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ESCUELA DE INGENIERÍA
ESTUDIO TÉCNICO DE PREFACTIBILIDAD DE LACOMUNICACIÓN ENTRE UN ANALIZADOR DE GASES YUNA PC PARA MONIT9REO DE EMISIONES GASEOSAS
EN LA REFINERÍA ESTATAL ESMERALDAS
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TITULO DE INGENIEROEN ELECTRÓNICA Y TELECOMUNICACIONES
EDDY RITTER RAMÍREZ BUSTOS
DIRECTOR: ING. JAIME VELARDE GUEVARA
Quito, Diciembre 2004
DECLARACIÓN
Yo, Eddy Ritter Ramírez Bustos, declaro que el trabajo aquí descrito es de mí
autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificación
profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en
este documento.
La Escuela Politécnica Nacional, puede hacer uso de los derechos
correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad
Intelectual, por su Reglamento y por la normatividad institucional vigente.
Sr. Eddy Ritter Ramírez Bustos
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por el Sr. Eddy Ritter Ramírez
Bustos, bajo mi supervisión.
Ing. Jái'rne Velarde GuevaraDIRECTOR DEL PROYECTO
AGRADECIMIENTOS
A todas las personas que colaboraron en éste trabajo, a la Kennería Esiaiai ae
Esmeraldas por darme la oportunidad para poder realizar mi proyecto de tesis y a
mis asesores:.
Ing. Jaime Velarde Guevara.
- Ing. Ramón Bedoya Meneses.
- Ing. Luis Rodríguez.
DEDICATORIA
Éste trabajo va dedicado especialmente a mi familia, a mis padres por todo su
apoyo incondicional en cada momento, a mis hermanas como motivo de ejemplo
y superación, a todos mis compañeros y profesores por toda su invaluable ayuda
que supieron darme oportunamente.
CONTENIDO
pág.
Resumen 1
Presentación 2
CAPÍTULO 1. La Contaminación Atmosférica 4
1.1 Antecedentes 4
1.1.1 El Complejo Industrial. La Refinería Estatal de Esmeraldas (REE) 5
1.2 Contaminantes 13
1.2.1 Clasificación de los Contaminantes Atmosféricos 16
1.2.2 Tipos de Contaminación 18
1.3 Problemas y Soluciones 20
1.3.1 Importancia de la Determinación de los Niveles de Inmisión de los
Contaminantes Atmosféricos 21
1.3.2 El Monitoreo de Emisiones Gaseosas en la REE 21
1.3.3 Acción Propuesta para Mitigar la Contaminación Atmosférica 26
CAPITULO 2. El Analizador de Gases y Sensores 29
2.1 Características y Especificaciones 29
2.1.1 Consideraciones Generales 29
2.1.2 Tipos de Sensores para Emisiones Gaseosas 29
2.1.2.1 Sensores con mecanismo REDOX (sensores electrolíticos) 30
2.1.2.2 Sensores Catalíticos 31
2.1.2.3 Sensores de Estado Sólido 32
2.1.2.4 Sensores por infrarrojo (Sensor IR) 33
2.1.2.5 Sensores de fotoionización (PID) o ultravioletas 34
2.1.3 Los Analizadores de Gases In Situ 36
2.1.3.1 El Observer E6200 36
2.1.3.2 El Ultramat23 45
2.1.3.3EIFGA" 46
2.1.3.4 El Sistema OPSIS 48
2.1.4 Esquema General de Interconexión para un analizador de
gases en la Refinería Estatal de Esmeraldas 50
2.2 Interfaces de comunicación disponibles 54
2.2.1 La interfaz RS-485 55
2.2.2 Lazo de Corriente de 4-20mA 57
2.2.3 Conexionado de Equipos de Campo con el DCS en la REE 58
2.3 Software de comunicación y control 58
2.4 Formas de instalación 59
CAPITULO 3. Selección de la tecnología de transmisión a utilizarse 62
3.1 Estudio general de las posibles formas de comunicar los equipos 62
3.1.1 El DCS (Sistema de Control Distribuido) 62
3.1.2 EITDC3000X 66
3.1.2.1 Redes de Comunicación 68
3.1.2.1.1 Red de Control Local (LCN) 68
3.1.2.1.2 Red Data Hiway 69
3.1.2.1.3 Red de Control Universal (UCN) 70
3.1.2.2 Dispositivos de la LCN 71
3.1.2.2.1 Hiway Gateway (HG) 71
3.1.2.2.2 Módulo Interfaz de Red (NIM) 71
3.1.2.2.3 Enhanced PLC Gateway (EPLCG) 72
3.1.2.2.4 Estación Universal (US) 72
3.1.2.2.5 Módulo de Historia (HM) 73
3.1.2.2.6 Módulo de Aplicaciones 73
3.1.2.2.7 Administrador de Red de Computadores Personales (PCNM) 74
3.1.2.2.8 Network Gateway (NG) 75
3.1.2.3 Dispositivos de la Data Hiway 76
3.1.2.3.1 Director de Tráfico de la Data Hiway (HTD) 76
3.1.2.3.2 Controlador Básico (CB) 76
3.1.2.3.3 Controlador Multifunción (MC) 76
3.1.2.3.4 Unidad de Interfaz de Proceso (PIU) 77
3.1.2.4 Dispositivos de la UCN 77
3.1.2.4.1 Gestionador de Proceso (PM) 77
3.1.2.4.2 Gestionador de Proceso Avanzado (APM) . 80
3.1.2.4.3 Gestionador Lóaico ÍLM) 80
3.1.3 Díaarama de Bloques de la Conexión del Analizador con la Red
LAN de la Refinería Estatal de Esmeraldas 81
3.2 Comparación y Selección 82
3.2.1 Tecnología de Transmisión 82
3.2.2 Los Buses de Comunicación de Campo 83
3.2.2.1 Profibus 83
3.2.2.2 Foundation Fieldbus 85
3.2.2.3 Modbus 86
3.2.2.4 Ethernet Industrial 87
3.2.2.5 Hart 87
3.3 Especificaciones de la tecnología seleccionada 88
CAPITULO 4. Medios de transmisión y tratamiento de la señal 90
4.1 Medios de transmisión 90
4.1.1 El Cable Par Trenzado 90
4.1.1.1 El UTP 90
4.1.1.2EISTP 91
4.1.1.3 El FTP 91
4.1.2 El Cable Coaxial 93
4.1.3 La Fibra Óptica 94
4.1.4 Consideraciones para Evitar la Interferencia Electromagnética 95
4.2 Factores que afectan al medio de transmisión (Ruido, atenuación y
distorsión) 95
4.2.1 El Ruido Electromagnético 96
4.2.1.1 El Ruido Térmico 96
4.2.1.2 Ruido de Intermodulación 96
4.2.1.3 Diafonía 97
4.2.1.4 Ruido Impulsivo 97
4.2.2 La Atenuación 97
4.2.3 La Distorsión 98
4.3 Tratamiento y adaptación de la señal a transmitir 98
4.3.1 Diseño del Enlace de Comunicación 98
4.3.2 Diseño del Convertidor de RS-232 a RS-485 101
4.3.2.1 Esquema de control para la señal RTS 101
4.3.2.2 Esquema de Control para el envío de datos en RS-485 102
4.3.2.3 Criterios de diseño 102
4.3.2.3 Funcionamiento del CONVISO-EPN-232-485 103
4.3.3 Diseño del Repetidor Propuesto para RS-485 107
4.3.3.1 Criterios de diseño 107
4.4 Interfaces y Equipos 109
4.4.1 Configuración del Modo Half-Dúplex para RS-485 109
4.4.2 Red en Estrella para RS-485 110
CAPÍTULO 5. Estación de monitoreo 112
5.1 Descripción general 112
5.1.1 Estación de Monitoreo A 112
5.1.2 Estación de Monitoreo B 113
5.1.3 Estación de Monitoreo C 114
5.2 Características generales de la PC 115
5.3 Software de comunicación y control 117
5.3.1 Características del Software 118
CAPÍTULO 6. Simulación del enlace de comunicación 120
6.1 Simulación del enlace y presentación de resultados 120
6.2 Análisis de costos del proyecto 128
CAPITULO 7. Conclusiones y Recomendaciones 130
7.1 Conclusiones 130
7.2 Recomendaciones 132
Bibliografía 134
Glosario 136
Anexos 143
Anexo 1. Ubicación e influencia operativa de la REE 144
Anexo 2. Especificaciones para la construcción de puertos de
muestreo en la YB-7002/3 145
Anexo 3. Arquitectura actual del DCS instalado en la REE 147
Anexo 4. Arquitectura dei DCS después de instalado varios analizadores
de gases in situ 151
Anexo 5. Tipos de FTA's del TDC3000* 153
Anexo 6. Varias entradas/salidas (terminaciones) disponibles en el DCS 157
Anexo 7. Perfil del proyecto de inversión 158
Anexo 8. Especificaciones generales del equipo analizador de gases 159
Anexo 9. Formas de conectividad de equipos de campo con el DCS 160
Anexo 10. Esquema de cableado recomendado para la instalación de
analizadores de gases in situ 162
Anexo 11. Ubicación de las fuentes fijas de emisiones gaseosas 163
Anexo 12. Simulación y prueba final del CONVISO-EPN-232-485 164
Anexo 13. Legislación Ambiental 168
LISTA DE FIGURAS
pág.
Figura 1, Refinería Estatal de Esmeraldas. Esquema de Refinación 8
Figura 2. Unidad de Destilación Atmosférica 9
Figura 3. Unidad de Destilación al Vacío 10
Figura 4. Unidad Reductora de Viscosidad 11
Figura 5. Unidad de Reformación Catalítica con Regeneración Continua 12
Figura 6. Unidad de FCC 12
Figura 7. El Testo 350XL 22
Figura 8. Concentración de los contaminantes monitoreados en la REE 25
Figura 9. El monitoreo continuo y simultáneo IN SITU propuesto para la
REE 27
Figura 10. Sensor electroquímico 30
Figura 11. Sensor catalítico 31
Figura 12. Sensor de estado sólido 33
Figura 13. Sensor infrarrojo 33
Figura 14. Sensor de fotoionización 35
Figura 15. Dentro del Observer E6200 39
Figura 16. El trayecto óptico del Observer E6200 40
Figura 17. Software de configuración del Observer E6200 43
Figura 18. El Ultramat23 45
Figura 19. Los módulos componentes del FGA" 47
Figura 20. Carcasa del FGA" 47
Figura 21. Técnica DOAS en funcionamiento 49
Figura 22. Conectividad del sistema OPSIS 50
Figura 23. Configuración de conexión entre un analizador
y los emisores/receptores del sistema OPSIS 50
Figura 24. Esquema general de la operatividad del analizador de gases
en fuentes fijas de combustión 51
Figura 25. Conexión 4D-RS-485 56
Fiaura 26. Conexión 2D-RS-485 57
Figura 27. Comoaración de niveles de voltaje de RS-232 y lazo de
corriente de 4-20mA 57
Figura 28, Interconexión entre el campo y el DCS en la REE 58
Figura 29. Diseño típico de plataforma y puerto de muestreo para
fuentes fijas de combustión 60
Figura 30. Formas de instalación en chimenea para el equipo analizador
de gases 61
Figura 31. Arquitectura típica de un DCS 65
Figura 32. Topología de un DCS 66
Figura 33. Sistema de control distribuido 66
Figura 34. Arquitectura del TDC3000^ 67
Figura 35. Arquitectura de la red Data Hiway 69
Figura 36. Arquitectura de la UCN 70
Figura 37. Diagrama funcional de una HG 71
Figura 38. Estación Universal (US) 72
Figura 39. Historización continua en un HM 74
Figura 40. Diagrama funcional de un AM 74
Figura 41. Configuración de la comunicación con un PCNM 75
Figura 42. Configuración de la comunicación con una NG 75
Figura 43. Esquema de un CB 77
Figura 44. Vista Frontal de una HLPIU 78
Figura 45. Armario de un PM 79
Figura 46. Tarjetas lOP's del PMM para el caso single y redundante 79
Figura 47. Relación entre los componentes del PM 80
Figura 48. Diagrama de bloques de un LM 81
Figura 49. Conexión en diagrama de bloques del Analizador y el
TDC3000X 81
Figura 50. Red industrial típica usando RS-485 a dos hilos 89
Figura 51. El UTP 91
Figura 52. El STP 91
Figura 53. Conectores para par trenzado en redes locales 92
Figura 54. Esquema detallado de los conectores T568A y T568B 92
Figura 55. El Coaxial 94
Figura 56. La Fibra Óptica 95
Figura 57. Enlace DCS - PC - Analizadores de Gases 100
Figura 58. Diagrama de tiempo para estudio de la RTS 101
Figura 59. Control de envío de datos 102
Figura 60. Esquema del CONVISO-EPN-232-485 propuesto 104
Figura 61. Esquema del RPTISO-EPN-485 propuesto 108
Figura 62. Configuración half-dúplex en RS-485 110
Figura 63. Red en estrella utilizando repetidores para RS-485 111
Figura 64. Visualización de un proceso utilizando las US y US" del
TDC3000X 113
Figura 65. Esquema de conexión con radiomodems 114
Figura 66. Plano de implantación general de la REE 116
Figura 67. Relación entre los componentes de un DCS 117
Figura 68. Diagrama de flujo del control de un proceso en un DCS 118
Figura 69. Esquema de comunicación de dos PC's utilizando el
CONVISO-EPN-232-485 120
Figura 70. Circuito de opto-aislación 121
Figura 71. Esquemático del CONVISO-EPN-232-485 ¡mplementado 122
Figura 72. Ruteado del CONVISO-EPN-232-485 implementado 123
Figura 73. Esquemático del RPTISO-EPN-485 implementado 125
Figura 74. Ruteado del RPTISO-EPN-485 implementado 126
LISTA DE TABLAS
pág.
Tabla 1. Coordenadas "UTM 6
Tabla 2. Productos de la REE 8
Tabla 3. Los contaminantes gaseosos y sus efectos nocivos 14
Tabla 4. Clasificación de los contaminantes gaseosos 17
Tabla 5. Clasificación de la contaminación según sus fuentes de emisión 19
Tabla 6. Valores máximos referenciales para emisiones a la atmósfera 20
Tabla 7. Especificaciones del Testo 350XL 22
Tabla 8. Reporte de Monitoreo 24
Tabla 9. Comparación entre los analizadores de gases 53
Tabla 10. Señales utilizadas en la conexión 4D-RS-485 55
Tabla 11. Señales utilizadas en la conexión 2D-RS-485 56
Tabla 12. Calculo de resistencias para 10 bits 105
Tabla 13. Calculo de resistencias para 11 bits 106
Tabla 14. Configuración de la velocidad de transmisión 106
Tabla 15. Elementos del CONVISO-EPN-232-485 implementado 124
Tabla 16. Elementos del RPTISO-EPN-485 implementado 127
Tabla 17. Costos de los prototipos desarrollados 128
Tabla 18. Costos de implementación del proyecto piloto 128
-1-
RESUMEN
Este trabajo pretende ser un aporte en el tema del monitoreo "¡n situ" de
emisiones gaseosas de una industria, específicamente en la Refinería Estatal de
Esmeraldas (REE). Se lo dividió en varias partes, que involucró el conocimiento
previo de la planta industrial, identificación de los procesos industriales, y luego
los antecedentes que propiciaron la generación de un proyecto como éste.
La idea es implementar a futuro un sistema de control automático para controlar y
mantener estables los índices de los contaminantes gaseosos que emite la planta,
para esto se deberá escoger un equipo electrónico (analizador de gases) que sea
compatible con el sistema de control electrónico instalado en la REE y además
que sea de fácil operación y de mantenimiento reducido. Se revisan las interfaces
de comunicación utilizadas en entornos industriales y se describe el
funcionamiento del sistema de control distribuido (DCS) de la REE. Se hace el
planteamiento para la instalación de un analizador de gases en la REE,
describiendo el cableado y el tipo de conexión. Además se realizó una simulación
de una comunicación RS-485 half-dúplex entre dos PCJs para probar un
convertidor de RS-232 a RS-485 diseñado especialmente para que una PC pueda
conectarse a una red RS-485 de equipos de campo, con la finalidad de asignarle
la función de una estación de monitoreo para los equipos conectados a ésta red.
-2-
PRESENTACION
Un problema fundamental en las industrias ecuatorianas es el control de sus
emisiones gaseosas, debido a que por instancias legales, existen normativas que
estandarizan los parámetros de los contaminantes atmosféricos, a fin de que
estos no deterioren con mayor voracidad el medio ambiente al que son emitidas y
se pueda tener un estado equilibrado para el desarrollo de los seres vivos en el
planeta.
La Refinería Estatal de Esmeraldas (REE), consciente con ésta problemática
actual, ha decidido dar un paso firme para la resolución del mismo y con esto no
sólo mejorar el ambiente de trabajo de sus operadores, sino que también tenderá
a favorecer el entorno de la ciudad de Esmeraldas, ya que se ha determinado que
el área de influencia de la REE es de aproximadamente unas 7.000 hectáreas.1
Este proyecto se plantea como una solución para controlar y mitigar el problema
de la contaminación atmosférica, haciendo óptima la relación aire-combustible de
las fuentes fijas de emisión de la REE, en base a equipos sofisticados que existen
en el mercado (analizadores de gases in situ).
En el capítulo 1, se describe el accionar de la REE y se recogen diversos criterios
acerca de la problemática de la contaminación atmosférica, se plantean algunas
soluciones.
En el capítulo 2, se estudia varios de los equipos analizadores de gases que
existen en el mercado, su funcionamiento, las bondades de cada uno, y su
interconectividad con otros sistemas electrónicos.
En el capítulo 3, se analiza el sistema DCS instalado en la REE y las posibilidades
de comunicación que brindaría a un equipo nuevo, el tipo de interfaz, y la
tecnología de comunicación que más se ajustaría a la aplicación.
1 Fuente: Auditoría Ambiental Integral a la REE, Ecuambiente S.A., Noviembre 2,001.
En el capítulo 4, se describen los medios de transmisión que se pueden utilizar en
Ja comunicación detallada anteriormente, el tratamiento de la información y las
consideraciones especiales para el cableado.
En el capítulo 5, se describe la funcionalidad de las estaciones de monitoreo y su
conectividad con la estación central, configuración de la comunicación.
En el capítulo 6, se realiza una simulación del prototipo desarrollado, convertidor
CONVISO-EPN-232-485, utilizando programas computacionales y su prueba final
en protoboard, también se presenta el diseño final del prototipo repetidor RPTISO-
EPN-485, se realiza un avalúo del proyecto y su proyección a futuro, tanto de la
operatividad como del desarrollo ambiental de la zona.
-4 -
CAPITULO 1. LA CONTAMINACIÓN ATMOSFÉRICA
1.1 ANTECEDENTES
El aire, el agua y el suelo son elementos indispensables para la vida, y por tanto
su utilización debe estar sujeta a normas que eviten el deterioro de su calidad por
abuso o uso indebido de los mismos, de tal modo que se conserve su pureza
dentro de límites, que no perturben el normal desarrollo de los seres vivos sobre
la tierra, ni atenten contra el patrimonio natural y artístico de la Humanidad, al que
tenemos el deber de proteger y preservar para las generaciones futuras. Esta
labor no debe hacerse de manera incompatible con el desarrollo industrial ni con
los criterios de confortabilidad admitidos por la sociedad en la que vivimos. Todos
tenemos el deber de trabajar para lograr un mundo limpio y habitable, sustento de
una mejor calidad de vida.
La contaminación, entendida como degradación del medio ambiente, es uno de
los problemas ambientales más importantes que afectan a nuestro planeta, y
surge cuando, por presencia cuantitativa o cualitativa de materia o energía, se
produce un desequilibrio ambiental.
La contaminación también puede definirse como la adición de cualquier sustancia
al medio ambiente (aire, agua, suelo), en cantidades tales, que causa efectos
adversos en los seres humanos, animales, vegetales o materiales que se
encuentran expuestos a dosis (concentraciones por tiempo) superiores a los
niveles que se encuentran habitualmente en la naturaleza.
Durante los últimos 200 años, el hombre ha agregado al ambiente una gran
cantidad de productos químicos y físicos, como consecuencia de su dominio
sobre los recursos naturales (de la explotación intensiva), especialmente los
energéticos, debido fundamentalmente al desarrollo de tecnologías para suplir y
aumentar sus necesidades, la industrialización y el proceso de urbanización de
grandes áreas de! territorio. Estos fenómenos incontrolados han llegado a
amenazar la capacidad asimiladora y regeneradora de la naturaleza y de no ser
adecuadamente planificados pueden llevar a una perturbación irreversible del
equilibrio ecológico general de consecuencias imprevisibles.
La Refinería Estatal de Esmeraldas (REE), tratando de seguir una política
ambiental que garantice una mejor calidad de vida para sus trabajadores y los
habitantes de la ciudad de Esmeraldas, y conforme a lo estipulado en la
reglamentación ambiental vigente] comienza a dar prioridad a un proyecto que
logre mitigar los contaminantes gaseosos de todas sus fuentes fijas (chimeneas
de hornos y calderas). El planteamiento es la implementación a futuro de una red
de monitoreo in situ para las emisiones gaseosas, para de esta manera no
perjudicar al entorno ecológico, y también, poder optimizar la planta mediante la
relación ~aire - combustible, consumiendo- menos combustible y ahorrando
energía.
Actualmente en la REE el monitoreo de emisiones gaseosas que se realiza se lo
califica de manual, ya que es realizado por personas que tienen que tomar la
muestra en cada chimenea y luego hacer cálculos para poder obtener tos
resultados, precisamente se quiere anular éste proceso y hacerlo de manera
automática y "casi instantáneo".
El estudio entonces brindará asesoría en la compra de un equipo analizador de
gases in situ que permita una instalación y manipulación fácil, que se adapte de
mejor manera al sistema electrónico de control instalado en la REE.
1.1.1 EL COMPLEJO INDUSTRIAL. LA REFINERÍA ESTATAL DE
ESMERALDAS (REE)Z
Esmeraldas, pródiga tierra verde en la costa norte del Ecuador, fue seleccionada
para construir la mayor Refinería del País.
2 Fuente; Auditoria Ambiental Integral a la Refinería Estatal de Esmeraldas - Manuales de Implementación dela Refinería Estatal de Esmeraldas.
-6-
La REE se encuentra a 7 kilómetros de la ciudad de Esmeraldas en dirección
suroeste, junto a la vía que conduce al cantón Atacames.
Las instalaciones se encuentran a 300 metros del Río Teaone, a 3 kilómetros del
Río Esmeraldas y a 3,8 kilómetros del Océano Pacífico en línea recta.
El área de influencia operativa de la REE cubre una superficie aproximada de 110
hectáreas entre las siguientes coordenadas UTM°:
NORTE
10*102.750 -10*104.250
ESTE
644.750-646.250
Tabla 1. Coordenadas UTM
El sitio se encuentra en una región tropical con un promedio anual de
precipitación pluvial de 750 mm, no es considerado vulnerable a descargas
eléctricas y/o huracanes; la máxima velocidad del viento que se ha registrado es
de 2 m/s a 4 m/s, prevaleciendo la dirección sur-suroeste. El rango de
temperatura promedio es de 16,5 °C a 36 °C.
Fue diseñada por la empresa norteamericana Universal OH Products (UOP), y
construida por el consorcio japonés Sumitomo-Chíyoda e inició su operación el 4
de mayo de 1.977, procesando 55.600 barriles diarios de petróleo (bpd), operada
totalmente por técnicos ecuatorianos.
Ampliación de 1.987
Con el diseño de UOP y la construcción de Sumitomo-Chiyoda, se amplía su
capacidad a 90.000bpd.
UTM: Universal Transversa Marcator- Sistema Universal de Coordenadas
Ampliación de 1.995 - 1.99>
En 1995 se amplió la capacidad de la unidad existente de Craqueamiento
Catalítico Fluido (FCC) de 16.000 bpd a 18.000 bpd, a cargo del consorcio Kellog-
B úfete.
Ampliación de procesamiento de crudo de 90.000 bpd a 110.000 bpd.- 1997
Con el diseño de IFP / BEICIP / FRANLAB, y la construcción del consorcio
Técnicas Reunidas-Eurocontrol (TRE), la REE:
• Cambia la instrumentación neumática a sistema de control distribuido (DCS
Honeywell).
• Amplía su capacidad de procesamiento de 90.000 bpd a 110.000 bpd.
• Incluye la Unidad de Reformación Catalítica con Regeneración Continua
(CCR) de 10.000 bpd para incrementar el octanaje de la gasolina.
• Una Unidad Hidrodesulfuradora de Nafta Pesada (HDT) de 13.000 bpd.
• Una Unidad Hidrodesulfuradora de Diesel (HDS) de 24.000 bpd, para
reducir su contenido de azufre.
• Una nueva Unidad de Azufre de 50 ton/d.
• Mejorar el tratamiento de las aguas industriales para reducir el impacto
sobre el medio ambiente.
