivel, se
refiere al conjunto de elementos que conforman dicho sistema para conocer la
cantidad de producto almacenado, proporcionando mayor confiabilidad,
disponibilidad y tiempo de transferencia, dando lugar a mejoras en la calidad del
producto. (Cuadro 1).
Variable (Def. Operacional) Dimensiones IndicadoresUn sistema de medición para nivel, se refiere al conjunto de elementos que conforman dicho sistema para conocer la cantidad de producto almacenado, proporcionando mayor confiabilidad, disponibilidad y tiempo de transferencia, dando lugar a mejoras en la calidad del producto.
Precisión Capacidad del sistema para generar mediciones óptimas.
Optimización en la respuesta de alarma de los niveles pico (muy alto o muy bajo).
Sensibilidad Mayor percepción en las señales.
Menor detección de falsos niveles.
Estabilidad Mayor rapidez del sistema en estabilizarse.
Seguridad de funcionabilidad.
Operacionalización de variables. Cuadro Nº 1.
Marco Institucional.
Reseña
PETROMONAGAS, S.A., fue constituida y domiciliada en Caracas,
Venezuela, el 21 de febrero de 2008, originalmente inscrita en el Registro
Mercantil Registro Mercantil Segundo de la Circunscripción Judicial del Distrito
Capital, Estado Bolivariano de Miranda, bajo el Tomo 25-A-Sgdo, Nº 53.
Previa esta constitución, en fecha 26 de febrero pero de 2007, se dicta el
decreto 5.200 con rango, valor y fuerza de Ley de Migración a Empresas Mixtas
de los Convenios de Asociación de la Faja Petrolífera del Orinoco, así como de
los convenios de Exploración a Riesgo y Ganancias Compartidas, el cual fue
publicado en Gaceta Oficial Número 38.617 del mismo año.
Entre los aspectos más relevantes del decreto 5.200, fue que la Corporación
Venezolana de Petróleo CVP, conformó una COMISIÓN DE TRANSICIÓN,
para que cada asociación que migrara, es decir todas y cada una de las empresas
transnacionales que operaban en la Faja Petrolífera del Orinoco, unas como
empresas mixtas y otras como asociación estratégica (Ameriven, Cerro Negro,
Sincor, Petrozuata, Sinovensa) se les garantizó la absorción del personal de cada
una de ellas, tanto fijo como contratados, migrando así más de 10 mil trabajadores
y trabajadores a Petróleos de Venezuela S. A., proceso que se cumplió el 30 de
abril de 2007.
El mejorador se encuentra ubicado dentro del Complejo Industrial Petrolero
Petroquímico General José Antonio Anzoátegui, está ubicado aproximadamente a
16 Km. de la Capital del Estado Anzoátegui, Barcelona.
El Mejorador es una instalación diseñada para elevar los grados API del
crudo diluido (DCO) de 8.5 °API a 18 °API.
En el Mejorador de Crudo Extrapesado Diluido (DCO) proveniente de
COPEM a través del sistema de oleoductos, es desalado antes de cualquier otro
proceso con el fin de proteger todas las unidades aguas debajo de la corrosión.
Luego el proceso de destilación remueve el diluente y algunos destilados del
crudo desalado, dejando solo residuos en el fondo de la unidad destiladora. El
diluente pesado removido es reciclado hacia el Centro de Instalaciones de
Producción (COPEM).
Una parte de los residuos obtenidos en la Unidad de Destilación son
procesados a través de la Unidad de Coquización Retardada. La porción restante y
los destilados del proceso de destilación son mezclados con los líquidos obtenidos
de la Unidad de Coquización Retardada para producir Crudo Sintético (SCO).
La Unidad de Coquización Retardada (DCU, por sus siglas en inglés) es el
componente más importante del Mejorador. En ella se procesan los residuos para
producir un rango de productos que incluyen: gases livianos, nafta, destilados,
gasóleo de coque liviano (LCGO), gasóleo de coque pesado (HCGO) y coque.
Los productos líquidos (LCGO, HCGO), son mezclados para producir
Crudo Sintético (SCO) que es despachado por el Petroterminal de JOSE. Por otro
lado, el coque y el azufre producido son embarcados desde las instalaciones de
Petrozuata.
