Monitoreo de condiciones de maquinaria en la industria del petróleo y gas

Por Arturo Vargas
ISA InTech México,
Edición Julio – Septiembre 2012. Año 11 Número 3.

A pesar de la gran importancia de la energía renovable, la demanda de petróleo y gas sigue aumentando por su disponibilidad y la madurez de su tecnología y procesos. Para mantenerse al día con esta demanda, hay una necesidad constante de encontrar nuevas reservas y extraer el petróleo ” difícil” de las reservas conocidas.

Esto por supuesto aumenta los costos, incrementa los precios del producto e impacta los márgenes de rentabilidad. Para evitar afectar los precios, una opción muy viable es reducir costos, al lograr mantener un nivel de rentabilidad suficiente. Con sistemas de monitoreo de condición de maquinaria, es posible predecir fallas y programar paros más eficientemente, al reducir significativamente los costos de operación y mantenimiento.

LA NECESIDAD DE MONITOREO DE CONDICIONES

En la industria del petróleo y gas detener la producción equivale a millones de pesos perdidos cada día.

Asegurar que la maquinaria y otros equipos críticos trabajan con seguridad el mayor tiempo posible, aumenta los ingresos por producción y reducción de costos.

Hay tres maneras principales para realizar el monitoreo de la maquinaria: mantenimiento reactivo, programado y predictivo.

Cada estrategia tiene sus ventajas y desventajas. El mantenimiento reactivo puede ser útil para equipos auxiliares de bajo costo, cuya importancia para la producción y la seguridad es mínima, pero es en extremo costoso en maquinaria crítica. La estrategia de realizar mantenimientos programados es a veces obligada para mantener las garantías de ‘servicio de los equipos, pero está basada en información estadística, por lo que no asegura que la máquina no falle inesperadamente, ni que el mantenimiento (y la inversión que conlleva) sean verdaderamente indispensables.

Con una estrategia de mantenimiento predictivo, estos activos son monitoreados de manera regular para encontrar signos de desgaste. Es aquí donde el monitoreo de condiciones resulta sumamente útil. De los parámetros que se están obteniendo de la maquinaria, puede hacerse un perfil completo de la máquina que combine la información histórica con la inmediata, y permita predecir su comportamiento futuro. De esta manera, pueden programarse los tiempos de mantenimiento cuando sea conveniente.

Figura 1. Una estrategia de mantenimiento predictiva permite que la máquina funcione el máximo de tiempo al aprovechar su capacidad completa dentro de los niveles de operación.

En un ejercicio del Electric Power Research Institute (EPRI), se calcularon los costos de mantenimiento para cada estrategia por cada caballo de fuerza (HP) instalado. Los resultados posicionan el mantenimiento programado en USD $24.00 por HP, el mantenimiento reactivo a USD S17 .00 por HP (sin considerar los costos de seguridad), y a la estrategia de mantenimiento predictivo a sólo USD $9.00 por Hp, mientras también elimina los daños colaterales por fallas catastróficas.

Por supuesto, el mantenimiento predictivo no funciona para cualquier equipo ya que para reemplazar elementos simples, el sistema de monitoreo resultaría demasiado costoso. Sin embargo, por la maquinaria crítica necesaria en la industria del petróleo y gas, que llega a costar millones de pesos, el mantenimiento predictiva representa una reducción de costos monumental. Los activos utilizados en la industria del petróleo y gas, especialmente en upstream (actividades de exploración y producción), suelen estar en lugares peligrosos o de difícil acceso, lo que hace su reparación costosa o inviable.

Además, cuando la maquinaria de esta categoría falla, ponerla en funcionamiento puede tomar semanas y, hay que hacer mención que en muchas aplicaciones no se puede usar un sólo método para toda la solución, debemos considerar la combinación y/o mezcla de varios tipos, de aquí la importancia de conocer un poco el detalle de la filosofía de protección de los métodos disponibles.

Por poner un ejemplo, puede ser que tengamos implementada en la instrumentación la solución con seguridad intrínseca, los motores los seleccionamos a prueba de explosión y los gabinetes para alojar equipos en campo, los protejamos con sistemas de presurización y la salida de las señales de éstos las llevamos a prueba de explosión para algunos casos y para otros con seguridad intrínseca.

Una vez definido esto, el siguiente paso es investigar el tipo de procesos que tenemos en nuestra planta, los sistemas de control, instrumentos, métodos de protección que han sido instalados, probados y están en operación. Esto puede ser difícil, por lo que en caso de no contar con información en el medio, el siguiente paso sería investigar las tecnologías disponibles en el mercado para medición, control y monitoreo de variables de proceso. En lo relacionado a instrumentación de campo, es posible encontrar un sinnúmero de soluciones para medir las variables de proceso, como son: presión, temperatura, nivel, flujo, etcétera; sin embargo, en este caso la pregunta sería, ¿qué tipo tecnología vaya implementar para llevar las señales del proceso al sistema de control?