El Proceso de Refinación del Crudo
La REE procesa el crudo del Oriente Ecuatoriano, que tiene un rango de 23,9
grados APP a 24,5 grados API. El crudo es almacenado en 6 tanques de techo
flotante de 38.500 m° (250.000 barriles) de capacidad. Actualmente la Refinería
Estatal de Esmeraldas está diseñada para procesar 110.000 bpd y obtener los
siguientes productos (ver tabla 2):
4 A mayor gravedad API, mayor calidad del crudo y viceversa. Estándar del American Petroleum Institute(API).
I
Postilación *1vacio
V
VL
n ^VisbreaJ
FC
dngTV
TV1
Nafta olefinica
Dksel
-Residuo para Fud Oil
ía Estatal Esmerabas. Esquema de RefinaciónFigura 1. Refinería
Unidades de Destilación Atmosférica (C)El petróleo es sometido a un proceso de desalado para eliminar sales
bás¡oamen,e de doro , azufre, evitando ,a oorrosión en las unida es de
proceso y mejorando la calidad de los combustibles. Calentado en e, hornoP" . 1 f * ' r*.t~i <-\1 fí f\I O CO
Crudo reducido
-10--
Vapor 150,=
YL-V1
XHomo1 ÍT T T 1V I---I I 1
Gas a C-H2 / Tea.
Cpfldensado a desaladora
Gasóleo Ligero
Overflash a F-Vacío
F.VacíoaTK-TVl-AO
Figura 3. Unidad de Destilación al Vacío
Unidades de Reducción de Viscosidad (TV y TV1)
Dos unidades reductores de viscosidad, que procesan 12.600 bpd, cada
una permiten romper las moléculas de los fondos de vacío y obtener un
producto cuatro veces más liviano, con lo que se reduce la cantidad de
diesel necesario para preparar el fuel oil (ver figura 4).
-11-
Gas a S.G.C
Fracción adoraTV1-V2
Soaker
v J Despojadora'
Agua temperada
Figura 4. Unidad Reductora de Viscosidad
Unidad de Reformación Catalítica con Regeneración Continua (CCR)
Las gasolinas extraídas de las torres de destilación atmosférica tienen
octanajes relativamente bajos, de 50 a 60 octanos. En ésta unidad de
2.780 bpd, los reactores, mediante un catalizador5 a base de platino y
renio, modifican la estructura lineal y ramificada de las moléculas de las
gasolinas, para obtener anillos bencénicos que incrementan su octanaje
(ver figura 5).
La acción principal del catalizador consiste en formar un complejo activado de menor energía con uno de losreactores.
-12-
Reformadora Catalítica con Regeneración Continua(CCR)- IFP- 1O.OOO bpdo
REACTORES REGENERADORR1 R2 R3
Hidrógeno 3.7 %peso
PRODUCTO:GasolinareformadaROM: -*1OAromáticos 7O%
CARGA:NaftahidrmratadaRON: 54
Figura 5. Unidad de Reformación Catalítica con Regeneración Continua
Craqueamiento Catalítico Fluido (FCC)
Las cadenas largas de gasóleos, sometidas a temperaturas de 520 °C,
mediante un catalizador, se fraccionan dando como resultado gas licuado
de petróleo o LPG, gasolina de alto octano y aceites cíclicos utilizados
como diluyente del fuel oil. Las gasolinas de alto octano obtenidas en estos
dos procesos, permiten que la REE entregue al país gasolinas libres de
plomo, promoviendo la preservación de nuestro medio ambiente (ver figura
6).
Unidad de Craqueamiento Catalítico Fluido(FCC)- UOP(18,000 bDdO) Enfrladoroo
da AireRegenerador Reactor Fraccionado™
Tanquode Caiga Intercambia
Gouóloos do coloro Vacio
(41.3%)r.ap.lO.TX
RON: II
ActJl* cíclico •*•*f» clarificado (i$ %)
Figura 6. Unidad de FCC
-13-
Procesos Merox y Tratamiento de Jet Fuei
Las unidades Merox reducen el contenido de azufre y mejoran la calidad
del LPG y las gasolinas. La Unidad de Tratamiento de Jet Fuel elimina
totalmente el agua que puede contener este combustible, para satisfacer
las normas de calidad.
Tratamiento de gases, agua y Recuperación de Azufre
Los gases utilizados como combustible de la REE y las aguas industriales
son tratados para eliminar compuestos de nitrógeno y azufre que
contaminan esas corrientes. El gas sulfhídrico resultante es sometido a un
tratamiento que permite producir azufre de alta pureza. Estos procesos
reducen el impacto de la REE sobre el medio ambiente.
Oxidadora de Asfaltos
Los asfaltos oxidados se utilizan en la preparación de productos
impermeabilizantes.
1.2 CONTAMINANTES
Un contaminante atmosférico, es toda sustancia extraña a la composición de la
atmósfera y producen una variación de la concentración de los componentes
normales del aire, de tal manera que son capaces de provocar un efecto nocivo o
una molestia a los seres vivos.
Se han clasificado como contaminantes de la atmósfera más de un centenar de
sustancias, de las cuales las más importantes son: dióxido de azufre, dióxido de
carbono, monóxido de carbono, óxidos de nitrógeno, hidrocarburos liberados tras
una combustión incompleta de los hidrocarburos líquidos, el plomo, los fluoruros,
contaminantes fotoquímicos, etc. A continuación en la tabla 3 se muestran
algunos de los contaminantes gaseosos más frecuentes en las operaciones
hidrocarburíferas.
-14-
Naturáleza del
contaminanteOrigen Problemas qué causa
1. Monóxido de
Carbono (CO)
Combustiones incompletas del
carbono o de compuestos del
carbono, particularmente motores
de explosión, siderúrgicas,
refinerías de petróleo; vulcanismo.
Dolor de cabeza, vértigos,
náuseas, y en cantidad suficiente,
la muerte.
2. Dióxido de
Carbono (CO2)
Vulcanismo, respiración de los
seres vivos, consumo de
combustibles fósiles (carbón,
petróleo) para producir energía en
la industria y la calefacción
doméstica.
Se cree que su acumulación en la
atmósfera puede provocar
calentamiento excesivo de la
superficie terrestre con los
consiguientes problemas
ecológicos y geoquímicos.
3. Dióxido de
azufre (SO2)
Vulcanismo, acción bacteriana,
consumo de combustibles fósiles
para producir energía en la
industria y calefacción doméstica;
quema de azufre o tostación de
sulfuras en el aire (CuS).
Irritación del aparato respiratorio,
ataque a los árboles, deterioro de
textiles, papel y cuero.
4. Trióxido de
azufre (SO3)
Se produce en la atmósfera por
oxidación del dióxido de azufre bajo
la influencia de la luz solar;
conjuntamente con el dióxido de
azufre en las combustiones que
producen este último.
La humedad del aire lo convierte
en una nube atmosférica
fuertemente acida de ácido
sulfúrico que corroe metales,
destruye tejidos vivos, materiales
de nylon, deteriora diversos
materiales de construcción
(mármol).
5. Sulfuro de
hidrógeno
(H2S)
Materia orgánica en
descomposición, aguas negras,
cloacas y letrinas; industria química
(gas de alumbrado, siderurgia, seda
artificial).
Ennegrece las pinturas de plomo;
terribles dolores de estómago, de
las articulaciones y la cabeza,
debilidad muscular, colapso y
muerte.
-15-
Naturaleza del
contaminanteOrigen Problemas que causa
6, Óxidos de
nitrógeno (N2O,
NO, NO2)
Oxidación del nitrógeno y el NO
atmosférico; motores de
combustión interna, aviones,
hornos, incineradores, exceso de
fertilizantes, incendios de bosques,
instalaciones industriales. Los
procesos biológicos producen más
óxidos de nitrógeno (NO y N2O,
principalmente) que los procesos
de combustión.
Irritación de los ojos y
membranas, enfermedades
respiratorias crónicas (bronquitis
de los recién nacidos, congestión
pulmonar y muerte). Sustancia
clave en la formación del "Smog"
de las grandes ciudades;
corrosión de los metales.
7. Hidrocarburos
(HC)
Motores de combustión interna,
bacterias, incendios, quemas.
Algunos son carcinogénicos, otros
irritantes de las mucosas,
precursores de contaminantes
más perjudiciales. Retardo en el
crecimiento de las plantas.
8. Mercurio (Hg)
Combustibles fósiles, centrales de
energía eléctrica, fabricación de
pinturas, procesos manuales de
minas y refinación de la pasta de
papel.
Grave agente contaminador de los
alimentos, especialmente de los
provenientes del mar; veneno que
afecta el sistema nervioso.
9. Plomo (Pb)
Combustión de la gasolina "súper"
o "extra", fusión de ese metal,
industria química y los plaguicidas.
Un automóvil emite en promedio 1
Kg. de Pb por año.
Se acumula en los sedimentos
marinos y en el agua potable,
afecta las enzimas y el
metabolismo celular, produce
saturnismo.
10, Fluoruro de
hidrógeno
(HF)
Diversas actividades industriales
especificas, como la producción de
aluminio, fábricas de superfosfatos,
insecticidas fluorados orgánicos.
Contaminante importante que
ocasiona graves y extensos
perjuicios a la vegetación; en el
hombre produce náuseas,
lagrimeo, parálisis de los
músculos faciales, dolor
abdominal, diarrea, coma
profundo y muerte en pocas
horas.
Naturaleza del
contaminanteOrigen Problemas que causa
11. Compuestos
Orgánicos
Volátiles
(COVs)
Combustión incompleta de casi
cualquier material orgánico.
Producen irritación de ojos,
garganta y pulmones así como
inhibición del crecimiento de las
plantas.
12. Hidrocarburos
Policíclicos
Aromáticos
(HPAs)
Combustión incompleta de casi
cualquier material orgánico.
Ejemplo: transporte.
Agentes cancerígenos potenciales
Tabla 3. Los contaminantes gaseosos y sus efectos nocivos
1.2.1 CLASIFICACIÓN DE LOS CONTAMINANTES ATMOSFÉRICOS
Los contaminantes atmosféricos se clasifican en:
- Contaminantes primarios: Son los emitidos directamente a la atmósfera
por las fuentes o focos identificables que las generan, por ejemplo: gases
de las chimeneas de las industrias; partículas de polvo acarreadas por el
viento; gases emitidos por los tubos de escape de los vehículos,
~ Contaminantes secundarios: Son los que se originan por la
transformación de contaminantes primarios al reaccionar entre ellos
mismos y/o por reacciones con los constituyentes normales de la
atmósfera, incluyendo las reacciones fotoquímicas (influencia de los
componentes del clima: viento, radiación solar, humedad, etc.). Por
ejemplo: óxidos de nitrógeno (NOx) + HC = VOC's. En presencia de
radiación solar producen agentes oxidantes fuertes como el ozono (O3)
troposférico.
La atmósfera se comporta como una gigantesca cámara de reacción en la que
una vez que se introducen los contaminantes primarios, quedan sometidos a la
dinámica atmosférica sufriendo procesos de difusión, transporte, transformación
química y física, dando como resultado una situación de contaminación
Fuente: Félix A. Manco Lozano. Química General e Inorgánica. Contaminación del aire.
-17-
atmosférica, que puede ser tan variable como lo son las propias variaciones
meteorológicas.
En general suelen considerarse los siguientes contaminantes primarios y
secundarios:
Contaminantes
gaseosos
Compuestos de azufre:
Compuestos de nitrógeno:
Óxidos de carbono:
Hidrocarburos:
Compuestos halogenados:
Contaminantes
primarios
S02l H2S
NO, NH3
CO, CO2
Compuestos C1-
C3
HF, HCI
Contaminantes
secundarios
SO3) H2SO4,
Sulfatas
NO2l Nitratos
Ninguno
Aldehidos,
cetonas, ácidos
Ninguno
Fuentes antropogéhicas
Combustión de carburantes
que contienen azufre
Combustión de N2 y O2 a alta
temperatura
Combustión
Combustión de carburantes;
refinado de petróleo; uso de
disolventes
Industrias metalúrgicas
Tabla 4. Clasificación de los contaminantes gaseosos
La concentración de contaminantes atmosféricos suele expresarse en 2 tipos de
unidades:
1) Para contaminantes gaseosos, (ppm).- Partes por millón en volumen.
Corresponde a la fracción en volumen por 106. Por ejemplo: 78,084 % en
volumen, equivale a 78.0840 ppm. Las concentraciones típicas de los
contaminantes atmosféricos gaseosos son del orden de 0,0001 % en
volumen o sea de 1 ppm. El uso de ppm como unidad de medida se debe
principalmente a las dificultades en el manejo de porcentajes tan pequeños
(algunas veces también se expresan como partes por mil millones).
El Reglamento Ambiental para las Operaciones H id roca rb u rife ras en el
Ecuador7 (Decreto 1215 de la Función Ejecutiva) establece como unidad de
medida el mg/m3.
7 Miligramo por metro cúbico seco de gas de salida a 25 °C y 101.3 kPa (presión atmosférica) y 11 % deoxigeno.
-18-
2) Para partículas y a veces también gases, (pg/m3).- Microgramos por
metro cúbico. Corresponde al peso del contaminante por unidad de
volumen de aire. La conversión entre ppm y yg/m3 depende del peso
molecular y del volumen ocupado por 1 mol de la sustancia.
1.2.2 TIPOS DE CONTAMINACIÓN
La contaminación puede clasificarse de diferentes maneras dependiendo de sus
características, de las fuentes que la producen y de su origen,
Clasificación 1. Según sus características:
• Contaminación biológica: se produce por la presencia en el aire de
microorganismos que producen efectos perjudiciales (bacterias, virus,
hongos, esporas, granos de polen, etc.). Es típica de regiones o países
poco desarrollados o con condiciones de higiene deficientes. Produce
enfermedades importantes a pesar de ser fácilmente evitable.
• Contaminación física: se produce por factores físico mecánicos
relacionados generalmente con la energía: altas temperaturas
(contaminación térmica), ruido (contaminación acústica), ondas
electromagnéticas (contaminación electromagnética, antenas de telefonía
móvil). Su principal origen son las actividades industriales, el tráfico, las
actividades de ocio, etc. Puede producir enfermedades psiconeurológicas.
• Contaminación radioactiva: se produce por las cantidades de
radionúclidos emitidas a la atmósfera por las actividades nucleares.
• Contaminación química: se produce por sustancias químicas orgánicas e
inorgánicas, tales como: aerosoles (partículas), gases y vapores que se
vierten a la atmósfera y que o no forman parte de la composición normal
del aire o están presentes en cantidades anormales. Su principal origen
son las actividades industriales y el transporte sobre todo urbano.
-19-
Clasificación 2. Según su origen:
• Contaminación natural: se produce por fuentes de contaminación de
origen natural como volcanes, efectos geoclimáticos, desiertos, fuegos,
polen, microorganismos (fermentaciones y putrefacciones, respiración de
animales y vegetales). En su producción juega un papel importante la
meteorología (acción de los vientos, precipitaciones, temperaturas), las
características topográficas y ecológicas (presencia o ausencia de masas
forestales, situación en valles o en mesetas, influencia de masas de agua,
etc.). Es imposible, o muy difícil de controlar. Las emisiones globales de
origen natural a escala mundial superan ampliamente las de origen
antropogénico. Sin embargo, en una zona o aglomeración son las
—¡5!ones locales las aue generan una proofemátíca en una ciudad o
región.
• Contaminación antropogénica: la produce el ser humano en sus
diferentes procesos productivos y actividades. Constituye el principal y más
importante tipo de contaminación. Está producida fundamentalmente por
las actividades industriales, agrarias, combustiones domésticas
(calefacciones) o de centrales térmicas, transporte (automóviles, aviones,
ferrocarriles), contaminación acústica por actividades de ocio, etc.
Clasificación 3. Según las fuentes de emisión:
En la tabla 5 se clasifican las fuentes de emisión según sean fijas, móviles o
compuestas:
Fuentes fijas
Fuentes móviles
Fuentes compuestas
Industriales
Domésticos
Procesos industrialesInstalaciones fijas de combustión
Instalaciones de calefacciónVehículos automóviles
AeronavesBuques
Aglomeraciones industrialesÁreas urbanas
Tabla 5. Clasificación de la contaminación según sus fuentes de emisión
-20-
1.3 PROBLEMAS Y SOLUCIONA
l odos los problemas' que se generan por la contaminación atmosférica
repercuten en la población de la ciudad de Esmeraldas. Deberá ser de prioridad
para la REE ejecutar proyectos de mitigación para cualquier tipo contaminante
que sea producido por éste complejo industrial. El Estado ecuatoriano garantizará
a todos los ciudadanos un entorno libre de cualquier clase de contaminante,
conforme a lo expuesto en la constitución ecuatoriana y en los reglamentos
ambientales decretados.
En nuestro país, las operaciones hidrocarburíferas están normadas por el
Reglamento Sustitutivo del Reglamento Ambiental para las Operaciones
Hidrocarburíferas en el Ecuador, mediante el Decreto No. 1215, publicado en el
-•aaisiro Oficial No, 265 del 13 de febrero de 2.001. A continuación en la tabla 6
se tiene olanteado los contaminantes atmosféricos más imoortantes en un
oroceso de refinación y sus resoectivos límites que fijó la documentación
realamentaria.
Parámetro
Material oarticuladoCvidos de azufreÓxidos de pitróaeno(NO,)WAIÜOS ae caroonoComouestos orgánicosvolátiles (COV)Hidrocarburos aromáticospolícíclicos (HAPs)
Símbolo
MPS02
Kir\
CO
r-
c
Unidad8
mg/mj
ma / mó
rng / m
mg / rrf*~~ / ~,3niy i ni
mg / m3
Valor máximo referencial
hasta31.12.2002
2002.000
500
350
70
0,01
a partir1.1.2003
1001,000
460
180
35
0,01
Fuente: Reglamento Ambiental para las Operaciones Hidrocarburíferas en el Ecuador.Tabla 6. Valores máximos referenciales para emisiones a la atmósfera
A partir de los límites máximos permisibles se establecerán los parámetros más
importantes para el monitoreo IN SITU. Si en algún caso la REE incumpliera con
el reglamento para las operaciones hidrocarburíferas, ésta se expone a que se le
8 Miligramos por metro cúbico seco de gas de salida a 25°C y 101.3 kpa (presión atmosférica) y 11% deoxígeno.
-21-
¡mpongan sanciones administrativas, y también desfavorece el entorno ecológico
del sitio, a su vez que deteriora con mayor rapidez la salud de sus trabajadores y
de los habitantes de los sectores aledaños.
13,1 IMPORTANCIA DE LA DETERMINACIÓN DE LOS NIVELES DE
INMISIÓN DE LOS CONTAMINANTES ATMOSFÉRICOS
El sistema de la contaminación atmosférica y su perfecta caracterización es una
tarea de ardua complejidad, no sólo por los diferentes elementos que hay que
considerar, sino porque nuestro conocimiento es limitado, fundamentalmente en lo
referente a los posibles efectos a largo plazo. Por este motivo es necesario
determinar con la mayor exactitud posible los valores de concentraciones de
contaminantes atmosféricos en diferentes escalas atmosféricas, la evolución de
los mismos en el tiempo y la delimitación clara de nuestra capacidad de
asimilación. El mayor conocimiento de este sistema nos permitirá la modificación
pertinente de los estándares de calidad, la adopción de medidas de mejora de
calidad del aire y la prevención en origen de situaciones de contaminación
atmosférica.
1.3.2 EL MONITOREO DE EMISIONES GASEOSAS EN LA REE
En la actualidad se muestrea las emisiones gaseosas mediante un método
manual, el cual no permite hacer las correcciones en el instante pertinente a la
relación aire-combustible.
Dicho método consiste en evaluar las emisiones gaseosas con un equipo
analizador de gases portátil (TESTO 350XL), la persona encargada del monitoreo
debe dirigirse a la chimenea, horno o caldera a monitorear y luego enviar un
reporte a la unidad de registro de datos pero, no se corrigen los parámetros
porque se han perdido algunos minutos (alrededor de 30 - 40 minutos). En
realidad ese tipo de monitoreo sólo permite tener una idea de que tan optimizada
está la planta, pero no tratar de corregir las desviaciones que pueden estar
presentándose.
El equipo que se utiliza actualmente tiene las siguientes características:
- 99 -
Testo Portable flue gas analyser 350XL
Para medición de O2) CO2) CO, SO2t NOx, Temperatura.
Para medición de contaminantes gaseosos, pero no es analizador IN
SITU, es un analizador portátil.
Figura?. El Testo 350XL
PARÁMETRO
Temperatura02
CO2
COSO2
NO2
APRECIACIÓN
0,1 °C0,1 %1 ppm0,01%1 ppm
0,1 ppm
RANGO DEMEDICIÓN
-40°C + 1.200°C0 -+25%
0 - max Voi CO2
0-10.000 ppm0 - 5.000 ppm0 - 500 ppm
Tabla 7. Especificaciones del TESTO 350XL
• Transformación de unidades para CO, NOx, SO2 y O3
Las unidades en que se obtienen en ppm se deben expresar en miligramos de
contaminante por metro cúbico de aire en condiciones normales, de acuerdo a la
normativa vigente en el país.
Se realiza la transformación de unidades de acuerdo a la siguiente fórmula:
-23-
[Ec.l]A T J.7TI
Se realiza la corrección a condiciones normales de presión y temperatura.
r* c* * se f r1,, o 1Ccr = o L -^J•* -*SC
Donde:
C = Concentración de contaminante mg/m3
Csc = Concentración de contaminante en unidades de normativa (referido
a condiciones estándar) mg/m3
A = Concentración de contaminante en unidades de medición ppm
P = Presión atmosférica media en el sitio de monitoreo 1 atm
PM = Peso molecular de cada compuesto medido g/mol
R = Constante universal de los gases 0,082 atm L / mol K
Tm = Temperatura media en el sitio de monitoreo en grados K
PSC = Presión a condiciones estándar 1 atm
TSC - Temperatura a condiciones estándar 298 K
Ejemplo de transformación de unidades para una medición de 0,02 ppm de
Ozono:
0,037777 aire
Corregido a condiciones estándar de presión y temperatura:
0,039m3 aireSC
Reportes de Monitoreo y Análisis
A continuación se publican las características de una de las fuentes de
emisiones gaseosas de la REE (ver tabla 8). La fuente monitoreada
corresponde a un horno de calentamiento de crudo de la unidad de
destilación atmosférica (C-H1), la cual prestaba todas las condiciones
necesarias para dicho efecto.
-24-
FUENTE: C-H1PERIODO: MAYO 2003 - Enero 2004
REFINERÍA ESTATAL DE ESMERALDAS
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
Enero
FECHA(a-m-d)
03-05-0703-05-1403-05-2103-05-2803-06-0403-06-1903-06-2403-06-3003-07-0803-07-2903-08-0403-08-1203-08-1903-08-2603-09-0203-09-0903-09-1503-09-2303-09-2903-10-0603-10-1403-10-2203-10-2803-11-0403-11-1103-11-1903-11-2503-12-0203-12-0903-12-1603-12-2203-12-3004-01-1304-01-2004-01-27
HORA
NRNRNRNR
09:2410:5010:5016:0609:1710:0710:3409:2109:0509:1214:1310:0910:1210:5516:1514:2410:1610:2310:3714:3014:2710:4809:4514:2110:3008:3014:1708:2810:5011:2513:39
PROMEDIO
SO2 (mg/m3)
VM1.096,121.291,461.272,381.134,361.474,651.024,691.155,331.144,20658,90
1.321,801.282,661,394,041.530,001.449,571.361,851.257,07642,87
1.265,001.418,481.517,501.697,701.471,001.226,00722,18
1.735,751.019,381.045,021.228,621.351,772.467,311,321,461.396,691.356,031.214,451.496,621.292,99
VR1.0001.0001.0001.0001.0001.0001.0001.0001.0001.0001,0001.0001.0001.0001.9001.9001.9001.9001.9001.9001.9001.9001.9001.9001.9001.9001.9001.9001.9001.9001.9001.9001.9001.9001.900
NOx (mg/m3)
VM272,41239,95196,75256,95243,27296,55278,99261,44279,21252,36261,57278,45278,00277,61262,42292,00279,00298,00228,00240,60258,30298,00258,00225,36220,23243,29238,20236,42257,48262,70251,45244,68248,97249,90261,29258,36
VR460460460460460460460460460460460460460460360360360360360360360360360360360360360360360360360360360360360
CO (mg/m3)
VM0,0015,057,0210,9026,000,000,000,000,000,000,000,000,000,009,541,16
17,000,000,000,000,000,004,3015,410,002,892,604,340,000,002,150,001,550,000,003,70
VR180180180180180180180180180180180180180180353535353535353535353535353535353535353535
VM: VALOR MEDIDOVR: VALOR MÁXIMO REFERENCJAI
Fuente de consulta: Contrato 2003010.REE
Tabla 8. Reporte de Monitoreo
25
S02
(mg'
nf)V
M
- -
- S
02(m
g'nf
)VR
NO
x(m
g'nf
) V
M
NO
x (m
g'nf
) VR
C0(m
g/n
f) V
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8. C
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nte
s m
on
ito
rea
do
s en la R
EE
-26-
• Observaciones:
E! contaminante que más inestable se comporta es el SÜ2 y será el de más
importancia para la regulación, ya que los demás contaminantes estarían
bajo los parámetros establecidos por las normas de calidad y no alterarían
el comportamiento de las personas en dicho sitio.
133 ACCIÓN PROPUESTA PARA MITIGAR LA CONTAMINACIÓN
ATMOSFÉRICA
Se ha determinado que una posible solución al problema de la contaminación
atmosférica es la del monitoreo IN SITU, éste monitoreo por ser en tiempo real,
permitirá conocer los índices de los contaminantes que se emiten y se los podrá
caracterizar para que luego se puedan tomar las acciones que permitan reducir
dichos índices.
