instrumentación y control de una terminal marina de...

“INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DE UNA

TERMINAL MARINA DE GNL”

TITULACIÓN: Ingeniería en Automática y Electrónica Industrial

AUTOR: Xavier Ferrando Martínez.

DIRECTOR: Alfonso Romero.

FECHA: Setiembre / 2012

Instrumentación y Control de una Terminal Marina de GNL

Índice General

INTRODUCCIÓN ................................................. 6

1 DIAGRAMAS DE PROCESO E INSTRUMENTACIÓN ..................... 7

2 DESCRIPCIÓN DEL PROCESO ................................... 13

2.1 TRANSPORTE Y ENTRADA DEL GNL ................................ 13 2.2 ALMACENAMIENTO DEL GNL ..................................... 13 2.3 REGASIFICACIÓN DEL GNL ..................................... 14

3 ESTRATEGIA DE CONTROL Y ESPECIFICACIONES .................. 15

3.1 ESPECIFICACIONES .......................................... 15 3.2 ESTRATEGIA DE CONTROL ...................................... 19

4 ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DE RIESGOS .......................... 28

4.1 IDENTIFICACIÓN DE PELIGROS .................................. 28 4.2 EVALUACIÓN DE LOS PELIGROS .................................. 29 4.3 CUANTIFICACIÓN DE LOS PELIGROS ............................... 29 4.4 PLATAFORMAS DE PROTECCIÓN ................................... 29 4.5 ANÁLISIS DE LAS CAPAS DE PROTECCIÓN ........................... 30 4.6 ANÁLISIS LOPA DEL SISTEMA DE REGASIFICACIÓN DE GNL E-704 ........ 32

5 ATEX EN EL SISTEMA DE REGASIFICACIÓN DE GNL ............... 43

5.1 INTRODUCCIÓN ............................................. 43 5.2 MARCO LEGAL ACTUAL ........................................ 43 5.3 FUNDAMENTOS DE LA CLASIFICACIÓN DE ÁREAS ....................... 52 5.4 PRINCIPIOS DE LA CLASIFICACIÓN DE LAS ÁREAS DE RIESGO EN ZONAS ..... 58 5.5 PROCEDIMIENTO PARA LA CLASIFICACIÓN DE ZONAS PARA GASES Y VAPORES .. 60 5.6 CLASIFICACIÓN DE ÁREA EN LA TERMINAL MARINA .................... 62

6 DATOS DE PROCESO .......................................... 68

6.1 CAUDALÍMETROS ............................................. 68 6.2 SENSORES DE TEMPERATURA .................................... 70 6.3 SENSORES DE PRESIÓN ........................................ 72 6.4 VÁLVULAS DE CONTROL ........................................ 78 6.5 VÁLVULAS TODO-NADA ........................................ 80

7 SELECCIÓN Y DIMENSIONAMIENTO .............................. 82

7.1 CAUDALÍMETROS ............................................. 82 7.2 SENSORES DE TEMPERATURA ................................... 113 7.3 SENSORES DE PRESIÓN ....................................... 117 7.4 VÁLVULAS DE CONTROL ....................................... 123


7.5 VÁLVULAS TODO-NADA ....................................... 147

8 ESPECIFICACIÓN Y OFERTAS ................................. 149

8.1 ESPECIFICACIÓN ........................................... 149 8.2 OFERTAS ................................................ 167

9 COMUNICACIÓN, CONEXIONADO Y SISTEMA DE CONTROL ........... 188

9.1 BUS DE COMUNICACIÓN SELECCIONADO ............................ 188 9.2 CONEXIONADO Y SISTEMA DE CONTROL ............................ 191

10 BIBLIOGRAFÍA ........................................... 201


Figuras FIGURA 1 SIMBOLOGÍA Y NOMENCLATURA P&IDS ............................................................................... 8 FIGURA 2 SECUENCIA DE CADA UNA DE LAS BOMBAS ........................................................................... 22 FIGURA 3 PANEL DE MANIOBRAS DE VAPORIZACIÓN ........................................................................... 24 FIGURA 4 GRUPOS Y CATEGORÍAS ................................................................................................... 46 FIGURA 5 VALORES DE EMI ........................................................................................................... 47 FIGURA 6 TEMPERATURA MÁXIMAS SUPERFICIALES ............................................................................. 48 FIGURA 7 CLASIFICACIÓN POR ZONAS .............................................................................................. 49 FIGURA 8 MARCADO ATEX ........................................................................................................... 50 FIGURA 9 FACTORES PARA LA EXPLOSIÓN.......................................................................................... 52 FIGURA 10 LIE Y LSE (%VOL) ........................................................................................................ 55 FIGURA 11 ALGUNOS VALORES DE LOS PUNTOS DE IGNICIÓN ................................................................ 56 FIGURA 12 ALGUNAS TEMPERATURAS DE IGNICIÓN ............................................................................ 56 FIGURA 13 PROBABILIDAD DE PRESENCIA ATEX ................................................................................. 59 FIGURA 14 HOOK-UP DE PROCESO ANALIZADOR DE O2 EN GAS NATURAL .............................................. 63 FIGURA 15 PLANO DETALLE CLASIFICACIÓN DE ÁREA .......................................................................... 66 FIGURA 16: DISTRIBUCIÓN POR TAMAÑOS DE LOS GRUPOS DE CAUDALÍMETROS........................................ 84 FIGURA 17: INCERTIDUMBRE (% CAUDAL) TÍPICAS EN LOS GRUPOS DE CAUDALÍMETROS. ............................ 88 FIGURA 18: PRECIOS RELATIVOS DE DISTINTOS CAUDALÍMETROS (LOS NÚMEROS INDICAN EL TAMAÑO DEL

CAUDALÍMETRO EN MILIMETROS) .................................................................................................... 89 FIGURA 19. DISPOSICIÓN DE LAS TOMAS DE PRESIÓN DIFERENCIAL ......................................................... 91 FIGURA 20 PLACAS DE ORIFICIO ..................................................................................................... 92 FIGURA 21 SENSOR MEDIDOR VORTEX ............................................................................................. 93 FIGURA 22 SENSOR MEDIDOR DE CORIOLIS ....................................................................................... 94 FIGURA 23 REPORT CÁLCULO VORTEX EMERSON ............................................................................. 97 FIGURA 24 REPORT PRECISIÓN VORTEX EMERSON ........................................................................... 99 FIGURA 25 REPORT CÁLCULO VORTEX E+H..................................................................................... 101 FIGURA 26 REPORT PRECISIÓN VORTEX E+H ................................................................................... 103 FIGURA 27 REPORT CÁLCULO CORIOLIS 4” EMERSON ..................................................................... 105 FIGURA 28 REPORT PRECISIÓN CORIOLIS 4” EMERSON ................................................................... 106 FIGURA 29 REPORT CÁLCULO CORIOLIS 6” EMERSON ..................................................................... 107 FIGURA 30 REPORT PRECISIÓN CORIOLIS 6” EMERSON ................................................................... 108 FIGURA 31 REPORT CÁLCULO CORIOLIS E+H ................................................................................... 109 FIGURA 32 REPORT PRECISIÓN CORIOLIS 4” E+H ............................................................................. 110 FIGURA 33 REPORT PRECISIÓN CORIOLIS 6” E+H ............................................................................. 111 FIGURA 34 PROTECCIÓN SONDA TEMPERATURA ............................................................................... 114 FIGURA 35 TERMOPAR ............................................................................................................... 115 FIGURA 36: CLASES DE PRESIÓN ................................................................................................... 117 FIGURA 37: SENSOR DE PRESIÓN DE CAPACITANCIA .......................................................................... 118 FIGURA 38 DATASHEET DE EMERSON ......................................................................................... 119 FIGURA 39 DATASHEET DE YOKOGAWA ...................................................................................... 121 FIGURA 40 VÁLVULA DE CONTROL ................................................................................................ 123 FIGURA 41 TIPOS DE VÁLVULAS DE CONTROL ................................................................................... 125 FIGURA 42 TIPOS DE BONETES ..................................................................................................... 127 FIGURA 43 LONGITUDES BONETE EXTENDIDO .................................................................................. 127 FIGURA 44 MATERIALES RESISTENTES A LA CORROSIÓN ..................................................................... 128 FIGURA 45 CARACTERÍSTICAS DE LA VÁLVULA .................................................................................. 132 FIGURA 46 TIPOS DE ACTUADORES ............................................................................................... 133 FIGURA 47 INTERNOS VÁLVULAS CV-70121 & CV-70221 ................................................................ 139 FIGURA 48 PLANO DIMENSIONAL CV-70106, CV-70116, CV-70206 Y CV-70216 .............................. 144 FIGURA 49 INTERNOS VÁLVULAS CV-70106, CV-70116, CV-70206 Y CV-70216 ............................... 146


FIGURA 50 ACTUADOR RACK & PINION ......................................................................................... 147 FIGURA 51 SEÑAL DE TRANSMISIÓN CON PROTOCOLO HART ............................................................. 189 FIGURA 52 MÓDULO DE ENTRADAS ANALÓGICAS AI845 ................................................................... 191 FIGURA 53 MÓDULO DE ENTRADAS ANALÓGICAS DE ALTA INTEGRIDAD AI880A..................................... 192 FIGURA 54 PINES ENTRADA ANALÓGICA ......................................................................................... 193 FIGURA 55 CONEXIONADO ENTRADA ANALÓGICA AI845 Ó AI880 LAZO ACTIVO ..................................... 193 FIGURA 56 CONEXIONADO ENTRADA ANALÓGICA AI845 Ó AI880 LAZO PASIVO ..................................... 193 FIGURA 57 MÓDULO DE SALIDAS ANALÓGICAS AO845 .................................................................... 194 FIGURA 58 PINES SALIDA ANALÓGICA ............................................................................................ 195 FIGURA 59 CONEXIONADO SALIDA ANALÓGICA AO845 ..................................................................... 195 FIGURA 60 MÓDULO DE ENTRADAS DIGITALES DI840. ..................................................................... 196 FIGURA 61 PINES ENTRADA DIGITAL .............................................................................................. 197 FIGURA 62 CONEXIONADO ENTRADA DIGITAL DI840 ........................................................................ 197 FIGURA 63 MÓDULO DE SALIDAS DIGITALES DO840. ....................................................................... 198 FIGURA 64 MÓDULO DE SALIDAS DIGITALES DE ALTA INTEGRIDAD DO880 ............................................ 199 FIGURA 65 PINES SALIDA DIGITAL ................................................................................................. 199 FIGURA 66 CONEXIONADO SALIDA DIGITAL DO840 Ó DO880 ............................................................ 200 FIGURA 67 CONEXIONADO SALIDA DIGITAL DO840 Ó DO880 ............................................................ 200


Tablas TABLA 1: TIPOS DE CAUDALÍMETROS ............................................................................................... 82 TABLA 2: GRANDES AREAS DE APLICACIÓN ....................................................................................... 83 TABLA 3: RESTRICCIONES IMPUESTAS POR LAS PROPIEDADES DEL FLUIDO ................................................. 85 TABLA 4: RESTRICCIONES IMPUESTAS POR LA INSTALACIÓN ................................................................... 86 TABLA 5: RESTRICCIONES IMPUESTAS POR LAS CONDICIONES AMBIENTALES .............................................. 87 TABLA 6: FACTORES DE RENDIMIENTO QUE INCIDEN EN LA SELECCIÓN DE CAUDALÍMETROS ......................... 88 TABLA 7: FACTORES ECONÓMICOS QUE INCIDEN EN LA SELECCIÓN DE CAUDALÍMETROS .............................. 90 TABLA 8 COSTES MATERIALES INSTRUMENTACIÓN............................................................................ 181 TABLA 9 COSTES TOTALES INSTRUMENTACIÓN................................................................................. 187 TABLA 10 EVOLUCIÓN Y CARACTERÍSTICAS DE LOS TRANSMISORES ....................................................... 190


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Introducción

El presente proyecto efectúa el diseño de instrumentación y

control de un Sistema de regasificación de Gas Natural licuado

cumpliendo con las necesidades marcadas actualmente por

cualquier planta Química instalada en España y con las

exigencias del proceso, seguridad y normativa vigente.

Para realizarlo se sugieren diferentes opciones funcionales, las

cuales se valorarán, y se elegirá la más óptima para mejorar el

rendimiento, inversión del proyecto y recursos posteriores de la

planta.

El proyecto se ha dividido en nueve capítulos que irán

describiendo cronológicamente las fases que se realizan en un

proyecto de diseño de instrumentación en la industria.


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1 Diagramas de Proceso e Instrumentación

Los diagramas de Proceso e Instrumentación, a partir de ahora

P&IDs, representan de forma esquemática toda la información de

la planta.

En un proyecto de ingeniería se toman como la base del proyecto

y documento más importante ya que en ellos se ven identificadas

todas las disciplinas y es donde quedan reflejados los puntos

comunes acordados entre ellas.

Un ejemplo serían las dimensiones de los medidores que deben

quedar definidas y marcadas en los P&IDs por instrumentación

para que tuberías diseñe el diámetro de las líneas correcto.

Otro ejemplo sería las dimensiones de las bocas de las bombas,

que deben quedar definidas y marcadas por la disciplina mecánica

para que tuberías diseñe de nuevo el diámetro de la línea de

salida o entrada a los equipos correctamente.

Se toman como el documento máster del proyecto, todo lo que no

aparezca en ellos no se hará y todo lo que reflejen es lo que se

ha diseñado, en tamaño, tipo,…

Para designar y representar los instrumentos de medición y

control se emplean normas muy variadas que a veces cambian de

industria en industria. Esta gran variedad de normas y sistemas

utilizados en la industria indica la necesidad universal de una

normalización en este campo. Varias sociedades han dirigido sus

esfuerzos en este sentido, y entre ellas la que se va a ocupar

para este diseño que es la ISA (Instrument Society of America);

la nomenclatura y símbolos básicos de los elementos ocupados se

presentan a continuación:


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Figura 1 Simbología y Nomenclatura P&IDs

Evidentemente es un documento vivo durante la fase de diseño,

por ejemplo en nuestro caso, ahora al inicio del proyecto, aún

no hemos seleccionado ni dimensionado la instrumentación por

consiguiente aún no podemos marcar correctamente los

instrumentos, así pues se entiende que la versión de P&IDs que

se adjunta a continuación representa la que quedaría al final

del diseño, y refleja el trabajo final del proyecto.

...\b1-700_[0].pid Sep. 04, 2012 16:55:39

...\b1-701_[0].pid Sep. 04, 2012 16:54:43

...\b1-702_[0].pid Sep. 04, 2012 16:56:46

...\b1-704_[0].pid Sep. 04, 2012 16:57:20


Página 13

2 Descripción del Proceso

En este capítulo vamos a ver una descripción general del proceso

que se realiza en la Terminal Marina. Esta información se da a

las diferentes disciplinas de diseño en la fase inicial o

presentación del proyecto y pretender dar a entender que es lo

que se va a diseñar y las funciones que va a realiza ese nuevo

diseño.

2.1 Transporte y Entrada del GNL

El GNL se recibe en las instalaciones de la Terminal Marina a

través de buques, estos disponen de gran capacidad y sistema de

bombeo propio para impulsar el GNL hacia los 2 tanques de

almacenaje de la Terminal, T-701 y T-702. El gas en estado

liquido debe mantenerse a una temperatura aproximada de -162ºC

por lo tanto el aislamiento de las bodegas de estos es un punto

crítico, son buques especialmente construidos con casco doble y

el sistema de contención de carga se diseña y construye

utilizando materiales especiales.

El proceso de llenado de los tanques de la Terminal Marina es

sencillo y sólo pretende un requerimiento, que los tanques de la

Terminal tengan un nivel mínimo de GNL. Esto es debido a la

necesidad, para realizar el trasiego del GNL desde el barco a

los tanques, de enfriar la línea de descarga para evitar un

choque térmico debido a la diferencia de temperatura entre el

GNL (-162 ºC) y la tubería a temperatura ambiente y para evitar

también la gasificación súbita y rápida del GNL (la licuefacción

reduce en 600 veces el volumen del gas), volumen que deberían

absorber los tanques. Para realizar este enfriamiento se

procede, durante aproximadamente 2 días antes de la llegada del

barco, a recircular GNL de los tanques por la línea de descarga.

2.2 Almacenamiento del GNL

El GNL es almacenado ahora en los tanques criogénicos especiales

para baja temperatura T-701 y T-702 con 15.000 m3 de capacidad

cada uno. Estos tanques tienen doble pared, una pared externa

de hormigón armado recubierto con acero al carbono y una pared

interna de acero niquelado al 9%. La seguridad y la resistencia

son las consideraciones de diseño primarias al construir estos

tanques, los cuales se diseñan para soportar terremotos y

fuertes vientos.

El producto se mantiene en ambos tanques a una temperatura de -

162 ºC y una presión ligeramente superior a la atmosférica.

Al tener almacenado el gas natural a una temperatura muy cercana

a la de ebullición, se genera constantemente una cantidad de gas

que ha de ser extraído. El control de presión lo realiza una

batería de cuatro compresores en paralelo que arrancan

escalonadamente a medida que la presión sube en el interior de


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los tanques, durante el llenado de los tanques suele ser

necesario el funcionamiento de los cuatro.

En la zona de compresión, el gas natural experimenta una subida

de presión y temperatura. El paro de los compresores se produce

cuando decrece la presión en tanques por debajo de una consigna

establecida. Las válvulas de seguridad de sobrepresión de los

tanques están taradas a 1.07 bar.

2.3 Regasificación del GNL

Para ello se bombea el GNL mediante 2 bombas en paralelo por

tanque (P-701A y P-701B para el T-701 y P-702A y P702B para el

T-702), capaces de presurizar el gas natural a 38 bar g a un

caudal de 10 t/h cada una, y es calentado con el vaporizador E-

704, utilizando como fluido caliente agua de mar en

contracorriente, hasta las condiciones de entrega especificadas

por las empresas de gasoductos y los usuarios finales.

Actualmente en España existen 6 plantas de regasificación que

funcionan según el procedimiento descrito: Barcelona, Huelva,

Cartagena, Bilbao, Sagunto y Mugardo con una capacidad total de

almacenamiento de 2.337.000 m3 y de una capacidad de emisión de

6.562.800 m3(n)/h de Gas.

Como se puede comprobar el diseño de la instrumentación para el

control de una Terminal Marina de GNL puede ser muy extenso,

nosotros nos centraremos en la regasificación del GNL que es la

parte más interesante desde el punto de vista de control y más

crítica para la Terminal.


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3 Estrategia de Control y Especificaciones

En este capítulo tendremos el detalle del funcionamiento de la

regasificación de GNL, esta información la proporciona la planta

y en ella pretenden darnos a conocer el procedimiento y la

estrategia de control que quieren seguir para operar los nuevos

equipos. Se recomienda seguir el capítulo con los P&IDs ya que

se hace referencia continua a la instrumentación allí reflejada.

Como pasa con los P&IDs este documento está vivo durante la fase

de diseño y se va complementando y alimentando de información

que no se puede conocer en este punto y que se descubre en

capítulos posteriores; de todas formas esta es la versión final

que quedaría del documento, de ahí que en algunos puntos se haga

referencia a capítulos posteriores.

3.1 Especificaciones

Vamos a ver los requerimientos y especificaciones a cumplir por

nuestra instrumentación. Para ello vamos a dividir el proceso de

regasificación de GNL en 3 circuitos principales:

3.1.1 Circuito Agua de Mar

3.1.1.1 Posición

Se requiere de la medición de la posición de las válvulas de

entrada de Agua de Mar a cada módulo del vaporizador E-704 que

se enviará a panel cuya función será informativa.

TAG: ZT-70406, ZT-70407 y ZT-70408.

3.1.1.2 Presión

Se requiere de una indicación local de presión de Agua de Mar al

E-704 cuya función será informativa.

TAG: PI-70001.

3.1.1.3 Temperatura

Se requiere de dos mediciones de temperatura de Agua de Mar, una

a la entrada del E-704 y otra a la salida, que se enviarán a

panel cuya función será de alarma.

Alarma: El DCS (Sistema de Control Distribuido) deberá realizar

la diferencia de las dos y reportar este valor al Departamento

de Medio Ambiente de la Generalitat.

Este valor debe ser continuamente reportado ya que la normativa

Medioambiental no permite que la diferencia entre las dos

temperaturas supere los 5ºC.

TAG: TT-70002 y TT-70004.


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3.1.1.4 Caudal

Se requiere de la medición de caudal de Agua de Mar al E-704 que

se enviará a panel cuya función será de alarma y enclavamiento.

Alarma: El DCS deberá utilizar este caudal para comprobar que el

ratio GNL/Agua en el vaporizador esta dentro de los márgenes

correctos. (Ver punto 3.2.1.2).

TAG: FT-70003.

Enclavamiento: El DCS deberá cerrar las válvulas de entrada de

GNL al vaporizador en caso de no detectar agua de Mar.

Set Point < 240 m3/h

Este lazo deberá tener un nivel de integridad SIL-2 (Ver

capítulo 4 Análisis y Evaluación de Riesgos) debido a las

consecuencias que se podrían producir en caso de fallo.

El tiempo de respuesta completo del lazo no puede superar los 61

segundos. (Ver capítulo 4 Análisis y Evaluación de Riesgos)

TAG: FT-70003, ABV-70402, ABV-70403 y ABV-70404.

Se requiere de una indicación local de caudal de Agua de Mar en

el vaporizador E-704 cuya función será informativa.

TAG: FI-70003.

Esta es la instrumentación necesaria para realizar el control

del circuito de agua de mar.

3.1.2 Circuito Envío de GNL

3.1.2.1 Presión

Se requiere de una indicación local de presión de GNL en la

aspiración de P-701A, P-701B, P-702A y P-702B cuya función será

informativa.

TAG: PI-70102, PI-70112, PI-70202 y PI-70212.

Se requiere de una indicación local de presión de GNL en la

impulsión de P-701A, P-701B, P-702A y P-702B cuya función será

informativa.

TAG: PI-70103, PI-70113, PI-70203 y PI70213.

Se requiere de la medición de presión de GNL, en la impulsión de

P-701A, P-701B, P-702A y P-702B, que se enviará a panel cuya

función será de control.

Control: El DCS deberá mantener el valor de presión en el punto

óptimo de trabajo de las bombas para ello regulará la apertura

de las válvulas de control en la recirculación.


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TAG: PT-70104, PT-70114, PT-70204, PT-70214, CV-70106, CV-70116,

CV-70206 y CV-70216.

Se requiere una medición de presión de envío de GNL al

vaporizador E-704 que se enviará a panel cuya función será

informativa.

TAG: PT-70107, PT-70117, PT-70207 y PT-70217.

3.1.2.2 Temperatura

Se requiere de la medición de temperatura de envío de GNL al

vaporizador E-704 que se enviará a panel cuya función será

informativa.

TAG: TT-70105, TT-70115, TT-70205 y TT-70215.

3.1.2.3 Caudal

Se requiere de la medición de caudal de envío de GNL al

vaporizador E-704 que se enviará a panel cuya función será de

control.

Control: El DCS deberá controlar el caudal de envío de GNL, para

ello regulará la apertura de la válvula de control de envío.

TAG: FT-70120, FT-70220, CV-70121 y CV-70221


del circuito de envío de GNL.

3.1.3 Circuito Regasificación del GNL

3.1.3.1 Presión

Se requiere de una indicación local de presión de GN a la salida

del E-704 cuya función será informativa.

TAG: PI-70409, PI-70410 y PI-70411.

Se requiere de la medición de presión de GN a la salida del E-

704 que se enviará a panel cuya función será de enclavamiento.

Enclavamiento: El DCS deberá cerrar las válvulas de entrada de

GNL al vaporizador en caso de alta presión.

Set point @ 38 kg/cm2

Este lazo se tratará como BPCS (Ver capítulo 4 Análisis y

Evaluación de Riesgos), es decir igual que un lazo de control

desde el punto de vista de seguridad, ya que disponemos de otro

equipo de protección adicional, la válvula de seguridad PSV-E-

704.

TAG: PT-70416, PT-70418, ABV-70402, ABV-70403 y ABV-70404.


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3.1.3.2 Temperatura

Se requiere de la medición de temperatura de GN a la salida el

E-704 que se enviará a panel cuya función será de enclavamiento.

Enclavamiento: El DCS deberá cerrar la válvula de salida de GN.

Set Point @ -5 ºC

Este lazo deberá tener un nivel de integridad SIL-2 (Ver

capítulo 4 Análisis y Evaluación de Riesgos) debido a las

consecuencias que se podrían producir en caso de fallo.

El tiempo de respuesta completo del lazo no puede superar los 31

segundos (Ver capítulo 4 Análisis y Evaluación de Riesgos).

TAG: TT-70414, TT-70415 y EBV-70420

3.1.3.3 Caudal

Se requiere de la medición de caudal de envío de GN al colector

general que se enviará a panel cuya función será de Contador

Oficial.

Contador Oficial: El DCS deberá enviar al resto de plantas el

caudal de GN para que puedan contrastarlo con el de sus

medidores y realizar el pago a la Terminal Marina.

TAG: FT-70417 y FT-70419


del circuito de regasificación de GNL.


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3.2 Estrategia de Control

Aquí vamos a describir la estrategia de control y procedimiento

a seguir para operar los nuevos equipos.

3.2.1 Puesta en Marcha del Sistema de Regasificación de GNL

3.2.1.1 Limites de Operación Segura GN

1. Tiempo de enfriamiento de las bombas: 15 minutos

2. Presión máxima línea descarga bomba: 41.2 barg

3. Presión máxima línea salida del E-704: 37.5 barg

4. Presión de diseño colector salida GN de E-704: 40 kg/cm2 (Presión de disparo de PSV-E-704)

5. Intervalo de presión de operación tanques GNL: 30-55 mbarg

6. Alarma muy baja presión de lubricación y paro: 0.8 barg

7. Alarma muy alta temperatura cojinete y paro: 110ºC

8. Alarma de bajo caudal: 6.5 ton/h

3.2.1.2 Limites de Operación Segura Agua de Mar

1. Mínimo caudal de Agua de Mar por unidad de vaporización (E-704A/B/C): 240 m3/h en cada panel operativo

2. Relación GNL/Agua: 1/30

3. Relación número de bombas en funcionamiento y número de unidades de vaporización:

Nº Bombas en marcha Nº Unidades Vap. Caudal Agua Mín.

1 1 240 m3/h

2 2 640 m3/h

3 3 960 m3/h

4 3 1040 m3/h

3.2.1.3 Etapa 1: Comprobaciones previas al arranque de Bombas

1. Asegurarse de que la válvula automática en el colector de salida del E-704, EBV-70420 está abierta.

2. Comprobar que la bomba que queremos poner en marcha tiene las válvulas de enfriamiento/venteo (aspiración, cuerpo de

bomba y descarga) abiertas. En caso contrario abrirlas y

dejarlas en esta situación durante al menos 15 minutos.

3. Comprobar en campo que el nivel de aceite del cárter de la bomba es correcto.


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4. Comprobar que la bomba de lubricación y el ventilador del circuito de aceite están en marcha (situación normal de

planta).

5. Comprobar que las válvulas de aspiración, descarga y

reciclo de la bomba que queremos poner en marcha están

abiertas.

3.2.1.4 Etapa 2: Apertura aporte de Agua de Mar a E-704 (1 Módulo)

1. En función del caudal de GNL que queramos vaporizar, abrir la/s válvulas manuales de aporte de agua de mar al E-

704A/B/C hasta obtener un mínimo de 240 m3/h por unidad de

vaporización (A, B ó C) y teniendo en cuenta que la

relación GNL:agua es 1:30.

En función del número de bombas que queramos poner en

marcha, necesitaremos ir abriendo agua hacia los

diferentes módulos de la siguiente forma:

1bomba: 1 módulo E-704 y 240m3/h como mínimo.

2bombas: 2 módulos E-704 y 640m3/h como mínimo.

3 bombas: 3 módulos E-704 y 960m3/h como mínimo.


Abrir las válvulas de agua de mar lentamente e ir

visualizando en campo el caudal a través del FI-70003

hasta ajustar la posición de la válvula de acuerdo al

caudal deseado.

2. Desde Panel comprobar que la señal de posición (ZT) de la válvula de agua de mar del módulo del E-704 donde hemos

abierto el aporte de agua está activa y marcando el % de

apertura (valor mínimo un 23.1% aproximadamente para

conseguir los 240 m3/h).

3. Habilitación de envío de GNL desde botón en Panel del

módulo del vaporizador E-704A/B ó C por el que queramos

vaporizar.

Al hacer esto se abrirá la válvula automática de entrada

de GNL al módulo seleccionado (ABV-70402/ABV-70403/ABV-

70404, siempre y cuando hayamos abierto la válvula manual

de agua de mar correspondiente a dicho módulo y el caudal

esté por encima de los caudales mínimos de consigna

señalados en el apartado 1 de esta etapa.

Si previamente alguna de las válvulas de GNL ABV-70402,

ABV-70403 y ABV-70404 estuviese abierta y no

correspondiese al módulo por el cual se quiere vaporizar o

correspondiese a un módulo que ya esté en servicio,

deberemos de deshabilitar esos módulos que no se van a

utilizar para poder cerrar la ABV de entrada de GNL

asociada a ese módulo. Si no se hiciese esta operación, no

podríamos avanzar.


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3.2.1.5 Etapa 3: Apertura aporte de agua de mar a E-704 (2 ó más módulos)

1. En función del caudal de GNL que queramos vaporizar, abrir la/s válvulas manuales de aporte de agua de mar al E-

704A/B/C hasta obtener un mínimo de 240 m3/h por unidad de

vaporización (A, B ó C) y teniendo en cuenta que la

relación GNL:agua es 1:30.

En función del número de bombas que queramos poner en

marcha, necesitaremos ir abriendo agua hacia los

diferentes módulos de la siguiente forma:

1bomba: 1 módulo E-704 y 240m3/h como mínimo.

2bombas: 2 módulos E-704 y 640m3/h como mínimo.



Abrir las válvulas de agua de mar lentamente e ir

visualizando en campo el caudal a través del FI-70003

hasta ajustar la posición de la válvula de acuerdo al

caudal deseado.

