Medición de Flujo en Plantas Modulares de Refinación

Gerardo Villegas P.,
Instituto Mexicano del Petróleo, gvillegaimp@gmail.com
Director del Comité de Normas y Prácticas en ISA, México Sección Central, México.

InTech México Automatización,
Edición Junio – Agosto 2017.

RESUMEN

Durante las etapas de ingeniería básica, ingeniería de detalle, construcción y montaje de las plantas de Refinería; la modulación (métodos de instalación y montaje de los instrumentos en estructuras metálicas con facilidad de transporte) de la instrumentación en la Medición de Flujo toma importancia para el monitoreo y el control de las Plantas de Refinería [1], [6].

En la Modulación se debe diseñar la Instrumentación y el Control de flujo de las plantas de Refinerías a través de la inclusión de tecnologías de punta y emergentes; tales como los sistemas de control digital con comunicación de bus de campo (para lazos cerrados), la seguridad intrínseca para los sistemas de control, los sistemas de paro de emergencia (disparos e interlocks) y para los sistemas de gas y fuego (G&F, PLC´s) alambrados punto a punto; así como en la instrumentación inalámbrica desde los sistemas de monitoreo de lazo abierto hasta los sistemas digitales de control, los cuales se encuentran localizados en cuarto de control en una cabina tipo Shelter o en un contenedor modular.

PALABRAS CLAVES: Refinería, Planta Modular, Medición de Flujo, Construcción de Estructuras Metálicas Modulares, Métodos de Instalación.

INTRODUCCIÓN

En un estudio realizado, el ahorro potencial en un proyecto de una Planta de Refinería fue aproximadamente de 70 millones de dólares. Esto, incluso cuando el trabajo y las diferencias de productividad no son tan perceptibles, la modulación puede mostrarse positiva en el resultado final. En muchos casos, como en el estudio de una Planta de Hidrotratamiento, la modulación minimiza el riesgo de un aumento en el costo del proyecto debido a la volatilidad en los recursos laborales, mediante la construcción de estructuras metálicas modulares fuera de la obra principal para completar los proyectos en tiempo y costo reduciendo los riesgos asociados, el clima, las tasas de inversión y la productividad. Con una planificación adecuada y el trabajo en equipo, la modulación puede pavimentar el camino hacia un proyecto exitoso [2].

MODULACIÓN DE LA INSTRUMENTACIÓN

La modulación de la instrumentación para la medición de flujo de proceso en campo se ha vuelto tecnología de bajo costo durante la construcción e instalación de estructuras modulares y el mantenimiento. Esto se logra con la reducción de tramos de tubería recta para la medición de flujo de tipo presión diferencial al eliminar la necesidad de la instalación de líneas de impulso y del uso del soporte-pedestal de los transmisores de flujo.

Además, al incluir receptores locales cerca del proceso, a 1.80 m. desde el nivel de piso preferentemente, con mayor seguridad y menor riesgo al personal de operación; sin tratar ver o subir en lo alto de las estructuras modulares para visualizar alguna indicación de flujo, de los transmisores alámbricos e inalámbricos instalados en las líneas de proceso.

LAZOS DE CONTROL

La instrumentación para la medición de flujo se ha vuelto de tipo inteligente para los lazos abiertos. Esta posee señalización inalámbrica y opera con un suministro de 24 VCD, proporcionando una señal de salida de 4-20 mA, de acuerdo a la norma WirelessHart IEC-62591 [3].

Por lo cual, los sistemas de monitoreo y alarmas de lazos abiertos, ver figura 1, son permitidos a utilizar transmisores inalámbricos de señales con baterías integradas con ciclos de operación hasta de 10 años. Solo se debe considerar incluir respaldo de energía a los transmisores inalámbricos en monitoreos críticos.

Figura 1. Lazo abierto inalámbrico

Mientras que, en los sistemas con lazos cerrados la transmisión de señal se realiza a través del Bus de Campo al Sistema Digital (Set- Point), con retorno de señal de flujo manipulado hacia el elemento final de control alámbrica por medio de señal de Bus de Campo.

ELEMENTOS FINALES DE CONTROL

Los elementos finales de control, tales como las válvulas de control de flujo son eléctricas; por lo cual no se requiere de aire de instrumentos. Lo cual conlleva a un ahorro en la reducción de costos y riesgos asociados en la distribución de aire de instrumentos a través de las estructuras modulares y del equipo mecánico. Así mismo, elimina el espacio modular sin la necesidad del compresor centrífugo de aire, los secadores de aire de instrumentos e instrumentación periférica (analizador de humedad, control lógico programable de secado).

La instalación de los elementos finales de control, las válvulas de control es de tipo modular; esto es, los “manifolds” (bloqueos – válvula de control – bypass) son bridados [4].

La instrumentación de medición de flujo en las entradas de carga y salidas de productos de la planta modular se realiza mediante la medición de flujo másico tipo Coriolis.

En los sistemas con lazos cerrados, la comunicación se realiza utilizando el protocolo Bus de Campo y considerando software abierto y no propietario. Los transmisores deben cumplir con una clasificación eléctrica por seguridad intrínseca; esto es, el cuerpo y la electrónica deben estar tropicalizados con recubrimiento epóxido (Nema 4X) para resistir la atmósfera corrosiva típica en modulación de plantas.