El Monitoreo In Situ de Emisiones Gaseosas
Existen diversos métodos de control de la contaminación del aire. Estos pueden
ser métodos manuales (sistemas de muestreo que recogen muestras que deben
ser analizadas posteriormente para conocer la concentración de contaminantes
en el aire) o métodos automáticos. Los métodos automáticos, permiten llevar a
cabo un control de los niveles de inmisión de los contaminantes en tiempo real
(ver figura 9). El objetivo de un sistema de control en tiempo real es medir
continuamente las concentraciones de un número de estaciones (chimeneas de
ciertas fuentes de emisión importantes) y, basándose en estas medidas realizar
ajustes en la operación industrial a fin de conseguir una medición por debajo del
índice especificado en la normativa ambiental.
f».
-27
-
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-28-
Comentando la figura 9, se puede indicar lo siguiente:
Claramente se puede apreciar tres tipos de estaciones diferentes que nos servirán
para el monitoreo de los contaminantes atmosféricos. Cada tipo de éstas
estaciones realizarán funciones diferentes, y servirán de apoyo en distintas áreas
del proceso industrial (en el capítulo 5 veremos con más detalle las funciones de
cada tipo de estación de monitoreo).
Los equipos de campo, en éste caso los analizadores de gases son
interconectados a un bus de campo RS-485 y son interconectados con el DCS
(Sistema de Control Distribuido), el cerebro de la planta. En el DCS tenemos una
familia de controladores que operan sobre los instrumentos pasivos (válvulas,
solenoides, sensores, actuadores, etc.), en éste proyecto no se plantea la lógica
de control que se ejercerá en la planta una vez instalados los analizadores, queda
abierta la posibilidad para un posible estudio que culmine ésta parte y de ésta
manera lograr un control automático sobre la optimización de la relación
aire/combustible del proceso.
-29-
CAPITULO 2. EL ANALIZADOR DE GASES Y SENSORES
2.1 CARACTERÍSTICAS Y ESPECIFICACIONES
2.1.1. CONSIDERACIONES GENERALES
Monitorear gases peligrosos para la calidad del aire, seguridad o control de
procesos es una tarea compleja. Al contrario que con otros parámetros, en los
que las medidas son directas como voltaje, temperatura, humedad, etc., la medida
de gases es más complicada. Es por esto que, el equipo analizador de gases
deberá ser un sistema compacto y que esencialmente sea capaz de reunir las
siguientes especificaciones: buena relación costo-beneficio, de fácil
mantenimiento, total compatibilidad con el sistema DCS instalado en la REE, y
que pueda medir con precisión !a concentración de oxígeno, monóxido de
carbono, dióxido de carbono, óxidos de nitrógeno, dióxidos de azufre entre otros
compuestos importantes en la emisión de gases de combustión a la atmósfera.
2.1.2. TIPOS DE SENSORES PARA EMISIONES GASEOSAS
En el mercado la mayoría de los sensores no son específicos para un
determinado gas, sino que son sensitivos a un grupo o familia de gases. Para
seleccionar un sensor o un sistema de detección de gases y conseguir el
resultado óptimo se debe conocer los sensores disponibles y sus características
de respuesta a varios gases. Los sensores de calidad del aire en el área de
trabajo deben ser robustos, resistentes a la corrosión, aptos para lugares hostiles.
Además deben ser aptos para muchos sistemas de medida o monitorización,
económicos y tener larga vida, a la vez que se les pueda dar un mantenimiento en
operación a un bajo costo.
-30-
Los sensores para el área de trabajo se dividen en dos cate.qorías: los de
monitorización de toxicidad para la salud y los de monitorización de la
combustibilidad. La monitorización de la toxicidad necesita un sensor que sea
sensible a bajos niveles de concentración, mientras que para monitorizar la
combustibilidad se necesitan sensores para concentraciones más altas.
Normalmente los sensores más comunes que se emplean para la calidad del aire
y seguridad son: sensores electroquímicos, catalíticos, de estado sólido,
infrarrojos y detectores de fotoionización (PID).
2.1.2.1. Sensores con mecanismo REDOX (sensores electrolíticos)
En la figura 10 se indica un sensor electroquímico simple, y consiste en un
electrodo sensor (cátodo) y un electrodo contador (ánodo) separados por una
delgada capa de electrolito. El gas que se pone en contacto con el sensor
reacciona en la superficie del electrodo sensor y provoca un mecanismo de
oxidación o reducción.
Figura 10, Sensor electroquímico
Los materiales del electrodo son específicamente diseñados para ei gas al que
será sometido, luego se cataliza esa reacción, y se genera una corriente eléctrica
proporcional a la concentración del gas. No todos los sensores electroquímicos
tienen las mismas características de comportamiento y fiabilidad. Hay muchas
formas de construir sensores electroquímicos y hay muchos fabricantes a su vez.
Las características importantes de un sensor electroquímico son:
- Consume poca potencia por lo que es apropiado para unidades portátiles
que se alimentan a baterías.
-31-
- Válido para aplicaciones en las que se desee cuantificar el límite permisible
de exposición (PEL). No válido para aplicaciones en gases combustibles.
- Comparado con la mayoría de sensores, es muy selectivo para un gas
determinado. Sin embargo algunos sensores tienen poca selectividad,
dependiendo de que gas detecten.
- Su vida es normalmente de uno a tres años, aunque algunos tienen una
especificación de dosis de exposición al gas, como el sensor de amonio de
5.000 ppm/hora. Si el sensor está expuesto constantemente a 50 ppm,
tendrá una vida de 100 horas.
Los sensores electroquímicos son válidos para medir unos 20 gases en los
rangos de pocas ppm. Estos incluyen monóxido de carbono, dióxido de nitrógeno,
cloruro, sulfuro de hidrógeno, dióxido de azufre. Su utilización está limitada para
aplicaciones continuas y fijas, y para control de procesos,
2.1.2.2. Sensores catalíticos
En éste tipo de sensor, la mezcla de gas combustible no arderá hasta que
alcance una cierta temperatura de ignición*. Sin embargo ante la presencia de
materiales catalíticos, el gas empezará a arder a temperaturas más bajas. Un
sensor de gas combustible catalítico utiliza una bobina de hilo de platino
recubierto de un oxido de metal con tratamiento catalítico (ver figura 11).
Catalítico
Figura 11. Sensor catalítico
Temperatura de ignición: Es la temperatura a la cual se debe elevar una mezcla reactiva con el fin de quebajo ciertas condiciones de presión y después de un período específico de tiempo, esa mezcla se inflame.
y <-|ue (jueuen ueitjuiai una gran
gases combustibles en rangos de pocas ppm. Se pueden conseguir
diferentes características de respuesta variando los materiales de oxido de
metales, las técnicas del proceso y la temperatura de trabajo. Detecta
cientos de gases en amplios rangos.
Su simplicidad de construcción resulta en una vida de 10 a 25 años libre de
problemas. Es robusto, aguanta los choques y las vibraciones y es valido
para servicio antiexplosión.
Tiene una selectividad limitada y es susceptible a interferencias o gases de
fondo que le pueden activar y dar falsas alarmas.
Figura 12. Sensor de estado sólido
2.1.2.4. Sensores por infrarrojo (Sensor IR)
Muchos analizadores de gases, utilizan la tecnología infrarroja (IR), en la figura 13
se indica un sensor infrarrojo. La familia de los sensores IR se diseñan bajo ei
siguiente criterio: son sencillos, son robustos y útiles en la monitorización de la
calidad del aire para concentraciones de dióxido de carbono o hidrocarburos.
Figura 13. Sensor infrarrojo
-34
Los gases cuyas moléculas consten en dos o mas átomos diferentes absorben
longitudes de onda específicas de radiación IR. De esta forma las moléculas de
gas pueden ser identificadas y archivadas para su posterior identificación. La
energía absorbida de la luz IR hace que aumente la temperatura de las moléculas
de gas por lo que el aumento de temperatura es proporcional a la concentración
del gas.
Las características de los sensores IR son:
- No tiene contacto con el gas a medir. Los elementos ópticos pueden
proteger los componentes del sensor del gas. Por esto el sensor puede
medir durante largos periodos y en situaciones de alta concentración sin
fallos.
No hay envenenamiento o contaminación del sensor, combustión o fatiga
del sensor debido a larga exposición. Fácil construcción de unidades contra
explosión.
- La pérdida de señal debido a algún fallo en los componentes hará que se
active la alarma. El sensor tendrá buena respuesta y precisión mientras se
pueda mantener la lectura de calibración del gas a cero.
- Es ideal para utilizar en alta concentración de gases hidrocarburos.
También es muy efectivo en la monitorización del dióxido de carbono.
2.1.2.5. Sensores de fotoionización (PID) o ultravioletas
El detector de fotoionización (PID), utiliza luz ultravioleta (UV) para ionizar las
moléculas de gas. Puede detectar componentes orgánicos volátiles (VOCs).
Una lámpara de construcción espacial genera energía radiada UV (ver figura 14).
Esta energía ioniza las moléculas de gas. Los electrones libres resultantes
colisionan con los electrodos del instrumento, produciendo una corriente. La
magnitud de la corriente es proporcional a la concentración del gas. Los niveles
de radiación de energía de la lámpara son del orden de electrón voltios (eV),
- 3 5 -
Los niveles de energía de las lámparas son 8,4; 9,6; 10,6 y 11,7 eV. Se puede
determinar los niveles de energía dependiendo de la clase de lámpara que se
elige.
Detector de fotolonteacio
Figura 14. Sensor de fotoionización
La lámpara de 11,7 eV, por ejemplo, utiliza fluoruro de litio, por lo que detectará
gases con potencial de ionización por debajo del nivel de salida de la lámpara. El
benceno, que tiene un potencial de ionización de 9,24 eV, es detectable con
lámparas de 9,6; 10,6 y 11,7 eV.
Algunas características importantes de los PIDs son:
- Pueden detectar rápidamente muchos VOCs en niveles de concentración
bajos.
- Detecta todos los gases con potencial de ionización inferiores al nivel de
energía de la lámpara.
- La lámpara necesita limpieza frecuente por estar expuesta a la muestra,
por lo que no es práctica para utilizarla en aplicaciones de monitorización
continua. Es excelente para uso portátil o lecturas periódicas.
Los sensores que hemos analizado son las partes constitutivas de los
analizadores de gases que veremos a continuación.
-36-
2.1.3. LOS ANALIZADORES DE GASES IN SITU
Los analizadores de gases IN SITU son diseñados para obtener una medición
continua, fiable y representativa para poder realizar un control de ajuste en el
efluente gaseoso analizado. En la actualidad hay varios fabricantes de
analizadores de gases, y cada uno de ellos tiene implementado su propia
tecnología de medición. Se deberá escoger un equipo que represente una buena
alternativa para la aplicación requerida. Entre los aspectos más importantes de
estos equipos, podemos mencionar:
- Analizador in situ, es decir se ubica en el sitio, donde se necesita
monitorear el efluente gaseoso.
- Medición en tiempo real.
- Medición simultánea, hasta 6 gases, entre los cuales, CO, CO2) NO, NO2,
NH3l HCI, H2O, SO2.
A continuación examinaremos cada uno de los analizadores de gases que se
pudo tener acceso a su información técnica de operación.
2.1.3.1. El Observer E6200 10
Es un equipo proporcionado por el fabricante OLDHAM, diseñado especialmente
para ser un aporte valioso en el control de las emisiones atmosféricas y en el
ajuste del proceso de combustión.
Su principio de medición se basa en la espectroscopia de absorción óptica
diferencial (DOAS) IN SITU, el proceso de medición se puede resumir en los
siguientes pasos: la fuente infrarroja emite un rayo luminoso modulado. Este rayo
atraviesa en doble sentido el fluido que se quiere analizar. Durante este trayecto,
las moléculas de los diferentes compuestos gaseosos absorben la radiación a una
longitud de onda característica. Una cuantificación espectral de la intensidad
luminosa permite determinar, mediante la ley de Beer-Lambert, la concentración
de estos compuestos. La señal es enviada al sistema electrónico de control de
_:ns. ^n sste oroceso no soio aue ooaemos analizar un soio comouesio aei aas
10 Fuente: Data sheets proporcionadas por e! fabricante OLDHAM SA fwww.oldham.fr').
- 3 7 -
sometido, si no que simultáneamente alcanzamos a cuantificar hasta 6
compuestos diferentes, además tenemos otras ventajas como:
• Integración al sistema de adquisición de datos de la medición de la
concentración de oxígeno, haciendo innecesario la adquisición de un
sistema suplementario. Se podrá añadir al sistema un sistema de medición
de partículas.
• Alta precisión en las mediciones.
• Excelente representatividad, mejor que con el sistema extractivo.
• Respuesta muy rápida del sistema.
• Calibración automática interna.
• Compensación automática de la temperatura del efluente gaseoso.
• Posibilidad de controlar (vía software) hasta 2 Emisores / Receptores con
una sola Unidad de Control y de medición.
• Transmisión y tratamiento numérico de las señales para evitar las
perturbaciones.
• Mantenimiento reducido.
La utilización de dos longitudes de onda, una donde se produce la absorción del
gas y otra de referencia donde no se produce absorción, permite eliminar las
variaciones y características ambientales del entorno de la medición.
Efectivamente, si:
X = Longitud de onda a la que el gas absorbe.
Xo = Longitud de onda de referencia.
! = la intensidad de la señal reflejada, está asociada con la longitud de onda X.
lo = la intensidad de la señal reflejada, está asociada con la longitud de onda Xo.
X y Xo, son emitidas casi de forma simultanea, las características del medio donde
se realiza la medición no pueden tener variaciones y estar afectadas de la misma
forma que las dos señales reflejadas 1 e lo. Como ejemplo, sea e, el coeficiente de
influencia ligado a las características del medio. La medición se deducirá de la
relación entre las dos señales, en:
- 3 8
Se elimina el efecto debido a las características del medio y su evolución en el
tiempo.
La transmitancia11 T se calcula con la fórmula de Beer-Lambert:
r „ ,qp _ A med -«07 \ „ A \ — — -~ &
/ „-re/
Donde:
/re/ = Intensidad de referencia
Imed - Intensidad medida
a = Coeficiente de atenuación
C = Concentración del gas
/ = Trayecto óptico
En la figura 15 se observa el analizador Observar E6200 desde su interior y se
puede identificar claramente sus partes constitutivas.
En la figura 16 podemos observar el recorrido que hace el haz de luz que es
proyectado por !a fuente infrarroja hasta que llega al fotodetector (sensor IR).
11 Transmitancia: Se define como la relación de intensidades de la radiación no absorbida y de la radiaciónincidente, o dicho en otras palabras, es el poder de radiación con respecto a la muestra testigo.
-39
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^-ni
ed '
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[Ec.
5]
-43-
El Observer E6200 se proporciona también con un paquete computacional que se
encarga de realizar reportes de medición de los analizadores en funcionamiento,
realizar cálculos estadísticos, reportes de alarmas, opciones de configuración y
operaciones de mantenimiento de los analizadores, entre otras funciones (ver
figura 17).
. Setup E6200
Fie £dH Páramelas tvjeaiufements Anacer Sécurty Martenance Supervisión Toolt Windows He
;MTbt Catear. H3ELI
O INO OUT
O F'oíd
O Chaud
Enctassement [%
|E6200 ]Patam: ¡UesLin* 'JMeasíj
Figura 17. Software de configuración del Observer E6200
El Observer E6200 está conformado por los siguientes elementos:
- Un emisor / Receptor.
- Un retro-reflector.
- Un generador de aire.
- Unidad de control con PC y software de supervisión.
- Opcionalmente;
Sistema de medición de flujo integrado a la PC de supervisión.
Sonda de medición de Temperatura, Oxígeno, etc.
-44-
Unidad central de control (PC de supervisión)
Esta unidad gestiona las mediciones y parámetros de uno o dos emisores
/receptores.
Generalmente se instala en una sala de control, y conectada a cada emisor
/receptor mediante una RS-485 - 422 (distancia máxima 1 Km).
La unidad central de control está formada por:
- 12 bornes de salidas analógicas 4-20 mA o 0-5 V. Cada salida puede estar
relacionada a la medición de un gas o a cualquier otro parámetro (valores de cero,
de calibración, de ganancia, temperatura etc.).
- 8 bornes de salidas de relés desglosados de la siguiente manera:
-1 contacto: Generador de caudal insuficiente.
-1 contacto: por defecto de comunicación con el emisor / receptor.
- 1 contacto: de alarma.
- 1 contacto: calibración interna incorrecta.
- 1 contacto: auto-cero interno en curso.
-1 contacto: auto-calibración interna en curso.
-1 contacto: calibración en curso.
-1 contacto: resultados incorrectos de los controles internos.
- 8 entradas analógicas.
Las principales funciones de la PC y software de supervisión (todos incluidos en la
oferta) son:
- Tratamiento de la señal de los Emisores / Receptores.
- Lectura de los resultados de las mediciones y del estado de los Emisores /
Receptores.
- Modificación de los parámetros de inicialización.
- Desactivación de las alarmas altas y bajas.
Interfaces con periféricos: sensores (incluso el de Temperatura existente),
impresora, registradores, entre otros.
- Modem.
Impresora.
122.1.3.2. ElUltramat23
Los analizadores de gases de Siemens se utilizan desde hace más de 30 años en
procesos industriales y son reconocidos por su calidad, confiabilidad y exactitud.
Los componentes de medida típicos son O2, CO, CO2, SO2| NO y diferentes
hidrocarburos. Con soluciones para la mayoría de aplicaciones: montaje en
bastidor o en campo, soluciones para áreas explosivas, alta resistencia a la
corrosión de las partes en contacto con el gas, comunicación vía PROFIBUS-DP/-
PA opcional.
Figura 18. El Ultramat 23
La serie 6 incluye al ULTRAMAT 6, basado en el principio de medida infrarrojo no
dispersivo (NDIR) y el OXYMAT 6 basado en el principio paramagnético. Ambos
equipos cumplen con los requisitos de la industria química.
El ULTRAMAT 23 (ver figura 18), es un analizador de gases de bajo costo y altas
prestaciones, es un analizador NDIR multicomponente para aplicaciones
estándar, por ejemplo vigilancia de emisiones. Su singular ventaja es la función de
calibración automática integrada, la que hace que sólo sea necesaria una vez al
año la verificación con gases de prueba.
Aplicaciones típicas:
- Supervisión de emisiones en plantas de energía y plantas incineradoras.
12 Fuente: Data sheets proporcionadas por el fabricante SIEMENS (www.siemens.com/fielddevices1.fwww.siemens.com/processautomationV
-46
- Control y optimización de hornos y quemadores.
- Supervisión de la atmósfera en procesos de tratamiento térmico.
- Análisis de gas de proceso en plantas químicas y petroquímicas.
- Supervisión de seguridad en procesos críticos.
- Análisis de gas en la producción de acero.
- Supervisión de hornos en plantas de cemento.
Comunicación:
La operación de los analizadores se realiza a través de menú y cumpliendo con
las recomendaciones NAMUR. La operación remota de todas las funciones y
parámetros es estándar. El paquete de software SIPROM GA permite el servicio
remoto y las acciones de mantenimiento preventivo de los analizadores. Junto con
la interfase PROFIBUS DPI PA y el software SIMATIC PDM forman una parte
integral del concepto Totally Integrated Automation de Siemens.
2.1.3.3. El FGA1113
El analizador de emisiones continuas FGA" es fabricado por Land Instruments
International, y usa la Tecnología Avanzada de Sensor Doble - Advanced Dual
Sensor Technology (ADST) para medir componentes específicos de un flujo de
gas.
Esta técnica experimental asegura una operación a largo plazo estable con alta
precisión y muy baja desviación. Ingeniada para fácil mantenimiento y
empaquetado para ambiente industrial, la serie de analizadores FGA son de
instalación simple y libre de problemas en operación.
En la figura 19 se muestra al analizador FGAII de Land Instruments International y
todos sus módulos componentes.
En la figura 20 podemos observar la carcasa modular del analizador FGA".
13 Fuente; Data sheets proporcionadas por el fabricante Land Instruments Internacional(www. I a n d ín st. co m/co m b)
-47-
Figura 19. Los módulos componentes del FGA
Figura 20. Carcasa del FGA"
Características:
- Múltiples gases en un solo analizador.
- Técnica de medida ADST.
Opción de calibración automática.
- Sistema modular flexible de I/O, usando el esquema de riel DIN.
- Sistema de administración de muestra de gas completo.
• Control remoto y sonda de muestra de monitoreo.
• Sistema acoplable al campo.
Beneficios:
• Sistema totalmente integrado en una caja compacta - no requiere
componentes adicionales.
• Totalmente configurable - para encontrar el requerimiento exacto del
usuario.
• Instalación simple - ubicar el analizador en cualquier parte.
• Bajo mantenimiento - no se requiere habilidades de especialista.
• Probada confiabilidad y exactitud de medida - capaz de monitorear niveles
muy bajos.
• Armazón de acero inoxidable resistente a las variaciones climáticas - no se
necesita de cabinas especiales.
• Medición total de NOx (NO + NO2) - sensores separados para monitorear
verdaderamente NOx.
El FGA" es un sistema analizador de gases de muestreo extractivo, que opera con
varios gases simultáneamente. La sonda de muestreo condiciona el flujo de gas,
dando un muestreo más limpio, seco y fresco para el analizador.
El analizador entonces controla precisamente la velocidad de flujo y la presión de
la muestra de gas múltiple. Cada sensor se alimenta alternativamente con aire y
muestra de gas. Los sensores generan una salida eléctrica proporcional al
componente específico de gas. Un microprocesador lee los voltajes, y las
concentraciones de gas correspondientes se muestran sobre el LCD.
2.1.3.4. El Sistema OPSIS 14
Éste analizador de gases es proporcionado por el fabricante OPSIS. Es un
analizador de emisiones gaseosas IN SITU, diseñado para preservar de mejor
manera el medio ambiente. Como principio de funcionamiento se basa en la
técnica de espectroscopia de absorción óptica diferencial (DOAS). El sistema no
14 Fuente; Data sheets proporcionadas por el fabricante OPSIS (www.opsis.se)
-49
es afectado por los gases, temperaturas y demás partículas que se producen en
un proceso industrial. Tiene la capacidad de monitorear varios gases
seleccionados por el usuario en tiempo real y proporciona buena velocidad de
respuesta para el control de las señales. Los equipos de OPSIS proporcionan
niveles altos de precisión, confiabilidad y captura de datos.
Entre las características más importantes del sistema podemos anotar:
- Alto desempeño, monitoreo de apilamiento cruzado.
- Sistema para múltiples gases y por ende multitrayectoria.
- Combina los beneficios de la tecnología IR (infrarroja) y la UV (ultravioleta).
- No necesita extracción de muestra.
- Buena calidad en ambientes industriales.
- Fácil calibración.
- Bajo mantenimiento.
- Aprobado internacionalmente,
- Cientos de equipos instalados en el mundo.
En la figura 21 se indica el recorrido óptico del haz de luz que utiliza en el
analizador de OPSIS.
Figura 21. Técnica DOAS en funcionamiento
- 5 0 -
En la figura 22 observamos la interconectividad del analizador con la fuente
emisión.
. CSZ,slyrene, píieno!.rormokJehytíe ele
Figura 22. Conectividad del sistema OPSIS
En la figura 23 podemos observar como sería la funcionalidad de un solo
analizador de gases, operando sobre dos fuentes de emisión.
'ower stippíy suppíy
MulUploxer
__Anníyitor
Figura 23. Configuración de conexión entre un analizador y los
emisores/receptores del sistema OPSIS
2.1.4. ESQUEMA GENERAL DE INTERCONEXIÓN PARA UN ANALIZADOR
DE GASES EN LA REFINERÍA ESTATAL DE ESMERALDAS
El sistema analizador de gases, tendrá aproximadamente el siguiente esquema
de operación:
.Emisor
CHIMENEA
Receptor
Analizador
PC de usuariodoeportes
i r
Sistema TDC3ÜOOX
DCS-REESala de Control
Figura 24. Esquema general de la operatividad del analizador de gases en fuentes
fijas de combustión
• El equipo receptor de un analizador de gases infrarrojo debe ser muy
sensible para poder determinar la mínima variación en una medición y de
rápida respuesta para no retardar la medición, para llevar la información
hacia el analizador se usa por lo general fibra óptica, para que la señal
llegue de la mejor manera posible y sea cuantificada con una precisión más
alta.
E! analizador se encarga de cuantificar las señales y procesarla para
generar las mediciones. En el caso del uso de infrarrojo, consiste en celdas
ópticas calibradas que por comparación dan una medición para cada gas,
dependiendo de la potencialidad del equipo se podrá muestrear 2, 3, 4, 5 o
hasta 6 gases de forma simultánea. Se deberá contar con interfaces de
comunicación serial estándares para poder establecer un enlace remoto
con una PC de usuario, a través del sistema DCS de Ja saja de control.
Éste equipo deberá estar en un sitio seguro y en condiciones ambientales
muy cómodas, pudiendo estar muy alejado del sitio mismo en donde se
efectúa la medición.
* « E l analizador de gases 1N SITU debe poder monitorear los gases de
combustión que se generan en la REE, tales como: SO2, NOx, CO, VOC's,
HAP's en el rango de unas pocas ppm (O ppm) hasta unos 5.000 ppm.
