Revista automatización 360 6ta edición by Revista Digital Automatización 360

CONTENIDO

EDITORIAL

EQUIPO DE TRABAJO AUTOMATIZACIÓN 360

reportaje 360 el gurÚ

HERRAMIENTAS PARA MONITOREO, OPTIMIZACIÓN Y DETECCIÓN DE FALLAS EN PROCESOS DE CONTROL CAUDAL DP: MEJORES PRÁCTICAS Y NUEVAS TECNOLOGÍAS QUE REVOLUCIONAN LA MEDICIÓN DE CAUDAL

SIEMENS - UNA CONFIGURACIÓN MÁS EFECTIVA USANDO UN MARCO DE INGENIERÍA CON VALOR AGREGADO, DESDE LA INGENIERÍA HASTA EL SERVICIO. ¡CRISIS O CAMBIO! ¿DE QUE LADO ESTAS?

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ingeniería en detalle NORMATIVIDAD COLOMBIANA EN SISTEMAS CONTRA INCENDIO VALVULAS CONFIABLES – PROCESOS CONFIABLES

aL TABLERO

de la teorÍa a la prÁctica

¿QUIEN ES PEPPER?

DETERMINACIÓN DE LÍMITES MÁXIMO Y MÍNIMO DE LLENADO EN TANQUES ATMOSFÉRICOS

CAMPO PETROLERO DIGITAL (DOF)

73 02

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EDITORIAL

editorial Equipo de trabajo Automatizacion 360

La revista Digital Automatización 360 en esta oportunidad quiere compartir a sus lectores un aspecto de los negocios globales, la optimización. Un proceso industrial es la interacción de equipos y elementos auxiliares con el objeto de transformar materias primas y obtener un producto útil con un valor agregado. En un proceso industrial complejo pueden existir distintos tipos de energía para lograr los productos deseados. Por consiguiente, la interacción entre equipos y energías no siempre se produce de la forma más conveniente desde el punto de vista de la eficiencia energética y productividad. Es común encontrar en la industria actual que el rendimiento de los procesos es inferior al que técnicamente puede conseguirse por consiguiente se incrementan los costos operacionales afectando así la competitividad.

Nuestros expertos recomiendan que para comenzar un proyecto de optimización de procesos se debe clasificar en primer lugar las variables que deseamos controlar y luego las variables que determinan el rendimiento. A lo largo de este año la revista Digital Automatización 360 ha consignado en cada edición información basada en experiencias que le ayudarán a nuestros lectores a argumentar sus decisiones. En esta edición compartiremos experiencias y conceptos sobre herramientas de monitoreo y optimización de control de procesos, normativas aplicables a seguridad de procesos y recomendaciones de manejo especifico de activos. Por otro lado, para esta edición contamos con la participación de la Dra. Gloria Sierra, reconocida psicóloga y docente universitaria, quien nos comparte su visión desde lo humano en nuestras disciplinas técnicas, muy cambiantes por estos días.

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Dirección General María Blanco Editorial: Automatización 360 Mercadeo y RR.PP Alexandra Díaz Carlos Andrés Gomez Jaime García Lucia Montoya Diseño y Programación Andrea Paola Gutiérrez Juan Camilo Molina Carlos Andrés Gómez Asesor Legal Oscar Méndez Administración y Contabilidad Clara Merchan

Colaboradores Diana Nieto Gloria Sierra Uribe Marcela Blanco Diego Agudelo Oscar Díaz Morales Javier Pérez Harold Rojas Colaboradores Internacionales Elkin Suarez Durall Martin Winkler Rihab Ehm

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Herramientas para monitoreo, optimización y detección de fallas en procesos de control Diego Agudelo

Ingeniero Electricista

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En la mayoría de las plantas industriales que poseen procesos automatizados, la inversión hecha en sistemas de control es importante, independientemente que se trate de un DCS, RTUs, PLCs o controladores tipo PAC; ésta instrumentación, buses de campo y dispositivos de control asociados representan un activo que debe monitorearse y mejorarse con el tiempo, de tal forma que se mantengan los niveles de confiabilidad establecidos desde el inicio de la operación y se maximice la disponibilidad de los procesos. Ahora bien, es claro que aún en la industria colombiana existe una brecha importante entre esa infraestructura de control denominada piso de planta y niveles de gestión de datos superiores que permitan generar reportes analíticos sobre los procesos y realizar análisis predictivo de fallas. Todo comienza entonces con la calidad de los datos monitoreados, almacenados o historizados de los cuales se disponga sobre el proceso, pues con información precisa y confiable se podrán encontrar causas de variación que serán claves en la toma de decisiones para la sintonización óptima de los sistemas de control. Es importante anotar que si un único activo industrial compartiera sus datos en ‘Facebook’, llevaría menos de 1 hora para que la cantidad de datos fuese equivalente a lo que una persona común comparte durante 1 año entero, esto es lo que se

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denomina comúnmente “Big Data”, y las empresas deben contar con los sistemas de historización industrial adecuados que apalanquen y permitan el manejo de esta gran cantidad de información generada por los procesos desde el piso de planta. Los sistemas de control en la industria pueden entonces estar configurados de tal forma que el desempeño actual del proceso esté lejos de su nivel óptimo, y pueden estar involucradas tantas variables que la correlación entre ellas hace que sea necesario contar con herramientas de Software para su adecuado análisis, ya que de lo contrario se necesitarían muchas de ingeniería para llegar al mismo resultado, lo cual resulta impráctico en un mundo globalizado y competitivo como el actual.

En el mercado de automatización se encuentran numerosas soluciones de optimización de procesos. Csense es una herramienta ampliamente conocida que posee varios módulos que incluyen procesos continuos, discretos y batch, así como opciones para análisis fuera de línea y de tipo Runtime. Para optimización de procesos Csense maneja una opción denominada Troubleshooter, la provee poderosas herramientas analíticas que permiten utilizar avanzadas técnicas para extraer el conocimiento del proceso histórico.

Una vez estas herramientas son aplicadas se pueden determinar de manera idónea los escenarios donde el proceso es optimizado, encontrando la causa raíz de variaciones y estimando los beneficios al optimizar el sistema, siendo posible entonces determinar el comportamiento del proceso antes y después de la optimización.

Con esta herramienta es posible: • Entender el proceso a través de una solución integrada y amigable para análisis de modelos de datos • Obtener las causas más probables de variaciones y problemas en el proceso • Extraer reglas de proceso de manera automática • Determinar las causas de lotes defectuosos • Obtener interrelaciones entre variables • Escenario de Análisis ‘Que pasa si’ • Estimar los beneficios de implementar una solución de tiempo real mediante la construcción de modelos y simulaciones de proceso.

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Una vez seleccionada la ventana de datos del proceso que se quiere analizar, se procesan los datos, se interrelacionan y se pueden realizar varias iteraciones de acuerdo a los modelos sugeridos por la herramienta, de tal manera que se pueden estimar distintos escenarios de comportamiento del proceso en relación con los indicadores que más impactan a la(s) variable(s) de análisis (target). Con estos reportes de salida de la herramienta, numerosos usuarios en varios niveles de la compañía pueden obtener ventajas del uso de esta información, para tener mejor visibilidad y optimización de sus procesos. Este tipo de herramientas para monitoreo, optimización y detección de fallas en procesos de control puede aplicarse a innumerables industrias, obteniendo beneficios de optimización que finalmente se traducen en mejores indicadores financieros para los negocios, lo cual hace que las empresas sean altamente competitivas y mejoren su posicionamiento estratégico en el mercado en el que se encuentren.

Única plataforma integrada para todas las tareas de automatización. siemens.com/tia-portal

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Yo necesito reaccionar rapidamente ante una “alarma inteligente”

Yo necesito mejorar los esquemas de control de la planta con base en los datos obtenidos en los reportes analíticos.

Yo necesito asegurar la factibilidad del proceso utilizando herramientas del análisis del control avanzado.

Yo deseo visualizar en mi explorador web un resumen del comportamiento de la planta.

OPERADOR

INGENIERO DE CONTROL

INGENIERO DE PROCESOS

DIRECTOR DE PLANTA

Los típicos desafíos de planta como variaciones de proceso, calidad de producto final, bajo desempeño de lazos de control son fácilmente direccionados con Proficy y Csense.

Aplicaciones típicas:

Beneficios

• Extracción: monitoreo de equipos y procesos. • Alimentos y bebidas: control avanzado del proceso de secado por spray. • Aguas: medición continua de oxígeno disuelto y de demanda de oxígeno bioquímico. • Manufactura: optimización del proceso y del desempeño. • Generación eléctrica/ Petróleo: manejo inteligente de flotas, monitoreo y diagnóstico remoto de activos.

• Optimizar el desempeño de equipos y procesos. • Mejorar capacidad y calidad. • Reducir uso de materias primas y costos de operación; ahorrar energía. • Ubicar fallas rápidamente, encontrar causas de variación y reducir variación de desempeño. • Ayudar a estabilizar la capa base de control.

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Diego Agudelo Ingeniero Electricista Universidad de la Salle, 18 años de experiencia en el sector eléctrico y de automatización, actualmente trabaja como Sales Application Engineer para Latinoamérica en General Electric, división Plataformas Inteligentes de Energy Management.

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Caudal DP: Mejores prácticas y nuevas tecnologías que revolucionan la medición de caudal Elkin Suarez Durall

Ingeniero Electrónico

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Sin duda alguna, la medición de caudal basada en presión diferencial, continúa siendo la forma más común y más presente en la plantas de proceso. A la tecnología de medición de Caudal por presión diferencial, que llamaremos Caudal DP, se le ha criticado al ser considerada una tecnología obsoleta, y que es fuente de una medición altamente imprecisa. Este argumento puede llegar a ser cierto, si se considera la forma en que tradicionalmente se ha realizado esta medición. Pero recientemente, se ha re-conceptualizado la medición por Caudal DP, y actualmente se pueden lograr desempeños elevados en una medición bajo este principio, inclusive mejores que tecnologías más recientes y sofisticadas. Vamos a resaltar tres componentes primordiales en una medición de Caudal DP: • Elemento Primario • Elemento Secundario • Dispositivo de Cálculo de Caudal

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Elemento Primario

A nivel de los estándares disponibles para el cálculo de los elementos primarios destacamos ISO 5167-2, ASME MFC-3 y AGA Reporte No. 3. Estos estándares definen las reglas de diseño y cálculo para elementos primarios en tuberías mayores a las 2 pulgadas. Vale la pena rescatar que existente pequeñas sutilezas entre los resultados que cada uno de los métodos de cálculo arrojan, además de que los estándares están en contínua revisión, por lo que no debe sorprender que dos cálculos utilizando –por ejemplo- la norma ISO 5167-2 den resultados distintos cuando se utiliza la revisión de 1997 y la del 2003 en forma independiente. De ahí que es importante tener definido un estándar de uso propio en la planta, o bien tener claro la potencial diferencia que pueden llegar a observar debido al uso de distintas estándares o versiones del mismo.

