Revista automatización 360 7ma. edición. by Revista Digital Automatización 360

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Alternativas y conceptos

que agregan valor a su proceso 7ma. EDICIÓN OCTUBRE /2015

AUTOMATIZACIÓN 360

CONTENIDO

EDITORIAL

EQUIPO DE TRABAJO AUTOMATIZACIÓN 360

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DEFINICIÓN DEL PROPÓSITO, ALCANCE Y OBJETIVOS PARA EL DESARROLLO DE UN ANÁLISIS DE RIESGO DE PROCESOS (ARP) MEJORE LA EFICIENCIA ENERGÉTICA DE SU SISTEMA DE VAPOR Y REDUZCA COSTOS OPERATIVOS

reportaje 360 ENTREVISTA CON EL PRODUCT MANAGER MUNDIAL DE LA PLATAFORMA DE INGENIERIA TIA PORTAL DE SIEMENS EL SALARIO EMOCIONAL, RESPONSABILIDAD DE TODOS

ingeniería en detalle ALTERNATIVA PARA CONTROL DE EMISIONES DE POLVOS COMBUSTIBLES Y RIESGO DE EXPLOSIÓN EN PROCESOS DE LA INDUSTRIA DE CARBÓN MINERAL. COMO SELECCIONAR LA TECNOLOGÍA ADECUADA PARA LA MEDICIÓN DE CRUDOS PESADOS

aL TABLERO

de la teorÍa a la prÁctica

UNA MIRADA A ISA ESTUDIANTIL CONSOLIDACIÓN DE OPERACIÓN DE REFINERÍA

67 02

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EDITORIAL

editorial Equipo de trabajo Automatizacion 360

Debido a los precios tan cambiantes del petróleo y la incertidumbre que se evidencia en un futuro, varias compañías se han visto en la necesidad de reducir tanto sus operaciones como su personal, y lograr optimizar sus utilidades y mantenerse en el tiempo. Varios proyectos fueron suspendidos y otros cancelados debido a su inviabilidad económica, desacelerando las inversiones y la ejecución de nuevos desarrollos de ingeniería. Las empresas están adoptando políticas urgentes de reducción de gastos y costos de producción al máximo, por lo tanto las nuevas inversiones de automatización deben ser enmarcadas en un contexto de optimización y de nuevas soluciones tecnológicas que permitan tener un impacto positivo en el negocio. Por tal razón en esta esta edición queremos destacar principalmente dos aspectos que consideramos que pueden contribuir a esta reducción de costos, el primero es la implementación de nuevas soluciones que permiten determinar por medio de tecnología inalámbrica puntos de fuga en líneas o trampas de vapor, esto apalancado con los beneficios que trae

implícito la tecnología wireless, en términos de cableado, instalación, ingeniería, integración y diagnósticos, logrando obtener importantes ahorros en los costos de producción; el segundo aspecto a resaltar, es en relación a los criterios y definiciones a tener presentes al momento de demarcar el propósito, alcance, objetivos, manejo e implementación de un análisis de riegos de procesos (ARP), debido a que un mal análisis puede traer un nivel de inversión innecesario. Automatización 360 en esta edición quiere dar a conocer a sus lectores por medio de varios artículos nuevas tendencias, claridad de conceptos y logros con el fin de apoyar a la industria en esa búsqueda de reducción de costos que permitan ser mas competitivos y óptimos en un mercado cambiante lleno de nuevos retos y desafíos industriales.

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

Colaboradores Andres Valencia Mario Molina Paola Bonilla Felipe Sandoval Amador Carlos Amaya Carlos Rey Francisco Trespalacios Angela Marcela Luna

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DEFINICIÓN DEL PROPÓSITO, ALCANCE Y OBJETIVOS PARA EL DESARROLLO DE UN ANÁLISIS DE RIESGO DE PROCESOS (ARP) Andrés F. Valencia, CAP, CFSE

Ingeniero Químico

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INTRODUCCIÓN A partir del año 1960 [1] la industria de proceso empezó a incorporar dentro de sus etapas de ingeniería, construcción y operación, métodos de análisis y evaluación en el diseño de sus plantas, los cuales fueron evolucionando hasta convertirse en las técnicas de identificación y análisis de riesgos de tipo cualitativo y cuantitativo que hoy conocemos, tales como What If, listas de chequeo, HAZOP, LOPA, PSSR, QRA, entre otras. La descripción, preparación, metodología y registro de las técnicas comúnmente usadas para el Análisis de Riesgos de Procesos (ARP) están ampliamente documentadas [2,3], y algunas de ellas ya están publicadas como estándares [4,5]. Para la contratación de servicios de liderazgo y conducción de un ARP normalmente los usuarios emiten unos Términos de Referencia (TOR), donde especifican, entre otros puntos, la técnica que será utilizada y los documentos entregables que deberán ser emitidos por el proveedor a través del especialista líder del análisis. Sin embargo, una vez desarrollado el ARP es común escuchar entre los usuarios y los expertos que lideran y conducen estos análisis, algunas frases como:

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SELECCIÓN DE LA TÉCNICA DE ARP

• “… la técnica que seleccionamos para el análisis de riesgos de proceso no fue la mejor para este caso en específico …”

La correcta selección de la técnica de ARP depende de múltiples factores [6,7], tales como la razón por la cual se desarrollará el análisis, el tipo de resultados y nivel de detalle requeridos, el momento y la información disponible para su desarrollo, las características de la facilidad a analizar, la percepción del riesgo asociado al proceso o actividad, la disponibilidad de recursos para el análisis, entre otros. Muchas compañías dentro de su plan de Administración de Seguridad de Procesos (ASP) ya tienen definidas las técnicas ARP que deberán ser utilizadas de acuerdo al ciclo de vida de la facilidad de proceso o para eventos específicos que exijan el desarrollo de un análisis de riesgos.

• “… invertimos mucho tiempo analizando los primeros nodos, en cambio no profundizamos lo suficiente en el análisis del nodo que realmente nos genera inquietudes …” • “… aún la ingeniería no estaba lo suficientemente madura para el desarrollo de este análisis …” • “… desarrollamos el análisis alrededor del modo de operación normal, sin revisar otros modos de operación…” • “… era necesario contar con la presencia de otros profesionales dentro del grupo de análisis …”

Para cada caso, la selección de la técnica de ARP apropiada es una tarea que exige experiencia por parte del consultor de servicios de análisis de riesgos y por parte del usuario que requiere dichos servicios, pudiéndose incluso seleccionar más de una técnica dentro de un mismo taller para cumplir con el propósito, alcance y objetivos definidos en el TOR para la contratación del análisis.

• “… el registro de las acciones derivadas del análisis no fue emitido en una forma práctica para la siguiente fase de diseño …”

Si usted se ha visto identificado con alguna de las frases anteriormente expuestas, o ha reconocido otras debilidades en los resultados obtenidos a partir de una técnica de ARP, tal vez este artículo sea de su interés, ya que presenta la importancia de una correcta definición del propósito, alcance y objetivos al momento de la emisión de un TOR para la contratación de servicios de liderazgo y conducción de un ARP.

La correcta definición del propósito, alcance y objetivos para la contratación de un ARP definirá de manera efectiva y eficiente la dirección hacia donde debe ser enfocado el análisis con el contenido apropiado y con sus restricciones [2,8].

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PROPÓSITO DEL ANÁLISIS El propósito del ARP debe responder de manera precisa a la pregunta del por qué el análisis debe ser desarrollado. El propósito definirá la forma de cómo debe ser conducido el análisis, ayudando a que los resultados sean útiles y consistentes con la razón que motivó su desarrollo. Muchas veces un ARP debe ser desarrollado por múltiples razones, las cuales deben ser cuidadosamente enlazadas dentro del propósito. Por ejemplo, parte del enunciado del propósito del análisis podría incluir: “… cumplir con los requerimientos corporativos del plan PSM de la organización en cuanto a la revisión del diseño en la fase de ingeniería básica, cuyos resultados serán el soporte para iniciar la gestión con las aseguradoras y servirán también como entrada para el desarrollo del ciclo de vida de un SIS de acuerdo a IEC-61511…”

ALCANCE DEL ANÁLISIS El alcance define el qué está incluido y el qué no está incluido en el análisis. Los detalles a ser considerados en la definición del alcance deben contener información acerca de: • Límites de proceso • Equipos, procedimientos, sistemas instrumentados, etc. • Sistemas auxiliares y de soporte • Modos de operación • Eventos externos • Nivel de detalle • Intensión del diseño • Códigos y estándares • Exclusiones • Suposiciones

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Límites de proceso Definen los sistemas y subsistemas sobre los cuales será desarrollado el ARP. Es común que los límites de proceso correspondan con los límites de batería. Interfaces, tie-ins con otras plantas o sistemas, lineas de recirculación, o facilidades temporales para llenado o arranque de planta deberán ser indicados de forma exacta. Equipos, procedimientos, sistemas instrumentados, etc.

Modos de operación

Información básica de los equipos que no están incluidos en los límites de proceso, listados de los procedimientos disponibles (arranque, parada, etc.), información de los sistemas instrumentados de alarma, control, seguridad, entro otros, son determinantes en la definición del alcance del análisis.

Los modos de operación o estados del proceso deberán ser analizados en su totalidad dentro del ARP. La exclusión del análisis de un modo de operación deberá ser justificada. La Figura 1 representa de manera general los modos de operación para un proceso continuo. Los modos de operación para procesos batch deberán incluir además los comandos de transición entre estados [9].

Sistemas auxiliares y de soporte

FIGURA 1. Modos de operación para un proceso continuo.

Un listado de los sistemas auxiliares y de soporte con sus capacidades y niveles de tolerancia a fallas (equipos de respaldo, autonomía, etc.) contribuirán dentro del alcance a la definición y manejo de probabilidades de ocurrencia de las causas dentro de los escenarios de riesgo.

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Eventos externos Definir dentro del alcance aquellos eventos externos creibles que pudiesen convertirse en eventos iniciadores dentro de escenarios de riesgo ayudará al especilista líder del análisis en la generación de listas de chequeo para revisión. Por ejemplo, la clasificación de actividad sísmica, la velocidad promedio del viento, el nivel ceráunico, entre otros, deberán ser documentados cuando hay una percepción creible que pueden ser clasificados como eventos externos.

Nivel de detalle Un ARP puede ser conducido a diferentes niveles de detalle. Decisiones relacionadas con el nivel de detalle deben ser tomadas antes de iniciar el estudio, definiendo fundamentalmente la técnica de ARP que será utilizada, el manejo del tiempo, la presentación de resultados, entre otros.