2. Desde Panel comprobar que la señal de posición (ZT) de la válvula de agua de mar del módulo del E-704 donde hemos

abierto el aporte de agua está activa y marcando el % de

apertura (valor mínimo un 23.1% aproximadamente para

conseguir los 240 m3/h) pero ajustando con cuidado la

posición para que marque un % de apertura semejante al del

módulo/s que ya estaban abiertos.

Todos los módulos en servicio han de mantener siempre el

valor mínimo de los 240 m3/h, no deben marcar un % de

apertura menos de los 23.1%.

3. Habilitación de envío de GNL desde botón en Panel del

módulo del vaporizador E-704A/B ó C por el que queramos

vaporizar.

Al hacer esto se abrirá la válvula automática de entrada

de GNL al módulo seleccionado (ABV-70402/ABV-70403/ABV-

70404, siempre y cuando hayamos abierto la válvula manual

de agua de mar correspondiente a dicho módulo y el caudal

esté por encima de los caudales mínimos de consigna

señalados en el apartado 1 de esta etapa.

3.2.1.6 Etapa 4: Puesta en marcha de la primera bomba

1. Comprobar que se cumplen las premisas de la secuencia de espera de proceso de la bomba:

En la secuencia de espera de proceso de la primera bomba

que se quiera arrancar con el vaporizador E-704, la

válvula controladora de reciclo estará por defecto abierta

un 50% y la válvula controladora de envío común de las dos

bombas estará abierta un 5%.


Página 22

Cuando se haga petición de arranque de la bomba principal,

ésta pasará a lubricación tras cumplirse una serie de

condiciones y la controladora de reciclo de esa bomba se

irá a posición de 100%.

Después de cumplirse una serie de condiciones (relación de

nº módulos habilitados y nº de bombas en marcha correcto,

que la bomba no esté en stop, temperatura de aceite > -

10ºC, presión de aceite de lubricación > 1.2 barg,

ventilador en marcha al menos 30 segundos y 80 segundos en

lubricación si la bomba de lubricación no estaba

previamente en marcha o que la bomba principal haya estado

menos de 5 minutos parada en caso de que la bomba de

lubricación ya estuviese anteriormente en marcha), la

bomba principal pasará a la secuencia de Start Up o

Arranque. Cuando vaya al paso de arranque la controladora

de reciclo irá a posición de 70% de apertura y la

controladora de envío común desde ese tanque se cerrará

completamente.

El paso de Start Up a Run será automático una vez se

cumpla que el caudal a la salida de la bomba sea de 38

barg durante al menos 20 segundos y que no varíe más de

0.5 barg.

En la secuencia de Run, la válvula de reciclo se irá

cerrando a la par que la de control de envío irá abriendo

para enviar el caudal deseado al E-704, siempre que

hayamos habilitado el envío.

Figura 2 Secuencia de cada una de las bombas


Página 23

2. Comprobar que la bomba que queramos poner en servicio está “fría”. Es necesario que ya no exista gas en la línea de

aspiración y en la propia bomba antes de intentar

arrancarla.

3. Cerrar las válvulas de enfriamiento (aspiración, cuerpo y descarga) de la bomba.

4. Comprobar de nuevo que las válvulas de aspiración,

descarga y reciclo de la bomba que queremos poner en

marcha están abiertas.

5. Arrancar bomba de GNL desde campo mediante pulsador local de Marcha/Paro.

6. Comprobar que la presión en la descarga de la bomba es normal (38 barg aproximadamente) y que no hay fugas

alrededor de la bomba, impulsión…etc.

7. Introducir en Panel (panel de maniobras vaporización E-

704) set de envío de GNL deseado desde el tanque en

cuestión.

Para poner en marcha la primera bomba de un tanque el

rango es [3, 10] ton/h.


Página 24

Figura 3 Panel de Maniobras de Vaporización

8. Habilitar envío hacia vaporizador desde Panel. Se debe

tener en cuenta que la válvula controladora de envío

estará limitada a una apertura desde el 2% al 50% siempre

y cuando sólo esté una bomba en servicio del tanque

asociado.

9. Comprobar en Panel que los valores que marcan los

instrumentos asociados a la bomba y al envío son normales

(presiones de envío, apertura de CVs…etc.)

10. Comprobar que no hay fugas en el cubeto del tanque, en el E-704 y ni en el recorrido intermedio.

3.2.1.7 Etapa 5: Puesta en marcha de la segunda bomba

1. En el caso de que se quisiese poner en servicio una

segunda bomba con el E-704 pero perteneciente a otro

tanque, los pasos a seguir serían los mismos que en las

etapas 1 y 3.


Página 25

En caso contrario, en el que la segunda bomba perteneciese

al mismo tanque que la bomba que se ha arrancado en la

etapa 4, seguir en el paso siguiente.

2. Realizar las comprobaciones análogas a la etapa 1 y a

continuación abrir aporte de agua de mar para vaporizar el

nuevo caudal de GNL deseado siguiendo todos los pasos de

la etapa 3.

3. Comprobar que el vaporizador ya está en secuencia de “2 Módulos” ó “3 Módulos” según aplique dadas las

circunstancias de vaporización de ese momento con las

bombas del otro tanque (tanto en la pantalla principal del

E-704 como en la pantalla de la secuencia del equipo).

4. Comprobar que se cumplen las premisas de la secuencia de espera de proceso de la bomba:

En la secuencia de espera de proceso de la segunda bomba

que se quiera arrancar con el vaporizador E-704, la

válvula controladora de reciclo estará por defecto abierta

un 50% y la válvula controladora de envío común de las dos

bombas, estará controlando.

Cuando se haga petición de arranque de la bomba principal,

ésta pasará a lubricación tras cumplirse una serie de

condiciones y la controladora de reciclo de esa bomba se

irá a posición de 100%.

Después de cumplirse una serie de condiciones (relación de

nº módulos habilitados y nº de bombas en marcha correcto,

la bomba no esté en stop, temperatura de aceite > -10ºC,

presión de aceite de lubricación > 1.2 barg, ventilador en

marcha al menos 30 segundos y 80 segundos en lubricación

si la bomba de lubricación no estaba previamente en marcha

o que la bomba principal haya estado menos de 5 minutos

parada en caso de que la bomba de lubricación ya estuviese

anteriormente en marcha), la bomba principal pasará a la

secuencia de Start Up o Arranque. Cuando vaya al paso de

arranque la controladora de reciclo irá a posición de 70%

de apertura.

El paso de Start Up a Run será automático una vez se

cumpla que el caudal a la salida de la bomba sea de 38

barg durante al menos 20 segundos y que no varíe más de

0.5 barg.

En la secuencia de Run, la válvula de reciclo se irá

cerrando a la par que la de control de envío irá abriendo

para enviar el caudal deseado al E-704.

Todas estas condiciones están visibles a través del icono

de detalle de la secuencia de cada una de las bombas de

GNL.

5. Comprobar que la bomba que queramos poner en servicio está “fría”.


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6. Cerrar válvulas de enfriamiento.

7. Comprobar de nuevo que las válvulas de aspiración,

descarga y reciclo de la bomba que queremos poner en

marcha están abiertas.

8. Comprobar que la presión en la descarga de la bomba es normal (38 barg aproximadamente) y que no hay fugas

alrededor de la bomba, impulsión…etc.

9. Introducir en Panel (panel de maniobras vaporización E-

704) set de envío de GNL deseado desde el tanque en

cuestión.

Para poner en marcha la segunda bomba de un tanque el

rango es [12, 20] ton/h.

10. Habilitar envío hacia vaporizador desde Panel. Se debe

tener en cuenta que la válvula controladora de envío

estará limitada a una apertura desde el 20% al 100%

situación de arranque segunda bomba de un mismo tanque.

11. Comprobar en panel que los valores que marcan los

instrumentos asociados a la bomba y al envío son normales.

12. Comprobar que no hay fugas en el cubeto del tanque, en el E-704 y ni en el recorrido intermedio.

3.2.1.8 Etapa 6: Paro de bombas y vaporizador E-704

1. Parar la/s bombas de GNL que correspondan siguiendo los siguientes pasos.

Partiendo de dos bombas en marcha de un mismo tanque:

A no ser que se trate de una emergencia, ir bajando poco a

poco la consigna de caudal de envío del tanque asociado a

la bomba que se quiera parar desde el Panel. Desde el

caudal actual de envío hasta la consigna mínima que son

los 12000 kg/h. Durante este proceso el caudal de envío al

E-704 se repartirá entre las dos bombas que aún siguen en

marcha.

Parar la bomba desde Panel. La válvula de control de envío

se irá por defecto al 50% siempre y cuando el control esté

en automático y a partir de esta situación, irá a buscar

los 12000 kg/h, set de envío de la otra bomba que está en

marcha.

Partiendo de una bomba en marcha de un mismo tanque:

Parar la bomba desde Panel. La CV de envío del tanque se

irá por defecto al 5%.

2. Si se da el caso de que se ha parado totalmente la

vaporización desde el E-704, mantener el caudal de agua de


Página 27

mar por encima de la consigna mínima (240m3/h) hasta

comprobar que el FT de envío de GNL marca 0.”.

Si no se hiciese así podría dispararse el lazo SIS (Ver

capítulo 4 Análisis y Evaluación de Riesgos) de bajo

caudal de agua de mar al detectarse simultáneamente caudal

de envío de GNL al vaporizador y caudal de agua de mar por

debajo de los 240m3/h.

3. Deshabilitar desde Panel los módulos que se han dejado

fuera de servicio uno a uno.

En caso de que no se estuviese vaporizando desde el E-704

(parada total de vaporización), dejar habilitado

únicamente un módulo (dejando una de las

ABV23701/ABV23729/ABV23730 abierta) para evitar escenarios

de expansión térmica dando salida al GNL en la línea de

impulsión de las bombas hacia el vaporizador y colector.


Página 28

4 Análisis y Evaluación de Riesgos

Como sabemos el propósito esencial del análisis y evaluación de

riesgos es hacer viable la operación de una planta dentro del

objetivo de proteger la salud y la vida de las personas (tanto

de la planta como de la comunidad), el medio ambiente, los

bienes de la comunidad y de producción, la capacidad productiva

de la planta y su plena y eficiente continuidad operativa.

Para ello se apunta a la elaboración de técnicas que permitan

implementar medios y mecanismos que garanticen una efectiva

Reducción de los Riesgos de siniestros a niveles apropiados de

seguridad. En procesos donde los costos de implementación para

alcanzar el nivel aceptable de riesgo pueden llegar a ser

incompatibles con los costos de inversión y de operación de la

planta (pudiendo hacerlos inviables), se acepta una reducción de

los riesgos hasta un nivel “razonable o tolerable” conocido como

ALARP (As Low As Reasonably Practicable) resultante de una muy

cuidadosa evaluación.

El diseño de un proceso debe contemplar todas las situaciones de

riesgo y para ello, debe efectuarse un exhaustivo análisis para

determinar las consecuencias de todas las posibles desviaciones

de proceso que se sitúen fuera de las condiciones operativas

normales.

En este punto del proyecto se reúnen los departamentos de

Seguridad de Procesos, Planta, Instrumentación y Automatización

de Procesos para realizar una evaluación de riesgos del

proyecto.

El proceso de evaluación de riesgos se puede dividir en tres

fases:

- Identificación de peligros.

- Evaluación de los peligros.

- Cuantificación de los peligros.

4.1 Identificación de Peligros

Al diseñarse un proceso con posibles situaciones de peligro debe

realizarse un cuidadoso y metódico análisis para determinar las

“consecuencias” de todas las posibles “desviaciones” o

apartamientos de las condiciones operativas previstas como

normales.

Este análisis de situaciones Peligrosas (Hazards) y de

dificultades Operativas se conoce como HAZOP (Hazards and

Operability Analysis) y permite obtener conclusiones que

conduzcan a una revisión del diseño básico del proceso para

facilitar su operatividad, mejorar su eficiencia productiva y

hacer el proceso lo más inherentemente seguro que sea posible

(Inherent Safety).


Página 29

4.2 Evaluación de los Peligros

Superada la etapa del HAZOP e identificados los peligros

(Hazards) de envergadura que persisten pese a las mejoras

introducidas como resultantes del HAZOP, se pasa a una segunda

etapa específica de análisis de estos peligros, Hazard Analysis

o HAZAN, para evaluarlos.

4.3 Cuantificación de los Peligros

Para cuantificar los riesgos, existen diferentes índices que

permiten identificar los peligros de forma sistemática y

suministrar un método de clasificación por prioridades.

Los más conocidos son:

- Índice de Dow. Desarrollado por la compañía Dow Chemical

Company para identificar fuegos, explosiones y peligros por

reacciones químicas en el diseño de plantas.

- Índice de Mond: Desarrollado por la compañía Imperial Chemical

Industries tiene más amplitud de alcance que el índice de Dow.

Una vez identificados los peligros capaces de provocar un

acontecimiento de riesgo y evaluados en su probabilidad de

ocurrencia y en su potencial de daño (lesiones, muertes,

destrucción y otras consecuencias), queda definido el nivel SIL,

esto es, el “requerimiento mínimo de nivel de integridad segura”

exigible al sistema y/o plataformas de protección para reducir

los riesgos al apropiado nivel de seguridad (Negligible Risk

Level , Acceptable Risk Level o ALARP).

4.4 Plataformas de Protección

Definido un proceso, decidida su instalación, establecidos sus

requerimientos operativos e identificados sus situaciones de

peligro (HAZARDS), se deben diseñar y disponer (como capas de

cebollas) las sucesivas plataformas de medición, control,

alarmas, protección, contención y mitigación, para obtener una

operación eficiente en condiciones de alta seguridad (adecuada

reducción del nivel de riesgo).

Cada capa de protección está compuesta de equipos y/o

procedimientos de control que actúan conjuntamente con otras

capas de protección para controlar y/o mitigar los riesgos de

los procesos.

Las capas de protección se pueden dividir en:

- Capas de prevención: son aquellas que tienen el propósito de

detectar y evitar los sucesos que dan lugar al accidente o,

lo que es lo mismo, son las que han de actuar antes de la

pérdida de contención de materia o energía (reducen el riesgo

disminuyendo la frecuencia del accidente). Las más comunes

son:


Página 30

El sistema básico de control de procesos (Basic Process

Control System BPCS).

Las alarmas críticas e intervención humana.

Los sistemas instrumentados de seguridad (SIS).

La protección física ante sobrepresiones o vacío: válvulas

de seguridad (Pressure Safety Valves - PSV), discos de

ruptura (Rupture Disk – RD) y válvulas rompedoras de

vacío.

- Capas de mitigación: son aquellas diseñadas para minimizar la

severidad de las consecuencias del accidente, es decir, han

de actuar después de la pérdida de contención de materia o

energía (reducen el riesgo disminuyendo las consecuencias del

accidente). Dentro de éstas se incluyen entre otras:

Protección física (pasiva): cubeto, aislamiento ignífugo,

paredes anti-explosiones/búnker.

Sistemas instrumentados de mitigación: fire & gas,

sistemas de paro de emergencia, válvulas de aislamiento de

accionamiento remoto manual, sistemas de aislamientos de

deflagraciones, etc.).

Respuesta de la planta ante emergencia.

Respuesta de la comunidad ante emergencia.

4.5 Análisis de las Capas de Protección

El análisis de las capas de protección, llamado comúnmente por

la industria como LOPA (Layer Of Protection Analysis), es una

herramienta de análisis de riesgo de procesos.

El método se inicia efectuando un análisis de riesgos y de

problemas operativos (HAZOP) y ponderando cada riesgo

identificado, teniendo en cuenta la causa que lo provoca (Evento

Iniciador) y las consecuencias desencadenadas de cada escenario

indeseado. De ese modo, el nivel de riesgo es cuantificado y

permite analizar si se requiere más o menos nivel de integridad

en la seguridad del proceso. En el caso en que se determine la

necesidad de aumentar la reducción de riesgo y se justifique la

necesidad utilizar sistemas instrumentados de seguridad (SIS),

la metodología LOPA permite determinar el nivel apropiado de

integridad de la seguridad (SIL) para la función de seguridad

(SIF).

La metodología general para el desarrollo del análisis LOPA se

detalla a continuación, dándose una breve descripción de las

seis etapas de las que se compone.


Página 31

4.5.1 Etapa 1

Identificación de consecuencias y estimación de su severidad.

Esta primera etapa tiene dos objetivos fundamentales:

- Identificación de todos los posibles pares causa-consecuencia.

Como se ha sido mencionado anteriormente, normalmente este

objetivo se desarrolla a través de un estudio HAZOP.

- Categorización de las consecuencias de cada par causa-

consecuencia para la posterior selección de escenarios LOPA

(Etapa 3) y evaluación del riesgo del mismo (Etapa 6). Ver tabla

3 y 4.

4.5.2 Etapa 2.

Seleccionar el escenario objeto de estudio. Como ya se ha

mencionado anteriormente, no todas las parejas causa-

consecuencia identificadas en el estudio HAZOP son objeto del

análisis LOPA, dada la complejidad de este último. LOPA sólo

será aplicado a aquellos escenarios clasificados como los de

consecuencias más graves en la Etapa 1.

En otras ocasiones, será el análisis SIL el que determine qué

par causa-consecuencia será escenario LOPA, en función del

índice SIL que se obtenga para la función instrumentada de

seguridad analizada en el escenario.

4.5.3 Etapa 3

Identificar el suceso iniciador del escenario y determinar su

frecuencia (en año-1). Ver tabla 5.

La frecuencia del evento iniciador se calcula en eventos por año

(año-1), para lo cual se dispondrá de bases de datos que recojan

las tasas de fallo de los componentes del proceso. A veces, en

las bases de datos no se encuentra la frecuencia del evento

iniciador en cuestión. En tales casos, se acude a un árbol de

fallos para calcular la frecuencia del evento iniciador

combinando mediante puertas lógicas varios sucesos de los cuales

sí se tengan datos de frecuencias de fallos disponibles.

En esta etapa, además de la frecuencia del evento iniciador,

habrá que determinar, en el caso de que existan, la

frecuencia/probabilidad de los eventos permisivos y los

modificadores condicionales.

4.5.4 Etapa 4

Identificar las IPL que intervienen en el escenario y determinar

la probabilidad de fallo en demanda (PFD) de las mismas.

Una capa de protección independiente o IPL es un mecanismo,

sistema o acción que es capaz de prevenir o evitar el desarrollo

de un escenario hasta llegar a la consecuencia indeseable.


Página 32

Una vez se han identificado las IPL existentes para cada

escenario, se debe determinar su probabilidad de fallo

(típicamente, probabilidad de fallo en demanda, PFD). Por

ejemplo, una función instrumentada de seguridad con un índice

SIL 2 tendrá una PFD comprendida entre 10-2 y 10-3, es decir,

fallará entre 1 y 10 veces por cada 1.000 que se demande su

actuación.

4.5.5 Etapa 5

Determinación de la frecuencia de las consecuencias mitigadas o

frecuencia final de los escenarios.

4.5.6 Etapa 6

Evaluar si el riesgo obtenido en la etapa anterior es tolerable

según los criterios adoptados. El riesgo final del escenario se

obtiene por combinación de la frecuencia de las consecuencias

mitigadas y la severidad de dichas consecuencias. En nuestro

caso lo ponderaremos con créditos, ver punto 4.6.

La evaluación del riesgo se puede realizar de distintos modos:

- Comparando la frecuencia final del escenario con la

establecida por la organización como máxima admisible para

accidentes que resulten en esas mismas consecuencias.

Por ejemplo: frecuencia de muertes

< 10-6 año-1.

- Teniendo en cuenta, a la vez, la frecuencia final del

escenario y la categorización de las consecuencias, por medio de

matrices de riesgo de doble entrada o gráficas calibradas por la

organización.

Si después de analizar las capas de protección se concluye que

los niveles de riesgo considerados admisibles son vulnerados, se

debe decidir qué capa de protección adicional se debe

implementar o bien qué mejora de las capas existentes se ha de

realizar para eliminar esa diferencia.

4.6 Análisis LOPA del sistema de Regasificación de GNL E-704

4.6.1 Asunciones previas

Debido a las características de los procesos llevados a cabo en

la Terminal Marina de gas natural, se considera el sistema de

seguridad en modo de demanda.

Para reducir el esfuerzo de cálculo de intervalos de testeo y la

PFD se considerarán las tablas de requerimientos para elementos

sensores y elementos finales siguientes:


Página 33

Tabla 1 Requerimientos para elementos sensores

Safety

Integrity

Level

(SIL)

Sensor

Configu

ration

Signal

Selection

Logic

Mean

Time To

Repair

Mean Time

to Failures

(MTTF -

years)

Proof Test

Interval (TI)

False Trip

Probability

per 100 yr.*

>25 2

>50 1

>100 0,5

>25 0,47

>50 0,32

>100 0,24

>25 0,34

>50 0,23

>100 0,2

>25 0,35

>50 0,3

>100 0,28

>25 <= 1 Year 2,5

>50 <= 2 Years 1,3

>100 <= 3.5 Years 0,63

>25 <= 3.5 Years 4

>50 <= 6 Years 2

>100 <= 6 Years 1

>25 0,47

>50 <= 6 Years 0,32

>100 0,24

>25 <= 6 Months 2,1

>50 <= 1 Year 1,1

>100 <= 2 Years 0,55

>25 0,35

>50 0,3

>100 0,28

>25 <= 8 Months 4

>50 <= 16 Months 2

>100 <= 2.5 Years 1

>25 0,47

>50 <= 6 Years 0,32

>100 0,24

>25 <= 5 Years 0,4

>50 <= 6 Years 0,3

>100 <= 6 Year 0,28

SAFETY INSTRUMENTED SYSTEM DETERMINATION TABLES

(For common applications only. Non -standard applications must be reviewed with an

Instrument SIS Coach).

3

Max PFD=

3.5E-04

1oo2*

diagnostics

not used

1oo2D***

2oo3***

----

Triple

72 hours

1oo2*

diagnostics

not used

Single

----

72 hours

Dual

Triple ----

1

Max PFD=

3.5E-0272 hours

1oo2D**

1oo1*

Dual

Loss Prevention Principles - 15.4 Safety Instrumented Systems December, 2004

<= 6 Years

<= 5 Years

<= 6 Years

<= 6 Years

TABLE B 1

REQUIREMENTS FOR SENSORS

Typical MTTF for Flow and Level is 25 years, for Pressure and Temperature is 50 years.

<= 3 Years

<= 6 Years

<= 6 Years

72 hours

2oo2D**

Dual

<= 6 Years2oo3**

<= 6 Years

Single 1oo1*

----

1oo2D***

Triple

72 hours

2

Max PFD=

3.5E-03

2oo2D**

2oo3*** 7 Days

7 Days


Página 34

Tabla 2 Requerimientos para elementos finales

En el caso particular en que sea requerida una evaluación

específica para un determinado lazo de seguridad, se evaluará de

forma individual.

Definimos como crédito al valor discreto que representa a una

determinada probabilidad. El uso de logaritmos para ponderar las

probabilidades de ocurrencia de un determinado factor es de gran

utilidad en la tarea de cálculo.

Así, el crédito se define como:

C logPA

Donde PAse define como la probabilidad de ocurrencia del

evento A.

4.6.2 Evaluación de riesgos

Para efectuar la evaluación de riesgos del proceso, deberemos

considerar los siguientes apartados:

- Número de escenario

- Descripción del escenario

- Riesgo

El riesgo es el efecto de la consecuencia indeseada. Se incluye

el factor de riesgo según las consecuencias del escenario

inseguro.

Teniendo en cuenta la cantidad y el tipo de producto emitido, se

determinará el factor de riesgo específico.

Number of

Final

Elements

Operation Mode

Proof Test

Interval per

25 yr. MTTF*

False Trip

Probability

per 100 yr.*

1 fail safe <= 5 Yrs 0,8

2 in parallel fail safe <= 2.5 Yrs See SIS Coach

2 in series Both independent, fail safe <= 6 Yrs 1,6

1 fail safe <= 6 Months 0,8

2 in parallel fail safe <= 3 Months See SIS Coach

2 in series Both independent, fail safe <= 5 Yrs 1,6

2 in series Both independent, fail safe <= 11 Months 1,6

2

SAFETY INSTRUMENTED SYSTEM DETERMINATION TABLES

TABLE B 3

REQUIREMENTS FOR FINAL ELEMENTS

Safety

Integrity

Level (SIL)

3

1

Loss Prevention Principles - 15.4 Safety Instrumented Systems December, 2004


Página 35

Tabla 3 Factor de Riesgo por producto Químico

Teniendo en cuenta las bajas personales (o del impacto

medioambiental) causadas por el escenario indeseado, se

determina el factor de riesgo por consecuencia.

Tabla 4 Factor de Riesgo por consecuencia

4.6.2.1 Evento iniciador

La causa que genera el escenario inseguro. Se incluirá el

factor de reducción de riesgo basado en la frecuencia en el que

puede suceder (eventos/año) ese evento iniciador.

Chemical Specific Safety Target Factor Table

Quantity involved in the undesired consequence, pounds

Hazard Category Less than 10 10 to 100 100 to 1,000 1,000 to 10,000 10,000 to100,000 > 100,000

A 6 7 8 9 9 10

B 5 6 7 8 9 9

C 4 5 6 7 8 8

D N/A 4 5 6 7 7

E N/A N/A 4 5 5 5

Consequence Specific Safety Target Factor Table

Target Factor Impact on People Environmental Impact

On-site

4

5

6

7

8

9

10

A serious irreversible injury

1 to 2 fatalities

200 or more fatalities

Reportable Medical Treatment

Case (RMTC) or a Day Away from

Work Case [DAWC] with full

rehabilitation.

1 to 2 fatalities

10 to 49 fatalities 3 to 9 fatalities

An environmental incident which could contaminate

ground water in immediate area around the site or result

in a substantial fish kill (50+ fish) outside the site. (e.g. an

incident affecting the public or downstream water users,

such as a drinking water utility)

An environmental incident that involves significant

remediation of soil off-site or contaminates sediments,

ground or surface water outside the site boundaries.

Environmental incident that causes significant damage to

nature, such as tree and plant kills etc.

Off-site

An accident or release likely to

create adverse local publicity

An accident resulting in the local

public being told to take shelter

indoors or evacuation

An environmental incident where contamination is

confined to the site and where recovery is complete in 1

year. This includes contamination to surface water and

fish kill that is limited to the site. (e.g. an NPDES violation

or spill resulting in a consent order or a significant fine)

An incident that needs to be reported to the Authorities.

(e.g. exceeding a water permit limit; a small Oil Spill; a

release of a chemical above RQ - a one time event, little

or no fine)

A serious irreversible injury

An environmental incident with significant local or

national media attention (i.e. reported by national TV,

radio, or wire services).

3 to 9 fatalities

50 to 199 fatalities 10 to 49 fatalitiesAn event triggering a class-action lawsuit by a third party

(e.g. Natural Resource Damages)

50 or more fatalitiesAn environmental incident with significant international

media attention. (eg. Exxon Valdese oil spill)

Return To Scenario

Selection


Página 36

Tabla 5 Factores por evento iniciador

4.6.2.2 Evento habilitador

En algunos casos, un evento iniciador puede no ser suficiente

para desencadenar el escenario indeseado, requiriendo un segundo

evento. Por Probabilidad de Ignición (POI) se puede tomar 1, 2 ó

3 créditos según las características de inflamabilidad del

producto químico y el volumen emitido.

Tabla 6 Probabilidad de Ignición

Initiating Event Factors for Layers of Protection Analysis

Initiating EventInitiating Event

Frequency (per year)

Initiating

Event Factor

BPCS Instrument Loop Failure 1,E-01 1

BPCS Sensor failure 1,E-01 1

BPCS Logic Solver failure 1,E-02 2

Control valve failure 1,E-01 1

Regulator failure 1,E-01 1

BPCS program modification error Microing not allowed 1,E-02 2

Unauthorized changes to logic solver program (microing) 5,E+01 -2

Operator Failure Action more than once per quarter 1,E-01 1

Operator Failure Action once per quarter or less 1,E-02 2

Pump Failure Loss of Flow 1,E-01 1

Single Mechanical Pump Seal Failure 1,E-01 1

Double Mechanical Pump Seal Failure with announcement 1,E-02 2

Canned/Magnetic Drive Pump Failure 1,E-02 2

Cooling Water Failure 1,E-01 1

Loss of electrical power 1,E-01 1

General Utility Failure 1,E-01 1

3rd Party Intervention 1,E-02 2

Lightning Strike as an Initiating Event 1,E-03 3

Unloading/Loading Hose Failure 1,E-01 1

Piping Leak - <100 m 1,E-03 3

Piping Leak - >100 m 1,E-02 2

Expansion Joint Fails 1,E-02 2

Heat Exch. tube leak <100 tube 1,E-02 2

Heat Exch. tube leak >100 tubes 1,E-01 1

IEF=1 as determined by Tech Center & Process Safety 1,E-01 1



Enabling Factors for Layers of Protection Analysis

Enabling FactorProbability of

IgnitionEnabling Factor

POI <100# vaporized 1,E-02 2

POI <1,000# vaporized Easily Ignitable Material 1,E-01 1

POI >1,000# vaporized Easily Ignitable Material 1,E+00 0

POI <1,000# vaporized Ordinary Hydrocarbon 1,E-02 2

POI <10,000# vaporized Ordinary hydrocarbon 1,E-01 1

POI >10,000# vaporized 1,E+00 0

POI due to static in closed ungrounded vessel

ordinary hydrocarbon 1,E-01 1

TEF = -1 -1

TEF = 0 0

TEF = 1 1

TEF = 2 2

None 0

POI=Probability Of Ignition

Use for outdoor releases only. Indoor releases will generally be further evaluations.


Página 37

4.6.2.3 Probabilidad de exposición.

La probabilidad de exposición (POE) es la probabilidad de que un

número específico de personas sean expuestas a una consecuencia

indeseada dada por un evento ocurrido.

Tabla 7 Probabilidad de Explosión

4.6.3 Hoja de Cálculo LOPA

Probability of Exposure for

Layers of Protection Analysis

Exposure Factor Factor Probability Exposure Factor

0.01 Probability of Exposure 1,E-02 2

0.1 Probability of Exposure 1,E-01 1

Time at risk < 10% of time 1,E-01 1

None 0


Página 38

Diseño BPCS Alarma SIS SIS Otras Protecciones

1.1

Nube explosiva generada

debido a la emisión de gas

natural por un punto

susceptible

de ruptura por sobre

presión

del intercambiador E-704.