El elemento primario, es el dispositivo que está en contacto con el fluido de proceso y es el encargado en generar el diferencial de presión requerido en la medición. El elemento primario por excelencia, considerado en las mediciones de caudal es la Placa de Orifico. Existe una gran cantidad de literatura y estándares que han logrado modelar matemáticamente este elemento primario así como algunos otros tal como Venturi y la Tobera o Nozzle. Pero también existen otros tipos como el annubar (o pitot promediador), wedge, por nombrar algunos. El elemento primario también incluye al tramo recto aguas arriba y aguas abajo, el acondicionador de línea (si lo hay), y los taps o tomas de presión.

Figura 1.

Figura No.1 Elemento Primario

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Nuevos diseños en elementos primarios han traído beneficios a la medición de Caudal DP en varios sentidos: facilitar la instalación con diseños tipo inserción (como en el caso de annubar o pitot promedio), minimizar la caída de presión permanente (la cual tiene un íntimo ligamen con el factor energético), reducir los tramos rectos requeridos antes y después del elemento primario (ideal en instalaciones existentes donde se requiere introducir una nueva medición). Muchos de estos nuevos elementos primarios poseen diseños patentados, que hacen que sus dimensionamiento e instalación, estén definidos por el propio fabricante.

Figura 2.

Los elementos primarios presentan características dinámicas, las cuales normalmente varían dependiendo de las condiciones de proceso. Uno de los factores más importantes que definen la precisión de la medición en una placa de orificio, es el coeficiente de descarga. El coeficiente de descarga es un factor empírico determinado en laboratorio y se define como la relación entre el caudal real y el caudal teórico en un intervalo de tiempo dado. Este coeficiente de descarga corrige las ecuaciones teóricas debido a la velocidad del fluido (número de Reynolds) y de la suposición de que no existe pérdida de energía. La Figura No. 2 muestra una curva típica del Coeficiente de Descarga para una placa de orifico.

Figura No.2 Coeficiente de Descarga en un Placa de Orificio

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Figura 3.

puramente axial. Basado en ello, se ha observado una concordancia buena entre los cálculos teóricos de este factor y los obtenidos en laboratorio, por lo que el uso del cálculo teórico es aceptable para estos elementos primarios. En el caso de la Placa de Orifico, el efecto es tanto axial como radial, y por ello se requieren los resultados empíricos de laboratorio para determinar este factor. En la Figura No. 3 se puede observar una curva típica para el Factor de Expansión del Gas en una Placa de Orificio.

Figura No.3 Factor de Expansión del Gas Un valor común que se asume para el Coeficiente de Descarga es el de 0.6. Más adelante veremos que esta suposición representa una de las fuentes de error más importantes a la hora de medir Caudal DP. Otra variable que permite corregir la ecuación teórica, es el Factor de Expansión del Gas. Como el lector puede deducir, esta variable es considerada primordialmente en aplicaciones donde el fluido está en fase gaseosa. El Factor de Expansión del gas se presenta ya que a medida que el fluido viaja a través de la restricción, la presión del gas disminuye y por lo tanto, la densidad disminuye. Si la densidad disminuye, la velocidad del gas será ligeramente mayor a lo que predicen las ecuaciones teóricas en el punto de referencia. Esta pequeña disminución en la densidad es proporcional a la razón de cambio de la presión absoluta de la línea (∆P/Pabs). En el caso de los elementos primarios con contornos suaves como en la tobera o venturi, se tiene que el efecto del factor de expansión del gas es

Normalmente se asume un valor constante para este Factor de Expansión del Gas. Más adelante veremos que esta suposición representa una de las fuentes de error importante a la hora de calcular Caudal DP. En resumen para esta primera sección, es importante tener presente que los elementos que componen la ecuación de Caudal DP, son dinámicos y para lograr una mejor medición, estos deberían recalculados en forma continua. Sobre este tema en particular, profundizaremos más adelante.

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Figura 4.

Elemento secundario Corresponde al o a los dispositivos que se requieren para poder interpretar la señal generada por el elemento primario. Además del transmisor de presión diferencial, se incluye el totalizador, indicador así como el manifold y las líneas de impulso que conectan el elemento primario con el transmisor de presión diferencial. En el pasado, se acostumbraba a que el elemento secundario incluyera una sección de tomas de impulso bastante largas ya que uno de los objetivos primordiales era el poder tener disponible, a nivel del operador, la indicación de la variable. Actualmente, las buenas prácticas sugieren el minimizar las líneas de impulso de la mayor forma posible, ya que éstas son una fuente potencial de fugas que impactan de varias formas la medición, una de ellas es la mayor propensión a la existencia de puntos de fuga representando una disminución del DP observado y por lo tanto, incrementando el error en la medición. Por otro lado, si las tomas de impulso son muy largas y el fluido tiende a solidificar, la obstrucción de una o ambas tomas de impulso llevan a una medición poco confiable. Finalmente, la presencia de puntos de fuga con fluidos peligrosos o tóxicos, hacen que el personal de operación quede expuesto a un problema de seguridad ocupacional.

Válvulas

Líneas de Impulso

Transmisor de Presión Diferencial

Manifold

Figura No.4 Elemento Secundario Con la existencia de dispositivos electrónicos que permiten la configuración en forma remota, así como la existencia de indicadores remotos se puede reducir los potenciales puntos de fuga hasta en un 70%, logrando una mejor y más segura medición.

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Figura 5.

Punto Potencial de Fuga

Figura No. 5A: Instalación Tradicional

Figura No. 5B: Instalación Mejorada

Dispositivo de Cálculo de Caudal

No todas las instalaciones tradicionales pueden migrar a la versión mejorada, pero la gran mayoría son buenas candidatas. La restricción normalmente está asociada a la máxima temperatura de proceso que el Transmisor de Presión Diferencial puede soportar.

En realidad, el dispositivo de Cálculo de Caudal es un componente del Elemento Secundario. El cálculo de Caudal DP, se fundamenta en las ecuaciones de Bernoulli, y su expresión teórica se resume:

Por otro lado, modificaciones en los elementos primarios tales como Corner taps y los diseños de elementos secundarios orientados al montaje integral del transmisor, agregan un valor adicional al minimizar los costos de la instalación tanto desde el punto de vista de materiales (se reducen las cantidades requeridas de tubing, válvulas de bloqueo, tubos de soporte, etc) así como desde el punto de vista de tiempo de instalación.

Qm =

2 P d4 1 D4

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Esta ecuación, la podemos simplificar un poco más. Si definimos E como Factor de Velocidad de Aproximación, y N como el factor de conversión de unidades (armonizando las unidades de cada uno de los otros componentes):

E= 1

d4 D4

Podemos simplificar la ecuación, expresándola teóricamente como:

Qm = NE d 2

Como vimos anteriormente, esta ecuación parte de algunas suposiciones las cuales son corregidas empíricamente con el Coeficiente y el Factor de Expansión del Gas, dando como resultado, la siguiente expresión:

Qm = N Cd E Y1 d 2

Factores dinamicos

Donde Qm: N: Cd: E: Y1: d2: ∆P: ρ:

Algunos usuarios asumen que los factores fuera de la raíz cuadrada son factores estáticos, y los toman basados en las condiciones a las cuales el elemento fue dimensionado; es decir, se asume que el caudal, la presión, y la temperatura se mantienen invariables unas vez que el dispositivo está en contacto con las condiciones de proceso. A continuación, un resumen de las 3 formas comunes de calcular el caudal basado en presión diferencial:

Caudal Másico Factor de Conversión de Unidades Coeficiente de Descarga Factor de Velocidad de Aproximación Factor de Expansión del Gas Diámetro del Orificio de la Placa Diferencial de Presión Densidad del Fluido

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TIPO DE CÁLCULO

EQUIVALENTE EN DISPOSITIVOS

DESCRIPCIÓN Cálculo La ecuación más básica. Parte de que los factores de la ecuación (Cd, Y1) son constantes. Fluido Asume que las propiedades del fluido (densidad, viscosidad) no cambian. Transmisor Se aprovecha la funcionalidad del transmisor de extraer la raíz cuadrada de la variable del proceso medida, que es la presión diferencial.

BÁSICO

Cálculo Ofrece una mejor aproximación al ajustar los efectos debido al cambio en la densidad del fluido. Parte de que los factores de la ecuación (Cd, Y1) son constantes. Fluido Ajusta los cambios en densidad, pero asume que otras propiedades como la viscosidad, no sufren cambios Transmisor Existen dos formas comunes de este cálculo. Una de ellas toma a la variable de presión diferencial, y le extrae la raíz cuadrado (de forma similar al Cálculo Básico), enviándola a un dispositivo de cálculo externo el cual recoge los valores de presión y temperatura de otros dispositivos, efectuando así el cálculo. Un segundo método involucra transmisores multivariables (que concentran las tres variables: DP, P y T en el mismo dispositivo), el cual a su vez, ajusta la ecuación de la forma en que se muestra. A diferencial de la forma anterior, la salida del transmisor/computador es lineal y proporcional al caudal másico.

MEJORADO

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TIPO DE CÁLCULO

EQUIVALENTE EN DISPOSITIVOS

DESCRIPCIÓN Cálculo La mejor medición de las tres expuestas. Calcula dinámicamente todos los factores de la ecuación Fluido Ajusta los cambios en densidad y viscosidad. Transmisor Incluyen transmisores multivariables (que concentran las tres variables: DP, P y T) en el mismo dispositivo, el cual a su vez, ajusta la ecuación de la forma en que se muestra. La salida del transmisor es lineal y proporcional al caudal másico.

TOTALMENTE COMPENSADO

Transferencia y Asignación de Costos

Como se observó anteriormente, tanto el Coeficiente de Descarga, como el Factor de Expansión del Gas, son factores que cambian en forma continua. De ahí lo importante de que se puedan calcular en forma dinámica.

Cada vez más, las industrias buscan aumentar la “granulometría” de la asignación de costos del proceso productivo. Por granulometría nos referimos a una mayor cantidad de puntos de medición, según los subprocesos o sub-plantas.