Intensión de diseño Esencialmente un ARP examina escenarios sobre desviaciones a la intensión de diseño. A pesar que durante el desarrollo del ARP es necesario definir la intensión de diseño en cada nodo o porción de proceso, los aspectos generales de intensión de diseño deben ser documentados dentro del alcance acompañados generalmente de un paquete de documentación tal como diagramas de bloques, diagramas de flujo de proceso (PFD) o diagramas de tubería e instrumentación (P&ID).

Códigos y estándares El alcance deberá especificar los códigos y estándares de diseño de la facilidad objeto del ARP, además de aquellas normas que fueron definidas de obligatorio cumplimiento por el usuario o por un organismo regulador. Por ejemplo, en el caso de calderas normalmente se exige el cumplimiento de NFPA 85.

Exclusiones Aquellas partes del proceso o modos de operación que no harán parte del ARP deberán ser claramente identificadas. Una lista exacta de exclusiones contribuirá a evitar debates innecesarios durante el desarrollo del ARP.

Suposiciones El alcance deberá incluir todas las suposiciones con las cuales será desarrolado el ARP; durante la primera fase del análisis, estas suposiciones serán socializadas, justificadas y verificadas, contribuyendo también a evitar debates innecesarios durante el desarrollo del ARP. Un ejemplo común de suposición es declarar que los planes de inspección, pruebas y mantenimiento de equipos será ejecutado adecuadamente de acuerdo a las normas de la compañía.

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OBJETIVOS DEL ANÁLISIS Los objetivos del ARP definirán las consideraciones en cuanto al tipo de riesgos y tipo de consecuencias sobre los cuales deberá enfocarse el análisis.

CONCLUSIÓN

A nivel de proceso los riesgos pueden ser clasificados en diversos grupos. Una clasificación común consiste en agruparlos en convencionales, específicos y mayores [10]. De estos tres tipos de riesgo, los dos primeros corresponden al tratamiento clásico de la seguridad e higiene en el trabajo, mientras que el tercero está relacionado con situaciones excepcionales que pudiesen desencadenar en explosiones, incendios, pérdida de contención, formación y dispersión de nubes tóxicas, entre otros, obligando a la adopción de medidas de prevención y mitigación eficaces durante la planificación, el diseño, la construcción, funcionamiento y desmantelamiento de las facilidades de proceso dentro de la industria.

La preparación y correcta definición del propósito, alcance y objetivos en la contratación de un ARP es el elemento esencial que asegurará en gran parte el éxito del análisis, definiendo el contenido apropiado para que los resultados a obtener sean útiles y consistentes con la razón que motivó su desarrollo.

REFERENCIAS [1] McKay, G. (2011). Professional Development Course in Process Safety Management, and Risk Hazard Analysis, Hong Kong, Hong Kong University of Science and Technology. [2] Center for Chemical Process Safety (CCPS) (2008). Guidelines for Hazard Evaluation Procedures, 3rd Edition, United States of America, Wiley. [3] Institution of Chemical Engineers (IChemE) (2015). HAZOP Guide to Best Practice – Third Edition, United Kingdom, Elsevier. [4] IEC 61882:2001, “Hazard and operability studies (HAZOP studies) – Application guide”. [5] IEC 61025:2006, “Fault Tree Analysis (FTA)”. [6] Center for Chemical Process Safety (CCPS) (2012). Guidelines for Engineering Design for Process Safety, 2nd Edition, United States of America, Wiley. [7] Bridges, W. (2008). “Selection of hazard evaluation techniques” [on line], available in: www.piii.com/resources/, recovered: September 1st, 2015. [8] Baybutt, P. 2015. The Importance of Defining the Purpose, Scope, and Objectives for Process Hazard Analysis Studies. Process safety Progress. Vol. 34, No.1: 84-88. [9] ISA-88.00.01-2010, “Batch Control Part 1: Models and Terminology”. [10] Casal, J. et al. (2002). Análisis del Riesgo en Instalaciones Industriales, España, Ediciones UPC.

Por ejemplo, parte del enunciado de un objetivo de un análisis podría incluir: “… identificar y calificar cualitativamente, de acuerdo a la matriz corporativa, los potenciales riesgos en la operación de las facilidades de la unidad U-500, enfocándose en los impactos sobre el personal y el ambiente …”. Otro ejemplo podría incluir: “… aquellos escenarios de riesgo con calificación cualitativa MUY ALTO y niveles de severidad 6 sobre el ambiente, deberán ser analizados a través de un análisis de consecuencias …”.

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Andrés F. Valencia Ingeniero Químico, Especialista en Automatización de Procesos Industriales, Magíster en Ingeniería Química, con más de 17 años de experiencia en las áreas de seguridad funcional, control y seguridad de procesos; es Certified Functional Safety Expert (CFSE) por el CFSE Governance Board, Certified Automation Professional (CAP) por ISA y certificate holder como TÜV Functional Safety Engineer por TÜV Rheinland Industrie Service GmbH (ASI).

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Mejore la eficiencia energĂŠtica de su Sistema de Vapor y reduzca costos operativos Ing. Mario Molina

Emerson Process Management

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Dentro de los recursos utilizados en la industria hoy en día, el vapor es una de las más ampliamente utilizadas en diversos segmentos de la industria. Con el fin de mantener una alta eficiencia en la transferencia de calor, es necesario contar con trampas de vapor a lo largo de dicho sistema para poder drenar los condensados. En promedio podemos encontrar entre 100 a 500 trampas de vapor según sea el segmento de la industria. Debido al principio de funcionamiento mecánico de la mayor parte de las trapas de vapor, estas son propicias a fallos inesperados por lo cual el ser capaz de conocer su estado funcional juega un papel fundamental en el cumplimiento de los KPl’s de cada empresa. El fallo en una trampa de vapor tiene severas implicaciones en el proceso tales como: - Golpe de ariete. - Reducción transferencia termodinámica. - Erosión y corrosión en equipos de planta. - Aumento de los costos productivos.

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Obstrucción y descarga permanente son las principales [alias que se presentan en las trampas de vapor las 2 principales fallas que se presentan en las trampas de vapor son: obstrucción (no logran drenar condensados) o descarga permanente (no regresa a su completo estado de cierre), estudios demuestran 1 de cada 5 trampas instaladas presenta alguno de estos problemas (Fuente: Risko,J., Understanding Steam traps, Chemical Engineering Process, Feb2011). Para evitar los efectos adversos de estas fallas es necesario contar con un sistema de monitoreo que permita conocer en tiempo real el momento justo cuando se presenta alguno de estos fallos en las trampas de vapor. El monitoreo manual y las auditorías energéticas periódicas pueden parecer buenas soluciones, sin embargo estas carecen de visibilidad en tiempo real lo cual deja una alta vulnerabilidad al no brindar la información necesaria para actuar a tiempo y así contrarrestar los efectos adversos anteriormente expuestos. Tomando en cuenta los desafíos actuales de las industrias y con conocimiento del alto impacto que tiene las interrupciones del proceso productivo, EMERSON ha desarrollado una solución de monitoreo que permite conocer en tiempo real el estado de las trampas de vapor, brindándole toda la información necesaria para actuar en el momento justo y así evitar serias consecuencias en los procesos. Esta solución es no invasiva lo cual brinda la ventaja de ser instalada sin necesidad de detener ni modificar el proceso para su instalación, además se basa en un protocolo de comunicación inalámbrico, reduciendo y simplificando los tiempos de instalación considerablemente. Este monitoreo inalámbrico se realiza a través de un transmisor acústico el cual se instala sobre la tubería de descarga de las trampas de vapor que se desean

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Para representar el impacto económico que brinda el monitoreo inalámbrico que ofrece EMERSON mediante su transmisor acústico, hemos colocado el siguiente análisis basado en estudios realizados en Latinoamérica:

monitorear. Entre sus múltiples ventajas encontramos que es un sistema libre de mantenimiento, que brinda la posibilidad de configurar alertas desplegables que pueden visualizarse desde el cuarto de control o bien en estaciones remotas para alertar al personal que así lo requiera.

CANTIDAD TRAMPAS

PRESIÓN (PSI)

AHORRO/AÑO

ROI

185 unid

20-150

$445,541 USD

5.7 Meses

Como se puede observar, el ahorro anual esperado es de 445,541 USD gracias al monitoreo inalámbrico en tiempo real, el cual permite la detección de las trampas obstruidas o con fuga. Todo esto es posible realizarlo sin rondas manuales de verificación ni intervención de operarios.

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MARIO MOLINA Strategic Marketing, Technical Support and Maintenance Responsible for development and execution of regional and site Sales & Marketing plans in Latin America, consultative solutions that promote achievement of enhanced branding, and sales fulfillment. Identifying opportunities to create value and customer loyalty through ways to communicate these values effectively to the audience.

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REPORTAJE 360

Entrevista con el product manager mundial de la plataforma de ingenieria TIA Portal de Siemens. Carsten Meier, Marketing Manager TIA Portal Siemens AG, Digital Factory , Factory Automation

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Entrevista con el product manager mundial de la plataforma de ingenieria TIA Portal de Siemens. Con motivo de la famosa feria de automatizaci贸n internacional SPS / Drive & IPC en Nuremberg, el product manager de TIA Portal responde algunas preguntas sobre las tendencias y los beneficios de esta innovadora plataforma. Carsten Meier, Marketing Manager TIA Portal Siemens AG, Digital Factory , Factory Automation

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1. ¿Podría explicarnos qué es TIA Portal y cómo se inserta en el programa de Digital Factory de Siemens? Las empresas dedicadas a la manufactura deben aumentar continuamente su eficiencia, reducir el time-to-market de nuevos productos y mejorar su flexibilidad. Esta es la única forma de mejorar su competitividad global. Las herramientas de software juegan un papel fundamental porque la cadena de valor, desde el diseño del producto hasta la producción y los servicios, debe estar mapeada digitalmente y enlazada en red de forma consistente. Los requisitos del futuro, como la integración digital de todos los pasos de la cadena de valor, solo se pueden cumplir a través de la interacción inteligente de los sistemas. Desde nuestra óptica, esto solo es posible con un modelo de datos común para todas las herramientas de la cadena. Para nosotros el TIA Portal, el marco de ingeniería integrado para controladores, HMI y accionamientos, es un paso muy importante hacia la consistencia y el almacenamiento de datos comunes. Las tareas de ingeniería que antes estaban separadas, ahora se unen en una sola herramienta.