Los gases ácidos, de la Unidad de Tratamiento y Regeneración de Amina y
de la Unidad Removedora de Aguas Agrias (ARU), son tratados en la Unidad de
Recolección de Azufre en donde se obtiene azufre líquido, el cual es solidificado
en la Unidad de Solidificación de Azufre (SSU).
La Nafta del DCU llega como alimentación a la Unidad Recuperadora de
Gas, aquí es estabilizada para alimentar la Nafta, en el cual se somete a un proceso
de reacción en donde se saturan las oleofinas y diolefinas antes de ser enviado al
pool de diluente a COC.
Los gases livianos son quemados en el Mejorador como combustibles. Los
destilados, la nafta hidrotratada, gasóleo y residuos son mezclados
proporcionalmente para la producción de Crudo Sintético de aproximadamente 18
ºAPI.
Razón Social de la Empresa
PDVSA Petromonagas, S.A. Autopista Rómulo Betancourt. Complejo
Industrial José Antonio Anzoátegui. Parcela Sur 5, Frente al Portón Nº 7.
Barcelona, Estado Anzoátegui.
Figura 1.1 Empresas ubicadas en el Complejo Industrial, Petroquímico y Petrolero José Antonio Anzoátegui (PDVSA Petromonagas, 2010).
Misión
Producir y mejorar hidrocarburos de manera eficiente, cumpliendo con los
compromisos adquiridos, en armonía con el ambiente. Asegurando el Desarrollo
Endógeno del entorno; alineados con el Plan de la Nación, transformando lo
obtenido en ganancias para el pueblo con un adicional para nuestros socios que
corresponde al retorno de su inversión manteniendo las premisas establecidas por
nuestro ente garante.
Visión
Optimizar los recursos asignados, e innovar al mínimo el costo de inversión
para obtener el máximo de beneficios que serán retribuidos en planes para la
nación: mejorar la calidad de vida, gestión empresarial y generar ganancias para el
pueblo.
Organización de la Empresa
Actualmente, Petromonagas S.A., contempla dos gerencias principales que
dependen de la Gerencia Nacional de Venezuela. Éstas son la Gerencia de
Operaciones y la Gerencia del Mejorador.
La Gerencia de Operaciones es responsable del Centro de Instalaciones de
Producción (CPF), donde se lleva a cabo la perforación de los pozos petroleros y
el crudo es diluido con nafta para su transporte. Mientras que la Gerencia del
Mejorador es responsable del funcionamiento de las instalaciones del Mejorador
ubicado en el Condominio Industrial de Jose.
Bajo la Gerencia del Mejorador, se encuentran cinco departamentos:
• Departamento de Mejora de Confiabilidad.
• Departamento de Mejora de Producción.
• Departamento de Optimización de Recursos.
• Departamento de Seguridad, Higiene y Ambiente
• Departamento de Recursos Humanos.
El trabajo desarrollado durante esta pasantía corresponde al Departamento
de Mejora de Confiabilidad del Mejorador Jose, el cual es fundamental para llevar
a cabo la visión y misión de la empresa.
El siguiente Organigrama contempla la Gerencia del Mejorador:
Figura 1. Organigrama del Mejorador Petromonagas.
Descripción del proceso en el Mejorador
A través de sistemas de oleoductos, el Crudo Diluido (DCO) proveniente
del Centro de Instalaciones de Producción (CPF) se transporta al Mejorador. En la
Unidad Desaladora (DSU) es procesado, con la finalidad de disminuir el
contenido de agua y sales disueltas y así proteger a las unidades aguas abajo de la
corrosión. Posteriormente pasa a la torre fraccionadora de la Unidad Recuperadora
de Diluente (DRU), donde se destila para obtener: Residuo atmosférico y
Destilados atmosféricos (vapores de cabecera, nafta liviana, diluente y gasoil
atmosférico). Los vapores de cabecera son parcialmente condensados y el gas
proveniente de la Unidad Recuperadora de Diluente (DRU) se envía a la Planta de
Gas de Coque (CGP). Cuarenta y ocho mil barriles diarios (48 KBPD) de residuo
atmosférico alimentan la Unidad de Coquización Retardada (DCU), el resto se
envía al Mezclador junto con los Destilados Atmosféricos para ser mezclados con
destilados y gasoil provenientes de la Unidad de Coquización Retardada (DCU).
