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UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR Decanato de Estudios Profesionales

Coordinación de Ingeniería Electrónica

Desarrollo de documentos de Ingeniería de Detalle para el Proyecto: “Trabajos de Ingeniería

para las instalaciones de la plantas FCC No. 2 y HDD, pertenecientes a la Refinería General

Lázaro Cárdenas de PEMEX Refinación, en México”

Por

Gabriel José Rendón Fuentes

Sartenejas, Noviembre 2005



Desarrollo de documentos de Ingeniería de Detalle para el Proyecto: “Trabajos de Ingeniería

para las instalaciones de la plantas FCC No. 2 y HDD, pertenecientes a la Refinería General

Lázaro Cárdenas de PEMEX Refinación, en México”

Por

Gabriel José Rendón Fuentes

Realizado con la Asesoría de

Ernesto Granado y

María del Valle López

PROYECTO DE GRADO

Presentado ante la Ilustre Universidad Simón Bolívar

como requisito parcial para optar al título de Ingeniero Electrónico




Desarrollo de documentos de Ingeniería de Detalle para el Proyecto “ Trabajo de Ingeniería para las instalaciones de la plantas FCC Nº2 y HDD, pertenecientes a la Refinería General Lázaro

Cárdenas de PEMEX Refinación, en México”

PROYECTO DE GRADO presentado por Gabriel José Rendón Fuentes

Carnet 0033254

REALIZADO CON LA ASESORÍA DE Ernesto Granado y Maria del Valle López

RESUMEN

Debido a la necesidad de Petróleos Mexicanos de aumentar su capacidad de producción decide realizar la construcción de las plantas FCC y HDD, llevando a licitación el proceso, en él resulta ganador la empresa Dragados Industrial S.A. la cual posteriormente subcontrata a VEPICA para desarrollar la ingeniería de detalles.

Estas plantas a construir son de gran envergadura, razón por la cual se debe realizar un proceso de ingeniería donde se definan detalladamente las especificaciones de las mismas, el cual es llamado ingeniería de detalles. En este trabajo de pasantía se desarrolla con la ingeniería de detalles y se describen los pasos que se deben seguir para la elaboración de una serie de documentos y planos para efectuar el proceso de procura y construcción de la planta. Para este proyecto, las exigencias del cliente se pueden resumir en que la instrumentación debe ser de última generación con seguridad intrínseca y protocolo de comunicación Foundation Fieldbus. A partir de esto se desarrolló la documentación: especificaciones, hojas de datos, detalles de instalación, lista de señales, índice de instrumentos, cableado y lazos de control. Adicionalmente, VEPICA implementó la utilización de dos programas que facilitan la ingeniería de detalles, estos son SmartPlantP&ID para crear diagramas de tuberías e instrumentación inteligentes e INtools para la emisión de documentos de la disciplina de instrumentación. Ambos programas fueron integrados para lograr consistencia en la información bajo la misma plataforma de Oracle. PALABRAS CLAVES: Ingeniería de Detalles, Foundation Fieldbus, INtools, SmartPlant P&ID.

Aprobado con mención:_______ Postulado para el premio:_______


DEDICATORIA

A mis padres José y Adelia por darme

todo el apoyo, amor y cariño,

brindándome las oportunidades para

llegar hasta aquí.

A mis hermanos Enrique ,Verónica, Mariana

y Miguel

Y a todos los demás familiares y amigos

que son parte de mi vida.

AGRADECIMIENTOS

A VEPICA por brindarme la oportunidad

de pertenecer a su grupo de trabajo.

A Malle por su gran paciencia y dedicación.

Al Prof. Ernesto Granado por su asesoría.

A todo el Departamento de Instrumentación

por su apoyo.

Y a mis padres porque sin ellos

esto no sería posible de verdad,

GRACIAS.

i

ÍNDICE GENERAL

INTRODUCCIÓN........................................................................................................................... 1

1. LA EMPRESA VEPICA ........................................................................................................ 5

1.1. Misión ............................................................................................................................... 6

1.2. Visión................................................................................................................................ 6

1.3. Valores.............................................................................................................................. 7

2. EVOLUCIÓN DE LOS SISTEMAS DE CONTROL INDUSTRIAL ............................... 9

3. OBJETIVOS.......................................................................................................................... 13

4. PLANTA FCC....................................................................................................................... 15

5. PLANTA HDD ...................................................................................................................... 19

6. NORMAS Y ESTANDARES ............................................................................................... 22

6.1. ISO 9001:2000................................................................................................................ 22

6.1.1. El manual de calidad .............................................................................................. 23

6.1.2. El manual de procedimientos ................................................................................. 24

6.2. NORMAS MEXICANAS .............................................................................................. 24

6.2.1. Normas Oficiales Mexicanas (NOM)..................................................................... 24

6.2.2. Normas Mexicanas (NMX) .................................................................................... 24

6.2.3. Normas de Referencia (NRF)................................................................................. 25

6.2.4. Especificaciones de PEMEX.................................................................................. 25

6.3. NORMAS ANSI / ISA ................................................................................................... 25

6.3.1. ANSI/ISA-S5.1....................................................................................................... 25

6.3.2. ISA-S12.1-1991...................................................................................................... 30

6.3.2.1. Clase............................................................................................................... 30

6.3.2.2. División.......................................................................................................... 31

6.3.2.3. Grupo ............................................................................................................. 31

6.4. API.................................................................................................................................. 32

7. FUNDAMENTOS TEÓRICOS ........................................................................................... 34

7.1. INSTRUMENTACIÓN INDUSTRIAL......................................................................... 34

7.1.1. Instrumentos en línea.............................................................................................. 34

7.1.2. Instrumentos fuera de línea .................................................................................... 34

7.2. SISTEMA DE CONTROL ............................................................................................. 35

ii

7.2.1. Componentes de los sistemas de control ................................................................ 35

7.2.2. Objetivos de los sistemas de control ...................................................................... 36

7.2.3. Tipos de sistemas de control .................................................................................. 36

7.2.3.1. Sistema de control centralizado ..................................................................... 37

7.2.3.2. Sistema de control distribuido........................................................................ 37

7.2.3.3. Sistema de control jerárquico......................................................................... 38

7.3. SISTEMA DE PARO DE EMERGENCIA.................................................................... 38

7.4. PROTOCOLO FOUNDATION FIELDBUS ................................................................. 38

7.4.1. Capa Física ............................................................................................................. 40

7.4.1.1. Cableado......................................................................................................... 42

7.4.2. Capa de Enlace (DLL)............................................................................................ 44

7.4.3. Subcapa de Acceso (FAS) ...................................................................................... 46

7.4.4. Especificación de Mensaje (FMS).......................................................................... 46

7.4.5. Capa de Aplicaciones de Usuario........................................................................... 46

7.4.5.1. Bloque de recurso (Resourse Block).............................................................. 47

7.4.5.2. Bloque transductor (Transducer Block) ......................................................... 47

7.4.5.3. Bloques funcionales ....................................................................................... 47

7.5. COMPARACIÓN DE FOUNDATION FIELDBUS CON OTROS PROTOCOLOS DE

COMUNICACIÓN INDUSTRIAL ............................................................................................ 48

7.5.1. 4 – 20 mA ............................................................................................................... 48

7.5.1.1. Ventajas.......................................................................................................... 48

7.5.1.2. Desventajas .................................................................................................... 49

7.5.2. Protocolo HART..................................................................................................... 50

7.5.2.1. Ventajas.......................................................................................................... 51

7.5.2.2. Desventajas .................................................................................................... 51

7.5.3. Protocolo Profibus.................................................................................................. 52

7.5.4. Protocolo Modbus .................................................................................................. 52

7.5.4.1. Ventajas.......................................................................................................... 54

7.5.4.2. Desventajas .................................................................................................... 54

7.6. SEGURIDAD INTRÍNSECA......................................................................................... 54

7.6.1. Nivel de energía de seguridad ................................................................................ 55

8. INTEGRACIÓN DE PROGRAMAS.................................................................................. 57

8.1. INTOOLS 6.0. ................................................................................................................ 58

iii

8.1.1. Utilidad en las diversas etapas................................................................................ 58

8.1.1.1. Ingeniería ....................................................................................................... 59

8.1.1.2. Diseño ............................................................................................................ 61

8.1.1.3. Procura, Construcción, Puesta en Marcha, Operación y Mantenimiento....... 62

8.2. SMARTPLANT P&ID ................................................................................................... 62

8.3. ORACLE ........................................................................................................................ 63

8.4. INFOMAKER................................................................................................................. 65

8.5. INTEGRACIÓN DE BASES DE DATOS..................................................................... 67

8.5.1. Búsqueda de campos disponibles ........................................................................... 67

8.5.2. Proceso de importación .......................................................................................... 68

9. METODOLOGÍA PARA EL DESARROLLO DE LA INGENIERÍA DE DETALLES

74

9.1. Lineamientos de la ingeniería básica y requerimientos del cliente................................. 75

9.2. Revisión y actualización de los DTI ............................................................................... 75

9.3. Actualización de la base de datos de los instrumentos ................................................... 77

9.4. Emisión del índice de instrumentos ................................................................................ 77

9.5. Emisión de la lista de señales ......................................................................................... 78

9.6. Elaboración de hojas de datos......................................................................................... 78

9.7. Emisión de los diagramas de lazos de control ................................................................ 79

9.8. Emisión de los detalles de instalación ............................................................................ 79

10. DESARROLLO................................................................................................................. 81

10.1. Revisión de los Lazos de Control ............................................................................... 85

10.1.1.1. Control de Presión en el Tambor de Reflujo del Splitter C3 ......................... 85

10.1.1.2. Lazo de Control de Nivel en el Tambor Separador de Alta Presión .............. 87

CONCLUSIONES......................................................................................................................... 90

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ........................................................................................ 92

iv

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 0.1 Organigrama del Proyecto: ubicación de la disciplina de instrumentación señalada por

un círculo................................................................................................................................... 3

Figura 4.1 Esquemático de la Planta FCC....................................................................................... 18

Figura 5.1 Esquemático de planta HDD.......................................................................................... 21

Figura 6.1 Plano de Simbología de Instrumentos: representación gráfica de los instrumentos en un

DTI. ......................................................................................................................................... 27

Figura 7.1 .- Capas OSI comparadas con capas utilizadas por Fieldbus ......................................... 39

Figura 7.2.- Bytes en los paquetes de Fieldbus ............................................................................... 40

Figura 7.3 Codificación Manchester Bifase-L ................................................................................ 41

Figura 7.4 .- Preámbulo, comienzo y fin ......................................................................................... 41

Figura 7.5.- Lista de programación: posible lista de programación para tres lazos de control en un

segmento. ................................................................................................................................ 45

Figura 7.6.- Cableado convencional y cableado Foundation Fieldbus............................................ 49

Figura 7.7 HART Comunicación digital y analógica simultanea.................................................... 50

Figura 7.8 Conexión HART convencional con red paralela multipunto......................................... 51

Figura 7.9 .- Capas OSI comparadas con capas utilizadas por Modbus.......................................... 53

Figura 7.10 Efecto de la concentración sobre la energía de ignición .............................................. 56

Figura 8.1 INtools 6.0: pantalla inicial del software, donde nos permite escoger el módulo a

utilizar. .................................................................................................................................... 59

Figura 8.2 Módulo Index en el INtools: propiedades de un tag de identificación .......................... 60

Figura 8.3 Browser del módulo Index: permite la visualización de los instrumentos de una manera

rápida y sencilla. ..................................................................................................................... 61

Figura 8.4 SmartPlant P&ID ........................................................................................................... 63

Figura 8.5 Relación de tablas en ORACLE..................................................................................... 64

Figura 8.6 Estructura de la base de datos Oracle: generada con Infomaker.................................... 65

Figura 8.7 Consulta utilizando Infomaker: programación gráfica en la parte superior y SQL en la

inferior..................................................................................................................................... 66

Figura 8.8 Visualización de base de datos con TOAD: se observa los datos de la tabla

COMPONENT........................................................................................................................ 68

Figura 8.9 INtools Import Utility: barra de herramientas................................................................ 69

v

Figura 8.10 INtools Import Utility: conexión a la base de datos de SmartPlant P&ID................... 70

Figura 8.11 Creación de enlaces en Smart Plant P&ID................................................................... 71

Figura 8.12 Columnas de origen y de destino. ................................................................................ 72

Figura 8.13.- Ventana de Comparación: se chequea la información que se va a importar ............. 73

Figura 10.1 Topología de árbol ....................................................................................................... 84

Figura 10.2.- Lazo de control de presión inteligente....................................................................... 86

Figura 10.3 Lazo de control de nivel inteligente............................................................................. 87

ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1 Combinaciones Típicas de Letras: para identificación de elementos................................. 29

Tabla 2 Bloques funcionales ........................................................................................................... 47

vi

LISTA DE SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS

ACL: Aceite Cícliclo Ligero

AI: Entrada Analógica

ANSI: Instituto Americano de Estandarización (The American National Standards Institute)

AO: Salida Analógica

ASCII: Codificación Estándar Americana para el Intercambio de Información (American

Standard Code for Information Interchange)

API: Instituto Americano del Petróleo (American Petroleum Institute)

BPD: Barriles por día

DC: Corriente Directa

DEA: Dietanolamina

DLL: Capa de Enelace(Data Link Layer)

DTI: Diagrama de Tubería e Instrumentación

FAS: Subcapa de Acceso (Fieldbus Access Sublayer)

FCC: Planta Catalítica No. 2

FMS: Especificación de mensaje (Fieldbus Message Specification)

FSK: Frequency Shift Keying

HDD: Planta Hidrodesulfuradora de Diesel

HSE: Red de Alta Velocidad (High Speed Ethernet)

IMP: Instituto Mexicano del Petróleo

ISA: Sociedad para Instrumentación, Sistemas y Automatización (The Instrumentation,

Systems, and Automation Society)

ISO: Organización Internacional de Estandarización (International Organization for

Standardization)

LAS: Link Active Scheduler

LFNM: Ley Federal sobre Metrología y Normalización

LPG: Gas Licuado del Petróleo

NMX: Normas Mexicanas

NRF: Normas de Referencia

NOM: Normas Oficiales Mexicanas

vii

OSI: Sistema de Interconexión Abierto (Open System Interconnection)

PEMEX: Petróleo Mexicano

PID: Controlador Proporcional/Integral/Derivativo

PLC: Procesadores Lógicos Programables

RTD: Elemento de temperatura basado en una resistencia

RDBMS: Manejador de Sistemas de Bases de Datos Relacionadas (Related Database

Management System)

SCD: Sistemas de Control Distribuido

SCADA: Sistema de Supervisión y Adquisición de Datos (Supervisory Control and Data

Acquisition)

SQL: Lenguaje de Consulta Estructurada (Structure Query Language)

VEPICA: Venezolana Integrada de Proyecto C.A.

VCR: Relaciones Virtuales de Comunicación (Virtual Communication Relationship)

1 Introducción

INTRODUCCIÓN

Petróleos Mexicanos (PEMEX) está en proceso de ampliación de la refinería “Gral.

Lázaro Cárdenas” ubicada en Minatitlán, Estado de Veracruz en México, para ello realizó un

proceso de licitación a nivel mundial de 6 paquetes para la construcción y reconfiguración de

distintas plantas, necesarias para las perspectivas y/o expectativas de crecimiento en los

próximos años.

Dragados Industrial S.A., empresa española contratista en el área de ingeniería y

construcción ganó la licitación del paquete 3, el cual consiste en la ingeniería, procura y

construcción de la Planta Combinada, Planta Catalítica No. 2 (FCC) y la Planta

Hidrodesulfuradora de Diesel (HDD). La experticia de Dragados Industrial es la construcción,

razón por la cual realizó un proceso de licitación para subcontratar a compañías de ingeniería

que se especializaran en proyectos de ingeniería de detalles. VEPICA resultó ganadora para la

realización de las ingenierías de las plantas FCC y HDD, formando un grupo de trabajo

integrado por las tres compañías y la sede para este desarrollo está en Caracas, Venezuela. La

ingeniería de detalles de la Planta Combinada está siendo desarrollada por Foster Wheeler

Iberica en Madrid, España.

El proceso de ingeniería en el desarrollo de cualquier proyecto consta de tres etapas: la

ingeniería conceptual donde se da una idea inicial de las necesidades del cliente y una

evaluación de las diversas tecnologías que pueden ayudar a satisfacer las mismas; en segundo

lugar esta la ingeniería básica donde se desarrollan las bases del proceso como tal y se

comienza con el desarrollo de los lineamientos de funcionamiento básicos; y finalmente la

ingeniería de detalles donde se especifica con detalles todo los componentes de la planta para

luego completar con las fases de procura y construcción de todos los equipos, instrumentos,

sistemas de control y materiales diversos.

Cabe destacar que la ingeniería conceptual y la ingeniería básica, tienen como objetivo

primordial la realización de un estimado de costo, con el cual permite a PEMEX evaluar la

factibilidad del proyecto.

2 Introducción

La ingeniería conceptual fue realizada por PEMEX debido a su necesidad de aumentar

su capacidad de producción anual, debido al actual aumento del mercado internacional.

La ingeniería básica de la planta FCC fue desarrollada por la empresa M. W. Kellogg y

la de la planta HDD por el Instituto Mexicano del Petróleo (IMP), ambas ingenierías son el

punto de partida para el desarrollo de las respectivas ingenierías de detalles. Para esto, el

proyecto consta de 6 disciplinas que son procesos, tuberías, civil, electricidad, equipos e

instrumentación, y en esta última es el área donde se desarrolla esta pasantía.

La disciplina de instrumentación, es la encargada de realizar los documentos y planos

que permiten definir la instrumentación, estrategias de control y operación de la planta que

garanticen el funcionamiento y operación segura de la misma. Igualmente desarrolla la

filosofía de paro de emergencia y las secuencias que permitan una parada segura de la planta.

Entre sus actividades está el especificar el sistema básico de control de procesos y los sistemas

de protección, es decir, el sistema de paro de emergencia y el sistema de detección de fuego y

gas. Adicionalmente, definir y especificar todos los instrumentos necesarios para el correcto

funcionamiento y monitoreo de todas las variables involucradas en el proceso de cada una de

las plantas.

VEPICA como empresa líder de ingeniería está implementando por primera vez

utilizar los programas INtools y SmartPlantP&ID, los cuales son desarrollados por la empresa

Intergraph y dan el beneficio de crear Diagramas de Tubería e Instrumentación (DTI)

inteligentes y la emisión de documentos de la disciplina de instrumentación directamente de

una base de datos. Como todo comienzo se requiere de un proceso de adaptación y aprendizaje

de las nuevas herramientas, de manera de completar la curva de aprendizaje. Adicionalmente,

estos dos programas no están completamente integrados en las versiones que se disponían

cuando comenzó el proyecto y se requiere de un personal dedicado casi exclusivamente a la

integración de ambas bases de datos.

La ubicación de la disciplina de instrumentación en el proyecto, se puede observar en

el organigrama que se muestra en la Figura 0.1.

3 Introducción

Figura 0.1 Organigrama del Proyecto: ubicación de la disciplina de instrumentación señalada por un círculo.

El presente libro de pasantía se encuentra estructurado en capítulos de la siguiente

forma:

• Capítulo 1: se realiza una breve descripción de la empresa en la que se esta

desarrollando la ingeniería de detalles.

• Capítulo 2: se describe la evolución que han tenido los sistemas de control en las

últimas décadas y de esta forma conocer las tendencias de estos sistemas hacia la

electrónica.

• Capítulo 3: se enuncian los objetivos de la pasantía.

• Capítulo 4: tiene una breve descripción de la planta FCC.

• Capítulo 5: tiene una breve descripción de la planta HDD.

• Capítulo 6: se nombran todas las normas y estándares que sirvieron de lineamientos

para el desarrollo del proyecto.

4 Introducción

• Capítulo 7: encontramos los fundamentos teóricos que se deben conocer acerca de la

instrumentación que se va a implementar en las plantas.

• Capítulo 8: se describen todas los programas y herramientas con las cuales se llevó a

cabo el proyecto para la disciplina de instrumentación y su relación con el resto de las

disciplinas. Adicionalmente se encuentra una descripción del proceso de integración

que se realizó entre los programas.

• Capítulo 9: se enuncian las fases que se deben desarrollar en la ejecución de la

ingeniería de detalles, con una breve descripción de los planos y documentos que se

desarrollan.

• Y por último en el capítulo 10: se describe el desarrollo de la pasantía donde se

muestran los planos y documentos generados y un análisis del funcionamiento de

ciertos lazos de control.

5 CAPÍTULO 1.- La Empresa Vepica

1. LA EMPRESA VEPICA

Fundada en 1972, Venezolana de Proyectos Integrados C.A. es una empresa líder en el

desarrollo de proyectos de ingeniería, procura, construcción, operación y mantenimiento.

Ofrece mas de 30 años de experiencia, lo que equivale a más de 1500 proyectos realizados

para más de 50 clientes. Sus servicios destacan por la rapidez en la ejecución, el uso de

tecnología de punta y la implementación de las técnicas gerenciales más avanzadas.[1]

Tienen presencia a nivel nacional con 800 empleados y sus oficinas están ubicadas en

Caracas, Puerto La Cruz, Valencia y Maracaibo, prestando servicios integrados a través de sus

filiales: CONTEGRO (Servicios de construcción), AMBIOCONSULT (Servicios de

ambiente), LIVCA (Servicios de inspección), SICCA (Servicios de Tecnología de

Información) y VEPICA WOOD GROUP (Servicios de Operación y Mantenimiento).