Por Tabla de

factor de riesgo

consecuencia

específica se

determina TF = 5.

La válvula automática

EBV-70420 situada

aguas abajo

de la salida del

vaporizador se cierra

mientras la bombas

que lo

alimentan se

encuentran en

marcha.

IE=1 por fallo de

elemento de

control BPCS.

Nube explosiva

inferior de

1000 lb en 15 min.

POI = 0,1

Guía de

diseño y

mantenimien

to basado en

normativa

IEC.

Válvula de seguridad

de sobrepresión PSV-

E-704

Presión máxima de salida de

intercambiador 40 bar g.

Caudal de salida hacia colector 40

t/h.

Resultado -1 5 1 1 0 2 2


2.1

Nube explosiva generada

debido a la emisión de Gas

Natural por rotura de la línea

de salida del vaporizador al

superar la temperatura

mínima de diseño y sufrir

congelación

Fuga generada

cerca del cuadro

de control y

oficinas

colindantes.

Existe una

emisión de

gas natural de 11,1

kg/s, suponiendo

una

nube de 10.000 kg

en 15 min.

Por Tabla de

factor de riesgo

consecuencia

específica se

determina TF = 7.

El suministrador de

agua de

mar corta el aporte

de agua sin aviso

previo (fallo

eléctrico)

mientras las bombas

de gas

natural alimentan el

vaporizador E-704.

Nube de gas

altamente

inflamable de 22.000

lb en

15 min.

POI = 0

Bombas de GNL P-701A, P-

701B, P-702A y P-702B

operadas menos de

5000h/año: 57% del tiempo en

riesgo

Guía de

diseño y

mantenimien

to basado en

normativa

IEC.

Muy bajo

caudal de

agua

de mar

detectado

por

FT70003

cierra ABV-

70402, ABV-

70403 y ABV-

70404. SIL2

Muy baja

temperatura

detectada

por TT70414

ó TT70415

cierra EBV-

70420. SIL2

Presión máxima de salida de

intercambiador 40 bar g.

Caudal de salida hacia colector 40

t/h.

Instrumentación:

- TT70414 y TT70415 Temp en

salida de intercambiador E-704.

- EBV-70420 Válv sañida E-704

- ABV-70402, ABV-70403 y ABV-

70404 Válv entrada E-704.

- FT-70003 Caudal de agua mar a

intercambiador E-704.

Resultado 0 7 1 0 0 2 2 2


3.1

Deflagración debido a fuga

del

sello de la P-701A.

Fuga (<1000 lb) de

Gas Natural. Por

Tabla de factor de

riesgo por

producto químico

emitido se

determina TF=5

Fallo del doble sello

mecánico

en bomba centrífuga

con

multiplicador de

velocidad.

Por simulación se

determina una fuga

máxima

inferior a 1000 lb en

15

min. POI=0,1

Guía de

diseño y

mantenimien

to basado en

normativa

IEC.

Tamaño del eje: 1,25''

Holgura: 1/32''

Presión de operación: 36 bar g.

Presión máxima: 43 bar g

Resultado 0 5 2 1 0 2

Notas

Num Descripción del Escenario Riesgo Evento iniciador Evento habilitador Probabilidad de ExplosiónCapas independientes de Protección (IPL)

Notas


Capas independientes de Protección (IPL)NotasNum Descripción del Escenario Riesgo Evento iniciador Evento habilitador Probabilidad de Explosión


Página 39


3.1


del

sello de la P-701B.

Fuga (<1000 lb) de

Gas Natural. Por

Tabla de factor de

riesgo por

producto químico

emitido se

determina TF=5


mecánico


con

multiplicador de

velocidad.

Por simulación se

determina una fuga

máxima


15

min. POI=0,1

Guía de

diseño y

mantenimien

to basado en

normativa

IEC.


Holgura: 1/32''





3.1


del

sello de la P-702A.

Fuga (<1000 lb) de

Gas Natural. Por

Tabla de factor de

riesgo por

producto químico

emitido se

determina TF=5


mecánico


con

multiplicador de

velocidad.

Por simulación se

determina una fuga

máxima


15

min. POI=0,1

Guía de

diseño y

mantenimien

to basado en

normativa

IEC.


Holgura: 1/32''





3.1


del

sello de la P-702B.

Fuga (<1000 lb) de

Gas Natural. Por

Tabla de factor de

riesgo por

producto químico

emitido se

determina TF=5


mecánico


con

multiplicador de

velocidad.

Por simulación se

determina una fuga

máxima


15

min. POI=0,1

Guía de

diseño y

mantenimien

to basado en

normativa

IEC.


Holgura: 1/32''





Notas

Capas independientes de Protección (IPL)Notas


Notas

Num Descripción del Escenario Riesgo Evento iniciador Evento habilitador Probabilidad de Explosión


Página 40

4.6.4 Diseño de Lazos de Seguridad del nuevo Vaporizador de GNL E-704

Como resultado de la LOPA tenemos 2 lazos SIS, que nombraremos

como función SIF-700-01 y SIF-704-01.

Los dos formularios siguientes sirven para definir las

necesidades de la instrumentación asociada y que deberán de

tenerse en cuenta en las fases posteriores de cálculo y

selección y en la fase de especificación que se realizarán en

los siguientes capítulos.


Página 41

Sistema SIS:

Producto: Cantidad:

2

97%

31

+/- 1.0 %

>50 No 72 h <=6 años

>50 No 72 h <=6 años

Controlador <= 8 Years 0,40 2,0

25 No ASAP <=6 Mo.

Fiabilidad del sistema diseñado 98,48%

Tiempo del lazo diseñado 27,0

87,1%

+/- 0.45 ºC -10 to 35 degC -5 degC Namur <3.6mA


(% Max.

Caudal)

<= 0.001% Fallo Cierra

Numero SIF: 704-01

Area de Proceso Vaporizador E-704ABC

Descripción del

escenario

Nube explosiva generada debido a la emisión de gas natural por rotura de la línea de

salida del intercambiador al superar la temperatura mínima de trabajo de diseño y

sufrir congelación.

GNL

Eventos

Iniciadores

El suministrador de agua de mar corta el aporte

de agua sin aviso previo (fallo eléctrico) mientras las bombas de gas natural alimentan el


Análsis de

Riesgos

Fuga generada cerca del cuadro de control y oficinas colindantes. Existe una

emisión de gas natural de 11,1 kg/s, suponiendo una nube de 10.000 kg en 15 min.

Por Tabla de factor de riesgo consecuencia específica se determina TF = 7.

10.000 kg en 15 min

Capas

Independientes

de protección

Capa de Protección Descripción

Acción BPCS -

Otros sistemas de protección -

Descripción de

la función de

Seguridad (SIF)

Disparo por temperatura: Muy baja temperatura detectada por TT-70414 ó TT70415 cierran la EBV-70420

Actuación de operador ante alarma con

procedimiento

-

Función SIF-A

Disparo por temperatura: Muy baja temperatura detectada por

TT-70414 ó TT70415 cierran la EBV-70420

Función SIF-B

Disparo por caudal: Muy bajo caudal de agua de mar

detectado por FT-70003 cierra ABV-70402, ABV-70403 y ABV-

70404

Requerimientos

de diseño SIS

Configuración del Sensor: 1oo2D

Fiabilidad Requerida por Planta

Nivel de Integridad (SIL):

Tiempo máximo de respuesta del lazo "Maximo permitido" (Segundos)

Precisión del sensor requerida:

Severidad de servicio para el sensor: Normal

Configuración del lazo SIS

ConfiguraciónTipo de

Elemento

Nombre del

elemento

MTTF

(Años)

SIS

compartido

con BPCS?

(SIL)

MTTRIntervalo de

Testeo (TI)

Probabilidad

de falso

disparo cada

100 años

Tiempo de

Respuesta

Dual

Transmisores

de

temperatura

TT-70414

0,32 20,0TT-70415

Válvula

Emergencia

EBV-704200,80 5,0

SIS System Performance

(Segundos)

EL tiempo del lazo es el del tiempo máximo permitido

-

-200 to 850 ºC

TT-70415 -200 to 850 ºC

Elemento Final

NombreEstanqueidad

Requerida

Máximo permitido

TT-70414

Simple

Posición Fallo

VálvulaCantidad

EBV-70420 Clase VI 2.5ml/min

Configuración del

Elemento Final

Configuración

del Sensor

Datos de Calibración del sensor SIS

Nombre Rango Intrumento Precisión

Rango

Calibrado

Consigna

Disparo Consigna Fallo


Página 42

Sistema SIS:

Producto: Cantidad:

2

97%

61

+/- 1.0 %

>25 No ASAP 18 Meses

Controlador <= 8 Years 0,40 2,0

>25 No ASAP 4 Meses 0,84 2,0

>25 No ASAP 4 Meses 0,84 2,0

>25 No ASAP 4 Meses 0,84 2,0

Fiabilidad del sistema diseñado 97,91%

Tiempo del lazo diseñado 6,0

9,8%

+/- 13 m3/h 0 to 1300 m3/h < 240 m3/h Namur <3.6mA


(% Max.

Caudal)



<= 0.001% Fallo CierraABV-70404 Clase VI 1.67ml/min

Configuración del

Elemento Final

Elemento Final

NombreEstanqueidad

Requerida

Máximo permitidoPosición Fallo

VálvulaCantidad

ABV-70402 Clase VI 1.67ml/min

ABV-70403 Clase VI 1.67ml/min

EL tiempo del lazo es el del tiempo máximo permitido

Configuración

del Sensor

Datos de Calibración del sensor SIS

Nombre Rango Intrumento Precisión

Rango

Calibrado

Consigna

Disparo Consigna Fallo

FT-70003 0 to 1300 m3/h

TT-70415 -200 to 850 ºC

ABV-70403

SIS System Performance

(Segundos)

3 en ParaleloVálvula

AutomaticasABV-70404

ABV-70402

Simple Caudalímetro

FT-70003

0,01 2,0

Severidad de servicio para el sensor: Normal

Configuración del lazo SIS

ConfiguraciónTipo de

Elemento

Nombre del

elemento

MTTF

(Años)

SIS

compartido

con BPCS?

(SIL)

MTTRIntervalo de

Testeo (TI)

Probabilidad

de falso

disparo cada

100 años

Tiempo de

Respuesta

Fiabilidad Requerida por Planta

Tiempo máximo de respuesta del lazo "Maximo permitido" (Segundos)

Precisión del sensor requerida:

Otros sistemas de protección -

Descripción de

la función de

Seguridad (SIF)

Disparo por caudal: Muy bajo caudal de agua de mar detectado por FT-70003 cierra ABV-70402, ABV-70403 y ABV-

70404

Requerimientos

de diseño SIS

Configuración del Sensor: 2oo2

Nivel de Integridad (SIL):

Actuación de operador ante alarma con -

Función SIF-A

Disparo por temperatura: Muy baja temperatura detectada por

TT-70414 ó TT70415 cierran la EBV-70420

Función SIF-B

Disparo por caudal: Muy bajo caudal de agua de mar

detectado por FT-70003 cierra ABV-70402, ABV-70403 y ABV-

70404

Análsis de

Riesgos

Fuga generada cerca del cuadro de control y oficinas colindantes. Existe una

emisión de gas natural de 11,1 kg/s, suponiendo una nube de 10.000 kg en 15 min.

Por Tabla de factor de riesgo consecuencia específica se determina TF = 7.

Capas

Independientes

de protección

Capa de Protección Descripción

Acción BPCS -

GNL 10.000 kg en 15 min

Eventos

Iniciadores

El suministrador de agua de mar corta el aporte

de agua sin aviso previo (fallo eléctrico) mientras las bombas de gas natural alimentan el


Numero SIF: 700-01

Area de Proceso Vaporizador E-704ABC

Descripción del

escenario

Nube explosiva generada debido a la emisión de gas natural por rotura de la línea de

salida del intercambiador al superar la temperatura mínima de trabajo de diseño y

sufrir congelación.


Página 43

5 ATEX en el sistema de Regasificación de GNL

El Gas Natural manejado en la Terminal Marina es inflamable y,

según su punto de inflamación, puede provocar atmósferas

explosivas incluso a temperatura ambiente. El caso que vamos a

tratar en este capítulo es el cálculo de la fuga más importante

que va a generar el proyecto, el venteo continuo de Gas Natural

en un equipo de Análisis, este cálculo se puede extrapolar al

resto de equipos (bombas y vaporizador), aunque la fuga en estos

equipos será menor.

En nuestro caso vamos a tener un área con riesgos de explosión,

en la que se forman atmósferas potencialmente explosivas y que

por exigencia legal habrá que clasificar en zonas.

5.1 Introducción

Una atmósfera explosiva es una mezcla con aire, en condiciones

atmosféricas, de sustancias inflamables en forma de gases,

vapores, nieblas o polvos, en la que después de una ignición, la

combustión se puede propagar hacia la mezcla no quemada. Según

la directiva 94/9/CE.

Por ejemplo en un depósito de propano presurizado, el interior

no está regularizado por la normativa ATEX.

El término no es aplicable cuando el riesgo de explosión

proviene de sustancias inestables, como explosivos y sustancias

pirotécnicas, o cuando la mezcla explosiva está fuera de lo que

se entiende como condiciones atmosféricas normales. Esto quiere

decir que para los procesos en condiciones que excedan las

atmosféricas, el cumplimiento de los requisitos de las

directivas sobre atmósferas explosivas, más conocidas como ATEX

no es garantía de encontrarse en condiciones seguras.

Para que se produzca una explosión deben coincidir la atmósfera

explosiva y un foco de ignición. Esto requiere la existencia de

una sustancia combustible (gas, vapor, niebla o polvo), y de un

oxidante (aire) en un intervalo de concentración determinado, y

al mismo tiempo la presencia de una fuente energética capaz de

iniciar la reacción.

En un emplazamiento con una atmósfera explosiva hay que tener en

cuenta dos aspectos distintos:

– Los equipos que van a ser instalados en dicha zona y que deben

ser seguros y no susceptibles de iniciar una explosión.

– La forma en la que se trabaja en dicha zona peligrosa.

5.2 Marco Legal Actual

Desde el 1 de julio de 2003 están plenamente en vigor dos normas

jurídicas que regulan la seguridad en las atmósferas

potencialmente explosivas:


Página 44

Real Decreto 400/1996 (Directiva 94/9/CE)

Real Decreto 681/2003 (Directiva 1999/92/CE)

El RD 400/1996 se aplica a las empresas que suministran aparatos

para uso en zonas con atmósferas potencialmente explosivas e

incluye en su ámbito de aplicación no sólo material eléctrico,

sino cualquier otro para uso en atmósferas potencialmente

explosivas, así como los sistemas de protección y los aparatos a

utilizar fuera de la atmósfera explosiva pero que influyan en la

seguridad.

El RD 681/2003 se aplica a las empresas que utilizan o manejan

material inflamable y habitualmente está en el marco de los que

desarrollan la Ley de Prevención de Riesgos Laborales.

5.2.1 Real Decreto 400/1996 (Directiva 94/9/CE)

5.2.1.1 Objetivo de la Directiva

Su objetivo es garantizar en el territorio de la UE la libre

circulación de los productos que entran dentro de su ámbito de

aplicación.

5.2.1.2 Campo de Aplicación

Este Real Decreto se aplica a los aparatos y sistemas de

protección para uso en atmósferas potencialmente explosivas. Se

aplica, asimismo, a los dispositivos de seguridad, control y

reglaje destinados a utilizarse fuera de atmósferas

potencialmente explosivas, pero que son necesarios, o que

contribuyen al funcionamiento seguro de los aparatos y sistemas

de protección, en relación con los riesgos de explosión.

Se entiende por aparatos las máquinas, los materiales, los

dispositivos fijos o móviles, los órganos de control y la

instrumentación, los sistemas de detección y prevención que,


Página 45

solos o combinados, se destinan a la producción, transporte,

almacenamiento, medición, regulación, conversión de energía y

transformación de materiales y que, por las fuentes potenciales

de ignición que los caracterizan, pueden desencadenar una

explosión.

Se entiende por sistemas de protección los dispositivos,

distintos de los componentes de los aparatos definidos

anteriormente, cuya función es la de detener inmediatamente las

explosiones incipientes y/o limitar la zona afectada por una

explosión, y que se comercializan por separado como sistemas con

funciones autónomas.

Se entiende por “componentes” las piezas que son esenciales para el funcionamiento seguro de los aparatos y sistemas de

protección, pero que no tienen función autónoma.

5.2.1.3 Definición de Atmósfera Explosiva

Mezcla con el aire, en las condiciones atmosféricas, de

sustancias inflamables en forma de gases, vapores, nieblas o

polvos, en la que, tras una ignición, la combustión se propaga a

la totalidad de la mezcla no quemada.

(Es importante observar que sustancias inflamables sin la

presencia de aire quedan excluidas)

5.2.1.4 Grupos y Categorías de Aparatos

Los equipos y sistemas de protección para atmósferas explosivas,

se clasifican según diferentes criterios. Estas clasificaciones,

al ir marcadas sobre los materiales, permiten una indicación más

clara al usuario para su empleo seguro.

– Por el ambiente industrial en que está prevista su

instalación, los aparatos se clasifican en Grupos:

Grupo I

Formado por aquellos aparatos destinados a trabajos subterráneos

en las minas y en las partes de sus instalaciones de superficie,

en las que puede haber peligro debido al grisú y/o al polvo

combustible.

Dentro de este Grupo existen dos Categorías: M1 y M2.


Página 46

Grupo II

Formado por aquellos aparatos destinados al uso en otros lugares

en los que puede haber peligro de formación de atmósferas

explosivas.

Dentro de este Grupo existen tres Categorías: 1, 2 y 3. Es la

probabilidad de que los equipos aporten una fuente de energía

que desencadene la explosión.

Categoría 1:

Aparatos con muy alto nivel de protección, previstos para su

utilización en un medio ambiente en el que se produzcan de

manera constante, duradera o frecuente atmósferas explosivas.

Estos aparatos deben asegurar el nivel de protección aún en el

caso de avería infrecuente, de forma que:

– en caso de fallo de uno de los medios de protección, al menos

un segundo medio independiente asegure el nivel de protección

requerido

– en caso de que se produzcan dos fallos independientes, esté

asegurado el nivel de protección requerido

Categoría 2:

Aparatos con alto nivel de protección, previstos para su

utilización en un medio ambiente en el que sea probable la

formación de atmósferas explosiva y asegurarán el nivel de

protección requerido, aún en el caso de avería frecuente o de

fallos de funcionamiento que habitualmente se tienen en cuenta.

Categoría 3:

Aparatos con nivel normal de protección, previstos para su

utilización en un medio ambiente en el que sea poco probable la

formación de atmósferas explosivas y que, con arreglo a toda

probabilidad, su formación sea infrecuente y su presencia de

corta duración.

Figura 4 Grupos y Categorías


Página 47

– Por la sensibilidad de la sustancia a la iniciación de la

explosión por arco eléctrico o por llama, los Grupos se

clasifican en Subgrupos. Esta subdivisión se aplica a los

aparatos del Grupo II, destinados a ser utilizados en atmósferas

explosivas de gas o vapor.

En función del IEMS (Intersticio Experimental Máximo de

Seguridad, en mm) como medida de la sensibilidad a la llama, y

de la CMI (Corriente Mínima de Ignición relativa a la del

metano) como una medida de la sensibilidad al arco eléctrico, el

Grupo II se subdivide en Subgrupos (se incluye la referencia a

la Energía Mínima de Inflamación, EMI, en μJ):

Subgrupo IIA 0,8 < CMI 0,9 < IEMS

Subgrupo IIB 0,45 < CMI < 0,8 0,5 < IEMS < 0,9

Subgrupo IIC CMI < 0,45 IEMS < 0,5

Figura 5 Valores de EMI


Página 48

– Por la sensibilidad de la sustancia a la iniciación de la

explosión por contacto con una superficie caliente, los equipos

se clasifican en Clases Térmicas.

En la figura siguiente se recoge la clasificación aplicable a la

Clase I (gases y vapores) y aparatos del Grupo II,

considerándose una temperatura ambiente de 40 º C.

Figura 6 Temperatura máximas superficiales

5.2.2 Real Decreto 681/2003 (Directiva 1999/92/CE)

5.2.2.1 Objetivo de la directiva

Tiene por objeto establecer las disposiciones mínimas para la

protección de la salud y seguridad de los trabajadores que

pudieran verse expuestos a riesgos derivados de atmósferas

explosivas en el lugar de trabajo.

5.2.2.2 Campo de Aplicación

A los efectos de esta Directiva, se entenderá por atmósfera

explosiva la mezcla con el aire, en condiciones atmosféricas, de

sustancias inflamables en forma de gases, vapores, nieblas o

polvos, en la que, tras una ignición, la combustión se propaga a

la totalidad de la mezcla no quemada.


Página 49

5.2.2.3 Clasificación de los Emplazamientos o Áreas

Nota: La Directiva 1999/92/CE solo clasifica las áreas por

Zonas. La ITC MIE-BT 029 del Reglamento de baja tensión español

recoge también el concepto de Clase.

Clase I

Comprende los emplazamientos en los que hay o puede haber gases,

vapores o nieblas en cantidad suficiente para producir

atmósferas explosivas o inflamables. Se incluyen en esta clase

los lugares en los que hay o puede haber líquidos inflamables.

Se identifica mediante la letra G.

Se distinguen las siguientes zonas:

Zona 0

Emplazamiento dónde una atmósfera explosiva que consista en una

mezcla con el aire de sustancias inflamables en forma de gas,

vapor o niebla está presente de modo permanente, por un espacio

de tiempo prolongado o frecuentemente.

Zona 1



vapor o niebla es susceptible de formarse ocasionalmente en

funcionamiento normal.

Zona 2



vapor o niebla no es susceptible de producirse en funcionamiento

normal, o, en caso de que se presentara, que sólo fuera por una

duración corta.

Figura 7 Clasificación por Zonas

Clase II

Comprende los emplazamientos en los que hay o puede haber polvos

inflamables. Se identifica mediante la letra D.

Se distinguen las siguientes zonas:


Página 50

Zona 20

Emplazamiento en el que la atmósfera explosiva, en forma de nube

de polvo inflamable, está presente de modo permanente, por un

espacio de tiempo prolongado o frecuentemente. (Las capas en sí

mismas no constituyen una zona 20. En general estas condiciones

se dan en el interior de conducciones, recipientes, etc. Los

emplazamientos en los que hay capas de polvo pero no hay nubes

de forma continua o durante largos periodos de tiempo no entran

en este concepto).

Zona 21

Emplazamiento en el que cabe contar, en condiciones normales de

funcionamiento, con la formación ocasional de atmósfera

explosiva, en forma de nube de polvo inflamable. (Esta zona

puede incluir, entre otros, los emplazamientos en la inmediata

vecindad de, por ejemplo, lugares de vaciado o llenado de

polvo).

Zona 22

Emplazamiento en el que no cabe contar, en condiciones normales

de funcionamiento, con la formación ocasional de atmósfera

explosiva, en forma de nube de polvo inflamable, y en la que, en

caso de formarse, solo subsiste por espacios de tiempo muy

breves. (Esta zona puede incluir, entre otros, entornos próximos

de sistemas conteniendo polvo de los que puede haber fugas y

formar depósitos de polvo).

5.2.3 Ejemplo de Marcado

Figura 8 Marcado ATEX

5.2.3.1 Interpretación de las Marcas

Símbolo específico de protección explosiva según la

Directiva ATEX 94/9/CE.

II Grupo II. Aparatos destinados al uso en lugares donde puede

haber peligro de formación de atmósferas explosivas, diferentes

a minas o instalaciones de superficie donde puede haber peligro

debido al grisú y/o al polvo combustible.


Página 51

2 Categoría 2. Aparatos que aseguran un alto nivel de

protección, destinados a su utilización en lugares donde sea

probable la formación de atmósferas explosivas.

G Previsto para atmósferas explosivas causadas por gases,

vapores o nieblas.

D Previsto para atmósferas explosivas causadas por polvos.

EEx Símbolo de material eléctrico para atmósferas potencialmente

explosivas, según norma EN 50014.

ib Modo de protección de Seguridad intrínseca, Categoría ib.

e Modo de protección de Seguridad aumentada.

IIC Grupo IIC.

T3 Clase de máxima temperatura superficial (200ºC).

T4 Clase de máxima temperatura superficial (135ºC).

5.2.4 Aclaraciones diversas

Es responsabilidad del fabricante de aparatos ATEX, entre

otras, la correcta identificación del producto y sus

características, a través de su Marcaje y Manual de

instrucciones.

Es responsabilidad del utilizador de aparatos ATEX, entre

otras, determinar los productos ATEX que debe utilizar, en

función del tipo de atmósfera explosiva a que está sometido.

Este último punto es muy importante para nosotros ya que nos

señala como los responsables de la correcta elección de la

certificación eléctrica de los equipos en función de la

clasificación del Área explosiva donde vayamos a montarlos.


Página 52

5.3 Fundamentos de la Clasificación de Áreas

5.3.1 Objeto y justificación

En cada área de la planta, la probabilidad de explosión es el

producto obtenido al multiplicar la probabilidad de aparición de

una atmósfera potencialmente inflamable por la probabilidad de

aparición de una fuente de ignición. Evitando o minimizando los

dos factores se puede conseguir reducir a valores aceptables la

probabilidad de explosión.

Figura 9 Factores para la explosión

El criterio de seguridad habitualmente seguido en instalaciones

ATEX es que la probabilidad de coincidencia de la presencia de

una atmósfera explosiva y de un fallo en el modo de protección

que conduzca a la aparición de una manifestación energética que

inflame la mezcla circundante, ha de ser la correspondiente a un

valor de 10-12 o menor.

5.3.2 Definiciones

En la norma UNE-EN 13237 [19] puede encontrarse un compendio de

términos y definiciones para equipos y sistemas de protección

destinados a usarse en atmósferas potencialmente explosivas.

Para la clasificación de zonas se utilizan las siguientes

definiciones.

Atmósfera de gas explosiva: mezcla de una sustancia inflamable en estado de gas o vapor con el aire, en condiciones

atmosféricas, en la que después de la ignición, la combustión se

propaga a toda la mezcla no consumida.

Condiciones anormales: son disfunciones inesperadas en el

proceso que ocurren de forma infrecuente (por ejemplo: fallos en

partes del propio aparato o conectadas a él, fallos en filtros

de material, fallos en conexiones flexibles, roturas en sacos de

productos, escapes por sobrepresión, etc.)

Condiciones normales de explotación: es la utilización de las instalaciones de acuerdo con sus especificaciones técnicas de

funcionamiento.


Página 53

Densidad relativa de un gas o vapor: es la relación entre la densidad de un gas o de un vapor y la densidad del aire en las

mismas condiciones de presión y temperatura (la del aire es

1,0).

Emplazamiento peligroso: es un espacio en el que una atmósfera explosiva está o puede estar presumiblemente presente en una

cuantía tal, como para requerir precauciones especiales en la

construcción, instalación y utilización de aparatos.

Emplazamientos de Clase I: lugares en los que hay o puede haber gases, vapores o nieblas en cantidad suficiente para producir

atmósfera explosiva o inflamable. Son ejemplos las estaciones de

servicio, las cabinas de pintura, los emplazamientos con tanques

o recipientes abiertos que contengan líquidos inflamables y, en

general, las instalaciones donde se produzcan, manipulen,

almacenen o se consuman gases inflamables.

Emplazamientos de Clase II: aquellos en los que el riesgo se debe a la presencia de polvo combustible. Son ejemplos las

plantas de manipulación y almacenamiento de cereales, las salas

que contienen equipos de proceso (molinos, pulverizadores,

mezcladoras, base y cúpula de elevadores, colectores, etc.), las

plantas de pulverización y utilización de carbón, los almacenes

donde permanecen o se manipulan sacos o contenedores de

materiales productores de polvo, etc.

Emplazamientos de Clase III: antigua denominación para aquellos lugares en los que el riesgo se debe a la presencia de fibras o

materiales volátiles fácilmente inflamables. Entre estos

emplazamientos se encuentran algunas zonas de las plantas

textiles de rayón, algodón, etc., plantas desmotadoras de

algodón, las plantas de procesado de lino, los talleres de

confección, las carpinterías y en general, los establecimientos

e industrias que presentan riesgos análogos. Actualmente se

asimilan a emplazamientos de Clase II.

Energía Mínima de Inflamación (EMI): es la menor energía que, a partir de una descarga capacitiva, inicia la explosión de una

mezcla gaseosa o de polvo en el aire.

Envolvente (de un equipo o sistema de protección): todas las

paredes incluyendo puertas, tapas, entrada de cables, varillas,

ejes y mangos, que contribuyen a la protección del equipo o al

sistema de protección y/o sus grados de protección (IP) de los

aparatos eléctricos.

Explosión: es una reacción brusca de oxidación o de

descomposición, que produce un incremento de temperatura, de

presión, o de los dos simultáneamente.

Extensión de la zona: distancia en cualquier dirección desde el punto en que se produce la fuente de escape hasta el lugar donde

el peligro asociado a tal zona se considere que no existe.


Página 54

Fuente de escape de gas: es un punto o lugar desde el cual se puede escapar a la atmósfera gas, vapor o líquido inflamable de

tal forma que se pueda generar una atmósfera de gas explosiva.

Funcionamiento normal: es la situación que se produce cuando el equipo de proceso opera dentro de los parámetros de diseño.

Gas o vapor inflamables: es un gas o vapor que mezclado con el aire en ciertas proporciones, formará una atmósfera de gas

explosiva.

Grados de escape: las fuentes de escape pueden dar lugar a un grado de escape o a la combinación de varios grados de escape.

Se definen los grados de escape en función de la duración y

frecuencia del escape.

Grado de escape continuo: escape que se produce de forma

continua o presumiblemente durante largos períodos o durante

cortos períodos pero muy frecuentes.

Grado de escape primario: escape que se produce presumiblemente de forma periódica u ocasionalmente durante el funcionamiento

normal.

Grado de escape secundario: escape que no se prevé en

funcionamiento normal y si se produce es probable que ocurra

infrecuentemente y en periodos de corta duración.