El diluente removido es enviado a tanques de almacenamiento para su posterior
reutilización en el Centro de Instalaciones de Producción (CPF).
La Unidad de Coquización Retardada (DCU) es el componente más
importante del Mejorador. Ésta procesa el Residuo Atmosférico para producir
diversos productos que incluyen gases livianos del petróleo, nafta, destilados,
gasoil y coque. Los destilados y el gasoil son mezclados para producir Crudo
Sintético (SCO) que se embarca en el terminal de Jose. El coque se transporta en
camiones hacia las instalaciones de manejo de sólidos de Petrozuata.
La Nafta sin tratar proveniente de la Unidad de Coquización Retardada
(DCU), alimenta la Hidrotratadora de Nafta (NHT), donde se produce la
saturación de oleofinas previa a la mezcla con otros componentes para producir
Crudo Sintético (SCO). Los gases generados en NHT son tratados por la Planta de
Gas de Coque (CGP).
La Unidad de Regeneración de Aminas (ARU) regenera la amina rica
proveniente de la Planta de Gas del Coque (CGP) y de la Hidrotratadora de Nafta
(NHT) para luego retornarla a estas unidades en forma de amina pobre
regenerada. El gas ácido que se 11 desprende de este proceso y el gas agrio
proveniente de la Unidad de Despojamiento de Aguas Agrias (SWS), son
enviados a la Unidad Recuperadora de Azufre (SRU), donde se recupera el azufre
contenido en estas corrientes.
La Unidad de Despojamiento de Aguas Agrias remueve el sulfuro de
hidrógeno (H2S) y amoníaco presente en las distintas corrientes de aguas agrias
generadas en las unidades de proceso de la planta.
Las pastillas de azufre se obtienen en la Unidad de Solidificación de Azufre
(SSU) se transporta en camiones hacia las instalaciones de manejo de sólidos de
Petrozuata.
La Unidad de Purificación de Hidrógeno suministra hidrógeno fresco de
reposición a la Unidad de Hidrotratamiento de nafta para llevar a cabo la reacción
y servir como medio de enfriamiento.
Los gases livianos del petróleo se queman como combustible para el
Mejorador y el exceso es exportado una planta petroquímica del condominio.
Figura 2. Esquema del Proceso del Mejorador.
Definición de términos básicos.
Acondicionamiento de señal (I): Elemento o elementos de un sistema de
medida o control que procesan la señal procedente de un transductor bien para
adecuarla a un nuevo formato, bien para mejorar su calidad (Instrumentación
Electrónica moderna y técnicas de medición, P.12).
API: American Petroleum Institute.
Banda ancha: Termino usado para referirse al medio de transmisión, capaz
de dejar pasar señales de gran tamaño. Frecuentemente usado para señales de más
de 19,2 Kbps. En el contexto de redes locales el ancho de banda se refiere al uso
de cable multiplexado en frecuencia. (Enciclopedia Temática, Tomo I, p.134).
Bus: Medio de transmisión, usualmente cable plano multifilar, coaxial o
fibra de óptica. Este término es normalmente asociado a redes. (E. Temática,
Tomo I, p.145).
Control procesos: Es un sistema en el cual se compara continuamente el
valor instantáneo de la condición controlada por ejemplo un flujo, presión ó
temperatura, con el valor deseado y se hace una corrección que depende de la
desviación entre los dos valores. (Manual de control de procesos. Cied, p.1-7.)
CPU: La unidad central de procesamiento CPU es un microprocesador que
ejecuta en forma cíclica el programa elaborado y almacenado en memoria por el
usuario. (Manual PLC-5 Allen l3radley, p. 2).
Error: Desviación a partir del valor real de la variable medida. Una medida
del error es la incertidumbre, diferencia entre los valores máximo y mínimo
obtenidos en una serie de lecturas sobre una misma dimensión constante
(Instrumentación Electrónica moderna y técnicas de medición, p. 14).