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2. ¿El TIA Portal puede ayudar a obtener ganancias por su eficiencia? ¿Cómo lo haría? Los prerrequisitos básicos para una ingeniería eficiente son una base de datos común y una interfaz de usuarios basada en un control de operador estándar. Ambos se implementan consistentemente en el TIA Portal para todos los componentes de automatización, para controladores, paneles de operador, E/S distribuidas y aplicaciones de control de movimiento y seguridad. El TIA Portal provee todo esto, por ende, la función global les permite a los usuarios trabajar eficientemente en todo el proceso de automatización, desde la ingeniería hasta los servicios.

los dispositivos HMI. La biblioteca la puede utilizar no solo el equipo del proyecto sino también toda la compañía. Todos los contenidos de la biblioteca se pueden versionar para que los usuarios siempre trabajen con las versiones más actualizadas de los bloques. Esto aumenta considerablemente la eficiencia de la ingeniería e, incluso, el funcionamiento de la planta. Después de todo, los tiempos de parada cuestan dinero.

El TIA Portal también ofrece muchas funciones adicionales para facilitar las tareas de los usuarios. Les mencionaré dos ejemplos: el concepto de biblioteca y el sistema de diagnóstico integrado. El concepto de biblioteca ofrece no solo bloques de programa individuales, sino también configuraciones de hardware individuales, incluyendo asignación de parámetros, declaración de variables y, además, pantallas en

La función de diagnóstico de sistema, integrada a los componentes del hardware (por ejemplo a los controladores SIMATIC S7-1200 y S7-1500), y el TIA Portal permiten una resolución de problemas rápida y eficiente con el sistema en funcionamiento. El usuario puede acceder a la función de diagnóstico del hardware de los controladores SIMATIC. Entonces, por ejemplo, si se rompe un cable, la falla se visualiza en el controlador S7-1500, en el dispositivo HMI y en el servidor Web de TIA Portal. Todo esto se hace con solo unos clic, sin tener que escribir siquiera una línea en el código de programación. Eso es una ingeniería eficiente.

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4. ¿Cuáles son los desarrollos más recientes del TIA Portal y cuáles son los beneficios adicionales que ofrecen?

3. ¿Podría explicarnos cómo se integra TIA Portal al sistema legado, que podría incluir instrumentos y controladores de terceros? ¿Dichos sistemas se beneficiarían con TIA Portal?

Junto con la última versión del TIA Portal se ha completado el portfolio de controladores SIMATIC S7-1500. Ahora hay disponibles controladores pequeños y potentes. Claro que también vienen en sus versiones failsafe. Además, hay un nuevo integrante en la familia de E/S distribuidas SIMATIC ET200: el nuevo SIMATIC ET200AL, con protección IP65/IP67, es el nuevo E/S robusto de fácil instalación en cualquier sitio. Por lo tanto, se puede realizar cualquier aplicación con el nuevo hardware SIMATIC y TIA Portal.

Estas preguntas siempre aparecen en relación con la expansión del sistema. Y aquí es donde siempre conviene tener estándares de comunicación abiertos como PROFIBUS y PROFINET, porque los componentes del sistema existentes se pueden conectar con los nuevos que están configurados con TIA Portal.

Además no solo se agregaron al sistema de ingeniería funciones eficientes como el concepto de biblioteca, sino que también otras que permiten a los usuarios crear sus propios estilos de visualización. A través de estas funciones, se ajustan los colores y las formas de los objetos gráficos (botones, elementos de visualización, etc.), permitiendo así adaptar la apariencia y obtener diversas "identidades corporativas" con un solo clic.

Muchos componentes SIMATIC de la linea Clásica, como los controladores S7-300 y S7-400, y paneles HMI táctiles, muy comunes en los sistemas existentes, se programan directamente en TIA Portal. Por lo tanto, TIA Portal es el sistema de ingeniería para todas las generaciones de hardware hasta el S7-1200 y S7-1500, paneles HMI Comfort y similares. Los dispositivos de terceros también se pueden conectar con la ayuda de los estándares de comunicación abiertos PROFIBUS y PROFINET,y por ende, también direccionarse desde TIA Portal.

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5. ¿Cuál será el próximo desarrollo de TIA Portal y cuándo lo veremos? Nosotros seguimos desarrollando TIA Portal continuamente. En la próxima versión, el enfoque estará en la integración total de los accionamientos. Esto le permitirá al usuario configurar y adaptar a su medida todos los accionamientos SINAMICS dentro del TIA Portal. También estará disponible la operación del TIA Portal a través de interfaces de scripting (apertura), incluyendo funciones innovadoras para controladores y paneles de operador. Además, se ampliarán las familias de productos individuales con dispositivos estándar y failsafe.

Contacto: Javier Pérez perezjavier@siemens.com www.siemens.com.co

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El salario emocional, responsabilidad de todos Juliana Paola Bonilla

Team Leader â&#x20AC;&#x201C; Adecco Professional Head Hunting

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Líder en búsqueda y selección de Altos Ejecutivos ¿Por qué se ha convertido el salario emocional en un factor clave para la retención del talento en las empresas? ¿Qué significa para cada uno de nosotros? La organización puede considerar como un entorno transaccional, en el que se desarrollan acciones y además se evidencian las consecuencias y se construye una dinámica bilateral y de motivación. El reto de las organizaciones es hacer que la empresa sea atractiva para el personal, permitiendo que las personas se sientan satisfechas, establezcan un vínculo emocional con la empresa; lo que se facilita interiorizando la necesidad de producir emociones positivas en cada uno de los empleados y conociendo sus intereses, motivadores, prioridades, deseos y necesidades.

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Las organizaciones más reconocidas por sus empleados, han invertido tiempo y presupuesto en desarrollar el concepto de salario emocional en sus entornos organizacionales. Se han nutrido de todo el talento de sus colegas, han innovado en esta área, han formado a sus trabajadores, no sólo en conocimientos técnicos para desarrollar sus roles, sino también en las habilidades para llevarlas a cabo, generan confianza entre sus empleados, trabajan en políticas de comunicación interna y externa, entre otras buenas practicas. En la relación con los empleados hay dos factores que podemos identificar, los cuya ausencia genera insatisfacción pero por sí mismos no generan satisfacción y los factores motivadores que generan satisfacción o insatisfacción en la medida en que se evidencien Dentro de las consecuencias que potencian el comportamiento, podemos encontrar, las recompensas sociales (reconocimiento, posición, elogio); la promoción personal y profesional; la posibilidad de realizar labores de interés; el éxito en la realización de tareas (metas alcanzadas);las experiencias emocionales placenteras; experiencias sensoriales placenteras y los beneficios materiales. Las emociones establecen una posición frente al entorno, y se convierten en impulsores hacia personas, objetos, acciones e ideas. La retribución o compensación económica constituye un factor clave a la hora de pensar en la motivación de los empleados, en el marco de equidad interna y externa. Pero lo realmente clave es que los empleados podamos reconocer que la empresa en la que trabajamos es justa con respecto a sus políticas salariales, de promoción

y desarrollo, y que estas políticas están asociadas al desempeño, al esfuerzo, a la consecución de logros alcanzables, a la dedicación y el compromiso que tienen recompensa. Cuando las empresas buscan un rendimiento óptimo deben analizar cuáles de sus acciones impactan en la motivación del personal. Los departamentos de Recursos Humanos son los grandes protagonistas de promover y dinamizar estas buenas prácticas, sin embargo no son los únicos responsables pues los líderes y cada una de las personas que hacemos parte de la organización deben trabajar en pro de este objetivo. Lo más importante es reconocer que la satisfacción individual y la construcción del salario emocional es una tarea de todos, que debe promoverse de forma tanto individual como colectiva. Hacer que las cosas ocurran está en nosotros mismos, depende de nuestra capacidad para encontrar soluciones y administrar nuestras emociones. Todos podemos elegir nuestra zona de confort, de esta elección, sin duda, dependerá nuestro salario emocional.

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Juliana Paola Bonilla Team Leader – Adecco Professional Head Hunting Business Consultant - Sales, Marketing & Media Adecco Professional Colombia Ingeniera industrial especialista en mercadeo, con experiencia en gerencia de cuentas, desarrollo de negocios y estrategias de marketing y Ventas en compañías nacionales y multinacionales

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INGENIERÍA EN DETALLE

ALTERNATIVA PARA CONTROL DE EMISIONES DE POLVOS COMBUSTIBLES Y RIESGO DE EXPLOSIÓN EN PROCESOS DE LA INDUSTRIA DE CARBÓN MINERAL. FELIPE SANDOVAL AMADOR fsandoval@tiger-cos-com

CARLOS ALBERTO AMAYA caamaya@tiger-cos.com

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INTRODUCCIÓN Los procesos de producción de minerales requieren de medios destructivos sobre la materia prima (explotación, fragmentación, etc.) y de etapas de cambios de energía (descargas, almacenamiento, transporte, etc.) que originan propagación de partículas sólidas de diferentes tamaños según la etapa del proceso. Industrias mineras para producción de carbón, metales y piedras preciosas son las más representativas (entre otras) en Colombia, cuyo gobierno y organismos de seguridad industrial han exigido durante los últimos años el cumplimiento de estándares y leyes para la disminución de emisiones contaminantes que causen perjuicios a nivel de integridad humana, equilibrio ambiental y eficiencia de los mismos equipos de producción. En el caso del manejo de carbón en cuales quiera sea su etapa (explotación, procesamiento, almacenamiento y transporte) es vital que las empresas consideren la importancia sobre las afectaciones y riesgos de las emisiones de partículas sólidas en ambientes laborales. Los retos de la ingeniería moderna en este tipo de industrias enfocan su atención en crear y/o adaptar mecanismos para mitigar el impacto de dichas emisiones sobre los 3 grandes ámbitos HSE de todo trabajo: el medio ambiente, la salud respiratoria de las personas y la seguridad por riesgos de explosión, los cuales pueden ser afectados de manera individual (o combinada) dependiendo de la fuente, composición, tamaño y volumen del material particulado.

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INGENIERÍA EN DETALLE

riesgo explosivo se encuentran: - NFPA 69, Standard on Explosion Prevention Systems. - NFPA 654, Standard for the Prevention of Fires and Dust Explosions from the Manufacturing, Processing, and Handling of Combustible Particulate Solids. - NFPA 120, Standard for fire prevention and control in Coal Mines. - ASTM E 1515 Standard Test Method for Minimum Explosible Concentration of Combustible Dusts.