VEPICA cuenta con el respaldo accionario de Wood Group, una corporación global

líder en la prestación de servicios en las áreas de petróleo, gas y generación de energía. Esta

alianza permite ofrecer una auténtica red mundial de servicios profesionales y comerciales.

VEPICA está certificada por ISO 9001:2000 en las siguiente áreas:

• Servicios de gerencia de proyectos , ingeniería, procura y gerencia de construcción.

• Servicios profesionales de inspección, tanto en la fabricación de equipos, como en la

construcción, instalación y mantenimiento de plantas industriales.

• Estudios ambientales (de impacto ambiental, de línea base, y de condiciones

ambientales) , evaluaciones ambientales, inspecciones y supervisiones ambientales.

• Construcción de proyectos, tanto en la industria petrolera como manufactura,

transporte y comunicaciones, servicios públicos, desarrollos inmobiliarios y turísticos.


VEPICA es pionera y líder en el campo de la instrumentación y automatización en

Venezuela. Posee la mayor experiencia en el diseño de lazos de control y proyectos con

Sistemas de Control Distribuido (SCD) y Procesadores Lógicos Programables (PLC),

asimismo cuenta con alrededor de 100.000 horas hombres ejecutadas en proyectos por año,

con un pico histórico de 200.000 horas hombres ejecutadas en el mismo período.

Ha participado exitosamente en proyectos de alta importancia que han representado

cambios tecnológicos mayores para estas empresas venezolanas involucradas, como lo son la

actualización del sistema de control de la refinería de Puerto la Cruz (de instrumentación

neumática a SCD) y el desarrollo de un nuevo sistema SCADA, lazos de control avanzado,

optimización e integración de plantas existentes con mas de 300 facilidades involucradas. [1]

1.1. Misión

Hacer realidad la visión de sus clientes, mediante la participación proactiva de su gente

y la integración de la cadena de suministro, generando valor en la ejecución de proyectos de

inversión y la gerencia de activos.

Viven su Misión bajo los principios fundamentales de la excelencia, la creatividad, el

desarrollo del intelecto, la rentabilidad del negocio, el respeto por el ambiente, las relaciones

con la comunidad y el mejoramiento de la calidad de vida de los miembros de su organización

en forma sostenida.[1]

1.2. Visión

Ser reconocidos como:[2]

• La empresa líder en el país, ampliando sus mercados en la búsqueda de la

globalización de sus servicios de ingeniería, procura, construcción, tecnología,

operación y mantenimiento con una sólida capacidad financiera para aumentar la

participación en proyectos a gran escala.


• Una escuela tecnológica de clase mundial, para que su gente se forme y contribuya a

transformar a Venezuela en el nuevo prestador de servicios petroleros para el mundo.

• Una empresa conformada por un grupo de profesionales con una cultura sustentada en

la interdependencia, el sentido comercial, la participación en la toma de decisiones y el

compromiso con los valores de conciencia comunitaria y el desarrollo del país.

1.3. Valores

La empresa tiene 7 valores que son fundamentales para el crecimiento personal y

profesional de sus empleados.[2]

• Integridad: Realizan sus tareas y responsabilidades con honorabilidad y honestidad,

respetando los principios éticos del medio donde se desenvuelven generando

confiabilidad en sus clientes, accionistas, colaboradores y proveedores.

• Interdependencia: Valoran el esfuerzo en equipo para el logro de metas y objetivos

comunes. Orientan sus actividades con foco en la colaboración y efectividad

interpersonal, con un alto nivel de respeto, sinceridad y transparencia en sus relaciones

de trabajo. Brindan oportunidades de mejoramiento y aprendizaje a su personal,

estableciendo un esquema de trabajo basado en el liderazgo efectivo de su gente.

• Profesionalismo: Reconocen en cada uno de sus colaboradores la excelencia y el valor

agregado en el ejercicio de sus funciones. Consideran que su más valioso activo es el

capital humano, su conocimiento y experiencia, y la competencia con que se

desarrollan sus actividades. Fortalecen como valor corporativo el desarrollo de

soluciones innovadoras.

• Creatividad e Innovación: Reconocen y promueven la capacidad creativa de sus

colaboradores, creando las condiciones que permiten el desarrollo de soluciones

innovadoras.


• Conciencia Comercial: Creen en un estilo centrado en el uso efectivo del tiempo y los

recursos de su empresa y sus clientes. Enfocan el comportamiento corporativo a la

medición de resultados, responsabilidad, visibilidad, rendición de cuentas y logro por

objetivos, alineados con las necesidades de sus clientes y su entorno.

• Ambiente de Trabajo: Trabajan con un equipo de personas felices, en un ambiente

retador y estimulante, proveen que su gente junto con sus familiares mejoren su calidad

de vida y potencien su desarrollo personal.

• Trascendencia: Promueven el crecimiento sostenido y permanente de su propio

negocio, enfocándose en la productividad, el sentido de pertenencia y el logro al éxito,

como un aporte de su corporación al fortalecimiento de los valores e institucionalidad

de nuestra sociedad.

9 CAPÍTULO 2.- Evolución de los Sistemas de Control Industrial

2. EVOLUCIÓN DE LOS SISTEMAS DE CONTROL INDUSTRIAL

El control industrial en los últimos años, con el desarrollo de las industrias

petroquímicas, se ha convertido en un sistema fundamental para cualquier proceso de

extracción, manipulación y tratamiento debido a lo peligroso y delicado que son este tipo de

sustancias.

Igualmente, el control industrial ha comenzado a ser utilizado en otros sectores

industriales, ya que le garantiza seguridad y calidad en la fabricación de sus productos, por

esto su desarrollo ha sido muy rápido en las últimas décadas.

En la década de los años 40, los instrumentos de control se encontraban distribuidos en

la planta y los operadores debían realizar extensos recorridos para monitorear los diferentes

controladores, debido a que toda la instrumentación era neumática y los diferentes puntos de

ajustes o set point debían colocarse individualmente en cada instrumento.[3]

La mayoría de los controladores eran neumáticos y el registro de flujo se hacia en

cartas circulares y se procesaban con planímetros para cálculos de rendimiento. Los

operadores debían tomar nota de dichos valores y sacar cuentas a mano para colocar diferentes

ajustes en otros controladores.

Los analizadores en línea no se habían desarrollados y los operadores debían hacer sus

análisis de composición cada cierto tiempo y llevarlos al laboratorio para análisis.

Los operadores debían estar en constante movimiento por la planta para monitorear o

supervisar todas las variables de la misma.

Con el nacimiento de la industria petroquímica en los años 50 surgió la necesidad de

desarrollar analizadores en línea, debido a que un producto petroquímico que no satisfaga las

especificaciones no es útil y prácticamente es imposible reprocesarlo.


Como las líneas de transmisión neumáticas eran voluminosas y por lo tanto causaban

dificultades en la transmisión de las señales, se hizo imperiosa la necesidad de emplear líneas

electrónicas para la transmisión de las señales y nacen los convertidores de presión a corriente.

Los nacientes equipos electrónicos estaban basados en tubos de vacío y causaban

muchos problemas, debido a que el personal que le daba mantenimiento era escaso y los

equipos de prueba estaban limitados.

La computadora empieza a ser usada en la industria pero su uso es exclusivo en

funciones administrativas y la interfaz hombre-máquina descansaba en las tarjetas perforadas e

impresoras de caracteres ASCII.

En la década de los años 60, aparece la computadora con fines de control industrial,

causando una verdadera revolución, sin embargo su llegada también originó muchos

problemas, a tal grado que se pensó su exclusión en el control de proceso industriales, tras una

serie de fracasos.[3]

En esta época empieza la tendencia a miniaturizar los instrumentos de medición,

transmisión, registro y control de tal modo que el operador podía monitorear más lazos de

control, en menos tiempo.

Los antiguos sistemas de control basados en relevadores empiezan a ser sustituidos por

controladores lógicos programables de estado sólido. Los analizadores de composición para

mediciones en línea se hacen mucho más precisos y confiables.

En esta misma época se generaliza la utilización de cuartos de control con alarmas y

diagramas mímicos, integrados al panel de instrumentos, mientras que la toma de decisiones a

nivel gerencial empieza a apoyarse en computadoras digitales.


Durante los años 70, se mejoraron todos los sistemas de medición descritos

anteriormente, generando un vuelco a lazos de control electrónicos, apareciendo los primeros

instrumentos de medición y de registro basados en microprocesadores.

Por lo anterior, aparecen los primeros cuartos de control equipados con pantallas de

video a colores y se establecen los primeros enlaces por radio para las comunicaciones dentro

de la planta.

Todo este crecimiento de los instrumentos de control, hizo crítico el requerimiento de

las fuentes de poder, debido a que eran poco confiables, lo que impulsó la creación de diseños

más robustos y el perfeccionamiento de sistemas de respaldo mediante la utilización de

baterías.

Adicionalmente, se empiezan a manejar conceptos en el desarrollo de control

distribuido por los grandes fabricantes de equipos de control tales como: bloque modular,

interfaz basada en pantalla a color, operación del sistema mediante menús, selección de

algoritmos de control, redundancia, autodiagnóstico e identificación en línea, entre otros.

Con la consolidación del microprocesador se ha producido una verdadera revolución

en el control digital mediante el uso de computadoras, pues se han hecho más confiables los

procesos de medición, transmisión, registro, control y comunicación de datos.

La interfaz hombre-máquina se ha convertido en una herramienta de fácil acceso y

visualización, mediante la utilización de una interfaz gráfica a color, adicionalmente a la

posibilidad de acceder a grandes bases de datos con información útil y oportuna en un tiempo

reducido ha incrementado la cantidad de tareas que puede realizar un operador con un mínimo

de atención.

El alto grado de estandarización de los componentes de los sistemas de control

distribuido, ha originado una gran interconectividad entre los diferentes dispositivos digitales

sin importar su grado de complejidad ni el fabricante.


En los últimos 20 años, por un lado el enorme esfuerzo militar en desarrollar

armamento cada vez más preciso, poderoso y confiable; y por el otro el desarrollo siempre

continuo de dispositivos electrónicos con un altísimo grado de integración han beneficiado de

manera secundaria el control digital de procesos industriales.

Los fabricantes han seguido perfeccionando las técnicas de aseguramiento de la

confiabilidad de los diferentes dispositivos electrónicos, mejorando continuamente los

métodos de adquisición, manejo, monitoreo y supervisión de las diversas variables

involucradas en el proceso.[3]

Con el uso de instrumentos electrónicos en la industria petroquímica, comenzaron a

producirse otros problemas, como era el riesgo de utilizar estos equipos en zonas de alta

concentración de gases inflamables, que pudieran producir chispas con la energía suficiente

para producir explosión. Los primeros estudios dieron como resultados el diseño de

instrumentos con carcasas o encapsulados a prueba de explosiones, pero debido a los altos

costos de las mismas, en los últimos 10 años han surgido nuevas técnicas para evitar este

riesgo y entre ellas la más resaltante es la seguridad intrínseca, donde se hace un estudio de la

energía mínima necesaria para realizar ignición en una sustancia con cierta concentración.

13 CAPÍTULO 3.- Objetivos

3. OBJETIVOS

En el desarrollo de la ingeniería de detalles de este proyecto, es necesario la

integración y coordinación entre los distintos grupos de trabajo, como se mencionó

anteriormente este proyecto consta de 6 disciplinas que son dependientes entre si, en cada uno

de los planos y documentos que se desarrollan a lo largo de la ingeniería.

Actualmente, la disciplina de instrumentación esta integrada por 14 personas que

deben trabajar en conjunto, realizando tareas específicas de manera tal que sean cumplidas las

exigencias del cliente en calidad y tiempos de entrega.

Por estas razones, el principal objetivo de la pasantía es lograr la integración al grupo

de trabajo de Instrumentación para el diseño y emisión de los diferentes planos y documentos

de la Planta Catalítica No.2 (FCC) y de la Planta Hidrodesulfuradora de Diesel (HDD),

compartiendo responsabilidad en su diseño.

Para esta integración se cumplió con una serie de objetivos específicos:

• Familiarización con la lectura e interpretación de los Diagramas de Tubería e

Instrumentación (DTI) basándome en la normas ISA.

• Estudiar el funcionamiento y uso de la plataforma INtools en el desarrollo de los

documentos de la disciplina.

• Integración de SmartPlantP&ID con INtools para lograr una única base de datos en

Oracle, como fuente de información.

• Familiarización con la filosofía de Seguridad Intrínseca para instrumentos electrónicos.

14 CAPÍTULO 3.- Objetivos

• Familiarización con el protocolo Foundation Fieldbus, las diferencias con respecto a

otros protocolos existentes en el mercado y conocer sus ventajas sobre otras

tecnologías.

Después de haber alcanzado el nivel necesario para participar en el desarrollo de la

ingeniería de detalles y realizado la integración de los programas a utilizar, se procedió a la

emisión de documentos:

• Hojas de datos de instrumentos en línea como placas de orificio, válvulas de control,

entre otros.

• Índice de instrumentos y lista de señales de entradas y salidas a cada uno de los

sistemas.

• Hojas de datos de instrumentos fuera de línea como transmisores de presión y

temperatura.

• Diagramas de conexionado o alambrado de instrumentos.

• Detalles o típicos de instalación de los instrumentos.

Por último se realizó un estudio de un grupo de los lazos de control aplicados en el

proyecto, evaluando la forma de medir o sensar las variables involucradas, su desempeño,

criticidad y evaluando las posibles consecuencias a los equipos relacionados.

15 CAPÍTULO 4.- Planta FCC

4. PLANTA FCC

Para entender fácilmente el funcionamiento de la planta se debe acompañar la

descripción general con los diagramas de flujo de proceso, que se encuentra en el Anexo 1.

La Planta Catalítica (FCC) de la Refinería General Lázaro Cárdenas está diseñada para

procesar 42.000 barriles por día (BPD) de gasóleos atmosféricos y de vacío provenientes del

crudo Maya. La nueva unidad está compuesta del sistema de reacción de estos gasóleos y los

sistemas de separación de los productos de reacción en productos intermedios valiosos y

productos para almacenamiento. [4]

Los productos de la planta son los siguientes:

• Gas combustible

• Propileno de alta pureza

• Propano

• Mezcla de butanos y butilenos

• Gasolina

• Aceite cíclico ligero

• Aceite decantando del fondo de la fraccionadora

Estos últimos pueden ser usados como diluentes, por ejemplo del combustóleo.


Como subproducto primario de la reacción se genera adicionalmente coque, el cual al

ser quemado en el regenerador produce el calor necesario para la reacción endotérmica que se

genera en el reactor y para la producción de vapor de alta presión.

La alimentación es precalentada según los requerimientos del proceso, para luego

entrar en la parte inferior del reactor, donde entra en contacto por pocos segundos con el

catalizador caliente proveniente del regenerador. Los productos de reacción y el catalizador,

son separados en los ciclones ubicados en la parte superior del desgasificador. El catalizador

agotado entra al regenerador donde se quema el coque formado como subproducto de la

reacción, una vez regenerado y limpio, el catalizador caliente es reciclado al reactor donde se

vuelve a poner en contacto con carga caliente. El gas producto de la combustión, es enviado

hacia el enfriador de gases de combustión para generar vapor de alta presión. El reactor, el

desgasificador y el regenerador están integrados en un solo equipo denominado convertidor

que es el corazón de la unidad FCC. (Ver plano P3UEEAA10-0004 del Anexo 1)

Los productos de reacción, una vez separados del catalizador en el desgasificador, son

procesados para remover el calor excedente de la reacción de craqueo y separados en

componentes para ser enviados a almacenamiento. Los productos calientes que salen del

convertidor entran a la fraccionadora principal, en la cual la mayoría del calor es removido

para generar vapor, o proveer el calor requerido para calentamiento de corrientes y equipos

aguas abajo. En la fraccionadora principal se obtienen dos corrientes finales para mezcla:

aceite cíclico liviano y aceite decantado del fondo de la fraccionadora. Los productos livianos

son retirados por el domo de la fraccionadora principal como una mezcla de vapor y líquido

los cuales son separados en la sección de recuperación de vapores. (Ver planos P3UEEAA10-

0012 y P3UEEAA10-0018 del Anexo 1)

La sección de recuperación de vapores comprende: el sistema de compresión,

absorción, y torres de fraccionamiento simple, donde los productos son separados como:

gasolina, butilenos, propileno, propano y gas combustible o gas seco. (Ver planos

P3UEEAA10-0001, P3UEEAA10-0005 y P3UEEAA10-0016 del Anexo 1)


Los gases amargos (sulfuro de hidrógeno subproducto de la reacción) son removidos

de los gases livianos en la planta de aminas. La amina rica es regenerada en el regenerador de

aminas y recirculada nuevamente a la planta. El sulfuro de hidrógeno o gas ácido es enviado a

las unidades de recuperación de azufre de la refinería. El agua amarga condensada en el

separador del domo de la fraccionadora, es enviada al agotador de aguas amargas donde es

desflemada y luego enviada a la planta de tratamiento de aguas de la refinería. Ver planos

P3UEEAA10-0002 y P3UEEAA10-0013 del Anexo 1)

Los mercaptanos, subproductos de la reacción presentes en la corriente de los

efluentes del reactor, son removidos en la sección de recuperación de vapores. Estos

compuestos están presentes en la corrientes de LPG (propano, propileno, butanos/butilenos) y

en la gasolina. Las especificaciones comerciales y ambientales de estos productos exigen

niveles mínimos de mercaptanos. (Ver planos P3UEEAA10-0008, P3UEEAA10-0009 y

P3UEEAA10-0011 del Anexo 1)

La remoción de mercaptanos en las corrientes de propano, propileno y butanos /

butilenos se realiza utilizando la Tecnología ThiolexSM licenciada por la compañía Merichem.

En la gasolina producida los mercaptanos son eliminados al ser convertidos a disulfuros en el

proceso de Tecnología MericatSM también licenciada por la compañía Merichem. (Ver plano

P3UEEAA10-0010 del Anexo 1) [4]

Finalmente, el objetivo de la unidad es maximizar el rendimiento de gasolinas y

olefinas, incluyendo la producción de gasolinas pentano plus (C5+), amilenos, butano,

butilenos, isobutilenos, propano y propileno. Para lograr este objetivo se requiere el uso del

aditivo ZSM-5. Sin embargo la unidad es capaz de operar en modo maximización de gasolinas

sin el uso de este aditivo.

La planta de FCC consiste, principalmente, de las siguientes secciones:

• Sección de Craqueo Catalítico (Convertidor)


• Sección de Fraccionamiento

• Sección de Compresión de Gas y Estabilización de Gasolinas

• Sección de Tratamiento de Producto

• Sección de Fraccionamiento de Gas Licuado

• Sección de Separación de Propano y Propileno.

En la Figura 4.1 se observa un esquemático de la planta.

Figura 4.1 Esquemático de la Planta FCC

19 CAPÍTULO 5.- Planta HDD

5. PLANTA HDD

Para entender el funcionamiento de la planta se debe acompañar la descripción general

con el diagrama de flujo de proceso, que se encuentra en el Anexo 2.

La Planta Hidrodesulfuradora de Diesel de La Refinería General Lázaro Cárdenas esta

diseñada para procesar 0,06296 m3/s ó 34000 barriles por día (BPD) de una mezcla de diesel

(48.96 % vol.), aceite cíclico ligero (3.12% vol.) y gasóleo ligero (47.92% vol.) con la

finalidad de hidrogenar catalíticamente los compuestos de azufre, metales, nitrógeno y

aromáticos presentes en la carga, para obtener productos dentro de especificaciones (0.02%

peso de azufre y un contenido máximo de aromáticos del 30% vol. en el diesel producto). Esta

unidad tiene la flexibilidad operacional de recibir carga caliente directamente de otras

unidades. [5]

Los productos de la unidad son los siguientes:

• Diesel producto

• Gas combustible

• H2S a planta de azufre

• Nafta amarga

La sección de reacción está compuesta por dos reactores, el primero es el de

desmetalización tiene por finalidad eliminar el sílice y los metales, mientras que el segundo es

el reactor de hidrodesulfuración y en éste se realiza la hidrogenación catalítica. El

requerimiento principal de esta sección es la inyección de una corriente de hidrógeno a

determinadas condiciones y en varios puntos de los reactores, para mantener controladas las

temperaturas de reacción debido a que son exotérmicas. (Ver documento P3UEEAA10-0630

del Anexo 2)


Al producto de la sección de reacción se le inyecta agua de lavado, y se enfría con unos

ventiladores para luego ser separado. Al lavarlo con agua se arrastran las sales de amonio en el

enfriamiento, posteriormente se le inyecta una solución de Dietanolamina (DEA) para remover

el ácido sulfhídrico del gas de recirculación en una torre lavadora. (Ver documento

P3UEEAA10-0640 del Anexo 2)

Adicionalmente se obtiene como producto secundario una corriente de hidrógeno que

es comprimida y recirculada a la sección de reacción. (Ver documento P3UEEAA10-0650 del

Anexo 2)

El diesel producto de la sección de reacción es tratado y optimizado en la sección de

agotamiento para obtener un diesel que cumpla con todas las regulaciones mexicanas, y una

nafta amarga que va a ser tratada en otra planta, de manera de eliminar los componentes

sulfurados que la convierten en amarga. (Ver documento P3UEEAA10-0650 del Anexo 2)

En la sección de regeneración de aminas, se elimina el ácido sulfhídrico contenido en

el gas amargo de la sección de agotamiento mediante un proceso de absorción con una

solución de DEA. (Ver documento P3UEEAA10-0670 del Anexo 2)

La Unidad de Hidrodesulfuración de Diesel consiste en las siguientes secciones:

• Sección de Reacción

• Sección de Lavado con DEA

• Sección de Compresión y Recirculación de Gas

• Sección de Agotamiento

• Sección de Regeneración de Amina


En la Figura 5.1 se observa un esquemático de la planta.