Fibra óptica: Transmisión de rayos luminosos, normalmente modulada con
información de la portadora, a través de fibras plásticas o de vidrios.
(Enciclopedia Temática, Torno I, p.195).
Ingeniería Básica: Comprende el nivel de anteproyecto, incluyendo
estimaciones preliminares de costos, en esencia consiste en el delineamiento de la
obra, de forma tal que sea posible dentro de los límites establecidos el costo y
beneficio con la realización del proyecto.
Instrumentación: La instrumentación es una ciencia que se encarga de la
medición de variables con el objetivo de mantener el dominio de esta, por medio
de un lazo de control. Existen elementos básicos que interactúan como lo son: El
proceso, El elemento de medición, El elemento final de control. (Manual de
control de procesos. Cied, p.1-12.)
Interface: Punto de interconexión usualmente entre equipos. (Enciclopedia
Temática, Tomo II, p.24).
Lenguaje de programación: Conjunto de normas «Lingüísticas» que
permiten escribir un programa y que este sea entendido por el ordenador y pueda
ser trasladado a ordenadores similares para su funcionamiento en otros sistemas...
(Enciclopedia Británica, Tomo IV, p.424).
Medición: La medición en procesos se refiere en la utilización de un
instrumento como un medio físico para determinar el valor de una variable, la
medición puede ser directa o indirecta. (Bentley, John P. SISTEMAS DE
MEDICIÓN. Principios y aplicaciones, p. 20).
Presión: La presión es una fuerza por unidad de área, P= Fuerza/Área. La
unidad de medida en el S.I. es el pascal (Pa) aunque suelen emplearse otras
unidades tales como atmósferas, bar, y libras por pulgada cuadrada (psi). EI pascal
es un newton por metro cuadrado. (Creus, Antonio. INSTRUMENTACION
INDUSTRIAL, p. 71).
Programa: Sinónimo de software, el conjunto de instrucciones que ejecuta
una ordenador o computadora. (Enciclopedia Microsoft. Encarta 2002).
Rango (range): Conjunto de valores que están comprendidos dentro de los
límites superior e inferior de la capacidad de medida o transmisión del
instrumento. Viene expresado estableciendo los dos valores extremos, ejemplo
20--150 °C; O--200 °C. (Bentley, John P. SISTEMAS DE MEDICIÓN.
Principios y aplicaciones, p. 20).
Resolución: Algunos instrumentos se caracterizan por una salida que crece
en una serie de escalones o saltos discretos en respuesta a un aumento continuo en
la entrada. La resolución se define como el mayor cambio en la entrada que puede
ocurrir sin cambio correspondiente en la salida. (Bentley, John P. SISTEMAS DE
MEDICIÓN. Principios y aplicaciones, p. 21).
Señal: Salida que emana del instrumento. Información representativa de un
valor cuantificado.
Transferencia (Informática): Enviar datos a través de un canal de
computador o bus. www.enciclopediainformatica.com/ consulta/ transferencia
(Consulta 14 de septiembre 2006)
UCN: Una red de control universal es aquella cuya función principal es el
manejo y transferencia de información entre sus diferentes nodos y/o
componentes relacionada al control de procesos industriales. (Honeywell (2006),
Manual FSC-System, p.24).
Aforación: Es una técnica de medición manual de nivel, usando una cinta o
una varilla de nivel graduada, con fines de verificación para la calibración y la
verificación del funcionamiento del medidor.
Calibración: Conjunto de operaciones que establecen, bajo condiciones
específicas, la relación entre valores de cantidades indicadas por un instrumento o
sistema de medición, o por un material patrón o de referencia, y los valores
correspondientes a los establecidos como estándares.
Certificación: Calibración y ajuste, si es requerido, avalada por un ente
autorizado, mediante un informe o certificado de haber realizado alguna acción de
calibración y ajuste siguiendo un procedimiento. La certificación garantiza la
trazabilidad de la medición.
Certificado de calibración: Un certificado emitido por una entidad,
organismo o empresa especializada, legalmente autorizada para ello, en el cual
consta la calibración correcta efectuada de un equipo de medición en una fecha
determinada.