En la industria de proceso, existen dos tipos de aplicaciones donde estas compensaciones dinámicas son realmente valiosas. Cada una de ellas tiene una forma diferente de tomar el tema de compensación dinámica:

Años atrás, en procesos donde se utiliza el vapor –por ejemplo-, los usuarios se conformaban con una única medición de caudal a la salida de la caldera, y se ponderaba un consumo para cada uno de los subprocesos siguiendo normas empíricas o estimaciones. Actualmente, la Administración de Energía se ha convertido en una ventaja competitiva, y los usuarios han buscado ser más finos y precisos en la asignación de costos. Ya no basta con una única medición a la salida de la caldera, sino que se quiere saber exactamente y en tiempo real, el

• Transferencia y Asignación de Costos • Control

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consumo de las unidades de producción: embotellado, pasteurizado, fraccionamiento –por mencionar algunos.

de la medición. En una transferencia (que puede ser interna dentro del mismo usuario, o bien la venta a un tercero)

Las aplicaciones de transferencia han sido más evidentes en su necesidad de maximizar la precisión

Los elementos que toman parte en la precisión de una medición de caudal son los siguientes:

Condiciones:

Control

Fluido: Aire Placa de Orifico 2 pulg SCH 40 Rango Operación Caudal: 200 a 3,000 kg/hr Rango Operación Presión: 80 a 120 psig Rango Operación Temperatura: 23 a 27ºC

Mientras que las aplicaciones de Transferencia y Asignación de Costos, buscan una mejor precisión, la aplicaciones de Control buscan una mejor repetibilidad en la medición. La repetibilidad es la capacidad de un instrumento de medición a generar la misma salida, cuando dan las mismas condiciones de operación de entrada y se aplican en la misma dirección. Por ejemplo, una aplicación de control busca mantener constante el flujo dosificado para el control de una reacción.

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EL GURÚ *Condiciones: Fluido: Gas Natural Placa de Orifico Flange Taps D = 3 pulg SCH 40 d = 1.897 pulg T = 60 ºF

100 inH2O P = 20 psi

Q = 1000 SCFM 2.9% Error Repetibilidad

Cambio Presión 2 psi*

Q = 1029 SCFM

P = 22 psi

En este caso, 2 psi representa un cambio del 5.8% en presión (y densidad del fluido)

Conclusión

Pero, en este caso ¿qué relevancia tiene la compensación dinámica?. En la Figura No. 7, podemos observar el efecto del no compensar dinámicamente los factores descritos. En la aplicación de control descrita, podemos llegar a tener errores en repetibilidad del orden del 3%, que en términos prácticos se puede observar como producto final fuera de especificación, o bien con una alta variabilidad, resultando en un incremento del producto terminado reprocesado o bien en aumento en los costos de producción.

Existen nuevas tecnologías que permiten que la medición tradicional de Caudal DP logre un mejor desempeño, tanto en aplicaciones de Control como en Aplicaciones de Transferencia y Custodia. Es la compensación total dinámica la que permite en gran forma, el obtener estas mejoras en desempeño aquí descritas. Bibliografía Recomendada Miller, Richard. Flow Measurement Engineering Handbook. Third Edition McGraw Hill. 1996 Spitzer, D.W. Flow Measurement Practical Guide for Measuring and Control. Second Edition. ISA. 2001 Rogers, Steven. The Theory of DP Flow. Rosemount Inc Library. 2001.

First Edition.

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Elkin Suarez Durall Ingeniero Electrónico con 22 años de experiencia en instrumentación de procesos en áreas como Alimentos y Bebidas, Química, Refinación y Petroleo y Gas, actualmente trabaja en Emerson Process Management como Gerente de Mercadeo de Rosemount para América Latina.

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REPORTAJE 360

Una configuración más efectiva usando un marco de ingeniería con

valor agregado, desde la ingeniería hasta el servicio

Ingeniería acelerada, puesta en marcha y mantenimiento gracias a un entorno de software uniforme y una amplia gama de módulos y funciones.

Martin Winkler Siemens AG Digital Factory

Rihab Ehm Siemens AG Digital Factory

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La integración de todos los componentes que pertenecen a una aplicación de automatización en el TIA Portal es la base para una interacción optimizada. El marco de ingeniería también brinda a los fabricantes de máquinas y operadores de planta un mayor valor agregado al mejorar el uso desde la etapa de ingeniería hasta los servicios. El enfoque está en funciones online innovadoras para seguridad, protección y control de movimiento, así como también en una estandarización simple a través de bibliotecas.

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Sin embargo, siempre será decisión del fabricante de máquinas decidir si crear un proyecto conjunto integrado para el controlador y la interfaz hombre-máquina o si crear dos proyectos independientes. También es sencillo integrar o separar proyectos posteriormente, por ejemplo, para transferir funciones desde otras aplicaciones o hacia ellas. Esto le brinda más funcionalidad a los usuarios.

El TIA Portal se puede usar para configurar y programar en un solo entorno de software todos los componentes que conforman una solución de automatización. El marco de ingeniería de Siemens apoya el crecimiento continuo del portfolio de productos para los proveedores de equipos. Eso significa que los controladores, las E/S, los dispositivos HMI (interfaz hombre-máquina) y los accionamientos provienen todos de una misma fuente, garantizando así una interacción perfecta desde el comienzo. Se han agregado a este marco especialmente todos los controladores actuales de las familias Simatic S7-300/400/1200/1500. Esto permite la escalabilidad del rendimiento y la funcionalidad, por ende, genera soluciones eficientes para todo tipo de tareas. Una vez creados los programas para una familia de controladores, se pueden transferir a otras variantes más nuevas y potentes, por ejemplo, cuando se han extendido las funciones de una máquina o planta.

Figura 1.

Valor agregado en la ingeniería: gestión central de datos El valor agregado real en la ingeniería es el resultado de la gestión central de datos de todos los componentes que pertenecen a una aplicación. Esto brinda la base de una consistencia de principio a fin en todos los proyectos. Por ejemplo, si se realizan cambios en una variable del programa del controlador de un proyecto integrado, el sistema de ingeniería automáticamente los implementará también en la interfaz hombre-máquina. ((Fig. 1)). Esto reduce la carga de trabajo y, en consecuencia, ahorra tiempo.

Fig. 1: Transferencia de datos simple La gestión de datos compartidos para todos los componentes es un prerrequisito para lograr proyectos consistentes. Si se realizan cambios en un editor, el resto se actualiza automáticamente.

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Figura 2.

Una gestión simple y eficiente El TIA Portal ha logrado que la gestión general sea más simple, intuitiva, conveniente y, además, más eficiente que en otros sistemas. La apariencia e interpretación uniforme de todas las partes del programa y los editores hace que el arranque sea muy sencillo. Las formas y medios modernos de ingresar información por parte del usuario tales como la función de autocompletar, la selección por contexto, arrastrar y soltar, y copiar y pegar ayudan a los usuarios a lograr sus objetivos más rápido que nunca. Lo mismo se aplica al enlace de dispositivos a través de simples conexiones gráficas de las interfaces correspondientes con un solo clic a través del cual el sistema de ingeniería monitorea el manipuleo en función de la verificación y crea automáticamente las estructuras y bloques necesarios en segundo plano. Las mismas funciones se realizan cuando se conecta un accionamiento a un controlador enlazando de forma gráfica los objetos tecnológicos correspondientes (TO) ((Fig. 2)). Esta opción de "configurar en vez de programar" simplifica y acorta el proceso de ingeniería en comparación con las prácticas actuales que implican el ajuste manual y la programación de las conexiones.

Fig. 2: Configuración en vez de programación En muchos casos, la configuración gráfica simple reemplaza la programación manual —aquí en la conexión de un accionamiento a un controlador. Además, todas las alarmas del diagnóstico de sistema de todos los componentes Siemens enlazados están disponibles automáticamente, aún si la CPU está en modo Stop. Esto se debe a que se realiza a través del firmware y no en los módulos de programa, además, se hace uniformemente en todos los componentes enlazados. Las alarmas de diagnóstico se visualizan en todos los dispositivos HMI, en el visor integrado a la CPU (si lo tiene), a través de los LED de estado en los aparatos y en los servidores Web. Esto no requiere programación. El código se mantiene compacto y bien estructurado para que los usuarios se puedan concentrar en lo que realmente importa. Además de los diagnósticos de sistema, la función de rastreo brinda el análisis de los perfiles de señal de

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falla en la aplicación cuyas posibilidades crecen junto con la potencia de la CPU. También hay diferentes formas de diagnóstico y operaciones remotos, desde servidores Web integrados y adaptadores para teleservicio hasta las funciones Sm@rtserver que brinda WinCC.

variedad de módulos y a simplificar el mantenimiento de la biblioteca y del proyecto ((posiblemente Fig. 3)). El sistema de ingeniería genera automáticamente una nueva versión luego de cualquier cambio a un tipo de biblioteca. Con solo un click, la versión nueva se actualiza junto con todos sus subelementos en todos los proyectos y bibliotecas existentes. Luego es sencillo y rápido eliminar cualquier error en las bibliotecas, ya sea de forma local o global, o instalar automáticamente extensiones o actualizaciones de las funciones.

Modularización y estandarización de las bibliotecas El conocido concepto de bibliotecas es la base para el TIA Portal y, actualmente, es único en el mundo de la automatización. También se puede usar para guardar partes del programa de diferente complejidad que pueden ir desde bloques de funciones individuales a módulos de máquinas que luego se reutilizan fácilmente. Las bibliotecas se pueden usar para el proyecto en cuestión o en todos los proyectos de la compañía, permitiendo así una construcción de máquinas y de planta modular y estandarizada. Esto acelera nuevos desarrollos, reduce el time-to-market y mejora la calidad tanto de la ingeniería como del proyecto. Las llamadas bibliotecas se pueden generar y versionar para ayudar a los usuarios a mantener una gran

Figura 3.

Fig. 3: Biblioteca / Versionamiento Las bibliotecas locales y globales permiten una fabricación de máquinas estandarizada y modular simple. El versionamiento automático simplifica significativamente el mantenimiento del programa.

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Mucho más eficiente, aún online La nueva función online-undo (deshacer online) es particularmente útil durante la puesta en marcha. Los cambios en el PLC o en el programa de interfaz hombre-máquina se pueden modificar fácilmente durante la sesión online, con lo cual las pruebas son mucho más rápidas y simples. Gracias al visor de estado online, el programador puede saber a simple vista si el código en el controlador coincide con los datos offline del sistema de ingeniería. Las ventanas de descarga también se estandarizaron para todos los componentes.