• La velocidad de transmisión serial para el analizador debe de ser en el
rango de los 300 bps hasta los 115.200 bps, que son las velocidades que
se manejan en el DCS, preferentemente 9.600 bps.
• Observaciones:
- Por tanto necesitaremos un equipo que para el efecto de realizar el
monitoreo continuo de las emisiones gaseosas, estén basados en la
medición infrarroja, ultravioleta, espectrofotometría o electroquímica.
- Con este analizador de combustión, podríamos determinar la
eficiencia de combustión, modificarla para optimizarla eficazmente y
determinar los parámetros que se emiten a la atmósfera para poder
controlarlos.
A continuación se presenta una tabla comparativa de los analizadores expuestos
anteriormente con sus características principales (ver tabla 9).
- 5 4 -
Del cuadro comparativo se puede notar que el equipo que presenta una mejor
resolución en la medición y un tiempo de respuesta más corto, es el OBSERVER
E6200, además nos proporciona una variedad en cuanto a las interfaces de
comunicación disponibles, éstas son: lazo de corriente 4-20mA, RS-485 y RS-232
ó modem. Debido a éstas características el equipo seleccionado para instalarse
en la REE sería el OBSERVER E6200.
También es apropiado mencionar que el OBSERVER E6200, es un equipo
reconocido mundialmente y se lo ha instalado en muchas refinerías de Europa y
en Sudamérica se lo ha instalado en Chile y posiblemente en Perú, en donde se
obtuvieron buenos resultados.
2.2 INTERFACES DE COMUNICACIÓN DISPONIBLES
El equipo seleccionado, deberá proporcionar varías interfaces para el
almacenamiento de los datos y para la telemetría en general.
La ¡nterfaz para la adquisición de los datos debe ser muy robusta (considerar
medio industrial) y de buen desempeño a elevadas temperaturas. Debería haber
la posibilidad de que se pueda implementar la comunicación de éste equipo con la
sala de control por cualquier método (comunicación serial con o sin PLC, y con
lazo de corriente).
El enlace con el sistema DCS se lo realizará a través de la interfaz RS-485, que
provee una comunicación serial y está definida como interfaz estándar para los
dispositivos de campo en ambiente industrial, generalmente éste tipo de interfaz
en la REE soporta el protocolo de comunicación MODBUS.
Adicionalmente se puede indicar que además de la interfaz RS-485, se debería
tener presente la opción de la interfaz RS-232, pero ésta posibilidad no es tomada
en cuenta por e! alcance máximo que proporciona para el enlace (15m) y también
por que es una interfaz desbalanceada, esto significa que el ruido es un factor
muy determinante para ésta comunicación y considerando que se trata de un
entorno industrial, queda prácticamente sin fuerza esta opción. Como la PC, es
una computadora de usuario, también se podría implementar ésta comunicación a
través de módems, pero en este caso sería un poco más costosa ésta
implementación.
2.2.1. LA INTERFAZ, RS-485
Su ventaja inicial es la de permitir velocidades de transmisión cercanas a 1 Mbps,
así como longitudes de la línea de hasta 1.200 metros. Además permite el
alargamiento de la red en otros 1.200 metros al insertar un repetidor RS-485 en la
línea.
También tiene otra característica muy importante en ambientes industriales,
puede soportar hasta 32 nodos (equipos emisores/receptores) conectados por
cada segmento de red. Estos distintivos lo hacen muy adecuado para el trabajo
sobre aplicaciones industriales.
Dentro del estándar RS-485 existen dos variantes de configuración de
comunicación, una de las cuales es la conocida como 4D-RS-485. En este caso
se mantienen por separado los pares de cables de recepción y transmisión. Las
únicas señales que son necesarias para transmitir se muestran en la tabla 10.
NombreTXD(-K}TXD(-)RXD(+)RXD(-)TIERRA
FunciónTRANSMISIÓN DE DATOS (SALIDA +)TRANSMISIÓN DE DATOS (SALIDA -)RECEPCIÓN DE DATOS (ENTRADA +)RECEPCIÓN DE DATOS (ENTRADA -)
TIERRATabla 10. Señales utilizadas en la conexión 4D-RS-485
De este modo la configuración de conexión queda de la siguiente manera:
-56-
EquipoPrincipalTHO C-KJTttD C-3RHD C+DRttQ C-0TIERRR
,
Ampliación hasta30 equipos
<-*-*
EquipoSecundario
RHG C*DRHQ C-DTttC t>3THD C-D
T1ERRR
->-*
KquipoSecundario
RHO C-»-3RHD C-3THD C+DTHO C-DTÍERRR
Figura 25. Conexión 4D-RS-485
La segunda forma de configuración de comunicación es el estándar 2D-RS-485,
que generalmente es el que más se lo aplica. En este caso se elimina uno de los
pares transmisión/recepción. Se utiliza una sola línea de transmisión balanceada
bidireccional. Las características físicas de la línea se mantienen (longitud y
velocidades de transmisión admisibles). La diferencia con el anterior es que los
dispositivos deben conmutar entre modo receptor y modo transmisor, para evitar
que varios dispositivos emitan información simultáneamente.
Las señales necesarias en este caso son las mostradas en la tabla 11.
Nombre
TXD/RXD(+)TXD/KXDC-)
TIERRA
Funciones o
TRANSMISIÓN DE DATOS (SALIDA +)TRANSMISIÓN DE DATOS (SALIDA -)
TIERRATabla 11. Señales utilizadas en la conexión 2D-RS-485
El esquema de interconexión entre los equipos debería establecerse como se
muestra en la figura 26.
-57 -
t
EquipoPrincipal
TttO / RHC C+]THD /RHO [-]
TIERRR
Ampliación hasta30 equipos
4 , — t
A 1-" — *
1
---»
_ „ h
EquipoSecundario
THD / R H Q O 3THD /RHD M
TiERRP,
EquipoSecundario
THG / R H O C + ]THD /RHD C-3
TIERRñ
Figura 26. Conexión 2D-RS-485
En ambos modos de configuración de la RS-485 la tierra es opcional, ésta debería
utilizarse en conexiones donde puedan existir interferencias.
2.2.2. LAZO DE CORRIENTE 4-20mA
El lazo de corriente 4-20 mA, también es una opción que se utiliza para las
comunicaciones entre equipos industriales. De hecho es enviar una señal
analógica a través de un lazo de corriente con un par de cables trenzado, sobre
una distancia de hasta unos 3.000 m. En la figura 27 se muestra una comparación
entre los niveles de voltajes de un circuito RS-232 y un circuito lazo de corriente.
+15 volts
+ 3 volts
-15 volts
SPACE
o volts Transist ion reg'rorr- 3 volts
MARK
RS-232 Circuit
Flow of 20-mA current¡s interrupted
20-mA cu r ren tf lows in circuit
20-mA circuit
Figura 27. Comparación de niveles de voltaje de RS-232 y lazo de corriente de 4-
20mA
58-
Un valor de 4 mA corresponde a un "O" (cero lógico), mientras que un valor de
20 mA corresponde a un "1" (uno lógico). Se usa 4 mA y no O mA, para detectar
con O mA un corte en la línea de transmisión. El lazo se alimenta típicamente con
24 V y se pueden conectar hasta 4 dispositivos en un mismo lazo.
2.2.3. CONEXIONADO DE EQUIPOS DE CAMPO CON EL DCS EN LA REE
En la REE las señales que ingresan o que salen del Sistema de Control
Distribuido (DCS) son de dos tipos: digitales o analógicas. Las señales analógicas
son las más ampliamente utilizadas porque está acoplada con un tipo de interfaz
muy sólida y bastante probada como lo es el lazo de corriente de 4-20 mA. Las
señales digitales para los equipos de campo por lo general vienen con la interfaz
RS-485 ó RS-422, dependiendo de su aplicación, para los dos tipos de señales
se tiene un esquema de configuración de conexión idéntico, lo que cambia es su
tratamiento.
DCS
FTAsLMs
^
Regleta
Instrumento 01
Instrumento 02
Instrumento 24
Figura 28. Interconexión entre el campo y el DCS en la REE
2.3 SOFTWARE DE COMUNICACIÓN Y CONTROL
El software de comunicación que trae incorporado el analizador debe ser
orientado a suplir las necesidades de interconexión con el TDC3000X de tal forma
-59
que se pueda soportar la adquisición de datos, manipulación de alarmas, el
tratamiento de la información y la generación de reportes, adicionalmente la
opción de telemantenimiento para la calibración de los sensores o celdas ópticas
del analizador de gases también será requerida.
Debido a que cada fabricante maneja por separado la concepción de sus equipos,
habrán diversas formas para poder hacer el trabajo de la adquisición de datos
para la unidad de control, esto significa que para poder desarrollar ei software de
adquisición de datos que se ejecute en la máquina que realiza el control, se
debería conocer el equipo analizador de gases en detalle, es decir conocer todas
las formas de comunicación del equipo, y su protocolo, y el tratamiento de la
información. Por esta razón, se pretende que el equipo analizador de gases sea
proporcionado con su respectivo software de adquisición de datos, luego de esto,
verificar su correcto funcionamiento, puesta en marcha y su calibración.
2.4 FORMAS DE INSTALACIÓN
La instalación del equipo analizador de gases dependerá del diseño de los
puertos de muestreo que tengan cada una de las chimeneas, pero en definitiva
éstas deben cumplir con el requisito impuesto en la normativa 1215 que regula
éste parámetro.
• Selección de los Puertos de Muestreo15
El diseño se basa en los siguientes criterios:
- Los puertos de muestreo deberán estar ubicados en secciones
rectas del conducto, a una distancia de por lo menos ocho veces el
diámetro de la chimenea o ducto, después de la última perturbación
y/o dos diámetros antes de la siguiente o de la salida del ducto.
15 Fuente: Registro Oficial No. 265 del 13 de febrero de 2.001
Fuente: OLDHAM SA. Implementación del OBSERVER E6200.
-62-
CAPÍTULO 3. SELECCIÓN DE LA TECNOLOGÍA DETRANSMISIÓN A UTILIZARSE
El propósito general en éste apartado es el de determinar cuál será la tecnología
o la técnica de transmisión a ser utilizada en ésta aplicación.
Es sumamente importante conocer la funcionalidad del sistema de control
distribuido y sus formas de interconexión. Analizar en detalle al sistema
TDC3000X de la REE sería demasiado extenso, ya que contiene una serie de
equipos que operan su gestión.
3.1 ESTUDIO GENERAL DE LAS POSIBLES FORMAS DECOMUNICAR LOS EQUIPOS
El nuevo nivel de control en la REE se lo definió bajo el esquema del control
distribuido conocido como DCS (Sistema de Control Distribuido), que a
continuación se lo detallará.
3.1.1 EL DCS (SISTEMA DE CONTROL DISTRIBUIDO)
El DCS (Sistema de Control Distribuido), se lo implemento en la REE con la única
finalidad de mejorar el nivel de control del proceso de refinación. Como su nombre
lo indica, el control distribuido hace referencia a un repartimiento o división de
todo el trabajo de control, en grupos o sectores para que de esta manera el
sistema tenga un desempeño mucho más rápido y más organizado.
El DCS en forma general tiene las siguientes características de aplicación:
- Orientado a aplicaciones con gran carga de operaciones analógicas
(control continuo)
- Utiliza un lenguaje de programación estándar (lenguaje FORTRAN o
lenguaje C) y la configuración es amigable
- Proporciona una buena ¡nterface hombre-máquina (interfaz gráfica)
El hardware que utiliza es de tipo 'cerrado'
-63-
La comunicación entre los diferentes equipos es a través ae reaes
estándares
Los niveles de control que proporciona, alcanzan hasta las siguientes funciones o
elementos:
- Sensores de control final
Instrumentación y control con servomecanismos
- Mantenimiento y supervisión
- Control general de la refinería y optimización del proceso
- Administración de la producción, planificación de las tareas de aplicación
Para una mejor organización del sistema, el DCS está divido en 3 subsistemas,
que son:
a. Sistema de Control de Administración (MCS)
b. Sistema de Control de Proceso (PCS)
c. Sistema de Control de Seguridad (SCS)
a. MCS;
El MCS se encarga de la planificación y organización de la producción, es decir:
- Balance de volumen de los productos
- Organización de mantenimiento
- Entrenamiento a nivel de operador e ingeniería (Off line)
Además, también se encarga de la administración de la refinería.
Los elementos más importantes con los que cuenta el MCS son los siguientes:
'- Computadores Master (Servidores)
- Estaciones de trabajo
- Computadoras Personales (PC)
- Infraestructura de Red (Ethernet o igual)
-64-
b. PCS:
Es el corazón del sistema de control, ejecuta todo lo referente al control de las
variables indicadas y físicamente constituye el 'backbone de la red de control'. Las
funciones son realizadas en base a:
- Controlador Lógico Programable (PLC)
- Controiador Lógico Programable de Alta Confiabilidad (HRPLC)
- Controlador de Proceso de Alto Desempeño (HPPM)
- Controlador de Aplicación Avanzada
- Interfaces de entrada/salida analógicas y digitales
- Puentes (Bridges)
Redes de datos
La infraestructura del backbone es redundante para garantizar el procesamiento
de las señales que entran o salen del sistema.
Los elementos que la constituyen son:
Estaciones de trabajo
- Controladores de proceso
- PLC's
- Módulos de Historia
- Controladores de aplicaciones avanzadas
- Interfaces de entrada/salida
- Controladores de redes
- Transmisores Inteligentes
c. SCS;
Se encarga de informar o parar automáticamente la refinería ó parte de ésta, en el
orden establecido, para reducir la consecuencia de incidentes detectados.
El SCS también se encarga de:
- Poner en servicio el equipo de protección asociado para ésta detección
- Informar al operador en la sala de control de alguna detección y qué acción
se ejecuta
-65-
- Da instrucciones o información para el PCS y MCS, dependiendo del
incidente
- Controlar todo equipo dedicado para garantizar su ejecución o parada, abrir
o cerrar válvulas, etc., de acuerdo al proceso de seguridad de la planta
Físicamente está constituido por:
- HRPLC
- Apagado de emergencia
- Sensores de seguridad
- Detectores de fuego y gas
- Equipo de seguridad
En la figura 31 se observa la arquitectura típica de un sistema de control
distribuido, y en la figura 32 se indica la forma de la topología de dicho sistema.
ÁREA DECONTROL
FuertesTarjetas de ControlTarjetas de EntradaTarjetas de Salda1 raería se sLO
TermiradoresRegleíeros
4-20 mA
Figura 31. Arquitectura típica de un DCS
-66-
Figura 32. Topología de un DCS
Como ya se mencionó antes, el DCS es operado en la REE por el sistema
TDC3000X, que lo proporcionó el fabricante Honeyweil, a continuación se describe
funcionalmente éste sistema (ver figura 33).
3.1.2 ELTDC3QOOX 17
Figura 33. Sistema de control distribuido
17 Fuente: Manuales de implementación del TDC3000X, proporcionado por el fabricante Honeyweil.
-67.
AdditionalLCN Modules
lai ¡ules LCN
UNIVERSALCONTROLNETWORK
Subsystem
D Remotel/O
Smartline 3000
Figura 34. Arquitectura del TDC3000X
En la figura 34 podemos ver la arquitectura de un sistema de control distribuido
implementado por el fabricante Honeywell. En ella se pueden distinguir
claramente 3 vías o redes de comunicación, dos de las cuales son alta velocidad
de transmisión (5 Mbps), conocidas como: RED DE CONTROL LOCAL (LCN) y
RED DE CONTROL UNIVERSAL (UCN), la otra vía de comunicación es de baja
velocidad de transmisión (250 Kbits/seg), conocida como DATA HIWAY.
En la LCN se encuentran conectados los equipos de la sala de control, tales
como: los módulos e interfaces (gateways), los cuales constituyen los nodos de la
LCN. En la Data Hiway y la UCN se conectan los equipos de entrada/salida del
proceso. Todo el trabajo de control y adquisición de datos se lo realiza, tanto en
los dispositivos de la Data Hiway como en los dispositivos de la UCN. Cada
dispositivo cuenta con los elementos electrónicos necesarios para realizar las
labores asignadas en forma independiente de los demás equipos conectados a la
red, esto es precisamente una ventaja de las redes de control distribuido.
En la LCN también converge toda la información de las redes Data Hiway y UCN's
conectadas a ésta. La información es entregada al operador a través de las
estaciones de operación (conectadas a la LCN), que se conocen con el nombre
-68
de Estaciones Universales (US). Mediante estas estaciones el operador puede
conocer el estado del proceso, el estado del sistema y puede operar la planta.
Dado que en el nivel de la LCN se cuenta con la información de toda la planta,
resulta el lugar apropiado para realizar funciones de control superior (control
supervisor, control avanzado, etc.) y manejo de información histórica, es así que
el sistema cuenta con módulos adecuados que permiten efectuar esta labor.
Los equipos externos al sistema pueden ser conectados a éste a través de
interfaces orientadas a la integración con otros sistemas, por ejemplo la interfaz
PLC GATEWAY (PLCG), entre otros.
1 e3.1.2.1 Redes de comunicación
3.1.2.1.1 Red de Control Local (LCN)
En ésta red se recopila toda la información de la planta, es decir que se recolecta
la información proveniente desde los instrumentos instalados en el campo, a
través de otras redes de comunicación, y se reciben las solicitudes de petición de
información de los operadores a través de las US. En la LCN todos los datos de
proceso provenientes de las redes conectadas a ésta, estarán disponibles para la
operación, control, historia, y funciones administrativas. En ésta red se puede
realizar estrategias de control avanzando y un manejo centralizado de la
información.
Las características más importantes de la LCN son:
Sistema redundante de comunicación
- Velocidad de transmisión de datos de 5 Mbps
- Protocolo de comunicación de Token Passing
- Permite conectar hasta 20 redes de comunicación (UCN o Data Hiway)
Los equipos más utilizados, que se conectan a la LCN son:
18 Fuente: Manuales de ¡mplementación del TDC3000X, proporcionado por el fabricante Honeywell.
-69-
- Estación Universal (US)
- Hiway Gateway (HG)
- Módulo Interfaz de Red (NIM)
- Módulo de Historia (HM)
- Módulo Computador (CM)
- Módulo de Aplicación (AM)
3.1.2.1.2 Red Data Hiway
La red Data Hiway es una versión antigua de la UCN pero realiza la misma
función. Ambas son redes de comunicación. La Data Hiway se comunica a la LCN
a través del dispositivo HG, y tiene una velocidad de transmisión de datos de
256 kbps. En la figura 35 observamos la arquitectura de la red Data Hiway.
Entre los principales equipos que se conectan a la Data Hiway se tiene:
- El Controlador Básico (BC)
- El Controlador Multifunción (MC)
- La interfaz a los Controladores Programables (DHP)
- Las Unidades de Adquisición de Datos (HLPIU, LLPIU, LEP1U)
H IflSVfñ
HWftYB
Figura 35. Arquitectura de la red Data Hiway
- 7 1 -
Gestionador de Proceso (PM) y su versión mejorada Gestíonador de
Proceso Avanzado (APM)
Gestionador Lógico (LM)
3.1.2.2 Dispositivos de la LCNL*)
3.1.2.2.1 Hiway Gateway (HG)
DÍ.1>_CQ.TVHUOQT
Figura 37. Diagrama funcional de una HG
Este equipo está encargado de comunicar la LCN con la Data Hiway, realizando
el cambio de protocolo de comunicación necesario para permitir un intercambio
eficiente de información. La HG realiza una función de conversión y Idealización
de los datos, es capaz de detectar qué dispositivo está enviando la información en
un momento determinado (ver figura 37). La HG permite accesar hasta 3.000
puntos de proceso.
5.7.2.2.2 Módulo Interfaz de Red (NIM)
La NIM es un equipo equivalente a la HG en las funciones que realiza, sin
embargo difiere con la HG en que ésta interfaz es capaz de manejar 8.000 puntos
en vez de los 3.000 anteriores. La NIM permite trasladar los datos de proceso,
comandos del operador y estados del sistema entre los dispositivos de la UCN y
la LCN. Almacena también, parte de la base de datos de la configuración vigente
en los equipos conectados a la UCN.
19 Fuente: Manuales de ¡mplementación del TDC3000X, proporcionado por el fabricante Honeywell.
-72 -
3.1.2.2.3 EnhcmcedPLC Gateway (EPLCG)
Permite un enlace directo entre la LCN y las redes de Consoladores Lógicos
Programables (PLC). Puede también, enlazar otros dispositivos que utilicen el
mismo protocolo de comunicación tales como subsistemas de monitoreo de
vibraciones y analizadores,
3.1.2.2.4 Estación Universal (US)
La estación universal corresponde al nodo de la LCN destinado a servir de
interfaz entre el usuario (operador) y el sistema TDC3000A (ver figura 38).
Figura 38. Estación Universal (US)
La US está compuesta por los siguientes elementos:
- Monitor de Video
- Teclado de Operador: es un teclado de membrana de 149 teclas con
realimentación audible
- Sistema Touch Screen: consiste en una serie de sensores infrarrojos
localizados en el contorno de la pantalla, que hacen que esta sea sensible
al tacto
Modulo Electrónico: módulo donde se aloja toda la electrónica que maneja
la estación universal
- Teclado de Ingeniero: es un teclado opcional portátil similar al teclado de
los computadores personales que permite realizar la configuración del
sistema
- Periféricos: son los dispositivos electrónicos opcionales, tales como: unidad
de disco, impresora y registradores
3.1.2.2.5 Módulo de Historia (HMj
El HM realiza tres grandes funciones en el sistema TDC300CT, éstas son:
- Almacena el software del sistema
- Almacena la base de datos de todo el sistema, es decir, la configuración
- Realiza el registro histórico de variables, pudiendo acumular hasta un año
de información comprimida
El HM puede configurarse con discos redundantes, de tal forma que puede tener
2 unidades de disco duro, sincronizadas, y almacenando en forma simultánea la
misma información. Los eventos del proceso y del sistema también son
almacenados históricamente, tales como el registro de acciones del operador,
alarmas del proceso, errores del sistema, indicaciones de mantención del sistema,
etc. En la figura 39 se puede observar la forma como el HM almacena información
de todos los eventos ocurridos en el sistema.
3.1.2.2.6 Módulo de Aplicaciones (AM)
El AM es un dispositivo diseñado para realizar funciones de control avanzado. Su
ubicación en la LCN le permite accesary manejar toda la información del sistema,
sin importar de la red que provenga dicha información. El AM dispone de una
base de datos especialmente diseñada y estructurada para obtener datos de
cualquier entrada de campo del sistema, realizar cálculos complejos en tiempo
real e interactuar con los controladores de nivel básico, proporcionando los
setpoints (SP) o las salidas directas al campo (control digital directo). De esta
forma se pueden elaborar las estrategias de control avanzado que no es posible
implementar con los controladores de nivel básico (ver figura 40).
-74
promedios del usuariocníirtgurnbla)
HISTORIA CONTINUA( para 2400 puntos máximos }
íaxatn.ipihoi{»oO
60
20
inapshot por hora
60
1BO
toutpcrtodabas»
4BO
•1440
10 ¡ 360 | 2380
5 770 \0 ]
jjroiuedtoajrmnsuolea
Figura 39. Hístorización continua en un HM
BUILT-INALGORTTHMS
FASTPROCESSOR
CONTROLLANGUAtS;EKECUTIOK
SLOWPROCESSOR
BATCHHBTORY
COLLECTIOH
PRO CESS DATA BASE
LOCAL CONTROL NETWORK
Figura 40. Diagrama funcional de un AM
3.1.2.2.7 Administrador de Red de Computadoras Personales (PCNM)
El PCNM funciona como un módulo del TDC3000X e incorpora un administrador
de Microsoft OS/2 que permite conectar computadores personales a una red,
accesar a los datos de la LCN, tanto en tiempo real como historizados. Los datos
son recuperados a través de la Computer Gateway (CG) y almacenados en una
- 7 5 -
base de datos, en tiempo real, en el servidor de la PCNM. En la figura 41
podemos observar como el equipo PCNM está conectado a la red LCN.
Excel GDIWindows Excel PM Windows HLLAPI
DOS no<: OS¿2 nn<: OS/2
Figura 41. Configuración de la comunicación con un PCNM
3.1.2.2.8 Network Gateway (NG)
La Network Gateway conecta la LCN a una Red de Información de Planta (PIN).
Esto permite comunicar redes LCNs geográficamente muy separadas (ver figura
42).
Modem Modem
Hstrandí - Cable Single
Figura 42. Configuración de la comunicación con una NG
- 77 -
CON ~ ROLADO H BA.5ICO
mMSI]n[M^^^^^^mFigura 43. Esquema de un CB
3.1.2.3.4 Unidad de Interfaz de Proceso (PIU)
Las PIU's (ver figura 44), constituyen una familia de equipos basados en
microprocesadores, conectados a la Data Hiway, que permiten realizar funciones
de adquisición de datos y acciones de comando. Estos dispositivos, leen
periódicamente la información proveniente de los instrumentos de campo, la
procesan y la guardan en la memoria, donde puede ser accesadas bajo demanda.
La lógica de la PIU no la faculta para realizar acciones de control continuo o
'batch', sólo le permite realizar funciones de comando "on/off1, adquisición de
información y manejo de salidas analógicas en forma manual.