Intersticio Experimental Máximo de Seguridad (IEMS): intersticio

máximo que es capaz de impedir toda transmisión de la explosión,

en un equipo de ensayo normalizado, que dispone de una junta de

25 mm de longitud. Es por tanto, una medida de la sensibilidad a

la inflamación por medio de gases calientes originados por la

explosión de la misma mezcla en otra cámara.

Límite Inferior de Explosividad (LIE): es el límite inferior del intervalo de concentraciones de la sustancia en el aire, para el

que la mezcla es explosiva.

Límite Superior de Explosividad (LSE): es el límite superior del intervalo de concentraciones de la sustancias en el aire, para

el que la mezcla es explosiva.


Página 55

Figura 10 LIE y LSE (%Vol)

Líquido inflamable: es un líquido capaz de producir un vapor

inflamable en todas las condiciones de operación previsibles.

Líquido sobrecalentado: líquido que se encuentra a presión en un recipiente a una temperatura bastante superior a su temperatura

normal de ebullición.

Modos de protección: serie de reglas constructivas de los

materiales y equipos eléctricos o no eléctricos de forma tal que

puedan ser aptos para su empleo, con seguridad, en una atmósfera

explosiva.

Niebla inflamable: son gotas pequeñas de líquido inflamable

dispersas en el aire de forma que originen una atmósfera

explosiva.

Punto de inflamabilidad o de destello (PD): es la temperatura más baja del líquido a la que, bajo ciertas condiciones

normalizadas, el líquido desprende vapores en cantidad tal que

puede originar la formación de una mezcla de vapor/aire

inflamable. Es por tanto un parámetro sólo aplicable a

sustancias combustibles que en condiciones atmosféricas son

líquidos.

Si puedo asegurar que siempre estoy por debajo del punto de

ignición entonces no aplica la normativa ATEX.

IMPORTANTE no confundir con Temperatura de Ignición.


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Figura 11 Algunos valores de los Puntos de Ignición

Temperatura de ignición de una atmósfera de gas explosiva: es la

temperatura más baja de una superficie caliente a la cual, bajo

condiciones de ensayo especificadas, se produce la ignición de

forma espontánea.

Figura 12 Algunas Temperaturas de Ignición

Punto de ebullición: es la temperatura de un líquido hirviendo a una presión ambiente de 101,3 kPa (1013 mbar).

Sustancia inflamable: es una sustancia que es auto inflamable o es capaz de producir un gas, vapor, niebla o polvo inflamable.

Tasa de escape: es la cantidad de sustancia inflamable que se

emite por unidad de tiempo desde una fuente de escape. Se aplica

a gases y vapores.

Temperatura máxima de servicio: es la temperatura máxima

alcanzada cuando un equipo o sistema de protección está

funcionando en las condiciones de operación normal.

Temperatura máxima superficial: es la temperatura máxima

alcanzada en servicio, bajo las condiciones más adversas de

operación (pero dentro de la tolerancia reconocida), por

cualquier parte de la superficie del equipo, sistemas de

protección o componentes, que pueden producir la ignición de la

atmósfera explosiva circundante, o donde pueda formarse una capa

de polvo, teniendo en cuenta su tamaño y posibilidad de

convertirse en fuente de ignición.


Página 57

Temperatura mínima de ignición en capa (TMIc): es la menor

temperatura a la que se inicia el proceso de ignición de una

muestra de polvo depositada sobre una superficie caliente. Se

determina en un ensayo de laboratorio normalizado en el que se

comprueba si una fuente de calor presente es capaz o no de

iniciar el proceso.

Temperatura mínima de inflamación (TMI) (Gases): temperatura mínima, en función de la concentración, a la que se inicia el

proceso de inflamación. También se denomina Temperatura de

Ignición.

Ventilación: es el movimiento del aire y su renovación por aire fresco originado por el viento, por el gradiente de temperatura

o por medios artificiales (por ejemplo ventiladores o

extractores).

Zona no clasificada: área en la cual el gas inflamable o el

polvo combustible no debe estar presente en una cantidad

suficiente que permita la formación de mezclas explosivas

significativas ni capas de polvo combustibles.

Zonas: los emplazamientos peligrosos se clasifican en zonas

basándose en la frecuencia de aparición y en la duración de la

presencia de una atmósfera explosiva:

Zona 0: emplazamiento dónde una atmósfera explosiva que consista

en una mezcla con el aire de sustancias inflamables en forma de

gas, vapor o niebla está presente de modo permanente, por un

espacio de tiempo prolongado o frecuentemente.



gas, vapor o niebla es susceptible de formarse ocasionalmente en

funcionamiento normal.



gas, vapor o niebla no es susceptible de producirse en

funcionamiento normal, o, en caso de que se presentara, que sólo

fuera por una duración corta.

Zona 20: área de trabajo en la que una atmósfera explosiva en forma de nube de polvo combustible en aire está presente de

forma permanente, o por un período de tiempo prolongado, o con

frecuencia.

Zona 21: área de trabajo en la que es probable la formación

ocasional, en condiciones normales de funcionamiento, de una

atmósfera explosiva en forma de nube de polvo combustible en

aire.

Zona 22: área de trabajo en la que no es probable, en

condiciones normales de funcionamiento, la formación de una

atmósfera explosiva en forma de una nube de polvo combustible en

el aire o en la que, en caso de formarse, dicha atmósfera

explosiva sólo permanece durante un breve período de tiempo.


Página 58

5.4 Principios de la clasificación de las áreas de riesgo en zonas

5.4.1 Fuentes de Escape

Los escapes de grado continuo y de primer grado son emisiones

previstas durante el funcionamiento normal, por tanto pueden ser

generalmente definidas tanto por su duración como por su

frecuencia de emisión.

Los escapes de grado secundario no están previstos durante el

funcionamiento normal, sino que son generalmente atribuibles a

sucesos no deseados.

Si un equipo no contiene sustancias inflamables no origina a su

alrededor zona alguna. Lo mismo se aplica si en un recipiente la

sustancia inflamable no se puede fugar a la atmósfera.

Los siguientes elementos no deben considerarse como fuentes de

escape durante su funcionamiento normal:

a) Las tuberías soldadas y los contenedores soldados

cuidadosamente.

b) En tanques a presión, la estructura principal del

revestimiento, incluyendo las toberas de cierre y los registros

de inspección.

c) Prensaestopas de válvulas y juntas embridadas, siempre que

durante el diseño y la construcción se haya dado una

consideración adecuada a la prevención de escapes de polvo.

5.4.2 Tipos de Zonas

El elemento básico para establecer los tipos de zonas peligrosas

es la identificación de las fuentes de escape y la determinación

de su grado. Después de esto, se debe determinar la cuantía del

mismo y otros factores importantes, como la ventilación, que

puedan influir en el tipo y extensión de la zona.

En general, un escape de grado continuo origina a su alrededor

una zona 0 o zona 20, uno de grado primario origina una zona 1 o

zona 21 y uno de grado secundario una zona 2 o zona 22. No

obstante, como se verá más adelante, una ventilación eficaz

puede rebajar el tipo de zona que origine un escape.

Cuando en un mismo emplazamiento se presenta una fuente de

escape de grado primario y una fuente de escape secundario, se

entiende que existe una fuente de escape múltiple y se ha de

proceder a la clasificación del entorno como zona 1 (o zona 21),

y como zona 2 (o zona 22), cada una de ellas con una extensión

diferente por ponerse en juego en cada caso cantidades de escape

diferentes.

Así, mientras en áreas no clasificadas podrán emplearse equipos

convencionales, cuando la probabilidad de atmósfera explosiva

sea alta, sólo podrán entrar equipos con muy baja probabilidad


Página 59

de fuente de ignición. El objetivo es conseguir que el producto

de la probabilidad de formación de atmósfera explosiva por la

probabilidad de activación de una fuente de ignición se mantenga

por debajo de 10-12.

Figura 13 Probabilidad de presencia ATEX


Página 60

5.5 Procedimiento para la Clasificación de Zonas para Gases y Vapores

La norma de referencia para la clasificación de zonas es la UNE-

EN 60079-10 [20]. El procedimiento general consta de los

siguientes pasos:

a) Identificación de los emplazamientos

Se identifican los emplazamientos y sus distintas

características.

b) Identificación de las sustancias inflamables

Se identifican todas las sustancias inflamables presentes y sus

características significativas.

c) Identificación de las fuentes de escape

Se identifican las fuentes de escape y se verifica si existe la

posibilidad de eliminarlas o limitar lo más posible la cuantía

del escape.

d) Grado de escape

Para cada fuente de escape se establece la frecuencia y duración

(grado de escape) de emisión de sustancias inflamables y se

comprueba la posibilidad de eliminar o limitar lo más posible

los escapes de grado continuo y de grado primario, o al menos se

comprueba si se pueden reducir los caudales.

e) Análisis de las influencias de todos los escapes

Se analizan las influencias de todos los escapes sobre la

clasificación del lugar considerando su grado y teniendo en

cuenta especialmente las partes de la instalación con elevada

concentración de fuentes de escape, que podrían dar lugar a

emisiones simultáneas e influenciarse recíprocamente.

f) Cálculo de la tasa de escape

Para cada fuente de escape se calcula o estima la tasa de

escape, siempre tomando precauciones del lado de la seguridad.

g) Definición del grado y de la disponibilidad

Para cada lugar se definen los valores de referencia de la

temperatura ambiente y las características de la ventilación

(grado y disponibilidad).

h) Determinación del tipo de zona peligrosa

Para cada fuente de escape se determina el tipo de zona

peligrosa.


Página 61

i) Cálculo de la extensión de la zona

Para cada fuente de escape se calcula la extensión de la zona.

j) Clasificación del lugar peligroso

La clasificación del lugar peligroso se obtiene del conjunto de

las zonas peligrosas individuales determinadas como se indica en

los puntos precedentes.


Página 62

5.6 Clasificación de Área en la Terminal Marina

5.6.1 Nuevo Analizador de O2 en Gas Natural AT-70421

Realizamos la instalación de un nuevo analizador AT-70421 que

nos mida las ppm de O2 en una muestra de Gas Natural a la salida

del vaporizador E-704 de Gas Natural de la Terminal Marina, esto

es necesario para mantenernos por debajo de las 10 ppm de O2 en

Gas Natural que nos hacen cumplir las especificaciones de

nuestros clientes.

Este tipo de medidores necesitan una pequeña corriente continua

de muestra para monitorizar en todo momento el nivel de O2. Esta

corriente no puede ser devuelta al proceso porque no se dispone

de un punto de menor presión cercano para su retorno y por

consiguiente tiene que ser venteada a la atmósfera y nos

generará una nueva ATEX alrededor del venteo.

5.6.1.1 Análisis del emplazamiento

Para el funcionamiento del analizador se requiere tomar muestra

en la tubería de salida del complejo, se monta un tubo buzo para

obtener la muestra en la vena media de la tubería y que esta sea

lo más representativa posible y se dirige mediante un tubing de

¼”OD hacia el Analizador.

El Gas Natural en la línea de salida del complejo está a una

presión de 35 Kg/cm2 por lo tanto hay que realizar un sistema de

acondicionamiento de muestra para que sea medible por el

Analizador.

Primero de todo se reduce la presión con un manorreductor hasta

los 15 psi y se fija un caudal mediante un rotámetros hasta los

10 N Litro/minuto, con esto se da una corriente suficiente para

el Analizador y se minimiza la cantidad de Gas Natural enviado a

atmósfera y por consiguiente la ATEX generada.

Por último se subirá el venteo 5 metros por encima del suelo

para separarlo de los equipos y del paso de los operadores.

En la siguiente figura se puede ver un esquema del conexionado a

proceso que se ha descrito.


Página 63

Figura 14 Hook-Up de proceso Analizador de O2 en Gas Natural

5.6.1.2 Identificación de las sustancias inflamables

- Gas Inflamable : Gas Natural

- Punto de Inflamación : -222 ºC

- Densidad : 0.61 veces la del aire

- LIE : 4.5 %

- Peso molecular : 18.2 g mol-1

- Temperatura de Ignición : 650 ºC

- Punto Ebullición : -160ºC


Página 64

5.6.1.3 Identificación de las fuentes de escape

Venteo de Gas Natural por tubing de 1/8”OD.

5.6.1.4 Grado de Escape

Grado Continuo:

- El venteo de Gas Natural del analizador de O2

Grado Primario:

- No hay.

Grado Secundario

- No hay.

5.6.1.5 Análisis de las influencias de todos los escapes

Al tener un único venteo asilado no se precisa aplicar el

procedimiento para la suma de escapes múltiples.

5.6.1.6 Cálculo de la Tasa de escape

Para la tasa de escape vamos a suponer que el rotámetro está

dando los 10 Nl/m que es lo máximo que puede dar por su

construcción cuando la presión de entrada son los 10 Psi del

manorreductor, este es el peor escenario que se nos puede dar en

la placa ya que la única cosa que podría hacer aumentar ese

caudal es una subida de presión pero en caso de fallo del

manorreductor este se cierra, se trata de una autorreguladora a

Fallo Cierra.

Como la Tasa de Escape debe introducirse en Kg/s:

- 10 Normal L/m (@ 1atm & 15ºC) ≈ 16.8 L/m (@ 10 Psi g & 15ºC)

- Densidad Gas Natural = 2.015 Kg/m3 (@ 10 Psig & 15ºC)

5.6.1.7 Definición del grado y de la disponibilidad

- Tipo de ventilación : Natural

- Grado : Continuo

- Disponibilidad : Buena

- Velocidad : 0.5 m/s (Ventilación Natural)

- Efici. de la vent. fv : 1


Página 65

5.6.1.8 Cálculo de la extensión de la zona


Página 66

5.6.1.9 Plano Clasificación de Área

En la figura siguiente podemos ver el Lay-out de planta con el

vaporizador (E-704) y el punto de venteo del Analizador.

Realizamos el detalle 1 para poder apreciar con precisión la

nueva zona que ha clasificado.

Ya sólo nos queda definir el subgrupo (IIA, IIB y IIC), dentro

del Grupo II (no minería) y la clase térmica para clase I (gases

y vapores) y Grupo II.

Como podemos ver según el punto 5.2.1.4 el Gas Natural

clasificará IIA T1.

Así pues nuestro nuevo plano de Clasificación de Área quedará

como sigue.

Figura 15 Plano Detalle clasificación de Área

Primero de todo observamos que hablamos de Zona 2 y Zona 0 y no

de Zona 22 y Zona 20 ya que estamos realizando el cálculo para

un gas y no hay presencia de polvo.


Página 67

Podemos observar 2 semiesferas concéntricas donde la interior

determina el volumen que pertenece a Zona 0, que según los

cálculos realizados era de 3.72m.

En esta zona tendremos que considerar que la atmósfera explosiva

es permanente y por consiguiente utilizar equipos con la

siguiente certificación eléctrica:

Grupo : II -> No minería

Categoría : 1 -> Única categoría para Zona 0

Clase : 1 -> Gas

Subgrupo : IIA, IIB ó IIC -> IIC engloba IIB y IIA

Temp. : T1, T2, T3, T4, T5 ó T6 -> T6 engloba T5 y así

sucesivamente.

La semiesfera exterior se retira otros 3.72m adicionales del

foco y determina que el volumen pertenece a Zona 2.

En esta zona tendremos que considerar que la atmósfera explosiva

no es susceptible de producirse en funcionamiento normal o que

en caso de que se presente la duración será corta, en otras

palabras normalmente estaremos por debajo del LIE.

Los equipos tendrán que tener la siguiente certificación

eléctrica:

Grupo : II -> No minería

Categoría : 1,2 ó 3 -> valida la cat. Zona 2, Zona 1 y Zona 0

Clase : 1 -> Gas

Subgrupo : IIA, IIB ó IIC -> IIC engloba IIB y IIA

Temp. : T1, T2, T3, T4, T5 ó T6 -> T6 engloba T5 y así

sucesivamente.

Con todo esto tendríamos realizada la clasificación eléctrica de

la nueva área explosiva introducida por el venteo y definidas

las certificaciones eléctricas para la especificación de futuros

equipos que se puedan encontrar en este área.


Página 68

6 Datos de Proceso

En este punto del proyecto tenemos los datos de proceso, que nos

proporciona el departamento de procesos, con ellos podremos

calcular y dimensionar nuestros sensores de caudal, temperatura,

presión… Son importantes ya que tenemos los requisitos de

medición y las condiciones a las que van a trabajar nuestros

equipos.

Son el condicionante de gran parte de la selección además de los

“pequeños” requisitos que añadan los capítulos anteriores.

Una mala definición de las condiciones de operación por parte

del procesista puede hacer que un equipo de varios miles de

euros no sea capaz de medir y se quede en un caro pisapapeles.

Como en capítulos anteriores si se pueden seguir los puntos con

los P&IDs se entenderán mejor las condiciones de proceso que se

requieren de cada equipo.

6.1 Caudalímetros

FLUID STATE Liquid NOTES

PROCESS MEDIA Sea w ater PRODUCT PROPERTIES & BEHAVIOUR:

@ Max.

Flow

@ Norm.

Flow

@ Minim.

Flow - CORROSIVE

FLOW RATE Kg/h 1300000 1200000 240000

PRESSURE Bar (g) 6 5 4

TEMP. ºC 25 15 5

DENSITY Kg/m3 1000 1000 1000

VISCOSITY cP 1,135 1,135 1,135

Vap Press Bar (a) 0,017 0,017 0,017

Pressure (bar g) 10,34

Temperature (ºC) 60

DESIGN CONDITIONS

FT

-70003


PROCESS MEDIA Gas Natural PRODUCT PROPERTIES & BEHAVIOUR:

@ Max.

Flow

@ Norm.

Flow

@ Minim.

Flow - FLUID FLAMM.

FLOW RATE Kg/h 26000 20000 3000


TEMP. ºC -162 -162 -162

DENSITY Kg/m3 450 450 450

VISCOSITY cP 0,16 0,16 0,16

Vap Press Bar (a) 1,06 1,06 1,06



FE

-70120

DESIGN CONDITIONS


Página 69



@ Max.

Flow

@ Norm.

Flow

@ Minim.

Flow - FLUID FLAMM.

FLOW RATE Kg/h 26000 20000 3000


TEMP. ºC -162 -162 -162



Vap Press Bar (a) 1,06 1,06 1,06



FE

-70220

DESIGN CONDITIONS

FLUID STATE Gas NOTES


@ Max.

Flow

@ Norm.

Flow

@ Minim.

Flow - CLEAN

FLOW RATE Kg/h 52000 40000 3000 - FLUID FLAMM.


TEMP. ºC 25 15 5

DENSITY Kg/m3 23,058 22,465 20,157


Cv/Cp 1,84 1,75 1,62



FT

-70417

DESIGN CONDITIONS



@ Max.

Flow

@ Norm.

Flow

@ Minim.

Flow - CLEAN

FLOW RATE Kg/h 52000 40000 3000 - FLUID FLAMM.


TEMP. ºC 25 15 5

DENSITY Kg/m3 23,058 22,465 20,157


Cv/Cp 1,84 1,75 1,62



DESIGN CONDITIONS

FT

-70419


Página 70

6.2 Sensores de Temperatura


PROCESS MEDIA Sea Water PRODUCT PROPERTIES & BEHAVIOUR:

Max. Norm. Min. - CLEAN

PRESSURE Bar (g) 6 5 4 - CORROSIVE

TEMP. ºC 25 15 5

VISCOSITY cP 1,135 1,135 1,135



DESIGN CONDITIONS

TT

-70002


PROCESS MEDIA Natural Gas PRODUCT PROPERTIES & BEHAVIOUR:


PRESSURE Bar (g) 40 38 34 - FLUID FLAMMABLE

TEMP. ºC -162 -162 -162




TT

-70105

DESIGN CONDITIONS





TEMP. ºC -162 -162 -162




TT

-70115

DESIGN CONDITIONS





TEMP. ºC -162 -162 -162




TT

-70205

DESIGN CONDITIONS


Página 71





TEMP. ºC -162 -162 -162




TT

-70215

DESIGN CONDITIONS





TEMP. ºC 25 15 5




TT

-70414

DESIGN CONDITIONS





TEMP. ºC 25 15 5




TT

-70415

DESIGN CONDITIONS


Página 72

6.3 Sensores de Presión


PROCESS MEDIA Sea Water PRODUCT PROPERTIES & BEHAVIOUR:


PRESSURE Bar (g) 6 5 4 - CORROSIVE

TEMP. ºC 25 15 5

DENSITY Kg/m3 1000 1000 1000

VAPOR PRESSURE Bar (a) 0,017 0,017 0,017



DESIGN CONDITIONS

PI-

70001




PRESSURE Bar (g) 1,5 1 0,35 - FLUID TEMPLATE

TEMP. ºC -162 -162 -162





PI-

70102

DESIGN CONDITIONS




PRESSURE Bar (g) 40,5 38,5 32 - FLUID FLAMABLE

TEMP. ºC -162 -162 -162





PI-

70103

DESIGN CONDITIONS





TEMP. ºC -162 -162 -162





PT

-70104

DESIGN CONDITIONS


Página 73




PRESSURE Bar (g) 40 38 31,5 - FLUID FLAMABLE

TEMP. ºC -162 -162 -162





PT

-70107

DESIGN CONDITIONS





TEMP. ºC -162 -162 -162





PI-

70112

DESIGN CONDITIONS





TEMP. ºC -162 -162 -162





PI-

70113

DESIGN CONDITIONS





TEMP. ºC -162 -162 -162





PT

-70114

DESIGN CONDITIONS


Página 74





TEMP. ºC -162 -162 -162





PT

-70117

DESIGN CONDITIONS





TEMP. ºC -162 -162 -162





PI-

70202

DESIGN CONDITIONS





TEMP. ºC -162 -162 -162





PI-

70203

DESIGN CONDITIONS





TEMP. ºC -162 -162 -162





PT

-70204

DESIGN CONDITIONS


Página 75





TEMP. ºC -162 -162 -162





PT

-70207

DESIGN CONDITIONS





TEMP. ºC -162 -162 -162





PI-

70212

DESIGN CONDITIONS





TEMP. ºC -162 -162 -162





PI-

70213

DESIGN CONDITIONS





TEMP. ºC -162 -162 -162





PT

-70214

DESIGN CONDITIONS


Página 76





TEMP. ºC -162 -162 -162





PT

-70217

DESIGN CONDITIONS




PRESSURE Bar (g) 32 30 26 - FLUID TEMPLATE

TEMP. ºC 25 5 0

DENSITY Kg/m3 23,058 22,465 20,157

VAPOR PRESSURE Bar (a) - - -



PI-

70409

DESIGN CONDITIONS





TEMP. ºC 25 5 0

DENSITY Kg/m3 23,058 22,465 20,157




PI-

70410

DESIGN CONDITIONS





TEMP. ºC 25 5 0

DENSITY Kg/m3 23,058 22,465 20,157




PI-

70411

DESIGN CONDITIONS


Página 77




PRESSURE Bar (g) 32 30 26 - FLUID FLAMABLE

TEMP. ºC 25 5 0

DENSITY Kg/m3 23,058 22,465 20,157




PT

-70416

DESIGN CONDITIONS




PRESSURE Bar (g) 32 30 26 - FLUID FLAMABLE

TEMP. ºC 25 5 0

DENSITY Kg/m3 23,058 22,465 20,157




PT

-70418

DESIGN CONDITIONS


Página 78

6.4 Válvulas de Control



@ Max.

Flow

@ Norm.

Flow

@ Minim.

Flow - CLEAN

FLOW RATE Kg/h 12000 10000 1600

INLET PRESSURE Bar (g) 35 38 39

OUTLET PRESSURE Bar (g) 0,5 1 1,5

INLET TEMP. ºC -162 -162 -162


VAPOR PRESS Bar (a) 1,06 1,06 1,06


SHUT OFF DP Bar

FAIL POSITION

LEAKAGE CLASS IV



DESIGN CONDITIONS

FO

CV

-70106

39,5



@ Max.

Flow

@ Norm.

Flow

@ Minim.

Flow - CLEAN

FLOW RATE Kg/h 12000 10000 1600



INLET TEMP. ºC -90 -100 -103




SHUT OFF DP Bar

FAIL POSITION

LEAKAGE CLASS IV



CV

-70116

39,5

FO

DESIGN CONDITIONS



@ Max.

Flow

@ Norm.

Flow

@ Minim.

Flow - CLEAN

FLOW RATE Kg/h 12000 10000 1600



INLET TEMP. ºC -90 -100 -103




SHUT OFF DP Bar

FAIL POSITION

LEAKAGE CLASS IV



CV

-70206

39,5

FO

DESIGN CONDITIONS


Página 79



@ Max.

Flow

@ Norm.

Flow

@ Minim.

Flow - CLEAN

FLOW RATE Kg/h 12000 10000 1600



INLET TEMP. ºC -90 -100 -103




SHUT OFF DP Bar

FAIL POSITION

LEAKAGE CLASS IV



CV

-70216

39,5

FO

DESIGN CONDITIONS



@ Max.

Flow

@ Norm.

Flow

@ Minim.

Flow - CLEAN

FLOW RATE Kg/h 26000 20000 2000


OUTLET PRESSURE Bar (g) 33 31 29

INLET TEMP. ºC -90 -100 -103




SHUT OFF DP Bar

FAIL POSITION

LEAKAGE CLASS IV



CV

-70121

13

FO

DESIGN CONDITIONS



@ Max.

Flow

@ Norm.

Flow

@ Minim.

Flow - CLEAN

FLOW RATE Kg/h 26000 20000 2000


OUTLET PRESSURE Bar (g) 33 31 29

INLET TEMP. ºC -90 -100 -103




SHUT OFF DP Bar

FAIL POSITION

LEAKAGE CLASS IV



CV

-70221

13

FO

DESIGN CONDITIONS


Página 80

6.5 Válvulas Todo-Nada




SHUT OFF DP Bar

AIR SUP. PRESS. Bar (g) 6 - 4

SWITCHING FREQ. (Cycling)

TIME TO FULLY OPEN s

TIME TO FULLY CLOSE s

FAIL POSITION

LEAKAGE CLASS IV



AB

V-7

0402

DESIGN CONDITIONS

6

High

2

2

FC




SHUT OFF DP Bar





FAIL POSITION

LEAKAGE CLASS IV



AB

V-7

0403

6

High

2

2

FC

DESIGN CONDITIONS




SHUT OFF DP Bar





FAIL POSITION

LEAKAGE CLASS IV



AB

V-7

0404

6

High

2

2

FC

DESIGN CONDITIONS


Página 81




SHUT OFF DP Bar





FAIL POSITION

LEAKAGE CLASS IV



EB

V-7

0420

40

Medium

9

5

FC

DESIGN CONDITIONS


Página 82

7 Selección y Dimensionamiento

En este capítulo realizaremos el cálculo y selección de la

instrumentación más adecuada para cada aplicación según toda la

información adquirida en los capítulos anteriores.

7.1 Caudalímetros

El caudal es una de las variables que más frecuentemente se mide

en los procesos industriales. En la Terminal Marina debemos

medir caudal de agua de mar con el FT-70003, GNL con los FT-

71020 y FT-70220 y Gas Natural con los FT-74017 y FT-70419.

Existen varios métodos para medir caudal y nuestra elección

deberá satisfacer los requerimientos de la aplicación,

rendimiento y coste. En esta tarea se suele utilizar como

referencia la información proporcionada por la norma británica

BS-7405 que emplea el principio de funcionamiento para

clasificar los distintos tipos de Caudalímetros que conforman la

base de la estructura de la norma:

Tabla 1: Tipos de Caudalímetros

GRUPO DESCRIPCION

1 Convencionales de Presión Diferencial

2 Otros tipos de Presión Diferencial

3 De desplazamiento Positivo

4 Inferenciales

5 Oscilatorios para Fluidos

6 Electromagnéticos

7 Ultrasónico

8 Másico directo e Indirecto

9 Térmicos

10 Otros para fluidos en ductos cerrados

La norma no considera los Caudalímetros para la medida de

sólidos ni la medición en canal abierto.

7.1.1 Nociones Técnicas y Selección

7.1.1.1 Requerimientos de la aplicación.

Las necesidades de una aplicación específica constituyen el

primer conjunto de criterios a examinar. Para descartar las

alternativas que no satisfacen los requerimientos de aplicación

se puede emplear la Tabla II.


Página 83

Tabla 2: Grandes Areas de Aplicación

Grupo Tipo

APLICACIONES

Líquidos Gases Otros

A B C D E F G H J K L M N P Q R S T

1 Orificio

Venturi

Boquilla

Y ? Y Y Y Y Y Q

Y Q Y Y Y Y Q Q

Y Q Y Y Y Y Q Q

Y ? Y Y Y

Y ? Q ? ?

Y Y ? ? Y

? Y ? ? ?

? Y ? ? ?

? Y ? ? ?

2 Área variable

De blanco (Target)

Pitot Promediante

Boquilla sónica

Y Y Q Q # ? Q Y

Y Q Q Q # Q Q Q

Y Q Y Y Y ? Y Q

Q Q Q Q Q Q Q Q

Y Y Q Q Q

Y Q Q Q Y

Y Q Y Y Y

Y Y ? ? Q

Q Q Q ? Q

? Y ? Q Q

Q Y ? ? ?

Q Q Q Q Q

3 Paletas deslizante

Ruedas Ovaladas

Pistón giratorio

Diafragma para gases

Giratorio de gas

Y Q # Q Q Y Q Y

Y Y # Q # Y Q Y

Y ? Q Q # Y Q Y

Q Q Q Q Q Q Q Q

Q Q Q Q Q Q Q Q

Q Q Q Q Q

Q Q Q Q Q

Q Q Q Q Q

Y Y Q Q Q

Y Y Q Q Q

Q ? Q Q Q

Q ? Q Q Q

Q ? Q # Q

Q Q Q Q Q

Q Q Q Q Q

4 Turbina

Pelton

Medidor Mecánico

Turbina de inserción

Y Q Y # Y ? Y Y

Y Y Q Q Y Q Y Q

Y Q Q Q Q Q Q Q

Y Q Y Y Y Q Y Q

Y Q Y Q Q

? ? Q Q Q

Q Q Q Q Q

Y Q Y ? Y

Q ? ? # Q

Q ? Q ? Q

# ? Q Q Q

Q ? ? Q Q

5 Vórtex

Tipo Coanda

Vórtex de inserción

Y Q Q Q Y Q Y Y

Y Q Q Q Q Q Q Q

Y Q Y Y Y Q Y Q

Y Q Y Q Q

? ? Q Q Q

Y Q Y Y ?