Densidad: Cantidad de masa de una sustancia contenida en una unidad de
volumen, a una temperatura dada.
Elemento de medición: Parte del sistema de medición que interpreta las
variaciones generadas por el elemento primario y proporciona una lectura
asociada a la variable que se desea medir.
Elemento intrusivo o no intrusivo: Elemento primario que puede o no estar
en contacto directo con el proceso para poder censar la variable.
Elemento Primario: Parte del sistema de medición directamente en contacto
con el proceso.
Elemento Secundario: Equipo auxiliar y complementario del elemento
primario de medición.
Elemento Terciario: Sistema o programa-software que recoge, configura o
interpreta datos e información producidos por los elementos primarios y
secundarios.
Error aleatorio: Error causado por variaciones temporales y espaciales de
las magnitudes que influyen en la medición y que son imposibles de predecir.
Error de medición: Diferencia entre el resultado de una medición y el valor
verdadero del mensurando.
Error máximo permisible de un medidor: Valor extremo del error permitido
por especificaciones, reglamentos, etc...
Error sistemático: Error causado consistentemente por el efecto de alguna o
varias magnitudes que influyen en la medición.
Exactitud: Cualidad que refleja el grado de proximidad entre los resultados
de las mediciones y los valores verdaderos de la variable medida.
Fiscalización: Acto en el que se establece la medición de cantidades y
calidades de manera automatizada y certificadas por el MEM, a ser utilizadas para
el cálculo del pago de impuestos y regalías.
GESGAS: Programa corporativo para cálculo de volumen de productos a
venta.
Incertidumbre de la medición: Parámetro asociado al resultado de una
medición que caracteriza la dispersión de los valores que pudieran ser atribuidos
razonablemente al mensurando.
Niveles de incertidumbre permitidos: De acuerdo con el propósito de la
medición, se establecen los siguientes valores de incertidumbres:
Clase Gl: Medición fiscal y/o transferencia de custodia de gas con alto
contenido de C2+ ó de alto valor económico: mejor que 1%
Clase G2: Medición fiscal y/o transferencia de custodia de gas metano:
mejor que 2 %
Clase G3: Medición de gases combustibles y utilitarios usados para
generación de potencia, levantamiento de gas, gas de inyección, remoción de
oxígeno: mejor que 3%
Clase G4: Medición de gas a venteo: 5 al 10%
Medición: Comparación contra un patrón con el objetivo de determinar el
valor de una variable, sobre la base de un procedimiento predeterminado
Mermas: Reducción en la masa del fluido manejado debido a razones
naturales asociadas al proceso al cual es sometido. Ejemplos de mermas son la
vaporización del crudo en tanques atmosféricos durante su almacenamiento y la
condensación de gas durante la compresión.
Pérdidas: Se entiende como pérdidas durante el manejo de un fluido a la
masa que sale del sistema por desperfectos de los equipos utilizados o por fallas
operacionales, lo que implica que pueden ser evitadas. Ejemplos de pérdidas son
las fugas y filtraciones.
Quema del gas natural: Quemar deliberadamente parte o todo el gas
producido.
Repetitividad: Es la variabilidad de las mediciones realizadas bajo las
mismas condiciones y por el mismo operador.
Resultado de la medición: Valor atribuido al mensurando luego de efectuar
la medición.
Seguimiento de Origen: Propiedad de resultado de una medición o de un
valor usado como referencia que permite relacionarla a referencias establecidas,
normalmente estándares nacionales o internacionales, a través de una cadena
interrumpida de comparaciones, poseyendo cada una de las mismas una
incertidumbre definida.
Transductor: Un dispositivo que convierte un tipo de señal a otro.
Transferencia de Custodia: Cuando el producto es entregado a un tercero
para su manejo y custodia, manteniéndose la propiedad del producto.
CAPITULO III
MARCO METODOLÓGICO
Tipo de Investigación
Todo proyecto está enmarcado en un tipo de investigación. En la selección
del tipo de investigación adecuada se deben considerar varios criterios, ya que la
mayoría guarda estrecha relación entre sí, ubicamos esta investigación como
Proyectiva del tipo Proyecto Factible, Nivel Comprensivo, y un diseño Mixto.