- Directiva OSHA CPL 03-00-008 Combustible Éste artículo estará enfocado en la seguridad por riesgos de explosión de polvo combustible en los subprocesos relacionados con el manejo de carbón mineral. Organizaciones como Occupational Safety and Health Administration - OSHA y la National Fire Protection Association NFPA de Estados Unidos han publicado regulaciones y normas referentes al control y monitoreo de emisiones de material particulado en este tipo de industrias. Entre las normas utilizadas para el aseguramiento y control de

EXPLOSIVIDAD DE POLVOS COMBUSTIBLES

Para que exista una explosión por polvo combustible se deben cumplir que ocurran simultáneamente las siguientes cinco (5) condiciones: Presencia de Oxígeno, polvo combustible, una fuente de ignición, confinamiento del polvo y dispersión del polvo combustible (ver Figura 1). Dust National Emphasis Program

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INGENIERÍA EN DETALLE

combustibles

dispersión (polvo suspendido)

confinamiento de la nube de polvo oxigeno

Figura 1. Pentágono de condiciones para que ocurra una explosión de polvo combustible.

• Oxígeno: Es el componente inevitable ya que

• Combustible:

El carbón mineral es un combustible natural que está sometido a diferentes procesos donde se pueden producir intercambios de energía que causen calentamiento excesivo que generen autoignición. En los procesos donde lo permitan y según apliquen, la disipación de calor del mineral puede ser posible realizando control de temperatura del producto, como por ejemplo humectación controlada o mecanismos de ventilación.

estará presente en la totalidad de los subprocesos relacionados con el carbón mineral, especialmente en trabajos a cielo abierto. Dentro de la producción y tratamiento del carbón mineral, todos los subprocesos son aeróbicos y por tanto la presencia de oxígeno es continua.

• Fuente de ignición: es el primer compo-

nente que normalmente se pretende aislar de los procesos con presencia de vapores o partículas, instalando toda fuente de chispa o energía en sitios fuera de cualquier riesgo. En algunas ocasiones dicho aislamiento no es posible debido a la disponibilidad de poco espacio o procesos sometidos a confinamiento, por lo que toda fuente de ignición es controlada utilizando encerramientos aprobados para su uso en estos tipos de ambientes.

• Confinamiento y dispersión:

La existencia de polvos suspendidos se puede dar en procesos a cielo abierto o en espacios confinados, siendo estos últimos los de mayor riesgo. Para minimizar los riesgos de explosión por presencia de polvos en el ambiente, dependiendo de las características del sitio de trabajo y el proceso las

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industrias mineras utilizan algunos elementos retenedores como por ejemplo membranas de tela, filtros y precipitadores electrostáticos. Si el proceso exige alta energía cinética (por ejemplo descarga de camiones o de bandas transportadoras) donde la liberación de partículas es alta, se utilizan algunos mecanismos más complejos que exigen algún nivel de automatización, como por ejemplo colectores de polvo o dispersión de agua, los cuales son el objeto de estudio de este artículo. En procesos localizados en espacios confinados se pueden emplear métodos como ciclones, cámaras de sedimentación o combinaciones como lo son los colectores o cámaras húmedas, donde son sistemas más complejos que exigen elementos como sistemas de humectación y aspersión, filtrado, separación, entre otros.

Figura 2. Ejemplo de Sistema colector húmedo. Fuente: Grupo SAME. Presentación Diseño de Sistemas de Control de Polvo para la Minería con Apoyo en Herramientas CFD: Cámara Lavadora de Baja Energía.

CONTROL DE EMISIONES DE POLVOS: METODOS AUTOMATIZADOS Los métodos automatizados son diseñados para reducir la cantidad de partículas suspendidas en el aire y por tanto reducir el área de riesgo de explosión. El tamaño de partícula más grande que puede estar suspendida en el aire por largos periodos de tiempo es de alrededor de 60 micrómetros (similar al diámetro de un cabello humano), mientras que las partículas con mayor tamaño tienden a caer nuevamente a la superficie del proceso creando otro tipo de riesgos que son mitigados bajo diferentes mecanismos. La densidad de partículas (y por tanto el riesgo de explosión) dependerán del proceso al que esté sometido el mineral, siendo los de transformación (por ejemplo triturado y molienda) y los llamados “puntos de cambios de velocidad” (como por ejemplo la descarga de mineral de los camiones, transferencias entre bandas transportadoras, carga de camiones mediante tolvas, entre otros) los que mayor emisiones de polvos producen al ambiente. La cercanía del punto de contacto del mineral o “zona de transferencia” genera mayor energía y por tanto mayor cantidad de partículas de diferentes tamaños por volumen, en contraste con los puntos lejanos de contacto donde la densidad de material particulado suspendido en el aire es menor debido a los efectos de la gravedad sobre las partículas más pesadas, como lo muestra la figura 3.

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1. Sistemas colectores de polvo

Figura 3. Zonas de energía (alta, media y baja) en una zona de transferencia. Fuente: Grupo SAME. Presentación Diseño de Sistemas de Control de Polvo para la Minería con Apoyo en Herramientas CFD: Cámara Lavadora de Baja Energía.

Se utiliza principalmente en plantas de procesamiento de minerales y utiliza un sistema de ventilación de extracción (mediante presión negativa) que captura el polvo generado mediante el uso de campanas, ductos y cerramientos en los procesos de trituración, molienda, clasificación de tamaño, empacado, cargue/descargue y transferencias de material entre equipos que permite conducir el polvo hacia un equipo de recolección y filtrado. De este modo se captura el polvo antes de que éste sea liberado al ambiente o áreas circundantes evitando que sean formados nubes de material particulado que pueden contaminar el aire respirable para los operadores o producir concentraciones con riesgos de una explosión.

Los principales métodos de control de la dispersión del polvo combustible suspendido en el aire en una zona de transferencia son: sistemas colectores de polvo (aspiración) y sistemas de aspersión por agua.

Figura 4. Sistema colector de polvos. Fuuente: de articulo “Give Your Plant a Dust Control Tune-Up” por Bernard H. Schonbach, PE, Revista Coal Power Junio 3, 2013

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2.1. Prevención de polvo suspendido en el aire

Dentro de sus ventajas se encentran: - Atrapar partículas muy pequeñas - Posibilidad de devolver el material capturado al proceso. - Desempeño consistente a temperaturas ambientales bajas. - Preferido en los casos de manejo de materiales higroscópicos que puedan verse afectado por cambio de nivel de humedad.

Consiste en “humedecer” con agua directamente el producto para prevenir que fuerzas eólicas generen corrientes de material particulado suspendido en el aire. Este método se evidencia en los sistemas de aspersión de agua sobre pilas de carbón almacenado en patios.

Sus principales desventajas son: - Altos costos por equipos, ductos y mantenimiento. - No efectivo para control de polvos en áreas abiertas. - Consumo de espacio para implementar redes de ductos y ubicación equipo colector. - El nivel de humedad del ambiente puede favorecer el atascamiento de ductos recolectores.

2. Sistema de control de polvos mediante aspersión de agua

Figura 5. Aspersión de agua sobre pilas como método preventivo. Fuente: Emissions Management for coal handling, Neptune Terminals. www.neptuneterminals.com

Existen dos métodos para control de polvos por aspersión de agua. Estos son:

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2.2. Supresión de polvo Consiste en atrapar y derribar el polvo que ya se encuentra suspendido en el aire mediante la aspersión de agua mediante boquillas sobre la nube de polvo de modo que cause que las partículas colisionen, se aglomeren y caigan por el peso ganado. En general no deben adicionar más del 1.5% de humedad al material y su efectividad depende también de la adecuada ubicación de las boquillas, el tamaño de partícula de agua, el patrón de forma de aspersión (en forma de cono sólido, cono hueco, lineal) y tipo de boquilla. Estas boquillas producen tamaños de gotas de agua desde 100 μ m en adelante. En algunos casos se usan aditivos surfactantes que favorecen el atrapamiento del polvo, sin embargo no es común debido al sobre costo generado y a la alteración de las propiedades del carbón. En la actualidad encontramos el estado del arte en métodos de control de polvos a base de agua indica que para lograr atrapar el polvo y como regla general, el tamaño de la gota de agua debe ser similar o menor al tamaño de particular a atrapar.

Figura 6. Efecto del tamaño de gota en el impacto de las partículas de polvo. Fuente: de articulo “Tried and tested systems to control fugitive dust”. David Gilroy, Dust Solutions Inc., Revista Port Technology International

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Componentes y funcionamiento básico.

Existe un método de supresión de polvo por aspersión de agua llamado sistema de nebulización seca (Dry Fog). Este sistema utiliza boquillas especiales mediante el uso de aire comprimido y agua industrial para producir una neblina de gotas de agua de menos de 10 μm que no adicionan más de 0.05% de humedad al carbón, es decir que humedece el polvo mas no el material.

El sistema está compuesto en general de los siguientes elementos:

Para garantizar su efectividad, la aglomeración en el punto de control de polvos deben existir dos condiciones: Suficientes gotas de agua del tamaño de polvo a ser capturado y que tanto el polvo como las gotas de agua estén contenidas en la mismo volumen de control. El funcionamiento de la boquilla consiste en que el aire es acelerado por encima de la velocidad del sonido a través de una tobera convergente – divergente generando una primera onda de choque en la boca de la boquilla. Existe una cámara de resonancia ubicada en frente de la corriente de aire que refleja la corriente hacia sí misma y amplifica la primera onda de choque. El agua es liberada a través de orificios anulares en la boquilla y es dividida en gotas pequeñas y arrastrada por la corriente de aire que al salir golpean la onda de choque reflejada que las divide en gotas muy finas. Las gotas finas de agua finalmente escapan alrededor de la cámara de resonancia y se mueven a una velocidad baja formando el efecto de conjunto conocido como neblina.

Figura 7. Esquema de configuración del sistema de supresión de polvos DSI. Fuente: www.nodust.com, DSI Dust Solutions Inc.

Gabinete de filtración.

Ventajas:

Consiste en un gabinete que recibe la alimentación de las líneas de agua industrial y aire comprimido desde los puntos de servicio cercanos en las redes industriales existentes y que pueden regular su entrada mediante válvulas de corte y manómetros para verificación de presión.

- Menor consumo de agua. - Fácil y rápida instalación. - Mantenimiento simple. - Flexibilidad de configuración del sistema. - Los costos de operación son bajos. - Bajo consumo energético.

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El corazón del control se lleva a cabo a través de un controlador lógico programable PLC con tantas salidas como electroválvulas requiera controlar y un número de entradas de acuerdo a las posibilidades de comando remoto o de enclavamientos que se requieran implementar. Con este PLC también se puede implementar salida para protocolo de comunicación de doble vía.

Los requerimientos de presión de entrada a este gabinete oscilan entre 50 a 70 PSIG para agua y entre 90 a 100 PSIG para el aire comprimido. El caudal de agua y aire depende de la cantidad de boquillas nebulizadoras a instalar.