213.1.2.4 Dispositivos de la UCN
3.1.2.4,1 Gestionador de Proceso (PM)
El PM (ver figura 45) es un equipo de adquisición y control de datos de proceso
conectado a la UCN, ei mismo que realiza, principalmente, las siguientes
funciones:
Fuente: Manuales de ¡mplementación del TDC3000X, proporcionado por e! fabricante Honeywell.
L~
POWTC/RDÍltS
PCfM
J7
fl
LH
-J
Figura 44. Vista frontal de una HLP1U
- S O -
En la figura 47 se indica la relación que existe entre los dispositivos que
componen el PM.
Chasis de 15 slote
PioccsatíordcErflraaa/So1.cía
í&it
^
j fejüJEllBJEr
SÍ*mm
Gabinete Hpico
Figura 47. Relación entre los componentes del PM
3.1.2.4.2 Gestionador de Proceso Avanzado (ÁPM)
El APM realiza las mismas funciones que ei PM, pero posee nuevas funciones y
capacidades. Se ha agregado un nuevo punto de control llamado Device Control.
Este permite manejar motores con toda la información en un solo punto (estado,
comandos "partir/parar", lógica de enclavamiento, estadísticas de mantenimiento,
etc.),
3.1.2.4.3 Gestionador Lógico (LM)
El LM es un equipo de adquisición y control de datos de proceso el cual se
conecta a la UCN, para cumplir la función de manejo rápido de señales, lógica
discreta y comunicación con el PM.
En la figura 48 se indica un diagrama de bloques del LM y sus partes
constitutivas.
- 8 3 -
anterior. Los módems inalámbricos son también otra alternativa y se
debería considerar ya que reducen el costo de implementación de
cableado, pero son un poco más costosos que los convencionales.
- La tecnología de banda base: en el caso que la comunicación no requiera
de algún método de codificación o modulación, sería conveniente
transmitirla en banda base, es decir transmitirla la señal sin ninguna
modificación previa, esto evitaría elevar los costos de implementación del
proyecto.
3.2.2 LOS BUSES DE COMUNICACIÓN DE CAMPO
Los buses para comunicación de campo más utilizados en los ambientes
industriales se describen a continuación;
3.2.2.1 Profibus
Profibus se desarrolló bajo un proyecto financiado por el gobierno alemán. Está
normalizado en Alemania por DIN E 19245 y en Europa por EN 50170. El
desarrollo y posterior comercialización ha contado con el apoyo de importantes
fabricantes como ABB, AEG, Siemens, Klockner-Moeller. Está controlado por la
Profibus User Organisation (PNO) y la Profibus Trade Organisation (PTO).
Existen tres perfiles:
- Profibus DP (Decentralized Periphery).- Orientado a sensores / actuadores
enlazados a procesadores (PLCS) o terminales.
- Profibus PA (Process Automation).- Para control de proceso y cumpliendo
normas especiales de seguridad para la industria química (IEC 11158-2,
seguridad intrínseca).
- Profibus FMS (Fieldbus Message Specification).- Para comunicación entre
células de proceso o equipos de automatización. La evolución de Profibus
-84
hacia la utilización de protocolos TCP/IP para enlace al nivel de proceso
hace que este perfil esté perdiendo importancia.
Utiliza diferentes capas físicas. La más importante, en PROFIBUS DP, está
basada en RS-485. Profibus PA utiliza la norma IEC 11158-2 (norma de
comunicación síncrona entre sensores de campo que utiliza modulación sobre la
propia línea de alimentación de los dispositivos y puede utilizar los antiguos
cableados de instrumentación 4-20 mA) y para el nivel de proceso se tiende a la
utilización de Ethernet. También se contempla la utilización de enlaces de fibra
óptica. Existen puentes para enlace entre diferentes medios, además de gateways
que permiten el enlace entre perfiles y con otros protocolos.
Se distingue entre dispositivos tipo maestro y dispositivos esclavo. El acceso al
medio entre maestros se arbitra por paso de testigo (token passing), el acceso a
los esclavos desde un maestro es un proceso de interrogación cíclico (polling). Se
pueden configurar sistemas multimaestro o sistemas más simples maestro-
esclavo.
En Profibus DP se distingue entre: maestro clase 1 (estaciones de monitorización
y diagnóstico), maestro clase 2 (elementos centralizadores de información como
PLC's, PC's, etc.), esclavo (sensores, actuadores).
El transporte en Profibus-DP se realiza por medio de tramas según IEC 870-5-1.
La comunicación se realiza por medio de datagramas en modo broadcast o
multicast. Se utiliza comunicación serie asincrona por lo que es utiiizable una
UART genérica.
Profibus DP prescinde de los niveles ISO 3 a 6 y la capa de aplicación ofrece una
amplia gama de servicios de diagnóstico, seguridad, protecciones etc. Es una
capa de aplicación relativamente compleja debido a la necesidad de mantener ia
integridad en el proceso de paso de testigo.
-85
Profibus FMS es una compleja capa de aplicación que permite la gestión
distribuida de procesos, ai nivel de relación entre células dan posibilidad de
acceso a objetos, ejecución remota de procesos etc. Los dispositivos se definen
como dispositivos de campo virtuales, cada uno incluye un diccionario de objetos
que enumera los objetos de comunicación. Los servicios disponibles son un
subconjunto de los definidos en MMS (ISO 9506).
Las plataformas hardware utilizadas para soportar Profibus se basan en
microprocesadores de 16 bits o más procesadores de comunicaciones
especializados o circuitos ASIC como el LSPM2 de Siemens, La PNO se encarga
de comprobar y certificar el cumplimiento de las especificaciones PROFIBUS.
Entre sus perspectivas de futuro se encuentra la integración sobre la base de
redes Ethernet al nivel de planta y la utilización de conceptos de tiempo real y
filosofía productor-consumidor en la comunicación entre dispositivos de campo.
Las distancias potenciales de bus van de 100 m a 24 km (con repetidores y fibra
óptica). La velocidad de comunicación puede ir de 9,600 bps a 12 Mbps. Utiliza
mensajes de hasta 244 bytes de datos.
Profibus se ha difundido ampliamente en Europa y también tiene un mercado
importante en América y Asia. El conjunto Profibus DP - Profibus PA cubre la
automatización de plantas de proceso discontinuo y proceso continuo cubriendo
normas de seguridad intrínseca.
3.2.2.2 Foundation Fieldbus
Es un bus orientado sobre todo a la interconexión de dispositivos en industrias de
proceso continuo. Su desarrollo ha sido apoyado por importantes fabricantes de
instrumentación (Fisher-Rosemount, Foxboro). En la actualidad existe una
asociación de fabricantes que utilizan este bus, que gestiona el esfuerzo
normalizador, la Fieldbus Foundation. Normalizado como ISA SP50, IEC-ISO
61158 (ISA es la asociación internacional de fabricantes de dispositivos de
instrumentación de proceso).
-86-
En su nivel H1 (uno) de la capa física sigue la norma IEC 11158-2 para
comunicación a 31,25 kbps, es portante, compatible con Profibus PA, su principal
contendiente. Presta especial atención a las versiones que cumplen normas de
seguridad intrínseca para industrias de proceso en ambientes combustibles o
explosivos. Se soporta sobre par trenzado y es posible la reutilización de los
antiguos cableados de instrumentación analógica 4-20 mA. Se utiliza
comunicación síncrona con codificación Manchester Bifase-L
La capa de aplicación utiliza un protocolo sofisticado, orientado a objetos con
múltiples formatos de mensaje. Distingue entre dispositivos con capacidad de
arbitración (Link Master) y normales. En cada momento un solo Link master
arbitra el bus, puede ser sustituido por otro en caso de fallo. Utiliza diversos
mensajes para gestionar comunicación por paso de testigo, comunicación cliente-
servidor, modelo productor-consumidor etc. Existen servicios'para configuración,
gestión de diccionario de objetos en nodos, acceso a variables, eventos, carga
descarga de ficheros y aplicaciones, ejecución de aplicaciones, etc. La
codificación de mensajes se define según ASN.1.
El nivel H2 (dos) está basado en Ethernet de alta velocidad (100 Mbps) y
orientado al nivel de control de la red industrial.
3.2.2.3 Modbus
En su definición inicial Modbus era una especificación de tramas, mensajes y
funciones utilizada para la comunicación con los PLC's Modicon. Modbus puede
implementarse sobre cualquier línea de comunicación serie y permite la
comunicación por medio de tramas binarias o ASCII con un proceso interrogación-
respuesta simple. Debido a que fue incluido en los PLC's de la prestigiosa firma
Modicon en 1979, ha resultado un estándar de facto para el enlace serie entre
dispositivos industriales.
-87-
Modbus Plus define un completo bus de campo basado en técnica de paso de
testigo. Se utiliza como soporte físico el par trenzado o fibra óptica.
3.2.2.4 Ethernet Industrial
La norma IEEE 802.3 basada en la red Ethernet de Xerox se ha convertido en el
método más extendido para interconexión de computadores personales en redes
de proceso de datos. En la actualidad se vive una auténtica revolución en cuanto
a su desplazamiento hacia las redes industriales. Es indudable esa penetración.
Diversos buses de campo establecidos como Profibus, Modbus etc., han
adoptado Ethernet como la red apropiada para los niveles superiores.
Se aplican normas especiales para conectores, blindajes, rangos de temperatura
etc. La tarjeta adaptadora Ethernet empieza a encarecerse cuando se la dota de
robustez para un entorno industrial.
Parece difícil que Ethernet tenga futuro a nivel de sensor, aunque puede aplicarse
en nodos que engloban conexiones múltiples de entrada-salida.
3.2.2.5 Hart
Es un protocolo para bus de campo soportado por la HART Communication
Foundation y la Foundation Fieldbus. Su campo de aplicación básico es la
comunicación digital sobre las líneas analógicas clásicas de los sistemas de
instrumentación, manteniendo éstas en servicio. Sus prestaciones como bus de
campo son reducidas.
Utiliza el bus analógico estándar 4-20 mA sobre el que transmite una señal digital
modulada en frecuencia (modulación FSK 1.200 - 2.200 Hz). Transmite a
1.200 bps manteniendo compatibilidad con la aplicación analógica inicial y sobre
distancias de hasta 3 km.
33 ESPECIFICACIONES DE LA TECNOLOGÍA SELECCIONADA
Se trabajará con el modo de transmisión y recepción en banda base, con
velocidades desde los 1.200 bps hasta los 115.200 bps. El estándar de
comunicación que será usado es el RS-485, que se basa en las siguientes
características;
- Los dispositivos con RS-485 pueden conectarse con una PC y a varias
localidades de una configuración de red multipunto. Los dispositivos
pueden estar alejados hasta 4.000 pies (1.220 m), para distancias
superiores será necesario ubicar un repetidor, y hasta 32 nodos
(dispositivos) pueden conectarse. Más nodos podrían conectarse usando
repetidores, hasta alcanzar el límite máximo (comúnmente 256
dispositivos).
- Se debe utilizar un convertidor de RS-232 a RS-485 ó un convertidor de
USB a RS-485, también es factible utilizar las tarjetas interfaces de PC
para RS-485. También pueden usarse el bus PCI, los adaptadores
PCMCIA ó el bus ISA.
La norma RS-485 no especifica el tipo de conector a usarse, que pueden
ser: DB9, DB25, Bloque Terminal, RJ11, RJ45 entre otros.
- El mayor alcance que se puede conseguir con RS-485 es de 4.000 pies
(1.220 m) y a una velocidad de transmisión de 90 kbps (velocidad mínima).
- Un nodo del estándar RS-485 tiene una impedancia de 12 kíl. Un
transmisor de RS-485 no puede manejar más de 32 dispositivos y un par
de resistencias de terminación de 120 fl
- La RS-485 presenta mayor inmunidad de ruido que la RS-232. Debido a
que la señalización de RS-485 es diferencial, es mucho menos afectado
por el "ruido" EMI/RFI que otros protocolos consecutivos. Los convertidores
-89-
ópticamente aislados pueden usarse para proteger el circuito de control u
otro dispositivo electrónico muy sensible a variaciones altas de voltaje.
- E! bus de comunicación seleccionado, debe ser de tipo Profibus DP / PA o
Modbus, ya que éstos manejan características similares en sus
especificaciones y utilizan al par trenzado como medio de transmisión
básico para cualquier instrumento. Además pueden soportar el cableado
antiguo utilizado por la interfaz lazo de corriente 4-20 mA, que fue y sigue
siendo utilizada en la mayoría de las industrias.
En la figura 50 se indica el esquema de una red industrial usando un bus de
comunicación RS-485, con una PC de supervisión.
pcd! Industrial RS-*B5 2-W¡i« fttstwaik
RS-¿85 AilTimo Cfock
RS-ZK COM P«lI 485LORC
aS-485 ArfdiettSofcnottf A V
Cortí olor
RS-485 AddmisafcleMolar Orive
|lor RS-4B5Optlcal ItoJation)
ioon ot BaroWirelulia [WhíteWic)
Figura 50. Red industrial típica usando RS-485 a dos hilos
-90-
CAPÍTULO 4. MEDIOS DE TRANSMISIÓN YTRATAMIENTO DE LA SEÑAL
4.1 MEDIOS DE TRANSMISIÓN
Los medios de transmisión más comúnmente usados en comunicación serial son:
cable par trenzado, cable coaxial y fibra óptica.
4.1.1 EL CABLE PAR TRENZADO
Es de los más antiguos en el mercado, consiste en dos alambres de cobre
aislados (algunas veces de aluminio), con un grosor de 1 mm aproximadamente.
Los alambres se trenzan con el propósito de reducir la interferencia eléctrica de
pares similares cercanos. Los pares trenzados se agrupan bajo una cubierta
común de PVC (Policloruro de Vinilo) en cables multipares de pares trenzados (de
2, 4, 8, y hasta 300 pares). A pesar que las propiedades de transmisión de cables
de par trenzado son inferiores y en especial la sensibilidad ante perturbaciones
extremas a las del cable coaxial, su gran adopción se debe al costo, su flexibilidad
y facilidad de instalación, así como las mejoras tecnológicas constantes
introducidas en enlaces de mayor velocidad, longitud, etc.
Básicamente se utilizan los siguientes tipos de cables de pares trenzados:
4.1.1.1 El UTP (Unshielded Twister Pair - Par Trenzado No Apantallado)
Es el cable de par trenzado más simple y comúnmente empleado, sin ningún tipo
de apantallamiento adicional y con una impedancia característica de 100 íl (ver
figura 51). El conector más frecuente con el UTP es el RJ45, parecido al utilizado
en teléfonos RJ11 (pero un poco mas grande), aunque también puede usarse
otros (RJ11, DB25, DB11, etc), dependiendo del adaptador de red.
-91-
Aislador
Hilo de cobre
Figura 51. El UTP
Este tipo de cable es sin duda el que hasta ahora ha sido el mejor aceptado, por
su costo, accesibilidad y fácil instalación. Sus dos alambres de cobre torcidos
aislados con plástico PVC, han demostrado un buen desempeño en las
aplicaciones de hoy. Sin embargo a altas velocidades puede resultar vulnerable a
las interferencias electromagnéticas del medio ambiente.
4.1.1.2 El STP (Shielded Twister Pair - Par Trenzado Apantallado)
En este caso, cada par va recubierto por una malla conductora que actúa de
apantalla frente a interferencias y ruido eléctrico (ver figura 52). Su impedancia es
de 150 íl. El nivel de protección del STP ante perturbaciones externas es mayor
al ofrecido por UTP, sin embargo es más costoso. La pantalla del STP para que
sea más eficaz requiere una configuración de interconexión con tierra, con el STP
se suele utilizar conectores RJ49. Es utilizado generalmente en las instalaciones
de procesos de datos por su capacidad y sus buenas características contra las
radiaciones electromagnéticas, pero el inconveniente es que es un cable robusto,
caro y difícil de instalar.
Figura 52. El STP
4.1.1.3 El FTP (Foiled Twister Pair - Par Trenzado con Pantalla Global)
En este tipo de "cable como en el UTP, sus pares no están apantallados, pero sí
dispone de una apantalla global para mejorar su nivel de protección ante
-92-
interferencias externas. Su impedancia característica típica es de 120 O y sus
propiedades de transmisión son más parecidas a las del UTP. Además puede
utilizar los mismos conectores RJ45. Tiene un precio intermedio entre el UTP y
STP.
El EIA/TIA define el estándar EIA/TIA 568 para la instalación de redes locales
(LAN). El cable trenzado mas utilizado es el UTP sin apantallar que trabajan con
las redes 10Base~T de ethernet, Token Ring, etc. La EIA/TIA-568 selecciona
cuatro pares trenzados en cada cable para acomodar las diversas necesidades de
redes de datos y telecomunicaciones.
Existen dos clases de configuraciones para los pines de los conectores del cable
trenzado denominadas T568A y T568B. La configuración más utilizada es la
T568A.
Al comput
Figura 53. Conectores para par trenzado en redes locales
A I A Í A
T568A
Figura 54. Esquema detallado de los conectores T568A y T568B
.03-
El cable par trenzado se maneja por categorías de cable:
Categoría 1: Cable de par trenzado sin apantallar, se adapta para los servicios de
voz, pero no a los datos.
Categoría 2: Cable de par trenzado sin apantallar, este cable tiene cuatro pares
trenzados y está certificado para transmisión de 4 Mbps.
Categoría 3: Cable de par trenzado que soporta velocidades de transmisión de
10 Mbps de ethernet 10Base~T, la transmisión en una red Token Ring es de
4 Mbps. Este cable tiene cuatro pares.
Categoría 4: Cable par trenzado certificado para velocidades de 16 Mbps. Este
cable tiene cuatro pares.
Categoría 5: Es un cable de cobre par trenzado de cuatro pares de 100 ohmios.
La transmisión de este cable puede ser a 100 Mbps para soportar las nuevas
tecnologías como ATM (Asynchronous Transfer Mode).
Existen varias opciones para el estándar IEEE 802.3 que se diferencian por
velocidad, tipo de cable y distancia de transmisión, estos son:
10Base-T: Cable de par trenzado con una longitud aproximada de 500 m, a una
velocidad de 10 Mbps.
1Base-5: Cable de par trenzado con una longitud extrema de 500 m, a una
velocidad de 1Mbps.
100Base-T: (Fast Ethernet) Cable de par trenzado, nuevo estándar que soporta
velocidades de 100 Mbps que utiliza el método de acceso CSMA/CD.
100VG AnyLan: Nuevo estándar Ethernet que soporta velocidades de lOOMbps
utilizando un nuevo método de acceso por prioridad de demandas sobre
configuraciones de cableado par trenzado.
4.1.2 EL CABLE COAXIAL
Existen dos tipos de cable coaxial que se utilizan con frecuencia para la
transmisión de información, uno es el cable de 50 Q, que se utiliza para la
transmisión digital y el otro cable es de 75 Q, que se utiliza para la transmisión
analógica. El cable coaxial consta de un alambre de cobre duro en su parte
-94-
central, es decir, que constituye el núcleo, el cual se encuentra rodeado por un
material aislante (ver figura 55). Este material aislante está rodeado por un
conductor cilindrico que frecuentemente se presenta como una malla de plástico
protector.
Figura 55. El Coaxial
La construcción del cable coaxial produce buena combinación de un gran ancho
de banda y una excelente inmunidad al ruido. El ancho de banda que se puede
obtener depende de la longitud del cable, para cables de 1 km es factible obtener
velocidades de datos de hasta 10 Mbps y en cables de longitudes menores es
posible obtener velocidades superiores. Los cables coaxiales se emplean
ampliamente en las LANJs y para transmisiones de larga distancia del sistema
telefónico.
En ésta aplicación éste medio de transmisión es descartado porque es un medio
desbalanceado y no se lo puede utilizar con el estándar RS-485.
4.1.3 LA FIBRA ÓPTICA
La fibra óptica está constituida por un núcleo o Core de plástico o vidrio de alto
índice de refracción sobre el que se monta una cubierta o Cladding de plástico o
vidrio de menor índice de refracción, cubriendo a éste último una chaqueta
protectora. La información se transmite mediante pulsos de luz que viajan a través
de ella en lugar de señales eléctricas, en la práctica para la transmisión por fibra
óptica se utiliza la parte del espectro alto del infrarrojo (0,3*1012 Hz - 3*1014 Hz),
esto es desde 1*1014 Hz hasta 4*1014 Hz, bajo la porción visible. Las fibras ópticas
4.2.1.2 Ruido de Intermodulación
Esta clase de ruido aparece cuando el sistema de transmisión es no lineal, lo
que provocará la aparición de nuevas frecuencias. Las nuevas frecuencias se
-98-
Los dos primeros problemas se superan con amplificadores y regeneradores.
Para resolver el tercero es conveniente el uso de ecualizadores que discriminan
ciertas frecuencias en la señal.
4.2.3 LA DISTORSIÓN
En medios guiados la velocidad de propagación varía con la frecuencia, esto hace
que las distintas componentes espectrales de la señal no viajen todas a la misma
velocidad, y que aquellas más cercanas a la frecuencia central vayan más
deprisa. Consecuentemente la llegada al receptor no será simultánea, sino que
ciertas componentes llegarán con retraso y es lo que llamamos distorsión de
retraso (o más comúnmente conocido como ISI en la transmisión de bits).
Para resolver este problema recurriremos de nuevo al uso de ecualizadores.
4.3 TRATAMIENTO Y ADAPTACIÓN DE LA SEÑAL ATRANSMITIR
Para obtener una mejor organización y adaptación de la red de monitoreo
propuesta, es necesario indicar primero el enlace de comunicación posible y luego
de éste, se definirán los equipos adicionales de adaptabilidad de la señal.
4.3.1 DISEÑO DEL ENLACE DE COMUNICACIÓN
De acuerdo con la figura 57, el enlace de comunicación presenta dos interfaces
adicionales (Convertidor RS-232 a RS-485 y Repetidor RS-485 en caso de futura
expansión), que tendrán a su cargo funciones especiales y muy importantes para
la red de aplicación que se requiere en la REE.
La justificación de usar un convertidor RS-232 a RS-485 está en que la PC
usualmente viene dotada de uno o más puertos seriales RS-232, lo cual no
serviría para poder acoplarse al bus RS-485.
Luego tenemos que cada bus de comunicación RS-485 tiene capacidades de
poder conectar una carga máxima de 32 equipos (analizadores de gases) en una
- 9 9 -
distancia que no sobrepase los 4.000 pies (1.200 m), esto es un limitante para ei
caso de la REE ya que se cuenta con 31 chimeneas, por lo cual tendríamos un
total de 31 analizadores de gases conectados en el mismo tramo del bus de
comunicación, sin mencionar que existiría la posibilidad de que cada analizador
de gas instalado tenga su respectiva redundancia. Para éste problema se plantea
el repetidor para RS-485, la idea es que después de instalado un repetidor en un
bus de comunicación RS-485, éste recupera todas sus características iniciales y
podemos a partir del nuevo tramo conectar otros 31 equipos (analizadores de
gases), y de ésta manera vamos acoplando toda la carga que implica montar los
equipos en el campo industrial de la REE.
En nuestro caso un tramo del recorrido del bus de comunicación albergará a 16
equipos, esto significa la mitad de la carga máxima y se garantizaría la conexión
de todos ellos. De igual forma se sigue para los equipos restantes e inclusive se
tendría la posibilidad de tener acceso de futuras conexiones de equipos si se
diera una ampliación de la planta industrial.
Para la gestión del canal de comunicación, designar a la PC de supervisión como
equipo MASTER es un punto muy a favor, los analizadores deberán ser entonces
equipos configurados como ESCLAVOS, y responderán a cada comando que le
envíe el MASTER (comunicación half-dúplex para RS-485), usando ésta
configuración, el cableado se reduce, ya que e nivel del campo se tendrán
únicamente dos hilos de pares trenzados blindados que recorrerán toda la planta
para tratar de interconectar a cada analizador de gases.
En el PC tendremos un programa interfaz que traducirá toda la información
recolectada de los analizadores y las pasará a un formato entendible para el
usuario, éste software debería ser proporcionado por el fabricante de los equipos
analizadores de gases.
Con la interfaz PHD - Pl del DCS se podrá efectuar un enlace de la red del
monitoreo de gases a la red general de la REE y las otras redes de control ya
implementadas.
Figura 57. Enlace DCS - PC -Analizadores de Gases
-101-
4.3.2 DISEÑO DEL CONVERTIDOR DE RS-232
Este equipo, deberá facilitar la comunicación de una ¡nterfaz RS-232 a una
¡nterfaz RS 485 y viceversa, no se necesitará de un software adicional para tratar
de entender la comunicación en éste punto (nodo).
Se deberán tener en cuenta los tiempos de respuesta del dispositivo, ya que es
un factor determinante para la comunicación half-dúplex.
4.3.2.1 Esquema de Control para la señal RTS
Para el análisis de la señal RTS utilizaremos la figura 58, en ésta figura se
muestra claramente como es el evento de transmisión de datos de un canal RS-
232 a un canal RS-485.