En tal sentido Prato (2000), lo asume como: “El análisis sistemático de
problemas en la realidad, con el propósito bien sea de describirlos, interpretarlos,
entender su naturaleza y factores constituyentes, explicar sus causas y efectos, o
predecir su ocurrencia, haciendo uso de métodos característicos de cualquiera de
los paradigmas o enfoques de investigación conocidos o en desarrollo. Los datos
de interés son recogidos en forma directa de la realidad; en este sentido se trata de
investigaciones a partir de datos originales o primarios” (P.5).
Esta investigación es de tipo Proyecto Factible, consiste en una propuesta
para la migración del sistema de medición para nivel de los tanques de nafta de la
planta de mejoramiento de crudo de Petromonagas. Partiendo de lo anterior
establecemos que el área de esta investigación es una propuesta para el
mejoramiento sin que esto implique su implementación, solo se plantea y se
presentan los documentos necesarios para su desarrollo una vez aprobada.
Nivel de la Investigación
El nivel comprensivo se refiere a la relación entre los elementos que forman
parte de un evento y enfatiza las relaciones de causa de los mismos. A este
respecto dice Barrera (2000), refiriéndose al mismo nivel: "estudia el evento en su
relación con otros eventos, dentro de un holos mayor, enfatizando por lo
general las relaciones de casualidad aunque no exclusivamente" (p. 19). En este
nivel se encuentran los objetivos a explicar una situación, predecir consecuencias
y proponer soluciones a la situación planteada.
Diseño de la Investigación
Este proyecto de investigación estará enmarcado según el contexto y la
fuente será un Diseño de fuente Mixta, ya que se requiere obtener una parte de la
información directamente del contexto natural donde se desarrollará la propuesta
y otra que se encuentra ubicada en diferentes fuentes documentales, bibliografías,
manuales de fabricantes, registros de datos, entre otros. Jacqueline Hurtado
(2000), lo define como "Se considera diseño de fuente mixta cuando se recopila
información en su contexto natural (fuentes vivas) y de información que proviene
de documentos o restos (fuentes no vivas)" (p.103). También se apoyará en un
diseño de campo el cual va a permitir al investigador recopilar los datos en forma
directa de la realidad donde se presenta el problema.
Las metodologías utilizadas para el desarrollo de la propuesta son: la
recomendada por Jacqueline Hurtado de Barrera denominada "investigación
holística proyectiva" la cual será utilizada para esquematizar la investigación y
determinar sus objetivos, una serie de fases que proporcionan la herramienta más
eficaz que permita alcanzar la meta planteada dice Hurtado (2000), al respecto:
"para la investigación holística, el proceso metodológico abarca desde antes de la
selección del tema hasta la culminación y evaluación del trabajo" (pp. 50-51).
Población y Muestra.
Población
Según Latorre, Rincón y Arnal, (2003): “es el conjunto de todos los
individuos (objetos, personas, eventos, etc.) en los que se desea estudiar el
fenómeno. Estos deben reunir las características de lo que es objeto de estudio”.
La población objeto de estudio, serán los tanques de almacenamiento de
nafta el cual es utilizado como diluente en el proceso de refinación de crudo extra
pesado, estos tanques se encuentran ubicados en las instalaciones de la Planta de
Mejoramiento Petromonagas del Complejo Criogénico de Jose.
La muestra
Sabino, C. (1996), la define, como un conjunto de unidades, una porción del
total, que representa la conducta del universo en su conjunto. Una muestra, en
sentido amplio, no es más que eso, una parte del todo que se llama universo o
población y que sirve para representarlo. Cuando un investigador realiza en
ciencias sociales un experimento, una encuesta o cualquier tipo de estudio trata de
obtener conclusiones generales acerca de una población determinada. Para el
estudio de ese grupo, tomara un sector, al que se conoce como muestra.
La muestra escogida para el desarrollo de la investigación fue el tanque de
almacenamiento de nafta craqueado identificado como TK-5304 de mejorador
Petromonagas.
Técnicas e instrumentos de recolección de datos.