Las válvulas de control y sus actuadores deben estar integrados. Los cuales se basan en electroposicionadores inteligentes de suministro de 24 VCD y son operados con señal de control de 4-20 mA / protocolo Bus Campo, ver figura 2.

Figura 2. Lazo cerrado de control de flujo

MEDIDORES DE FLUJO DE PRESIÓN DIFERENCIAL

Las placas de orificio y orificios de medición (con diseños de 4 orificios, para reducción de tramos de tubería recta) se usan como elementos primarios de medición en proceso y servicios auxiliares, con tamaños de 2” hasta tamaños de tubería de 6”.

Para tamaños mayores, se deben emplear medidores de flujo de tipo inserción de presión diferencial o medidores de flujo ultrasónicos, esto dependiendo de su Turndown. Las placas de orificio deben tener desde uno hasta cuatro orificios concéntricos, con un mínimo o sin la necesidad de tramos de tubería recta.

Durante el cálculo del elemento primario de medición de flujo se deben verificar las memorias de cálculo cumpliendo el procedimiento de acuerdo a la normatividad ISO 5167-1,2. En las tuberías modulares iguales o menores a 1 ½” se deben usar transmisores de orificio integral [5].

El material de las placas de medición de flujo debe ser de acero inoxidable 316 para servicios auxiliares y de Monel para proceso con servicios amargos.

NORMATIVIDAD DE MEDIDORES DE FLUJO

El diseño modular de los medidores de flujo debe apegarse a las recomendaciones de las normas API-RP-551 e ISO 5167-1, 2.

Los medidores de flujo de área variable tipo Rotámetros con válvula reguladora de flujo o presión integrada deben suministrarse para servicios de proceso químicos hasta en 4” en carrete modular bridado.

El diseño modular de los medidores de flujo tipo Coriolis debe cumplir con el ISO 10790; API MPMS 5.6; API MPMS 14.9. En entradas y salidas de la planta modular L.B., la velocidad para gas o vapor tiene límites de desempeño para altas velocidades del gas debido al ruido sobre la señal del medidor. Así como en líquidos (ver norma MFC-11M).

Como el ruido afecta la exactitud del medidor Coriolis y repetibilidad. La velocidad a la cual la señal tiene problemas por ruido está especificada como parte de su diseño. Por lo que, la velocidad del gas en el sensor medidor Coriolis debe estar restringida a alrededor de 200 Ft/s. Por lo cual, la velocidad del gas es un factor limitante en el dimensionamiento y la caída de presión de 500” H2O., ver AGA REPORT No. 11.

Durante el diseño modular, se debe suministrar el sistema de medición de flujo másico tipo Coriolis para servicios de hidrocarburos líquidos, con velocidades menores o igual a 10 ft/s, y solo se aplicaran en servicio de límite de batería L.B. (ver ISA Guía Práctica para la medición y control 2nd., Edition D: W: Spitzer, Editor).

TRANSMISOR INALÁMBRICO DE FLUJO

El transmisor inalámbrico de flujo debe estar basado en un microprocesador con fabricación robusta para uso industrial severo. Este es configurable a través de protocolo Wireless-Hart y cuenta con su respectivo Device Descriptor (DD). En otras palabras, el dispositivo no debe ser concebido como genérico. Toda la configuración del dispositivo debe hacerse en forma digital, ya sea a través de un computador portátil o de un configurador de mano. Las comunicaciones de los transmisores inalámbricos deben ser altamente seguras utilizando bloques-cifrados (o encriptados) de 128 bits del tipo AES-128.

El transmisor inalámbrico, tendrá su radio montado en forma integral (en el mismo encapsulado), y ambos elementos deben ser del mismo fabricante. La antena de comunicación debe ser del tipo omnidireccional, y se debe poder rotar de tal forma que siempre quede instalada en la posición correcta sin presentar la necesidad de modificar la instalación del transmisor. Dicha antena debe estar montada en forma integral al transmisor. Al operar en zonas de clasificación explosiva, el material y los demás componentes de la antena no deben presentar algún riesgo para el área donde será instalada.

QUE SIGUE EN EL PROXIMO MES?

En la Parte II continuamos con el Diseño de Medidores de flujo para plantas modulares de Refinación.

REFERENCIAS

[1] Aplicación de Modulación en Proyectos de Refinería, Petrotecnia. Febrero 2016.

[2] P.H. Jameson, C.B. & I, Tyler, Texas “Is Modularization Right for your Project”, (December De 2007), Hydrocarbon Processing.

[3] System Engineering Guidelines IEC 62591 Wireless hart (May-2014 Rev. 04).

[4] White Paper, Control Valve Actuators: Their Impact on Control and Variability 18 TH June 2011.

[5] Serie de Caudalimetros de Orificio Compacto de Rosemount 008813-0109-4810 Rev. E4 abril de 2005.

[6] De La Torre, M.L., “A Review and Analysis of Modular Construction Practices” (1994).

ACERCA DEL AUTOR

Gerardo Villegas P. Ingeniero Químico, Líder de Especialidad de Instrumentación y Control del Instituto Mexicano del Petróleo, con más de 35 años de experiencia en Proyectos de la Industria de Gas y Petróleo. Expositor de Cursos Medición de Flujo de Hidrocarburos y Elementos Finales de Control de los Procesos de Refinación. Actualmente fue designado Director del Comité de Normas y Prácticas en ISA, MEXICO Sección Central.

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