Valor agregado a través de más funciones:

implementan estándares de seguridad comunes ahorrando así en hardware de protección adicional. El manipuleo es idéntico al de cualquier CPU estándar, y todos los comandos y módulos relacionados con la seguridad están diferenciados en amarillo. El TIA Portal crea automáticamente las estructuras de programa necesarias y las direcciones F en segundo plano. Esto aumenta la claridad, acelera la puesta en marcha y la aceptación y simplifica el reemplazo de aparatos. Por último, pero no por eso menos importante, las tareas básicas de control de movimiento se pueden realizar en una base integrada. Por ejemplo, las operaciones síncronas simples de dos o más ejes de accionamiento se logran muy fácilmente gracias a los bloques de función abiertos y compatibles con el PLC.

Protección, seguridad y control de movimiento integrados Las funciones también se ampliaron significativamente para brindar más seguridad para los datos en el mundo de la automatización (seguridad industrial). Además del conocido know-how de protección para los módulos individuales, ahora hay una protección para copias y acceso. Se evita entonces la copia no autorizada de los programas al establecer un enlace con el número de serie de la tarjeta de memoria. Además, el nuevo concepto de protección por niveles del Simatic S7-1500 solo permite que (grupos de) personas autorizadas accedan a ciertos niveles del controlador. El portfolio cada vez más amplio de controladores Simatic fail-safe (F-CPU) brinda un valor agregado en términos de seguridad para las máquinas y para el personal. Las tareas relacionadas con el proceso y la seguridad se integran, y se

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¡CRISIS O CAMBIO! ¿DE QUE LADO ESTAS? Gloria Sierra Marcela Blanco

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Desde la psicología: entendemos que una crisis es una vivencia emocional, generalmente desbordada por un evento interior o exterior, que acontece de forma inesperada, repentina, cuya duración no debe sobrepasar las 72 horas, y que requiere de una intervención inmediata. Quizás, lo que más amo de la psicología y de la vida misma, es que las crisis nos ponen a prueba y nos sacan todos los recursos posibles, se moviliza, como por arte de magia la solidaridad, y los colectivos humanos, mostramos lo mejor de sí, para apoyar. (A veces se nos olvida demasiado rápido) pero igual acontece; y entonces lo que pareció un desastre al inicio de la crisis va cambiando de colores, y se nos van abriendo los caminos; quizás no los que conocemos y los que estamos acostumbrados a transitar, sino otros. Y es ahí donde la magia de la flexibilidad y el asombro ante lo nuevo hacen la aparición.

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Seguramente hemos escuchado que el país está en crisis, que se avecina una crisis, o que una pareja lleva días, meses incluso en crisis, y eso es cierto en tanto las personas cuando pasan de ese primer momento, de Shock, y negación, van decantando lo sucedido, y pasadas unas horas, seguramente podrán ver lo acontecido de forma diferente. Ya han pasado 6 meses del 2015, quizás muchos pueden ver la actual “crisis” petrolera como oportunidades para pensar en otras opciones, en otras ideas de negocio, es decir, salir del estado de confort o estupor, por la comodidad de un empleo en el que se creía, brindaría siempre, estabilidad. El ser humano necesita de cambios, pero típicamente, la gran mayoría de cambios no los generamos nosotros mismos, sino que esperamos que ocurran eventos inesperados para poder actuar y pensar en algo diferente. Espero que me despidan, espero que me llamen de una multinacional, espero que reconozcan mi trabajo, espero que mi novia me termine, espero que las cosas ya no sirvan para cambiarlas o lo peor, esperamos que los otros actúen para nosotros hacer lo mismo sin importar si va en línea con mi proyecto de vida. En conclusión, le tenemos miedo al cambio, tanto así que en vez de llamarlo cambio le llamamos crisis. Nunca olvidare una mujer que lo perdió todo, por una estafa de la que fueron víctimas, su esposo, tuvo que salir del país y ella que en lo material nunca había sufrido, un día no encontró nada para comer. El primer momento fue de paralización, negación, rabia, incertidumbre, no sabía cómo podía haberle pasado todo esto. Lloro, según su relato dos días seguidos. Decidió morirse en su apartamento, porque sabía que pronto tendría que entregarlo, planeó la forma como quería morir, y a decir verdad eso aligero esos primeros momentos. Pasados dos días una vecina que estaba pendiente de ella, y no la había visto

salir de casa, fue a visitarla, el panorama era desolador, esta mujer parecía envejecida, y su aspecto era deplorable. No fue necesario hablar, por los medios de comunicación, se sabía lo que había pasado. Entonces esta vecina en un acto de amor, la invito a su casa, le dio algo de comer, le ofreció un baño con agua tibia, y le dijo al oído " esto también pasara" en esta casa va estar segura.

Esta mujer logro abandonarse y aprendió el valor de la solidaridad. Dos meses después la atendí en terapia, y ella misma no entendía como al principio pensó en quitarse la vida. Ahora, manifestó, he aprendido a vivir con tan poco, que me sorprende. Y he decidido sin saber cómo he recibido lo que nunca imagine recibir. Y así cuanto años después me he enterado que su esposo regreso y con muy poco iniciaron un pequeño negocio. Seguramente sus corazones más sanos, son un ejemplo de todos los que un día los vieron como unos grandes empresarios. Así funciona.

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REPORTAJE 360

Las crisis o los cambios son entonces, una tragedia, o una gran oportunidad, depende de cómo decidamos asumirla. Lo que es seguro, es que tenemos que salir de la zona de confort, y eso es lo que más nos asusta, pero la buena noticia, es que la vida es más fácil, cuando estemos más ligeros de equipaje. Cuando tomamos decisiones que nos permiten tener las alas más livianas, y así alzar el vuelo.

Claro, podrán de decir, que esto suena poético, y que no es fácil, saber que perderemos la estabilidad laboral, o que la pareja está pasando por una crisis o que el hijo adolescente, se hace cada día más incomprensible, o que acaban de diagnosticar con cáncer a un ser querido, todo eso es la vida, y para todo debemos de encontrar una salida, y ese camino lo podemos asumir, con negación, rabia o reproche, o como ya lo dijimos, con una actitud de alegría y de aprendizaje.

Es entonces, una decisión, correr el riesgo, la aventura, de dejar las zonas de confort, las certezas y poner a prueba lo que somos en realidad, seres humanos creativos para hacer más fácil el camino.

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Compartimos con nuestros lectores algunas recomendaciones que podrían ser útiles en estos tiempos de cambio: 1. Manténgase actualizado, inclusive en temas fuera de su línea profesional. 2. Este siempre atento a nuevas oportunidades de crecimiento, tanto al interior de su empresa como fuera de ella. 3. Actualice constantemente su red de contactos, recuerde que estamos en la era de las redes sociales, potencialícelas a su favor. 4. Siempre tenga un plan B, C y D. Recuerde que un empleado está de paso en una empresa. Aprenda lo mejor y úselo a su favor. 5. Salga de la zona de confort, escoja proyectos donde los resultados no estén claramente definidos. 6. Busque oportunidades donde su creatividad sea el verdadero valor del trabajo. Estamos en la era de la innovación. 7. Defina unas metas claras y plantéelas en corto plazo (0 a 2 años) mediano plazo (2 a 5 años) y largo plazo (5 años en adelante) 8. Recuerde que todos tenemos la misma capacidad, la diferencia está en que no todos tenemos la información apropiada.

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REPORTAJE 360

Gloria Sierra Uribe

Marcela Blanco

Especialista en salud mental

Psicologa

Psicóloga clínica, especialista en salud mental, tanatología, humanismo, catedrática de varias universidades a nivel Colombia y de Latinoamérica. Presidenta de la Escuela Latinoamericana de Pisicogenealogía y Sanación.

Maria Marcela Blanco Arevalo, psicologa, especialista en gerencia de recursos humanos, coach de vida, ejecutiva y de equipos certificada por la ICF, terapeuta en psicogenealogia. Docente Universitaria.

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INGENIERÍA EN DETALLE

NORMATIVIDAD COLOMBIANA EN SISTEMAS CONTRA INCENDIO Diana Marcela Nieto

dnieto@firesafety.com.co

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Si consideramos que todas las edificaciones, obras civiles e instalaciones en general deben tener unas condiciones mínimas de seguridad, higiene, bienestar y comodidad, y que la vigilancia y el mantenimiento son temas importantes en construcciones públicas o privadas, sería necesario adoptar medidas preventivas para evacuación y mitigación en casos de incendio, terremoto o atentado terrorista, por lo anterior, surge la necesidad de alinearse con normas nacionales e internacionales que nos guíen en la correcta protección de las edificaciones y construcciones. El Reglamento Colombiano de Construcción Sismo Resistente NSR10 con su título J: Requisitos de Protección Contra Incendio en Edificaciones y su título K: Requisitos complementarios, nos expone los requisitos mínimos que toda edificación deberá cumplir para la protección contra incendio de acuerdo al uso de la edificación y su grupo de ocupación. El propósito fundamental de estos títulos son: a. Reducir en todo lo posible el riesgo de incendio en edificaciones, b. Evitar la propagación del fuego tanto dentro de las edificaciones como hacia las estructuras aledañas, c. Facilitar las tareas de evacuación de los ocupantes de las edificaciones en caso de incendio, d. Facilitar el proceso de extinción de los incendio en las edificaciones y e. Minimizar el riesgo de colapso de la estructura durante las labores de evacuación y extinción. Siendo en cualquier caso el principal propósito de la norma la protección a la vida.

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Es importante no perder el objetivo principal de la protección contra incendio, proteger la vida de las personas en caso de incendio, y ser conscientes de que la clasificación de los Títulos J y K de la NSR-10 está basada en la clasificación del Anteproyecto del Código de Construcciones de Bogotá (1985), que a su vez está basado en el Basic Building Code (BOCA-1981), por lo cual no es conveniente compararla con los códigos más recientes. La prioridad siempre debe ser la seguridad y no aspectos económicos. Seguidamente se necesita establecer si la edificación es nueva o existente. Es necesario aclarar que los Títulos J y K están desarrollados básicamente para edificaciones nuevas y es por eso que edificaciones que se refuercen o que se modifiquen quedan a criterio del interesado o de la autoridad competente según sea el caso (Exceptuando los casos contemplados en A.10.1.3.2 y A10.1.3.4). Este aspecto debe ser complementado por las normas urbanísticas de la Ley 388 de 1997 trabajada en los Planes de Ordenamiento territorial, y por la NFPA 101 que de manera general explica algunas exigencias diferentes para edificaciones nuevas o existentes. En el caso específico de Bogotá D.C., el Decreto Distrital 333 de agosto de 2010, reglamentó que las escaleras de emergencias podrían ser localizadas en los aislamientos. Incluso el Ministerio de Cultura reglamenta los sistemas de protección contra incendio para edificaciones patrimoniales.