LAVADO CONDEA

REGENERACIONDE AMINA

AGOTAMIENTO

DIESEL DEALMACENAMIENTO

AGUA AMARGA

HIDROGENO DEREPOSICION

H2S A PLANTADE AZUFRE

GASCOMBUSTIBLE

VAPOR MEDIAPRESION

DIESELPRODUCTO

NAFTA AMARGA

AGUA PARACALDERA

GAS AMARGO

REACCION

H2 + H2S

COMPRESION YRECIRCULACION DE GAS

DIESEL INESTABILIZADO

DIESEL CALIENTE

DIESEL FRIO

AMINA POBRE

AMINA RICA

H2H2

Figura 5.1 Esquemático de planta HDD

22 CAPÍTULO 6.- Normas y Estándares

6. NORMAS Y ESTANDARES

En proyectos de ingeniería se debe lograr la comunicación efectiva y eficiente entre las

diferentes disciplinas que interactúan, para ello se deben establecer normas y procedimientos

para incrementar la producción de la empresa. Debido a esto, diversas organizaciones

mundiales han creado normas de calidad internacionales y por medio de evaluaciones

minuciosas certifican a las empresas que cumplen con dichas normas.

De igual forma se debe lograr una estandarización de los planos emitidos, documentos

y equipos a utilizar. En primer lugar, los planos y documentos para que estos sean entendidos

en cualquier parte mediante la utilización de estándares para su generación.

A continuación se muestran los estándares y normas aplicados en este proyecto:

6.1. ISO 9001:2000

Como se mencionó en el capítulo de la empresa, VEPICA se encuentra certificada por

ISO para servicios de gerencia de proyectos, ingeniería, procura y gerencia de construcción.

ISO (International Organization for Standardization) es un organismo internacional

cuyo objetivo es diseñar y mantener un sistema de normas comunes para todos los países, su

finalidad es asegurar la calidad en las empresas de producción y de servicios. El asegurar la

calidad implica hacer las cosas bien con un método y lograr en todo momento la satisfacción

al cliente.

Para implementar estas normas en el desarrollo del proyecto, es necesaria la creación

de dos tipos de documentos, los cuales rigen todas las actividades a implementarse.


6.1.1. El manual de calidad

Es el documento que contiene la política y objetivo de calidad del proyecto, en él se

desarrollan la responsabilidad de la dirección, el sistema, revisión del contrato, control de

diseño, control documental, compras, suministros del cliente, identificación y trazabilidad,

control de procesos, control y estados de inspección y ensayos, control de productos o

servicios no conformes, las acciones correctivas y preventivas, manipulación,

almacenamiento, embalaje, entrega, registros de la calidad, auditorias internas de la calidad,

formación y adiestramiento, servicio postventa y técnicas estadísticas.

En este proyecto en específico el objetivo de calidad es el siguiente:

“El objetivo general del programa de aseguramiento de la calidad descrito en el Plan de

la Calidad, es asegurar que los métodos y procedimiento disponibles para este contrato sean

aplicados correctamente. Este programa proveerá la seguridad a DRAGADOS INDUSTRIAL,

S.A. a la gerencia de VEPICA de que:

• Se cumple con los requerimientos establecidos por VEPICA en su plan de calidad,

contrato, bases de licitación, normatividad, normas de referencia, normatividad

nacional, normatividad extranjera y normatividad internacional.

• Todos los proveedores y subcontratistas de este contrato deben estar evaluados por

VEPICA o por un tercero acreditado.

• Todos los servicios realizados por VEPICA, proveedores o subcontratistas, deben

cumplir con las especificaciones, estándares y requerimientos contractuales.

VEPICA debe tener un grupo de supervisores de control de calidad, en diferentes

especialidades, para verificar que se cumple con la normatividad técnica en la fase de

ingeniería.”[6]


6.1.2. El manual de procedimientos

Es el documento en el que se describe de forma clara y específica los pasos

consecutivos para iniciar, desarrollar y concluir una actividad relacionada con el proyecto, los

responsables de ello, elementos técnicos a aplicar, condiciones requeridas, alcances,

limitaciones fijadas, número de personas afectadas y características del personal que

interviene.

Para asegurar el logro de los objetivos, deben ser los propios ejecutores de la tarea los

que redacten los procedimientos, asesorados por el consultor que colabora con la empresa.[6]

La creación de estos dos documentos, garantiza tener una base estructural para la

organización del proyecto.

6.2. NORMAS MEXICANAS

Para el desarrollo de un proyecto en el extranjero se debe conocer y estudiar las normas

y regulaciones existentes, esto debido a que se debe trabajar dentro del marco legal de cada

nación. Para México se tienen las siguientes normas:[7]

6.2.1. Normas Oficiales Mexicanas (NOM)

Son regulaciones técnicas de observancia obligatoria que establece las características

y/o especificaciones de los productos y servicios cuando estos puedan constituir un riesgo para

la seguridad de las personas o para el medio ambiente general y laboral.

6.2.2. Normas Mexicanas (NMX)

Son aquellas que elabora un organismo de Normalización o la Secretaría de Economía,

en los términos de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización (LFMN). Este tipo de

norma prevé para un uso común y repetido reglas, especificaciones, atributos, métodos de


pruebas, directrices, características o prescripciones aplicables a un producto, proceso,

instalación, sistema, actividad, servicio o método de producción u operación, así como

aquellas relativas a terminología, simbología, embalaje, marcado o etiquetado.

6.2.3. Normas de Referencia (NRF)

Son aquellas elaboradas por las entidades de la Administración Pública Federal,

conforme a las cuáles adquieran, arrienden o contraten bienes o servicios, cuando las normas

mexicanas o internacionales no cubran los requerimientos de las mismas, o bien las

especificaciones contenidas en dichas normas se consideren inaplicables u obsoletas.

6.2.4. Especificaciones de PEMEX

En apego a los dispuesto en el artículo 67 de la Ley Federal sobre Metrología y

Normalización (LFMN), y a las características de la industria petrolera nacional, se han

indicado para su aplicación “Especificaciones de PEMEX”, las cuales están en proceso de

acreditación como “Normas de Referencia”.

6.3. NORMAS ANSI / ISA

ISA es una organización global sin fines de lucro que con la ayuda de más de 30.000

miembros, están en continua investigación para estandarizar normas para el campo de la

automatización y ANSI es una organización de Estados Unidos que se encargan de

administrar y coordinar las estandarizaciones.

6.3.1. ANSI/ISA-S5.1

ANSI/ISA-S5.1-1984 (R 1992) American National Standard, “Instrumentation

Symbols and Identification”, The International Society for Measurement and Control. [8]


Esta norma fue desarrollada para estandarizar los símbolos de los instrumentos y su

representación en los diferentes sistemas de control, para su utilización en los DTI. Su función

es lograr transmitir la mayor cantidad de información posible, para ello, se puede representar

desde la función específica hasta la ubicación de los instrumentos. Igualmente nos permite

identificar los lazos de control según su variable de medición.

Cada proyecto en particular, revisa la norma y le hace algunas modificaciones de

acuerdo al cliente para el cual se desarrolla el proyecto y las normas propias del país donde se

desarrolla el proyecto, de manera que sea estandarizada su utilización, para este proyecto en

particular se tiene el plano de simbología para instrumentos mostrado en la Figura 6.1, el cual

contiene una tabla para codificación de instrumentos basado en dicha norma.

Las secciones de válvulas de control o reguladoras, actuadores, seguridad y fuego y

elementos de medición, muestran los símbolos que representan gráficamente estos elementos

en los DTI.

La sección de las líneas de instrumentos nos indica la simbología utilizada para cada

tipo de señal que circula por cada línea.

La sección de simbología para instrumentos nos indica su ubicación y su función

básica, pero no indica en detalle la variable utilizada, ni la función específica. Para obtener

este detalle debemos utilizar el código de letras para la identificación de instrumentos, este

consiste en la asignación de un código alfanumérico a cada símbolo.

Este código es llamado número de identificación o tag de identificación y su

estructura es definida para cada proyecto, para este caso, varia según la planta que se este

diseñando y se construye a partir de la tabla que está en la sección de código de letras para la

identificación de instrumentos.


Figura 6.1 Plano de Simbología de Instrumentos: representación gráfica de los instrumentos en un DTI.


Para la planta FCC, la estructura utilizada es FMMM-XXXY, donde:

• F es la variable a medir,

• MMM son los modificadores de la variable,

• XXX es el correlativo numérico para la designación del instrumento,

• Y es un sufijo para diferenciar instrumentos con la misma identificación.

Para la planta HDD, la estructura utilizada es FMMM-24XXXA-Y, donde:

• 24 corresponde a la designación de la planta

• F es la variable a medir,

• MMM son los modificadores de la variable,

• XXX es el correlativo numérico para la designación del instrumento,

• A es una letra que indica la sección donde esta ubicado el instrumento,

• Y es un sufijo para diferenciar instrumentos con la misma identificación.

La identificación del lazo de control viene dada por la primera letra o la variable

medida y el correlativo numérico (F-XXX) para FCC y con el número de identificación de la

planta y el código alfabético (F-24XXXA) para HDD, lo que nos indica todos los instrumentos

que pertenecen a un mismo lazo de control.

Este número de identificación facilita la identificación de los elementos que conforman

el lazo y a su vez permite realizar inventarios, ordenes de compra, hojas de especificaciones,


entre otras cosas, debido a que permite abreviar la descripción y agrupar los instrumentos, de

una manera fácil y práctica.

En la Tabla 1, se presenta las principales combinaciones de letras según la función de

los elementos, para la lectura de la tabla buscamos la primera letra del lado izquierdo de la

tabla y vemos cuál es su función y luego al encontrar el conjunto de letras que forman el

identificador, observamos en la parte superior de la tabla y obtendremos su función específica.

Por ejemplo, si tenemos el identificador JSHH, buscamos la letra J en la parte izquierda

de la tabla y vemos que su función está asociada a la “potencia”. Luego al encontrar el resto de

las letras JSHH, observamos que la función específica es un “interruptor” que se activa con un

“proceso anormal de segundo estado”, en este, caso “muy alto”.

Tabla 1 Combinaciones Típicas de Letras: para identificación de elementos


Esta norma es muy importante para la lectura de los DTI del proyecto, ya que permite

entender la información plasmada en los planos.

6.3.2. ISA-S12.1-1991

ISA-S12.1-1991: Standard, “Definitions and Information Pertaining to Electrical

Instruments in Hazardous (Classified) Locations”, The International Society for Measurement

and Control. [9]

Este estándar proporciona información pertinente acerca de técnicas, terminologías e

instalación de equipos eléctricos en zonas señaladas como riesgosas debido a la presencia de

materiales inflamables, también son llamadas zonas clasificadas.

Para la identificación de estas zonas son utilizados códigos para clasificarlas según el

nivel de peligrosidad o riesgo y la presencia de ciertos materiales, en este proyecto es utilizada

la terminología norteamericana que se define a continuación, la cual tiene la siguiente

estructura: Clase X, División Y, Grupo W.

6.3.2.1. Clase

• Clase I: son locaciones donde la presencia de gases o vapores inflamables existe en

cantidades suficientes para producir mezclas altamente explosivas.

• Clase II: son locaciones donde hay presencia de polvo combustible.

• Clase III: son locaciones donde hay presencia de fibras combustibles pero no existe la

cantidad suficiente para producir mezclas altamente explosivas.


6.3.2.2. División

• Clase I, División 1: son locaciones donde existe concentraciones peligrosas continua,

intermitente o periódicamente en operación normal de la planta, igualmente cuando se

presentan condiciones riesgosas durante la reparación o mantenimiento, o si debido a

la falla de procesos o equipos no eléctricos causan fuentes de ignición.

• Clase I, División 2: son locaciones donde existen materiales inflamables dentro de

recipientes cerrados pero existe el peligro por derrames o fallas en el proceso, también

zonas donde los gases inflamables son extraídos a través de ventiladores ya que si estos

fallan la zona se convierte en peligrosa, y las zonas adyacentes a Clase 1, División 1.

• Clase II, División 1: son locaciones donde existe concentraciones peligrosas de polvo

combustible en suspensión en el aire continua, intermitente o periódicamente en

operación normal de la planta y zonas donde hay presencia de maquinarias que por

falla pueden ocasionar concentraciones de polvo combustible.

• Clase II, División 2: son locaciones donde la acumulación o deposito de polvo

combustible puede interferir con la disipación de calor o chispas de los equipos

eléctricos.

• Clase III, División 1: son locaciones donde fibras combustibles son utilizadas para

manufactura, manejo o uso.

• Clase III, División 2: son locaciones donde fibras combustibles son almacenadas o

manejadas.

6.3.2.3. Grupo

El estándar norteamericano reconoce siete grupos, los grupos A, B, C y D aplican a la

Clase I, y los grupos E, F y G a la Clase II.


• Grupo A: atmósferas con acetileno.

• Grupo B: atmósferas con hidrogeno o gases con las mismas propiedades.

• Grupo C: atmósfera con gases como ciclopropano, éter de etil, etileno, o gases de

equivalente peligrosidad.

• Grupo D: atmósferas con propano.

• Grupo E: atmósferas que contienen polvo combustible de origen metálico o de distinta

naturaleza pero con las misma características de peligrosidad y una resistencia menor a

102 ohm-cm (magnesio, aluminio, bronce, entre otros).

• Grupo F: atmósferas que contienen polvo combustible como carbón u otros materiales

que contengan características de peligrosidad con resistencia entre 102 y 108 ohm-cm.

• Grupo G: atmósferas que contienen polvo combustible como fluor, azúcar o cacao

pulverizado u otros materiales que contengan características de peligrosidad con

resistencia mayor a 108 ohm-cm.

Según la zona clasificada donde se va a realizar la instalación de los equipos

electrónicos, el estándar recomienda ciertos tipos de conexiones, encapsulados y protecciones

que se deben tomar en cuenta.

6.4. API

El Instituto Americano del Petróleo (American Petroleum Institute, API) es la principal

asociación comercial que representa a la industria del petróleo y del gas natural en Estados

Unidos. Entre sus miembros se encuentran más de 400 empresas relacionadas con todos los

aspectos de la industria del petróleo y del gas natural, entre los cuales se incluyen: exploración


y producción, transporte marítimo, transporte por ductos, refinación y comercialización,

empresas de servicio y suministro de la industria del petróleo y del gas natural.

Esta asociación enfoca sus esfuerzos en estadísticas, estandarización y tasas de

impuestos, sus estandarizaciones son utilizadas en gran parte de América y actualmente

cuentan con más de 500 estándares y recomendaciones que comprenden todo el área de

petróleo y gas natural para promover el uso seguro, interoperabilidad de equipos y prácticas de

ingeniería demostradas. [10]

En el proyecto se están utilizando distintas estandarizaciones sobre instrumentación y

control industrial, selección de instrumentos y recomendaciones para la operación segura de la

planta.

34 CAPÍTULO 7.- Fundamentos Teóricos

7. FUNDAMENTOS TEÓRICOS

Los conceptos básicos que se deben conocer para el desarrollo de la ingeniería de

detalles de la instrumentación de una planta son: las especificaciones de los instrumentos, el

sistema de control, los protocolos de comunicación y la medidas de seguridad que se deben

tomar.

7.1. INSTRUMENTACIÓN INDUSTRIAL

La instrumentación industrial de una planta esta comprendida por una serie de

instrumentos y equipos, que se pueden agrupar de la siguiente manera:

7.1.1. Instrumentos en línea

Como su nombre lo indica es la instrumentación que se encuentra directamente

instalada en las líneas de proceso, por lo que su instalación o retiro implica el cierre de paso

del fluido por esta línea entre estos instrumentos tenemos:

• Válvulas: incluye válvulas de control, válvulas on-off, válvulas de emergencia,

válvulas de alivio de presión, válvulas blanketing y válvulas de alivio, entre

otras.

• Elementos de flujo: incluye placas de orificio, coriolis, annubar, venturi, entre

otros.

• Elementos de temperatura: incluye termocuplas, termoresistencias y RTD.

7.1.2. Instrumentos fuera de línea

Como su nombre lo indica es la instrumentación que no esta conectada o instalada

directamente en la tubería, se requiere accesorios para su instalación, entre estos instrumentos


tenemos: los transmisores de las diferentes variables (presión temperatura, nivel, flujo), los

analizadores, indicadores locales (presión y temperatura).

7.2. SISTEMA DE CONTROL

Se define como el conjunto de equipos y programas que tienen como función realizar

las labores de control y supervisión de un proceso, con el fin de garantizar la calidad de los

productos, manteniendo la seguridad en la planta y minimizando los costos operativos. [11]

7.2.1. Componentes de los sistemas de control

Para la implementación de un sistema de control se debe tomar en cuenta una serie de

componentes, que son los encargados del procesamiento y la interfaz entre los distintos actores

del proceso.

• Unidades de entradas y salidas: son todos los componentes encargados de recibir y

enviar información entre los distintos instrumentos localizados en el área de procesos y

la unidad central de procesamiento.

• Unidad central de procesamiento: es el componente principal, es el encargado de

manejar las decisiones y estrategias de control en un proceso, para ello debe ser

previamente configurado para operar de la manera deseada.

• Unidad de almacenamiento de información: consiste en un serie de componentes que

permiten almacenar toda la información del control de la planta, en el se encuentran las

estrategias de control y los historiales del funcionamiento de la planta.

• Interfaz hombre-máquina: son los componentes encargados de intercambiar la

información con los operadores de la planta, a través de ellos se puede visualizar el

estado del proceso como a su vez reconfigurar las estrategias de control.


• Red de comunicación del sistema: consiste en los componentes implementados para

realizar la comunicación entre los instrumentos y el sistema de control.

• Software de adquisición de datos, programación y configuración: Son los componentes

encargados de permitir operar, mantener y comunicar entre si los diversos elementos

del sistema.

7.2.2. Objetivos de los sistemas de control

Los principales objetivos que se buscan al implementar un sistema de control son:

• Reducción en los costos de operación.

• Maximizar la producción con el mínimo de personal.

• Mejorar y conservar los estándares de calidad.

• Aumentar el nivel de seguridad

Para esto los sistemas de control deben contar con ciertas características importantes

como son la adaptabilidad del sistema, la seguridad que proporciona, la facilidad en la

operación y mantenimiento y la reducción de los tiempos de parada en una planta.

7.2.3. Tipos de sistemas de control

A través de los años los sistemas de control han ido evolucionando según las

necesidades y los avances tecnológicos, entre ellos tenemos: [11]


7.2.3.1. Sistema de control centralizado

Consiste en un gran procesador que es el encargado de manejar todos los elementos

funcionales del sistema de control, estos sistemas tienen gran complejidad en la programación

de las estrategias de control por la gran cantidad de información que procesan.

Las desventajas de estos sistemas son que una falla en el procesador provocaría la falla

general del sistema de control, afectando a todo el proceso y obligando a realizar paradas. Por

otro lado lo costoso de estos procesadores con alta capacidad de procesamiento en tiempo real

y con gran cantidad de información. Con el nacimiento de los microprocesadores comenzó un

nuevo concepto llamado control distribuido.

7.2.3.2. Sistema de control distribuido

Consiste en una serie de controladores locales basados en microprocesadores, que se

hallan distribuidos en diferentes puntos de la planta, encargándose cada uno de ellos de uno o

varios lazos de control.

Estos avances en los controladores vino acompañado de notables avances en los

programas, debido a que estos ya venían programados y los usuarios solo debían configurarlos

para adaptarlos a sus necesidades.

Estos sistemas presentan ventajas con respecto al control centralizado como son la

reducción del riesgo de parada de la planta, mayor flexibilidad en cuanto al tamaño de la

aplicación, personal con menor carga en mantenimiento y reducción considerable de costos.

Pero debido la poca capacidad de los microprocesadores de realizar funciones

complejas en tiempo real, se creo el concepto de sistemas de control jerárquicos.


7.2.3.3. Sistema de control jerárquico

Estos sistemas combinan la facilidad y confiabilidad de los sistemas distribuidos con el

gran poder de procesamiento en tiempo real de los sistemas centralizados, de tal modo que las

funciones de control rutinario quedan en el nivel más bajo, antes denominado distribuido y las

funciones de optimización de procesos y los cálculos complejos en tiempo real quedan en el

nivel superior, antes denominado sistema centralizado.[11]

7.3. SISTEMA DE PARO DE EMERGENCIA

Es un sistema instrumentado usado para implementar una o más funciones de

seguridad. Proporciona los mecanismos necesarios para llevar el proceso a una condición

segura cuando la planta sale de su estado normal de operación. Estos sistemas son diseñados

para detectar fallas o desviaciones dentro del proceso y desencadenar las acciones apropiadas,

salvaguardando la vida de las personas, los equipos, la continuidad de la producción y las

exigentes regulaciones ambientales. Estos sistemas están en capacidad de tomar acciones

automáticas e independientes del operador en los casos de que las desviaciones de cualquiera

de las variables del proceso se escapen del sistema de control principal del proceso, abortando

el control normal de la planta y llevándola a un estado seguro. [12]

El sistema de paro de emergencia es totalmente independiente del sistema de control de

la planta, por la tanto incluye todos los elementos desde el sensor hasta el elemento final de

control.