Q ? Q Q Q

Q Q Q Q Q

Q Y Q ? ?

6 Electromagnético

Electromagnético de

inserción

Y Y Y Y # ? Q Y

Y Q Y Y ? Q Q Y

Q Q Q Q Q

Q Q Q Q Q

Y Y ? Y Q

? Y ? Y Q

7 Doppler

Tiempo de Tránsito

Y Q ? ? # Q Q ?

Y ? Y Y # ? # Y

Q Q Q Q Q

# Q Q Q Q

Y Y ? Y Q

? ? Q # #

8 Coriolis

Rotor de torsión

Y Y Q Q # Y Y Y

Y Q Q Q Q Q Q Q

Y Y Q Y Q

Q Q Q Q Q

? ? Q # Q

Q Q Q Q Q

9 Anemómetro

De masa térmica

Y Q ? ? # Q Q Q

Q # Q Q Q Q Q Q

Y Q Q Q Q

Y Y Q Q Q

Q Q Q Q Q

Q Q Q Q Q

10 Trazador

Láser

Y # Y Y Y Y Y Q

Y Q ? ? Q Q Q Q

# Q # Y Y

Q Q Q Q Q

Q ? Y # #

Q Q Q Q Q

Y : Adecuado, por lo general

aplicable

? : Algunas veces aplicable

# : Disponibilidad limitada o caro

Q : No adecuado o No aplicable

FT-70003

FT-70120 & FT-70220

FT-70417 & FT-70419

Aplicaciones para gases

J. Gases en general

K. Flujos reducidos (< 150 m3/h)

L. Grandes flujos (> 5000 m3/h)

M. Gases calientes (> 200 ºC)

N. Vapor

Aplicaciones para Líquidos

A. Líquidos en general (< 50cP)

B. Flujos reducidos (< 2 L/min)

C. Grandes flujos (> 1000 m3/h)

D. Grandes tuberías (> 500 mm ø)

E. Líquidos calientes (> 200 ºC)

F. Líquidos viscosos (> 50 cP)

G. Líquidos criogénicos

H. Liquidos sanitarios

Otras aplicaciones

P. Suspensión de partículas

Q. Mezcla líquido-líquido

R. Mezcla líquido-gas

S. Líquidos corrosivos

T. Gases corrosivos


Página 84

En la Tabla II se muestran las dieciocho aplicaciones más

comunes y se hace corresponder los Caudalímetros representativos

de cada uno de los grupos principales con las aplicaciones.

En la figura 1 se puede consultar el rango de diámetros en los

que son fabricados los Caudalímetros.

Figura 16: Distribución por tamaños de los grupos de

caudalímetros

FT-70003

FT-70120 & FT-70220

FT-70417 & FT-70419

Podemos descartar el Grupo 8 y 9 para el caudalímetro de agua de

mar FT-70003.

Eliminamos también las tecnologías que no son válidas para

ninguna de las 3 aplicaciones como las paletas deslizantes,

ruedas ovaladas, pistón giratorio, medidor mecánico, medidor de

efecto doppler, rotor de torsión y láser.

Hay condiciones vinculadas a las propiedades del fluido Tabla

III, restricciones impuestas por la instalación Tabla IV y

limitaciones ambientales Tabla V que también deben ser tenidas

en cuenta.


Página 85

Tabla 3: Restricciones impuestas por las propiedades del fluido

Gr Tipo

Presión

máxima

(Bar)

Rango

Temp. (ºC)

Nº de

Re

mínimo

Gas

Liq.

Dos o

más

Fases

1 Orificio

Venturi

Boquilla

400

400

400

< 650

< 650

< 650

3 x 104

105

2 x 104

L G

L G

L G

P

P

N

2 Área variable

De blanco (Target)

Pitot Promediante

Boquilla sónica

700

100

400

400

-80 a 400

-40 a 120

< 540

< 650

?

3 x 104

104

2.5 x

104

L G

L G

L G

G

N

S

N

N

3 Diafragma para gases

Giratorio de gas

200

100

-30 a 200

-40 a 150

2.5 x

102

103

G

G

N

N

4 Turbina

Pelton


3500

3500

70

-268 a 530

-225 a 530

-50 a 430

104

104

104

L G

L G

L G

N

N

N

5 Vórtex

Tipo Coanda


260

100

70

-200 a 430

-40 a 110

-30 a 150

2 104

?

5 x 103

L G

L G

L G

P

N

N

6 Electromagnético


inserción

300

20

-60 a 200

5 a 25

No lim.

?

L

L

S/P

N

7 Tiempo de Tránsito 200 -200 a 250 5 x 103

L G N/P

8 Coriolis 390 -240 a 400 102

L G P

9 Anemómetro

De masa térmica

20

300

-200 a 400

0 a 100

?

?

L G

L G

N

N

10 Trazador ? ? No lim. L G P

S: Adecuado P: Posible N: No adecuado *: Depende de la pared

de la tuberia

El número de Reynolds es un número adimensional que relaciona

las propiedades físicas del fluido, su velocidad y la geometría

de la tubería por la que fluye y está dado por:

donde:

= Número de Reynolds

= Diámetro de la tubería

= Velocidad promedio del líquido

= Densidad del líquido

= Viscosidad del líquido

Teniendo en cuenta la Tabla II y la Figura 1 marcamos las

tecnologias candidatas para los caudalimetros y ya eliminamos la

turbina de inserción para el GNL que no soporta las temperaturas

criogénicas de -160ºC.


Página 86

Tabla 4: Restricciones impuestas por la instalación

Gr Tipo Orient. Dir.

Tramos

aguas

arriba

Tramos

aguas

abajo

Diámetros

tubería

(mm)

1 Orificio

Venturi

Boquilla

H,VU,VD,I

H,VU,VD,I

H,VU,VD,I

U,B

U

U

10D

10D

10D

5D

5D

5D

6 a 2600

> 6

2 Área variable

De blanco (Target)

Pitot Promediante

Boquilla sónica

VU

H,VU,VD,I

H,VU.VD.I

H,VU,VD,I

U

U

U,B

U

0D

20D

25D

> 5D

0D

5D

5D

0D

2 a 600

12 a 100

> 25

> 5


Giratorio de gas

H

H,VU,VD,I

U

U,B

0D

10D

0D

5D

20 a 100

50 a 400

4 Turbina

Pelton


H,VU,VD,I

H,VU,VD,I

H,VU,VD,I

U,B

U

U,B

20D

5D

20D

5D

5D

5D

5 a 600

4 a 20

> 75

5 Vórtex

Tipo Coanda


H,VU,VD,I

H,VU,VD,I

H,VU,VD,I

U

U

U

20D

3D

20D

5D

1D

5D

12 a 200

12 a 400

> 200

6 Electromagnético


inserción

H,VU,VD,I

H,VU,VD,I

U

U

10D

25D

5D

5D

2 a 3000

> 100

7 Tiempo de Tránsito H,VU,VD,I U,B 20D 5D > 4

8 Coriolis H,VU,VD,I U,B 0D 0D 6 a 150

9 Anemómetro

De masa térmica

H,VU,VD,I

H,VU,VD,I

U,B

U

20D

?

?

?

> 25

2 a 200

10 Trazador H,VU,VD,I U,B # # Ilimitado

H.Flujo Horizontal

VU. Flujo vertical hacia arriba

VD. Flujo vertical hacia abajo

I. Flujo inclinado

# Longitud de mezcla

U. Flujo unidireccional

B. Flujo bidireccional

Al tratarse de una instalación nueva podemos intentar cumplir

con todos los requisitos de esta tabla, aun así detectamos que

tecnologías nos van a suponer un coste superior de instalación.

FT-70003

FT-70120 & FT-70220

FT-70417 & FT-70419


Página 87

Tabla 5: Restricciones impuestas por las condiciones ambientales

Gr Tipo

Efecto

de la

Temp.

Version

Intrins.

segura

Versión a

prueba de

explosión

Efecto de

campos elec.

y radio

frec.

1 Orificio

Venturi

Boquilla

4

3

3

#

#

#

#

#

#

1/2

1/2

1/2

2 Área variable

De blanco (Target)

Pitot Promediante

Boquilla sónica

3

3

3

3

A

NA

#

A

A

A

#

NA

1

3

2

½


Giratorio de gas

4

4

A

A

NA

NA

1/3

1/3

4 Turbina

Pelton


3

3

3

A

A

A

A

A

A

4

4

4

5 Vórtex

Tipo Coanda


2

2

1

A

A

A

A

A

N

4

3

3

6 Electromagnético


inserción

1

1

A

A

A

N

3

3

7 Tiempo de Tránsito 3/4 NA A 4

8 Coriolis 1 A A/NA 4

9 Anemómetro

De masa térmica

3

4

NA

A

NA

A

2

2

10 Trazador 1 N N 1

N. No necesario

A. Disponible

NA. No disponible

#. Depende de la medición

1 es reducido, 5 es alto

FT-70003

FT-70120 & FT-70220

FT-70417 & FT-70419


Página 88

Figura 17: Incertidumbre (% caudal) típicas en los grupos de

caudalímetros.

7.1.1.2 Requerimientos de Rendimiento.

Los requerimientos de rendimiento son relativamente sencillos y

reflejan la calidad de la medición y las necesidades para el

control del sistema. Se puede consultar la Tabla VI y la Figura

2 y así descartar los elementos primarios que no cumplan con las

exigencias.

Vamos a prescindir de los grupos 2, 7, 9 y 10 para nuestros

caudalímetros. Las medidas deben ser muy precisas para el Gas

Natural tanto en fase líquida como en fase gas. Para el agua de

mar no hace falta ser tan estrictos con este factor.

Tabla 6: Factores de Rendimiento que inciden en la selección de

caudalímetros

Gr Tipo Lineal. Repeti. Rangea.

Dp

caudal

max.

Tiempo

Resp.

1 Orificio

Venturi

Boquilla

#

#

#

#

#

#

4:1

4:1

4:1

3/4

2

2/3

#

#

#


Giratorio de gas

Sin dat.

±1% R

Sin dat.

±0,2% R

100:1

25:1

2

2

>0,5s

>0,5s

4 Turbina

Pelton


±1% R

±0,5% R

±5% R

±0,5% R

±0,25% R

±2% R

10:1

10:1

40:1

3

4

1/2

25 ms

25 ms

25 ms

5 Vórtex

Tipo Coanda


±1% R

±2% R

±2% R

±1% R

NS

±0,1% R

40:1

30:1

30:1

3

3

1

>0,5s

NS

5 ms

6 Electromagnético


inserción

±1% R

±4% R

±0,2% FS

±0,1% R

100:1

10:1

1

1

>0,2s

NS

8 Coriolis ±0,1% R ±0,25% R 100:1 2/5 0,1s

%R. Porcentaje Caudal

%FS. Porcentaje de plena escala

NS. No especificado

#. Depende de la medición de Dp

1 es baja, 5 es alta


Página 89

7.1.1.3 Requerimientos de Coste.

Las evaluaciones de coste pueden ser subjetivas y tienden a

concentrarse en los costes iniciales de compra, despreciándose

los gastos a largo plazo. El coste de compra e instalación son

fáciles de examinar (Figura 3). Los costes de mantenimiento y

operación son más difíciles de definir y a veces se nos pasa por

alto, aunque pueden ser importantes.

Los costes de mantenimiento incluyen costes de recalibración y

reparación mientras que los costes operacionales incluyen por

ejemplo el gasto eléctrico por el incremento de potencia

necesaria en el bombeo debido a la Dp de los instrumentos de la

tubería. Para tener una idea aproximada puede tomarse como

referencia las indicaciones de la Tabla VII.

Figura 18: Precios relativos de distintos caudalímetros (los

números indican el tamaño del caudalímetro en milimetros)


Página 90

Tabla 7: Factores económicos que inciden en la selección de

caudalímetros

Gr Tipo

Coste

Instal.

Coste

Calibra.

Coste

Operac.

Coste

Manten.

Coste

Repuesto

1 Orificio

Venturi

Boquilla

2

4

3

1

1

3

3

2

2

1

3

3

1

3

2


Giratorio de gas

3

3

3

4

1

3

2

3

2

3

4 Turbina

Pelton


3

4

2

4

3

3

3

3

2

4

4

2

4

3

3

5 Vórtex

Tipo Coanda


3

3

3

3

4

3

3

3

2

3

3

3

3

3

3

6 Electromagnético


inserción

3

2

3

3

2

2

3

3

3

2

8 Coriolis 3 4 4 3 3

Con los candidatos finales podemos acabar de decidir la mejor

tecnología para nuestras aplicaciones teniendo en cuenta los

parámetros económicos que son los únicos que todavía no hemos

utilizado para la criba. Tabla IV, Tabla VII y figura 3.

FT-70003

FT-70120 & FT-70220

FT-70417 & FT-70419

7.1.1.4 Selección

- FT-70003: Seleccionamos una placa de Orificio por:

1. La medida no debe ser muy precisa

2. Medida para un control no crítico (no enclavamiento de

equipos,..) sólo para el control de la proporción GNL/Agua en el

vaporizador

3. La placa de Orificio es el medidor más económico

4. El agua de mar es un fluido muy Corrosivo que requiere del

uso en los equipos de materiales "exóticos" esto acentúa mucho

más la diferencia económica y de mantenimiento de la placa vs

Vortex o Coriolis


Página 91

- FT-70120 & FT-70220: Seleccionamos un Vortex por:

1. Medición debe ser precisa ya que controlaremos el caudal de

envío de GNL al vaporizador consiguiente descartamos la placa

2. Ente el Vortex y el Coriolis instalaremos el Vortex ya que el

Coriolis penaliza por la Dp que genera debido a su tecnología.

En la impulsión de la bomba queremos tener la mínima Dp para

poder aprovechar al máximo la bomba y no requerir de una de

mayor tamaño.

- FT-70417 & FT-70419: Seleccionamos un Coriolis por:

1. Se tratará de un contador oficial ya que nos medirá la

cantidad de Gas que generamos en nuestra terminal por

consiguiente queremos tener la máxima precisión sin importarnos

demás factores. Por Normativa, Especificaciones y Guías de

Diseño las propias empresas suelen definir que tecnología se

debe usar en las aplicaciones con contadores oficiales.

7.1.1.5 Placa de Orificio

Consiste en una placa perforada instalada en la tubería. Dos

tomas conectadas en la parte anterior y posterior de la placa

captan esta presión diferencial la cual es proporcional al

cuadrado del caudal. La distancia puede verse en la figura 4

Figura 19. Disposición de las tomas de presión diferencial

Tomas en la brida (fig. 4a). Es bastante utilizada porque su

instalación es cómoda ya que las tomas están taladradas en las


Página 92

bridas que soportan la placa y situadas a 1” de distancia de la

misma.

Tomas en la vena contraída (fig. 4b). La toma posterior está

situada en un punto donde la vena alcanza su diámetro más

pequeño, lo cual depende de la razón de diámetros y se presenta

aproximadamente a ½ ø de la tubería. La toma anterior se sitúa a

1ø de la tubería.

Tomas radiales. Son parecidas a las tomas de vena contraída,

pero fijando siempre las tomas anterior y posterior a 1 y ½ ø de

la tubería, respectivamente.

Tomas en la cámara anular (fig. 4c). Las tomas están situadas

inmediatamente antes y después de la placa y requieren el empleo

de una cámara anular especial.

Tomas en la tubería (fig. 4d). Las tomas anterior y posterior

están situadas a 2 ½ ø y 8ø, respectivamente. Se emplean cuando

se desea aumentar el intervalo de medida de un medidor de caudal

dado. La situación de las tomas está en un lugar menos sensible

a la medida.

El orificio de la placa puede ser concéntrico, excéntrico y

segmental, con un pequeño orificio de purga para los pequeños

arrastres sólidos o gaseosos que pueda llevar el Agua de Mar

(fig. 5).

Figura 20 Placas de Orificio

Para nuestra aplicación utilizaremos una placa concéntrica ya

que disponemos de filtros previos al medidor.

La presión diferencial en la placa se medirá con un transmisor

de presión diferencial

7.1.1.6 Vortex

Los Caudalímetros Vortex están basados en el efecto Von Karman

donde un cuerpo en forma de cono genera alternativamente

vórtices (áreas de baja presión e inestabilidad) desfasados en

180º, cuya frecuencia es directamente proporcional a la

velocidad y, por lo tanto, al caudal volumétrico.


Página 93

Los sensores para la detección de la frecuencia varían en

función de los fabricantes y principalmente son sensores de

presión de cristales piezoeléctricos que detectan las bajadas de

presión generados del vórtice o bien mediante un condensador de

capacidad variable.

Figura 21 Sensor medidor Vortex

7.1.1.7 Coriolis

El medidor Coriolis se basa en el teorema de Coriolis,

matemático francés (1975-1843) que observó que un objeto de masa

m que se desplaza con una velocidad lineal V a través de una

superficie giratoria que gira con una velocidad angular

constante w, experimenta una velocidad tangencial (velocidad

angular x radio de giro) tanto mayor cuanto mayor es su

alejamiento del centro. Si el móvil se desplaza del centro hacia

la periferia experimentará un aumento gradual de su velocidad

tangencial, lo cual indica que se le está aplicando una

aceleración y, por lo tanto, una fuerza sobre la masa del

objeto.

Como el radio de giro va aumentando gradualmente, la velocidad

tangencial también varia, con lo que se concluye que una

variación de velocidad comporta una aceleración, la que a su vez

es debida a una fuerza sobre la masa. Estas son,

respectivamente, la aceleración y la fuerza de Coriolis.

La generación de la fuerza de Coriolis se produce por la

inversión de las velocidades lineales del fluido mediante la

desviación de un bucle en forma de omega (Ω) en estado de

vibración controlada (a la frecuencia de resonancia para reducir

la energía requerida). En la figura 6 puede verse el medidor. La

vibración del tubo, perpendicular al sentido de desplazamiento

del fluido, crea una fuerza de aceleración en la tubería de

entrada del fluido y una fuerza de deceleración en la de salida,

con lo que se genera un par cuyo sentido va variando de acuerdo

con la vibración y con el ángulo de torsión del tubo, que es

directamente proporcional a la masa instantánea de fluido

circulante. La fuerza de Coriolis es el producto de los vectores

w y V, y su valor es:

Siendo:

F = Fuerza de Coriolis


Página 94

m = masa del fluido contenida en el tubo recto de longitud L

w = velocidad angular alrededor del eje del tubo en Ω

V = velocidad lineal del fluido

El par creado respecto al eje R-R del tubo es:

Si Ks es la constante de elasticidad del tubo y Ɵ el ángulo de

torsión del tubo, la fuerza de torsión del tubo equivale al par

creado respecto al eje R-R del tubo es:

Luego como resulta finalmente el caudal másico:

Los sensores magnéticos de posición están situados en el centro

del tubo y combinan dos intervalos de tiempo, uno del movimiento

hacia abajo del tubo y el otro del movimiento hacia arriba. De

este modo, la diferencia de las ondas se traduce en impulsos que

alimentan un integrador lineal. Cuando hay caudal, el integrador

carga el condensador y la carga es conectada a una señal

analógica proporcional al ángulo de torsión del tubo.

La diferencia de tiempo de las señales de los sensores de posición está relacionada con Ɵ y con la velocidad del tubo en su punto medio, según:

Figura 22 Sensor medidor de Coriolis

Podemos observar que se ven representados los 3 principios de

medición de caudal existentes: Medidor de presión diferencial

(Placa de Orificio), Medidor de Velocidad (Vortex) y Medidor

Másico (Coriolis).


Página 95

7.1.2 Dimensionamiento

7.1.2.1 Placa de Orificio

Para el cálculo de las placas de orificio se utilizan normas

variadas, entre las cuales se encuentran las siguientes:

- ISO 5167 (International Organization for Standarization).

Medida del flujo de fluidos por medio de placas de orificio,

toberas o tubos Venturi, insertados en conductos de sección

circular.

- ASME 19.5 (American Society for Mechanical Engineers).

Flowmeter Computation Handbook.

- Norma API 2530 Caudalimetros para Etileno Gas.

- Normas AGA-3 y AGA-7 Gas Measurement Committe Report.

En estas normas se indican las pérdidas de carga de los

elementos, las condiciones de instalación en tramos rectos y el

cálculo del orificio de restricción.

Para el cálculo del orificio de restricción de nuestra placa del

FT-70003 utilizaremos la Norma ISO 5167 ya que es la norma

utilizada en Europa.

Date : 4-ago-2012 Common Orifice Calculation Program COCP v3.0 Time : 14:01:53 Flow Specification Sheet Tag Name : FE -70003 Revision : 00 Plant : TERMINAL TARRAGONA Service : SEA WATER TO E-704 Fluid Type : LIQUID Description : Line Number : SW-70002-16"-FRP1 Device Data ~~~~~~~~~~~ Primary Device : CONCENTRIC ORIFICE Orifice Taps : D & D/2 Device Material : HASTELLOY C-276 Pipe Material : FRP Flange Rating : 150# Pressure Tap Loc : Base Conditions Flowing Conditions ~~~~~~~~~~~~~~~ ~~~~~~~~~~~~~~~~~~ Density : Density : 1000,0 KG/M3 Temperature : Temperature : 15,0 DEGC Pressure : Pressure : 5,0 BAR(G) Atmos Pressure : 1473,0 PSI(A) Viscosity : 1,135 cP Vapor Press : 0,017 BAR(A) Device Parameters ( ** calculated value) ~~~~~~~~~~~~~~~~~ Calculation Method : ISO 5167 Line ID : 15,25 IN Flow : 1300,0 MT/H Bore : 260,89 MM ** Differential : 5000,0 MM-H2O Beta : 0,673524 Line ID Reynolds Number (75% Max Flow) : 784355,1 Unrecoverable Pressure Loss (100% Max Flow) : 0,2582224 BAR Incipient cavitation number (100% Max Flow) : 465,0948


Página 96

Correction Factors ~~~~~~~~~~~~~~~~~~ C: 0,6082863 Fa: 0,9998932 K: 0,6825567 Y: N/A Flow dependent correction factors are calculated at 75% Max flow Calculation Notes ~~~~~~~~~~~~~~~~~ User-supplied physical property data Warning – None Misc Info ~~~~~~~~~ Pipe Table : 16.0 IN Pipe Sched : 15.250 IN STD Comments ~~~~~~~~

Para el cálculo del orificio hemos de introducir los datos de

proceso del capítulo 6 y fijar el valor de la Dp en la placa, en

este caso 5000mm H2O. Este valor ha de estar siempre entre los

2500 y 5000mm H2O y se debe ajustar para obtener una Beta

alrededor de 0,6 para que la Dp sea proporcional al cuadrado del

caudal.

Para nuestra aplicación he decidido utilizar una placa

concéntrica ya que disponemos de filtros previos al medidor.

El material seleccionado es Hastelloy C-276 ya que es un

material muy resistente al agua salada y relativamente estándar

para la fabricación de placas.

Vamos a instalar las tomas en el tubo por la imposibilidad de

taladrar las tomas en la bridas de FRP (Plástico) de la línea

sin comprometer su integridad mecánica. Hacemos el cálculo para

tomar la presión diferencial en la vena contraída (D & D/2).

Obtenemos un orificio de 260.89 mm que en una línea de 16” y

espesor de 0.375” nos da un diámetro interior de 15.25” con lo

que se obtiene una Beta de 0,673524 un valor correcto para la

medida del caudal con la placa.

7.1.2.2 Vortex

En los Vortex utilizaremos el software de cálculo y

dimensionamiento de los 2 fabricantes pioneros a nivel mundial

en la medición de caudal, EMERSON (ToolKit) y Endress + Hauser

(Applicator).

Introduciendo los datos de proceso del capítulo 6 y

seleccionando como tecnología de medición el Vortex, obtenemos

como resultado en ToolKit:


Página 97

Figura 23 Report cálculo Vortex EMERSON

Como primera opción nos sugiere un Vortex de 2” con el que

podemos medir con la precisión publicada por el fabricante

dentro de un rango de 1210 Kg/h a 26724 Kg/h, suficiente para

nuestra aplicación.

ROSEMOUNT

VORTEX FLOWMETER SIZING RESULTS PG 1 OF 1

Tag Number:

Service Description:

Fluid Type: Liquid

Fluid Name: LNG

Operating Pressure: 38 bar-g Process Line Size 4 inches

Operating Temperature: -160 C Selected Meter Size: 50 mm

Operating Density: 450 kg/m3 Model Number:

Base Density:

Compressibility:

Operating Viscosity: 0,16 cP

Vapor Pressure: 1,06 bar-a Atmospheric Pressure: 1,01325 bar-a

Item Units50 mm

Flanged/

Wafer

50 mm

Dual

80 mm

Flanged/

Wafer

80 mm

Reducer

3 to 2

80 mm

Dual

80 mm

HP

80 mm

Dual HP

100 mm

Reducer

4 to 3

Suggested Meter? Yes Yes Yes Yes Yes Yes Yes Yes

Calculated Flow Range:

Meter Max Measurable Flow kg/hr 32069,00 32069,00 70651,00 32069,00 70651,00 51682,00 51682,00 70651,00

Meter Max Accurate Flow kg/hr 26724,00 26724,00 58876,00 26724,00 58876,00 43068,00 43068,00 58876,00

Meter Min Measurable Flow [4] kg/hr 1210,00 1210,00 2666,00 1210,00 2666,00 1950,00 1950,00 2666,00

Meter Min Accurate Flow kg/hr 1210,00 1210,00 2666,00 1210,00 2666,00 1950,00 1950,00 2666,00

Max Measurable Nominal Velocity m/sec 9,14 9,14 9,14 9,14 9,14 9,14 9,14 9,14

Max Accurate Nominal Velocity m/sec 7,62 7,62 7,62 7,62 7,62 7,62 7,62 7,62

Min Measurable Nominal Velocity [4] m/sec 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35

Min Accurate Nominal Velocity m/sec 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35

Requested Flowrates:

Fullscale/Design Flow kg/hr

Operating Max Flow kg/hr 26000,00 26000,00 26000,00 26000,00 26000,00 26000,00 26000,00 26000,00

Operating Normal Flow kg/hr 20000,00 20000,00 20000,00 20000,00 20000,00 20000,00 20000,00 20000,00

Operating Min Flow kg/hr 3000,00 3000,00 3000,00 3000,00 3000,00 3000,00 3000,00 3000,00

Fullscale/Design Nominal Velocity m/sec

Operating Max Nominal Velocity m/sec 7,41 7,41 3,37 7,41 3,37 4,60 4,60 3,37

Operating Normal Nominal Velocity m/sec 5,70 5,70 2,59 5,70 2,59 3,54 3,54 2,59

Operating Min Nominal Velocity m/sec 0,86 0,86 0,39 0,86 0,39 0,53 0,53 0,39

Application Consideration:

Pressure Loss @ Max Flow BAR 0,31 0,56 0,06 0,36 0,11 0,09 0,17 0,07

Pressure Loss @ Normal Flow BAR 0,19 0,33 0,04 0,21 0,07 0,06 0,10 0,04

Pressure Loss @ Min Flow BAR 0,00 0,01 0,00 0,01 0,00 0,00 0,00 0,00

Min Upstream Pressure bar-g 0,99 1,72 0,26 1,13 0,41 0,35 0,57 0,29

Min Upper Range Value kg/hr 1745,00 1745,00 3843,00 1745,00 3843,00 3210,00 3210,00 3843,00

Default Low Flow Cutoff kg/hr 1127,00 1127,00 2565,00 1127,00 2565,00 2348,00 2348,00 2565,00

Reynold's Number @ Min Operating Velocity 135909,00 135909,00 90937,00 135909,00 90937,00 100416,00 100416,00 90937,00

Meter Velocity @ Operating Min Flow m/sec 0,99 0,99 0,44 0,99 0,44 0,54 0,54 0,44

Reynold's Number @ Meter Min Measurable Velocity 54821,00 54821,00 80812,00 54821,00 80812,00 65276,00 65276,00 80812,00

Min Measurable Meter Velocity m/sec 0,40 0,40 0,39 0,40 0,39 0,35 0,35 0,39

Calculated Pipe Velocity

Max Accurate Pipe Velocity m/sec 1,79 1,79 3,95 1,79 3,95 2,89 2,89 3,95

Min Measurable Pipe Velocity m/sec 0,08 0,08 0,18 0,08 0,18 0,13 0,13 0,18

This report is provided according to the terms and conditions of the Instrument Toolkit(TM) End-Use Customer License Agreement.

Project Name : PFC Project Number: 001-20120406-000005

Version: 3.0 (Build173C) Printed On:

FT-70120

LNG from T-701 to E-704

8800DF020SA3E1D1K1CNQ4PD


Página 98

El software nos calcula una serie de datos interesantes como:

- Pérdida de carga (Pressure Loss) @ caudal normal (operación)

de 190 mbar, lo cual es menor al de una placa, 190 mbar ≈ 1900

mm H2O y evidentemente inferior a un Coriolis. Vemos que

podríamos ir a la opción de 3” con el que podemos medir con la

precisión publicada por el fabricante dentro de un rango de

58876 Kg/h a 2666 Kg/h, y obtendríamos una pérdida de carga de

tan sólo 40 mbar, pero desechamos esta opción porque el caudal

mínimo medible del caudalímetro está demasiado cerca del mínimo

requerido, esto se explica en el siguiente punto.

- Caudal mínimo hay que tenerlo muy en cuenta en una tecnología

como los Vortex ya que estos a partir de una velocidad del

fluido (0.35 m/s en este fabricante) dejan de generar los

vórtices y por consiguiente dejan de medir. Hay que tener en

cuenta pues que la opción de 3” por debajo de 2666 Kg/h no

medirá con menor precisión, sino que el fluido no tendrá la

velocidad suficiente como para generar vórtices y el medidor nos

marcará un valor de caudal de 0 Kg/h, como esta circunstancia es

mucho más probable a que el caudal supere los 26000 Kg/h ya que

las bombas no pueden superar ese caudal por diseño nos quedamos

con la opción de 2”.

- Velocidad máxima @ máximo caudal también es interesante para

ver qué grado de erosión se puede producir en el medidor, en

este caso tenemos 7.41 m/s que es una velocidad aceptable para

un LIQUIDO y además al ser el GNL un producto muy limpio no debe

haber problemas.