Si no es necesario realizar comando remoto también se puede implementar una Interfaz hombre – máquina de pantalla con mímicos en el gabinete para orientar al operario en la configuración de la operación del sistema de control de polvos o en su versión más básica se pueden implementar botoneras y selectores. Por lo general este gabinete se instala a lado del gabinete de electroválvulas para simplificar el conexionado entre estos.

Para la entrada de agua se tienen dos etapas de filtración lo que permite acondicionar el agua a usar tomada de una fuente natural o artificial evitando que pasen partículas que puedan atascar las boquillas. Así mismo se incluye un filtro de aire con sistema de drenaje.

Gabinete de electroválvulas.

Gabinete de distribución local.

Consiste en un gabinete con sistemas de cabezales de distribución y electroválvulas que reparten el aire comprimido y el agua industrial a los gabinetes de distribución local. Si los puntos de control de polvos son pocos y están cerca, se puede obviar el gabinete de distribución local.

Reciben alimentación de agua y aire comprimido del gabinete de electro-válvulas. Se encarga de repartir el agua y el aire comprimido a cada boquilla ubicada en los puntos de control de polvos. No requiere de alimentación eléctrica. La regulación se hace manualmente durante la configuración inicial.

Gabinete de fuerza y control

Canalizaciones. Las canalizaciones de agua y aire comprimido se pueden presentar de dos tipos principalmente:

A este gabinete llega la acometida de alimentación eléctrica de la red de servicio existente. Normalmente viene para tensión de 110 Vac pero se puede ajustar a la tensión de control que maneje el cliente en cuestión. El gabinete se puede encontrar en diferentes grados de protección, entre los más comunes NEMA 4 o NEMA 9.

Mixtas. Redes de tubería fija hacia puntos de control de polvos y derivaciones y acometidas en conductos flexibles a boquillas nebulizadoras. Flexibles. Redes de mangueras desde gabinetes hasta boquillas en puntos de control.

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Figura 8. Ejemplo de configuración del sistema de supresión de polvos con canalizaciones mixtas. Fuente: de Dust-Suppression-Instructions-Guide-to-Install ation.pdf, www.jdultrasonics.co.uk

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INGENIERÍA EN DETALLE Figura 9. Ejemplo de configuración del sistema de supresión de polvos con canalizaciones flexibles. Fuente: dsi-cutsheet-conveyor.pdf, http://www.nodust.com, http://www.jesco-llc.com/

REFERENCIAS

Sistema de boquillas nebulizadoras. Los consumos de agua están entre 3.5 y 11 GPM a presiones de 50 a 70 PSIG para agua y los consumos de aire comprimido están entre 3 y 9.5 SCFM a presiones entre 70 y 100 PSIG.

• Sistema de información Ambiental de Colombia – SIAC - https://www.siac.gov.co/ • Resolución Ministerio de Trabajo 2400 de 1979 de Colombia. • Directiva OSHA CPL 03-00-008 • Dust Control Handbook for Industrial Minerals Mining and Processing. - REPORT OF INVESTIGATIONS RI 9689/2012 National Institute for Occupational Safety and Health-NIOSH • NFPA 69, Standard on Explosion Prevention Systems. • NFPA 654, Standard for the Prevention of Fires and Dust Explosions from the Manufacturing, Processing, and Handling of Combustible Particulate Solids. • NFPA 120, Standard for fire prevention and control in Coal Mines. • FM Global, "Prevention and Mitigation of Combustible Dust Explosions and Fire", Data Sheet No. 7-76, January 2005. • http://www.wetearth.com.au • http://www.nodust.com • http://www.dustcontroltech.com/ • http://www.jesco-llc.com/ • http://www.jdultrasonics.co.uk

Figura 10. Ejemplo de boquillas nebulizadoras en el mercado mundial. Fuente: dsi-cutsheet-conveyor.pdf, http://www.nodust.com, http://www.jesco-llc.com/

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FELIPE SANDOVAL AMADOR

CARLOS ALBERTO AMAYA

Ing. Mecánico egresado de la Universidad Nacional de Colombia con cursos en automatización industrial, con más de 12 años de experiencia en sistemas de manejo de materiales a granel en industrias como la minera, ladrillera, cementera y sistemas auxiliares que comprenden desde el diseño, la estimación de costos, la fabricación, la instalación y la puesta en marcha.

Ing. Electrónico Universidad Industrial de Santander (UIS); Curso de Medición de hidrocarburos para transferencia de custodia UIS Barrancabermeja; Esp. Instrumentación Electrónica Universidad Santo Tomás de Aquino Bogotá.

fsandoval@tiger-cos-com

caamaya@tiger-cos.com

7 Años de experiencia como ingeniero de diseño relacionados con: pozos de producción e inyección de gas y crudo; campos de producción temporales y prueba extensa de crudo; sistemas de generación de energía con motores de combustión diésel – crudo para campos petroleros; plantas de producción, tratamiento y compresión de gas; sistemas de bombeo y almacenamiento de agua para redes urbanas de acueducto y alcantarillado; sistemas de medición de crudo y gas para transferencia de custodia; sistemas de bombeo y medición de crudo, condensados y agua de producción para cargaderos de carrotanques.

Actualmente hace parte de la empresa Gómez Cajiao y Asociados S.A. – A Tiger Company, como ingeniero de proyectos de la disciplina mecánica.

Actualmente se desempeña como ingeniero de proyectos en el área de instrumentación y control de Gomez Cajiao a Tiger Company.

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COMO SELECCIONAR LA TECNOLOGÍA ADECUADA PARA LA MEDICIÓN DE CRUDOS PESADOS Carlos V. Rey Bolívar crey@iycsa.com.co

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INTRODUCCIÓN Unos 80 millones de barriles de petróleo por día normalmente se transportan desde los yacimientos petrolíferos productores de todo el mundo. Cada día estamos viendo más y más el uso de crudos pesados y viscosos, debido a la calidad de los "nuevos yacimientos de petróleo" en los campos descubiertos. Para mover el crudo pesado desde los campos de producción a las estaciones de recolección y posteriormente a los terminales de mayor capacidad de almacenamiento se utilizan generalmente camiones y/o tuberías de 2 a 8 pulgadas de diámetro, desde allí se mueven los hidrocarburos a granel a grandes distancias mediante oleoductos o trocales en líneas entre 12 y 36 pulgadas, llevándolos ya sea a los centros de refinación o de almacenamiento para ventas donde son transportados usualmente en buques-tanque los cuales mueven la mayor parte del petróleo crudo objeto de comercio internacional del mundo de la producción a las naciones consumidoras (Figura 1). Colombia no es la excepción y en la actualidad la producción colombiana de crudo pesado, supera los 500.000 BPD y día a día su producción y potencial se incrementan. Las compañías que manejan los oleoductos generalmente son empresas diferentes a las de producción o almacenamiento y solo ofrecen servicios de transporte de los crudos los cuales pueden variar mucho en densidad, viscosidad, contenido de agua y otras propiedades de los fluidos. Como tal los operadores de los oleoductos se encargan de regular la cantidad de agua y/o azufre que pueden ser transportados de acuerdo con los usuarios finales y la calidad de crudo que está especificado en los contratos de compra – venta.

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Asistidos por sofisticados sistemas automatizados no solo de control sino de fiscalización localizados en un cuarto de control central (CCC) se monitorean las ratas de flujo, las presiones, temperaturas y las características del fluido para detectar rápidamente posibles fugas en las tuberías y controlar las válvulas y las bombas para asegurar que se cumplan las exigencias contractuales. Datos en tiempo real con respecto a las cantidades de petróleo crudo que se inyecta y es entregado a través de las tuberías permite la dosificación eficiente de los diferentes tipos

de crudo, o diluyentes con diferentes características. Con cada cambio del poseedor del hidrocarburo, se deben hacer mediciones de transferencia de custodia para el pago adecuado a los proveedores y la facturación apropiada de los costos de transporte. Las mismas medidas se utilizan a menudo para asignar los pagos a los socios en las instalaciones de producción y / o repartir los costos de las operaciones entre las divisiones cuando se trata de una sola empresa petrolera.

Figura 1: Transferencias de Crudo

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Los operadores de oleoductos y redes de transporte están comprometidos con la protección del medio ambiente y el funcionamiento de sus instalaciones de una manera prudente y segura. Sus principales desafíos día a día son aumentar y optimizar el rendimiento y mejorar las eficiencias de costos a través de mejoras operacionales. Independientemente del método de transporte, los sistemas de medición de petróleo crudo deben proporcionar una medida fiscal que sea precisa, demuestre un alto nivel de fiabilidad y proporcione oportunidades para la reducción de costos (gastos operativos y/o gastos de capital – OPEX/CAPEX), desde luego sin afectar el desempeño de la medición. El desempeño de la medición a menudo se supervisa a través de pruebas en línea de los medidores a condiciones reales de campo, pruebas realizadas de manera regular (semanal / quincenal / mensual). Proveedores de servicios ya sean internos o externos utilizan probadores volumétricos o medidores maestros para determinar los factores de los medidores y su repetitividad. Estos factores se utilizan para corregir las cantidades medidas para la facturación y para evaluar el desempeño del medidor a través del tiempo (aseguramiento metrológico) Todo esto implica un reto importante para la Industria Petrolera en la escogencia de la tecnología más apropiada para la medición de crudos pesados y de alta viscosidad ya sea en los campos de producción, en las estaciones de recolección o en los terminales de bombeo y recibo en los extremos de los oleoductos.

Para este tipo de medición en transferencia de custodia y aun en medidas de referencia solo hay tres tecnologías probadas y aceptadas por el mercado mundial y en especial por las normas API que son las que rigen en gran parte el mercado colombiano de los hidrocarburos: 1. Medidores de desplazamiento positive (PD meters) 2. Medidores Tipo Coriolis (másicos) 3. Medidores Ultrasónicos (De tiempo de transito)

1. MEDIDORES DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO (PD METERS). PRINCIPIO DE OPERACIÓN DE LOS MEDIDORES DE DESPLAZAMIENTO POSITIVIO. Los medidores de desplazamiento positivo datan de finales de los años 1930´s y son los únicos medidores que miden volumen directamente. Los hay de diferentes tipos de elementos internos como aspas deslizantes, rotores, piñones ovalados, etc.; los cuales se encargan de dividir dentro de la cámara de medición el fluido en segmentos con un volumen determinado de manera específica. Mediante el uso de ejes, rodamientos y piñones, el movimiento de los elementos primarios se transmite a unos totalizadores que se encargan de contar el número de segmentos de flujo que han pasado a través de la cámara y de esta manera saber el volumen total que ha pasado por el medidor en un momento determinado.