7.4. PROTOCOLO FOUNDATION FIELDBUS

Es un sistema de comunicación serial totalmente digital a dos hilos, multipunto y

bidireccional que interconecta instrumentos o dispositivos inteligentes localizados en campo

con la sala de control, tiene la capacidad de construir y distribuir las funciones de control a

través de la red de trabajo.


Fue desarrollado bajo las especificaciones emitidas en las normas IEC-61158 “Digital

Data Communication for Measurement and Control – Fieldbus for Use in Industrial Control

System” e ISA 50.02 “Fieldbus Standard for Use in Industrial Control System Part 2: Physical

Layer Specification and Service Definition”.[13]

Por ser un protocolo abierto, permite operar múltiples instrumentos de distintos

fabricantes en un mismo sistema, sin perder funcionalidad, esto es definido como

interoperabilidad.

A través de Foundation Fieldbus se transmite información de las variables principales,

así como información adicional del estado de los equipos, variables secundarias, información

de mantenimiento preventivo y una cantidad de funciones que permiten realizar labores de

mantenimiento.

Foundation Fieldbus consiste de tres partes que son la capa física, capa de

comunicación y las aplicaciones de usuario, por analogía con el modelo de comunicación

OSI, el cual consta de siete capas de operaciones o funciones, cada una con una tarea muy

específica, este protocolo utiliza únicamente las capas 1, 2 y 7 como se muestra en la Figura

7.1.[14]

Figura 7.1 .- Capas OSI comparadas con capas utilizadas por Fieldbus


Las capas 3, 4, 5 y 6 no son utilizadas, debido a que la subcapa de acceso (FAS) se

encarga del mapeo de la especificación del mensaje (FMS) hacia la capa de enlace (DLL). Las

capas 2 y 7 son incluidas dentro de la capa de comunicación.

En la Figura 7.2 mostrada a continuación, observamos la estructura y cantidad de bits

utilizados por cada capa para codificar la data a ser transmitida.[14]

Figura 7.2.- Bytes en los paquetes de Fieldbus

7.4.1. Capa Física

Como se mencionó anteriormente, la capa física está desarrollada de acuerdo a los

estándares de IEC e ISA. Se encarga de recibir los mensajes de la capa de comunicación y los

convierte a señales físicas para su transmisión en el medio de transmisión y viceversa. Esta

tarea de conversión incluye la adición del preámbulo, delimitador de comienzo y delimitador

de fin.


Los datos son codificados utilizando la técnica Manchester Bifase–L, esta señal es

síncrona debido a que la información del reloj esta contenida en el flujo de datos serial, para la

codificación se toman los datos y se combinan con el reloj, obteniendo una señal donde una

transición positiva en el medio del tiempo de bit se interpreta como un cero lógico “0” y una

transición negativa como un uno lógico “1”, como se muestra en la Figura 7.3.[14]

Figura 7.3 Codificación Manchester Bifase-L

La señal de preámbulo es utilizada por el receptor para sincronizar el reloj interno con

la señal de entrada, igualmente son utilizados bytes para indicar el comienzo o final de

transmisión, por medio de niveles especiales de transición, que son mostrados en la Figura 7.4.

Figura 7.4 .- Preámbulo, comienzo y fin


Los dispositivos pueden ser alimentados directamente desde el bus de campo, para

transmitir generan una señal de +/- 10 mA a 31,25 Kbits/seg en una carga equivalente de 50

ohm para crear un voltaje pico a pico modulado de 1 voltio sobre la tensión de alimentación

DC. Esta comunicación es denominada H1, el número de dispositivos que se permiten por

cada segmento H1 son dieciséis (16), pero pueden variar según el cable utilizado y la

distancia. A pesar de esto. la practica ha demostrado que un número máximo de seis (6)

instrumentos por segmentos es recomendable para garantizar un buen tiempo de respuesta y la

comunicación.[14]

Adicionalmente es utilizada una Ethernet de alta velocidad denominada HSE, para

interconectar los segmentos H1 a mayor velocidad y permitir conectar los instrumentos de

campos con redes de computadoras para su monitoreo. La velocidad de comunicación es de

100 Mbits/seg y los protocolos de comunicación utilizados son los estándares para Ethernet, es

decir que pueden ser utilizados equipos comerciales.

7.4.1.1. Cableado

Para el diseño de los segmentos Foundation Fieldbus se deben tener en cuenta las

siguientes consideraciones:[7]

• Funcionalidad de instrumentos: Todos los instrumentos analógicos deben ser

específicos para Foundation Fieldbus.

• Ubicación de los instrumentos: la ubicación de los instrumentos en campo se realizará

por los requerimientos del proceso como tal y no por las limitaciones del protocolo. El

diseño de cada uno de los segmentos se realizará una vez que los instrumentos han sido

ubicados.

• Requerimientos del control del proceso: dentro de las funcionalidades del Foundation

Fieldbus se encuentra el poder desarrollar algoritmos PID para el control de las

variables del proceso, directamente en el transmisor o válvula de control. Para ello se


debe especificar dentro de los bloques funcionales del instrumento la inclusión del

bloque funcional PID.

• Requerimientos de confiabilidad: dentro de estos requerimientos se encuentra la

redundancia, la distribución de los lazos críticos y distribución de las válvulas de

control en los diversos segmentos de manera de no sobrecargar el segmento de

consumo eléctrico ni de incrementar la velocidad de ejecución del lazo de control o

monitoreo de la señal. Adicionalmente se deben considerar la redundancia de los

diversos componentes como lo son: fuentes de alimentación, interfaz H1.

En los segmentos donde estén localizadas válvulas de control, el número de los

transmisores va a disminuir en función de la optimización de la confiabilidad del bus.

• Limitaciones de distancias: la distancia total del segmento debe incluir tanto la troncal

como todas las ramificaciones hacia los instrumentos de campo.

Troncal es el bus principal de comunicación que actúa como suministro principal a

muchas otras líneas o la sección del segmento ubicada entre los terminadores.

• La resistencia del cable: debe ser analizado el calibre del cable a emplear de acuerdo a

la distancia del mismo y el consumo de cada uno de los instrumentos.

• Longitud de las ramificaciones: para el diseño de los segmentos Foundation Fieldbus

se pueden considerar empalmes o ramificaciones, entendiéndose por empalmes las

conexiones que tienen una distancia menor a 1 metro de la troncal, y por

ramificaciones las conexiones en las que la distancia entre los instrumentos y la troncal

puede variar entre 1 y 120 metros.

• Consumos de energía: el consumo de cada uno de los instrumentos junto con los

respectivos bloques funcionales debe ser considerado al momento de dimensionar los


segmentos de manera de no exceder el valor nominal de la fuente de alimentación

Foundation Fieldbus del segmento.

El valor nominal de la fuente de alimentación es de 350 mA para instalaciones que no

sean seguridad intrínseca, mientras que para instalaciones con seguridad intrínseca el valor

nominal es de 80 mA.

La alimentación para los segmentos Foundation Fieldbus es de 9 a 32 VCC, pero se

coloca una fuente de 24 VCC debido a que es la mas comercial y el consumo promedio de los

dispositivos o instrumentos de campo esta alrededor de 12mA. En paralelo a la fuente de

alimentación se coloca un terminal o terminador, para evitar que la fuente absorba la corriente

de la señal de transmisión. Pero se debe definir la alimentación partiendo del consumo de

corriente y el voltaje de los dispositivos de campo.

7.4.2. Capa de Enlace (DLL)

Esta capa se encarga del control de la transmisión de los mensajes en el bus de campo,

esto lo hace, a través de un programador determinístico centralizado llamado Link Active

Scheduler (LAS), que consiste en una lista con los tiempos de transmisión para los buffer de

los dispositivos que deben transmitir cíclicamente.

Para los eventos no cíclicos se utilizan los periodos de tiempos donde no es utilizado el

bus de campo por las actividades cíclicas, estos eventos pueden ser la actualización de los

tiempos de transmisión debido a la inclusión de un nuevo instrumento, hacer pruebas a los

nodos, el estado de los instrumentos o variables secundarias, para esto se utiliza el paso de la

moneda (pass token) dándole turno a los instrumentos para transmitir.

En la Figura 7.5, se observa una lista de programación para un lazo de tres trasmisores

que contienen control PID y las válvulas de control respectivas. La lista se programa para que

en el tiempo de 0 ms el transmisor 1 obtenga la variable de proceso desde el sensor a través

del bloque AI, el cual tiene un tiempo procesamiento de 10 ms, seguidamente se activa el


bloque PID el cual realiza el cálculo sobre la variable obtenida para luego colocar la

información en el bus a los 30ms que se representa con una barra negra. Luego se programa la

válvula 1 para que a los 40 ms tome la información del bus y comience a procesarla a través

del bloque AO con tiempo de procesamiento de 10 ms y de esta manera enviarla al actuador

internamente, luego la válvula emite una respuesta en el bus a los 60 ms.

La lista de programación para cada uno de los lazo de control es igual, por la tanto se

deben colocar de manera tal que en el ingreso al bus no hayan colisiones, por eso se dice que

la lista presentada es una posible programación, ya que pueden haber distintas maneras de

implementarla.

En la parte inferior de la gráfica se observa los tiempos de transmisión donde pueden

tener acceso los eventos no cíclicos. Esta lista es un proceso cíclico que se repite

continuamente.[15]

Figura 7.5.- Lista de programación: posible lista de programación para tres lazos de control en un segmento.


7.4.3. Subcapa de Acceso (FAS)

Se encarga de hacer el enrutamiento de los mensajes, así como de la coordinación del

envío de los mensajes.

Para ello utiliza servicios llamados relaciones virtuales de comunicación (Virtual

Communication Relationships, VCR) que según el tipo de comunicación que se desea realizar,

se hace el ruteo. Los distintos tipos de VCR son :

• Cliente/Servidor: es utilizado para mensajes del operador como en puntos de ajuste,

sintonización, alarmas, diagnósticos remotos, entre otros.

• Distribución de Reportes: es utilizado para notificaciones y reportes como alarmas

hacia la consola del operador o históricos de datos.

• Publicación/Suscripción: es utilizado para publicar data como intercambiar datos de

control entre los bloques o hacia la consola del operador.

7.4.4. Especificación de Mensaje (FMS)

Esta subcapa es equivalente a la capa de aplicación del modelo OSI, permite la

comunicación de las aplicaciones del usuario, a través de la red Foundation Fieldbus, usando

formatos estandarizados para los mensajes. Describe los servicios, formatos y protocolos

requeridos para el intercambio de mensajes con la capa de aplicación del usuario.[14]

7.4.5. Capa de Aplicaciones de Usuario

Está basada en tres tipos de “bloques”:


7.4.5.1. Bloque de recurso (Resourse Block)

En este bloque se describen las características del dispositivo tal como nombre del

dispositivo, fabricante y número de serial. Hay un solo bloque de recurso por dispositivo.

7.4.5.2. Bloque transductor (Transducer Block)

Son bloques de interfase entre los bloques funcionales y las funciones de entrada/salida

requerida para la lectura de los sensores y salida de señales de control. Estos bloques

contienen información de calibración y tipo de sensor. Generalmente hay uno en cada bloque

funcional de entrada o salida.

7.4.5.3. Bloques funcionales

Estos bloques proporcionan las funciones de control. Los parámetros de entradas y

salidas de los bloques funcionales pueden ser enlazados a través de la red Foundation

Fieldbus. Pueden existir varios bloques funcionales en un mismo dispositivo. Se activan según

las necesidades, logrando así la obtención de dispositivos multifuncionales, se han definido 10

bloques funcionales básicos y otros bloques funcionales de control avanzado que se muestran

en la Tabla 2. Cada fabricante de los equipos tiene las posibilidades de desarrollar nuevos

bloques funcionales de acuerdo a las características de sus propios instrumentos y de las

funcionalidades que puedan tener.

BLOQUE DE FUNCIONES BÁSICAS ALGUNOS BLOQUES AVANZADOS

AI Entrada analógica DC Dispositivo de control

AO Salida analógica DS Divisor de salidas

BG Ganancia SC Señal característica

CS Selector de control LL Último dígito enviado

DI Entrada discreta DT Tiempo muerto

DO Salida discreta IT Totalizador

ML Carga manual SPG Generador de rampa (Set point)

PD Control derivativo / proporcional IS Selector de entrada

PID Control proporcional / integral / derivativo AR Aritméticas

RA Relación TMR Temporizador

Tabla 2 Bloques funcionales


7.5. COMPARACIÓN DE FOUNDATION FIELDBUS CON OTROS

PROTOCOLOS DE COMUNICACIÓN INDUSTRIAL

Existen diversos protocolos de comunicación en la instrumentación industrial, en este

proyecto en específico adicionalmente a Foundation Fielbus son utilizados otros protocolos de

comunicación como 4 – 20 mA, Hart y Modbus.

Pero existen otros, que no están siendo utilizados, entre ellos esta Profibus

7.5.1. 4 – 20 mA

Esta es la comunicación tradicionalmente utilizada en los sistemas de control

industrial, consiste en una señal analógica comprendida entre 4 – 20 mA, que indica el valor

de la variable medida según el rango que se esté midiendo, por ejemplo, al medir la presión en

una determinada tubería que puede estar comprendida entre 0 – 100 psi, el sensor emite una

señal de 4 mA cuando el valor es 0 psi y 20 mA para 100 psi, para los valores intermedios es

lineal. Esta señal es enviada a través de un transmisor directamente al sistema de control

principal, donde es procesada y luego puede ser mostrada en un monitor y/o ser enviada como

una señal al controlador de una válvula de control, para regular su apertura y/o cierre de

acuerdo a la variable medida.

El cableado para este sistema es punto a punto desde los instrumentos en campo hasta

el sistema de control principal, se debe utilizar un cable de 2 conductores apantallado o un par

apantallado para cada instrumento y el calibre dependerá de la distancia entre el instrumento y

el sistema de control.

7.5.1.1. Ventajas

• No presenta ventajas con respecto a Foundation Fieldbus.


7.5.1.2. Desventajas

• A pesar de que actualmente sigue siendo utilizada, esta comunicación presenta gran

desventajas con respecto a las tecnologías emergentes, desde el punto de vista de

operación y mantenimiento no permite obtener información sobre variables

secundarias o el estado de los instrumentos.

• Desde el punto de vista construcción y procura, la cantidad de cable utilizado es

superior, debido a que la conexión se realiza punto a punto desde el instrumento hasta

el cuarto de control. Como se muestra en la Figura 7.6, donde observamos el cableado

utilizado en 4 – 20 mA y el cableado de Foundation Fieldbus.

Figura 7.6.- Cableado convencional y cableado Foundation Fieldbus

• La cantidad de espacio utilizado en las cajas de conexionado es mayor si se compara

con el requerido en Foundation Fieldbus, como observamos en la figura anterior

debido a la cantidad de elementos adicionales que se deben utilizar.


7.5.2. Protocolo HART

Es un protocolo que introduce el principio de FSK (frequency shift keying) en la

comunicación industrial, donde se utilizan dos frecuencias 1.200 Hz y 2.200 Hz para

comunicación digital que representa el bit 1 y 0 respectivamente, la cual se monta sobre la

señal analógica de 4 –20 mA como se puede observar en la Figura 7.7.[16]

Figura 7.7 HART Comunicación digital y analógica simultanea

Esta señal digital permite tener acceso a variables secundarias y otros datos que pueden

ser utilizados para operaciones, mantenimiento y diagnósticos de los instrumentos.

Este protocolo permite conectar los instrumentos en redes punto a punto o multipunto,

utilizando comunicación maestro-esclavo donde el papel de maestro puede ser hecho por el

sistema de control distribuido, un controlador lógico programable o una computadora personal

y los instrumentos en campo son los esclavos, adicionalmente permite tener un maestro

secundario que puede ser un terminal handheld o una computadora personal. En el caso de la

conexión multipunto únicamente se permite la comunicación digital y no puede ser utilizada la

señal analógica, al menos que se introduzca el uso de multiplexores y para esto se debe utilizar


un protocolo adicional para llevar la información del multiplexor al sistema de control, por

ejemplo, RS-232 o RS-485.

Cada instrumentos tiene una dirección de 38 bits que consiste en el código del

fabricante, código del modelo y un identificador único que se coloca en el momento de la

fabricación.

7.5.2.1. Ventajas

• El cableado para este sistema permite mantener la configuración del sistema

tradicional 4–20 mA, por lo cual es fácil de implementar para actualizar una planta ya

construida que este utilizando 4 –20 mA. Igualmente permite realizar una conexión

paralela multipunto con el uso de multiplexores, manteniendo la señal analógica, para

obtener un mejor aprovechamiento de las funciones ofrecidas por este protocolo, como

se muestra en la Figura 7.8.

Figura 7.8 Conexión HART convencional con red paralela multipunto.


• Las desventajas son las mismas que con el cableado 4 –20 mA, pero a diferencia de

este, HART si permite obtener variables secundarias para operación y mantenimiento.


7.5.3. Protocolo Profibus

Profibus tiene tres variantes que son compatibles entre si pero para aplicaciones

diferentes, Profibus-FMS (Fieldbus Message Specification) está orientado a la automatización

de propósitos generales, ya que se describe como universal con un amplio rango de

aplicaciones, Profibus-DP (Decentralized Periphery) está orientado a la automatización de la

manufactura y se define como rápido, eficiente y de bajo costo, y por último Profibus-PA

(Process Automation) está orientado a la automatización de procesos y que permite la

alimentación por el bus cumpliendo los requerimientos de seguridad intrínseca.[17]

El Profibus-DP permite únicamente la comunicación cíclica de los instrumentos con un

maestro, pero existe una versión extendida llamada Profibus-DPV1 que permite adicional a la

comunicación cíclica, servicios acíclicos para mensajes de alarmas, diagnóstico y control de

los elementos de campo.

El Profibus-PA es como la versión DPV1 e incluye los requerimientos especiales para

la automatización de procesos como lo son la transmisión con técnicas intrínsecamente

seguras, la alimentación de los elementos a través del bus de campo, la interoperabilidad y

transmisión de data fiable.

La comparación entre Foundation Fieldbus y Profibus se puede hacer únicamente para

la versión de automatización de procesos Profibus-PA, y se tiene que ambos protocolos se

basan en la norma IEC para la capa física y sus estructuras de funcionamiento son iguales,

razón por la cual se dice que la diferencia principal que existe entre estos dos protocolos es

que Profibus es un estándar europeo y Foundation Fieldbus americano.

7.5.4. Protocolo Modbus

Al igual que Foundation Fieldbus y Profibus, el protocolo Modbus esta desarrollado en

analogía con las capas OSI en las capas 1, 2 y 7, como se muestra en la figura 8.8.[18]


Figura 7.9 .- Capas OSI comparadas con capas utilizadas por Modbus

La comunicación se realiza utilizando una técnica maestro-esclavo, en la cual sólo un

dispositivo (el maestro) puede iniciar transacciones, a través de las peticiones. Los otros

dispositivos (los esclavos) responden suministrando al maestro el dato solicitado, o realizando

la acción solicitada en la petición. Entre los dispositivos maestros típicos se incluyen los

procesadores centrales y los paneles de programación y los esclavos típicos son los PLC o

analizadores en línea.

El maestro puede direccionar esclavos individualmente o puede generar un mensaje en

modo de difusión, donde los esclavos devuelven un mensaje llamado respuesta, a las

peticiones individuales y no devuelven respuestas a peticiones en modo difusión.

El protocolo Modbus establece el formato para la petición del maestro, colocando en

ella la dirección del dispositivo esclavo (0 en caso de difusión), un código de función que

define la acción solicitada, cualquier dato que vaya a enviarse y un campo de comprobación de

error. El mensaje de respuesta también esta definido por el protocolo con campos de

confirmación de la acción tomada, datos que vayan a ser devueltos y un campo de

comprobación de error. Si el mensaje recibido por el esclavo es defectuoso o es incapaz de

realizar la acción solicitada, construirá un mensaje de error y lo enviará como respuesta.

A diferencia con los otros protocolos la comunicación solo se realiza entre el maestro y

los esclavos, estos no pueden transmitir sin la petición del maestro y tampoco se pueden


comunicar entre ellos, por lo tanto no lo convierte en una bus de campo, sino en una

comunicación directa entra la sala de control y los dispositivos asociados.

Es utilizada principalmente para:

• Comunicar controladores de lógica programable (PLC) con el sistema de control de la

planta.

• Comunicar dispositivos en campo que requieran transmitir gran cantidad de

información al sistema de control, como cromatógrafos y analizadores diversos.

• Monitorear desde el sistema de control, las diversas variables involucradas en el

control de una unidad o paquete que fue comprada e instalada como un todo.

7.5.4.1. Ventajas

• Transmitir información secundaria a una velocidad de 100 Mbits/seg.


• No funciona como una red de intercambio entre esclavos, por lo tanto toda la

información debe pasar siempre por el cuarto de control para luego ser enviada a otro

esclavo.

7.6. SEGURIDAD INTRÍNSECA

Los instrumentos eléctricos instalados en atmósferas que contienen gases o vapores

inflamables presentan un riesgo de explosión que obliga a utilizar técnicas especiales de

protección. Existen diversas técnicas como son la utilización de material antideflagrante que

es capaz de confinar una explosión en su interior, la presurización impidiendo que la

atmósfera pueda entrar dentro del instrumento, la inmersión en aceite encapsulando el


instrumento para aislarlo de la atmósfera y la seguridad intrínseca con un circuito incapaz de

producir chispas eléctricas que tengan la suficiente energía para la ignición de la mezcla gas-

aire.[19]

Desde el punto de vista de costos de mantenimiento la seguridad intrínseca se ve

favorecida, debido a que esta permite realizar la sustitución de los componentes electrónicos

en caso de falla, mientras que con las otras técnicas es imposible debido a que se encuentran

encapsulados.