RS-232 Input
RTS In
TxlnData
CommonGround
RS-232 Circuit RTS 485 Transmit Control
RTS Control signal
Software ControlSequence
1 . Set RTS H¡T-1
2. Send DataT-2 T-3 T-4
3. Set RTS LoT-S T-6
RS-485 Circuit
TransmitEnable
TD A C-0Data
TD A (-) OutputOpposite LevéisTD B C+) Output
External Bias setslevel duringTri-state T-1 & T-G
•nniri
485 Gnd
RS-485 TRANSMITTERHí - Enabled Active Tx
Low - Tri-state hi ¡mpedanceT-1 Tri-state until enabledT-2 ActiveT-3 ActiveT-4 ActiveT-5 ActiveT-6 Tri-state after disabled
TT - Turnaround Time iscrrticai in 2-wire haif dúplexCommunications
T-1 to T-2 timing will vary bycomputer and OS muttrtasking
T-5to T-6timing wil vary.T-1 T-2 T-3 T-4 T-5 T-6
(3 Characters)
Figura 58. Diagrama de tiempo para el estudio de la RTS22
22 Fuente: B&B Electronics Ltd fwww.bb-europe.com/welcome.htmn
-104-
Figura 60. Esquema del CONVISO-EPN-232-485 propuesto
-105-
tw= In (2) * CEXT* REXT (Ecuación de temporización del 7412'n.
Para 10 bits:
tw= 10 Tb
Vtx[kbps]
1,22,44,89,619,238,457,6115,2
Tb[mseg]0,8330,4160,2080,1040,0520,026
0,01730,0086
tw[mseg]8,3334,1662,0831,041
0,52080,26040,173
0,0868
R[kíl]
1 202,1601,026300,513150,18475,13537,56724,95812,522
C[H.F]0,010,010,010,010,010,010,010,01
AB[kHz]0,61,22,44,89,6
19,228,857,6
Kesistencias
ROR1R2R3R4R5R6R7
Tabla 12. Calculo de resistencias para 10 bits
Donde:
Vtx; Velocidad de transmisión
Tb; Periodo de bit
tw: Periodo de la temporización (monoestable)
R: Resistencia de temporización
C: Capacitancia de temporización
AB: Ancho de banda.
Para 11 bits:
tw= 11Tb
Si CEXT= C = 0.01
- 106-
Vtx[kbps]
1,22,44,89,619,238,457,6115,2
Tb[mseg]0,8330,4160,2080,1040,0520,026
0,01730,0086
tw[mseg]9,1664,5832,2911,1450,5720,286
0,19090,095
REXT[kíl]1 322
661,187330,521165,18882,52241,26127,54113,705
CTM.FI0,010,010,010,010,010,010,010,01
AB[kHz]0,61,22,44,89,619,228,857,6
Resistencias
R8R9
R10R11R12R13R14R15
Tabla 13. Calculo de resistencias para 11 bits
Para los switchs analógicos, se puede utilizar el Cl 4066, entre otros. Utilizaremos
el acoplamiento óptico para el enlace de los dos tipos de interfaces, éste
acoplamiento también lo garantiza el ISO485.
C
OFFOFFOFFOFFONONONON
B
OFFOFFONONOFFOFFONON
A
OFFONOFFONOFFONOFFON
Velocidad[kbps]
1,22,44,89,619,238,457,6115,2
Tabla 14. Configuración de la velocidad de transmisión
Para controlar la longitud del byte, usamos el switch D, que permite escoger entre
10 bits y 11 bits. El control general del circuito para encendido y apagado lo
realizará el switch G'.
Los LED's sirven para identificar que modo está funcionando en un determinado
tiempo. Rojo para Tx y verde para Rx.
rigura DT . esquema aei r^r i io^-cr-m-**oo
-109-
4.4 INTERPACES Y EQUIPOS
Las ¡nterfaces de comunicación involucradas en los equipos que se adquirirán y
los diseñados son: RS-232 (puerto serial de una PC), RS-485 (entrada/salida
datos del analizador) ó lazo de corriente 4-20 mA (entrada/salida de datos del
analizador).
Los equipos CONVISO-EPN-232-485 y RPTISO-EPN-485 sólo se usarán en la
configuración de la RS-485, ya que en lazo de corriente 4-20 mA las
características eléctricas son diferentes.
La configuración de la red de monitoreo será única, debido a que sólo se trabajará
en el modo half-dúplex.
4.4.1 CONFIGURACIÓN DEL MODO HALF-DÚPLEX PARA RS-485
En la figura 62, se muestra una conexión entre dos equipos que utilizan la interfaz
RS-485, y una PC.
De dicha figura también podemos apreciar que existe un dispositivo adaptador de
interfaces que permite la conversión de RS-232 a RS-485, éste adaptador
necesita de su fuente de voltaje, y la comunicación se la establece en el modo
half-dúplex.
Este ejemplo de interconexión es muy usual en las industrias, ya que no permite
una inversión grande en cuanto al cableado y la interconexión de los equipos es
relativamente 'sencilla1.
-110-
(DTE) RS-232Computer
Serial PortsDB9M
Process Controller
wiíh RS-485 portProcess Controller
With RS-485 port
AC Outlet
485 Half Dúplex
"2-VWe" RS-485
Conneciions
DB9M
(DB9P)
Upto4000ft.
Figura 62. Configuración half-dúplex en RS-48525
4.4.2 KED EN ESTRELLA PARA RS-485
En la figura 63 se indica las posibles formas de interconectar equipos RS-485,
utilizando tres repetidores para RS-485 y un convertidor para RS-485.
La unidad #1 interconectada con la unidad #2 a través de un repetidor y
distanciadas en aproximadamente 4.000 pies, lo mismo ocurre con la unidad #3 y
la unidad #4, que son interconectadas por un repetidor y cubre una distancia de
4,000 pies. La unidad #5 se interconecta con la unidad # 6 y #7, pero a través del
arreglo de repetidores. Sólo se analiza la interconexión física de la red.
Si analizamos la conexión lógica todas las unidades están ¡nterconectadas, ya
que el arreglo de repetidores queda como un nodo de interconexión al cual llegan
todas las unidades RS-485. Luego se conectan a una PC a través de un
convertidor RS-232 a RS-485.
25 Fuente: B&B Electronics Ltd (www.bb~europe.com/welcome.htmn
-111-
ComputerwríhRS-232Serial Porí
ACPwr
Unft#3<-Upto4000ft.
#3 to #4 CableUnít#4
Figura 63. Red en estrella utilizando repetidores para RS-48526
26 Fuente: B&B Electronics Ltd fwww.bb-europe.com/welcome.htmn
-112-
CAPITULO 5. ESTACIÓN DE MONITOREO
Como ya se indicó en el capítulo 1, sección 1.3.3, figura 9, las estaciones de
monitoreo en ésta aplicación son de tres tipos:
- Estación de monitoreo A
- Estación de monitoreo B, y
- Estación de monitoreo C
5.1 DESCRIPCIÓN GENERAL
A continuación se describirá cada una de éstas estaciones de monitoreo, su
funcionalidad y forma de conexión.
5.1.1 ESTACIÓN DE MONITOREO A
Esta estación es un equipo destinado a la supervisión, mantenimiento, y reporte
de datos de todos los analizadores de gases que estén instalados en la planta. Su
ubicación física es en la sala de control 'BUNKER' y será utilizada por el personal
de mantenimiento del DCS, ellos son los encargados de proporcionar el
mantenimiento a cualquier instrumento electrónico instalado en la planta.
Esta estación recopila la información de todos los analizadores en tiempo real y
puede generar los reportes que se requieran, para poder ejercer ésta función
utiliza el software de operación proporcionado por el fabricante de los
analizadores de gases.
-113-
Ésta PC se conecta a los analizadores de gases a través de un convertidor de
¡nterfaz de RS-232 a RS-485. El convertidor de interfaz está conectado al DCS
(ver ANEXO 9).
5.1.2 ESTACIÓN DE MONITOKEOB
Ésta estación, o grupo de estaciones la conforman las US (Estaciones
Universales) del sistema TDC3000X, servirán de apoyo a los operadores del DCS,
al personal encargado de vigilar todo el proceso desde éstas computadoras. Aquí
los operadores podrán tener acceso a los datos de los analizadores y utilizarlos
para poder ejecutar acciones sobre el proceso a fin de mejorar la calidad de las
emisiones que se producen. Posee una ¡nterfaz gráfica muy amigable al usuario
(ver figura 64).
,033301
30
Figura 64. Visualización de un proceso utilizando las US y USX del TDC3000X
La interconexión de estas estaciones ya está implementado, lo que hay que hacer
es ingresar en la base de datos del sistema e incluir los analizadores que se
instalen y modificar los gráficos del proceso incluyendo los equipos montados en
el campo, para que el DCS pueda reconocerlos y empezar a interactuar con ellos.
-114-
5.1.3 ESTACIÓN DE MONITOREO C
¿sia estación de moniíoreo es ia que se sitúa en la Unidad de Protección
Ambiental y Seguridad Industrial (PSI). Sólo genera reportes de los datos que se
almacenaron en el DCS de los analizadores de gases. Este monitoreo no es en
tiempo real, se lo ejecuta bajo demanda, es decir sólo cuando el usuario quiera
adquirir dicho reporte.
La conexión con el DCS de ésta PC puede ser llevada teniendo en cuenta las
siguientes alternativas:
- Comunicación vía RF (radiomodems)
- Comunicación alámbrica usando la infraestructura de red LAN de la
REE
- Comunicación alámbrica mediante la RS-485
La primera alternativa significaría no invertir en cableado de red, pero si en los
equipos radiomodems (ver figura 65), para que se puedan conectar los equipos
terminales.
—c as aegunoaaIndustrial y Protección
Ambiental
óuNKERMantenimiento
del DCS
Módulos.tipo Transceívers o Radio módems (pares idénticos en ambos lados), quetrabajen a las frecuencias de los 904-917 MHz.
Figura 65. Esquema de conexión con radiomodems
-115-
La segunda alternativa, quizá sea la más módica, ya que la REE cuenta con una
red LAN que interconecta todas las PC's de todas las unidades operativas, y
éstas se interconectan con el DCS, mediante ésta conexión se podría ejecutar
éste tipo de enlace, sólo habrá que hacer que el equipo servidor proporcione los
permisos necesarios para que los equipos terminales se conecten.
La tercera alternativa sería usando el CONV1SO-EPN-232-485, para crear un
enlace directo con la interfaz RS-485 (la distancia desde el BUNKER y la PSI es
de aproximadamente 355 m, ver figura 66) y comunicar los equipos terminales.
5.2 CARACTERÍSTICAS GENERALES DE LA PC
La PC ubicada en la unidad PSI posee las siguientes características:
- Procesador Intel Pentium IV de 1,7 GHz
- Memoria RAM de 256 MB
- Disco duro de 40 GB
- Unidad de CDROM
- Unidad de CDRW
- Floppy
- Accesorios para multimedia
- Sistema operativo: Windows XP
- Puertos para comunicación disponibles:
- Conector USB
- Puerto Serial DB-9 pines
- Tarjeta de Red Ethernet
-117-
5.3 SOFTWARE DE COMUNICACIÓN Y DE CONTROL
Un sistema de control distribuido es un conjunto de sistemas informáticos
auxiliares capaces de comunicación y cooperación a través de interconexiones
hardware y software (red de computadores). Un sistema operativo distribuido
(SOD) gobierna la operación de un sistema distribuido y proporciona a sus
usuarios una abstracción del sistema como máquina virtual. El objetivo clave de
un SOD es la transparencia. La distribución se entiende básicamente en tres
dimensiones: hardware, control y datos.
En la figura 67, se indica la forma como están relacionados los componentes de
un sistema de control distribuido. Existe un lazo cerrado entre el controlador, la
base de datos del control, el proceso y la base de datos del proceso.
Figura 67. Relación entre los componentes de un DCS
En la figura 68, podemos apreciar un diagrama de flujo de las operaciones que se
realizan un DCS para controlar un determinado proceso. El controlador, la base
de datos del controlador, el proceso y la base de datos del proceso, necesitan
-118-
tener un lazo cerrado entre ellos para poder controlar el proceso de manera
automática.
Base dedatos del
\proceso
1
Figura 68. Diagrama de flujo del control de un proceso en un DCS
El sistema operativo distribuido (SOD), utilizado en el TDC3000X, provee la
conexión con la mayoría de instrumentos que existen en el mercado y puede
funcionar sin problema con los softwares proporcionados con dichos
instrumentos.
También se puede establecer una conexión con la red LAN de la REE, para esto
es necesario programar a los equipos administradores de red para que las
máquinas indicadas puedan acceder a los datos que están disponibles en el DCS.
53.1 CARACTERÍSTICAS DEL SOFTWARE
El software de comunicación y control viene con las siguientes características:
- Datos son desplegados como gráficos o tablas
-119
El despliegue de datos puede ser en tiempo real o en histórico
También se permiten los despliegues personalizados
Generación de reportes automáticamente
Exportación de datos en formato ASCII
Clave para el acceso al sistema de control
Almacenamiento de datos automático
Grabaciones diarias, mensuales o anuales de los datos
Facilidad para archivar, manual o automático
Calculo de los valores máximos y mínimos
Reporte automático o manual
Calculo de los valores pico y promedio
Reporte del tiempo límite de la emisión
Total de la emisión acumulada
Corrección a las condiciones de referencia especificadas
Comunicación analógica, digital & serial, usando un par de cables
Fácil acceso de datos, mediante un enlace Modbus - DCS
Manejo de alarmas
Reportes y despliegues en ppm, mg / Nm3, Ib / cu ft, Ib / mmBTU, ng / J,
etc.
Calculo del flujo volumétrico, contenido de agua.
-120-
CAPITULO 6. SIMULACIÓN DEL ENLACE DE
COMUNICACIÓN
6.1 SIMULACIÓN DEL ENLACE Y PRESENTACIÓN DERESULTADOS
Las pruebas del prototipo desarrollado se las efectuó en los laboratorios de
instrumentación de la REE y la simulación de la comunicación se las efectuó en
las instalaciones de las villas de Petroindustrial.
El circuito probado fue el del prototipo CONVISO-EPN-232-485.
Para éste prueba se utilizó dos PC's y se ímplementaron en protoboard dos
prototipos CONVISO-EPN-232-485, se utilizó cable UTP AWG 22 (el menos fiable
de todos) y en un entorno ambiental bastante favorable para los equipos
(temperatura ambiental 18 °C -20 °C).
El esquema de conectividad fue el siguiente:
CONVISO-EPN-232-485
PC PC
•-« B
/
/
/
/
/
\
///
— //
52m
Figura 69. Esquema de comunicación de dos PC's utilizando el CONVISO-EPN-232-
485
uc; UL/U vj i r~ y en ai iu¿.a ui i k/uc;i i u iw n oí nc? a
como el ruido y la interferencia. Vale anotar que el prototipo CONVISO-EPN-232-
485 será utilizado en un ambiente muy favorable, esto es a una temperatura
adecuada (18 °C) y aislado de las interferencias. Se probó la comunicación en
ambos sentidos, pero sólo es posible configurar el modo half-dúplex (las
consideraciones expuestas en el capítulo 4 así lo determinaron^ también es de
anotar que se probó a todas las velocidades que permite manejar el puerto serial
de cada PC (puerto COM1, velocidades de 110 bps a 115.200 bps). El
prototipo conserva la propiedad de la opto-aislación con lo que se protege el un
equipo del otro de las posibles alteraciones bruscas que ocurran en cualquiera de
los sitios donde se encuentran éstos equipos.
-121-
Para el caso descrito se obtuvo buenos resultados considerando que el cable es
de tipo UTP que no garantiza un buen desempeño frente a alteraciones comunes
como el ruido y la interferencia. Vale anotar que el prototipo CONVISO-EPN-232-
485 será utilizado en un ambiente muy favorable, esto es a una temperatura
adecuada (18 °C) y aislado de las interferencias. Se probó la comunicación en
ambos sentidos, pero sólo es posible configurar el modo half-dúplex (las
consideraciones expuestas en el capítulo 4 así lo determinaron), también es de
anotar que se probó a todas las velocidades que permite manejar el puerto serial
de cada PC (puerto COM1, velocidades de 110 bps a 115.200 bps). El
prototipo conserva la propiedad de la opto-aislación con lo que se protege el un
equipo del otro de las posibles alteraciones bruscas que ocurran en cualquiera de
los sitios donde se encuentran éstos equipos.
La idea central del opto aislamiento se la explica en el siguiente diagrama:
How Optícal Isolatíon Works
Electrical Signal isConverted to LIGHT
LIGHT turníng On/Off ¡s |1 Converted to Electrical signal
One "Channel" ofdataOut
DataOutput
Optical Isoíator1. Üght Em'rttíng Diode2. OpticallyTransparent
Insulatíng Barrier3. Phototransistor
Circutry
j Data Signáis Optically Isolated j¡ Power Supply and Grounds ¡
Transformar Isolation from220J240 Vatts AC to 12 Volts DC
Transformer IsolatedSwítching Power Supply
(some models)
j are Transformer Isolated
Figura 70. Circuito de opto-aislación27
27 Fuente: B&B Electronics Ltd fwww.bb-europe.com/welcome.htmn
! L-*
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^§ s3
Fiaura 71. Esauemático del CONVISO-EPN-232-485 imolementado
- -123 -
El diseño del ruteado quedó de la siguiente forma:
c o o o o
' C O •:
OH—
oooo oooo oooo OOOO
CODO - 3OOO DOOO COCO
*-- - o o o o o o o—
coooooo
oooooooo
íj roo o oooo
ooooao o o o
Figura 72, Ruteado del CONVISO-EPN-232-485 implementado
-124-
La disposición de los elementos es la siguiente;
Númerode ítem
123456789101112131415161718192021222324252627282930313233U1
Referencia
DB9FDIP16DIP14DIP8DIP8DIP8DIP8
CAP100RPCAP100RPCAP100RPCAP100RP
CAP 100CAP100CAP 100LED100LED100LED100RES400RES400RES400RES300RES300RES300RES300RES300RES300RES400
CAP200RPCAP100RP
JMP2JMP2JMP2
CON5PINLM78L05A
Descripción
Conector serial DB9 tipo hembraMAX232, driver para RS-2327414, compuerta NOTtipo SchmittTrigger6N137, optoacoplador de alta velocidad6N137, optoacopiadór de alta velocidad6N137, optoacopfador de alta velocidadSN75LBC176, driver para RS-485Capacitor de 10uF a 25V, electrolíticoCapacitor de 10uF a 25V, electrolíticoCapacitor de 10uF a 25V, electrolíticoCapacitor de 10uF a 25V, electrolíticoCapacitor de 0,1 uF cerámicoCapacitor de 0,1 uF cerámicoCapacitor de 0,1 uF cerámicoLed ROJO (indicación de Tx)Led VERDE (indicación de Rx)Led ROJO (indicación de fuente encendida)Resistencia de 330Í1 a 0,5WResistencia de 330Í1 a 0,5WResistencia de 330Í1 a 0,5WResistencia de 330H a 0.25WResistencia de 330Í1 a 0,25WResistencia de 330H a 0,25WResistencia de 5.1kfl a 0,25WResistencia de 5.1 kíl a 0.25WResistencia de 5.1 kíl a 0,25WResistencia de 120Í1 a 0,5WCapacitor de 100uF a 25V, electrolíticoCapacitor de 47uF a 25V, electrolíticoSwítch para activar la fuente 2Conector para fuente 1Conector para fuente 2Bornera de conexiónRegulador de voltaje
Tabla 15. Elementos del CONVISO-EPN-232-485 implementado
-Í26-
El diseño dei ruteado del prototipo es el que se expone a continuación:
Figura 74. Ruteado del RPTISO-EPN-485 implementado
-127-
La disposición de los elementos es la siguiente:
Númerode ítem
1234567891011121314151617181920212223242526U1U2
Referencia
DIP8DIP8D1P8DIP8
RES300RES300RES300RES300LED100LED100RES400RES400
CON5PINCON5PINCAP 100CAP100
CAP100RPCAP100RPCAP200RPCAP200RP
RES300RES300RES300RES300RES300RES300
LM78L05ALM78L05A
Descripción
SN75LBC176, driver para RS-485SN75LBC176, driver para RS-4856N137, optoacoplador de alta velocidad6N137, optoacoplador de alta velocidadResistencia de 330Í1 a 0.25WResistencia de 5.1kíl a 0.25WResistencia de 5.1kíl a 0,25WResistencia de 330H a 0.25WLed ROJO (indicación de dato válido)Led ROJO (indicación de dato válido)Resistencia de 330Í1 a 0.5WResistencia de 330Í1 a 0.5WBornera de conexiónBornera de conexiónCapacitor de 0,1uF cerámicoCapacitor de 0,1 uF cerámicoCapacitor de 47uF a 25V, electrolíticoCapacitor de 47uF a 25V, electrolíticoCapacitor de 100uF a 25V, electrolíticoCapacitor de 100uF a 25V, electrolíticoResistencia de 1.2kíl a 0,25WResistencia de 1.2kíl a 0,25WResistencia de 120Í1 a 0.25WResistencia de 1.2kfl a 0,25WResistencia de 1.2kfl a 0.25WResistencia de 120Í1 a 0.25WRegulador de voltajeRegulador de voltaje
Tabla 16. Elementos del RPTISO-EPN-485 implementado
E! prototipo CONVISO-EPN-232-485, fue probado con fuentes ópticamente
aisladas, proporcionadas por la REE.
Ambos prototipos fueron diseñados con el software Oread 7.0 y el Accel Eda 15.0,
El prototipo RPTISO-EPN-485 no fue probado en ésta simulación.
Como software de comunicación para la simulación se uso el HyperTerminal de
Windows y el VBTerm (programa desarrollado en Visual Basic por personal de
Microsoft).
- 128-
6.2 ANÁLISIS DE COSTOS DEL PROYECTO
Los costos del o los prototipos desarrollados se pueden resumir en la siguiente
tabla:
PrototipoCONVISO-EPN-232-485
RPTISO-EPN-485
Costo ($)_70,0060,00
Tabla 17. Costos de los prototipos desarrollados
Los costos involucrados en lo que tiene que ver con la obra global del proyecto se
resume en la siguiente tabla:
Númerode ítem
1
2345
67
Descripción
Analizador de gases y softwarede operaciónCONVISO-EPN-232-485PCCableado estructuradoPuertos de muestreo enchimeneaProgramación en el DCSCapacitación de personal
Cantidad
1
111
1
11
Costo ($)
150.000,00
70,001.400,003.000,00
3,000,00
500,004.000,00
Inversión final: $ 161.520,00
Tabla 18. Costos de implementación del proyecto piloto
La inversión final es de $ 161.520,00, en ésta inversión sólo se proyecta la
implementación del proyecto para una sola fuente de emisión de gases. En el
costo del analizador de gases se anotó el valor promedio de todos los
consultados.
A futuro se tendrá una red de analizadores de gases para 27 nodos, uno por cada
analizador, interactuando todos con el DCS y con una operatividad total de los
-129-
mismos remotamente. De ser así entonces se disminuirá ia contaminación
atmosférica del entorno y la planta trabajará a nivel más óptimo que el actual, con
esto se ahorrará una cantidad apreciable de combustible y los costos de
refinación de cada producto terminado serán más bajos.
-130-
CAPITULO 7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
7.1 CONCLUSIONES
• El diseño de la red de monitoreo propuesta en el presente trabajo, se aplica
a las condiciones operativas de Refinería Esmeraldas, válido para cada
una de las fuentes fijas de combustión existentes.
• La comunicación de datos llevada a través de una interfaz RS-485, resulta
muy fiable en entornos industriales que acoplada con un cable tipo FTP ó
STP resulta casi nula la influencia que presentaría cualquier tipo de
alteración de señal, esto es debido a que la recomendación RS-485 utiliza
interfaces balanceadas y ayudado con las protecciones de los cables
obtenemos una buena inmunidad al ruido electromagnético.
• El analizador de gases es un equipo muy versátil, ya que en la actualidad
se desarrollan con numerosas ventajas que para cualquier industria la
implementación de éstos equipos resultaría de ayuda invaluable
adaptándose a casi todos los modos de transmisión digital para la interfaz
RS-485, pudiendo permitir la transmisión de forma analógica.
• En la REE el caso más importante sería el campo ya que es aquí en donde
el(los) equipo(s) tendrán que soportar todos los inconvenientes que se
presenten en el entorno, ei ruido eiectromagnético sería combatido con un
medio de transmisión balanceado (STP - par trenzado blindado) y
conducido por bandejas metálicas para combatir a la interferencia, todo
esto combinado con la interfaz RS-485 se obtiene un buen sistema que
soporta todo tipo de alteraciones.
• El DCS es un sistema que funciona de manera muy apropiada para la REE
y es de fácil manejo, su entorno final es muy amigable y la programación
de nuevos equipos a la red que controla se la logra en unos pocos pasos.
-131-
Con la inclusión de la red de monitoreo se obtendrá una herramienta más
para poder controlar de manera más precisa las emisiones de gases y lo
más importante es que podrán ser corregidas en tiempo real.
Un proyecto de tipo ambiental como éste debe ser visto más allá de su
costo inicial de inversión, ya que se debe realzar su proyección tanto en
operatividad, como en el entorno ambiental, o como en los ahorros
energéticos que se tendrán después de implementado el proyecto, es decir
potenciar los beneficios que se tendrán a mediano plazo al menor costo,
aspectos importantes en las empresas con política ambiental definida,
A parte de poder realizar la comunicación de los PC's supervisor y PC en la
unidad de PSI a través de la red LAN, los cable modems, podemos utilizar
también el CONVISO-EPN-232-485 a cada lado de los PC's y utilizar un
software desarrollado por el usuario para poder obtener los reportes
personalizados del monitoreo.