El primer paso que necesitamos dar es clasificar correctamente nuestra instalación o edificación. El capítulo K.2.1.1 nos dice: Toda edificación o espacio que se construya o altere debe clasificarse, para propósitos de este Reglamento, en uno de los Grupos de Ocupación dados en la tabla K.2.1-1. De acuerdo a este capítulo, se entra a la tabla y clasificamos nuestra ocupación. Ver Figura 1. Este paso es fundamental porque determina los requerimientos de evacuación, protecciones pasivas y activas y la accesibilidad del cuerpo de bomberos.

A continuación se debe establecer el número o carga de ocupantes, la cual busca establecer la condición donde se presenta el mayor número de ocupantes durante la vida útil de la edificación. A pesar de que la norma permite que el análisis se realice con el área neta, se recomienda que se haga con el área total ya que lo índices de carga de ocupación están evaluados con el área total. La tabla K.3.3-1 “Índice de ocupación” nos da los valores adecuados para cada caso.

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Cuando hablamos de los medios de evacuación siempre es importante tener claro qué es y de qué está compuesto. En el Capítulo K.3 se presentan y define los requisitos, especificaciones y parámetros de diseño, construcción, localización, protección, disposición y mantenimiento de los elementos requeridos para que las zonas comunes de las edificaciones, puedan proporcionar medios de acceso y egreso adecuados y medios de evacuación seguros en las edificaciones. Este capítulo también nos dice que toda edificación debe poseer en sus zonas comunes, salidas que por su número, clase, localización y capacidad, sean adecuadas para una fácil, rápida y segura evacuación de todos los ocupantes en caso de incendio u otra emergencia. Nos indica la localización y mantenimiento de los medios de evacuación, también los requisitos que se deben cumplir en cuanto a señalización e iluminación, que hacer en casos de edificaciones con aire acondicionado y sistemas para discapacitados.

La iluminación de las salidas de emergencia es otro aspecto importante y se podrá tener soporte con las especificaciones de la norma NFPA 110 “Estándar para sistemas de fuentes de poder de emergencia y alternos” u otra norma reconocida internacionalmente. Las baterías y unidades que integren el sistema de iluminación de emergencia deben certificar aprobación por UL925.

Los requisitos mínimos para discapacitados son soportados por las Normas Técnicas Colombianas con los siguientes títulos: La NTC 4349 “Accesibilidad de las personas a medio físicos, edificios y ascensores”, la NTC 4143 “Accesibilidad de las personas al medio físico, edificios y rampas fijas”, NTC 4145 “Accesibilidad de las personas al medio físico, edificios y escaleras” y la NTC 4140 “Accesibilidad de las personas al medio físico, edificios, pasillos y corredores”.

Tabla 1. Gurpos y subgrupos de ocupación.

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En el capítulo J.2 ya nos habla de los requisitos generales de configuración arquitectónica, estructural, eléctrica e hidráulica necesarios para la protección contra incendios en las edificaciones y la importancia de involucrar otras normas colombianas como el Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas, RETIE, el Código Eléctrico Colombiano – NTC 2050 y el Reglamento Técnico de Iluminación y Alumbrado Público – RETILAP.

Se debe prevenir la propagación del fuego al exterior, confinándolo y evitando que pase de un piso a otro o de una edificación a otra – J.2.4. Se utilizan técnicas de separación vertical entre aberturas de muros de fachadas, parapetos sobre muros de fachada, construcciones sobre el techo e hidrantes. Los elementos estructurales y materiales utilizados con el propósito de proteger contra el fuego los elementos estructurales, los acabados y las vías de evacuación deben tener unas especificaciones mínimas, dadas en el Capítulo J.3, y resume básicamente la clasificación de las edificaciones en función del riesgo de pérdida de vidas humanas o amenaza de construcción – J.3.3 y determina la resistencia requerida contra fuego – J.3.4.

Tanto el planeamiento urbanístico, como las condiciones de diseño y construcción de las edificaciones, en particular las redes de suministro de agua, deben posibilitar y facilitar la intervención de los servicios de extinción de incendios y proveer áreas de acceso adecuadas para el cuerpo de bomberos.

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Las edificaciones deben contar con sistemas de alarma de incendio –J.4.2, que se puedan activar de forma manual, por medio de detectores, o por medio de un sistema de extinción automática, de acuerdo con el grupo de ocupación en el que se clasifique. Las edificaciones según su uso, deben estar protegidas por un sistema de detección y alarma de incendio diseñado tomando como referencia la norma NFPA 72.

incendios”. Cuando por características propias de los productos almacenados o de los equipos protegidos, se requieran de sistemas de protección contra incendios especiales o requieran ser instalados para aprobación de la autoridad competente se pueden tomar como referencia las normas indicadas en la tabla J.4.3-1. Esto quiere decir que si el uso de rociadores automáticos con agua no es el sistema más adecuado, por la seguridad de los ocupantes y los equipos, el diseñador deberá establecer cuál debe ser el sistema más adecuado a emplear.

Todas las edificaciones deben disponer de recursos para la extinción del fuego, cuyas características dependan del grupo donde se clasifique. Los equipos y sistemas contra incendio deben diseñarse e instalarse de acuerdo con los requisitos mínimos del capítulo J.4.3 – “Sistemas y equipos para extinción de

Tabla 2. Otros sistemas de protección contra incendio requerido.

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Los sistemas de protección contra incendio para cada uno de los usos se agrupan en: • Rociadores automáticos, diseñados de acuerdo a la última versión del Código para suministro y distribución de agua para extinción de incendios, NTC 2301 y como referencia la norma para instalación de sistemas de rociadores NFPA 13. • Tomas fijas para bomberos y mangueras para extinción de incendios, diseñadas de acuerdo a la última versión del Código para suministro y distribución de agua para extinción de incendio en edificaciones, NTC 1669 y como referencia la norma para instalación de sistemas de tuberías verticales NFPA 14. • Extintores de fuego, diseñados de acuerdo a la última versión de la norma de extintores de fuego portátiles, NTC 2885 y como referencia la norma de extintores de fuego portátiles NFPA 10.

Es primordial entender que la norma está al servicio y protección de la vida de las personas y como objetivo, la protección de la propiedad y la continuidad de las labores. Por lo que finalizo haciendo un llamado a los constructores, quienes tienen la obligación de construir proyectos sostenibles, que cumplan con la normatividad colombiana. El estatuto del consumidor establece el obligatorio cumplimiento de los reglamentos colombianos vigentes.

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Diana Marcela Nieto

dnieto@firesafety.com.co

Ingeniera Mecánica, especialista en diseño de sistemas de extinción, análisis de riesgos y modelación de radiación de incendios para el desarrollo de ingenierías contra incendio por medio de la herramienta PHAST. Capacitación y manejo de normatividad del sector petroquímico como API, ASME, ANSI y NFPA. Con experiencia especifica en el diseño mecánico de equipos y pruebas de arranque y periódicas para sistemas contra incendio. Miembro NFPA

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Valvulas confiables – Procesos confiables Harold Rojas

Ingeniero Mecánico

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Muchas veces nos preguntamos cuando una válvula es confiable, cuando una válvula es de buena calidad y cuando el precio que puede ser alto o bajo refleja el buen desempeño de ella. ¿Quien define si las válvulas han sido calificadas de manera ecuánime?, ¿tomaron en cuenta todos los parámetros o solo fue precio?, quien lo hizo? En muchas ocasiones vemos que el departamento Jurídico toma la decisión solo por la aceptación de las pólizas, por ejemplo; ¿el departamento de Compras solo ve precio?

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INGENIERÍA EN DETALLE Debemos las ingenierías hacer cuadros comparativos justos y ecuánimes donde se plasmen las verdaderas comparaciones técnicas y de desempeño de las válvulas y no comparar meras descripciones que son cumplidas desde el más hasta el menos.

Lo ideal es que el Departamento de Proyectos, Mantenimiento, Ingenieria & operaciones definan y seleccionen y califiquen con el mismo rasero de acuerdo a sus conocimientos y buenas experiencias; después si es importante el precio y otras variables comerciales para tomar la mejor decisión.

Ahora, Para definir si una válvula es de buena calidad y su desempeño trasciende en la eficiencia de mi proceso vamos a enumerarla así:

De por si no es fácil contestar las preguntas inicialmente planteadas, pero hay parámetros que nos pueden conducir a escoger una o la otra para el grupo interdisciplinario, todo dependiendo de la criticidad del proceso.

1. Historia del producto: Cuanto lleva en el mercado, ha creado sus propios productos? Cuantos años lleva creando, diseñando, fabricando en sus plantas?

Antes de calificar si una válvula es de buena calidad, debe tener claro que el “costo real” de una válvula y en general de un equipo no solo es el costo inicial de la válvula como tal, debemos adicionar esos “costos ocultos” como pueden ser costos de arranque, requerimientos de mano de obra calificada, consumibles, costos de mantenimiento, costos de partes y repuestos, costos de modernización y la más importante y difícil de medir para los departamentos de compras, la importancia de su buen funcionamiento en el proceso; los verdaderos costos se deben medir con la variable tiempo.

Muchas marcas contratan en fábricas de baja calidad, de ahí que no se tengan los mejores resultados. 2. Calidad de catálogos: aunque no lo crean, dice mucho, típicamente un buen catalogo en sus explicaciones, fotos propias y en sus propias plantas, diferenciadores, calidad de la pixcelada, colores, tablas, calidad de impresión del papel me indica el producto también lo será; en mi experiencia esta es la regla. Las válvulas de baja calidad tienen catálogos de muy baja calidad, no van a encontrar ustedes más de 2 hojas, fotos modificadas, cero detalles, ingenierías inversas. 3. Una buena válvula tiene un buen manual IOM, ofrecen kits de mantenimiento, detalles, despieces, parte números, tablas de torque; y recuerden hechas por ellos mismos.

COSTOS VISIBLES

4. Si el producto lo exige, tener sus propios software de dimensionamiento nos hace pensar que tienen un departamento de ingenieria y por lo tanto sus equipos están bien hechos; muchos utilizan por ejemplo en válvulas de seguridad, tablas básicas, gráficos, formulaciones simples de Excel y definen un área de boquilla; pero el dimensionamiento va mas allá de este dato.