El desarrollo de esta técnica se basa en estudiar el nivel de energía de seguridad.

7.6.1. Nivel de energía de seguridad

Para producir la explosión de una mezcla gaseosa es necesario aportar un nivel crítico

de energía, es decir, la explosión sólo se produce si se inyecta suficiente energía a la mezcla

como para producir la ignición de un mínimo volumen crítico del material.

La energía requerida para la ignición depende de la concentración de la mezcla

combustible y existe una concentración para la cual es mínima la energía de ignición, en la

Figura 7.10 puede verse la influencia de la concentración de la mezcla sobre la energía crítica

de ignición.[19]

Las principales clases de ignición que pueden producirse en los instrumentos son por el

cierre de un contacto en un circuito capacitivo, la apertura de un contacto en un circuito

inductivo, la apertura o cierre de un contacto en un circuito resistivo y la ignición con

superficies o hilos calientes, debido a esto es necesario impedir que las corrientes o tensiones

de los circuitos situados en las zonas peligrosas puedan sobrepasar los niveles de seguridad

predeterminados.


Figura 7.10 Efecto de la concentración sobre la energía de ignición

Los circuitos comúnmente utilizados para implementar la seguridad intrínseca están

basados en diodos zener y fusibles para limitar los valores de corriente y voltaje.

57 CAPÍTULO 8.- Integración de Programas

8. INTEGRACIÓN DE PROGRAMAS

Los programas utilizados para el desarrollo de la ingeniería de detalles son INtools

para la emisión de documentos de la disciplina de instrumentación, y SmartPlant P&ID para la

generación de los Diagramas de Tubería e Instrumentación (DTI).

Ante la necesidad de tener una sola fuente de información para las disciplinas de

Instrumentación y Procesos, surgen estos dos programas con miras a volver inteligentes la

generación de todos los documentos involucrados en la ingeniería de un proyecto. Estos

programas fueron desarrollados en la misma plataforma de Oracle, y en las continuas

revisiones o actualizaciones se han comenzado a implementar interfases de comunicación

efectivas que permiten el paso de la información entre ambos programas.

Actualmente, cada uno de los programas tiene una base de datos diferente, con un

control de cambios en base a modificaciones en los colores de fondo, que permiten reflejar de

manera rápida y efectiva los cambios ocurridos en cualquier parte de la base de datos, y de

esta manera se vea actualizada en todos y cada uno de los otros documentos.

La transferencia de la información entre ambos programas no es en tiempo real, debe

hacerse cada vez que las partes involucradas consideren que se han efectuado modificaciones

que requieren de actualización de la base de datos. Para tener una comunicación y/o

actualización en tiempo real se requiere de la plataforma SmartPlant Foundation, y de una

versión actualizada de INtools, que actualmente esta comenzando a distribuirse.

Mediante la utilización de SmartPlant Foundation los cambios que se realicen en

SmartPlant P&ID son reflejados en INtools automáticamente, una vez que dichos cambios han

sido revisados y aprobados.


8.1. INTOOLS 6.0.

Programa diseñado para ofrecer soluciones tanto a operadores de plantas como

empresas consultoras encargadas del diseño en la instrumentación industrial, organizando gran

cantidad de información para que se puede acceder desde cualquier punto de la base de datos,

disminuyendo así la cantidad de inconsistencias entre los datos.[20]

Este programa proporciona una única fuente de información de la planta, a la que se

puede acceder y actualizar fácilmente, asegurando la consistencia con los diversos

instrumentos y proporcionando información de manera rápida y con precisión, eliminando la

necesidad de buscar en múltiples lugares, una sola información.

Esta única fuente, está basada en una base de datos Oracle donde se almacena toda la

información. Adicionalmente, permite el trabajo de equipos de ingeniería concurrentes ya que

protege la información cuando está siendo utilizada por un usuario, evitando de esta manera

que dos usuarios modifiquen al mismo tiempo la misma información.

INtools tiene la posibilidad de seleccionar y modificar los perfiles de usuario,

cambiando los accesos y qué tipo de información puede modificar, borrar y agregar.

Igualmente se realiza un monitoreo constante con registros de las modificaciones que se han

realizado en la información.

8.1.1. Utilidad en las diversas etapas

La interfaz creada para INtools permite introducir, modificar y utilizar los datos de una

manera sencilla en las distintas etapas del proyecto: ingeniería, diseño, procura, construcción,

puesta en marcha, operación y mantenimiento, para esto existen distinto módulos como se

muestra en la Figura 8.1.


Figura 8.1 INtools 6.0: pantalla inicial del software, donde nos permite escoger el módulo a utilizar.

Debido a la diferencia entre diseño y operación, existen dos versiones de INtools, la

primera para empresas que desarrollan ingeniería y la segunda para operadores. La diferencia

fundamental entre ambas versiones, es que para los operadores se tienen los módulos de

operación y mantenimiento los cuales son agregados a la versión de empresas de ingeniería.

8.1.1.1. Ingeniería

En esta etapa se procede a introducir los datos asociados a los instrumentos, INtools

nos ayuda reduciendo las horas de trabajo y eliminando la posibilidad de repetición de

información de un mismo instrumento.

El módulo Index está diseñado para crear, duplicar o modificar cualquier instrumento o

lazo, a través de la interfaz de este módulo. Permite introducir información como ubicación,

tipo de comunicación, tipo de instrumento, línea o equipo asociado, servicios, tipo de señal

asociada en el caso de que aplique, tipo de certificación del instrumento, fabricante y modelo,

entre otros.

En la Figura 8.2 seobserva la interfaz del módulo, en la parte inferior está la barra de

herramientas donde están las opciones para crear, modificar, asociar o duplicar instrumentos o

lazos. En el ejemplo presentado, se muestra las propiedades del instrumento TW-24007A, en

esta ventana se puede consultar o modificar todo tipo de información relacionada con el

mismo. Adicionalmente permite crear nuevos campos de ubicación de instrumentos, nuevos

números de líneas, tipo de instrumentos, de ser necesario.


En la parte superior del cuadro de propiedades tenemos el lazo al cual pertenece el

instrumento y el servicio del lazo.

Figura 8.2 Módulo Index en el INtools: propiedades de un tag de identificación

Una vez que se tiene la información cargada en INtools y se desea observarla, se tiene

dentro del módulo la herramienta Browser, que se muestra en la Figura 8.3.


Figura 8.3 Browser del módulo Index: permite la visualización de los instrumentos de una manera rápida y sencilla.

Con esta herramienta se puede visualizar y hacer modificaciones de una forma rápida y

sencilla, igualmente se puede emitir reportes donde se asegura precisión y consistencias en la

información previamente introducida en cada uno de los instrumentos. Esta visualización

permite realizar filtros y arreglos de la información que se desea obtener.

8.1.1.2. Diseño

Para esta etapa se tiene los módulos de Inst. Specs (especificación de instrumentos),

Wiring (cableado), Proc. Data (datos de proceso), Calculation (cálculos), Loop Dwgs. (dibujo

de lazos) y Hook Up (detalles de instalación).


A través de estos módulos se facilita el trabajo para realizar el cableado y emitir los

diagramas de lazos, hojas de datos, detalles de instalación, realizar cálculos para placas de

orificio, determinación de longitudes de inserción de termopozos, válvulas de alivio y válvulas

de control.

INtools puede trabajar con AutoCAD para la emisión de los detalles de instalación y

los diagramas de lazos, creando el dibujo en AutoCAD y obteniendo la información de la base

de datos. También tiene interfases de generación con Enhanced SmartLoop, SmartSketch y

MicroStation.

8.1.1.3. Procura, Construcción, Puesta en Marcha, Operación y

Mantenimiento

Son de gran utilidad para el constructor y operador de la planta, debido a que permite

obtener y actualizar datos asociados para compra de instrumentos, instalación, calibración,

mantenimiento preventivo y una serie de datos de gran utilidad para prevenir paradas de

planta, falta de calibración en determinado instrumento que pueda modificar el punto de

ajuste de otro, desviaciones de los valores a medir en determinadas corrientes.

Adicionalmente permite asociar cualquier tipo de documentos realizando un enlace con los

mismos.

8.2. SMARTPLANTP&ID

Software diseñado para crear los Diagrama de Tubería e Instrumentación (DTI), al

igual que INtools almacena la información en una base datos Oracle, utilizado por la disciplina

de proceso para introducir los datos de los procesos y tuberías de la planta y permite introducir

los instrumentos, el número del lazo y las características propias de cada uno de los mismos.

Esta herramienta proporciona una gran ventaja con respecto a los programas utilizados

anteriormente para la creación de los DTI, como el AutoCAD, debido a la interfaz inteligente

que nos permite acceder a información adicional que no está plasmada en el plano.


En la Figura 8.4 se observa la interfaz del programa, ahí se tiene un tramo de un DTI

donde se puede ver los equipos mecánicos, tuberías e instrumentación. En el ejemplo

presentado se tiene seleccionado el instrumento TW-24007A . A la derecha está la columna de

propiedades donde se encuentra información acerca del instrumento, que proviene de la base

de datos utilizada por SmartPlantP&ID.

Figura 8.4 SmartPlant P&ID

8.3. ORACLE

Es un RDBMS (Related Database Management System), es decir, un manejador de

sistemas de bases de datos, que almacena información en forma de tablas relacionadas.

Su filosofía de funcionamiento como se mencionó anteriormente, está en que su base

de datos no es una sola tabla, sino que se crean distintas tablas que son relacionadas para


obtener información. En su configuración se define una clave principal, que es una columna

que permite un dato único para cada registro, es decir, una identificación única de cada fila.

En el ejemplo presentado en la Figura 8.5, tenemos dos tablas, la primera tiene 3

columnas y 3 registros, donde se tienen 3 instrumentos con su tag de identificación y el tipo de

instrumento que está definido por un número y la columna Id_Num que está definida como la

clave principal. La otra tabla tiene 2 registros y 3 columnas donde se tiene la descripción del

tipo de instrumento.

Id_Num Tag Tipo_Int Tipo_Int Descripción Ubicación

1 TI-24100A 1 1 Indicador 2

8 TI-24010G 2 2 Termómetro 1

34 TI-24007W 1

Figura 8.5 Relación de tablas en ORACLE

El enlace entre las tablas se hace por la columna Tipo_Int, una vez que se realiza una

consulta de estos instrumentos y se desea visualizar el tipo de instrumento, se hace un enlace

entre las tablas y según el número que aparezca en la columna Tipo_Int se coloca la

descripción. Igualmente debe existir una tabla con la ubicación y así sucesivamente para

distintos datos.

En la Figura 8.6, se muestra parte de la estructura de la base de datos de INtools donde

se observa la carpeta de tablas y dentro de una de las tablas se observa las columnas

pertenecientes a las mismas. En el ejemplo presentado se tiene la tabla application_interface y

dentro de la misma, las distintas columnas. En el momento de hacer consultas se debe realizar

los enlaces entre las mismas.


Figura 8.6 Estructura de la base de datos Oracle: generada con Infomaker.

8.4. INFOMAKER

Programa que permite realizar consultas, reportes y tablas en una gran variedad de

bases de datos, entre las que se encuentra Oracle.

Las consultas se realizan bajo programación SQL o una interfaz gráfica que facilita el

trabajo, como se muestra en la Figura 8.7, en la parte superior se puede observar la conexión

gráfica donde se selecciona qué tablas se desean, cómo se relacionan entres ellas y cuáles

columnas se quieren visualizar en la consulta, en la parte inferior está la programación SQL

que se actualiza con cualquier cambio en la parte gráfica, igualmente se puede realizar filtros y

ordenar la consulta según los datos requeridos.


Figura 8.7 Consulta utilizando Infomaker: programación gráfica en la parte superior y SQL en la inferior.

Estas consultas creadas sirven para realizar reportes o documentos, de los campos

seleccionados.

Las ventajas de utilizar Infomaker están en que permite obtener información de

cualquier tabla de la base de datos, que en algunos casos no pueden ser visualizadas desde el

INtools. Adicionalmente permite crear o modificar reportes según las exigencias requeridas

por el cliente, lo cual facilita el trabajo en la emisión de documentos.


8.5. INTEGRACIÓN DE BASES DE DATOS

Para este proyecto la información es cargada en SmartPlant P&ID por la disciplina de

procesos y luego es utilizada por instrumentación, es decir, que la transferencia se debe

realizar hacia INtools.

Para realizar la importación se buscó, cuáles campos fueron cargados por la disciplina

de proceso e iban a ser utilizados en INtools. En el caso de requerir algún campo adicional se

le solicitó la inclusión del mismo para luego transferirlo al INtools, y que ambas bases de

datos tengan la misma información.

8.5.1. Búsqueda de campos disponibles

Con el uso de un programa de licencia libre, se realizó el estudio de las bases de datos,

este programa se llama TOAD, el cual permite visualizar de forma rápida y sencilla las tablas

y columnas pertenecientes a una base de datos, dando gran cantidad de información sobre la

estructura, longitud, tipo de caracteres y ID de cada una de las columnas, de igual forma se

puede visualizar y editar todos los datos que están almacenados en la base de datos. A

diferencia de Infomaker no permite realizar reportes ni consultas, únicamente muestra las

tablas sin ningún tipo de relación.

En la Figura 8.8 se observa la interfaz del programa, donde una vez que se ha

conectado a la base de datos de INtools, aparece en la ventana de la izquierda todas las tablas

que son utilizadas por el programa. En el ejemplo, se seleccionó la tabla COMPONENT que

contiene información relacionada con los instrumentos, en la ventana de la derecha vemos los

datos que se encuentran almacenados, igualmente presionado la pestaña en la parte superior de

las columnas se obtiene las propiedades de los campos de la tabla. Adicionalmente almacena

la información de quien modifico el registro, en que fecha y a que hora, de manera de llevar un

control de todas las modificaciones y/o actualizaciones de la base de datos.


Figura 8.8 Visualización de base de datos con TOAD: se observa los datos de la tabla COMPONENT

Una vez que se obtuvo la información de procesos, sobre cuales datos se habían

insertado, se comenzó la búsqueda de a que tabla pertenecían y con que estructura estaban.

Luego que se identificó los campos a importar y que se conocían las tablas y columnas

de destino, se procedió a la importación.

8.5.2. Proceso de importación

INtools cuenta con una herramienta llamada Import Utility, el cual da la opción de

importar datos provenientes de distintos programas como Excel, Access, SmartPlantP&ID,


ValveSpeq (programa para cálculo de válvulas de Masoneilan), FirstVue (programa para

cálculo de válvulas de Fisher), entre otros. Una vez dentro del programa aparece la siguiente

barra de herramientas que se muestra en la Figura 8.9.

Figura 8.9 INtools Import Utility: barra de herramientas

Primero se debe conectar el módulo de importación con la base de datos de SmartPlant

P&ID, para esto se debe seleccionar el icono SPP&ID de la barra de herramientas y luego en

la ventana que aparece, se debe seleccionar la ruta del servidor donde se encuentra la base de

datos del SmartPlant P&ID, como se muestra en la Figura 8.10, una vez dentro de la carpeta

de la planta aparecen los números de los DTI que pueden ser seleccionados, luego de haber

escogido uno o varios DTI, se selecciona los tipo de datos que se requieren importar. Como se

puede observar en la figura, en el recuadro de Item Types las opciones de instrumentos,

tuberías, intercambiadores, equipos mecánicos, tanques y otros equipos, una vez seleccionados

se realiza la conexión presionando OK.


Figura 8.10 INtools Import Utility: conexión a la base de datos de SmartPlant P&ID

Cuando se está conectado, se debe realizar los enlaces de la información entre origen y

destino, para esto se debe crear un nuevo enlace como se muestra en la Figura 8.11, se tiene

una tabla donde se debe seleccionar la tabla o el módulo de destino y el item type o

información de origen.


Figura 8.11 Creación de enlaces en Smart Plant P&ID

Una vez seleccionados, se debe especificar el direccionamiento específico de las

columnas pertenecientes a las tablas de origen y destino, esto se hace como se muestra en la

Figura 8.12, abriendo el enlace en la izquierda se tiene las columnas de origen y en la derecha

las de destino, debemos seleccionar con un arrastre en que campo de destino se desea colocar

la columna de origen. Adicionalmente se puede realizar modificaciones o construir estructuras

de los datos, como en el ejemplo, que en la columna de destino EQUIP NAME/EQUIP ID está

compuesta por la estructura t_ie_tagsequence + ‘-‘ + t_ie_tagprefix, lo cual indica que esta

formada por dos datos de origen separados por un guión; los caracteres que se colocan entre

comillas simple, aparecen tal cual como se escriben, de esta manera se estructuran los datos

que deben ser compuestos entre dos o mas campos.


Figura 8.12 Columnas de origen y de destino.

Realizado el direccionamiento de la información, se procede a realizar una

comparación de la data que se va a importar, esto a través del botón Compare que se encuentra

en la barra de menú inferior. Una vez que se presiona aparece la ventana que se muestra en la

Figura 8.13, en el lado izquierdo aparece una letra en la columna de modos junto con un

selector, la letra U significa que el instrumentos ya ha sido creado y los campos en azules son

lo que se van a proceder a actualizar con nueva información, la letra I significa que es una

información nueva y se va a crear un instrumento nuevo con la información y la letra D

significa que el instrumento no aparece en el DTI que se cargo desde el servidor de SmartPlant

y por la tanto si el usuario desea lo puede borrar.


Figura 8.13.- Ventana de Comparación: se chequea la información que se va a importar

En el ejemplo mostrado tenemos seleccionado el instrumento TW-24007A que está

definido como una actualización porque ya ha sido creado, los campos en azul son para

actualizar. Una vez que hallamos seleccionados que instrumentos deseamos importar

presionamos el botón de Run y comienza el intercambio de información.

Una vez terminado el programa emite un reporte que graba en un archivo de texto

donde muestra el resultado de la importación.

74 CAPÍTULO 9.- Metodología para el Desarrollo de la Ingeniería de Detalles

9. METODOLOGÍA PARA EL DESARROLLO DE LA INGENIERÍA DE

DETALLES

La ingeniería de detalles consiste en la generación de todos los planos y documentos

necesarios para la construcción de una determinada planta, con todas las particularidades

necesarias que garanticen la construcción en el tiempo preestablecido, donde se visualizan y

eliminan las interferencias entre las tuberías del proceso y las canalizaciones de los

instrumentos y de la alimentación eléctrica.

Con todos los documentos que se generan, se procede a realizar las compras de todos

los equipos e instrumentos involucrados en la planta, así como también el sistema de control,

paro de emergencia y todos los materiales necesarios para la construcción como lo son tubería

conduit, bandejas portacables, sellos cortafuegos, válvulas para la conexión de instrumentos,

entre otros.

El proyecto debe cumplir con lo establecido en el manual de ejecución del proyecto,

que incluye un manual de calidad donde se establece el cumplimiento de un ciclo de diseño

donde dice que toda la documentación involucrada debe ser revisada por las otras disciplinas y

por el cliente, de manera ordenada y sistemática. Debido a lo anterior se plantean una serie de

emisiones para cada uno de los planos y documentos:

• Revisión A “Emisión Preliminar”: esta revisión es para circular o revisar el documento

con las otras disciplinas del proyecto, de manera de verificar las interferencias.

• Revisión B “Emisión para Diseño”: con esta revisión se emite para la aprobación y

revisión del cliente.

• Revisión 0 “Emisión Final o para Construcción”: con esta revisión se emiten los

documentos para realizar las compras y los planos para construcción, una vez se han

incorporados los comentarios del cliente


A continuación se observan las fases para el desarrollo de la ingeniería de detalles.

9.1. Lineamientos de la ingeniería básica y requerimientos del cliente

Esta es una fase de familiarización con la documentación propia del cliente, sus

normas, requerimientos y con la ingeniería básica que sirve de punto de partida principal, entre

los que encontramos:

• Diagramas de tuberías e instrumentación (DTI).

• Criterios de diseño.

• Hojas de datos y especificaciones de instrumentos de largo tiempo de entrega, como lo

son las válvulas de control y los elementos de flujo.

• Índice de instrumentos preliminar.

En estos documentos encontramos las bases y los lineamientos para el desarrollo de la

ingeniería de detalles como lo son las normas que se deben seguir, la tecnología que se debe

usar, el tipo de instrumento que se desea y una idea general de la magnitud del proyecto.

Todo esto es determinado por la empresa que desarrollo la ingeniería básica junto con

los requerimientos del cliente, en este caso M. W. Kellogg para la planta FCC y el Instituto

Mexicano del Petróleo para la planta HDD, y el cliente Petróleos de México (PEMEX).

9.2. Revisión y actualización de los DTI

La buena práctica de diseño en instrumentación, indica que en la primera fase de la

ingeniería de detalle de un proyecto se debe intentar minimizar los cambios en los DTI,

adaptándose de la mejor manera posible a la información generada en fase de ingeniería

básica, sin embargo, no siempre es posible ya que al término de la ingeniería básica no se


dispone de toda la información necesaria para el completo desarrollo de una ingeniería de

detalles.

Básicamente no se debe modificar el principio de funcionamiento de los lazos

descritos, pero se hacen modificaciones en la estructura de lazos, ubicación de instrumentos y

señales de comunicación durante una ingeniería de detalles.

En esta fase conjuntamente con la disciplina de procesos se revisarán los DTI, con el

objeto de mostrar toda la instrumentación relacionada con el proceso, y que la misma

concuerde con la filosofía de control propuesta.