Según Tamayo y Tamayo, (1996), es importante destacar que los métodos
de recolección de datos, se puede definir como: al medio a través el cual el
investigador se relaciona con los participantes para obtener la información del
cual el investigador se relaciona con los participantes para obtener la información
necesaria que le permita lograr los objetivos de la investigación.
De modo que para recolectar la información hay que tener presente:
1. Seleccionar un instrumento de medición el cual debe ser válido y
confiable para poder aceptar los resultados.
2. Aplicar dio instrumento de medición.
3. Organizar las mediciones obtenidas, para poder analizarlos
Dentro de los métodos para la recolección de datos están:
Observación
Según Tamayo y Tamayo (1996), Es el registro visual de lo que ocurre es
una situacional real, clasificando y consignando los acontecimientos pertinentes
de acuerdo con algún esquema previsto y según el problema que estudia.
La Encuesta.
Según Tamayo y Tamayo (1996), Este método consiste en obtener
información de los sujetos de estudio, proporcionada por ellos mismos, sobre
opiniones, actitudes o sugerencias. Hay dos maneras de obtener información con
este método: la entrevista y el cuestionario.
La Entrevista.
Según Tamayo y Tamayo (1996), Es la comunicación establecida entre el
investigador y el sujeto de estudio a fin de obtener respuestas verbales a las
interrogantes planteadas sobre el problema propuesto.
Lista de Cotejo.
Según Balestrini (1998) la lista de cotejo es una herramienta que se puede
utilizar para observar sistemáticamente un proceso a través de una lista de
preguntas cerradas. En la presente investigación se elaboró un listado de
aserciones sobre un sistema de convivencia en la consolidación de los valores en
los alumnos de educación básica.
Análisis Cuantitativo:
Para cualquier campo se aplica la investigación de las Ciencias Físico-
Naturales. El objeto de estudio es “externo” al sujeto que lo investiga tratando de
lograr la máxima objetividad. Intenta identificar leyes generales referidas a grupos
de sujeto o hechos, para que así sea mucho más fácil en su análisis.
Análisis Porcentual:
Para esta técnica se debe aplicar varios métodos de estudio y lo
representamos como análisis estadístico como una característica resaltante.
Procedimientos.
Para iniciar esta investigación se indagaron los antecedentes relacionados
con el tema seleccionado, consultando los trabajos de grado a fines al estudio,
manuales, páginas de internet entre otros elementos del conocimiento.
En el desarrollo del estudio se siguieron los pasos a que a continuación se
describen:
1. Selección y delimitación del tema o problema: para elegir el tema
de investigación, conviene pensar en nuestros intereses e inquietudes.
2. Recolección de la información: en este paso se fijaron las
estrategias y efectuaron la recolección de los datos. Para ello se acudió a las
fuentes directas de información, visitando bibliotecas y sitios de interés, donde se
obtuvo la información requerida para armar una bibliografía general sobre el
tema.
3. Organización de los datos: después de efectuado la recolección de
os datos, seleccionado, sintetizado y analizado el material bibliográfico, este se
trabajó de manera ordenada para facilitar su uso.
4. Análisis de los datos y organización del trabajo: en esta etapa se
evaluaron los datos a fin de determinar su validez y consistencia dentro del
estudio, la cual una vez identificada para cada dato, condujo a la selección pre
definitiva de la información a utilizar en el desarrollo de la investigación.
5. Recolección y elaboración de la propuesta. Es el último paso en el
proceso de la investigación, después d haber presentado los datos obtenidos y
elaborado su análisis e interpretación. Se procedió a elaborar el instrumento de
recolección de datos, aplicado para lograr la elaboración de una Propuesta de
mejora del Sistema de Control Electrónico para Nivel en los Tanques de Nafta de
la Empresa Mixta Petromonagas S.A. Barcelona Estado Anzoátegui. 2016.
Operacionalización de los Objetivos.
Objetivos Categorías Indicadores
Describir la situación actual del sistema de medición para nivel en los tanques de nafta, con la finalidad de conocer la precisión, sensibilidad y estabilidad.
Precisión Capacidad del sistema para generar mediciones óptimas.