En la siguiente figura podemos ver el Report de precisión que

nos da el Vortex


Página 99

Figura 24 Report precisión Vortex EMERSON

Como resumen, seleccionamos el Vortex de 2” de EMERSON como un

excelente aspirante para nuestra aplicación.


Página 100

Vamos a introducir los datos del proceso en el software de

cálculo de E+H, seleccionamos como tecnología Vortex y vemos que

soluciones nos proporciona ahora E+H para compararlas con la

obtenida de EMERSON.


Página 101

Figura 25 Report cálculo Vortex E+H

El software nos calcula una serie de datos interesantes como:


Página 102

- Nos da como candidato recomendado el medidor de 3”; el medidor

de 2” lo desestimamos porque su caudal máximo es de 26219 Kg/h

que es muy cercano a los 26000 Kg/h que tenemos en condiciones

de operación máxima y cualquier variación en la densidad real

del producto respecto a la teórica puede hacer que el

caudalímetro se nos quede pequeño, recordemos que estos

medidores son volumétricos. En cuanto a la opción de 4” está

claramente sobredimensionada ya que el caudal mínimo que lee es

de 3950 Kg/h, muy superior al mínimo de operación de 3000 Kg/h


de 29 mbar, lo cual es menor al de una placa, 29 mbar ≈ 290 mm

H2O y evidentemente inferior a un Coriolis.

- Caudal mínimo hay que tenerlo muy en cuenta en una tecnología

como los Vortex ya que estos a partir de una velocidad del

fluido dejan de generar los vórtices y por consiguiente dejan de

medir. Hay que tener en cuenta pues que la opción de 3” por

debajo de 2280 Kg/h no medirá con menor precisión, sino que el

fluido no tendrá la velocidad suficiente como para generar

vórtices y el medidor nos marcará un valor de caudal de 0 Kg/h,

este valor mínimo está cercano a los 3000 Kg/h del mínimo de

operación y no nos deja demasiado margen si los datos de proceso

teóricos no son exactamente los que se darán en la práctica.

- Velocidad máxima @ máximo caudal también es interesante para

ver qué grado de erosión se puede producir en el medidor, en

este caso tenemos 3.762 m/s que es una velocidad baja para un

LIQUIDO y además al ser el GNL un producto muy limpio no debe

haber problemas.


nos da el Vortex.


Página 103

Figura 26 Report precisión Vortex E+H


Página 104

Como aspirante a la aplicación de E+H podemos seleccionar al

Vortex de 3” por todo los motivos citados anteriormente.

Así pues entre estos dos candidatos seleccionados deberemos

elegir:

Seleccionamos el Vortex de EMERSON para el FT-70120 y FT-70220

porque se ajusta mejor a nuestra aplicación, tiene más precisión

y al ser de 2” será más económico.

7.1.2.3 Coriolis

Igual que en los Vortex utilizaremos el software de cálculo y

dimensionamiento de EMERSON (ToolKit) y Endress + Hauser

(Applicator).

Introduciendo los datos de proceso del capítulo 6 y

seleccionando como tecnología de medición el Coriolis, obtenemos

como resultado en ToolKit:

EMERSON ENDRESS + HAUSER

PRECISION +/- 0,65% Span +/- 0,75% Span

CAUDAL MIN MEDIBLE 1210 Kg/h 2280 Kg/h

CAUDAL MAX MEDIBLE 26724 Kg/h 62199 Kg/h

CAUDAL MIN REQ.

CAUDAL MAX REQ.

Dp @ CAUDAL NORM. 190 mBar 29 mBar

VEL @ CAUDAL MAX 7,41 m/s 3,762 m/S

TAMAÑO 2" 3"

3000 Kg/h

26000 Kg/h


Página 105

Figura 27 Report cálculo Coriolis 4” EMERSON

Micro Motion Calculation SummaryDate:

Company:

Project Name: PFC

Service: NG from E-704

Sensor Model #: CMF300M426N2BZSZZZ

Sensor Tag(s):

Transmitter Model #: 3500R1A05B1BSCZZ

Transmitter Tag(s):

Wetted Material: 316L stainless steel

Fluid: Natural Gas

Fluid State: Gas

Mass Flow Accuracy at Operating. Flow (+/- % of Rate): 0,51701

Density Accuracy at all Rates ( +/- ):

Pressure Drop at Operating Flow: 2,49432 bar

Sensor Minimum Pressure at operating conditions: bar-g

Velocity at Operating Flow: 157,58394 m/sec

Min Operating* Max Design Units

Flow Rate: 3000,000 40000,000 52000,000 kg/hr

Pressure: 25,000 29,000 31,000 bar-g

Process Fluid Temperature: 5,000 15,000 25,000 C

Ambient Temperature: 20,000 20,000 20,000 C

Density: 20,157 22,465 23,058 kg/m3

Viscosity: 0,010 0,010 0,010 cP

Base Reference Temperature: F 60,0 Density:

Gas only Base Reference Pressure: psia 14,696

Base Reference Density: kg/m3 0,71064

Process Connection: 4-inch ANSI CL300 weld neck raised face flange

Process Connection Pressure Rating: 49,642 bar-g

@ Temperature: 25,000 C

Flow Rate kg/hr

Mass Flow

Accuracy +/- % of Rate

Pressure Drop*

bar Velocity* m/sec Re

52000,000 0,350 4,205 20168484,550

47100,000 0,350 3,453 18267992,730

40000,000 0,350 2,494 15514218,880

37300,000 0,350 2,171 14467009,110

32400,000 0,350 1,640 12566517,300

27500,000 0,350 1,184 10666025,480

22600,000 0,350 0,802 8765533,669

17700,000 0,350 0,494 6865041,856

12800,000 0,350 0,260 4964550,043

7900,000 0,350 0,101 3064058,229

3000,000 0,350 0,015 1163566,416

*All pressure drop and velocity results are based on the process conditions (except f low rate) that are entered in the Operating column.

Notes:

Prepared by: Project ID: 001-20120406-000005

Instrument Toolkit Version: 3.0 (Build173C) Application: FT-70417

89,035

69,731

50,427

31,123

11,819

204,859

185,555

157,584

146,947

127,643

108,339


Página 106

Igual que con los Vortex vamos a analizar una serie de

parámetros interesantes que nos da el software:

- Como resultado válido nos ofrece un Coriolis de 4” con un

precisión muy buena 0.35%, superior al 0.65% que hemos visto

anteriormente en los vortex, como era de esperar.

- Pérdida de carga (Pressure Drop) @ caudal normal (operación)

de 2.49432 bar, lo cual es superior al de una placa y el vortex,

como era de esperar, pero probablemente demasiado alta, una

planta no se puede permitir el lujo de perder tanta presión en

un medidor.

- Velocidad máxima @ máximo caudal también es interesante, en

este caso tenemos 204.859 m/s que es una velocidad altísima

incluso para un GAS.


nos da el Coriolis

Figura 28 Report precisión Coriolis 4” EMERSON

Vemos que debemos ir a la opción de 6”.


Página 107

Figura 29 Report cálculo Coriolis 6” EMERSON

Micro Motion Calculation SummaryDate:

Company:

Project Name: PFC

Service: NG from E-704

Sensor Model #: CMF400M452N2BZSZZZ

Sensor Tag(s):

Transmitter Model #: 3500R1A05B1BSCZZ

Transmitter Tag(s):

Wetted Material: 316L stainless steel

Fluid: Natural Gas

Fluid State: Gas

Mass Flow Accuracy at Operating. Flow (+/- % of Rate): 0,60206

Density Accuracy at all Rates ( +/- ):

Pressure Drop at Operating Flow: 0,39089 bar

Sensor Minimum Pressure at operating conditions: bar-g

Velocity at Operating Flow: 59,04510 m/sec

Min Operating* Max Design Units

Flow Rate: 3000,000 40000,000 52000,000 kg/hr

Pressure: 25,000 29,000 31,000 bar-g

Process Fluid Temperature: 5,000 15,000 25,000 C

Ambient Temperature: 20,000 20,000 20,000 C

Density: 20,157 22,465 23,058 kg/m3

Viscosity: 0,010 0,010 0,010 cP

Base Reference Temperature: F 60,0 Density:

Gas only Base Reference Pressure: psia 14,696

Base Reference Density: kg/m3 0,71064

Process Connection: 6-inch ANSI CL300 weld neck raised face flange

Process Connection Pressure Rating: 49,642 bar-g

@ Temperature: 25,000 C

Flow Rate kg/hr

Mass Flow

Accuracy +/- % of Rate

Pressure Drop*

bar Velocity* m/sec Re

52000,000 0,350 0,659 12345514,960

47100,000 0,350 0,541 11182187,590

40000,000 0,350 0,391 9496549,971

37300,000 0,350 0,340 8855532,848

32400,000 0,350 0,257 7692205,476

27500,000 0,350 0,186 6528878,105

22600,000 0,350 0,126 5365550,733

17700,000 0,350 0,077 4202223,362

12800,000 0,350 0,041 3038895,991

7900,000 0,517 0,016 1875568,619

3000,000 1,361 0,002 712241,248

*All pressure drop and velocity results are based on the process conditions (except f low rate) that are entered in the Operating column.

Notes:

Prepared by: Project ID: 001-20120406-000005

Instrument Toolkit Version: 3.0 (Build173C) Application: FT-70417

33,360

26,127

18,894

11,661

4,428

76,759

69,526

59,045

55,060

47,827

40,594


Página 108

- En el Coriolis de 6” tenemos una precisión muy buena 0.35% en

condiciones de operación, superior al 0.65% que hemos visto

anteriormente en los Vortex, aunque cuando el caudal baja a las

condiciones mínimas el error es del 1.361%, muy aceptable ya que

con un Vortex sería imposible de lograr esta rangeabilidad, con

la placa también podríamos llegar a ella pero con un error

muchísimo mayor.

- Pérdida de carga (Pressure Drop) @ caudal normal (operación)

de 0.39089 bar, lo cual es superior al vortex pero aceptable.

- Velocidad máxima @ máximo caudal en este caso tenemos 76.759

m/s que es una velocidad correcta para un GAS.


nos da el Coriolis.

Figura 30 Report precisión Coriolis 6” EMERSON

La conclusión es elegir el Coriolis de 6” como candidato válido

para la aplicación.

Introducimos ahora los datos de proceso en el software de E+H y

seleccionamos la tecnología de Coriolis para ver qué solución

técnica nos ofrece y comprarla con la de EMERSON.


Página 109

Figura 31 Report cálculo Coriolis E+H


Página 110

El software nos calcula una serie de datos interesantes todos

para el caudal de operación de 40000 Kg/h:

- Nos da como candidato recomendado el medidor de 4”; el medidor

de 3” lo desestimamos porque su caudal máximo es de 37815 Kg/h

con lo cual no alcanzamos las condiciones de caudal de operación

normal.


de 815 mbar la cual es alta pero aceptable.

Si sólo tuviésemos un medidor lo daríamos por bueno pero al

tener dos en serie la Dp se convierte 1.63 bar lo cual ya es

inaceptable.

- Velocidad máxima @ máximo caudal es de 167.5 m/s que es una

velocidad bastante alta, justo en el límite, pero al ser un

producto limpio podemos aceptarla. Para calcularla hemos

introducido el caudal máximo en el software.

- La precisión que obtenemos es de 0.35% igual que con EMERSON,

aunque cuando el caudal baja a las condiciones mínimas de 3000

Kg/h el error es de 0.47% cosa que no pasaba en el Coriolis de

4” de EMERSON.


nos da el Coriolis

Figura 32 Report precisión Coriolis 4” E+H


Página 111

Si nos miramos ahora estos mismos datos pero para el medidor de

6” vemos:


de 290 mbar la cual es aceptable.

- Velocidad máxima @ máximo caudal es de 91.07 m/s que es una

velocidad correcta para un GAS. Para calcularla hemos

introducido el caudal máximo en el software.

- La precisión que obtenemos es de 0.35% igual que con EMERSON,

aunque cuando el caudal baja a las condiciones mínimas de 3000

Kg/h el error es de 1.6% aceptable teniendo en cuenta la

rangeability que nos dan estos medidores.

En la siguiente figura podemos ver el report de precisión.

Figura 33 Report precisión Coriolis 6” E+H

Como aspirante a la aplicación de E+H podemos seleccionar al

Coriolis de 6” por todo los motivos citados anteriormente.

Así pues entre estos dos candidatos seleccionados deberemos

elegir:


Página 112

Seleccionamos el Coriolis de EMERSON para el FT-70417 y FT-70419

porque tiene más precisión a bajo caudal, la velocidad es menor

en sus tubos lo cual favorecerá el tiempo de vida y la

diferencia de Dp con Endress es mínima.

EMERSON ENDRESS + HAUSER

PRECISION @ CAUDAL NORM +/- 0,35% Span +/- 0,35% Span

PRECISION @ CAUDAL MIN +/- 1,36% Span +/- 1,6% Span

CAUDAL MIN MEDIBLE 0 Kg/h 0 Kg/h

CAUDAL MAX MEDIBLE 95000 Kg/h 92437 Kg/h

CAUDAL MIN REQ.

CAUDAL MAX REQ.

Dp @ CAUDAL NORM. 390 mBar 290 mBar

VEL @ CAUDAL MAX 76,759 m/s 91,07 m/s

TAMAÑO 6" 6"

3000 Kg/h

52000 Kg/h


Página 113

7.2 Sensores de Temperatura

La medida de temperatura constituye una de las mediciones más

comunes y más importantes que se efectúan en los procesos

industriales. Los instrumentos de temperatura utilizan diversos

fenómenos que son influidos por la temperatura y entre los

cuales figuran:

- Variaciones en el volumen o en estado de los cuerpos

- Variaciones de resistencia de un conductor (termorresistencia)

- Variaciones de resistencia de un semiconductor (termistores)

- F.E.M. creada en la unión de dos metales distintos

(termopares)

- Intensidad de la radiación total emitida por el cuerpo

(pirómetro de radiación)

Nos centraremos en las termorresistencias y termopares que son

los sensores más utilizados para la medición de temperatura en

la industria del Refino. En nuestro Terminal mediremos

temperatura de GNL, de Gas Natural y de agua de Mar.


7.2.1.1 Termorresistencia

La medida de temperatura utilizando termorresistencias depende

de las características de resistencia en función de la

temperatura que son propias del elemento de detección.

El elemento consiste usualmente en un arrollamiento de hilo muy

fino del conductor adecuado bobinado entre capas de material

aislante y protegido con un revestimiento de vidrio o de

cerámica.

El material que forma el conductor se caracteriza por el llamado

coeficiente de temperatura de resistencia que expresa a una

temperatura especificada, la variación de la resistencia en

ohmios del conductor por cada grado que cambia su temperatura.

Los materiales que forman el conductor de la resistencia deben

poseer las siguientes características:

1. Alto coeficiente de temperatura de la resistencia, ya que de este modo el instrumento de medida será muy sensible

2. Alta resistividad, ya que cuanto mayor sea la resistencia a una temperatura dada tanto mayor será la variación por

grado (mayor sensibilidad)

3. Relación lineal resistencia-temperatura 4. Rigidez y ductilidad, lo que permite realizar los procesos

de fabricación de estirado y arrollamiento del conductor

en las bobinas de la sonda, a fin de obtener tamaños

pequeños (rapidez de respuesta).


Página 114

5. Estabilidad de las características durante la vida útil

del material.

Los materiales que se usan normalmente en las termorresistencias

son el platino y el níquel.

El platino es el material más adecuado desde el punto de vista

de precisión y de estabilidad pero presenta el inconveniente de

su coste. En general la sonda de resistencia de platino

utilizada en la industria del Refino tiene una resistencia de

100 ohmios a 0ºC.

El níquel es más barato que el platino y posee una resistencia

más elevada con una mayor variación por grado, sin embargo,

tiene como desventaja la falta de linealidad en su relación

resistencia-temperatura y las variaciones que experimenta su

coeficiente de resistencia según los lotes fabricados.

El cobre tiene una variación de resistencia uniforme, es estable

y barato, pero tiene el inconveniente de su baja resistividad.

Las bobinas que llevan arrollado el hilo de resistencia están

encapsuladas y situadas dentro de un tubo de protección o vaina

de material adecuado al fluido de proceso (acero inox. 304,

acero inox. 316, hastelloy, monel,..).

Figura 34 Protección sonda temperatura

La variación de resistencia de las sondas es medida con un

puente de Wheatstone dispuesto en montaje de cuatro hilos para

obtener la mayor precisión posible en la medida.

7.2.1.2 Termopares

El termopar se basa en el efecto descubierto por Seebeck de la

circulación de una corriente en un circuito formado por dos

metales diferentes cuyas uniones (unión de medida o caliente y

unión de referencia o fría) se mantienen a distinta temperatura.

Esta circulación de corriente obedece a dos efectos

termoeléctricos combinados, el efecto Peltier que provoca la

liberación o absorción de calor de la unión y el efecto Thomson

que consiste en la liberación o absorción de calor cuando una

corriente circula a través de un metal homogéneo en el que

existe un gradiente de temperaturas.


Página 115

Figura 35 Termopar

La selección de los alambres para termopares se hace de forma

que tengan una resistencia adecuada a la corrosión, a la

oxidación, a la reducción y a la cristalización, que desarrollen

una f.e.m. relativamente alta, que sean estables, de bajo coste

y de baja resistencia eléctrica y que la relación entre la

temperatura y la f.e.m. sea tal que el aumento de ésta sea

paralelo al aumento de temperatura.

- Para la medición de las temperaturas más elevadas se emplean

termopares tipo R o S.

- El termopar tipo E, de cromel-constalán es el utilizado en las

aplicaciones estándar. Este termopar posee la f.e.m. más alta

por variación de temperatura, y puede usarse para temperaturas

de -200ºC a 900ºC.

- El termopar tipo T, de cobre-constalán, tiene una elevada

resistencia a la corrosión por humedad o condensación. Se

utiliza en aplicaciones criogénicas.

Cuando el termopar está instalado a una distancia larga del

instrumento, no se conecta directamente al mismo, sino por medio

de un cable de extensión. Los cables de extensión son

conductores con propiedades eléctricas similares a las del

termopar hasta ciertos límites de temperatura (0 a 200ºC) y son

más económicos.

7.2.1.3 Selección

La selección del sistema de medida queda definida en cada tipo

de aplicación por la precisión y por la velocidad de captación

de la temperatura; es importante señalar que es esencial una

comprensión clara de los distintos métodos de medida con sus

ventajas y desventajas propias para lograr una selección óptima

del sistema más adecuado.

Con todos estos datos y las condiciones de proceso descritas en

el capítulo 6 elegiremos termorresistencias para los TT-70002,

TT-70004,TT-70105, TT-70205, TT-70115, TT-70215, TT-70414 y TT-


Página 116

70415, todos los sensores del proyecto, por los siguientes

motivos:

1. Las termorresistencias son el sensor preferido para todas las aplicaciones estándares (-170ºC a 600ºC).

2. Tienen mejor precisión que los termopares. 3. Tiene mejor repetitividad con el paso del tiempo que los

termopares.

4. Son más baratas y su instalación y mantenimiento es más simple.

Por otro lado los termopares tienen las siguientes ventajas

1. Los termopares son preferibles en aplicaciones por debajo de -170ºC y por encima de 600ºC.

2. Tienen un tiempo de respuesta superior a las

termorresistencias, pero en nuestro caso necesitamos

sensores con un tiempo de respuesta estándar no requerimos

más.

3. En aplicaciones con altas vibraciones (>20Gs 10-2000 Hz) ó shocks (>100 Gs durante más de 8 ms), la recomendación es

utilizar termopares en lugar de termorresistencias, pero

en nuestro proyecto tampoco tenemos instaladas

temperaturas en zona de vibraciones como podría ser la

carcasa de una bomba por ejemplo.


Página 117

7.3 Sensores de Presión

La presión es una fuerza por unidad de superficie y puede

expresarse en unidades tales como pascal, bar, atmósferas,

kilogramos por centímetro cuadrado y psi (libras por pulgada

cuadrada). En el sistema internacional está normalizada en

pascal pero en la industria se suele utilizar el bar (1 bar =

105 Pa, y el kg/cm

2, si bien esta última se emplea cada vez con

menos frecuencia.

La presión puede medirse en valores absolutos, relativos o

diferencial. En la Figura 4 se muestran las clases de presión

que los instrumentos miden comúnmente en la industria.

Figura 36: Clases de Presión

La presión absoluta se mide con relación al cero absoluto de

presión (puntos A y A’ de la figura)

La presión atmosférica es la presión ejercida por la atmósfera

terrestre medida mediante barómetro. A nivel del mar, esta

presión es próxima a 760 mmHg y este valor define la presión

ejercida por la atmósfera estándar.

La presión relativa es la determinada por un elemento que mide

la diferencia entre la presión absoluta y la atmosférica del

lugar donde se efectúa la medición (punto B de la figura). Hay

que señalar que al aumentar o disminuir la presión atmosférica,

disminuye o aumenta respectivamente la presión leída (puntos B’

y B’’), si bien ello es despreciable al medir presiones

elevadas.

La presión diferencial es la diferencia entre dos presiones,

puntos C y C’.

El vacio es la diferencia de presiones entre la presión

atmosférica existente y la presión absoluta, es decir, es la

presión medida por debajo de la atmosférica (puntos D, D’ y

D’’). Las variaciones de la presión atmosférica influyen

considerablemente en las lecturas de vacío.

En nuestra Terminal vamos a medir presión en GNL y Gas Natural y

presión diferencial de Agua de mar. El sistema para la medida de

presiones de hasta aproximadamente 130 bares es la misma para


Página 118

todos los fabricantes, consiste en un diafragma el cual está en

contacto y recibe la presión del producto y un líquido de

relleno que transmite la presión a la electrónica de medida.

En cuanto a la electrónica podemos ver distintas tecnologías

entre los fabricantes y es la razón que utilizaremos para

seleccionar los equipos.


7.3.1.1 Sensores Capacitivos

Son instrumentos que se basan en la variación de capacidad que

se produce en un condensador al desplazarse una de sus placas

por la aplicación de presión. Tienen un tamaño reducido, son

robustos y adecuados para medidas estáticas y dinámicas.

Figura 37: Sensor de Presión de Capacitancia

La precisión de estos sensores es bastante buena.

7.3.1.2 Sensores Resistivos

Los elementos piezoeléctricos son materiales cristalinos que, al

deformarse físicamente por la acción de una presión, generan una

señal eléctrica. Son elementos ligeros, de pequeño tamaño y

construcción robusta. Son sensibles a los cambios de temperatura

y requieren de amplificadores de señal. La estabilidad en el

tiempo es bastante pobre.

7.3.1.3 Selección

Con estos datos y conociendo los principales fabricantes de

sensores de presión para la industria del Refino, EMERSON y

Yokogawa, nos vamos a decidir por Yokogawa ya que monta sensores

capacitivos.

Si nos fijamos en sus DataSheets podemos realizar una tabla

comparativa donde se aprecian las diferencias en las

prestaciones debido al tipo de tecnología utilizada en el

sensor.


Página 119

Figura 38 DataSheet de EMERSON


Página 120


Página 121

Figura 39 DataSheet de YOKOGAWA


Página 122

Podemos comprobar que:

Por consiguiente elegimos a Yokogawa por sus prestaciones

superiores al utilizar un sensor capacitivo para los PT-70104,

PT-70107, PT-70114, PT-70117, PT-70204, PT-70207, PT-70214, PT-

70217, PT-70416 y PT-70418.

ROSEMOUNT YOKOGAWA NOTAS

PRECISION +/- 0,065% Span +/- 0,04% Span Precisión incluyendo linealidad, histeresi y repetibilidad

+/- 0,125% URL Durante 5 años. Cambios de 28ºC y de 69 bar

+/- 0,1% URL Durante 10 años. Cambios de 28ºC y de 69 bar

EFECTO TEMP. +/- (0,065% Span + 0,125% URL) +/- (0,04% Span + 0,009% URL) Cambio de 28ºC

TIEMPO RESP. 100 ms 90 ms

ESTABILIDAD


Página 123

7.4 Válvulas de Control

La válvula de control es muy importante en el control del

proceso industrial ya que realiza la función de variar el caudal

del fluido de control que modifica a su vez el valor de la

variable medida comportándose como un orificio de área

continuamente variable. Dentro del lazo de control tiene tanta

importancia como el elemento primario o el transmisor o el

controlador.

Figura 40 Válvula de control

EL cuerpo de la válvula contiene en su interior el obturador y

los asientos y está provisto de rosca, bridas o conexión soldada

para la unión a la tubería. El obturador es quien realiza la

función de control de paso de fluido y puede actuar en la

dirección de su propio eje o bien tener un movimiento rotativo.

Está unido a un vástago que pasa a través del bonete del cuerpo

y que es accionado por el actuador.

En la Terminal Marina tendremos válvulas de control en la

recirculación de las bombas para el control de presión y

válvulas en el envío de GNL al vaporizador para el control de

caudal.


Página 124


7.4.1.1 Tipos de Válvulas

Las válvulas pueden ser de varios tipos según sea el diseño del

cuerpo y el movimiento del obturador. Veremos las más utilizadas

en las refinerías:

- Válvula de Globo

Puede verse en las figuras 41 a,b y c siendo de simple asiento,

de doble asiento y de obturador equilibrado respectivamente. Las

válvulas de simple asiento precisan de un actuador de mayor

tamaño para que el obturador cierre en contra de la presión

diferencial del proceso. Por lo tanto, se emplean cuando la

presión del fluido es baja y se precisa que las fugas en

posición de cierre sean mínimas. En la válvula de doble asiento

o de obturador equilibrado la fuerza de desequilibrio

desarrollada por la presión diferencial a través del obturador

es menor que en la válvula de simple asiento. Por este motivo se

emplea en válvulas de gran tamaño o bien cuando deba trabajarse

con una alta presión diferencial. En posición de cierre las

fugas son mayores que en una válvula de simple asiento.

- Válvula de jaula

Consiste en un obturador cilíndrico que desliza en una jaula con

orificios adecuados a las características de caudal deseadas en

la válvula, figura 41d. Se caracterizan por el fácil desmontaje

del obturador y porque éste puede incorporar orificios que

permiten eliminar prácticamente el desequilibrio de fuerzas

producido por la presión diferencial favoreciendo la estabilidad

del funcionamiento. Por este motivo, este tipo de actuador

equilibrado se emplea en válvulas de gran tamaño o bien cuando

deba trabajarse con una muy alta presión diferencial. Como el

obturador está contenido dentro de la jaula, la válvula es muy

resistente a las vibraciones y al desgaste.

- Válvula de obturador excéntrico rotativo

Consiste en un obturador de superficie esférica que tiene un

movimiento rotativo excéntrico y que está unido al eje de giro

por uno o dos brazos flexibles, figura 41e. El eje de giro sale

al exterior del cuerpo y es accionado por el vástago de un

actuador. El par de éste es reducido gracias al movimiento

excéntrico de la cara esférica el obturador. La válvula se

caracteriza por una gran capacidad de caudal.

- Válvula de Mariposa

El cuerpo está formado por un anillo cilíndrico dentro del cual

gira transversalmente un disco circular, figura 41f. La válvula

puede cerrar herméticamente mediante un anillo de goma encastado

en el cuerpo. El actuador acciona el eje de giro del disco y

ejerce su par máximo cuando la válvula está totalmente abierta

(en control todo-nada se consideran 90º y en control continuo

60º, a partir de la posición de cierre ya que la última parte


Página 125

del giro es bastante inestable), siempre que la presión

diferencial permanezca constante.

- Válvula de Bola

El cuerpo de la válvula tiene una cavidad interna esférica que

alberga un obturador en forma de esfera o de bola, figura 41g.

La bola tiene un corte adecuado usualmente en V que fija la

curva característica de la válvula. En posición de apertura

total, la válvula equivale aproximadamente en tamaño al 75% del

tamaño de la tubería. La válvula de bola se emplea

principalmente en el control de caudal de fluidos negros, o bien

en fluidos con gran porcentaje de sólidos en suspensión.

Una válvula de bola típica es una válvula de macho, figura 41h,

que consiste en un macho de forma cilíndrica con un orificio

transversal igual al diámetro de la tubería. El macho ajusta en

el cuerpo de la válvula y tiene un movimiento de giro de 90º. Se

utiliza generalmente en el control manual todo-nada de líquidos

o gases.

Figura 41 Tipos de válvulas de control

7.4.1.2 Cuerpo de la Válvula

El cuerpo de la válvula debe resistir la temperatura y la

presión del fluido sin pérdidas, tener un tamaño adecuado para

el caudal que debe controlar y ser resistente a la erosión o la

corrosión producidas por el fluido.

El cuerpo y las conexiones a la tubería (bridadas o soldadas)

están normalizados de acuerdo con las presiones y temperaturas

de trabajo en la norma ANSI.

El cuerpo suele ser de acero al carbono o acero inoxidable y en

casos especiales pueden ser de monel, hastelloy C, etc.


Página 126

7.4.1.3 Bonete de la Válvula

El bonete de la válvula de control tiene por objeto unir el

cuerpo y el actuador. A través de ella se desliza el vástago del

obturador accionado por el actuador. El vástago dispone

generalmente de un índice que señala en una escala la posición

de apertura o de cierre de la válvula.

Para que el fluido no se escape a través del bonete es necesario

disponer una caja de empaquetadura entre el bonete y el vástago.

La empaquetadura ideal debe ser elástica, tener un bajo

coeficiente de rozamiento, se químicamente inerte y ser un

aislante eléctrico, con el fin de no formar un puente galvánico

con el vástago que dé lugar a una corrosión de partes de la

válvula. La empaquetadura que se utiliza normalmente es de

teflón cuya temperatura máxima de servicio es de 220ºC. A

temperaturas superiores o inferiores a este valor es necesario o

bien emplear otro material o bien alejar la empaquetadura del

cuerpo de la válvula para que se establezca así un gradiente de

temperaturas entre el fluido y la estopada y esta última pueda

trabajar satisfactoriamente.

La empaquetadura normal no proporciona un sella perfecto para el

fluido. En el caso de fluidos corrosivos, tóxicos, radioactivos,

o muy valiosos hay que asegurar un cierre total en la estopada.

Los fuelles de estanqueidad lo proporcionan al estar unidos por

un lado al vástago y por el otro al bonete. La estanqueidad

lograda es prácticamente perfecta.