Esta revisión se realiza sobre papel, es decir, directamente en los DTI, implementando

un código de colores donde en verde se colocan los instrumentos o indicaciones que se deben

eliminar, en rojo las que se deben agregar y en azul los comentarios. Este código de colores

fue desarrollado por la empresa de manera de uniformizar los comentarios de todas las

disciplinas y que cualquier persona involucrada en el diseño pueda entender los mismos.

Una vez que la disciplina de instrumentación ha realizado la revisión de todos los DTI,

estos son enviados a la disciplina de proceso para que los cambios sean aplicados en la

siguiente emisión. Este proceso es cíclico para cada revisión, es decir, cada vez que hay una

nueva emisión los DTI pasarán a revisión.

Todos los cambios que se realizan, deben estar dentro de los lineamientos indicados en

la ingeniería básica.

En este proyecto los DTI están siendo emitidos en SmartPlant P&ID, que es

actualizado por la disciplina de procesos.


9.3. Actualización de la base de datos de los instrumentos

Esta fase consiste en actualizar la base de datos de los instrumentos con los cambios

que se han realizado en los DTI.

En este proyecto la base de datos se maneja a través del INtools, como vimos

anteriormente esta actualización se realiza por medio de una importación desde

SmartPlantP&ID, donde obtenemos el número de identificación del instrumento, número de

lazo, línea o equipo asociado, DTI al que pertenece, tipo de comunicación y el servicio. El

resto de datos asociados a cada instrumento se debe actualizar manualmente por medio de la

interfaz del INtools.

9.4. Emisión del índice de instrumentos

El índice de instrumentos es el documento donde aparece la información de cada uno

de los instrumentos, en el aparecen todos los instrumentos ordenados por lazo.

La información que se muestra es el número de lazo, identificación del instrumento o

tag, servicio, línea, equipo, DTI, ubicación, número de hoja de datos, número de requisición,

fabricante, modelo, número de detalle de instalación o esquema de montaje, número del plano

del ruteo eléctrico, número del plano del ruteo neumático y número del diagrama de lazo.

Es importante mencionar que el índice de instrumentos es el documento, que nos indica

en qué situación está el proyecto desde el punto de vista del diseño de la instrumentación, por

lo que es de suma importancia ir actualizando la lista a medida que se desarrollan cada una de

las actividades de la ingeniería de detalles.

Para desarrollar el formato del índice de instrumentos se utilizó el programa

Infomaker, realizando una consulta en la base de datos, y por medio de filtros y arreglos se

obtiene la información deseada en forma de reporte.


En el Anexo 3 se muestran dos páginas del documento P3UEEPPIN-0001 que es el

índice de instrumento generado en el proyecto.

9.5. Emisión de la lista de señales

La lista de señales es el documento donde aparece la información relacionada con

todas las señales de entrada y salida del sistema de control.

La información que se muestra es el número de lazo, identificación del instrumento o

tag, servicio, DTI, tipo de instrumento, sistema de control asociado, tipo de señal, protocolo,

rango de calibración, punto de ajuste o alarmas.

Al igual que el índice de instrumentos este reporte se generó a través del Infomaker.

En el Anexo 4 se muestran dos páginas del documento P3UEEPPBC-J001 que es el

índice de señales generado en el proyecto.

9.6. Elaboración de hojas de datos

Estas son las hojas de instrumento bajo el formato ISA donde se detallará las

especificaciones técnicas requeridas para cada instrumento, en estas hojas se incluye los datos

de procesos, el rango de medición que aplicará a cada instrumento, los materiales de

construcción, las certificaciones necesarias, etc.

Existe la posibilidad de crear hojas para múltiples instrumentos que presentan las

mismas características, donde se acompaña con una lista de los instrumentos asociados.

En este proyecto las hojas de datos son configuradas a través del Infomaker, pero son

generadas por el INtools.


En el Anexo 5 se muestra el documento P3UEEPPHD-0032 y el documento

P3UEEPPHD-0036 que son dos hojas de datos que se emitieron en el proyecto.

9.7. Emisión de los diagramas de lazos de control

Los diagrama de lazos son planos donde se representa el lazo de control, sea abierto o

cerrado, indicándose todos los puntos de conexión eléctrica y tipos de cables utilizados desde

el instrumento hasta llegar al sistema de control.

Para la generación de los lazos de control con INtools, se deben realizar los

conexionados o alambrados de los instrumentos en las diferentes cajas de conexión ubicadas

en campo, y posteriormente en los gabinetes del sistema de control en la sala de control. De

esta manera se hace un seguimiento completo de la señal del instrumento.

En el Anexo 6 se muestran los diagramas de lazos que fueron creados para la pasantía,

pero este documento es generado cuando se ha completado casi toda la ingeniería, razón por la

cual no se han desarrollado con el formato del proyecto.

9.8. Emisión de los detalles de instalación

En los detalles de instalación se muestra la forma recomendada de instalar los

instrumentos, siguiendo los estándares internacionales y tomando como base los estándares de

VEPICA. Los estándares de VEPICA, que originalmente estaban desarrollados en AutoCAD

se transfirieron a INtools como bloques. Los típicos o detalles de instalación se clasifican de la

siguiente manera:

• Detalles mecánicos: donde se muestra la conexión al proceso.

• Detalles eléctricos: donde se muestra la conexión eléctrica del instrumento.


• Detalles neumáticos: donde se muestra la conexión neumática o de aire de

instrumentos que así lo requieran.

• Detalles de soportes: donde se muestra las diferentes formas de soportar los

instrumentos de acuerdo a su ubicación.

Adicionalmente se indica los materiales necesarios para ejecutar el trabajo de

instalación y la lista de instrumentos a los que aplica el detalle.

En el Anexo 7 se muestra parte del documento P3UEEPP10-0001 que son los detalles

de instalación de un instrumento, los cuales se generaron en el proyecto.

81 CAPÍTULO 10.- Desarrollo

10. DESARROLLO

La pasantía comenzó con la familiarización con los Diagramas de Tubería e

Instrumentación de ambas plantas, para esto se tomaron los DTI de la ingeniería básica junto

con la norma ANSI/ISA S5.1 y se realizó un reconocimiento de la simbología utilizada en el

proyecto, complementariamente se revisó la norma ISA S12.1.

Tomando como base esta familiarización de la simbología a emplear, se observó que

cada licenciatario realizó la ingeniería básica adaptando la norma de acuerdo a sus estándares

y a su forma de trabajar y en muchos de los casos ambas simbologías diferían ampliamente.

Por ello se desarrollo un plano de simbología de acuerdo a las necesidades y estándares de

PEMEX basados en la norma ISA S5.1 con el cual se actualizaron los Diagramas de Tubería e

Instrumentación de manera de uniformizar los criterios y la simbología empleada. Se

mantuvieron algunos aspectos iguales que los desarrollados en la ingeniería básica, tales como

las especificaciones de las líneas y las identificaciones o tag asignados a los equipos e

instrumentos, de manera de poder realizar cualquier consulta a los licenciatarios sin tener que

realizar analogías entre la ingeniería de detalles y la básica.

Una vez superada la etapa de familiarización, para conocer las necesidades del cliente

y el funcionamiento de las plantas se estudió el alcance, criterios de diseño, descripción y

especificación de instrumentos de ambas plantas, de aquí se concluyó que las principales

exigencias del cliente para la disciplina de Instrumentación son que se debía utilizar

instrumentación de última generación, todos los instrumentos debían ser para seguridad

intrínseca y que el protocolo de comunicación debía ser Foundation Fieldbus para el sistema

de control principal y HART para el sistema de paro de emergencia.

Posteriormente se revisaron los Diagramas de Tubería e Instrumentación de manera de

modificarlos con el plano de simbología desarrollado, se estandarizaron los lazos típicos, se

revisaron las líneas de manera tal de constatar que la indicación correspondía al tipo de señal,

se verificó que los números de lazo o instrumentos no se repitieran y se incluyeron

indicaciones locales a los transmisores. Adicionalmente, se incluyeron los elementos de flujo


necesarios para realizar el balance de masa de todas las corrientes que entran y salen de cada

planta, esto como un nuevo requerimiento del cliente que debía ser incorporado en la

ingeniería de detalles.

Mientras la disciplina de procesos comenzaba a llenar la base de datos del

SmartPlantP&ID con los cambios señalados anteriormente, la disciplina de instrumentación

realizó las especificaciones generales de los instrumentos, tomando como basé la ingeniería

básica.

Paralelamente, se comenzó a configurar la plataforma de INtools definiendo los

siguientes parámetros:

• Perfiles de instrumentos: aquí se definen el nombre, la codificación de letras asignada

y las características de cada de instrumento.

• Estructura de los lazos y número de identificación o tag: se define la cantidad y el tipo

de caracteres que componen las partes del número de lazo y el número de

identificación, tal y como se definieron en el punto 6.3.1 del capítulo 6.

• Tipos de señales: en esta tabla se definen los tipos de señales a utilizar de manera

general, como lo son: EA para entradas analógicas, SA para las salidas analógicas, ED

para las entradas digitales y SD para las salidas, entre otros.

• Localizaciones de instrumentos: en esta tabla se define la ubicación del instrumento si

esta en campo, en un panel local, en un gabinete o directamente en el sistema de

control.

• Unidades y precisión: para este proyecto, el cliente definió las unidades que deseaban

fueran usadas en el desarrollo de toda la documentación, estas unidades debían

colocarse como predeterminadas en el INtools con la respectiva precisión.


Una vez realizada la configuración de la plataforma, se inicio el proceso de

investigación y desarrollo de la estrategia para realizar la importación de la base de datos de

SmartPlantP&ID hacia INtools, esta fase contó con un análisis de las estructuras de la base de

datos de ambos programas. Se logró concluir que la importación de la información debía

realizarse en forma sistemática según el orden de aparición de diversos datos, es decir, si al

importar la información de un instrumento éste estaba relacionado con un equipo, y la

información del equipo no había sido cargado en la tabla de equipos, no se podía realizar una

relación entre las tablas de instrumentos y equipos. Por esta razón se desarrollo un

procedimiento para realizar la importación creando un orden especifico, resultando el

siguiente: equipos. DTI, tuberías, lazos e instrumentos. Por último se realizó la importación

como se indica en el punto 8.5.2 del capítulo 8.

Culminada la importación se procedió a completar la información de los instrumentos,

esto a través de la interfaz del INtools, de la manera que se muestra en el punto 8.1.1.1 del

capítulo 8.

Luego se comenzó a la elaboración de documentos, para realizar las hojas de datos se

tomaron las especificaciones realizadas junto con los requerimientos de la ingeniería básica y

se consultó con los proveedores cuáles instrumentos en el mercado contaban con

disponibilidad en Foundation Fielbus, fueran de última generación y con seguridad intrínseca,

a la vez que su funcionamiento fuera óptimo para las condiciones de proceso dadas.

En el Anexo 5 se tienen las hojas de datos de varios instrumentos de campo que se

desarrollaron durante la presente pasantía.

El índice de instrumentos y la lista de señales se emitieron realizando un reporte a

través de Infomaker, donde quedaba plasmado la información almacenada en la base de datos.

Por último se realizó en la fase de diseño los detalles o típicos de instalación y el

cableado de los instrumentos.


Para los detalles o típicos, se tomó como referencia las características del fluido que

están manejando, de manera de colocar los materiales adecuados para dicho fluido. Por

ejemplo, para servicios líquidos las tomas de presión diferencial de la placa de orificio deben

estar ubicadas en la parte inferior de la brida para garantizar que la medición se realice en el

líquido que esta pasando por las bridas, si se colocan en la parte superior, puede que la

variable medida arroje errores en la medición cuando la tubería no esta totalmente llena o bien

cuando un pequeño porcentaje del fluido se haya vaporizado. En el Anexo 7 se tienen algunos

de estos detalles generados para el proyecto.

Para el cableado se realizó el conexionado o alambrado de los diferentes instrumentos.

Con esto se pudo constatar las ventajas de utilizar instrumentación Foundation Fiedbus en

comparación con una instrumentación convencional.

Con instrumentos convencionales, se tiene que cablear cada instrumento hasta la caja

de conexión correspondiente de acuerdo al tipo de señal. Luego se lleva un multiconductor

hasta el marshalling o gabinete de cableado cruzado para luego realizar un crosswiring o

conexionado cruzado con las entradas del Sistema de Control Distribuido para el monitoreo de

las señales. Como se muestra en el Anexo 8 donde se realizó este conexionado para

compararlos, fueron elaborados utilizando el módulo Wiring de INtools.

Para la instrumentación Foundation Fieldbus se utilizó una topología de árbol, tal y

como se indica en la Figura 10.1, debido a que es un requerimiento del cliente.

Figura 10.1 Topología de árbol


El conexionado de la instrumentación Foundation Fieldbus se realiza hasta las cajas de

conexionado para cada instrumento y luego se cableará una troncal o bus principal hasta la

tarjeta del sistema de control distribuido. El diseño de cada troncal va a ser determinado una

vez sean localizados los instrumentos y se cuantifiquen las distancias hasta el sistema de

control distribuido, de manera de garantizar que los segmentos H1 cumplan los criterios de

velocidad y alimentación de cada uno de los dispositivos de campo.

10.1. Revisión de los Lazos de Control

Producto de la revisión de los Diagramas de Tubería e Instrumentación se modificaron

y/o actualizaron algunos lazos de control de acuerdo a los requerimientos establecidos en la

filosofía de operación y control.

10.1.1.1. Control de Presión en el Tambor de Reflujo del Splitter C3

Este lazo de control sirvió de punto de partida para comparar los requerimientos de los

otros lazos de control y sirvió para ejemplificar la relación entre un control sencillo y un

control de rango compartido.

El vapor generado en la torre 111-V “Splitter de C3” sale del domo a una presión de

20,1 Kg/cm2 y a una temperatura de 45ºC , va a un arreglo de intercambiadores que tiene por

finalidad bajar la temperatura del vapor calentando en contracorriente con agua de

enfriamiento, para luego llegar al tambor de reflujo 132-V a una temperatura de 38ºC y a una

presión de 19,7 Kg/cm2.

En este arreglo tenemos dos lazos de control relacionados entre si, pero trabajan

independientemente en condiciones normales de operación, como se observa en la Figura

10.2.


Figura 10.2.- Lazo de control de presión inteligente

El lazo de control de presión P-510 es un lazo de control simple, se encarga de

mantener estable la presión en el tambor de reflujo, realizando la medición de presión con el

transmisor PIT-510 a la salida del domo de la torre y con el controlador PIC-510 ubicado en el

Sistema de Control Distribuido realiza el control sobre la válvula PV-510.

El lazo de control de flujo F-510 es un lazo de control simple, se encarga de mantener

estable el flujo de salida de vapor hacia el tambor separador de alta presión 119-V, realizando

la medición de flujo por diferencial de presión en una placa de orificio con el transmisor FIT-

510 a la salida del tambor de reflujo 132-V y con el controlador FIC-510 ubicado en el

Sistema de Control Distribuido realiza el control sobre la válvula FV-510.

De acuerdo a las condiciones de operación, ambos controladores de presión (PIC-510)

y flujo (FIC-510) van a operar en rango dividido de acuerdo a la presión que esté

determinando el transmisor PIT-510.

Cuando la presión sube por encima del 20% del rango calibrado, el controlador de

presión envía una señal al controlador de flujo para abrir mas la válvula de control FV-510 de

manera de desalojar mayor cantidad de gas en el tambor de reflujo y de esta manera disminuir


la presión en la entrada del tambor. Este control va a funcionar hasta que la presión haya

disminuido un 40% o esté por debajo del 20% del rango calibrado, en este momento cada

controlador va a operar individualmente.

Para cada lazo de control de flujo y presión, la lógica deberá tomar la medición a través

de los sensores correspondientes (FIT y PIT), para luego generar la respuesta que fijará el

ajuste de dicha válvula. La lógica deberá verificar la posición de cada una de las válvulas, a

través del transmisor de posición incluido dentro de los bloques funcionales de las válvulas de

control, y deberá emitir hacia el Sistema de Control Distribuido la indicación de la posición,

para que el Operador pueda visualizar en forma remota el estado de las mismas.

Adicionalmente la lógica deberá reportar alarmas de baja y alta presión y bajo y alto flujo.

10.1.1.2. Lazo de Control de Nivel en el Tambor Separador de Alta Presión

El vapor proveniente de distintas etapas del proceso entra en el tambor separador de

alta presión 119-V, aquí se realiza una separación de dos líquidos de diferentes densidades con

el vapor.

Para el control de los niveles del tambor se utilizan los lazos presentados en la Figura

10.3.

Figura 10.3 Lazo de control de nivel inteligente


El lazo de control de nivel L-134 es un lazo de control simple, se encarga de mantener

estable el nivel del liquido más denso, que se encuentra en el fondo del tambor separador de

alta presión 119-V, realizando la medición de nivel por diferencial de presión en el tambor con

el transmisor LIT-134 y con la señal que es enviada al controlador LIC-134 ubicado en el

Sistema de Control Distribuido (SCD) se realiza el control sobre la válvula LV-134.

La lógica del Sistema de Control realizará el control de las Bombas del separador de

Alta Presión. El sistema posee dos bombas, de las cuales, una es principal (111-P1) y la otra es

de respaldo (111-P2). La lógica deberá garantizar que siempre opere una bomba en el manejo

del nivel de líquido del separador. Las bombas operan desde el Centro de Control de Motores

y están controladas por el control de nivel LIC-135.

La Bomba 111-P1, arrancará cuando se detecta en el transmisor de Nivel LIT-135, el

nivel alto. Si el nivel en el separador de alta presión alcanza el nivel muy alto HHL, arrancará

la bomba 111-P2. En este caso estará funcionando por alta demanda en el sistema.

Si la bomba 111-P2, está funcionando por alta demanda se apagará en el instante que el

nivel del separador de alta presión descienda al nivel HHL.

Con el fin de darle un uso periódico a la bomba 111-P2, la lógica deberá llevar un

conteo de los arranques de la bomba 111-P1, cuando este conteo llegue a 10, la bomba 111-P2

deberá entrar a la secuencia como la bomba principal.

El lazo de control de flujo F-194 es un lazo de control simple, se encarga de mantener

estable el flujo de salida de las bombas 111-P1/P2, realizando la medición de flujo por

diferencial de presión en una placa de orificio con el transmisor FIT-194 y con el controlador

FIC-194 ubicado en el Sistema de Control Distribuido realiza el control sobre la válvula FV-

194.

Adicionalmente se dispone de una válvula on/off HV-191 que abrirá cuando el

controlador de flujo FIC-194 detecte que el flujo ha caído o disminuido un 30%, de esta


manera se retorna el líquido de manera de mantener un cabezal de succión adecuado para las

bombas. La válvula HV-191 cerrará cuando el nivel en el Tambor separador suba o aumente

hasta alcanzar el valor máximo, y el controlador FIC-194 volverá a manipular o operar

normalmente la válvula FV-194.

Al realizar este análisis de los lazos de control, se sugiere modificar el Diagrama de

Tuberías e Instrumentación para incluir una función lógica FY-191, que recibirá las señales de

los controladores FIC-194 y LIC-135 para la apertura y cierre de la válvula on-off HV-191. de

esta manera se ejemplifica de una manera mas adecuada el requerimiento del lazo de control.

En el Anexo 9 se muestra la modificación propuesta al DTI analizado.

90 Conclusiones

CONCLUSIONES

• En el desarrollo de proyectos de grandes inversiones es necesario proveer, ejecutar y

administrar servicios profesionales garantizando la seguridad, la productividad y la

calidad cumpliendo con todos los requisitos establecidos por cada una de sus partes,

mediante la implementación de un procedimiento de trabajo que garantice lo anterior,

tomando como base las normas ISO.

• Para el desarrollo de la ingeniería de detalles es de suma importancia conocer a fondo

los requerimientos del cliente, para verificar y validar la ingeniería básica y de esta

manera poder aplicar los correctivos necesarios para cumplir con los mismos,

igualmente se debe estar en continuo contacto con el cliente durante el desarrollo, para

mejorar los lazos de comunicación y lograr su satisfacción.

• Los planos y documentos desarrollados en la ingeniería de detalles involucran una gran

responsabilidad, debido a que con ellos se procede a la procura y construcción de la

planta, en ellos se debe verificar todas las interferencias con el resto de las disciplinas

involucradas en el diseño, si algunas de estas interferencias no son solventadas durante

la ingeniería, sus consecuencias en la etapa de construcción generan altos costos para

su modificación e implementación.

• INtools es una plataforma que provee información de forma rápida y precisa, de

cualquier data necesaria sin necesidad de buscarla en múltiples puntos, porque la

información es consolidada, manejada y revisada en una sola base de datos.

• SmartPlantP&ID provee de una actualización confiable de todas las modificaciones en

los diagramas de tuberías e instrumentación y en los datos de procesos que luego son

transferidos al INtools, minimizando así la cantidad de errores en las transcripciones de

los mismos.

91 Conclusiones

• Mediante la implementación del protocolo de comunicación Foundation Fieldbus en

sistema de control se aumenta considerablemente los beneficios por la cantidad de

información disponible en el bus de campo que facilita el trabajo de operación y

mantenimiento a los operadores.

92 Referencias Bibliográficas

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

• [1] VEPICA [en línea]. Disponible en: www.vepica.com [Citado 15 de Agosto de

2005]

• [2] Guía de Iniciación en la Empresa VEPICA (Sin Codificación).

• [3] Saucedo, S, “Curso de Control Distribuido”, Instituto Politécnico Nacional de

México, pp 14-18 (2001).

• [4] Descripción del Proceso para la Planta FCC, Documento No. P3UEEAADP-0001,

VEPICA, Caracas (2005).