Optimización en la respuesta de alarma de los niveles pico (muy alto o muy bajo)
Sensibilidad Vulnerabilidad a perturbaciones en la medición.
Porcentaje de error en el sistema
Estabilidad Frecuencias de fallas.
Seguridad de funcionabilidad.
Identificar las causas que originan la situación actual del sistema de medición para nivel en los tanques de nafta, con el fin de establecer su impacto sobre la problemática planteada.
Guarda relación con los resultados obtenidos en el objetivo anterior.
Formular propuestas de mejoras del sistema de medición para nivel en los tanques de nafta, con el fin de minimizar los problemas de mayor impacto.
Guarda relación con los resultados obtenidos en el objetivo anterior.
Cuadro 3. Operacionalización de los objetivos.
Cuadro Técnico Metodológico.
ObjetivoEspecifico
Categoría Indicadores Recolección de Datos Técnica deAnálisisNOMBRE PREGUNTA DEFINICION FORMULA DATOS FUENTE TECNICA INSTRUMENTO
Describir la situación actual del sistema de
medición para nivel en los tanques de
nafta, con la finalidad de conocer la precisión,
sensibilidad y estabilidad.
Precisión
MON:
Mediciones optimas de nivel.
¿Cuál sería la medición optima del sistema para nivel?
Es la medición arrojada por el sistema más cercana a la realidad. MON= Mm+Mt
2∗100
MON: Medición optima de nivel.
Mm: Medición manual.
Mt: Medición teórica.
Sistema deMedición
ObservaciónDirecta
Lista de Cotejo Análisis cuantitativo
Porcentual
TRA: Tiempo de respuesta de alarma.
¿Cuánto tiempo tarda el sistema de medición en dar una alarma de niveles pico?
Tiempo de retardo en la activación de alarmas a niveles pico.
TRA>TSAEl sistema no es aceptable tecnológicamente
TRA ≤TSAEl sistema es aceptable tecnológicamente
TRA: Tiempo de respuesta de alarma.TSA: Tiempo sugerido para alarma.
Sistema deMedición
ObservaciónDirecta
Lista de Cotejo Análisis cuantitativo
Porcentual
Sensibilidad
CVPM: Capacidad de vulnerabilidad Perturbaciones en la medición.
¿Cuál es la Capacidad del sistema de Vulnerabilidad a perturbaciones en la medición?
Capacidad de Vulnerabilidad del sistema a perturbaciones en la medición
CVPM=∑ POM
∑ Nº DE MESES
CVPM: Capacidad de vulnerabilidad Perturbaciones en la medición.POM: Perturbaciones originadas en la medición
Sistema deMedición
ObservaciónDirecta
Lista de Cotejo Análisis cuantitativo
Porcentual
%ES: Porcentaje de Error del sistema de medición.
¿Cuál es el porcentaje de error en el sistema de medición de nivel?
Mide el Promedio del error de la operatividad en el sistema de medición de nivel
%ES=|Vp−Vr|100
× 100
Vp: Valor Operativo.
Vr: Valor Real
Sistema deMedición
ObservaciónDirecta
Lista de Cotejo
Cuestionario cerrado
Análisis cuantitativo
Porcentual
%FS: porcentaje de funcionalidad del sistema.
¿Cuál sería el porcentaje de funcionabilidad del sistema de
Mide el % de funcionabilidad de operatividad del sistema
CF: Cumplimiento de funcionabilidad
Sistema deMedición
ObservaciónDirecta
Lista de Cotejo
Cuestionario Análisis
cuantitativo
Estabilidad
supervisión y control?
actual.
%FS=∑CF
∑ TPC∗100
TPC: total de población consultada
cerradoPorcentual
FFS: Frecuencia de fallas del
sistema
¿Cuál es la frecuencia con la que se presentan las fallas del sistema electrónico de a supervisión y control de sistema de detección de incendios.
Mide el promedio de
fallas por mes del control electrónico
FFS :∑ fNm
×100
F:Numero de fallas
Nm: Numero De meses
Sistema deMedición
ObservaciónDirecta
Lista de Cotejo
Cuestionario cerrado
Análisis cuantitativo
Porcentual