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Figura 2: Teoría de operación

Figura 3: Transmisión del movimiento (conteo)

RESUMEN DE LOS MEDIDORES DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO

2. MEDIDORES TIPO CORIOLIS (MÁSICOS). PRINCIPIO DE OPERACIÓN DE LOS MEDIDORES TIPO CORIOLIS.

VENTAJAS • Buen desempeño en alta viscosidad (sello de líquido) • Bajo precio en pequeños • No se requiere acondicionamiento de flujo • Tecnología tradicional (más de 70 años en el mercado)

La fuerza de Coriolis fue identificada inicialmente en 1835 y se refirió como la desviación con respecto a la superficie terrestre de cualquier objeto que se mueve sobre la tierra. Esta fuerza también puede ser producida en un tubo(s) vibrante(s). Cuando un líquido se mueve a través del tubo que está vibrando, la fuerza de Coriolis hará que el tubo (s) se distorsione ligeramente. El grado de deformación es

DESVENTAJAS • Calibración de acuerdo con la sustancia (M.F.) • Manejo de aire/solidos (se requieren eliminadores de aire/gas y filtros) • Rangoabilidad limitada (1:5) • Alto mantenimiento: Calibraciones periódicas para detectar problemas / desgastes.

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directamente proporcional a la rata de flujo másico del fluido. Fabricantes de medidores tipo Coriolis utilizan diversas técnicas patentadas para controlar la magnitud de la distorsión y procesar las señales medidas para convertirlas en información de medición útil. A medida que la rata de flujo a través del tubo que está vibrando se incrementa, la distorsión entre la entrada y salida del tubo también se incrementará.

Figura 5: Teoría de operación – Respuesta del tubo con flujo Adicionalmente a la medición de la fuerza de Coriolis o torsión, la mayoría de los medidores son capaces de utilizar la frecuencia de vibración de los tubos para medir la densidad. El diseño de los tubos de los medidores tipo Coriolis, define la potencial precisión en densidad del medidor. Primero que todo, el diseño define de manera fundamental la relación entre la densidad y la sensibilidad, repetitividad y linealidad del medidor; segundo, este define la sensibilidad a efectos secundarios como temperatura, presión, flujo y viscosidad. Al igual que en todos los densitómetros de elemento vibratorio, la metodología del fabricante para la calibración en fábrica y la capacidad para definir la respuesta del medidor contra estándares trazables, determinará en última instancia el rendimiento del medidor en el campo.

Figura 4: Teoría de operación – Sin Flujo.

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MEDICIÓN DE MASA Y VOLUMEN Sin tener en cuenta el muestreo, los cálculos y las medidas necesarias para hacer las correcciones a una medición en volumen, es raro en la industria petrolera aceptar una transferencia de custodia que tendrá lugar sobre la base de una medida en masa.

en cabeza de pozo para reducir la viscosidad y mejorar la producción mediante sistemas artificiales de levantamiento (lift) - Bombas Electro Sumergibles, Bombas de Cavidad Progresiva. Los cambios de viscosidad en el crudo y las variaciones en densidad debido a la adición de diluyentes resultaban en errores de medición con el uso de medidores de DP o turbinas.

La mayoría de los medidores de Coriolis puede medir la densidad del fluido, por lo tanto, puesto que el volumen es igual al flujo de masa dividido por la densidad, la electrónica asociada puede ser programada para entregar la información en volumen. En este punto, los medidores tipo Coriolis se han convertido en contadores de volumen y pueden proporcionar una salida similar a otros medidores tales como el desplazamiento positivo, contadores de turbina y ultrasónicos. Es necesario evaluar tanto la precisión de la medición de la masa y la exactitud de la medición de la densidad cuando se considera la precisión de la salida de volumen. Los medidores Coriolis pueden diferir drásticamente en su especificación de la precisión de densidad y por lo tanto, difieren radicalmente en su exactitud en medición volumétrica.

Una medición muy precisa de los diluyentes era requerida para: • Mantener ratas de inyección precisas para conseguir una producción optima en cada pozo. • Una medición continua de la densidad de los diluyentes permitiéndoles así determinar y establecer la relación optima de mezcla para cada pozo. • Reducir los costos de sobre-inyección de diluyentes. Reto: • Producción de crudo pesado (10 -14 APIo) • Optimizar los sistemas de levantamiento artificial (ESP, PCP) en 1,400 pozos • Medición precisa de la producción de cada pozo • Racionalizar los costos de diluyente

EXPERIENCIAS EN VENEZUELA Aplicación: Medición de flujo de crudo pesado con inyección de Nafta/Kerosene en cabeza de pozo Esta compañía estaba produciendo crudo pesado a través de varios clústeres (varios pozos en un sitio muy cercano) y estaba inyectando Nafta o Kerosene

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Figura 6: Diagrama de operación e inyección de diluyente SOLUCIÓN • Medidores de 6” en el despacho de diluyentes • Medidores CMF300 en los manifolds de inyección • Medidores R050 en cabeza de pozo • Medidores de alta capacidad (HC) en la línea principal

Figura 7: Medidores en cabeza de pozo y en los manifolds de inyección

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3. MEDIDORES ULTRASÓNICOS PARA LÍQUIDOS

RESULTADOS • US $176,000 por mes en ahorro de diluyentes • 0.25 % incremento en la producción en 1,400 pozos @ $60/bbl = $3,000,000 por mes

PRINCIPIO DE OPERACIÓN DE LOS MEDIDORES ULTRASÓNICOS

Los resultados incluyen: desempeño sostenido de la medición con densidades y viscosidades cambiantes, medición continúa de la densidad para obtener el punto óptimo de mezcla, no mantenimiento, alta rangoabilidad de los medidores, confiabilidad de los medidores, optimización de la producción y bajar los costos de producción, mantenimiento y diluyentes.

La medición de flujo por técnicas acústicas fue propuesto por primera vez en 1935, el primer medidor operativo fue construido en 1948 y con los avances de la electrónica los primeros medidores confiables fueron construidos a mediados de los 1960´s. La compañía Británica de Gas desarrollo el medidor Multipath para gas a mediados de los 1.980´s, licencia que fue adquirida por DANIEL quien continúo con los desarrollos para tener el primer medidor de tipo industrial para gas en los 1.990´s, con el éxito en gas se continuo el desarrollo para medidores en líquidos teniéndose los primeros a mediados de la primera década del siglo 21.

RESUMEN DE LOS MEDIDORES TIPO CORIOLIS VENTAJAS • Sin partes móviles. • Fácil de usar. • No intrusivo - bidireccional • Calibración (M.F.) independiente de sustancia. • Tres variables simultáneas. • Alta rangoabilidad (20:1 en CT y 100:1 en general) • Alta exactitud (0.05% en masa y 0.0002 g/cc en densidad) • Manejo de bolsas de aire (gas entrampado) • No hay necesidad de filtro (opcional) • Diagnósticos predictivos avanzados (verificación del sensor y la electrónica) • Mínimo mantenimiento (no partes móviles)

Estos medidores se denominaron Medidores de Tiempo de Transito o Tiempo de Vuelo. Los medidores Ultrasónicos son inferenciales, es decir, deducen la rata de flujo a partir de la medición del tiempo de transito de pulsos de sonido de alta frecuencia que viajan diagonalmente a través de la tubería aguas abajo con el flujo y aguas arriba contra el flujo; la diferencia entre estos tiempos de transito es relacionado con la velocidad promedio del líquido a través de múltiples caminos acústicos. Gracias a las técnicas de cálculo numérico usadas se puede determinar el promedio de la velocidad axial del fluido y la rata de flujo a las condiciones de la línea a través del medidor.

DESVENTAJAS • Limitación en flujo / tamaño (12” / 15.000 BPH) • Los sensores pequeños no se reparan.

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Figura 8 Principio de medición de tiempo de transito.

A medida que la rata de flujo a través del medidor se incrementa, el delta de tiempo entre la medida aguas arriba y la medida aguas abajo también se incrementará.

Figura 9 Usted no puede ver tres dimensiones mirando solo en una o dos direcciones

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El diseño de los transductores, el ángulo y la geometría de la instalación de los transductores, la precisión de las distancias entre transductores, el número de haces del medidor, la fórmula que define el peso ponderado de cada pareja de transductores, la electrónica que hace los cálculos y finalmente el número de veces que se toma la muestra de las velocidades y tiempos de transito son los que definen la precisión en la medida de flujo volumétrico de acuerdo con cada fabricante.

Reto: • El diseño de un sistema de medición que pudiera manejar este tipo de crudo a esas condiciones. • La viscosidad del crudo hace que a temperaturas de 25 *C se solidifique, su punto de fluidez se encuentra entre 38 y 42 *C y con cera llegando a los 64 *C. • La complejidad de analizar y medir de manera precisa el producto transferido a los compradores así como también cumplir con los estándares de la industria y de metrología, las regulaciones gubernamentales y finalmente los acuerdos contractuales con los clientes.

EXPERIENCIA EN INDIA Aplicación:

SOLUCIÓN

Medición de flujo de crudo pesado con inyección de Nafta/Kerosene en cabeza de pozo

• Cairn busco un socio que le entregase una solución llave en mano para reducir las posibles brechas ocasionadas por integración y soporte cuando se tienen múltiples proveedores. La compañía seleccionada (DANIEL) diseño, hizo la ingeniería, pruebas e instalación unidades de medición para transferencia de custodia, completamente integradas utilizando medidores de flujo ultrasónicos (LUSM) en cada uno de los terminales del cliente. Estas unidades paquete serian el punto final de medición para transferencia del petróleo a los clientes, asegurando el más alto nivel de precisión y repetitividad.

EL DESCUBRIMIENTO DE CRUDO EN LA REGIÓN DE Rajasthan, India está ayudando al país a ser menos dependiente de las importaciones de crudo de otros países. Cairn India Limited una compañía privada del sector de energía, parte del grupo Vedanta con sede en Londres, ha perforado más de 100 pozos. El pico de producción se espera que llegue a 265.000 BOPD, es decir, más de 7 billones de dólares al año, representando el 20% de la producción de petróleo en la India.

• La compañía seleccionada también se encargó de dar un entrenamiento apropiado y soporte a los empleados de Cairn para obtener una puesta en servicio muy rápida.

Para resolver el problema de transporte de un crudo con alto punto de fluidez y adicionalmente con cera, Cairn India ha construido el oleoducto con calentamiento más grande del mundo. Este oleoducto lleva el crudo desde los pozos en la región de Mangala hasta seis de las refinerías en la costa oeste de la India, incluyendo la refinería de Reliance, la más grande del mundo. Mediante calentadores y aislamiento térmico se mantiene la temperatura por encima de 90 *C durante el transporte.