• [5] Descripción del Proceso para la Planta HDD, Documento No. P3UFEAADP-0001,

VEPICA, Caracas (2005).

• [6] Manual de ejecución del proyecto, documento No. P3U0EZZML-0001, VEPICA,

Caracas (2005).

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PEUEEPPBD-0001, VEPICA, Caracas (2005).

• [8] “Standard Library for Measurement and Control: Guideline for Quality, Safety &

Productivity” Volume 1: RP2.1 to RP12.15, Part II. 12th Edition, ISA The International

Society for Measurement and Control, North Carolina, pp 55-122 (1995).

• [9] “Standard Library for Measurement and Control: Guideline for Quality, Safety &

Productivity” Volume 1: RP2.1 to RP12.15, Part II. 12th Edition, ISA The International

Society for Measurement and Control, North Carolina, pp 271-340 (1995).

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de Mayo de 2005].

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su nivel de integridad de seguridad (SIL)”, UCV-VEPICA, Caracas (2005).

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www.yokogawa.com [Citado 25 de Julio de 2005].

• [14] “Fieldbus Tutorial”, Smar [en línea]. Disponible en www.smar.com [Citado 25 de

Julio de 2005].

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93 Referencias Bibliográficas

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www.hartcomm.org [Citado 27 de Julio de 2005].

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• [18] “MODBUS Over Serial Line Specification & Implementation Guide V1.0”: [en

línea]. Disponible en: www.modbus.org [Citado 27 de Julio de 2005].

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• [20] Intergraph [en línea]. Disponible en www.intergraph.com [Citado 16 de Mayo de

2005].

ANEXOS

ANEXOS

ANEXOS

Anexo 1 Diagramas de Flujo de

Proceso de la Planta FCC

ANEXOS

Anexo 2 Diagramas de Flujo de

Proceso de la Planta HDD

ANEXOS

Anexo 3 Índice de Instrumento

Indice de InstrumentosMINATITLÁN III - UNIDAD FCC No. 2

Documento No.: P3UEEPPIN-0001

IdentificaciónServicio

EquipoLineaNo. Lazo

UbicaciónP&ID Tipo de Instrumento Esquema de MontajeHoja de Datos

RequisiciónFabricante

ModeloRuteo Eléctrico

Ruteo Neumatico

NotasDiagrama de Lazo

F-508FV -508 Reciclo Bomba de Producto de Propileno,

127-P1/P2P1324-2"(3P1)

Campo

P3UEEAA40-0112 Válvula de control de flujo(Fieldbus)

P3UEEPP29-0001

P3UEEPPRQ-0016

P3UEEPPHD-0016

F-509FY -509

Campo

P3UEEAA40-0100

FV -509 Recirculación de C3 119-P1/P2 P1325-4"(3P1)

No Aplica Campo


P3UEEPP29-0001

P3UEEPPRQ-0016

P3UEEPPHD-0016

F-510FE -510 Venteo Tambor de Reflujo del 132-V P1242-2"(3P1)

132-V Campo

P3UEEAA40-0100 Elemento de flujo (Placa deOrificio)

No Aplica No Aplica

No Aplica P3UEEPPRQ-0027

P3UEEPPHD-0027

FIT -510 Venteo Tambor de Reflujo del 132-V P1242-2"(3P1)

Campo

P3UEEAA40-0100 Transmisor de flujo (PD -Fieldbus)

P3UEEPP10-0001


P3UEEPPHD-0032

FV -510 Venteo Tambor de Reflujo del 132-V P1242-2"(3P1)

No Aplica Campo


P3UEEPP29-0001

P3UEEPPRQ-0016

P3UEEPPHD-0016

F-511FE -511 Vapor hacia Rehervidor 107-B LS1021-16"(1S1)

No Aplica Campo


No Aplica No Aplica


P3UEEPPHD-0027

FIT -511 Vapor hacia Rehervidor 107-B LS1021-16"(1S1)

No Aplica Campo


P3UEEPP10-0001


P3UEEPPHD-0032

FV -511 Vapor hacia Rehervidor 107-B LS1021-12"(1S1)

No Aplica Campo


P3UEEPP29-0001

P3UEEPPRQ-0016

P3UEEPPHD-0016

F-512FE -512 Propano desde enfriador de Producto Propano

128-EP1273-2"(3P1)

No Aplica Campo

P3UEEAA40-0067 Elemento de flujo (Coriolis) No Aplica No Aplica


P3UEEPPHD-0050

FIT -512 Propano desde enfriador de Producto Propano128-E

P1273-2"(3P1)

No Aplica Campo

P3UEEAA40-0067 Transmisor de flujo(Masico/Coriolis) F

P3UEEPP10-0001


P3UEEPPHD-0050

FV -512 Propano desde enfriador de Producto Propano128-E

P1273-2"(3P1)

No Aplica Campo


P3UEEPP29-0001

P3UEEPPRQ-0016

P3UEEPPHD-0016

F-513FIT -513A

Campo

P3UEEAA40-0112

FE -513A Producto Propileno Desde 127-E P1268-4"(3P1)

127-E Campo

P3UEEAA40-0112 Elemento de flujo (Coriolis)

F-560FE -560 Aguas Amargas desde enfriador 124-E PW1036-4"(1P3)

No Aplica Campo


No Aplica No Aplica


P3UEEPPHD-0027

FIT -560 Aguas Amargas desde enfriador 124-E PW1036-4"(1P3)

No Aplica Campo


P3UEEPP10-0001


P3UEEPPHD-0032

TW -560 Aguas Amargas desde enfriador 124-E PW1036-4"(1P3)

No Aplica Campo

P3UEEAA40-0064 Termopozo No Aplica No Aplica


P3UEEPPHD-0031

TE -560 Aguas Amargas desde enfriador 124-E PW1036-4"(1P3)

No Aplica Campo

P3UEEAA40-0064 Elemento RTD No Aplica


P3UEEPPHD-0029

Page 30 of 288

Indice de InstrumentosMINATITLÁN III - UNIDAD FCC No. 2

Documento No.: P3UEEPPIN-0001

IdentificaciónServicio

EquipoLineaNo. Lazo

UbicaciónP&ID Tipo de Instrumento Esquema de MontajeHoja de Datos

RequisiciónFabricante

ModeloRuteo Eléctrico

Ruteo Neumatico

NotasDiagrama de Lazo

P-509PDV -509 Vapor hacia Tambor de Reflujo 132-V P1246-6"(3P1)

No Aplica Campo

P3UEEAA40-0100 Valvula presion diferencial(Fieldbus)

P3UEEPP31-0001

P3UEEPPRQ-0016

P3UEEPPHD-0016

P-510PIT -510 Salida de Gas del Domo del Splitter de C3

111-VP1245-20"(3P1)

No Aplica Campo

P3UEEAA40-0077 Transmisor de presión(Fieldbus)

P3UEEPP12-0001


P3UEEPPHD-0036

PV -510 Vapor hacia Condensador 126-E1A/B A E8A/B P1245-20"(3P1)

No Aplica Campo

P3UEEAA40-0001 Válvula de control de presión(Fieldbus)

P3UEEPP31-0001

P3UEEPPRQ-0016

P3UEEPPHD-0016

P-511PIT -511 Descarga de la Bomba 119-P1/P2 P1244-10"(3P1)

Campo


P3UEEPP12-0001


P3UEEPPHD-0036

P-512PI -512A Cabezal de Alimentacion Al enfriador

101-E1/E2P1027-42"(1P7A)

Campo

P3UEEAA40-0140 Manometro P3UEEPP08-0001 No Aplica


P3UEEPPHD-0024

P-513PSV -513

Campo

P3UEEAA40-0041

P-514PSV -514

Campo

P3UEEAA40-0041

P-515PIT -515 Venteo Tambor de Reflujo 132-V P1242-2"(3P1)

Campo


P3UEEPP12-0001


P3UEEPPHD-0036

P-516PSV -516A Venteo desde Tambor K.O. 129-V

Campo

P3UEEAA40-0031

PIT -516A

Campo

P3UEEAA40-0079

P-517PSL -517 Descarga de Bomba 119-P1 P1243-14"(3P1)

Campo

P3UEEAA40-0100 Interruptor de baja presión P3UEEPP37-0001

P3UEEPPRQ-0023

P3UEEPPHD-0023

P-518PSL -518 Descarga de Bomba 119-P2 P1243-14"(3P1)

Campo

P3UEEAA40-0100 Interruptor de baja presión P3UEEPP37-0001

P3UEEPPRQ-0023

P3UEEPPHD-0023

P-519PSV -519A Venteo desde Tambor 133-V Pendiente

133-V Campo

P3UEEAA40-0004 Válvula de alivio de presión No Aplica No Aplica


P3UEEPPHD-0015

P-520PI -520A Alimentacion de Gas hacia enfriador 111-E1 No Aplica

111-E1 Campo



P3UEEPPHD-0024

P-521PI -521A Salida de Gas desde enfriador 111-E2 No Aplica

111-E2 Campo



P3UEEPPHD-0024

Page 134 of 288

ANEXOS

Anexo 4 Lista de Señales

IdentificaciónNo. Lazo Alarmas

NotasUnidad

Lista de Señales Entrada/SalidaMINATITLAN III - UNIDAD FCC No. 2Documento No.: P3UEEPPBC-J001

Servicio P&ID Tipo de InstrumentoSistema de

ControlTipo deSeñal Protocolo

Punto deAjuste Baja

Rango deCalibración AltaAlta Alta Baja Baja

F-506FIT -506 Propileno desde Enfriador de Producto 127-E P3UEEAA40-0112 Transmisor de flujo (Masico/Coriolis) F SCD Fieldbus Fieldbus No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica

FV -506 Propileno Enfriador de Producto de Propileno 127-E P3UEEAA40-0112 Válvula de control de flujo (Fieldbus) SCD Fieldbus Fieldbus No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica

FY -506B Propileno desde Enfriador de Producto 127-E P3UEEAA40-0112 Función de flujo (Comparación) SCD Software No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica

FIC -506 Propileno desde Enfriador de Producto 127-E P3UEEAA40-0112 Controlador Indicador Flujo SCD Software No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica

F-507FV -507 Reflujo hacia Splitter de C3, 111-V P3UEEAA40-0077 Válvula de control de flujo (Fieldbus) SCD Fieldbus Fieldbus No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica

FIT -507 Reflujo hacia Splitter de C3, 111-V P3UEEAA40-0077 Transmisor de flujo (PD - Fieldbus) SCD Fieldbus Fieldbus No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica

FIC -507 Reflujo hacia Splitter de C3, 111-V P3UEEAA40-0077 Controlador Indicador Flujo SCD Software No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica

F-508FY -508 P3UEEAA40-0112 SCD SD No Aplica

FV -508 Reciclo Bomba de Producto de Propileno, 127-P1/P2 P3UEEAA40-0112 Válvula de control de flujo (Fieldbus) SCD Fieldbus Fieldbus No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica

F-509FV -509 Recirculación de C3 119-P1/P2 P3UEEAA40-0100 Válvula de control de flujo (Fieldbus) SCD Fieldbus Fieldbus No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica

FIC -509 Recirculacion de C3 119-P1/P2 P3UEEAA40-0100 Controlador Indicador Flujo SCD Software No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica

FY -509 P3UEEAA40-0100 SCD SD No Aplica

F-510FY -510B Venteo Tambor de Reflujo del 132-V P3UEEAA40-0100 Función de flujo (Comparación) SCD Software No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica

FIC -510 Venteo Tambor de Reflujo del 132-V P3UEEAA40-0100 Controlador Indicador Flujo SCD Software No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica

FIT -510 Venteo Tambor de Reflujo del 132-V P3UEEAA40-0100 Transmisor de flujo (PD - Fieldbus) SCD Fieldbus Fieldbus No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica

FV -510 Venteo Tambor de Reflujo del 132-V P3UEEAA40-0100 Válvula de control de flujo (Fieldbus) SCD Fieldbus Fieldbus No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica

F-511FV -511 Vapor hacia Rehervidor 107-B P3UEEAA40-0067 Válvula de control de flujo (Fieldbus) SCD Fieldbus Fieldbus No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica

FIC -511 Vapor hacia Rehervidor 107-B P3UEEAA40-0067 Controlador Indicador Flujo SCD Software No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica

FIT -511 Vapor hacia Rehervidor 107-B P3UEEAA40-0067 Transmisor de flujo (PD - Fieldbus) SCD Fieldbus Fieldbus No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica

F-512FIT -512 Propano desde enfriador de Producto Propano 128-E P3UEEAA40-0067 Transmisor de flujo (Masico/Coriolis) F SCD Fieldbus Fieldbus No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica

FV -512 Propano desde enfriador de Producto Propano 128-E P3UEEAA40-0067 Válvula de control de flujo (Fieldbus) SCD Fieldbus Fieldbus No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica

FIC -512 Propano desde enfriador de Producto Propano 128-E P3UEEAA40-0067 Controlador Indicador Flujo SCD Software No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica

F-513FIT -513A P3UEEAA40-0112 SCD Fieldbus Fieldbus

FI -513A P3UEEAA40-0112 SCD Software No Aplica

F-560FIT -560 Aguas Amargas desde enfriador 124-E P3UEEAA40-0064 Transmisor de flujo (PD - Fieldbus) SCD Fieldbus Fieldbus No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica

FI -560 Aguas Amargas desde enfriador 124-E P3UEEAA40-0064 Indicación de Flujo SCD Software No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica

Página 21 de 132

IdentificaciónNo. Lazo Alarmas

NotasUnidad

Lista de Señales Entrada/SalidaMINATITLAN III - UNIDAD FCC No. 2Documento No.: P3UEEPPBC-J001

Servicio P&ID Tipo de InstrumentoSistema de

ControlTipo deSeñal Protocolo

Punto deAjuste Baja

Rango deCalibración AltaAlta Alta Baja Baja

P-481PAL -481 Succión de Bomba 126-P1 P3UEEAA40-0066 Alarma por baja presión SCD Software No Aplica kPa No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica

PAH -481 Descarga de Bomba 126-P1 P3UEEAA40-0066 Alarma por alta presión SCD Software No Aplica kPa No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica

P-482PAL -482 Succión de Bomba 126-P2 P3UEEAA40-0066 Alarma por baja presión SCD Software No Aplica kPa No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica

PAH -482 Descarga Bomba 126-P2 P3UEEAA40-0066 Alarma por alta presión SCD Software No Aplica kPa No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica

P-483PIT -483 Descarga de las Bombas de Alimentacion 118-P1/P2 P3UEEAA40-0078 Transmisor de presión (Fieldbus) SCD Fieldbus Fieldbus No Aplica kPa No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica

PI -483 Descarga de las Bombas de Alimentacion 118-P1/P2 P3UEEAA40-0078 Indicación de presión SCD Software No Aplica No Aplica kPa No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica

P-484PIT -484 Aguas Amargas desde Bomba 126-P1/P2 P3UEEAA40-0066 Transmisor de presión (Fieldbus) SCD Fieldbus Fieldbus No Aplica kPa No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica

PI -484 Aguas Amargas desde Bomba 126-P1/P2 P3UEEAA40-0066 Indicación de presión SCD Software No Aplica No Aplica kPa No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica

P-491PALL-491 Salida Paquete Compresion Aire Instrumentos P3UEEAA40-0018 Alarma por muy baja presión SCD Software No Aplica kPa No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica

P-492PI -492 Salida Domo Tambor K.O. de Aire de Planta 135-V P3UEEAA40-0018 Indicación de presión SCD Software No Aplica No Aplica kPa No Aplica No Aplica No Aplica

P-493PI -493 Salida Domo Acumulador de Aire de Instrumentos 134-V P3UEEAA40-0018 Indicación de presión SCD Software No Aplica No Aplica kPa No Aplica No Aplica No Aplica

PIT -493 Salida Domo Acumulador de Aire de Instrumentos 134-V P3UEEAA40-0018 Transmisor de presión (Fieldbus) SCD Fieldbus Fieldbus No Aplica kPa No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica

P-496PIT -496 Vapor hacia Rehervidor 107-B P3UEEAA40-0067 Transmisor de presión (Fieldbus) SCD Fieldbus Fieldbus No Aplica kPa No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica

PI -496 Vapor hacia Rehervidor 107-B P3UEEAA40-0067 Indicación de presión SCD Software No Aplica No Aplica kPa No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica

P-507PI -507A P3UEEAA40-0079 SCD Software No Aplica

PIT -507A P3UEEAA40-0079 SCD Fieldbus Fieldbus

P-508PI -508A Descarga Bomba 124-P2 P3UEEAA40-0002 SCD Software No Aplica

P-509PDIT-509 Vapor hacia Tambor de Reflujo 132-V P3UEEAA40-0100 Transmisor de presión diferencial (FB) SCD Fieldbus Fieldbus No Aplica kPa No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica

PDV -509 Vapor hacia Tambor de Reflujo 132-V P3UEEAA40-0100 Valvula presion diferencial (Fieldbus) SCD Fieldbus Fieldbus No Aplica kPa No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica

P-510PV -510 Vapor hacia Condensador 126-E1A/B A E8A/B P3UEEAA40-0001 Válvula de control de presión (Fieldbus) SCD Fieldbus Fieldbus No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica

PIT -510 Salida de Gas del Domo del Splitter de C3 111-V P3UEEAA40-0077 Transmisor de presión (Fieldbus) SCD Fieldbus Fieldbus No Aplica kPa No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica

PIC -510 Salida de Gas del Domo del Splitter de C3, 111-V P3UEEAA40-0077 Controlador indicador de presion SCD Software No Aplica No Aplica kPa No Aplica No Aplica No Aplica No Aplica

Página 96 de 132

ANEXOS

Anexo 5 Hojas de datos

11

1 No. de Identificación (TAG No.)2 Servicio

GENERAL3 Ubicación4 Clasificación de Área5 Montaje6 Certificación7 Barrera - Fabricante / Modelo89 Fluido

10 Presión Max. Oper.CONDICIONES 11 Temperatura Max. Oper.DE PROCESO 12 Grave. Esp. de Oper. Viscosidad de Oper.

13 Vacio Sobrepresión1415 Aplicación16 Tipo de Elemento17 Encapsulado18 Carcasa Pintura19 Alimentación Eléctrica Carga Resistiva20 Conexión al Proceso

TRANSMISOR21 Precisión Tiempo de Respuesta22 Presión Estática Max.23 Material del Elemento24 Material del Anillo (Parte Húmeda)25 Fluido de Relleno26 Rango del Instrumento27 Rango de Calibración28 Elevación Supresión293031 Conexión al Proceso y "Rating"32 Material del Diafragma

SELLO DE 33 Material del Capilar

DIAFRAGMA 34 Fluido de Relleno35 Material de la Carcasa36 Sobre Temperatura Permitida3738 Tipo de Comunicación

COMUNICACIÓN39 Velocidad de Comunicación (Baud - Rate)

Y40 Comunicación con:

SOFTWARE

41 Configuración desde:42 Autodiagnóstico43 Conexión con Terminal4445 Medidor Integral Escala

OPCIONES46 Protección a Picos de Voltaje47 Prueba Hidrostática48 Accesorio para Montaje en Tubo de 2''4950 Fabricante51 Modelo

COMPRA 52 No. Orden de Compra53 Precion Item.54 No. de Serial

Notas:

kPa-g kPa-gºC

DTI

FIT -510Venteo Tambor de Reflujo del 132-VCampo

En tubo de 2"BASEFA/CENELEC para FISCOPor el vendedor

Vapor de propileno1930

ºC 380.0412 0.01 cP

Presión diferencial para mediciónDiafragmaNema 4xAcero inoxidable 316 ss Estándar del fabricante

600 ohm1/2" NPTF 1/2" NPTF+/- 0,075% Por el vendedor1471 kPa-gAcero inoxidable 316 ssEstándar del fabricanteSilicón0 - 2000 psi 0 - 3447 kPa

3626 psi-g

N/AN/AN/AN/AN/A

EstándarSCDSCDSiNo

No No

Conexión Eléctrica

SiNo

ROSEMOUNT3051CD-5-F-2-A-1-J-DO1-H2-B4-IA-L4-Q4

Clase I División 1Grupo C & D

24 VCC

N/A

Fieldbus

Si, Acero inoxidable 316 ss

P3UEEAA40-0001

"Rating" del Cuerpo

Hoja deApro. Fecha Código: Rev.:Descripción Doc. No.:158 A

Trans Presión Diferenc (Flujo)

P3UEEPPHD-0032Verif. Edición

ESPECIFICACIÓN DE INSTRUMENTOS

A 15/08/05 EMISIÓN PRELIMINARGRML

11

1 No. de Identificación (TAG No.)2 Servicio

GENERAL3 No. Línea

DTI

4 Función5 Montaje6 Clasificación de Área7 Certificación8 Encapsulado9

10 Fluido

CONDICIONES 11 Presión Max Oper.