Mediante la regulación de la relación aire/combustible, se alcanzará un
nivel óptimo para las fuentes fijas de emisión tales como: hornos y
calderas, de esta forma se optimizará el consumo del combustible utilizado,
y además no se permitirá un desgaste de los quemadores en un tiempo
tan corto, obteniéndose así un significativo ahorro energético.
El muestreo será una operación en tiempo real y el equipo estará en el sitio
donde se produce la emisión gaseosa, así se tendrán datos de los
contaminantes todo el tiempo, e inclusive estadísticamente se podrá
caracterizarlos. Además, el riesgo que involucra transportar equipos y
muestrear a diferentes alturas, será nulo.
Se disminuirán los índices de riesgos laborales, esto se logrará, debido a
que en el sitio mismo donde ocurre la emisión contaminante, será menos
nocivo que el actual y beneficioso para los operadores que manipulan la
planta, porque estarían expuestos a niveles de concentraciones de
-132-
contaminantes menores y las posibles afecciones a la salud disminuirán.
También se verá atenuado el efecto contaminante en la zona de influencia
de la REE.
Mediante este nuevo sistema de monitoreo se tendrá controlado los niveles
de los contaminantes, y la empresa no será sometida a expedientes
administrativos por falta de control, lo que la ubicaría en ser una de las
pioneras en adoptar éste tipo de tecnologías en el país y la más interesada
en el impacto ambiental que provoca en su sitio de operación.
7.2 RECOMENDACIONES
Luego de la investigación realizada en éste proyecto, se recomienda seguir las
siguientes acciones:
• La implementación inmediata de éste proyecto permitirá solucionar los
problemas y pérdidas que genera una mala relación aire/combustible en
una planta industrial, y el daño ecológico que se produce a los sectores
aledaños.
• La tecnología de medición del equipo analizador de gases por las que
Petroindustrial puede optar son: DOAS (Espectroscopia de Absorción
Óptica Diferencial) y ADST (Tecnología Avanzada de Sensor Doble).
• Para la implementación del proyecto piloto, preferiblemente que sea
realizado con la caldera YB-7004, ya que es una caldera que presta las
condiciones para la instalación del equipo analizador de gases y cuenta
con los puertos de muestreo necesarios.
• El software de comunicación entre el analizador de gases y la PC de
supervisión deberá ser proporcionado por el fabricante del analizador de
-133-
gases, ya que cada fabricante maneja su propio algoritmo de
comunicación, a pesar de que casi todos usan el protocolo MODBUS,
Antes de empezar a operar el equipo analizador de gases será necesario
contar con una capacitación dada por personal del fabricante del analizador
de gases y conocer en detalle toda su funcionalidad y formas de
mantenimiento.
Cuando se trate de interconectar a nivel del campo los analizadores de
gases es preferible utilizar el cable FTP calibre 22, que presenta mejor
inmunidad al ruido electromagnético que el UTP utilizado en la simulación,
la desventaja sería que es un poco más costoso sin embargo es
compensado por una buena comunicación. El costo del cable UTP
categoría 5e para exteriores es aproximadamente $ 0.67 el metro, mientras
que el cable FTP categoría 5e para exteriores es aproximadamente $ 0.90
el metro (Precios estimados hasta Julio del 2004).
Es necesario que se cuente con todo el apoyo de la parte técnica operativa
de la REE, para que se muestren buenos resultados en poco tiempo, y de
ésta forma trabajar hacia el bienestar de todos. Es decir que la ejecución
de éste proyecto será coordinado por todas las unidades operativas
involucradas a éste trabajo, proporcionando la mejor alternativa para
culminar en un tiempo no muy prolongado.
-134-
BIBLIOGRAFIA
LIBROS:
• Auditoria Ambiental Integral a la Refinería Estatal de Esmeraldas - REE.
Ecuambiente S.A., Noviembre de 2001.
• Couch II León. Sistemas de Comunicación Digitales y Analógicos, Quinta
Edición. México: Prentice Hall, 1998.
• Corbitt Robert. Manual de Referencia de la Ingeniería Medioambiental,
Primera Edición. España; McGraw-Hill / Interamerícana de España, 2003.
• Curso: Modelos de Dispersión Atmosférica. Inst: Ing. Lucía Montenegro.
KeyContact- Octubre 2003.
• Curso: Manual de Efluentes Gaseosos, Líquidos y Sólidos - Modulo II: Control
de Emisiones Gaseosas en Refinerías. Inst: Ing. Luis Alberto Calle.
Esmeraldas - Ecuador, 2001.
• Curso: Concientización y Norma ISO 14001 - Identificación y Evaluación de
Impactos Ambientales. Inst: Ing. Juan Carlos Españón. Asopetrol Cia. Ltda.,
Febrero de 2004.
• Decreto Ejecutivo 1215. Reglamentación Ecuatoriana. Aprobada por la función
Ejecutiva.
• De Nevers Noel. Ingeniería de Control de la Contaminación del Aire> Primera
Edición. México: McGraw-Hill / Interamerícana, 1998.
• Glosario de la Industria Hidrocarburífera. Petroecuador, Reedición, 2001.
• Huidrobo Moya. Sistemas Telemáticos, Primera Edición. España: Paraninfo,
1999.
• Kiely Gerard. Ingeniería Ambiental, Volumen II, Primera Edición. España:
McGraw-Hill / Interamericana de España, 1999.
• Kruglinski David. Guía de las comunicaciones de la PC.
• Lechtaler Antonio. Teleinformática Aplicada, Volumen I, Segunda Edición.
España: McGrawHill / Interamerícana de España, 1997.
• López Gladys, Ulloa Janeth. El deterioro ambiental, algunas alternativas de
solución. Quito —Ecuador: Fundación Natura, 1998.
• Manuales de Imolementación del TDC300CT (DCS). honévwen.
• Manuales de Imolementación de la REE - Petroindustrial. Técnicas Reunidas -
EurocontroL 1997.
• Manuales de Implementación de la REE - Petroindustrial. Sumitomo Chiyoda,
1987.
• Puntos de Monitoreo Ambiental Interno. Petroindustrial. 2002.
• Stallings William. Organización y Arquitectura de Computadoras, Cuarta
Edición. España: Prentice Hall, 1994.
DIRECCIONES DE LA WEB:
• Data sheets de analizadores de gases IN SITU (www.oldham.fr)
• Data sheets de analizadores de gases IN SITU (www.opsis.se)
• Data sheets de analizadores de gases IN SITU (www.landinst.com/comb/)
• Data sheets de analizadores de gases IN SITU
(www.siemens.com/fielddevices), (www.siemens.com/processautomation).
• Data sheets de analizadores de gases IN SITU (www.servomex.com)
• Data sheets de analizadores de gases IN SITU (www.speco.co.kr)
• Data sheets de analizadores de gases IN SITU (www.arian.cl)
• Data sheets de bandejas perforadas para cableado industrial de campo
(www.klk.es/home/es/)
• Información de sensores para gases (www.idm-instrumentos.es/)
• Tips para comunicación de datos (www.bb-europe.com/welcome.html)
• Información sobre educación ambiental
(www.imarcanQ.com/recursos/contamin/catmos17.html)
• Redes Ethernet Industriales (www.lams.cl/index.html)
- :36-
GLOSARIO
Absorción: Proceso por el cual un gas es retenido por un líquido o sólido, ó un
líquido por un sólido.
ADSL: Asimetric Digital Suscriben Line - Línea de Abonado Digital Asimétrica.
ADST: Advanced Dual Sensor Technology - Tecnología Avanzada de Sensor
Dual.
Ancho de banda: Se define como el rango de frecuencias en el que está
contenida la mayor parte de la energía de la señal. Su unidad son los Herzios
(Hz).
ANSÍ: Instituto de Estándares Nacionales de Estados Unidos.
APM: Avanced Process Manager- Gestionador de Proceso Avanzado.
Backbone: En una red lo conforman todo el arreglo de servidores que dan
servicio a los equipos host.
Bit: Unidad de información o dígito binario.
Broadcast: En redes tipo bus, se refiere a la difusión de un mensaje a todas las
estaciones conectadas al bus de comunicación.
Byte: Conjunto de 8 bits.
bpd: Barriles por día de operación.
bps: Bits por segundo. Unidad de medición en que se expresa la velocidad de
transmisión.
Bunker: Edificio donde se halla instalado el TDC3000X de la REE. Sala de
control.
Bus de comunicación: Medio de transmisión compartido de una red, que
conduce toda la información que llega de un extremo al otro.
Catálisis: Proceso en el que la reacción química se acelera o se retarda por
contacto con un catalizador,
CB: Controlador Básico.
CCR: Unidad de Reformación Catalítica con Regeneración Continua de la REE.
Contaminantes de origen antropogenico: Se originan por acciones que el ser
humano realiza sobre la superficie terrestre, por ejemplo el proceso de
industrialización crea contaminantes atmosféricos.
Control remoto: Acción de controlar un equipo o dispositivo, sin necesidad de
estar cerca de él.
-137-
COVs: Compuestos Orgánicos Volátiles.
Crudo: Mezcla de petróleo, gas, agua y sedimentos, tal como sale de las
formaciones productoras a superficie.
Crudo reducido: Es la fracción residual resultante de la destilación del petróleo.
CTS: ClearTo Send - Libre para la Transmisión. Señal utilizada en la RS-232 por
el DCE para indicar que el medio de transmisión está libre para el envío.
Datagrama: Arreglo de bits que conforman un paquete o carácter que se envía
por el medio de transmisión secuencialmente.
Data Hiway: Es una red de instrumentos, versión antigua del TDC300CT.
DCE: Data Communication Equipment - Equipo de Comunicación de Datos.
Equipo que adapta los datos a un formato distinto para su transmisión, ejemplo un
módem.
DCS: Distributed Control System - Sistema de Control Distribuido.
Destilación: Proceso físico al que se sujeta el petróleo para refinarlo y separar
sus distintos componentes, para determinar su composición y diferenciar sus
aplicaciones. La primera fase de la destilación se denomina destilación
atmosférica y es aquella que se usa, como materia prima el crudo o petróleo para
realizar la destilación a presión normal ambiente. La destilación al vacío es la
segunda fase de destilación o fraccionamiento de crudo,
DOAS: Differential Optical Absorption Spectroscopy - Espectroscopia de
Absorción Óptica Diferencial.
DTE: Data Terminal Equipment - Equipo Terminal de Datos. Equipo final al que
llegan o salen los datos, ejemplo una PC.
Efluente: Que fluye al exterior, descargado como desecho.
EIA: Asociación de Industrias Electrónicas.
Emisión: Descarga de contaminantes hacia la atmósfera.
EMI/RF1: Interferencia Electromagnética.
Enlace dedicado: Conexión directa entre dos equipos, sin que se pase por algún
equipo conmutador.
Enlace de comunicación: Conexión alámbrica o inalámbrica de dos equipos de
características similares o diferentes.
EPLCG: Enhanced Programmable Logic Controller Gateway. Sirve de interfaz
entre la LCN y una red externa de PLC's.
-138-
Estanquidad: Característica de un material de no permitir o disminuir el efecto de
la corrosión,
Ethernet: Red tipo bus que es ampliamente utilizada en interconexión de PCJs,
normalmente maneja altas velocidades de transmisión.
FCC: Unidad de Craqueo Catalítico Fluido de la REE.
FTA: Field Termination Assembly.
FTP: Foiled Twister Pair- Par Trenzado con Pantalla Global.
Full-dúplex: Tipo de configuración de una comunicación, en la que los equipos
conectados pueden transmitir simultáneamente, la comunicación es bidireccional.
Half-dúplex: Tipo de configuración de una comunicación, en la que los equipos
conectados no pueden transmitir simultáneamente, la comunicación es
bidireccional.
Hardware: Se refiere a lo físico que constituye una red o un equipo.
HDS: Hidrodesulfuradora de Diesel.
HDT: Hidrodesulfuradora de Nafta Pesada.
HG: Hiway Gateway. Sirve de interfaz entre la LCN y la Data Hiway,
Hidrocarburo: Compuesto orgánico de hidrógeno y carbono, cuya densidad,
punto de ebullición y punto de congelación varían en proporción a su peso
molecular.
HM: History Module - Módulo de Historia, Almacena todos los eventos que
ocurren en elTDC3000x.
Host: En una red, lo conforma el equipo final o el equipo deusuario.
HPAs: Hidrocarburos Aromáticos Policíclicos.
HPPM: Controlador de Proceso de Alto Desempeño.
HRPLC: Controlador Proglamable de Alta Confiabilidad.
HTD: Director de Tráfico de la Data Hiway. Controla las comunicaciones que se
efectúan en la Data Hiway.
ICM: Banda de frecuencia para aplicaciones de carácter Industrial, Científica o en
Medicina.
IEEE: Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos.
Inmisión: Transferencia de contaminantes de la atmósfera a un receptor. Ejemplo
:zr.: ;os comarmna'nres reteníaos en ios ouimones. Planifica ¡o contrarío a
emisión.
- 139-
Interferencia: Perturbación que afecta a un sistema de transmisión y no depende
del medio ambiente.
Interfaz: la interfaz se define como un tipo de dispositivo que se emplea para
conectar equipos unos con otros. Los equipos de transmisión se conectan entre sí
utilizando interfaces normalizadas. Equipo que permite adaptar un tipo de señal
en otro tipo para su manipulación, visualización, etc.
IR: Infrared - Infrarroja
LAN: Local Área Network - Red de Área Local.
LCN: Local Control Network- Red de Control Local.
LED: Diodo Emisor de Luz.
LM: Logic Manager-Gestionador Lógico.
MC: Controlador Multifunción.
MCS: Manager Control System - Sistema de Control de Administración.
Medio de transmisión: Medio físico por el cual se transmite la información. Por
ejemplo el cable UTP, o en radiocomunicaciones la atmósfera.
Merox: Unidad de tratamiento de productos en el que se oxida a los compuestos
de azufre para evitar su poder corrosivo.
Módem: Modulador/Demodulador. Equipo capaz de modular o desmodular según
sea el caso, generalmente se usa en comunicaciones entre PC's.
Multicast: En redes tipo bus, se refiere a la difusión de un mensaje a varias
estaciones conectadas al bus de comunicación.
Nafta: Producto de destilación del petróleo que se utiliza para hacer gasolinas.
NDIR: Infrarrojo no dispersivo.
NG: Network Gateway. Sirve de interfaz entre la LCN una red PIN.
NIM: Network Interface Module - Módulo Interfaz de Red. Sirve de interfaz entre
la LCN y la UCN.
Octano: Unidad en que se expresa el poder antidetonante de la gasolina o de
otros carburantes en relación con cierta mezcla de hidrocarburos que se toma
como base.
PC: Personal Computer-Computadora Personal.
PCNM: Personal Computer Network Manager - Administrador de Red de
Computadoras Personales. Sirve de interfaz para poder conectar una red de
computadoras personales a la LCN.
-140-
PCS: Process Control System - Sistema de Control de Proceso.
Periférico: Dispositivo externo a un equipo basado en microprocesadores y que
ejecutan ordenes del microprocesador. Generalmente se conectan usando un
puerto serial.
PHD: Process History Datábase. Este dispositivo permite llevar la cierta
información que esta en tiempo real en el DCS, a otro nivel para ser almacenada
o transformada para fines gerenciales, como producción total, estadísticas de
perdidas, reportes por turno, diario, mensual, anual, etc.
Pl: Plant Information. Permite administrar la información de la producción de la
planta con fines estadísticos, no se puede hacer control desde este ambiente.
PIU: Unidad de Interfaz de Proceso. Sirven de interfaz entre los instrumentos de
campo que se conectan a la Data Hiway.
PID: Fotoionización.
PIN: Plant Information Network- Red de Información de Planta.
PLC: Programmable Logic Controller- Controlador Lógico Programable.
PM: Process Manager- Gestionador de Proceso.
Polling: En una red, es el proceso de preguntar cuál de los equipos tiene datos
para transmitir.
Protoboard: Módulo de diseño de circuitos electrónicos.
Proiocoío: Regias para ei control ae ia transmisión ae aatos soore la rea GT
comunicación.
PSI: Unidad de Protección Ambiental y Seguridad Industrial de la REE.
Puerto de muestreo: Orificio o perforación que se hace en un conducto para
realizar la toma de variables de muestreo,
Radiocomunicación: Comunicación de tipo inalámbrica.
Radionúclido: Es un átomo cuyo núcleo es inestable debido a que su proporción
de neutrones es mayor o menor al número de protones, por lo tanto, dicho núcleo
al tender hacia el equilibrio emitirá radiación en forma de ondas o partículas.
Red: Conjunto de equipos interconectados entre sí, compartiendo un mismo
medio de transmisión.
REDOX: Reducción -Oxidación. Propiedad de las reacciones químicas.
-141-
Refmación de crudo: Proceso por el que se separan los hidrocarburos
individualmente o en conjuntos similares, para utilizarlos en forma industrial,
mediante la destilación y el Cracking que son los procedimientos básicos.
REE: Refinería Estatal de Esmeraldas.
RF: Radio Frequency - Radio frecuencia.
RS-232: Recomendación estándar, que especifica una interfaz para comunicación
serial, utiliza un medio de transmisión desbalanceada.
RS-485: Recomendación estándar, que especifica una interfaz para comunicación
serial, utiliza un medio de transmisión balanceado.
RTS: RequestTo Send - Petición para Envío. Señal utilizada en la RS-232 por el
DTE para indicar que se requiere enviar datos al equipo remoto.
Rx: Receptor. Equipo receptor,
SCS: Safety Control System - Sistema de Control de Seguridad
SI: Serial Interface - Interfaz Serial,
Simplex: Tipo de configuración de una comunicación, que sólo tiene un sentido
de transmisión.
Software: Lo constituyen todas las instrucciones o comandos que ejecutan una
acción sobre un equipo.
STP: Shielded Twister Pair- Par Trenzado Apantallado.
TDC3000A: El sistema que implementa el control automático DCS en la REE, es
proporcionado por la empresa Honeywell y su modelo es TDC3000A.
Telemantenimiento: Mantenimiento remoto, no es necesario ejecutarlo cerca del
equipo al que se le realiza la operación.
Telemetría: Medición remota.
Terminal: Equipo que envía o recibe datos por el bus de comunicación, pero que
para enviar sus datos necesita de una orden del equipo host.
TÍA: Asociación de Industrias de Telecomunicaciones.
Token Passing: En una red tipo bus, es la técnica de acceso al medio (bus) para
poder enviar información.
Token Ring: En una red tipo bus, es la técnica de acceso al medio (bus), fue
desarrollada por IBM y es casi parecida a la técnica Token Passing.
ton/d: Toneladas por día de operación.
Topología: Estructura física o lógica de una red de equipos.
-142-
Transceiver: Transmisor / receptor.
Transmitancia: Se define como la relación de intensidades de la radiación no
absorbida y de la radiación incidente, o dicho en otras palabras, es el poder de
radiación con respecto a la muestra testigo,
TRE: Técnicas Reunidas Eurocontrol.
Tx: Transmisor. Equipo transmisor.
UART: Universal Asynchronous Receiver/Transmitter.
UCN: Universal Control Network- Red de Control Universal.
UOP: Universal Oil Products.
US: Universal Station - Estación Universal. Es la interfaz entre el operador y el
TDCSOOO*.
USB: Universal Serial Bus - Bus Serial Universal.
UTM: Universal Transverse Marcator (Sistema Universal de Coordenadas).
UTP: Unshielded Twister Pair- Par Trenzado no Apantallado.
UV: Ultravioleta.
Wireless RF: Tecnología de transmisión inalámbrica.
, Och (mm)_
Relación UDch, adimensional
i Numero de puertos
t Distanci aenlrej2uerlos1
Diámetro de los puertos, (pulg)
Lonsiitud de los puertos de. maestreo
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90a
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No es posible ubicar al puertosiguiendo el criterio de los 8diámetros comente abajo.Recomendado por el íutextoUnificado del Ministerio delAmbiente1'. Registro OficialN°3516.A la misma elevación.El puerto estará soldado a lachimenea y provisto de bridaempernada, con tapón machode 1 pulg en el centro de lamisma.Introducido en la chimeneahasta donde termine la
-145-
ANEXO 2. ESPECIFICACIONES PARA LA CONSTRUCCIÓN DE PUERTOS DiMUESTREO EN LA YB-7002/3
P E T R O I N D U S T R 1 A L R E E Í I Ñ F O R M E : D P E C - R E ECONTRATO: 2003010. FECHAtlS Feb/2004ASUNTO: CONSTRUCCIÓN DE PUERTOS DE MUESTREO
FUENTE DE EMISIÓN: Y-B7002/3
PUNTOElevación déla chimenea, (mm)Distancia desde la últ imaperturbación hasta el final de lachimenea., L (mm)Elevación do la plataforma, (mm)Elevación cíe los puertos demuestreo.(nim)Diámetro externo de la chimenea,Dch (mm)
Relación U/Dch, adimensional
Número de puertos
Distancia entre puertos.
Diámetro de los puertos, (pulg)
Longitud de los puertos de. muestreo(mm).
UBICACIÓN OBSERVACIÓN45000
18000
375173S717
2412
7,46
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90a
4
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Espesor del refractario 56 mm
No es posible ubicar al puertosiguiendo el criterio de los 8diámetros comente abajo.Recomendado por el íltextoUnificado del Ministerio delAmbiente". Reuisiro OficialN°3516.A In misma elevación.El puerto estará soldado a lachimenea y provisto de bridaempernada, con tapón machode 1 putg en el centro de lamlsrna.Introducido en la chimeneahasta donde termine laprotección refractaria interna
El malcría] a utilizarse será aquel que no presente incompatibilidad con el metal de lachimenea, y resistente a altas temperaturas. Como accesorio a cada plataforma serecomienda instalar un sistema de poleas que permita la elevación de los equipos demuestreo hasta el puerto. |\Elaborado por: / 7"¡ "ffíN/"Grupo de Moni toreo UCfefl (\r_ . nw
Revisado por: /^fng. ,J&rnÍ^¿áo<!?L 'ff<^^^rr-'U>
Aprobado por:
PROGRAMA DE MONITOREO AMBIENTAL INTERNO
- U6-
PuEff.ro.
2-7000)
Elaborado por:
IGRUPO DE MONlTbf^EO UCE
Revisado por.
Ing. Rafnón Bedoya.
Aprobado por: Referencia'
Manual de Instrucciones. Tomo IFecha:18/Feb/2004 " |ESC: 1 / 215
,CHIMENEA:Y-B7002/3
-147-
ANEXO 3. ARQUITECTURA ACTUAL DEL DCS INSTALADO EN LA REE
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ANEXO 4. ARQUITECTURA DEL DCS DESPUÉS DE INSTALADO VARIOSANALIZADORES DE GASES IN SITU
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-153-
ANEXO 5. TIPOS DE FTA's DEL TDC300ÍT
a. FTA sin aislamiento galvánico, y
b. FTA aislada galvánicamente (para instalación segura e intrínseca).
a. FTAs sin aislamiento galvánico:
Tipo de FTA Descripción
HLAI/STI
Acepta niveles altos de entradas analógicas. Las
entradas son configurables como desbalanceadas o
diferenciales en relación a ia tierra lógica. Ésta FTA
también puede ser utilizada por los SmartTransmitter.
HLAI
Acepta niveles altos de entradas analógicas. Las
entradas son configurables como desbalanceadas o
diferenciales en relación a la tierra lógica.
STI
Acepta niveles altos de entradas analógicas que
provienen de los SmartTransmitter. Las entradas son
configurables como desbalanceadas o diferenciales en
relación a la tierra lógica.
LLAI
Acepta niveles bajos de entradas analógicas, que son
proporcionadas portermocuplas (TCs) o resistencias
detectoras de temperatura (RTDs). Las entradas están
aisladas e independientes, pero tienen un blindaje
común.
LLMux
Acepta un juego de entradas analógicas, tales como TCs
o RTDs. Las entradas son sequencialmente
multiplexadas. También pueden compartir la fuente de
alimentación.
AOProvee de salidas analógicas de 4-20mA, para accionar
generalmente válvulas.
120Vac(DI)
Acepta entradas digitales en ac. Todas las entradas son
aisladas entre sí. Existen dos versiones de FTA que
disponen de módulos de conexión entre ellas.
Similar a la anterior, excepto que maneja diferentes
-154-
Tipo de FTA
240 Vac (DI)
24 Vdc (DI)
120/240 Vac Solid
- State (DO)
3-30 Vdc Solid -
State (DO)
31-200 Vdc Solid-
State (DO)
24 Vdc
Nonisolated (DO)
120 Vac/ 125 Vdc
Relay (DO)
240 Vac/ 125 Vdc
Relay (DO)
Pl
Serial Device
Interface (SDI
Toledo)
SDI M/AStation
SDI UDC 6000
Serial Interface (SI
Descripción
valores de voltaje y corriente. Además las entradas están
divididas en 4 grupos de 8 circuitos y con un retorno
común para cada grupo. Los grupos se encuentran
aislados entre sí.
Acepta contactos agrupados con un retorno común
aislado. Existen dos versiones de FTA que disponen de
módulos de conexión entre ellas.
Proporciona salidas digitales ac de estado sólido, que
están aisladas entre ellas y el PM o APM.
Proporciona salidas digitales de de estado sólido, que
están aisladas entre ellas y el PM o APM.
Proporciona salidas digitales de de estado sólido, que
están aisladas entre ellas y el PM o APM.
Proporciona salidas digitales no aisladas que accionan
generalmente lámparas y relés.
Proporciona relés electromagnéticos independientes para
salidas digitales ac o de.