• Con características como paso total (Full bore), sin partes móviles o que puedan obstruir la tubería, los medidores ultrasónicos de DANIEL proveen una muy baja caída de presión, ahorros importantes en consumo de energía y son libres de mantenimiento.

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better work, better life RESUMEN DE LOS MEDIDORES ULTRASONICOS PARA LIQUIDOS VENTAJAS • Sin partes móviles. • Fácil de usar. • No intrusivo • Alta rangoabilidad (10:1 en CT y 24:1 en general) • Alta exactitud (0.15%) • Manejo de altos flujos • Capacidad de diagnósticos avanzados (predictivos) • Reparable en sitio (algunos modelos) • No necesidad de filtro (opcional) • Bajo mantenimiento (no hay partes móviles)

Búsqueda de Perfiles: Gerenciales Mandos Medios Profesionales

Áreas de Especialidad

DESVENTAJAS • Necesidad de acondicionamiento de flujo • Limitaciones en viscosidad (1000 cP) • “Limitaciones” en proving (subsanable mediante el uso de otras técnicas)

Engineering & Technical. Administration & Legal. Finance & Accounting. Sales, Marketing & Media. Information & Technology. Pharmaceutical & Medical.

Bibliography: - Micro Motion literature y White Papers (www.micromotion.com) - Coriolis Meters for Liquid Measurement – Joao Nizio – Micro Motion/Emerson - Coriolis Technology Creates Superior Meters – Chuck Stack - DANIEL literature y White Papers (www.DANIEL.com) - FMC literature y White papers (http://www.fmctechnologies.com) -Caso India: http://www.youtube.com/watch?v=EYejtU3TwsY

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Carlos V. Rey Bolívar crey@iycsa.com.co

• Ingeniero Electrónico – Universidad Distrital Francisco José de Caldas 1977 • Especialista en sistemas de computación avanzada IBM –México, 1979 • Especialista en Informática y Telecomunicaciones – Universidad Distrital 1986. • Especialista en Instrumentación de procesos – USA – EMERSON 1990 – 1997 • Especialista en Automatización de procesos Industriales –México / USA, 1997 - 2002 • Especialista en Gerencia de Proyectos – UIS 2002. • Especialista en Gestión y Control de Mantenimiento – ACIEM, 2003 • Auditor Líder de Calidad ISO 9001 – BVQI- 2001. • Auditor OHSAS 18000 – SGS - 2007 Ingeniero Electrónico de la Universidad Distrital Francisco José de Caldas en Bogotá con cerca de 34 años de experiencia en la Industria Petrolera iniciando en los años 80s en el área de wireline con Schlumberger, posteriormente con el ICP y finalmente desde hace casi veinticinco (25) años con Instrumentos & Controles S.A. en el diseño, construcción, operación, arranque y puesta en marcha de: plantas de sistemas de medición de crudo, tratamiento de crudo, procesamiento de gas, terminales de oleoductos, poliductos, gasoductos y de sistemas de medición para transferencia de custodia y la automatización de todo este tipo de procesos; instructor del Diplomado de Medición de Hidrocarburos de la UIS (10 años), Conferencista Internacional sobre el tema de medición de hidrocarburos para transferencia de custodia en Colombia, Venezuela, Ecuador y Perú. Actualmente se desempeña como Gerente de Flujo de Instrumentos & Controles S.A.

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AUTOMATIZACIĂ&#x201C;N 360

Una revista escrita por profesionales como USTED www.a360.com.co

DE LA TEORÍA A LA PRÁCTICA

Consolidación de Operación de Refinería Implantación exitosa de múltiples tecnologías de automatización en un proyecto de modernización para el principal complejo de refinación y petroquímica de Colombia

Francisco J. Trespalacios Vergara ftrespal@isa.org

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Resumen— A través del proyecto de consolidación de la operación de la Refinería de Barrancabermeja de Ecopetrol S.A. en Colombia se realizó la Integración de Sistemas de Control y de Sistemas Instrumentados de Seguridad de 14 cuartos de control empleando tecnologías de comunicaciones ópticas y redes de nueva generación, al igual que ciber-seguridad, en paralelo con un programa de implementación de tecnología de control avanzado de procesos en doce plantas. Palabras claves—automatización; consolidación; sistemas de control; interfaces; ciberseguridad.

I. INTRODUCCIÓN La Refinería de Barrancabermeja de ECOPETROL S.A. inició operaciones hace más de 90 años y ha ido creciendo hasta convertirse en un complejo industrial con múltiples unidades de proceso esparcidas en casi 300 hectáreas. En la medida que se fueron incorporando las distintas secciones fueron surgiendo diversos cuartos de control, como parte de la nueva instalación, en los que se utilizaron las tecnologías disponibles en cada momento. En años recientes, aspectos de nuevas regulaciones y competencia en los mercados mundiales, ha requerido de operaciones más seguras, estables y eficientes para las plantas de la industria de hidrocarburos. Por esta razón desde comienzos de los años 2000’s surgieron una serie de iniciativas de modernización de los sistemas de monitoreo, protección y control de las refinerías de Colombia. Dentro de este contexto se desarrolló el proyecto denominado “Control Operacional Consolidado – GRB”, cuya concepción inició en el 2005 y se extendió hasta el 2013, del cual expondremos sus principales aportes en la implantación de diversas tecnologías de automatización.

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II. CONFORMACIÓN DE LA INICIATIVA A. Mayores datos debido al enorme crecimiento de la refinería y sus múltiples procesos hubo que afrontar un gran número de dificultades técnicas, estructurales y organizacionales de las cuales resaltamos las siguientes:

B. Premisas Básicas

• Más de 14 cuartos de control existentes, que no estaban interconectados entre sí, presentaban alto grado de obsolescencia y estaban ubicados de manera distantes.

Teniendo en mente la consolidación de la operación de toda la refinería existente y futura (con proyección a 20 años), en una misma unidad o centro de comando, se establecieron unos conceptos básicos a aplicar como los que se ilustran a continuación:

• Los sistemas de control correspondían a tres proveedores diferentes y eran modelos de distinta generación, al igual que los sistemas instrumentados de seguridad.

• Disponer de un back-bone de cable de fibra óptica con 36 hilos en esquema de estrella para múltiples servicios que uniera a los cuartos de controles existentes y futuros con el Edificio de Control Central.

• Los grupos operativos tenían variada cultura organizacional y utilizaban gráficos de operación no estandarizados.

• Definir la arquitectura de los sistemas de control DCS como el eje para transmitir toda la información del monitoreo, control y protección de las plantas a los operadores.

• Durante la ejecución del proyecto se incorporarían nuevas unidades de proceso y en años venideros habría una expansión mayor de la refinería. • Aunque se contaba con una base de datos de producción en tiempo real, la interconexión de los sistemas de control con sistemas de información era muy limitada o escasa.

• Establecer una consola de operación estándar que fuese similar, independientemente del proceso que se manejara o el fabricante del sistema de control que se utilizara, y que también debía ser adoptada por los proyectos de expansión futuros. • Diseñar los puestos de trabajo considerando factores de ergonomía, operatividad, visibilidad, comodidad y confort, bajo una distribución que facilite la intercomunicación e integración de las distintas áreas de proceso. • Elaborar una guía para el diseño de gráficos de operación siguiendo las normas internacionales para displays de control y manejo de alarmas.

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Adoptar esquemas de seguridad informática siguiendo las nuevas prácticas establecidas por la industria y propiciar una política corporativa para aplicar en las redes de los sistemas de control de otras instalaciones de la empresa.

• Desarrollar un plan de manejo del cambio organizacional para adaptar a los departamentos y personal involucrado a una nueva filosofía de operación, actualizando procedimientos y desplegando un completo programa de entrenamiento para cierre de brechas. (Tema que se trata de manera amplia en otro artículo)

• Utilizar estructuras de redundancia que aumenten el grado de confiabilidad y disponibilidad.

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DE LA TEORÍA A LA PRÁCTICA poco a poco los elementos de la nueva filosofía de trabajo, con lo cual se construyó de manera conjunta una visión de futuro compartida.

III. DESARROLLO DEL PROYECTO

A partir de esa visión de futuro, o nueva filosofía operacional, se analizaron y valoraron las principales brechas que resultaban de la situación existente en temas tales como:

Con todos estos retos y premisas planteados por un grupo de profesionales que habían participado en proyectos previos de menor envergadura, y la asesoría de una firma internacional con experiencia en operación de refinerías, se establecieron las bases técnicas y las justificaciones económicas para conseguir la viabilidad y aprobación del proyecto.

personas, organización, funcionamiento y sistemas. Con base en esta información se preparó el plan de manejo del cambio organizacional que estableció, entre otras cosas, el programa de entrenamiento y cursos individualizados para los diferentes grupos operativos y técnicos, en el cual se invirtieron más de 20,000 horas hombre de capacitación, y con lo cual se consiguió una transición hacia la consolidación de la operación sin traumatismos y con un alto nivel de aceptación.

Aunque la inversión en infraestructura física y actualización de los sistemas resultaba considerablemente alta, los beneficios económicos que se desprendían de pasar a una operación integrada, y utilizar tecnologías de control avanzado de procesos, constituyeron un modelo financiero robusto que permitió incluso absorber las variaciones en costos y tiempo que se presentaron más adelante, manteniéndose un buen retorno a la inversión.

B. Homogenización sin Unificación

A través de las diferentes fases del Proyecto hubo que manejar una serie de aspectos que resaltaremos a continuación:

Otro aspecto clave en el desarrollo del Proyecto lo constituyó el hecho de que se decidió mantener a los proveedores o fabricantes de los sistemas de control y protección de las unidades, que se tenían en cada una de ellas, para conservar parte de las inversiones realizadas, disminuir los requerimientos de modificaciones de cableado de señales y reducir los riesgos de traspaso de estrategias de control a sistemas diferentes. Sin embargo, teniendo en cuenta que se estableció un estándar de consola de operación en la cual no habría teclados funcionales particulares y se emplearían interfaces hombre maquina idénticas para todas las plantas, hubo que plantear arquitecturas que se adaptaran a estas condiciones en la actualización de los 16 sistemas DCS’s que hacían parte del alcance del proyecto.