DE PROCESO12 Temperatura Max. Oper.13 Gravedad Esp. Oper. Viscosidad Oper.141516 Rango del Instrumento17 Rango de Calibración18 Elevación Supresión19 Tipo de Elemento20 Material del Elemento

TRANSMISOR

21 Material del Cuerpo "Rating" del Cuerpo22 Material Bridas de Proceso23 Material de los Anillos de la Parte Húmeda2425 Tornillo Carcasa26 Pintura27 Conexión al Proceso28 Rata de Flujo29 Temperatura Permitida3031 Conexión al Proceso y "Rating"32 Material del Diafragma

SELLO DE 33 Material de la Carcasa

DIAFRAGMA34 Fluido de Relleno35 Material del Capilar36 Tipo del Capilar Longitud del Capilar37 Conexión de la Parte Húmeda3839 Medidor Integral Escala40 Prueba Hidrostática

OPCIONES 41 Facilidad para Limpieza42 Accesorio para Montaje en Tubo de 2"4344 Tipo de Comunicación

COMUNICACIÓN 45 Velocidad de Comunicación (Baud- Rate)

Y 46 Comunicación con:

SOFTWARE 47 Configuración desde:48 Autodiagnóstico49 Conexión con Terminal 50 Fabricante51 Modelo

COMPRA 52 No. Orden de Compra53 Precio Item.54 No. de Serial

Notas:

-

kPa-g kPa-gºC

kPa-g

Conexión Eléctrica

Fluido de Relleno

No. Equipo

PIT -510Salida de Gas del Domo del Splitter de C3 111-V

P3UEEAA40-0077

En tubo de 2"

BASEFA/CENELEC para FISCONema 4x

Vapor1961

ºC 44.50.0437 Pa·s

0 - 2000 psi-g0 3447

DiafragmaAcero inoxidable 316 ssAcero inoxidable 316 ss 3626 psi-gAcero al carbonoEstándar del fabricanteSilicónAcero inoxidable 316 ss Acero inoxidable 316 ssEstándar del fabricante1/2" NPTF 1/2" NPTF325856 kg/h 121 ºC

N/AN/AN/AN/AN/AN/A N/AN/A

No NoNoSi

EstándarSCDSCDSiNoROSEMOUNT3051CG-5-F-2-A-1-J-DO1-H2-B4-IA-L4-Q4

Clase I División 1 Grupo C & D

Si, Acero inoxidable 316 ss

Fieldbus

P1245-20"(3P1) No Aplica

Hoja deApro. Fecha Código: Rev.:Descripción Doc. No.:149 A

Transmisor de Presión

P3UEEPPHD-0036Verif. Edición

ESPECIFICACIÓN DE INSTRUMENTOS

A 15/08/05 EMISIÓN PRELIMINARGRML

ANEXOS

Anexo 6 Diagramas de lazos

of 1

Dwg. No.: Rev.:

Point to Point Wiring DiagramDomain: INSTRUMENTACION

No. By Date Description Signed By

Loop Name: F-510 Loop Service: Venteo Tambor de Reflujo del 132-V

Level Signal / Tag Number: FIT -510

14+1 4+[ ] [ ] [ ] [ ] [ ][ ]

C-FIT -510 JB/MR - A - 01 CROSS WIRE

1 2 4 5 631

PAR 1 PAR 2

FIT -510 JB - A - 01 MR - A - 01 SCD

TS - 1 TB-01 TB-01 8 AI

15-2 5-[ ] [ ] [ ] [ ] [ ][ ]

C-FIT -510 JB/MR - A - 01 CROSS WIRE

1 2 4 5 632

PAR 1 PAR 2

FIT -510 JB - A - 01 MR - A - 01 SCD

TS - 1 TB-01 TB-01 8 AI

6S3 6S[ ] [ ] [ ][ ]

C-FIT -510 JB/MR - A - 01

1 2 433

PAR 1 PAR 2

FIT -510 JB - A - 01 MR - A - 01TS - 1 TB-01 TB-01

Level Signal / Tag Number: FV -510

17+1 7+[ ] [ ] [ ] [ ] [ ][ ]

C-FV -510 JB/MR - A - 01 CROSS WIRE

1 2 4 5 631

PAR 1 PAR 3

FV -510 JB - A - 01 MR - A - 01 SCD

TS - 1 TB-01 TB-01 8 AO

18-2 8-[ ] [ ] [ ] [ ] [ ][ ]

C-FV -510 JB/MR - A - 01 CROSS WIRE

1 2 4 5 632

PAR 1 PAR 3

FV -510 JB - A - 01 MR - A - 01 SCD

TS - 1 TB-01 TB-01 8 AO

9S3 9S[ ] [ ] [ ][ ]

C-FV -510 JB/MR - A - 01

1 2 433

PAR 1 PAR 3

FV -510 JB - A - 01 MR - A - 01TS - 1 TB-01 TB-01

Legend :[Sequence]

Terminal[Sequence]

CABLE NAME

SET NAME

PANEL NAMESTRIP NAMEPOSITION

of 1

Dwg. No.: Rev.:

Point to Point Wiring DiagramDomain: INSTRUMENTACION

No. By Date Description Signed By

Loop Name: P-510 Loop Service: Vapor hacia Condensador 126-E1A/B A E8A/B

Level Signal / Tag Number: PIT -510

216+1 16+[ ] [ ] [ ] [ ] [ ][ ]

C-PIT -510 JB/MR - A - 01 CROSS WIRE

1 2 4 5 631

PAR 1 PAR 6

PIT -510 JB - A - 01 MR - A - 01 SCD

TS - 1 TB-01 TB-01 8 AI

217-2 17-[ ] [ ] [ ] [ ] [ ][ ]

C-PIT -510 JB/MR - A - 01 CROSS WIRE

1 2 4 5 632

PAR 1 PAR 6

PIT -510 JB - A - 01 MR - A - 01 SCD

TS - 1 TB-01 TB-01 8 AI

18S3 18S[ ] [ ] [ ][ ]

C-PIT -510 JB/MR - A - 01

1 2 433

PAR 1 PAR 6

PIT -510 JB - A - 01 MR - A - 01TS - 1 TB-01 TB-01

Level Signal / Tag Number: PV -510

219+1 19+[ ] [ ] [ ] [ ] [ ][ ]

C-PV -510 JB/MR - A - 01 CROSS WIRE

1 2 4 5 631

PAR 1 PAR 7

PV -510 JB - A - 01 MR - A - 01 SCD

TS - 1 TB-01 TB-01 8 AO

220-2 20-[ ] [ ] [ ] [ ] [ ][ ]

C-PV -510 JB/MR - A - 01 CROSS WIRE

1 2 4 5 632

PAR 1 PAR 7

PV -510 JB - A - 01 MR - A - 01 SCD

TS - 1 TB-01 TB-01 8 AO

21S3 21S[ ] [ ] [ ][ ]

C-PV -510 JB/MR - A - 01

1 2 433

PAR 1 PAR 7

PV -510 JB - A - 01 MR - A - 01TS - 1 TB-01 TB-01

Legend :[Sequence]

Terminal[Sequence]

CABLE NAME

SET NAME

PANEL NAMESTRIP NAMEPOSITION

ANEXOS

Anexo 7 Detalles de instalación

ANEXOS

Anexo 8 Conexionado

NOTES:

: No : By Date Revision

INSTRUMENT LOOP DIAGRAM

Drawing Name :

Loop Name :Vapor hacia Condensador 126-E1A/B A

E8A/B

LD P-510

P-510

Plant:

Area:

Refineria dePrueba

Minatitlan III

Unit:

Project:

Domain:

FCC

As Built

INSTRUMENTACION

TAG: PIT -510

PIT -510

TS - 1

1

2

3

TAG: PV -510

PV -510

TS - 1

1

2

3

JB - A - 01

TB-01

16+

17-

18S

19+

20-

21S

MR - A - 01

TB-01

16+

17-

18S

19+

20-

21S

SCD

8 AI

2

2

CS TAG: PIT510IO TYPE: CH.:AI 2

SCD PRIM De 19"

POS.

3

FILE CABINET

SCD

8 AO

2

2

CS TAG: PV510IO TYPE: CH.:AO 2

SCD PRIM De 19"

POS.

4

FILE CABINET

(1) (1)

(2) (2)

JB/MR - A - 01PAR 6

WHT

PAR 6

WHT

BLK BLK

C-PIT -510PAR 1

WHT

PAR 1

WHT

BLK BLK

(7)

(7)

(8)

(8)

WHT

PAR 7

WHT

PAR 7

BLK BLK

C-PV -510PAR 1

WHT

PAR 1

WHT

BLK

BLK

Sheet 1 of 1

NOTES:

No : By Date Revision

INSTRUMENT LOOP DIAGRAM

Drawing Name :

Loop Name :Venteo Tambor de Reflujo del 132-V

LD F-510

F-510

Plant:

Area:

Refineria dePrueba

Minatitlan III

Unit:

Project:

Domain:

FCC

As Built

INSTRUMENTACION

TAG: FIT -510

FIT -510

TS - 1

1

2

3

TAG: FV -510

FV -510

TS - 1

1

2

3

JB - A - 01

TB-01

4+

5-

6S

7+

8-

9S

MR - A - 01

TB-01

4+

5-

6S

7+

8-

9S

SCD

8 AI

1

1

CS TAG: FIT510IO TYPE: CH.:AI 1

SCD PRIM De 19"

POS.

3

FILE CABINET

SCD

8 AO

1

1

CS TAG: FV510IO TYPE: CH.:AO 1

SCD PRIM De 19"

POS.

4

FILE CABINET

(1) (1)

(2) (2)

JB/MR - A - 01PAR 2

WHT

PAR 2

WHT

BLK BLK

C-FIT -510PAR 1

WHT

PAR 1

WHT

BLK BLK

(7)

(7)

(8)

(8)

WHT

PAR 3

WHT

PAR 3

BLK BLK

C-FV -510PAR 1

WHT

PAR 1

WHT

BLK

BLK

Sheet 1 of 1

: No : By Date Revision

PANEL STRIP WITH ADJACENTCONNECTIONS

Panel Name :

Strip Name :

FIELDBUS JB - A - 01

TS - 1

Plant:

Area:

Refineria dePrueba

Minatitlan III

Unit:

Project:

Domain:

FCC

As Built

INSTRUMENTACION

P1TAG: FIT -511

FIT -511

TS - 1

P1TAG: FV -511

FV -511

TS - 1

P1TAG: PIT -511

PIT -511

TS - 1

P1TAG: PV -511

PV -511

TS - 1

T

Sin 5

FIELDBUS JB - A - 01

TS - 1

1 6

2 7

3 8

4

SCD

Fieldbus 1

1

2

3

CS TAG: PIT511 \ PV511 \ FIT511 \ FV511IO TYPE: CH.:Fieldbus 1

SCD PRIM De 19"

POS.

5

FILE CABINET

FB JB/SCD - A - 01 Par 1

WHT

1-1

BLK

C-FIT -511

1-1

1-2C-FV -511

1-1 1-2

C-PIT -511

1-1

1-2

C-PV -511

1-1

1-2

Sheet 1 of 1

ANEXOS

Anexo 9 Modificación propuesta al

DTI

194

FIC

SP

FAL135

LIC128LG

135

LIT

134LIC

LAH

LAL147 ALG

134LIT

INT

573 ATI

343TE

343TI

409AIT

409AI

H2

461PIT

194FIT

461PI

195FIC

748 API

433PSL

433PAL

749 API

434PSL

434PAL

747 API

I

921HI

921ZIA

921ZIB

921ZA

921HS

921 AHS

921HOA

921 BHS

I

922HI

922ZIA

922ZIB

922ZA

922HS

I

922 AHS

922 BHS

922HOA

I

343TW

343TIT

409AE

573 ATW

153 AZSC

153 AZSO

153 AZIC

153 AZIO

S

I

153 AHS

153 AHSO

196LIT

196LALL

I

I

153 AHSC

I

191ZIC

S

191ZIO

191ZSC

191ZSO

DR

DR

3/4"

T

3/4"

V

VAPOR DEL TAMBORSEPARADOR DE ALTAPRESION

103-VP3UEEAA40-0009

AGUAS AMARGAS

101-E4P3UEEAA40-0111

GAS COMBUSTIBLEP3UEEAA40-0061

LIQUIDO DEL TAMBORSEPARADOR DE ALTAPRESION

103-VP3UEEAA40-0009

FONDO DELAGOTADOR

103-VP3UEEAA40-0009

FONDOS DELAGOTADOR

113-EP3UEEAA40-0009

PURGAS Y VACIADOS

CABEZAL COLECTORP3UEEAA40-0075

PURGA Y VACIADOS


PURGA Y VACIADOS


DRENAJE ACEITOSO


DRENAJE ACEITOSO


DRENAJE ACEITOSO


VAPOR DE BAJA


VENTEO

132-VP3UEEAA40-0100

CONDENSADO LIMPIODE BAJA


110-E1/E2P3UEEAA40-0003

LAH

LAL

3/4"

3/4"

3/4"V

L/R ARRANQUE PARO FALLA ARRANQUE/PARO

DR

DR

DR

NOTA 5

NOTA 6

(ARRANQUE)

ELEV=109900 mm

(DESVIACION FLUJO MINIMO)

(ARRANQUE)

(ARRANQUE)

MH

3/4"

3/4"

L/R ARRANQUE PARO

ARRANQUE/PAROARRANQUEL/R PARO FALLA

N.A.

G.B.

F.A.

S.T.

TAMBOR DE REFLUJO DEL SPLITTER DE PROPILENO (1/2),REV.B1ABSORBEDOR-AGOTADOR (1/2),REV. B1

6- NIVEL DE INTERFACE DE LIQUIDO. REFERIRSE A LA NOTA 33 DEL PLANO P3UEEAA40-0074.

7- ELIMINADA.

P3UEEAA40-0001

P3UEEAA10-0001

P3UEEAA40-0017

1- ESTE DOCUMENTO FUE ELABORADO BASADO EN LA INFORMACION PROPORCIONADA POR M.W. KELLOGG COMPANY EN EL DOCUMENTO HIGH PRESSURE SEPARATOR (62-D20, 20 DE MAYO DE 1.998, REV.0).

COMPRESOR DE GAS HUMEDO (1/2),REV. B1

DETALLES BOQUILLAS DE INYECCION, REV. B1

2- PARA NOTAS GENERALES Y SIMBOLOS VER LOS PLANOS P3UEEAA40-0071 1DE 2 Y 2 DE 2/0072/0073 Y 0074.

3- LA LINEA PUEDE OPERAR EN FLUJO TAPON.

P3UEEAA40-0029

P3UEEAA40-0038P3UEEAA40-0061

P3UEEAA40-0075

3/4"DR

DRENAJE LIBRE

EMISION PARA DISEÑO 23/09/05B M.V.

09/05

3/4"V

AHV

ARRANQUEPARO L/R

111 - P1/P2119 - V

LISTA DE EQUIPOS:

P3UEEAA40-0009

M.V.06/09/2005EMISION PRELIMINARA

8- ELIMINADA.

NOTAS:

P3UEEAA40-0069

GAS COMBUSTIBLE, REV. B

AGUA DE ENFRIAMIENTO, REV. B

SEPARADOR ENTRE ETAPAS (1/2),REV. B1

D.F.P. ABSORBEDOR-AGOTADOR,REV. B

SISTEMA DE VACIADO DE EQUIPOS (1/3), REV. B

5- EL DISEÑO DEL DETALLE DEL DETECTOR DE HIDROGENO SERA ELABORADO POSTERIORMENTE.

4- EL INSTRUMENTO FIC-195 ABRE LA VALVULA DE CONTROL FV-195 CUANDO EL FLUJO EN FIC-194 CAE POR DEBAJO DEL 30%.

9- ELIMINADA.

NOTA 3

3/4"DR

(NOTA 11)

NOTA 6

DR3/4"

3/4"DR

P3UEEAA40-0085

NOTA 10

10- TRANSMISOR DE TEMPERATURA DE MULTIPLES CANALES. LA DISTRIBUCION DE LOS ELEMENTOS PRIMARIOS DE TEMPERATURA SERA VERIFICADA UNA VEZ ESTEN UBICADOS LOS INSTRUMENTOS.

IA

VENTEO

11- LOS CODIGOS DE LOS MATERIALES DE CONSTRUCCION DE LOS EQUIPOS ESTAN REFERIDOS AL DOCUMENTO: MATERIALES DE CONSTRUCCION (MOC), DE KELLOGG COMPANY, 19 DE MAYO DE 1998, REV. 4.

LV134

+

2"

NC

1P7A 1P3

P1116-2"(1P3)

6"

16"

16"

2"2"

10" 10"

10" 10"

8" 8"

3P31P7A

1P4A 1P1

2" 2"

6"

NC

119-V

8"

FV194

+

P1120-10"(1P3)FC

FG1020-2"(1P1)

4"

HV191

+

111-P1

111-P2

M

M

P1117-12"(1P4A)

P1131-6"(3P3)

PW1002-2"(1P7A)

P1121-6"(1P7A)

P1122-6"(3P3)

HLL=1500 mm

NLL=1150 mm

LLL=800 mmHiLL=650 mmNiLL=525 mm

TIPO: CENTRIFUGA HORIZONTALCAUDAL DE DISEÑO: 0,1469 m^3/s (528,8 m^3/h)PRESION DIFERENCIAL: 265 kPa (2,7 kg/cm^2)NPSH REQUERIDO: 2,0 mPOTENCIA (BHP): 49,70 kW (66,65 HP)PLAN DE SELLO: 11DIBUJO DETALLE DE BOMBA:

111-P1BOMBAS DE LIQUIDO DEL SEPARADOR DE ALTA PRESION

(HIGH PRESSURE SEPARATOR LIQUIDS PUMPS)

FE194

+

2"

TRIM: 1P7A

2"

1S1 1P7A

2"

LiLL=400 mm

FC

6"

24"

CSO

CSO

CSC

/ P2

3/4"

1P1

1P31"x3/4"

3/4" 3/4" 3/4"

1"2"

8"

4"

NC

NC OW1019-1"(1P1)NI(0 mm)

1P4A1P7A

2"

3/4"

3/4"

LS1128-2"(1S1) 2"

HC(64 mm)LS1129-3/4"(1S1)HC(64 mm)

LCLC1065-3/4"(1S1)

NI(0 mm)

PP(25 mm)

NI(0 mm)

NI(0 mm)

NI(0 mm)

NI(0 mm)

NI(0 mm)

NI(0 mm)

PP(25 mm)

2" NC

3/4"

3P3 1P1NC

3/4"

3/4"

NC

1P13P3

RS1003-3/4"(1P1)NI(0 mm)

2"

2"

3/4"

3/4"2"

2"

2"3/4"

2"

3/4"

3/4" 3/4" 3/4"

1"x3/4"

2"

NCRS1249-2"(1P1)NI(0 mm)

1P11P3

1P1 1P7A

2"

P1429-3"(1P7A)NI(0 mm)

NC

NC NC NC

NC

NC NC NC

P15

16-1

6"(1

P3)

NI(0

mm

)

P15

17-1

0"(3

P3)

NI(0

mm

)

P1119-16"(3P3)NI(0 mm)

16"

HV153 A

+

HY153 A

+

CSO

P14

28-3

"(1P

7A)

NI(0

mm

)

6"x6"6"x4"

3/4" NC

NC3/4

"

3/4"

RS1004-3/4"(3P3)

RS1047-3/4"(3P3)

NI(0 mm)

NI(0 mm)

10"x10" 10"x8"3/4"

OW1020-1"(1P1)

RS1004-3/4"(1P1)NI(0 mm)

NI(0 mm)

NI(0 mm)RS1046-3/4"(3P3)

2"

10"x10"

16"x12"

16"x12"

10"x10"

S/E

DIAGRAMA DE TUBERÍAS E INSTRUMENTACIÓN

TAMBOR SEPARADOR DE ALTA PRESION (2/2)

BP3UEEAA40-0101

P1114-16"(1P7A)

P1242-2"(1P1)

OW1140-2"(1P1)NI(0 mm)

NI(0 mm)

NI(0 mm)

1P7A1P1

1P7A1P7A 3P7A

2" NC

NC

NC

1P33P3

2"

2"

3/4" NC

TRIM: P1394-2"(1P7A)

NC3/4"

3/4" NC

OW1120-1"(1P7A)NI(0 mm)

HY191

+

1P3 3P3

1P3 3P3

1P3

1P7A

1P3

1P7A

2"

NC

RS1253-3/4"(3P3)

RS1252-3/4"(3P3)NI(0 mm)

NI(0 mm)

CAPACIDAD: 81,0 m^3DIÁMETRO INTERNO x LONGITUD (T/T): 2700 mm x 13200 mmDISEÑO: 1795 kPa-g (18,3 kg/cm^2g) @ 160 ºCOPERACIÓN: 1540 kPa-g (15,7 kg/cm^2g) @ 40 ºCMATERIAL DE CONSTRUCCIÓN: V-21+SRAISLAMIENTO: NI

119-VTAMBOR SEPARADOR DE ALTA PRESION

(HIGH PRESSURE SEPARATOR)

P1119-16"(1P3)NI(0 mm)

ACOT

R E V I S I O N E SFECHAC.P.

MCA.

DIBUJOS DE REFERENCIA

PORFECHA

NUMERO

Vo.Bo.

DIBUJO ELABORADO EN CARACAS/VENEZUELA ACOT.:EDIT: ESC:

COORD.

REV.

PROY.

DIB.

COORD.

REV.

PROY.

DIB.

COORD.

REV.

PROY.

DIB.

COORD.

REV.

PROY.

DIB.

D.C.I.D.P.

REV.

MINATITLAN/MEXICO

DRAGADOS PROYECTOS INDUSTRIALESDE MEXICO, S.A. DE C.V.

DRAGADOS INDUSTRIAL, S.A.

FORMATO_D1 915x560mm FORMULARIO 002501-170-F01-D1 REV.0 01/08/05

MINATITLAN IIIUNIDAD FCC No. 2

NO. PROYECTO: PR-OP-L-025/04 P

universidad simÓn bolÍvar decanato de …159.90.80.55/tesis/000130407.pdf · cual es llamado...

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