COSTOS OCULTOS

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5. Cuantas plantas propias, laboratorios, bancos de pruebas, ensayos tienen. 6. Los buenos fabricantes de válvulas, normalmente tienen muy claro para donde van sus productos y diseñan catálogos y documentos técnicos que avalan y respaldan sus válvulas; muchas veces conocen más del proceso que el mismo cliente; eso es una buena señal. 7. Aunque las normas de fabricación y certificaciones no son carta blanca, ayudan a definir parámetros importantes de fabricación, pero recuerden el tenerlas no me dice que son los mejores y el no tenerlas que son los peores. 8. Quien le vende el producto y solo se enfoca en el precio (costo visible) posiblemente solo tiene eso, bajo precio. ejemplos hay muchos, nombrare una perla; Compra de válvula de Bola de 12”, 900#, valor de la compra US 8.000.o, siguiente precio, US 18.000.o es para una línea secundaria de un poliducto, compran la mas barata sin ningún análisis real, la instalan y a los 45 días comienza a fugar por el vástago y perder hermeticidad; que deben hacer?, un hot-tap con todo lo que ello implica, costo de los trabajos US 230.000.o; Para compras el objetivo se logro, ahorrar US 10.000.o, para los demás departamentos como operaciones, mantenimiento, integridad, que asumieron estos costos fue un muy mal negocio.

9. La base instalada es una guía, pero cuidado, a largo plazo, mas de 5 años, porque? Muchas marcas son tipo golondrina, salen al mercado, rompen precios, se vuelven moda y en un ciclo de 3 a 4 años, debemos cambiarlas, no tienen representante que también era golondrina y/o no venden kits de mantenimiento no partes. Ahora, hay marcas nuevas que son buenas, merecen la oportunidad, pero si atrás tenemos mucho de lo anteriormente dicho. 10. Pensar que con lo mencionado anteriormente la válvula va a ser la más económica, es llevarnos a mentiras; la calidad vale.

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harold rojas Harold Rojas L. es Ingeniero Mecánico graduado de la Fundación Universidad de América, tiene 17 años de experiencia en procesos para la industria Petrolera, Química, Petroquímica, Alimentos, Minería, Ingenios, Papeleras y Municipalidades enfocados y que involucren válvulas desde la etapa conceptual hasta el dimensionamiento y selección; actualmente se encuentra en Hernán Escobar Posada Representaciones Ltda. como Ingeniero de Aplicaciones para la División Válvulas.

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DE LA TEORÍA A LA PRÁCTICA

Determinación de límites máximo y mínimo de llenado en tanques atmosféricos. Oscar O. Díaz Morales. oscar.diazmo@ecopetrol.com.co

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Introducción: Los tanques de almacenamiento son equipos de proceso ampliamente utilizados en la mayoría de instalaciones industriales, por lo que su diseño y desarrollo hacen parte de muchos proyectos de ingeniería. En todos los tanques de almacenamiento de hidrocarburos así como en otros procesos de la industria petroquímica, se requiere la implementación de mecanismos para la mitigación de riesgos que por lo general consisten de varias capas de protección independientes entre sí; un dique de contención alrededor del tanque, es un ejemplo de una capa de protección pasiva, con la gran desventaja que si esta protección se activa, por ser de las ultimas, es porque un sobrellenado ha ocurrido con las graves consecuencias que ello conlleva. Es por ello que uno de los aspectos importantes que toda instalación debe considerar al poner en operación sus tanques de almacenamiento después de culminado un proyecto de ingenieria o para sus tanques existentes, es el nivel de protección por sobrellenado que desea implementar. El solo hecho de que los tanques no sufran derrames por sobrellenado, es de gran importancia para la seguridad de las personas, los procesos, el medio ambiente y la compañía misma. Este artículo pretende ilustrar lo que una muy buena instalación en la industria del petróleo, debe considerar en cuanto al almacenamiento de productos en tanques atmosféricos, mediante la aplicación de normas y estándares internacionales y nacionales, en especial la última edición (2012) del estándar API 2350, así como algunos otros documentos de referencia y las mejores prácticas de la ingeniería, para establecer los límites de operación segura de sus facilidades de almacenamiento y sus mecanismos de control de riesgos durante los llenados y vaciados de los tanques.

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Figura 1.

DE LA TEORÍA A LA PRÁCTICA

Antecedentes: Cada año ocurren numerosos incidentes en la industria petroquímica y de oil&gas, en los cuales se ven involucrados tanques atmosféricos de almacenamiento. Datos recopilados por una compañía aseguradora industrial de buena reputación en los EE.UU. señalan que: “se produce un sobrellenado de tanques de almacenamiento atmosféricos por cada 3.300 operaciones de llenado. En el 2009 hubo dos incidentes aislados con apenas pocos días de diferencia, uno en Jaipur, India (29 de octubre) y uno en San Juan, Puerto Rico (23 de octubre), que demostró las capacidades destructivas de estos incidentes en las terminales y patios de tanques”. (Marsh, Risk Engineering Position Paper – 01. Atmospheric Storage Tank. Marsh & McLennan Companies UK, 2011). Con fuentes de esta misma compañía aseguradora (datos recopilados durante 20 años), Rikard Lövdahl, Director general de Rosemount Tank Gauging (Emerson Process Management) presentó en el marco de la StocExpo 2013 (Bélgica), que la mayor cantidad de incidentes y fatalidades ocurren en tanques atmosféricos, muy por encima que se presentan en unidades de proceso donde se manejan mayores presiones y temperaturas.

Figura 1. Número de incidentes y fatalidades en facilidades de Oil & Gas Fuente: Marsh & McLennan Companies

Aunque en muchos casos los incidentes por sobrellenado no desencadenan un incendio o explosión, el riesgo de que esto ocurra es altísimo y siempre serán necesarias costosas actividades de recolección, limpieza y remediación ambiental. Con el fin de administrar estos riesgos, una instalación industrial tendrá que establecer las capas de control necesarias para gestionar el nivel de llenado de los tanques de manera tal que garanticen su protección antes de que ocurra un sobrellenado.

Desarrollo: Una de las principales entradas para el diseño de los sistemas de protección de sobrellenado de tanques y primera capa de protección es determinar los niveles máximos de operación y alarma para el llenado de los tanques, parte del proceso de gestión del riesgo es la determinación de estos parámetros de operación y es uno de los componentes fundamentales del proceso de prevención de sobrellenado (Overfill Protection Process: OPP); el dueño de la instalación siempre

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debe establecer o validar los parámetros de operación del tanque, particularmente nos referiremos a tanques atmosféricos, los cuales pueden ser de techo fijo, de techo fijo con membrana

flotante interna o de techo flotante y que estén al servicio de almacenamiento de petróleo y productos de petróleo, básicamente líquidos NFPA clase I y clase II y en algunos casos clase III.

Tabla 1. Clasificación NFPA de líquidos combustibles e inflamables. Fuente: NFPA (National Fire Protection Association)

Un tanque atmosférico es el que se ha diseñado para operar a presiones internas ligeramente superiores a la presión atmosférica, los códigos de construcción de tanques desarrollados por organismos como la ASME, AWS, API, OSHA o NFPA establecen esas definiciones, para la OSHA un tanque atmosférico es

el que opera hasta una presión interna de 0.5 PSIG (OSHA 1910.119(b) definiciones), en tanques de techo flotante, la presión ejercida por el peso del techo o membrana flotante por unidad de área no debe superar dicha presión.

Tabla 2. Presión y norma de construcción aplicable

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Algunas definiciones que se deben tener en cuenta. Para todos los tanques se deben establecer alturas sobre las cuales se pueda ejercer un control durante el llenado, estas altura son denominadas niveles de preocupación (levels of concern. LOCs) porque representan los puntos de alerta para prevenir incidentes por sobrellenado y no son más que los niveles de producto que el dueño u operador de la facilidad debe calcular para determinar de manera apropiada las alturas donde debe configurar sus alertas o alarmas. Cabe anotar el sobrellenado ocurre si el nivel de líquido excede el limite critico máximo establecido aun cuando no haya desbordamiento o derrame del producto contenido en el tanque.

Por otra parte, el nivel o altura para la cual una mínima cantidad adicional de líquido hará que ocurra el sobrellenado del tanque o se produzcan daños en él, se conoce como altura crítica (Critical High Level. CH) o nivel de sobrellenado (overfill level) como se le llamaba en ediciones anteriores del API 2350, este nivel determina la capacidad máxima del tanque y básicamente se refiere a la máxima altura que el producto puede alcanzar sin que se presenten impactos perjudiciales como por ejemplo un desbordamiento o que el techo flotante (cuando se trata de tanques de este tipo) entre en contacto con algún accesorio del casco o exponga los sellos del mismo.

El nivel máximo de operación o maximum working level (MW) por sus siglas en inglés, se refiere a la mayor altura a la que puede ser llenado el tanque durante las condiciones normales de operación, en las ediciones anteriores del API 2350, se le conocía como altura de llenado normal (normal fill level), esta altura se ubica por debajo del nivel alto–alto o de llenado seguro, de manera tal, que a la máxima rata de llenado del proceso, garantice el tiempo necesario para tomar una acción antes de que el tanque alcance dicho nivel.

La definición de estos parámetros o niveles de preocupación, hace parte de lo que se conoce como definición de ventanas y guías dentro de un modelo de integridad operativa, el cual busca garantizar que siempre se operen los procesos con variables o límites de control claramente identificados con base en los límites de diseño para garantizar una operación segura.

El nivel alto–alto del tanque (High-High tank level. HH) es un nivel calculado con una separación o distancia suficiente para terminar el recibo antes de que se alcance el nivel de altura crítica. En las ediciones anteriores del API 2350 esta era llamada la altura o nivel de llenado seguro (safe fill level).

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Figura 2.

Figura 2. Alturas de llenado de tanques de acuerdo al API STD 2350. Fuente: Addressing API Standard 2350 for Overfill Protection, Varec Inc.

Consideraciones para determinar LOCs.

Para los tanques de techo cónico, el nivel de sobrellenado (Critical High) es la máxima altura a la cual se está más cerca del rebose del líquido, sin que este llegue a ocurrir, en este caso sería a la altura de las boquillas de suministro de espuma contra-incendios, como primer punto de perdida de contención y no la escotilla de medición instalada en el techo, como se creería inicialmente.

Varias son las consideraciones que se deben tener en cuenta al momento de establecer los niveles de preocupación, tales como el tipo de producto, parámetros de operación de válvulas y tubería, las condiciones físicas del tanque (tipo de techo) y la tasa de flujo de recibo; incluso la experiencia de campo, las practicas operativas y aspectos de seguridad existentes en cada facilidad y tanque, son variables importantes.