Proporciona relés electromagnéticos independientes para
salidas digitales ac o de.
Acepta 8 entradas, cada una con un contacto de 32-bit,
que son independientes y aislados y tienen un rango de
frecuencia de 20KHz de.
Proporciona una interfaz EIA-232 para e! modelo 8142-
2084 o 8142-2184 Toledo Weigh Cell, periféricos
manufacturados por Honeywell Inc.
Proporciona una interfaz EIA-422/485 que soporta de
hasta 4 modelos MU-MASX02 manual/auto station.
Proporciona una interfaz EIA-422/485 que soporta de
hasta 4 modelos UDC 6000, periférico manufacturado por
Honeywell Inc.
Proporciona una ¡nterfaz EIA-232 para un dispositivo
-155-
Tipo de FTA
Modbus RTU)
Serial Interface
(Alien - Bradley)
Descripción
compatible con Modbus, o una interfaz EIA-422/485 para
hasta 15 dispositivos compatibles con Modbus RTU.
Permite la conexión de un dispositivo con ElA-232
compatible con Allen-Bradley.
b. FTAs aisladas galvánicamente:
Tipo de FTA
HLAI / STl
HLAI
24 Vdc (DI)
AO
24 Vdc (DO)
Descripción
Acepta niveles altos de las entradas analógicas. Todas
las entradas son aisladas entre sí y tierra. También es
usada como interface de los SmartTransmitter.
Acepta niveles altos de las entradas analógicas. Todas
las entradas son aisladas entre sí y la tierra.
Acepta entradas de contactos. Todas las entradas son
aisladas entre sí y tierra.
Proporciona salidas aisladas de 4-20mA, para accionar
generalmente válvulas.
Proporciona salidas digitales aisladas, para accionar
válvulas solenoides o lámparas.
FTA de 16 señales AI y 16 señales AO
-156-
"FTA de 32 canales de señales AI
FTA de 32 canales redundantes de señales A<">
-157-
ANEXO 6. VARIAS ENTRADAS/SALIDAS (TERMINACIONES) DISPONIBLESEN EL DCS
#entradas/salidas
disponibles151616641613—
161114111314
Grupo
01010101010102020202030303—
UCN
0101010101010202020203030303
HPM
0303030303030303030303030523
Módulo
2122232730313029251624251027
Modelo
MC-PSTX03MOPSTX03MC-PSTX03MC-PAIH03MC-PAIH03MC-PAIH03MC-PAIH03MC-PAIH03MC-PSTX03MC-PSTX03MC-PSTX03MOPSTX03MC-PSTX03MC-PAIH03
Tipo
STIMSTIMSTIMHLAIHLAIHLAIHLAIHLAISTIMSTIMSTIMSTIMSTIMHLAI
GRUPO0102030405
UNIDADES DE PROCESONo Catalíticas 1 y 2Catalíticas 2 y FCC
Catalíticas 3Setria
Utilidades
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-159-
ANEXO 8. ESPECIFICACIONES GENERALES DEL EQUIPO ANALIZADOR DEGASES
Los analizadores IN SITU para chimeneas de hornos y calderas deberán cumplir
las siguientes especificaciones:
o Soportar temperaturas altas: 600 °C - 700 °C.
o Condiciones ambientales:
• Temperatura máxima de 36 QC y mínima de 16.5 °C.
• El período de lluvias transcurre entre los meses de enero a
mayo, siendo el mes de enero el de mayor pluviosidad con un
promedio de 213.3 mm.
• La humedad relativa promedio está entre 81 y 86 %, siendo
la máxima de 100 %.
• Los vientos predominantes tienen un flujo del suroeste, con
una velocidad promedio de 2 a 4 m/seg, y se manifiestan
marcadamente entre los meses de julio a octubre. En el resto
del año provienen del sur, suroeste, oeste y noroeste. El
porcentaje de calmas equivale al 19 % del tiempo.
o Instalación fácil.
o Puerto de comunicación RS-485.
o Entradas y salidas tipo 4-20mA, una para cada medición.
o El software de monitoreo que se ejecuta en una PC remota, para
generar reportes de medición.
o Tecnología de medición para el análisis de los gases: DOAS, ADST.
o Permitir el monitoreo de ios gases como: CO, SO2l NOx, CO2l HCI,
HC, NH3, entre otros, desde el rango de O ppm - 10 000 ppm.
o Monitoreo simultáneo.
o Aptos para chimeneas de 0.5 m hasta unos 5 m de diámetro.
o Garantía y soporte técnico.
-160-
ANEXO 9. FORMAS DE CONECTIVIDAD DE EQUIPOS DE CAMPO CON ELDCS
Cabina DCS
CAMPO
Equipos de catppo con protocoloHART (transmisores, válvulas)
Racks de Tarjetas 1/0
FTA(Field Termination Assembly)
Estación de monitoreo
Convertidor RS-485 a RS-232
Cabina DCS
Campo
Equipos de campocon protocolo HART(transmisores, válvulas)
Estación de monitoreo
Convertidor dePepperl + Fuchs ^^ 9 .Eicon HIS Panel
DCS
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EiconHART Mux
Panel
-162-
ANEXO 10. ESQUEMA DEL CABLEADO RECOMENDADO PARA
LA INSTALACIÓN DE ANALIZADORES DE GASES IN SITU
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-164-
ANEXO 12. SIMULACIÓN Y PRUEBA FINAL DEL CONVISO-EPN-232-485
El CONVISO-EPN-232-485 implementado en protoboard (Módulo 1)
Conexión entre dos CONVISO-EPN-232-485 usando un PC
-165-
Comunicación entre dos CONVISO-EPN-232-485
Conexión entre dos CONVISO-EPN-232-485, en senüdo contrario
-166-
Comunicación entre dos CONVISO-EPN-232-485, en sentido contrario
Módulo 2 del CONVISO-EPN-232-4S5
-167-
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ANEXO 13. LEGISLACIÓN AMBIENTAL
Referente a la calidad del aire ambiente existe dos normativas que aplican para el
sector hidrocarburífero:
- Texto Unificado de la Legislación Ambiental Secundaria. Libro VI.
Anexos III y IV. Ministerio del Ambiente. Diciembre del 2002. En este
reglamento se detallan los métodos de medición así como los valores
norma para los diferentes parámetros a monitorearse, tanto para
fuentes fijas de combustión como para calidad del aire ambiente.
- Reglamento Sustitutivo al Reglamento Ambiental para las
Operaciones H id roca rb u rife ras en el Ecuador. Dirección Nacional de
Protección Ambiental del Ministerio de Energía y Minas. Febrero 2001,
actualizado en Agosto 2003. En este reglamento se establecen los
límites permisibles, la frecuencia de muestreo, la metodología de
análisis y los formatos de reporte tanto de fuentes fijas de combustión
como de la calidad del aire ambiente.
A continuación se presenta la parte pertinente de los reglamentos señalados:
-169-
EL MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINAS
Considerando:
Que de conformidad con lo establecido en la Constitución Política de la República del Ecuador a losministros de Estado les corresponde: Expedir las normas, acuerdos y resoluciones que requiera la gestiónministerial, por lo tanto, el Ministerio de Energía y Minas puede fijar los límites permisibles en tasactividades hidrocarburíferas para disminuir los efectos que producen los diferentes, tipos de emisiones ala atmósfera.
Que de acuerdo con el artículo 9 de la Ley de Hidrocarburos, el Ministro de Energía y Minas es elfuncionario encargado de la ejecución de la política de hidrocarburos, así como de la aplicación de la Leyde Hidrocarburos, para lo cual, está facultado a dictar los reglamentos y disposiciones que ser requieran;
Que mediante Decreto Ejecutivo No. 1215, publicado en el Registro Oficial No. 265 de 13 de febrero de2001, se promulgó el Reglamento Sustítutívo del Reglamento Ambiental para las OperacionesHidrocarburíferas en el Ecuador, en el cual se establecieron parámetros y valores referenciales para elcontrol y monitoreo de emisiones a la atmósfera;
Que en la disposición transitoria séptima de dicho reglamento ambiental se dispone que hasta dentro dedos años desde la expedición del reglamento se revisarán los valores máximos referenciales y se fijarántos límites permisibles correspondientes, de acuerdo a los diferentes tipos de fuentes de emisión y en basede los datos de monitoreo generados en este período;
Que dentro del control y monitoreo de emisiones a la atmósfera, la realización del monitoreo deHidrocarburos Aromáticos Policíclicos (HAPs) y Compuestos Orgánicos Volátiles (COVs) presentódificultades operativas por deficientes definiciones y estandarización en las normas exigidas por el citadoreglamento ambiental;
Que la Dirección Nacional de Protección Ambiental cuenta con el estudio técnico de "Revisión dsparámetros de control para emisiones a la atmósfera", que permite fijar los límites permisibles paraemisiones a la atmósfera del sector hidrocarburifero, fundamentado en datos reales de la industria ycomparaciones técnicamente sustentadas;
Que es necesario fijar los límites permisibles para emisiones a la atmósfera y estandarizar otros aspectostécnicos del monitoreo y control de dichas emisiones;
Que el proyecto de regulación para la fijación de dichos límites permisibles, mediante oficio No. SPA-0303258 de 31 de marzo de 2003, fue consultado con la industria e instituciones de los sectores público yprivado involucrados en la temática, cuyas observaciones fueron consideradas dentro de un proceso deevaluación técnica;
Que el Subsecretario de Protección Ambiental con memorandos Nos. 230-SPA-2003 de 19 de mayo de2003 y 262 de 19 de junio de 2003, emitió su informe técnico y recomienda al señor Ministro laexpedición de un acuerdo para fijar los límites máximos permisibles para emisiones a la atmósferaprovenientes de fuentes fijas de las actividades hidrocarburíferas;
Que mediante memorando No. 358-DPM-AJ de 19 de junio de 2003, la Dirección de ProcuraduríaMinisterial emitió su informe favorable al proyecto; y,
En ejercicio de las facultades conferidas por el numeral 6 del artículo 179 de la Constitución Política de laRepública del Ecuador, 6 y 9 de la Ley de Hidrocarburos, en concordancia con lo señalado en el artículo17 del Estatuto del Régimen Jurídico y Administrativo de la Función Ejecutiva,
Acuerda:FIJAR LOS LIMITES MÁXIMOS PERMISIBLES PARA EMISIONES A LA ATMOSFERAPROVENIENTES DE FUENTES FIJAS PARA ACTIVIDADES HIDROCARBURÍFERAS.
-170-
Art l.-LIMITES PERMISIBLES.- Se fijan los valores máximos permisibles de emisiones a la atmósferapara los diferentes tipos de fuentes de combustión, en función de los tipos de combustible utilizado,conforme las siguientes tablas:
Tabla 1.- Límites máximos permitidos para emisiones de calderos y hormos.
Contaminante(mg/dsm3)
'nVAnV*' ""•'*•'
Material Particulado(MP)Óxidos de Carbono (CO)Óxidos de Nitógeno(NOx)Óxidos de Azufre (SO2)
HPAsCOVs
Tipo de combustible que utiliza
GLPoGas
50
35250
30
0,15
DIESEL
75
35360
580
0,110
BUNKER o CRUDO
100
35360
1,900***2.500***
0,110
Tabla 2.-LímÍtes máximos permitidos para emisiones de generadores eléctricos y motores de combustióninterna.
Contaminante(mg/dsm3)
Material Particulado(MP)Óxidos de Carbono (CO)
Óxidos de Nitógeno(NOx)Óxidos de Azufre (SO2)
HPAsCOVs
Tipo de combustible que utiliza
GLPoGas
100
•- 1.500*•500**
300
30
0,15
DIESEL
150
1.500T
500** .1.900
580
0,110
BUNKER o CRUDO
150
1.500*500**1.900
1.900***2.500***
0,110
* Para generadores con capacidad menor a 750 kW.** Generadores capacidad mayor a 750 kW.*** Para crudos o bunker con un contenido de azufre de <2,2% S; 1900 mg/dsm3; para crudos o bunkercon un contenido de azufre de >2,2% S: 2500 mg/dsm3.
Tabla 3.- Límites máximos permitidos para emisiones de turbinas.
Contaminante(mg/dsm3)
Material ParticuladoCMP}_ _jÓxidos de Carbono (CO)Óxidos de Nitógeno(NOx)Óxidos de Azufre (S02)HPAsCOVs
Tipo de combustible que "tilica
GAS
100
150250
300,1
GLP
100
150500
300,1
5 1 10
DIESEL
150
150500
5800,110
Tabla 4.- Límites máximos permitidos para incineradoras de residuos petroleros.
Contaminante(mg/dsm3)Material Particulado (MP)Óxidos de Carbono (CO)Óxidos de Nítógeno (NOx)Óxidos de Azufre (SO2)HPAsCOVs
Límite permitido
2462
350280,12'
mg/dsm: Expresado como miligramos de contaminante por metro cúbico de gas seco y referido acondiciones estándar de T y P y 11% de 02.
MP: Material particulado muestreado isocinéticamente y medido gravimétricamente.
NOx: Expresado y medido como "NO2.
COVs: Expresado como mgC/dsm** (suma de BETX). Usar el factor 0,4393 para expresar como Cequivalente.
HAPs: Expresado como mgC/dsm3 (suma de fenantreno, pireno y enseno). Usar el factor 0,95 paraexpresar como C equivalente.
Art. 2.-DETERMINACION DE HAPs.- Para la determinación, el control y el monitoreo deHidrocarburos Aromáticos Policiclicos ( HAPs) se considerará la suma del fenantreno, pireno y enseno,expresado en miligramos de carbono por metro cúbico de gas seco y referido a condiciones estándar deTemperatuitt (T) y Presión (P) y 11% de Oxigeno (02). La determinación analítica de este parámetro serealizará mediante lo establecido en la siguiente tabla:
Tabla 5.- Métodos de muestro y medición de emisiones de combustión.
PARÁMETRO
VELOCIDAD
HUMEDAD
PRESIÓN
TEMPERATURA
MATERIALPARTICULADO
OXIGENO YDIÓXIDO DECARBONO (02 YCO2)MONOXIDO DECARBONO (CO)
DIÓXIDO DE
MÉTODO DEMUESTROEPA, Parte 60, ApéndiceA, Método 1EPA, Parte 60, ApéndiceA, Método 4EPA, Parte 60, ApéndiceA, Método 1EPA, Parte 60, ApéndiceA, Método 1Chimeneas dediámetro>30 cm: EPA,Parte 60, Apéndice A,Método 5.Chimeneas dediámetro<30 cm: EPA,Parte 60, Apéndice A,Método 1*EPA, Parte 60, ApéndiceA, Método 3
EPA,Subparte53,23
EPA,Subparte53.23
INSTRUMENTOS DEMEDICIÓNPitot y manómetrodiferencial inclinadoTren de borboteo
Pitot estático ymanómetroTemperatura tipo K
Tren isócinético
Micro pitot y micorsonda previo al trenisócinético
ORSAT o SE
SE,NDIRoGC
SE,NDIR.oGC
PRINCIPIO DEDETERMINACIÓNMedición de presionesestática y dinámicaCondensación del agua ypesajeDiferencial de presión.
Potenciometría
Succión de 1,25 m3 degas, y gravimetría
Succión de 1,25 m3 degas, y gravimetría
Extracción de unvolumen de gas yabsorción en solucionesOrsat.Extracción de unvolumen de gas yanálisis electroquímicoExtracción de un
- 1,79, -
NITRÓGENO (NO2)Y MONOXHX) DENITRÓGENO (NO)DIÓXIDO DEAZUFRE
HIDROCARBUROSAROMÁTICOSÉOLICICLICOS(HAPs)
COMPUESTOSORGÁNICOSVOLÁTILES (COVs)
EPA, Subparte 53.23
Maestreo: EPA, Parte60, Apéndice A, Método23Extracción y preparaciónde la muestra: ASTMD6209
EPA, Parte 60, ApéndiceA, Método 25
SE, NDIR o GC
Cromatografía +FID,MS,DE
FEO instalado posterioral muesíreo isocinético
volumen de gas yanálisis electroquímico
Extracción de unvolumen de gas yanálisis electroquímicoExtracción de 10 mj degas, filtración encartucho XAD-2Extracción con clorurode metilo, cromatografíade gases, HPLC ydeterminación conespectroscopia de masas,FU) o diodos.Extracción de unvolumen de gas yanálisis con FJD
* Se aplicarán los métodos de referencia citados en la tabla o equivalentes al ASTM o métodosestandarizados equivalentes publicados por otras agencias u organismos reconocidos a nivelinternacional.
Art 3.- DETERMINACIÓN DE COVs.- Para la determinación de Compuestos Orgánicos Volátiles(COVs) se considerará la suma de Benceno, Etilbenceno, Tolueno y Xileno (BETX), expresado en
t miligramos de carbono por metro cúbico de gas seco y referido a condiciones estándar de Temperatura(T) y Presión (P) y 11% de Oxigeno (O2). La determinación analítica de este parámetro se realizarámediante lo establecido en la tabla 5 del articulo 4 del presente acuerdo.
Art. 4.- CLASIFICACIÓN DE FUENTES DE EMISIÓN.- Fuentes de combustión, que por su alta tasade emisión o potencial riesgo de contaminación con sustancias nocivas son consideradas como especiales,deberán monitorearse con todos los parámetros indicados en el artículo 1, tablas 1, 2, 3 y 4, según sea elcaso, y con las frecuencias establecidas en el artículo 12 del Reglamento Sustitutivo del ReglamentoAmbiental para las Operaciones Hidrocarburíferas en el Ecuador:
Fuentes de combustión especiales:a) Incineradoras de residuos petroleros operadas por los sujetos de control o por subcontratistas dentro
de áreas y/o facilidades bajo la responsabilidad del respectivo sujeto de control. Para incineradorasen sitios o jurisdicciones externas al área de responsabilidad del sujeto de control, los subcontratistasdeberán contar con los permisos correspondientes y cumplir la normativa ambiental vigente en elpaís.
b) Hornos, calderos y fuentes de combustión con capacidad de procesamiento igual o mayor a 510 BHPol7xl06BTU/h;
c) Generadores eléctricos con capacidad instalada mayor o igual a 5 MW operados con gas, diesel,crudo o hidrocarburos pesados; y,
d) Unidades de craqueo, reformado e isomerización, así como las de producción de asfalto, betunes yaromáticos.
Art. 5.- EXCEPCIONES:a) Todas las fuentes de combustión diferentes a las indicadas en el articulo 4T deberán realizar el
monitoreo de emisiones a la atmósfera de acuerdo a lo establecido en el artículo 12 del ReglamentoSustiturivo del Reglamento Ambiental para las Operaciones Hjdrocarburiferas en el Ecuador, exceptolos parámetros de HAPs y COVs que se podrán determinar con periodicidad anual y seránobligatorios en aquellos casos en los cuales el monitoreo de CO y/o MP revele concentracionessuperiores a los límites permisibles que constan en el artículo 1, tablas 1, 2, 3 y 4 del presenteacuerdo. Además la DINAP A podrá disponer en cualquier momento el muestreo y análisis de estosparámetros de control;
b) Los mecheros, antorchas verticales y venteos (vent stack) no estarán obligados al monitoreo deemisiones a ta atmósfera debido a impedimentos técnicos para realizar el monitoreo directo. Sin
embargo, se aplicará la fórmula siguiente para establecer la altura geométrica mínima que debencumplir para facilitar la dispersión vertical de contaminantes.
Donde; H =* altura geométrica de la antorcha en metros.Q = flujo másico de azufre (S) en kg/hora calculado a partir de la concentración de SO2 o H2S en laemisión o en el Venteo.
c) En el caso de mecheros horizontales se deberán instalar los mecanismos de depuración de gasesnecesarios para cumplir las Normas Nacionales de Calidad del Aire Ambiente en los alrededores;
d) Quedan eximidos del monitoreo de emisiones los generadores emergentes, motores y bombas contraincendios cuya tasa de funcionamiento sea menor a 100 horas por año. No obstante, si dichasunidades no son sujetas a un mantenimiento preventivo estricto, la DINAPA puede disponer que seanmonitoreadas trimestralmente;
e) En el caso del monitoreo semanal de refinerías, los parámetros HAPs y COVs por consideracionestécnicas y de complejidad del muestreo, serán monitoreadas trimestralmente; y,
f) En el caso del monitoreo semanal de períodos de perforación, los parámetros HAPs y COVs, porconsideraciones técnicas y de complejidad de muestreo, serán monitoreadas por una sola vez en elprimer mes y luego del inicio de la perforación y posteriormente sí la DINAPA lo dispone de maneraexpresa para alguna fuente fija en particular.
Art. 6.- PÓRTICOS DE MUESTREO.- Para la locaüzación de los pórticos o puertos de muestro sedeberán escoger un tramo recto de chimenea donde el flujo de gas sea laminar y no ciclónico. El pórticodebe ser una unión de 3 pulgadas de diámetro rosca NTP, directamente soldada a la chimenea. Para elcaso de chimeneas con diámetros menores que 30 cm, se instalarán dos pórticos, de preferencia de 1pulgada de diámetro, instalados uno a continuación de otro y separados al menos 2 diámetros entre sí.
Art. 7.-METODOS DE MEDICIÓN.- Se establecen como obligatorios los métodos estándar establecidoen el artículo 2 de la tabla 5 del anexo, que deben aplicarse para el muestreo y análisis de las emisiones decombustión.
Art. 8.- FORMATOS.- Los reportes de monitoreo periódico deben presentarse en forma impresa y enformato digital a la Dirección Nacional de Protección Ambiental del Ministerio de Energía y Minas parafacilitar la sistematización de la información requerida:
a) Conforme el formato 2 del Anexo 4 del Reglamento Sustitutivo del Reglamento Ambiental para lasOperaciones Hidrocarburíferas en el Ecuador deberán registrarse todas las fuentes fijas decombustión para establecer los correspondientes puntos de monitoreo y la localización de los pórticosde muestreo;
b) Conforme el formato 4 del Anexo 4 del Reglamento Sustitutivo del Reglamento Ambiental para lasOperaciones Hidrocarburíferas en el Ecuador, se deberán reportar los resultados de los monhoreosperiódicos, agregando los siguientes criterios básicos según el siguiente detalle:
• Código de la Fuente de Combustión,• Tipo de fuente de combustión,• Capacidad teórica, kW; BHP o gal. Combustible/h.• Carga durante el monitoreo, kW; BHP o gal. Combustible/tL• Tipo de combustible utilizado,• Horas de funcionamiento/día.• Horómetro u horas totales de operación.• Altura geométrica de chimentea, m.• Diámetro de chimenea a la altura del pórtico, m.• Distancia (número de diámetros) entre la anterior perturbación y el puerto de muestreo.• Distancia (número de diámetros) entre el puerto de muestreo y la siguiente perturbación.» Número de puntos muestreados dentro de la chimenea.• Velocidad promedio de los gases, rn/s.• Humedad del gas, %.• Volumen de muestreo, dsm3.• Tiempo de muestreo, min.• Diámetro interior de la boquilla de succión, mnx
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• Temperatura chimenea, °C.• Presión barométrica, mmHg.• Presión estática al interior de la chimenea, mmHg.• Presión dinámica al interior de la chimenea, mmHg.• Número de Humo, N.H.;
c) Los reportes periódicos de monitoreo deben sujetarse al formato establecido en la siguiente tabla:
Tabla 6.- Formato 4 codificado, obligatorio para el reporte de monitoreo de emisiones.
Reporte No.Razón social del sujeto de controlCódigo de la fuente de combustiónTipo de fuente de combustiónCapacidad teórica, kW; BHP o gal. Corobustíble/h.Carga durante el monitoreo, kW; BHP o gal.Combustible/h.Tipo de combustible utilizadoHoras de funcionamiento/diaHorómetro u horas totales de opeaciónAltura geométrica de la chimenea, mDiámetro de chimenea a la altura de pórtico, m •Distancia (número de diámetros) entre la anteriorperturbación y el puerto de muestreo.Distancia (número de diámetros) entre el puerto demuestreo y la siguiente perturbaciónNúmero de puntos muestreados dentro de lachimeneaVelocidad promedio de los gasesHumedad del gasVolumen de muestreoTiempo de muestreoDiámetro interior de la boquuilla de succiónTemperatura chimeneaPresión barométricaPresión estática media al interior de la chimeneaPresión dinámica media al interior de la chimeneaMPO2COSO2NONO2NJÍ.COVsHAPsFecha de muestreoRazón social del laboratorio responsableFirma de responsabilidad
m/s Método% MétododsmMinmm°CmmHgmmHgmmHgmg/dsm% volppmvppmvppmvppmv
ppmvmg/dsm3
MétodoMétodoMétodoMétodoMétodoMétodoMétodoMétodoMétodoMétodoMétodoMétodoMétodoMétodoMétodoMétodo
± incertidumbredb incertidumbresb incertídumbre
± incertidumbre± incertidumbredb incertidumbredb incertidumbre
± incertidumbredb incertidumbre
La composición de gases debe reportarse tal como se mide y sin ninguna transformación previa; y,
d) Los reportes de monitoreo deben adjuntar obligatoriamente las impresiones de campo generadas porlos analizadores de combustión.
Art. 9.- ABREVIACIONES: Las siguientes son las abreviaciones utilizadas en el presente acuerdo:
a.c.: Condiciones de Temperatura (T) y Presión (P) imperantes en la chimenea.ASTM: Estándares americanos de análisis y de materiales.