A. Involucramiento y Manejo del Cambio Un aspecto fundamental para el éxito del Proyecto que se identificó desde un principio fue la aceptación que debía conseguirse de los distintos grupos de operación que poseían cultura y niveles de formación diversos. Por ello, a medida que se fueron definiendo los diseños conceptuales y básicos, se realizaban múltiples entrevistas o talleres con estos grupos para comprender sus necesidades, y a su vez transmitirles

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DE LA TEORÍA A LA PRÁCTICA Parte de esta homogenización también se consiguió al estandarizar los gráficos de operación para los distintos procesos, utilizando la guía que se elaboró siguiendo las normas internacionales para construcción de displays de operación y manejo de alarmas, y, concertando con los distintos grupos operativos el esquema más apropiado para cada área de proceso.

C. Ergonomía y funcionalidad Para el caso de los sistemas de protección o sistemas instrumentados de seguridad (ICS), fue más complicado conseguir similar homogenización, y el manejo centralizado de los mismos, debido a que no se contaba con módulos I/O’s remotos que permitieran replicar las botoneras de parada de emergencia y otros comandos que utilizaban los operadores en las consolas de los cuartos locales existentes. La manera de resolver esta limitación tecnológica, que existía hace unos años, fue agregar procesadores centrales adicionales que se enlazaban con los procesadores existentes a través de redes certificadas TUV.

En toda consolidación de cuartos de control es imprescindible realizar el diseño de la sala central acorde con las mejores prácticas de ergonomía que se tienen previstas para estas edificaciones. En el caso particular de este proyecto también se tuvieron en cuenta otros elementos que determinaron la disposición final de las consolas de operación y su agrupamiento. No solamente se analizaron los elementos de iluminación, acústica, visibilidad, confort y funcionalidad, sino que también se tomaron en cuenta la manera como se asociaban e interactuaban los operadores en los cuartos de control existentes y la ubicación física de las plantas respecto a la tentativa ubicación de las nuevas consolas.

Con estos esquemas para los DCS e ICS de diferentes fabricantes, y aprovechando una red de datos operativa común, se optimizaron la cantidad de estaciones de ingeniería habilitando PC’s para que se pudiese tener acceso de manera remota a la configuración de las bases de datos de los distintos sistemas. En todo este proceso de homogenización fue fundamental el estrecho trabajo y colaboración con los distintos fabricantes en las etapas de diseño.

Como resultado de todo ese análisis se replanteo la distribución típica de “teatro”, y se optó por una distribución que reunía sub-consolidaciones de las distintas áreas de proceso, donde los grupos correspondientes tienen una proximidad e interrelación que permite una mejor comunicación pero a su vez mantiene cierta independencia de las otras áreas. La disposición final de las 19 consolas

Figura 2. Consola de operación estándar

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a los DCS’s nuevos procesadores de control dedicadas principalmente a proveer módulos de interfaces seriales, y módulos de señales discretas en los casos que había necesidad de incorporar mayor número de señales de campo.

de operación actuales y 10 futuras, que ocupan un área de 820 m2, se puede ver en la siguiente ilustración.

Figura 3. Render y vista real de sala de control

D. Integración de múltiples sistemas

Figura 4. Esquema de integración de subsistemas

En este proyecto de consolidación se trabajaron dos niveles de integración de sistemas: Uno al nivel de los cuartos locales de control y el otro al nivel del edificio de control central; que involucró el uso de más de 150 switches de red.

La integración al nivel del edificio de control central se hizo de una manera particular para poder enlazar sistemas muy diversos, tales como: estaciones de ingeniería, relojes de sincronización satelital, bases de datos en tiempo real, servidores de aplicaciones avanzadas, circuitos cerrados de televisión, y sistemas de voz y datos. Esta necesidad fue resuelta instalando una red redundante de última generación, como una red de datos operativa que está disponible para utilizarse en distintas funciones con diferentes escalas de prioridad y ancho de banda.

Al nivel de los cuartos de control locales había la necesidad de integrar a los DCS’s los distintos subsistemas de monitoreo y control, tales como: gobernadores de turbinas, estaciones maestras de válvulas motorizadas, monitores de vibración, sistemas de protección ICS, y otros similares. Para esto se adoptó un esquema en el cual se adicionaron

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F. Implementación de Control Avanzado

E. Seguridad Informática o Ciberseguridad

A partir de unas experiencias previas con la tecnología de control multi-variable predictivo, que se habían tenido a comienzos del milenio, se trazó un programa de implementación progresiva de aplicaciones de control avanzado para los procesos de destilación de crudo, los procesos de craqueo catalítico y los procesos de tratamiento de hidrocarburos. Este programa, que genera beneficios económicos sustanciales gracias a la mayor estabilidad de las plantas, el mejor control de la calidad de los productos y la mayor eficiencia energética, se conformó como uno de los elementos claves del proyecto de consolidación porque no solamente contribuyó de manera considerables a la ecuación financiera del proyecto, sino que facilitó la optimización que permitió que un mismo operador pudiese manejar secciones de procesos más amplias.

Figura 6. Esquema de seguridad de redes

El desarrollo de este programa tiene sus propias características y experiencias que están presentadas en forma más detallada en otra conferencia del autor [“Un programa dentro de un proyecto”].

Con la incorporación de la red datos operativa antes mencionada, y el hecho de que la actualización de los DCS conllevó el paso a plataformas basadas en redes con sistema operativo Windows, hubo necesidad de prestar especial atención a la seguridad informática para los diferentes sistemas instalados por el proyecto. Para ello se dispuso de firewalls entre las redes de control y la red de datos operativos, y entre ésta y la red corporativa como se ilustra a continuación.

IV. RESULTADOS ACTUALES Y FUTUROS Con la consolidación de la operación de la refinería lograda se ha conseguido una estructura de funcionamiento más unificada que permite a los operadores, trabajando en un ambiente confortable y seguro, concentrarse en el comando de las unidades de proceso operando en forma integrada con los grupos de planeación de la producción.

También se adoptaron nuevas prácticas, procedimientos y normas dentro de una guía y directrices corporativas para el manejo de la seguridad en las redes de control industriales.

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RECONOCIMIENTO

En la medida que la operación de las otras unidades de proceso, de los proyectos en curso y futuros, sean llevadas al nuevo centro de comando se podrán obtener mayores grados de optimización de la producción de la refinería.

El sueño que era esta iniciativa de consolidación no sería hoy una realidad sino se hubiese contando con el compromiso y el trabajo arduo del equipo del proyecto, y de muchos operadores, técnicos, ingenieros y dirigentes de la Refinería de Barrancabermeja, al igual que el apoyo y guía del Vicepresidente de Refinación y Petroquímica de la compañía ECOPETROL S.A.

Este ejemplo de consolidación constituye un gran ejercicio del empleo de diversas tecnologías de automatización, combinado con otras disciplinas de manejo del cambio, que puede brindar muchos puntos de referencia para trabajos similares en otras industrias.

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Francisco J. Trespalacios Vergara Departamento de Proyectos de Refinación ECOPETROL S.A. - Colombia ftrespal@isa.org

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UNA MIRADA A ISA ESTUDIANTIL Angela Marcela Luna soporte@isacolombia.org

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1. ¿Qué es una ISA Estudiantil? Una seccion estudiantil ISA esta conformada por estudiantes interesados en ampliar y fortalecer sus conocimientos sobre normatividad en instrumentación, control y automatización de procesos y a su vez pertenecer a la red mas grande de ingenieros en automatización a nivel internacional.

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2. ¿Cuál es el objetivo de formar una sección estudiantil de ISA? Las secciones estudiantiles tienen como objetivo aportar a sus miembros e instituciones de diferentes maneras; tecnicamente estan en la capacidad de organizar cursos, foros, charlas, capacitaciones sobre estandares en diferentes tópicos, como instrumentacion, control, redes de comunicación, sistema de gestion de alarmas, sistemas instrumentados de seguridad, modelado de procesos, ciberseguridad, etc. Estos cursos se dictan con el respaldo de ingenieros pertenecientes a ISA Profesional. Las secciones adicional organizan visitas técnicas en diferentes ciudades y tipos de industrias.

3. ¿Cómo y quienes pueden conformar una sección ISA Estudiantil?

Las secciones organizan actividades de recreación para integrar a sus miembros y actividades de impacto social ayudando a personas de escasos recursos, creciendo no solo como profesionales sino como personas, que pueden trabajar en equipo y solidarizarse con las demás personas.

A una sección estudiantil, pueden pertenecer desde estudiantes de primer semestre de pregrado en carreras como ingeniería eléctrica, electrónica, mecatrónica, química, física, automatización, entre otras, estudiantes de maestrías y doctorado, hasta profesores y directivos.

4. ¿Qué beneficios tiene una ISA Estudiantil? Los beneficios son múltiples, tener acceso a los estándares que rigen la industria a nivel de automatización, a webinars, reportes y casos de estudios de la aplicación de estos, videos, conferencias, charlas con los ingenieros que redactaron estos estándares y los eventos o ferias de automatización han permitido que los estudiantes tengan una mejor preparación y acercamiento a las necesidades de la industria.

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5. ¿Cómo se relaciona esta sección de ISA con la industria? Las secciones estudiantiles se han acercado a la industria a través de las visitas técnicas que organizan, adicional varias de las charlas que han organizado es con ingenieros de plantas, que exponen sus procedimientos y experiencias con las normas.

6. Al formar una ISA Estudiantil que proyección se tiene en el exterior? Tener un conocimiento sobre estándares internacionales, permite los ingenieros hablen técnicamente en un mismo idioma, es una gran ventaja tener este conocimiento porque prácticamente se puede aplicar los estándares en cualquier país. Adicional los miembros de las secciones pueden acceder a las becas que otorga ISA Internacional.

7. Que logros o reconocimientos se ha obtenido? Una de las secciones estudiantiles que tuvo un reconocimiento por ser la mas activa, fue ISA Unicauca. Su premio fue que varios de los miembros viajaron a la feria de Automatización en Brasil.

8. Existen desarrollos tecnológicos generados en una ISA Estudiantil? La verdad no se como responder esta pregunta, hasta tengo conocimiento se han desarrollado proyectos aplican la norma y realizan mejoras significativas producción, calidad, mantenimiento, administración información.

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Comprender un estándar no es tan sencillo ya que estos son abiertos y pueden ser malinterpretados, por esta razón muchos estudiantes desarrollan sus tesis para orientar o guiar en un caso de estudio como aplicar la norma.

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Angela Marcela Luna soporte@isacolombia.org

Ingeniería en Automática industrial de la Universidad del Cauca, 3 años de experiencia en el área comercial como asesora de proyectos en automatización. Pertenezco a ISA hace 7 años y por un año fui presidente de la sección estudiantil ISA Unicauca, actualmente pertenezco a ISA Profesional al comité de secciones estudiantiles.

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