En los tanques de techo cónico con membrana, serían las aberturas de venteo, que por lo general están ubicadas por debajo del nivel de las boquillas de espuma, esta condición reduce la capacidad de almacenamiento del tanque, mientras que en los tanques de techo flotante puede aprovecharse más su capacidad.

Como mínimo, para cada tanque se deben definir tres niveles, el nivel de altura crítica (CH), el nivel de alto-alto (HH) y el máximo nivel de operación (MW).

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Figura 3.

Figura 3. Alturas de llenado de tanques según el tipo de techo.

Lo primero que se debe establecer es el nivel de llenado crítico porque a partir de este se determinará el punto en el que se encuentra el nivel alto-alto, que es principalmente un nivel que alerta una acción de emergencia para evitar que se alcance el nivel crítico. La distancia vertical entre estas dos alturas se calcula con base en los tiempos de respuesta requeridos para terminar el recibo a la máxima rata de flujo del proceso; sin embargo en cualquier caso esta distancia no debe ser menor de 3” para tener en cuenta los posibles errores en datos y medidas.

operacionales propias de la instalación, pero siempre a una distancia lo suficientemente baja como para que la alarma del nivel alto-alto no se active de manera inadvertida como resultado del incremento de nivel debido a la expansión térmica del producto almacenado, al oleaje producido por la turbulencia durante el recibo o incluso por actividad sísmica si la ubicación geográfica es propensa a estos eventos. Una vez establecidos, estos niveles deben ser revisados con una periodicidad de máximo 5 años para asegurar que continúan siendo apropiados, debido a que cambios en las condiciones físicas del tanque o de la operación pueden variar los niveles de preocupación inicialmente determinados.

La altura máxima de operación, se debe determinar a una distancia por debajo del nivel alto-alto basada ya sea en el tiempo de respuesta o en condiciones

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Tiempos de respuesta y distancias recomendadas. Ante cualquier alerta o alarma dada, se deben llevar a cabo un conjunto de acciones con el fin de evitar que se active o dispare el siguiente nivel de alarma; el tiempo requerido para realizar tales acciones es el tiempo de respuesta. Para calcular estos tiempos se deben considerar muchos factores como el tiempo de comunicación entre la activación de la alarma y la notificación al personal encargado de parar o desviar el recibo, el tiempo para que el personal analice la situación y ejecute la acción apropiada, el tiempo para verificar que todos los elementos del sistema respondieron apropiadamente y tomar una acción si no fue así, además del tiempo requerido por el sistema para iniciar acciones automatizadas y los tiempos por factores de seguridad si aplican. Las alarmas son indispensables para garantizar la protección por sobrellenado, los requerimientos de la última edición del standard API 2350, establecen que una sola alarma por alto nivel es necesaria, la cual se debe activar en el nivel alto-alto.

Tabla 3. Tiempos de respuesta mínimos por alarma de nivel alto-alto (si no se ha calculado)

Los tiempos de respuesta pueden ser cuidadosamente calculados por cada tanque, dependiendo de las variables que intervienen en su determinación, sin embargo en la mayoría de instalaciones se acostumbra optar por un tiempo fijo de respuesta, como por ejemplo 15 minutos si el tiempo de respuesta más largo obtenido es de menos de 15 minutos ya que esto simplifica los procedimientos de operación. En todo caso el API STD 2350 según la categoría del tanque, define claramente unos tiempos de respuesta por alarma de nivel alto-alto, en caso que no se tenga disponible este cálculo. Estos tiempos de respuesta son una medida provisional; establecer que los tiempos reales de respuesta no sean mayores que los propuestos, es una tarea que se debe verificar tan pronto como sea posible y documentar que los valores de la tabla son iguales o exceden (es decir, permiten más tiempo) el tiempo de respuesta real para responder a una alarma por nivel alto-alto.

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Los sistemas de protección de sobrellenado. Pero, ¿Que significan las categorías a las que nos referíamos anteriormente?, son agrupaciones que se tienen en cuenta dentro del OPP para designar los tanques dependiendo del tipo y configuración de equipos (instrumentos) que utiliza para la protección de sobrellenado. Esta es considerada una de las adiciones relevantes del estándar vigente y que estaba ausente en ediciones anteriores, en él se definieron básicamente tres categorías de sistemas de protección de sobrellenado. Los sistemas de categoría 1, son en esencia manuales, estos sistemas deben ser operados como una facilidad completamente atendida (fully-attended), el nivel es medido

por medio de cinta manual y aunque se tuviera un instrumento ATG (Automatic Tank Gauge) para medir el nivel, este no tendría la capacidad para transmitir su señal, por lo que toda la información de nivel se encuentra concentrada en el tanque mismo. Un sistema de categoría 2 tiene la capacidad de transmitir la señal de nivel y alarmas a un cuarto de control remoto, por eso puede ser operado como una facilidad semi-atendida (semi-attended), sin embargo esta alarma depende del ATG por lo que una falla del instrumento, provocaría la perdida de información de nivel y alarmas del tanque. Un sistema similar al anterior es el denominado de categoría 3, con la diferencia que la alarma es independiente del instrumento de nivel, lo que garantiza que la falla en el ATG no causa perdida de la funcionalidad de la alarma. Esta categoría es considerada la mejor disponible y por eso puede ser usada en facilidades atendidas, semi-atendidas o no atendidas (si tanto el nivel como las alarmas son monitoreadas por el transportador). Se suele designar a los sistemas automáticos de prevención de sobrellenado (Automatic Overfill Prevention System: AOPS) como la categoría 4, este es un sistema completamente independiente del control básico del proceso en el que usualmente participa el operador, es decir que su configuración permite realizar la acción de parar el recibo en el tanque sin la intervención física del operador.

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Figura 4.

Figura 4. Categorías de los sistemas de protección de sobrellenado. Fuente: The Complete Guide to API 2350 (2013)

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Figura 6.

¿Y de los niveles bajos o de desocupado? Si bien los sistemas de protección están enfocados en prevenir el sobrellenado debido a las graves consecuencias ampliamente documentadas por incidentes presentados en patios de tanques por pérdida de contención, al cálculo o determinación de los parámetros de niveles mínimos de llenado no se le debe restar importancia. Aunque las consecuencias por vaciar en exceso un tanque atmosférico de almacenamiento no son tan críticas como las del sobrellenado, esta situación puede provocar daños estructurales al tanque y a los

equipos de bombeo, una disminución de la tasa de flujo de carga a una unidad aumenta el riesgo de inestabilidad o apagada, y en la preparación de un producto como en un sistema de blending puede dejar una gran cantidad de material fuera de especificaciones para la venta incurriendo en reprocesos que también implican altos costos no planeados o presupuestados.

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consolidado en la materia. Normas y estándares como IS/IEC 61511-1, NFPA 30 y API/STD 2350, son una representación de las mejores prácticas mínimas disponibles hoy para que los propietarios y los operadores de patios de tanques, logren una preparación adecuada en las mejores prácticas relacionadas con el almacenamiento de petróleo y productos derivados.

Los criterios para establecer los niveles mínimos de los tanques son similares a los máximos, es decir considere niveles de preocupación que alerten o alarmen cuando el líquido llegue a niveles tales que permitan tiempos de respuesta apropiados para que se pueda parar la operación antes de que se alcance el NPSH mínimo requerido por el sistema, o el techo o membrana flotante entre en contacto con accesorios internos del tanque o alcance un nivel en el cual deje de flotar.

Contar con un sistema de prevención y protección por sobrellenado es un beneficio bastante significativo por todo lo que representa acerca de la salvaguarda de la salud y la seguridad de los trabajadores, de las comunidades, del medio ambiente, y de los activos de la compañía. Un sistema de gestión fundamentado en las mejores prácticas puede realmente mejorar las operaciones normales del día a día en una instalación o facilidad industrial. Sin duda los sobrellenados de los tanques pueden ser reducidos de una manera efectiva si se desarrollan e implementan prácticas y procedimientos seguros de operación de las facilidades de almacenamiento, que estas se encuentren provistas de la instrumentación adecuada, con una configuración correcta, estrictos programas de mantenimiento y un alto nivel de entrenamiento del personal.

La última edición del API STD 2350 hace referencia al nivel mínimo de operación o minimun working level (mw) como un parámetro de nivel y alerta definido opcionalmente por el usuario y que una característica adicional que puede aprovecharse del ATG es el poder ser usado como un instrumento para alertar en los niveles bajos definidos.

Conclusiones: ¿Su instalación cumple los requisitos de API 2350?, es la pregunta que todo propietario u operador de una facilidad de tanques debe hacerse, es decir si puede darse el lujo de no implementar las recomendaciones del API STD 2350. Si en su facilidad se almacenan líquidos NFPA clase 1 y clase 2 debería considerar aplicar un sistema de protección por sobrellenado acorde al estándar. Los responsables de la seguridad en los terminales de distribución, refinerías, comercializadoras de combustibles, etc. tienen a su disposición una gran cantidad de información en experiencias, prácticas recomendadas y estándares diseñados para la prevención y protección de sobrellenados en tanques de almacenamiento, por lo que deben aprovechar el estado del arte que se ha

Bibliografía: [1] ANSI/API STD 2350 (May 2012), Overfill Protection for Storage Tanks in Petroleum Facilities, 4th edition. [2] API RP 2350 (Jan 2005), Overfill Protection for Storage Tanks in Petroleum Facilities, 3rd edition. [3] OSHA 3132 (2000), Part 1910.119 Process Safety Management of Highly Hazardous Chemicals. [4] NFPA 30 (2003), Flammable and Combustible Liquids Code. [4] Lovdahl, Rikard. (2013), There is no reward for risk takers when it comes to overfill prevention, StocExpo Conference 2013. Recuperado de http://www.easyfairs.com/fr/events_216/stocexpo-antwerp2013_3 0809. [5] Myers, Phil E. y Roos, Carl-Johan., (Feb 2013), The Complete Guide to API 2350, Ref. N°901030. Rev. BA. [6] Science Applications International (2012), Addressing API Standard 2350 for Overfill Protection, A Varec

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Oscar O. Díaz Morales. oscar.diazmo@ecopetrol.com.co Ingeniero de Sistemas, egresado del Politécnico Grancolombiano, Master en Administración de Empresas Industriales y candidato a Título Universitario de Ingeniería de Procesos. Experiencia de 23 años en la industria petrolera en las áreas de almacenamiento, recibo, mezclas y entregas de hidrocarburos en Ecopetrol Refinería de Cartagena. Participación en el proyecto de expansión para las áreas de off-site. Actualmente me desempeño como Profesional de Medición y contabilización de Hidrocarburos.