Así pues, según las temperaturas de trabajo de los fluidos y el

grado de estanqueidad deseada existen los siguientes tipos de

bonetes:

- Bonete normal, figura 42a, adecuada para trabajar a

temperaturas del fluido variables entre 0 y 220ºC

- Bonete con aletas de radiación, figura 42b, circulares o

verticales que puede trabajar entre -20 a 450 ºC, recomendándose

que por encima de 350ºC, la válvula se monte invertida para

facilitar el enfriamiento de la empaquetadura.

- Bonete con columnas de extensión, figura 42c. Las columnas son

adecuadas cuando el fluido está a temperaturas muy bajas. Como

guía en su selección podemos tomar las longitudes de la figura

11.

- Bonete con fuelle de estanqueidad, figura 42d, para

temperaturas de servicio entre -20 y 450ºC.


Página 127

Figura 42 Tipos de bonetes

Figura 43 Longitudes Bonete extendido

7.4.1.4 Partes internas de la Válvula. Obturador y asientos

Como partes internas de la válvula se consideran generalmente

las piezas metálicas internas desmontables que están en contacto

directo con el fluido. Estas piezas son el vástago, la

empaquetadura, los anillos de guía del vástago, el obturador y

los asientos, hay que señalar que el obturador y el asiento

constituyen el corazón de la válvula al controlar el caudal

gracias al orificio de paso variable que forman al variar su

posición relativa, y que además tienen la misión de cerrar el

paso del fluido.

En la selección del obturador y los asientos intervienen tres

puntos principales:


Página 128

- Materiales normales y los especiales aptos para contrarrestar

la corrosión, la erosión y el desgaste producido por el fluido.

- Características de caudal en función de la carrera

- Tamaño normal o reducido que permite obtener varias

capacidades de caudal de la válvula con el mismo tamaño del

cuerpo.

7.4.1.4.1 Material

El obturador y los asientos se fabrican normalmente en acero

inoxidable porque este material es muy resistente a la corrosión

y a la erosión del fluido.

Cuando la velocidad del fluido es baja, pueden utilizarse PVC,

fluorocarbonos y otros materiales blandos, solos o reforzados

con fibras de vidrio o grafito. En algunas válvulas pueden

utilizarse obturadores y asientos de cerámica.

No existe actualmente ningún material que resista la corrosión

de todos los fluidos, por lo cual en muchos casos es necesario

utilizar materiales combinados cuya selección dependerá del

medio específico donde deban trabajar. La figura 12 constituye

una guía que permite seleccionar los materiales resistentes a la

corrosión.

Cuando el material resistente a la corrosión es caro, pueden

utilizarse materiales de revestimiento, tales como plásticos,

fluorocarbonos, elastómeros, vidrio y Tántalo. Como es lógico el

revestimiento no debe fallar pues el fluido atacaría el metal

base y la válvula se perforaría.

Figura 44 Materiales resistentes a la Corrosión


Página 129


Página 130


Página 131

La erosión se produce cuando partículas a alta velocidad en el

seno del fluido chocan contra la superficie del material de la

válvula. Estas condiciones se encuentran en la vaporización de

un liquido (flashing), con arena, fangos, etc. La posible

presencia del fenómeno de la erosión ante el gran numero de

fluidos y la gran variedad de condiciones de servicio que se

encuentran actualmente en la industria del refino obliga a

seleccionar el tipo y material del cuerpo y del obturador a fin

de resistirla, en particular en condiciones extremas de presión

diferencial y de temperatura.

Figuran a continuación, en orden decreciente de resistencia a la

erosión, los tipos de válvulas más adecuados:

1. Válvula de jaula 2. Válvula de globo de simple asiento con obturador

contorneado

3. Válvula de globo de simple asiento con obturador en V 4. Válvula de globo de doble asiento con obturador

contorneado

5. Válvula de globo de doble asiento con obturador en V

El obturador contorneado es más adecuado que uno en V; éste

distribuye el flujo de fluido a través de uno o dos de los

orificios en V mientras que el primero lo hace alrededor de la

periferia del obturador.


Página 132

El obturador y el asiento son los más castigados por la erosión.

7.4.1.4.2 Características de Caudal

El obturador determina la característica de caudal de la

válvula; es decir, la relación que existe entre la posición del

obturador y el caudal de paso del fluido.

La característica de un fluido incomprensible fluyendo en

condiciones de presión diferencial constante a través de la

válvula se denomina característica de caudal inherente y se

representa usualmente considerando como abscisas la carrera del

obturador de la válvula y como ordenadas el porcentaje de caudal

máximo bajo una presión diferencial constante.

Las curvas características más significativas son la de apertura

rápida, la lineal y la isoporcentual, siendo las más importantes

y utilizadas estas dos últimas.

- El obturador con característica de apertura rápida el caudal

aumenta mucho al principio de la carrera llegando rápidamente al

máximo.

- El obturador con característica lineal el caudal es

directamente proporcional a la carrera.

- El obturador con característica isoporcentual cada incremento

de carrera del obturador produce un cambio en el caudal que es

proporcional al caudal que fluía antes de la variación. Se

caracteriza porque al principio de la carrera de la válvula, la

variación de caudal es pequeña, y al final, pequeños incrementos

en la carrera se traducen en grandes variaciones de caudal.

Figura 45 Características de la válvula

7.4.1.5 Actuador de la Válvula

Los actuadores pueden ser neumáticos, eléctricos, hidráulicos y

digitales, si bien se emplean generalmente los dos primeros por

ser más simples, de actuación rápida y tener gran capacidad de

esfuerzo. Puede afirmarse que el 90% de las válvulas utilizadas

en la industria son accionadas neumáticamente.


Página 133

Figura 46 Tipos de Actuadores

7.4.1.5.1 Actuador Neumático

El actuador neumático consiste en un diafragma con resorte que

trabaja entre 3 y 15 psi.

Al aplicar una cierta presión sobre el diafragma, el resorte se

comprime de tal modo que el mecanismo empieza a moverse y sigue

moviéndose hasta que se llega a un equilibrio entre la fuerza

ejercida por la presión del aire sobre el diafragma y la fuerza

ejercida por el resorte.

Los fabricantes de válvulas normalizan los tamaños de los

actuadores de acuerdo con el tamaño de los cuerpos de las

válvulas donde van montados. A veces ocurre que la fuerza que

proporciona un actuador estándar no es suficiente y es necesario

utilizar un actuador sobredimensionado que para el mismo campo

de compresión permita una mayor fuerza gracias a su mayor área

efectiva en el diafragma y a la mayor carrera del vástago del

obturador.

7.4.1.6 Posicionador de la Válvula

Las fuerzas de desequilibrio que actúan en la válvula de control

influyen en la posición del vástago de la válvula y hacen que el

control sea errático e incluso inestable. Estas fuerzas son

esencialmente las siguientes:

1. Fuerza de rozamiento del vástago al deslizarse a través de la empaquetadura, variable según que el vástago esté en

movimiento o parado y según el estado de la superficie.

2. Fuerza estática del fluido sobre el obturador que depende de la presión diferencial existente, o sea, del grado de

apertura de la válvula y de las presiones anterior y

posterior a la misma.

Estas fuerzas pueden compensarse empleando el posicionador.

Esencialmente es un controlador proporcional de posición con

punto de consigna procedente del controlador, variable entre 3 a

15 psi.


Página 134

El posicionador compara la señal de entrada con la posición del

vástago y si está no es correcta (existe una señal de error)

envía aire al actuador o bien lo elimina en el grado necesario

para que la posición del vástago corresponda exactamente o bien

sea proporcional a la señal neumática recibida.

7.4.1.7 Coeficiente Kv y Cv

LA necesidad universal de normalizar el cálculo de las

dimensiones de las válvulas, no sólo en cuanto a tamaño sino

también en cuanto a capacidad de paso del fluido ha llevado a

los fabricantes a adoptar un coeficiente que refleja y

representa la capacidad de las válvulas de control.

El primer coeficiente de dimensionamiento de válvula que se

utilizó fue el denominado Cv, que empleado inicialmente en

Estados Unidos, se define como: Caudal de agua en galones USA

por minuto que pasa a través de la válvula en posición

completamente abierta y con una pérdida de carga de una libra

por pulgada cuadrada (psi).

En los países que emplean unidades métricas se suele utilizar

además el coeficiente Kv, que la norma internacional IEC-534

sobre válvulas de control de procesos industriales define como:

Caudal de agua (de 5 a 40ºC) en m3/h que pasa a través de la

válvula a una apertura dada y con una pérdida de carga de 1 bar.

La equivalencia entre los coeficientes Kv y Cv para válvula

totalmente abierta es:

Kv = 0.86 Cv (m3/h)

7.4.1.8 Flashing

El líquido, de acuerdo con su presión y su temperatura, puede

existir en estado líquido o de vapor. A temperaturas inferiores

al punto de ebullición es un líquido y a temperaturas superiores

es un vapor. Por otro lado, el punto de ebullición es función de

la presión; cuanto más alta sea ésta, tanto mayor es la

temperatura del punto de ebullición.

En algunas aplicaciones de las válvulas de control el fluido

existe antes de la válvula en estado líquido y aguas abajo en

estado de vapor. Es evidente que en estas circunstancias se ha

presentado una vaporización parcial o completa en alguna parte

de la válvula por la estrangulación que ésta crea, al existir en

la salida una presión inferior o igual a la presión de vapor del

líquido a la temperatura de derrame. Es difícil precisar si

desde el punto de vista de cálculo el fluido debe ser

considerado como líquido o como vapor y por lo tanto no pueden

aplicarse las fórmulas convencionales.

El fenómeno de la vaporización da ligar al paso de la mezcla

vapor-liquido a gran velocidad a través de la válvula, con lo

que el choque de gotas del líquido sobre el material de las

paredes de la válvula erosiona la superficie pudiendo llegar a

agujerear el cuerpo.


Página 135

7.4.1.9 Selección

Con estos datos y teniendo en cuenta los datos de proceso del

capítulo 6, vamos a seleccionar válvulas de globo de simple

asiento y válvulas de jaula de asiento múltiple para cubrir las

aplicaciones de control que tenemos:

CV-70121 & CV-70221:

1. No podemos montar válvulas de movimiento circular ya que requerimos de bonete extendido (criogénico) para soportar

las temperaturas de -162ºC a las que vamos a trabajar.

2. Dentro de las válvulas de movimiento lineal tenemos

válvulas de globo y de jaula. Utilizaremos la válvula de

globo de simple asiento ya que la aplicación es bastante

estándar, fluido limpio, baja Dp, P por encima de la P

vapor…

CV-70106, CV-70116, CV-70206 & CV-70216

1. No podemos montar válvulas de movimiento circular ya que requerimos de bonete extendido (criogénico) para soportar

las temperaturas de -162ºC a las que vamos a trabajar.

2. Dentro de las válvulas de movimiento lineal tenemos

válvulas de globo y de jaula. Utilizaremos una válvula de

jaula ya que la P de salida está muy cerca a la P de vapor

del GNL y se nos producirá flashing (pequeñas burbujas de

gas a alta velocidad), con la jaula minimizaremos el

flashing y la erosión que se pueda producir. Por otro lado

tenemos una muy alta Dp por lo tanto también buscaremos un

diseño de asiento múltiple que permita saltos de presión

escalonados y reduzca la velocidad del fluido al paso por

el obturador. Por último la jaula también nos servirá de

guía para el obturador y protegerá al eje de posibles

torsiones ya que no será este el único que guie al

obturador.

Ciertamente es una aplicación comprometida.

Seleccionamos a VALTEK (Flowserve) y MASONEILAN (Dresser) como

suministradores reconocidos de válvulas para la industria.


Empezamos los cálculos de la CV-70121 y CV-70221 cuya aplicación

es más sencilla:


Página 136


Página 137


Página 138


Página 139

El software de Masoneilan, ValSpeQ, nos da como candidata una

válvula de globo de la serie 21000, de las más utilizadas en

refino junto con la Camflex II, serie 35000; con un Cv de 46.

Podemos observar el tamaño del bonete extendido que será de

600mm.

Vemos que utilizaremos una zona de la carrera teórica (%lift)

des del 10,13% al 78.48% suficiente para cubrir las tres

condiciones de caudal, y con la que parece que la regulación

será bastante fina ya que no utilizamos los límites de apertura

y cierre de la válvula dónde el control se hace más complicado;

suele ser el último 10% de carrera en el cierre y el 5% en la

apertura.

En la figura siguiente vemos el detalle de los internos de la

válvula CV-70121 y CV-70221 de Masoneilan.

Figura 47 Internos válvulas CV-70121 & CV-70221


Página 140

Vamos ahora con los cálculos de la CV-70106, CV-70116, CV-70206

y CV-70216:


Página 141


Página 142


Página 143


Página 144

Figura 48 Plano Dimensional CV-70106, CV-70116, CV-70206 y CV-

70216


Página 145

Observamos que el software de Valtek, nos da como candidata una

válvula de globo de la serie Mark One, con asiento múltiple de 5

etapas y jaula; con un Cv de 3.5.

Podemos observar el tamaño del bonete extendido que será de

533mm.

Vemos que utilizaremos una zona de la carrera teórica (%Est

Stroke) des del 10% al 88% suficiente para cubrir las tres

condiciones de caudal, y con la que parece que la regulación

será bastante fina ya que no utilizamos los límites de apertura

y cierre de la válvula dónde el control se hace más complicado;

suele ser el último 10% de carrera en el cierre y el 5% en la

apertura.

Como curiosidad cabe destacar que en la válvulas de envío de GNL

al evaporador, CV-70121 y CV-70221, tenemos un caudal máximo de

26000 Kg/h con un Cv=46. Así pues cabría esperar que estas

válvulas de recirculación, CV-70106, CV-70116, CV-70206 y CV-

70216, con un caudal máximo de 12000 Kg/h tuvieran un Cv

alrededor de la mitad, es decir, 23 y en cambio lo tienen

muchísimo menor, de tan sólo 3.5. Esto es debido a la gran Dp de

estas últimas que permite que con un orificio 13 veces inferior

(46 a 3.5) lleguemos a caudales de la mitad.

En la figura siguiente vemos el detalle de los internos de la

válvula CV-70106, CV-70116, CV-70206 y CV-70216 de Valtek.


Página 146

Figura 49 Internos válvulas CV-70106, CV-70116, CV-70206 y CV-

70216


Página 147

7.5 Válvulas Todo-Nada

A diferencia de las válvulas de control que realizan un control

continuo, las válvulas todo-nada se utilizan para un control

discreto del proceso, se abren completamente para dejar pasar el

caudal o se cierran para bloquearlo, o como elemento final de

seguridad a la hora de aislar escenarios.


Los cuerpos utilizados son los mismos que los descritos en las

válvulas de control.

Los actuadores son del tipo cremallera (Rack & Pinion) y no de

campana como en las válvulas de control.

Figura 50 Actuador Rack & Pinion

7.5.1.1 Selección

Para el control todo-nada se utilizan válvulas de bola, por su

buena estanqueidad, hasta tamaños de 4”; para tamaños superiores

se utilizan válvulas de mariposa por ser más económicas, al

utilizar menos metal en la fabricación del obturador, y por su

estanqueidad igual o superior a las válvulas de bola.

En nuestra Terminal Marina utilizaremos válvulas de mariposa

Vanessa con actuadores EL-O-MATIC, ambos filiales de la ya

nombrada anteriormente EMERSON.


El cuerpo de las válvulas todo-nada siempre se pide del mismo

tamaño que la línea por consiguiente no hay que realizar ningún

cálculo para dimensionarlo.

Los datos de proceso que tenemos en el capítulo 6 nos sirven

para dimensionar el actuador que debe accionar la válvula

teniendo en cuenta los siguientes puntos:

- Presión de alimentación del Aire de Instrumentos


Página 148

- Frecuencia de Funcionamiento

- Par de la válvula en vacio

- Par en carga en función del Dp ShutOff

- Tiempo de Apertura y cierre requerido

- Propiedades del fluido (Viscoso, pegajoso…)

- Porcentaje de seguridad que se quiera aplicar al cálculo.

Este cálculo se deja normalmente en manos del vendedor ya que es

él el que tiene la información de par de la válvula en vacio y

puede ejecutar las pruebas para encontrar el actuador más

adecuado que le permita entregar el report de cumplimiento con

los requerimientos anteriores.


Página 149

8 Especificación y Ofertas

8.1 Especificación

Para poder especificar un instrumento debemos conocer:

- Qué espera planta y operación de nuestro medidor.

- Qué rol tiene el medidor dentro de la estrategia de control.

- ¿Forma el medidor parte de algún lazo crítico SIL?

- Qué certificación eléctrica requiere el medidor.

- Los datos de proceso que tenemos que medir.

- Que tecnología y dimensionado adecuadas para el medidor.

Como podemos ver toda esta información ya la tenemos acumulada

de todos los capítulos anteriores, así que ahora vamos a

especificar los modelos completos para cada aplicación y a

obtener las ofertas.

8.1.1 Caudalímetros

El primer caudalímetro que especificaremos es el de agua de mar,

la tecnología que seleccionamos fue una placa de orificio.

Para la medición de caudal con placa de orifico necesitamos

especificar la placa que ya calculamos en el capítulo anterior y

el transmisor de presión diferencial. Este último lo

especificaremos junto con los transmisores de presión.


Página 150

8.1.1.1 Hoja de Especificación Placa Orificio

“PLACA DE ORIFICIO”

FABRICANTE - EPCO

MODELO – SEGÚN LISTADO

PLACA DE ORIFICIO EPCO DEBE ESTAR DEACUERDO A LA TABLA Y

ESPECIFICACIÓN SIGUIENTE:

****PLACA DE ORIFICIO****

· TAG ................................. FE-70003

· ESPEC DE TUBERIA .................... FRP1

· DIAMETRO DE TUBERIA ................. 16”

· MATERIAL DE TUBERIA ................. FRP (PLÁSTICO)

· ESPESOR DE TUBERIA................... ESTANDARD

· TAMAÑO DE CONEXIÓN .................. 16”

· RATING DE CONEXIÓN .................. 150#

· TIPO DE CONEXIÓN .................... BRIDA FF

· MATERIAL DE LA PLACA ................ HASTELLOY C

· TAMAÑO DEL ORIFICIO ................. 260.89 mm

SEGÚN PLANO DE DETALLE:


Página 151

8.1.1.2 Hoja de Especificación Vortex

El único punto que debemos vigilar es la temperatura de trabajo

de la electrónica ya que vamos a realizar un montaje directo, es

decir en el propio sensor y no remota, para ello debemos

especificar la electrónica con la opción de temperatura

extendida. Por lo demás el medidor es un Vortex estándar.

“VORTEX”

FABRICANTE - EMERSON

MODELO – VER TABLA

VORTEX DE EMERSON DEBE ESTAR DEACUERDO A LA TABLA Y


****GENERAL****

· TAG ................................. VER TABLA

· ESPEC DE TUBERIA .................... VER TABLA

· CLASIFICACION DE AREA ............... VER TABLA

· CERTIFICACION ELECTRICA ............. VER TABLA

· OPCIONES............................. AMB. CORROSIVO/MARINO

****CUERPO Y SHEDDAR****

· TAMAÑO DE CONEXIÓN .................. VER TABLA

· RATING DE CONEXIÓN .................. VER TABLA

· TIPO DE CONEXIÓN .................... VER TABLA

· MATERIAL DEL CUERPO ................. VER TABLA

· CONFIGURACION ...................... VER TABLA

· MATERIAL DEL SHEDDAR................. VER TABLA

****TRANSMISOR****

· RANGO MIN. CALIBRADO ................ VER TABLA

· RANGO MAX. CALIBRADO ................ VER TABLA

· CALIBRACION DENSIDAD ................ VER TABLA


Página 152

TAG NUMBER | MODEL NUMBER | PIPE PIPE BODY END CONN. SHEDDAR CALIBR. A.OUT #1 AREA PED HAZARDOUS

| | SPEC SIZE MATR’L SIZE/RATE/TYPE MATR’L DENSITY CALIBR. CLASSIFIC. AREA

| | RANGE CERTIFICATION

| | [kg/m3] [kg/h]

FT-70120 | 8800DF020SA3E1D1K1CNQ4PD SS2 4” 316L 2” 300# RF 316L 450 0-26000 Zone 2 IIA T1 II 2G EEx d[ia] IIC T6

FT-70220 | 8800DF020SA3E1D1K1CNQ4PD SS2 4” 316L 2” 300# RF 316L 450 0-26000 Zone 2 IIA T1 II 2G EEx d[ia] IIC T6

ORDERING CODE DETAIL:

VORTEX FLOWMETER EMERSON

MODELO : 8800D

CONEXION : F - FLANGED

TAMAÑO : 020 - 2"

MAT.MOJADO : S - 316L WROUGHT STAINL.& CF3M CAST SS

RATING : A3 - 300#

TEMPERATUR. : E - EXTENDED:-200 TO 427ºC

CONDUIT : 1 - 1/2" NPT ALUM. HOUS.

SALIDA : D - 4-20 MA HART

CALIBRACION : 1 - CAUDAL

ELEC. CERT. : K1 - FLAME PROOF,IS,TYPEN

ALARMA : CN - DOWNSCALE ACC. NAMUR

CERT. CAL. : Q4 - CERT. CALIBRACION

CERT. PRES. : PD - CERT. PED


Página 153

8.1.1.3 Hoja de Especificación Coriolis

Debemos tener en cuenta que son medidores oficiales, para

realizar el pago del GN vendido a los consumidores, muchas veces

estos clientes quieren ver “in situ” el valor que marca el

display del contador así que vamos a montar electrónicas remotas

en el Cuadro de Control para minimizar los riesgos y no tener

que acceder a planta en esos casos. Por el resto el Transmisor

será estándar.

En cuanto al sensor vamos a seleccionar una nueva opción de

procesador mejorado “enhanced” que permite más diagnósticos

incluso almacena todas las variables del equipo durante una

semana lo cual facilitará la resolución de problemas, sobre todo

teniendo en cuenta que sin estos equipos no podemos vender GN.

“CORIOLIS”



CORIOLIS DE EMERSON DEBE ESTAR DEACUERDO A LA TABLA Y


****GENERAL****

· TAG ................................. VER TABLA





****TUBO****




· MATERIAL DEL TUBO ................... VER TABLA

· DIÁMETRO DEL TUBO ................... VER TABLA

· RATING ENVOLCENTE SECUNDARIO ....... VER TABLA

· MATERIAL DEL CUERPO.................. VER TABLA

****TRANSMISOR****

· CONEXION ELECTRICA .................. ½” NPT

· CONFIGURACION ....................... VER TABLA

· LONG. CABLE SENSOR .................. VER TABLA

· ALIMENTACION ........................ 220/230 VAC 50/60 Hz




Página 154

TAG | MODEL NUMBER | PIPE TUBE TUBE BODY SECON. END CONN. MOUNT. CABLE CALIB AREA PED HAZARDOUS

| | SPEC SIZE MATR’L MATR’L PRESS. SIZE/RATE/TYPE CONFIG LENGTH RANGE CLASSIFIC. AREA

| | RATING [m] [Kg/h] CERTIFICATION

| | [bar]

FE-70417 | CMF400M452N2BZSZZZ SS2 2.9” 316L 316L 17 6” 300# RF --- --- --- Zone 2 IIA T1 II 2G EEx ib IIB T5

FE-70419 | CMF400M452N2BZSZZZ SS2 2.9” 316L 316L 17 6” 300# RF --- --- --- Zone 2 IIA T1 II 2G EEx ib IIB T5

FT-70417 | 3500R1A05B1BSCZZ --- --- --- --- --- --- RACK 220 0-52000 Area Segura A sensor EEx ib IIB

FT-70419 | 3500R1A05B1BSCZZ --- --- --- --- --- --- RACK 220 0-52000 Area Segura A sensor EEx ib IIB


CORIOLIS SENSOR EMERSON

MODELO : CMF400M

CONEXION : 452 - 6" 300# RF

ESTUCHES : N - ESTANDARD

ELECTRO. : 2 - 4-WIRE INTEGRAL MOUNT ENHANCED CORE PROCESSOR

CONDUIT : B - 1/2" NPT

APROBAC. : Z - ATEX FOR ZONE 1 PED COMPLIANT

IDIOMA : S - ESPAÑOL

CALIBRA. : Z - ESTANDARD

SOFTWARE : Z - ESTANDARD

OPCIONES : Z - ESTANDARD

CORIOLIS TRANSMITTER EMERSON

MODELO : 3500

MONTAJE : R - DIN RACK MOUNT

ALIMENT. : 1 - 230VAC

REM CORE : A - NINGUNA

HARD MOD : 0 - NO ADDIT. HARD. MODULES

SEN INTE : 5 - 4-WIRE TO SENSOR W/ CORE PROCESSORS

TERMINA. : B - SCREW TERMINALS

RELAYS : 1 - NO RELAYS & HOUSING

APROBAC. : B - ATEX SAFE AREA W/ IS SENSOR OUTPUTS

IDIOMA : S - ESPAÑOL

CTRL SOF : C - WITH SMART METER VERIFICATION

MEAS SOF : Z - ESTANDARD

SPEC APP : Z - NO SPECIAL APLICATIONS


Página 155

8.1.2 Sensores de Temperatura

Tal y como decidimos en el capítulo anterior todas los sensores

de temperaturas será termoresistencias. El transmisor irá

montado en la cabeza de la vaina ya que no tenemos temperaturas

altas para montarlo de forma remota, se considera la opción por

encima de los 300ºC del proceso.

Especificaremos los conjuntos de temperatura del fabricante

Wika, líder mundial en la medida de temperatura, por delante de

EMERSON ó ABB.

“TRANSMISORES TEMPERATURA”

FABRICANTE - WIKA


TEMPERATURAS DE WIKA DEBE ESTAR DEACUERDO A LA TABLA Y


****GENERAL****

· TAG ................................. VER TABLA





****VAINA****




· TAMAÑO TUBERIA ...................... VER TABLA

· DIMENSION “U” ....................... VER TABLA

· DIMENSION “T” .......................VER TABLA

· MATERIAL ............................ VER TABLA

****SENSOR****

· MATERIAL DE LA FUNDA ................ VER TABLA

· LONGITUD ............................ VER TABLA

· NUMERO DE SENSORES .................. 1

· TIPO ................................ RTD (PT-100)

****TRANSMISOR****

· MONTAJE ............................. EN CABEZA




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TAG | MODEL NUMBER | PIPE LINE DIM DIM MATR’L. SHEATH DIM CONN. CALIB AREA PED HAZARDOUS

| | SPEC SIZE “U” “T” MATR’L SENS SIZE/RATE/TYPE RANGE CLASSIFIC. AREA

| | [mm] [mm] [mm] RATING [ºC] CERTIFICATION

| |

TE-70002 | P13550FLX1EWEAXXX05 --- --- --- --- --- 316L 550 --- --- --- ---

TE-70004 | P13550FLX1EWEAXXX05 --- --- --- --- --- 316L 550 --- --- --- ---

TE-70105 | P13245FLX1EWEAXXX05 --- --- --- --- --- 316L 245 --- --- --- ---

TE-70115 | P13245FLX1EWEAXXX05 --- --- --- --- --- 316L 245 --- --- --- ---

TE-70205 | P13245FLX1EWEAXXX05 --- --- --- --- --- 316L 245 --- --- --- ---

TE-70215 | P13245FLX1EWEAXXX05 --- --- --- --- --- 316L 245 --- --- --- ---

TE-70414 | P13325FLX1EWEAXXX05 --- --- --- --- --- 316L 325 --- --- --- ---

TE-70415 | P13325FLX1EWEAXXX05 --- --- --- --- --- 316L 325 --- --- --- ---

TT-70002 | T32.1S 50Hz ATEX --- --- --- --- --- --- --- --- 0…40 Zone 2 IIA T1 II 2G EEx d IIC T6

TT-70004 | T32.1S 50Hz ATEX --- --- --- --- --- --- --- --- 0…40 Zone 2 IIA T1 II 2G EEx d IIC T6

TT-70105 | T32.1S 50Hz ATEX --- --- --- --- --- --- --- --- -115…40 Zone 2 IIA T1 II 2G EEx d IIC T6






TW-70002 | 2.0F150FFF375XXXTAA05 FRP1 16” 375 --- TANTALO --- --- 2” 150# FF --- --- --

TW-70004 | 2.0F150FFF375XXXTAA05 FRP1 16” 375 --- TANTALO --- --- 2” 150# FF --- --- --

TW-70105 | 1.0WELDXXX07010003A05 SS2 4” 70 100 304L --- --- 1” SW --- --- --







Página 157

VAINAS SEGÚN PLANOS DE DETALLE:


Página 158

8.1.3 Sensores de Presión

Los transmisores de presión en la impulsión de las bombas

deberán soportar temperaturas criogénicas de -162ºC.

Evidentemente el fluido del diafragma del cuerpo de los

transmisores no soporta dicha temperatura. La solución en estos

casos es utilizar un montaje con sello y capilar. El sello

estará en contacto con la presión de proceso y el capilar la

transmitirá al diafragma del transmisor. Un punto crítico de

este diseño es la selección de la longitud y diámetro del

capilar para conseguir un buen tiempo de respuesta sin grandes

derivas debido a los cambios de temperatura ambiente.

De todas formas el punto más crítico es la selección del fluido

de relleno de los capilares. Mirando los datasheets de YOKOGAWA

vemos que el de menor temperatura es el KN17 que soporta -90ºC.

Si vemos el de EMERSON es el Syltherm® XLT que soporta -73 ºC,

con lo que la selección de YOKOGAWA sigue siendo preferible.

Para que el líquido no se nos congele haremos este montaje:

De esta forma habrá un gradiente de temperatura desde el punto

en el que dejamos de poner aislamiento, además el poner el sello

en vertical favorecerá que se forme gas que actuara de barrerá

aislante. Con este diseño en condiciones de operación el sello

estará en contacto con el gas a una temperatura superior a los -

90 ºC que soporta.

Teniendo en cuenta esto especificamos los sensores de presión.


Página 159

“TRANSMISORES PRESIÓN”



TRANSMISORES DE PRESIÓN DEBEN ESTAR DEACUERDO A LA TABLA Y


****GENERAL****

· TAG ................................. VER TABLA





****CAPILAR****

· TAMAÑO DE CONEXIÓN ALTA PRESION ..... VER TABLA

· RATING DE CONEXIÓN ALTA PRESION ..... VER TABLA

· TIPO DE CONEXIÓN ALTA PRESION ....... VER TABLA

· MODELO ALTA PRESIÓN ................. VER TABLA

· MONTAJE ALTA PRESION ................ VER TABLA

· TAMAÑO DE CONEXIÓN BAJA PRESION ..... N/A

· RATING DE CONEXIÓN BAJA PRESION ..... N/A

· TIPO DE CONEXIÓN BAJA PRESION ....... N/A

· MODELO BAJA PRESIÓN ................. N/A

· LIQUIDO DE RELLENO .................. VER TABLA

· MATERIAL DEL DIAFRAGAM ..............VER TABLA

· DIAMETRO INTERIOR CAPILAR ........... VER TABLA

· LONGITUD CAPILAR .................... VER TABLA

****TRANSMISOR****

· TIPO DE MEDIDA ...................... PRES. RELATIVA



· NUMERO DE SELLLOS ................... UNO


Página 160

TAG | MODEL NUMBER | PIPE DIAP FILL CAP CAP ASSEM CONN. CALIB AREA PED HAZARDOUS

| | SPEC WETT FLUID ID. LENGTH MOUNT SIZE/RATE/TYPE RANGE CLASSIFIC. AREA

| | MAT [mm] [m] RATING [Bar] CERTIFICATION

| | HIGH SIDE

PT-70104 | EJA430AEBS5B77NDKU2D3C2R1N4N5Z SS2 316 KN17 1 3 REMOTE 2” 300# RF 0-45 Zone 2 IIA T1 II 2G EEx d IIC T6

T990.27A20B01SS1NN0B1030CHGPMC















PT-70416 | EJA430AEBS5B77NNKU2D3C2R1N4N5Z SS2 316 --- - - --- 1” SW 0-45 Zone 2 IIA T1 II 2G EEx d IIC T6

PT-70418 | EJA430AEBS5B77NNKU2D3C2R1N4N5Z SS2 316 --- - - --- 1” SW 0-45 Zone 2 IIA T1 II 2G EEx d IIC T6


PRESSURE TRANSMITTER YOKOGAWA SELLO SEPARADOR WIKA

MODELO : EJA430A MODELO : T990.27A

SEÑAL : E - 4-20MA HART TAMAÑO : 20 - 2"

RANGO : B - -1 TO 140 BAR RATING : B - 300#

MATERIAL : S - HAST. C -> DIAFRAGMA 316/316L -> RESTO EXTENS. : 0 - NO APLICA

CONEXION : 5 - 1/4" NPTH CARA : 1 - RF250 RMS

TORNILL. : B - INOX 630 MATERIAL : SS1 - 316L SS

ORIENTA. : 7 - VERT/ALTA A IZDA/ABAJO JUNTA : N - POR OTROS

CONDUIT : 7 - 2 X 1/2" NPTH FLUSH RING : N - NO

DISPLAY : N - NO FLUSH CONN : 0 - NO

SOPORTE : D - EN L C/ABRAZ 2" INOX LIQ. RELLENO : B1 - KN17

CERT. : KU2 - ATEX EEXIA + EEXD CAPILAR : 030 - 3 METROS (1MM ID)

UNIDADES : D3 - BAR C - CUBIERTA PVC BLANCO

FALLO : C2 - DOWNSCALE NAMUR NE 43 MONTAJE : HGP - CONN LADO ALTA PRES

SOFTWARE : R1 - A MEDIDA OPCIONES : M - CERT. MATERIALES

OPCION : N4 - PLACA INOX CON TAG C - CERT. CALIBRACION


Página 161

8.1.4 Válvulas de Control

Empezamos especificando las válvulas de envío que como

seleccionamos en el capítulo anterior son de MASONEILAN.

“VALVULAS DE CONTROL”

FABRICANTE - MASONEILAN


VÁLVULAS DE CONTROL MASONEILAN DEBEN ESTAR DEACUERDO A LA TABLA Y


****GENERAL****

· TAG ................................. VER TABLA





****CUERPO E INTERNOS****




· Cv .................................. VER TABLA

· CARACTERISTICA ...................... VER TABLA

· MATERIAL CUERPO ..................... VER TABLA

· DIRECCION DEL FLUIDO ................ VER TABLA

· ESTOPADA ............................ VER TABLA

· BONETE .............................. VER TABLA

· TIPO INTERNOS ....................... VER TABLA

· MATERIAL DEL OBTURADOR ..............VER TABLA

· MATERIAL DEL ASIENTO ................ VER TABLA

· MATERIAL DE LOS INTERNOS ............ VER TABLA

· CLASE DE ESTANQUEIDAD ............... IV

****ACTUADOR****

· MODELO .............................. PRES. RELATIVA

· TAMAÑO .............................. VER TABLA

· ACCION DEL FALLO .................... VER TABLA

****POSICIONADOR****

· ACCION DEL POSICIONADOR ............. DIRECTA


Página 162

TAG | MODEL BODY PLUG SEAT PIPE BONNET RAT FLOW BODY TRIM CONN. ACT. AREA HAZARDOUS

| MATR’L MATR’L MATR’L SPEC TYPE Cv DIREC. PACKI. TYPE SIZE/RATE/ SIZE/ACTION/ CLASSIFIC AREA

| TYPE MODEL CERTIFICATION

|

CV-70121 | 21124C A351 A479 A479 SS2 EB 46 FTO LATTYFLON STD 2” 300# RF 6/FO/87 --- ---

CF8M STELLITED STELLITED LATTYGRAF

CV-70221 | 21124C A351 A479 A479 SS2 EB 46 FTO LATTYFLON STD 2” 300# RF 6/FO/87 --- ---

CF8M STELLITED STELLITED LATTYGRAF

IP-70121 | SVI --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- Zone 2 IIA T1 II 2G EEx dm IIB T6

IIAP-2

IP-70221 | SVI --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- Zone 2 IIA T1 II 2G EEx dm IIB T6

IIAP-2


Página 163

Especificamos ahora las válvulas de control de la recirculación

de las bombas, estas válvulas de control resuelven una

aplicación compleja, en el capítulo anterior nos decidimos por

la Mark One de Valtek (FLOWSERVE).

“VALVULAS DE CONTROL”

FABRICANTE - FLOWSERVE


VÁLVULAS DE CONTROL FLOWSERVE DEBEN ESTAR DEACUERDO A LA TABLA Y


****GENERAL****

· TAG ................................. VER TABLA









· Cv .................................. VER TABLA

· CARACTERISTICA ...................... VER TABLA

· MATERIAL CUERPO ..................... VER TABLA

· DIRECCION DEL FLUIDO ................ VER TABLA

· ESTOPADA ............................ VER TABLA

· BONETE .............................. VER TABLA

· TIPO INTERNOS ....................... VER TABLA

· MATERIAL DEL OBTURADOR ..............VER TABLA

· MATERIAL DEL ASIENTO ................ VER TABLA

· MATERIAL DE LOS INTERNOS ............ VER TABLA

· CLASE DE ESTANQUEIDAD ............... IV

****ACTUADOR****

· MODELO .............................. VER TABLA

· TAMAÑO .............................. VER TABLA


****POSICIONADOR****

· ACCION DEL POSICIONADOR ............. DIRECTA


Página 164

TAG | MODEL BODY PLUG SEAT PIPE BONNET RAT FLOW BODY TRIM CONN. ACT. AREA HAZARDOUS

| MATR’L MATR’L MATR’L SPEC TYPE Cv DIREC. PACKI. TYPE SIZE/RATE/ SIZE CLASSIFIC AREA

| TYPE ACTION CERTIFICATION

|

CV-70106 | MARK I 304L 316 316 SS2 EB 3.5 FTC SURE CHANNEL 1.5” 300# RF 50/FO --- ---

STELLITED STELLITED GUARD XT STREAM







IP-70106 | XL --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- Zone 2 IIA T1 II 2G EEx d IIB T4

NT3000


NT3000


NT3000


NT3000


Página 165

8.1.5 Válvulas Todo-Nada

Como definimos en el capitulo anterior en nuestra Terminal

Marina utilizaremos válvulas de mariposa Vanessa con actuadores

EL-O-MATIC, ambos filiales de la ya nombrada anteriormente

EMERSON. Elegimos válvulas de mariposa para el cuerpo por la

estanqueidad y el precio ajustado.

“VALVULAS TODO-NADA”

FABRICANTE – EL-O-MATIC


VÁLVULAS TODO-NADA EL-O-MATIC DEBEN ESTAR DEACUERDO A LA TABLA Y


****GENERAL****

· TAG ................................. VER TABLA









· TIPO DE VÁLVULA ..................... VER TABLA

****ACTUADOR****

· MODELO .............................. VER TABLA

· TIPO ................................ VER TABLA

· POSICION ............................ VER TABLA


****SOLENOIDE****

· FABRICANTE .......................... VER TABLA

· MODELO .............................. VER TABLA

****FINAL DE CARRERA****

· FABRICANTE .......................... VER TABLA

· MODELO .............................. VER TABLA


Página 166

TAG | MODEL BODY ACTUATOR ACTUATOR PIPE ACTUATOR ACTUATOR CONN. AREA HAZARDOUS

| TYPE POSITION MODEL SPEC ACTION TYPE SIZE/RATE/ CLASSIFICATION AREA

| TYPE CERTIFICATION

|

ABV-70402 | VANESSA BUTTERFLY PARALLEL ES 950/A/4 SS2 FC SINGLE 4” 300# RF --- ---

33000/QTF ACTION

EV-70402 | PARKER --- --- --- --- --- --- ¼” NPTH ZONE 2 IIA T1 II 2G EEx m T6 IIC

73417BKDPN00NKHZ04C2

ZSC-70402 | ACCORD --- --- --- --- --- --- --- ZONE 2 IIA T1 II 2G EEx m T6 IIC

DCF3ST1N

ZSO-70402 | ACCORD --- --- --- --- --- --- --- ZONE 2 IIA T1 II 2G EEx m T6 IIC

DCF3ST1N


33000/QTF ACTION




DCF3ST1N


DCF3ST1N


33000/QTF ACTION




DCF3ST1N


DCF3ST1N

ABV-70420 | VANESSA BUTTERFLY PARALLEL PS 4000/A/8 SS2 FC SINGLE 8” 300# RF --- ---

33000/QTF ACTION




DCF3ST1N


DCF3ST1N


Página 167

8.2 Ofertas

Vamos a ver la oferta recibida, de cada especificación, por los

fabricantes.

Realizaremos al final una tabla con el coste total de los

equipos de instrumentación.


Página 168

8.2.1 Caudalímetros

8.2.1.1 Oferta Placa Orificio


Página 169

8.2.1.2 Oferta Vortex


Página 170


Página 171


Página 172

8.2.1.3 Oferta Coriolis


Página 173


Página 174


Página 175

8.2.2 Oferta Sensores de Temperatura


Página 176

8.2.3 Oferta Sensores de Presión


Página 177


Página 178

8.2.4 Oferta Válvulas de Control

8.2.4.1 Masoneilan

8.2.4.2 Flowserve


Página 179

8.2.5 Oferta Válvulas Todo-Nada

QUOTATION MB1110003

PRICE

[EURO]

PRICE

[EURO]

PRICE

[EURO]

PRICE

[EURO]

PRICE

[EURO]

PRICE

[EURO]

PRICE

[EURO][WEEKS]

Item TagActuator

Make

Actuator

Model

Fail

action Valve size Solenoid valve Switchbox

Min air

supply

pressure

SIS

*Conditions Actuator L.S.box

Solenoid

valve

Breather

block

Mounting

and

accessories

Valve UNITDelivery

time

1 ABV-70402 El-o-matic ES 950 /A /4 Close Vanessa QTF 4" Parker 73417BKDPN00NKHZ04C2 Accord DCF3ST1N 4 bar(g) YES Severe 689,09 92,53 114,44 92,40 200,43 4609,92 5798,81 24



* OPTIONAL FOR SIS REQUIREMENT:

- Valve signature test (fingerprint), including test report: Euro 345,- /unit Prices Prices are NETT. in EURO’s, excluding VAT.

- Hydrostatic seat test acc. to API 598 and BS 6755, incl. test report: Euro 174,- /unit Delivery time number of working weeks.

after receipt of order and all data required, subject to prior sales.

Additional lead time for seat test: 1 week Delivery conditions DDP Dow site Europe

Payment 30 days nett


Página 180

QUOTATION MB1110003 Rev.01

PRICE

[EURO]

PRICE

[EURO]

PRICE

[EURO]

PRICE

[EURO]

PRICE

[EURO]

PRICE

[EURO]

PRICE

[EURO]

PRICE

[EURO]

PRICE

[EURO][WEEKS]

TagActuator

Make

Actuator

Model

Fail

action Valve size Solenoid valve Switchbox

Min air

supply

pressure

SIS

*Conditions Actuator L.S.box

Solenoid

valve

Breather

block/Quick

exhaust

Mounting

and

accessories

Valve

Seat

leakage

test

Fingerprint

testUNIT

Delivery

time

EBV-70420 El-o-matic PS 4000 /A /8 CLOSE Vanessa QTF 8" Parker 73417BKDPN00NKHZ04C2 Accord DCF3ST1N 4 bar(g) YES Severe 2434,54 92,53 114,44 92,40 248,63 7969,92 280,00 345,00 10952,46 26

* SIS REQUIREMENT: Estimated stroking time: Prices Prices are NETT. in EURO’s, excluding VAT.

- Valve signature test (fingerprint), including test report. Open: 9 seconds Delivery time number of working weeks.

- Hydrostatic seat test of assembled unit acc. to API 598 and BS 6755, incl. test report.Close: 5 seconds after receipt of order and all data required, subject to prior sales.

Delivery conditions DDP Dow site Europe

Payment 30 days nett


Página 181

8.2.6 Costes Materiales Instrumentación

Si tenemos en cuenta sólo los costes de la instrumentación sin

contar indicaciones locales ni cableado, el presupuesto asciende

a:

Tabla 8 Costes Materiales instrumentación

Ahora deberíamos añadir los costes del material para el

cableado, esto depende del bus de campo seleccionado y en el

siguiente capítulo podemos ver la selección que tomamos. Siendo

coherentes con ella vamos a añadir el coste del cable, bandejas

y cajas necesarias para una instalación de esta envergadura.

Cantidad Descripción Coste Unitario Coste Total

1 Placa de Orificio 16" 150# FE-70003 3.250,00 € 3.250,00 €

2 Vortex 2" 300# FT-70120 y FT-70220 1.368,98 € 2.737,96 €

2 Coriolis 6" 300# FT-70417 y FT-70419 12.211,66 € 24.423,32 €


2 PT100 TT-70002, TT-70004 754,06 € 1.508,12 €

6 PT100 TT-70105, TT-70115, TT-70205, TT-70215, TT-70414 y TT-70415 175,93 € 1.055,58 €


8 Sello + Capilar PT-70104, PT-70107, PT-70114, PT-70117, PT-70204, PT-70207, PT-70214 y PT-70217 704,26 € 5.634,08 €

2 Estándar PT-70416 y PT-704018 532,30 € 1.064,60 €


2 Criogénica Masoneilan 2" 300# CV-70121 y CV-70221 3.561,00 € 7.122,00 €

4 Criogénica Flowserve 1/2" 300# CV-70106, CV-70116, CV-70206 y CV-70216 9.948,00 € 39.792,00 €


3 Mariposa 4" 300# RF ABV-70402, ABV-70403 y ABV-70404 5.798,81 € 17.396,43 €

1 Mariposa 8" 300# RF EBV-70420 10.952,00 € 10.952,00 €

Coste Total 114.936,09 €

Caudalímetros

Sensores de Temperatura

Sensores de Presión

Válvulas de Control

Válvulas Todo-Nada


Página 182

8.2.6.1 Oferta Cables Instrumentación


Página 183

8.2.6.2 Oferta Cajas Conexionado

Con la cantidad de señales que manejamos, contemplamos la

utilización de unas 6 cajas.


Página 184


Página 185

8.2.6.3 Oferta Bandeja Cables


Página 186


Página 187

8.2.7 Costes Totales Instrumentación

Ahora sí que tenemos el valor total de los materiales de

Instrumentación.

Tabla 9 Costes Totales Instrumentación


1 Placa de Orificio 16" 150# FE-70003 3.250,00 € 3.250,00 €

2 Vortex 2" 300# FT-70120 y FT-70220 1.368,98 € 2.737,96 €

2 Coriolis 6" 300# FT-70417 y FT-70419 12.211,66 € 24.423,32 €


2 PT100 TT-70002, TT-70004 754,06 € 1.508,12 €

6 PT100 TT-70105, TT-70115, TT-70205, TT-70215, TT-70414 y TT-70415 175,93 € 1.055,58 €


8 Sello + Capilar PT-70104, PT-70107, PT-70114, PT-70117, PT-70204, PT-70207, PT-70214 y PT-70217 704,26 € 5.634,08 €

2 Estándar PT-70416 y PT-704018 532,30 € 1.064,60 €


2 Criogénica Masoneilan 2" 300# CV-70121 y CV-70221 3.561,00 € 7.122,00 €

4 Criogénica Flowserve 1/2" 300# CV-70106, CV-70116, CV-70206 y CV-70216 9.948,00 € 39.792,00 €


3 Mariposa 4" 300# RF ABV-70402, ABV-70403 y ABV-70404 5.798,81 € 17.396,43 €

1 Mariposa 8" 300# RF EBV-70420 10.952,00 € 10.952,00 €


2000 Cable 2x1,3 Armado y Apantallado Cubierta Negro 1,34 € 2.686,00 €

250 Cable 2x1,3 Armado y Apantallado Cubierta Azul 1,34 € 335,75 €

510 Cable 3x1,3 Armado y Apantallado Cubierta Negra 1,49 € 758,88 €

30 Cable 2x2x0,5 Armado y Apantallado Cubierta Azul 1,74 € 52,26 €

500 Cable 2x2x1,3 Armado y Apantallado Cubierta Azul 2,87 € 1.435,50 €

350 Cable 2x2x0,5 Armado y Apantallado Cubierta Negro 1,53 € 535,15 €

200 Cable 3x2x0,5 Armado y Apantallado Cubierta Negro 1,72 € 343,00 €

1500 Cable 24x2x1,3 Armado y Apantallado Cubierta Negro 15,08 € 22.620,00 €


6 Caja de Interconexión 717,55 € 4.305,30 €


1 Bandeja de 300mm de ancho y 125 de ala Inox y accesorios 5.214,30 € 5.214,30 €

1 Bandeja de 200mm de ancho y 125 de ala Inox y accesorios 8.227,05 € 8.227,05 €

Coste Total 161.449,28 €

Cables Instrumentación

Cajas Instrumentación

Bandeja Cable Instrumentación

Caudalímetros

Sensores de Temperatura

Sensores de Presión

Válvulas de Control

Válvulas Todo-Nada


Página 188

9 Comunicación, conexionado y Sistema de Control

9.1 Bus de Comunicación seleccionado

La mayor parte de las comunicaciones entre los instrumentos de

proceso y el sistema de control se basan en señales analógicas

electrónicas de 4-20 mA cc, de las cuales la gran mayoría

generadas por transmisores electrónicos inteligentes.

Cierto es que, pesar de ello, los buses digitales capaces de

manejar grandes cantidades de datos están creciendo día a día.

La tecnología fieldbus es un protocolo de comunicaciones digital

de alta velocidad que está en camino de sustituir a la clásica

señal analógica 4-20 mA cc en todos los sistemas de control

distribuido (DCS), instrumentos de medida y válvulas de control.

Los problemas que de momento no permiten ese cambio son, por un

lado, que los protocolos patentados por los fabricantes no

permiten al usuario final la intercambiabilidad de sus

instrumentos, es decir, no es posible sustituir un instrumento

de un fabricante por otro similar de otro fabricante, ni

intercambiar instrumentos de funcionabilidad equivalente, y por

otro lado la juventud de la tecnología que aún no ha alcanzado

la confianza suficiente para manejar procesos críticos como

pueden ser los de la industria del refino o las centrales

nucleares.

Así pues el bus de comunicación entre los instrumentos y nuestro

sistema de control será HART, que se basa en las señales

analógicas 4-20 mA cc inteligentes.

9.1.1 Protocolo HART

EL protocolo HART (High way-Addressable Remote Transducer)

desarrollado inicialmente por EMERSON agrupa la información

digital sobre la señal analógica clásica de 4-20 mA cc. La señal

digital usa dos frecuencias individuales, 1200 y 2200 Hz, que

representan los dígitos 1 y 0 respectivamente y que en conjunto

forman una onda senoidal que se superpone sobre el lazo de

corriente de 4-20 mA cc. Como la señal promedia de una onda

senoidal es cero, no se añade ninguna componente de cc a la

señal analógica 4-20 mA cc.


Página 189

Figura 51 Señal de Transmisión con Protocolo HART

El protocolo HART permite soportar hasta 256 variables.

La señal electrónica 4-20 mA cc tiene un nivel suficiente y de

compromiso entre la distancia de transmisión y la robustez del

equipo. Al ser continua y no alterna, elimina la posibilidad de

captar perturbaciones, está libre de corrientes parásitas y

emplea sólo dos hilos.

El nivel mínimo seleccionado de 4 mA elimina el problema de la

corriente residual que se presenta al desconectar los circuitos

a transistores. La alimentación de los transmisores puede

realizarse utilizando el mismo par de hilos del transmisor. Este

cero vivo con que empieza la señal (4 mA cc) ofrece también la

ventaja de detectar una avería por corte de un hilo y detectar

el fallo de instrumento (señal a 3.6 mA) en el caso de los

transmisores inteligentes.

9.1.2 Transmisores electrónicos Inteligentes

Los transmisores inteligentes urgieron hacia 1983. Este término

indica que el sensor tiene incorporadas funciones adicionales

que se añaden a las propias de la medida exclusiva de la

variable, como pueden ser la de realizar diagnósticos, indicar

fallo del equipo… a través del bus HART. Lógicamente dichas

funciones son proporcionadas por un microprocesador.

Como resumen podemos ver en la siguiente tabla la evolución de

los transmisores hasta los digitales, que no utilizaremos por la

problemática con la tecnología fieldbus que ya hemos comentado

en el primer punto.


Página 190

Tabla 10 Evolución y Características de los Transmisores


Página 191

9.2 Conexionado y Sistema de Control

Nuestro sistema de Control distribuido se encargará del control

del proceso y se basará en la plataforma de control ABB

Industrial IT 800xA con alta integridad en la seguridad (SIL-2).

Este fabricante ofrece distintos módulos de E/S para el

conexionado de los 4 tipos de señales necesarias para el control

del proceso, nosotros elegiremos los siguientes.

9.2.1 Entradas Analógicas

Seleccionamos el módulo AI845 para las señales analógicas de

entrada.

Características:

- 8 canales configurables de 0…20 mA, 4…20 mA, 0…5 Vdc y 1…5 Vdc

- Operación simple o redundante (con 2 módulos)

- Las 8 entradas están aisladas galvánicamente.

- Resolución de 12 Bits.

- Alimentación de 24 Vdc para alimentar la instrumentación.

- Los 8 canales aceptan comunicación HART.

Figura 52 Módulo de Entradas Analógicas AI845


Página 192

Seleccionamos el módulo AI880A para las entradas analógicas de

alta integridad.

Características:

- 8 canales configurables de 0…20 mA, 4…20 mA.






- Cumple con la normativa NAMUR NE43

- Certificación SIL-3

Figura 53 Módulo de Entradas Analógicas de alta integridad

AI880A

Todos los módulos de entradas analógicas disponen de 4 pines en

cada canal, por ejemplo en el canal 1 son A1, A2, B1 y B2. La

función de los pines se muestra en la figura siguiente.


Página 193

Figura 54 Pines entrada analógica

Se puede observar que para el canal 1, B1 sería la alimentación

a 24 Vdc, positivo del lazo 4…20 mA, B2 sería el retorno de la

señal ajustada por el instrumento, negativo del lazo 4…20 mA y

A1 y A2 son tierra.

Para el conexionado de las señales analógicas hemos de convenir

si el lazo será activo o pasivo.

Un lazo activo es aquel en el que el módulo de ABB alimenta al

transmisor mediante el propio lazo de corriente 4-20 mA. En ese

caso el conexionado en el módulo, sabiendo lo explicado

anteriormente será:

Figura 55 Conexionado entrada analógica AI845 ó AI880 lazo

activo

Un lazo pasivo es aquel en el que el instrumento se alimenta

mediante una fuente externa. En ese caso el conexionado en el

módulo es como sigue:

Figura 56 Conexionado entrada analógica AI845 ó AI880 lazo

pasivo

La alimentación se utiliza sólo en aquellos instrumentos que

tienen un consumo elevado lo cual hace poco recomendado el

conexionado en el propio sistema de control.


Página 194

9.2.2 Salidas Analógicas

Seleccionamos el módulo AO845 para las señales analógicas de

salida.

Características:

- 8 canales configurables de 0…20 mA, 4…20 mA.

- Operación simple o redundante (con 2 módulos).

- Las 8 salidas están aisladas galvánicamente.



- Carga máxima de 750 Ω.


Figura 57 Módulo de Salidas Analógicas AO845

Todos los módulos de salidas analógicas disponen de 3 pines en

cada canal, por ejemplo en el canal 1 son A1, B1 y C1. La



Página 195

Figura 58 Pines salida analógica

Se puede observar que para el canal 1, C1 sería la alimentación

a 24 Vdc, positivo del lazo 4…20 mA, A1 sería el tierra,

negativo del lazo 4…20 mA.

En el caso de las salidas analógicas el lazo siempre es activo

ya que son señales que van al posicionador de las válvulas de

control el cual tiene un consumo bajo, normalmente trabajan con

14 a 36 Vdc @ 4mA, con lo que siempre se alimentan del propio

sistema de control.

Tampoco existen módulos de salida analógicos de alta integridad.

Conceptualmente, el disparo de seguridad de un elemento debe

tratar elementos de corte para una actuación determinada. Por

tanto, no tiene sentido disponer de un módulo de salida de este

tipo. En el caso en que un elemento de salida analógico debiera

formar parte de un lazo de seguridad, se debería buscar una

alternativa para crear la funcionalidad semejante a una señal de

salida discreta: disparar por seguridad una válvula controladora

debería efectuarse mediante la interconexión de una solenoide

que extrajera la presión neumática de la válvula para llevarla a

su posición de seguridad.

Figura 59 Conexionado salida analógica AO845

9.2.3 Entradas Digitales

Seleccionamos el módulo DI840 para las señales digitales de

entrada.

Características:

- 16 canales para señales de 24 Vdc con fuente de corriente.



- Rango de tensión de entrada de 18 a 30 Vdc


Página 196

- Corriente de 7 mA a 24 Vdc. Umbral Falso (0) < 1.5 mA. Umbral

Verdadero (1) > 3 mA.

Figura 60 Módulo de Entradas Digitales DI840.

Todos los módulos de entradas digitales disponen de 3 pines en




Página 197

Figura 61 Pines entrada digital

Se puede observar que para el canal 1, B1 sería la alimentación

a 24 Vdc y 7mA, C1 el retorno de la alimentación.

En el caso de las entradas digitales normalmente trabajamos con

contactos o optoacopladores en función de la criticidad de la

señal y la frecuencia de switch, en algunas ocasiones trabajamos

con sensores inductivos si la clasificación ATEX del Área lo

requiere, no es el caso de este proyecto.

Figura 62 Conexionado entrada digital DI840

9.2.4 Salidas Digitales

Seleccionamos el módulo DO840 para las señales digitales de

salida.

Características:

- 16 canales para señales de 24 Vdc y 500 mA máx. No se puede

superar los 2 A por módulo.




Página 198

Figura 63 Módulo de Salidas Digitales DO840.

Seleccionamos el módulo DO880A para las salidas digitales de

alta integridad.

Características:

- 16 canales para señales de 24 Vdc y 500 mA máx. No se puede

superar los 4 A por módulo.



- Certificación SIL-3


Página 199

Figura 64 Módulo de Salidas Digitales de alta integridad DO880

Todos los módulos de salidas digitales disponen de 3 pines en



Figura 65 Pines salida digital

Se puede observar que para el canal 1, C1 sería la alimentación

a 24 Vdc y 500mA, A1 es tierra.

En los módulos DO840 se permite un consumo máximo de 2 A por

módulo, en el de alta integridad 4 A. Cuando estas salidas se

utilizan para activar relés, es decir, alimentar sus bobinas no

solemos tener problemas ya que el consumo es bajo.


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Figura 66 Conexionado salida digital DO840 ó DO880

Sólo debemos vigilar en el caso de utilizar las salidas para

accionar electroválvulas, en ese caso se deben utilizar

solenoides de bajo consumo, lo cual se suele lograr

electroválvulas autopilotadas.

Figura 67 Conexionado salida digital DO840 ó DO880


Página 201

10 Bibliografía

[1] “Rosemount Pressure Transmitter 3051 Product Data Sheet

00813-0100-4001, Rev LA.” EMERSON.

[2] “Yokogawa EJX430A Gauge Pressure Transmitter GS 01C25E01-

01E” Yokogawa Electric Corporation.

[3] “Industrial Temperature Mesurement Basics and practice” ABB.

[4] “Vortex 8800D Product Data Sheet 00813-0100-4004, Rev HA”

EMERSON.

[5] “MicroMotion Elite Product Data Sheet PS-00374, Rev. Q”

EMERSON.

[6] “MicroMotion Serie 3000 Transmitter Product Data Sheet PS-

00291, Rev. C” EMERSON.

[7] “Fisher Control Valve HandBook 4th Edition” EMERSON.

[8] “Masoneilan Serie 21000 Specification Data CH21000 1/09”

DRESSER.

[9] “Valtek Mark One Control Valves TECHNICAL BULLETIN”

FLOWSERVE.

[10] “Curso Diseño, Operación y Mantenimiento en instalaciones

eléctricas en ATEX.” Certificación IsmATEX, Chilworth.

[11] “Sistemas Instrumentados de Seguridad y Analisis SIS” ISA.

[12] “Instrumentación Industrial” Antonio Creus Solé, Ed.

Alfaomega.

[13] “Industrial IT 800xA - Control and I/O Modules and

Termination Units” ABB.

instrumentación y control de una terminal marina de...

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