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Campo Petrolero Digital (DOF) Eugenio Rodríguez www.eugeniorodriguez.es

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La implementación cada vez más avanzada del llamado Campo Petrolero Digital (Digital Oil Field o por sus siglas DOF) en la industria del petróleo y gas, se ha consolidado como una base fundamental para el sector. Pero… ¿qué es exactamente? Se trata de un término amplio que abarca el uso de tecnologías interconectadas e innovaciones en la gestión de grandes datos para optimizar las operaciones de exploración y producción, permitiendo la monitorización remota y soporte para la toma de decisiones. Estas tecnologías también son vistas como una buena manera de aprovechar al máximo la potencialidad de los empleados más experimentados, mejorando la capacidad de supervisar y apoyar múltiples pozos simultáneamente usando datos optimizados en tiempo real que permite una mayor eficiencia en los tiempos de operaciones, por no mencionar más seguro que viajar a operaciones individuales, que a menudo se encuentran en ambientes marinos remotos. Si se despliega correctamente, las innovaciones del Campo Petrolero Digital han probado su potencial para reducir costes y tiempo en los proyectos de la industria petrolera y del gas en alta mar, habilitando un fuerte impulso hacia un rendimiento más amplio en las empresas. Chevron, que se ha posicionado como uno de los líderes entre las grandes petroleras en la tecnología DOF, informa que su iniciativa original del Campo Petrolero Digital, denominada “i-field”, ha permitido cientos de millones de dólares en ahorros de costes y la mejora de la producción desde 2002, gracias a la introducción de un Centro de Soporte de Maquinaria (MSC) y un Centro de Optimización de Perforación en tiempo real (RDOC) remoto, en sus oficinas de Houston.

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Pero actualmente aprovechar los beneficios de las tecnologías del Campo Petrolero Digital no es tan simple como la creación de una red de sensores inalámbricos y pulsar el botón “on”. El nivel de gestión y análisis de datos necesarios para la implementación exitosa de DOF sigue siendo un territorio desconocido para amplios sectores de la industria, especialmente para los ingenieros más veteranos acostumbrados a un trabajo más de campo que centrado tanto en el uso de tecnología inteligente e internet, por lo que el factor humano puede ser un escollo importante.

El MSC, por ejemplo, fue recientemente capaz de detectar un compresor en riesgo de sobrecarga antes que el equipo destinado en el lugar del yacimiento de Sanha de Chevron, ubicado en las costas de Angola. “La tripulación actuó tras la notificación del MSC y evitó el gasto de un par de millones de dólares que hubiese causado el tiempo de inactividad y la pérdida de producción”, declaró Fred Schleich, gerente de sistemas de energía eléctrica y maquinaria de Chevron Energy Technology Company.

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Esto se observó en un artículo publicado en Geo ExPro escrito por el Dr. Julian Pickering y Samit Sengupta, cuyas respectivas compañías Digital Oilfield Solutions y Geologix, se han asociado para ofrecer servicios de formación en el Campo Petrolero Digital a la industria, a través de una empresa llamada Digital Oilfield Training Services (DOTS). “Los proyectos con DOF pueden fallar debido a la falta de preparación de los mismos y a una falta de comprensión de la magnitud de la tarea de transformar una empresa enfocada en las operaciones más tradicionales”, según escribieron Pickering y Sengupta. “Es fácil de poner en marcha en los importantes proyectos de despliegue de tecnología sin reconocer los riesgos o el valor potencial con antelación, y esto puede causar una serie de desafíos para el equipo; de hecho, en el peor de los casos, el rendimiento operativo puede disminuir considerablemente”. Está claro, por lo tanto, que al igual que los cambios técnicos, la implementación DOF requiere de una adaptación en términos de recursos humanos. La industria del petróleo y el gas se ha centrado en crear especialistas en ingeniería desde hace décadas, pero las demandas del Campo

Petrolero Digital en los yacimientos requiere de un alto valor en términos de un conjunto de habilidades más amplias. Es decir, el ingeniero ideal en este sector, debe ahora combinar un conocimiento práctico de las cuestiones técnicas offshore con una alta formación en herramientas y sistemas digitales. “Lo que necesitamos es cada vez más ingenieros híbridos, personas que sean competentes en cuestiones técnicas clave, así como en los procesos digitales, como los sistemas de búsqueda de datos, inteligencia artificial y visualización inmersiva”, declaraba el Dr. Iraj Ershaghi, director del programa de ingeniería petrolera en la Universidad del Sur de California (USC) en una entrevista con Oil & Gas Agenda. “Creo que cuando se fusionen entre sí se obtendrá una interacción muy interesante”.

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Proporcionar capacitación y apoyo a los trabajadores en tanto que DOF continue cambiando las habilidades en el paisaje de la industria, podrá ser más importante para un proyecto que los aspectos técnicos, de acuerdo con un informe escrito por el arquitecto de soluciones de Chevron Amol Bakshi para el Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos (IEEE, por sus siglas en inglés). “La cartera de proyectos petroleros digitales perseguidos hasta la fecha tienen muchos ejemplos de sistemas y soluciones que podrían ser considerados un éxito desde el punto de vista puramente informático, pero que tienen poco o ningún uso entre los usuarios finales objetivos porque las actividades de participación de las partes interesadas, comunicación y formación no eran las adecuadas”, escribió Bakshi. A través del desarrollo de la capacitación de los empleados, los cursos especializados están comenzando ahora a surgir para ayudar a familiarizar a los ingenieros offshore y otros miembros del personal técnico, con las tecnologías digitales y las habilidades de comunicación necesarias para encontrar el éxito en el espacio DOF. Asimismo, las universidades también tienen un papel importante que desempeñar en el desarrollo de competencias digitales en los ingenieros pero, en su mayor parte, esta responsabilidad recae en la industria mediante la colaboración con los centros académicos para desarrollar cursos y planes de estudios que reflejen la creciente importancia de las TI y tecnologías inalámbricas.

Por supuesto, mejorar exclusivamente las habilidades del personal existente en las empresas, una gran parte de los mismos próximos a la jubilación, no va a ser suficiente. Uno de los desafíos más difíciles de la industria es persuadir a los recientes jóvenes graduados en ingeniería de que el sector del petróleo y gas offshore tiene algo que ofrecerles. En este sentido, el crecimiento del Campo Petrolero Digital podría convertirse en un punto clave vendible para las nuevas generaciones que han crecido con las tecnologías digitales. Además de ofrecer el beneficio de desarrollar las tareas técnicas en tierra (destino fijo y compatible con la vida familiar), los análisis de datos y las innovaciones en las TI involucradas en DOF, podrían resultar un gancho más

Una vez más, Chevron se ha posicionado a la cabeza del sector en este sentido, aprovechando su larga relación con la Viterbi School of Engineering de la USC para patrocinar el establecimiento del Center for Interactive Smart Oilfield Technologies (CiSoft), que ofrece un Máster y un curso certificado de postgrado en “Smart Oilfield Technologies”.

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convincente que las tradicionales pesadas horas de trabajo en alta mar que se requerían a nivel de ingeniería. El Campo Petrolero Digital proporciona una potencial vía de cambio en las reglas del juego para los operadores de petróleo y gas en alta mar, que maximiza la productividad de proyectos y ayuda a abordar la crisis laboral que se avecina en el sector (por falta de personal) a través de flujos de trabajo más eficientes. Sin embargo, mientras que la tecnología apoye el creciente despliegue de las innovaciones DOF como se ha demostrado, los desafíos involucrados en el fomento de estas nuevas habilidades en el personal, pone de relieve que no será un camino de rosas a menos que las empresas estén dispuestas a invertir en el lado humano de la revolución digital.

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Eugenio Rodríguez

www.eugeniorodriguez.es Emprendedor, dinámico y creativo. Soy ese tipo de persona con inquietudes, que siempre tiene en mente nuevos proyectos, objetivos y ganas de superarse profesionalmente. En la actualidad me dedico a la consultoría en estrategias de comunicación corporativa y branding en el sector de la ingeniería. Ayudo desde grandes corporaciones a pymes y nuevas startup en el posicionamiento de su marca, así como a planificar, gestionar y potenciar la comunicación corporativa en los nuevos medios, incluyendo el desarrollo de plataformas en internet, diseño, contenido y social media. Además dirijo el magazine digital Fieras de la Ingeniería, que cuenta en la actualidad con 1,5 millones de lectores al año posicionándose como uno de los sitios web de ingeniería más visitados en español.

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¿QUIEN ES PEPPER? La última creación de Aldebaran, Pepper es el primer robot humanoide diseñado para vivir con los humanos. Pero para decepción de los usuarios, no limpia, no cocina y no tiene super poderes... Pepper es un robot social, capaz de conversar con usted, reconocer y reaccionar ante sus emociones, moverse y vivir de forma autónoma. Atractiva y amable, Pepper es mucho más que un robot, es un compañero capaz de comunicarse con usted a través de la interfaz más intuitiva: la voz, el tacto y las emociones. Creado para SoftBank Mobile, uno de los mayores operadores de telefonía móvil en JapónPepper ya está saludando e interactuando con los clientes en las tiendas.

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UN COMPAÑERO EMOCIONAL A Pepper le encanta hablar con los seres humanos, es muy curioso acerca de nosotros! A medida que usted continúe interactuando con Pepper le reconocerá y aprenderá continuamente cosas nuevas acerca de sus gustos. Tiene capacidad de adaptación y de superación personal, y pronto será capaz de buscar nuevas aplicaciones para sorprender y entretener. El objetivo de Pepper es para aprender y crecer paso a paso para que un día él pueda ser su compañero en casa. Desafiamos a todos los desarrolladores y las mentes creativas que nos ayuden con este objetivo y hacerlo evolucionar!

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PEPPER EN SU CASA? El objetivo de Aldebaran es crear robots para el bienestar de los seres humanos, robots amables que viven con los humanos como una nueva especie artificial. Con el fin de realizar este sueño, no es suficiente con tener a Pepper trabajando en las tiendas de SoftBank. El objetivo final es que Pepper pueda y aprenda a vivir con los humanos, las tiendas son sólo el comienzo.

MÁS SOBRE PEPPER Algunos datos y cifras sobre Pepper: • Pesa alrededor de 61 libras (28 kg) y es casi 4 pies (120 cm) de estilo puro; • 17 articulaciones que le dan movimientos elegantes y fluidos • 3 ruedas omnidireccionales le permiten moverse libremente • 14 horas de duración de la batería • Más de 40 patentes innovadoras • Una cámara 3D para percibir su entorno y la actividad humana hasta 10 pies (3 m) Por: https://goo.gl/WHGv0S

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