En este caso, podemos tener en forma básica que son tres tipos de medios para envío de información, el primero y que por años ha sido usado es a) la conexión tipo Punto a Punto, donde por medio de cableado (puede ser un par de hilos o del tipo multi-polo), alambramos las señales de campo al sistema de control, éstas pueden ser del tipo Analógico 4-20 mA o discreto ON/OFF; la segunda opción b) sería el uso de un bus de comunicación donde aprovechamos la digitalización, para llevar por medio de un par de hilos más de una señal de campo al sistema de control, y la tercera opción c) pudiera ser llevar las señales por medio de enlace inalámbrico; en este caso sólo debemos considerar que hasta el momento no se ha decidido usar este tipo de enlace para hacer tareas de control, únicamente para monitoreo.

En el caso de usar señales del tipo tradicional, podemos usar el bus de comunicaciones conocido como AS-i bus, donde por medio de un par de cables, enlazamos hasta 496 señales de entrada/salida en las posibles combinaciones de i) sólo entradas o salidas discretas, ii) 248 entradas/salidas discretas y iii) combinación de entradas/salidas analógicas y discretas.

En este caso tenemos algunas limitaciones en lo relacionado a la máxima longitud permitida en el bus, donde podemos encontrar que con el uso de repetidores la máxima longitud permitida son 560 metros, se tendría que analizar el layout para determinar la posición de los repetidores y la localización de fuentes y elementos AS-i.

En el caso de decidir el uso de señales 100% digitales, la solución pudiera ser Foundation Fieldbus, en cuya solución se pueden definir los aspectos fundamentales como:

  • Máxima longitud del BUS: 1,900 mts
  • Máximo No de participantes: 32 teóricos, 16 reales
  • Velocidad Máxima: 32.5 kBauds
  • Control: en campo o en Sistema de Control

Hacer control en campo (PID) es una realidad con Foundation Fieldbus, pues además de innovador, tiene un par de beneficios reales y sustanciales, el primero es quitarle carga al controlador del sistema de control que nunca está por demás considerar en soluciones de control de procesos, y segundo, al establecer una comunicación directa instrumento de campo- instrumento de campo, el algoritmo de control se ejecuta en un tiempo pequeño y con esto podemos controlar procesos rápidos. Si bien es cierto que en un principio resaltábamos las ventajas de utilizar un bus 100% digital y Cuarto do Control cuyo mejor atributo eran ahorros en cableado, en hardware del Sistema de Control, en la instalación al sólo llevar un par de hilos en el bus, ahorro, ahorro, ahorro y sólo ahorro en hardware.

Sin embargo, esto pasa a segundo plano al considerar la disponibilidad del Diagnóstico ” avanzado” de la capa física del bus, de diseño podemos considerar al Bus con diagnósticos, esto tanto en los instrumentos de campo como en las tarjetas “H1” del sistema de control, empero la parte de interconexión y energía al bus no contaban con diagnósticos suficientes para monitorear el estado o “salud” del bus, por lo que implementando esta solución estamos incorporando herramientas de hardware y software que nos permiten conocer el estado de las comunicaciones así como de la energía en el bus.

Aspectos importantes como saber el consumo de energía en cada instrumento, si envío el paquete de información, si tenemos ruido en el segmento, si existe desbalance, si algún participante presenta falla a tierra, si el voltaje de alimentación al bus está correcto, etcétera, y más aún, en el caso de que se presente una falla, el sistema nos indique qué falla es y su o sus posibles soluciones, opaca a lo tradicional indicado como ahorro en hardware, ya que en caso de falla y por ende en la posible pérdida de producción todo el ahorro indicado en hardware no es representativa comparada con las pérdidas por paro de producción, de aquí que se acuñe la fase “el conocimiento es poder”, ya que el diagnóstico nos da el conocimiento del estado del sistema, por ende tenemos el poder de mantener a nuestras plantas produciendo.

Cabe hacer mención que ya en algunos casos se ha decidido no implementar la solución de “diagnóstico avanzado” y las plantas continúan operando sin contratiempos, esto es una realidad, de aquí que el uso de estas herramientas queda a criterio de la persona encargada del diseño o del desarrollo de la ingeniería.

Si la decisión es implementar un sistema inalámbrico para comunicar a la instrumentación con el sistema de control, entonces la solución en Wireless, en este caso tenemos dos alternativas por seleccionar, la primera a) Wireless HART o la segunda b) Wireless ISA 100.11a.

Como se puntualizó en un inicio, hasta este momento Wireless sólo es aceptado para monitoreo de señales, por lo que no se recomienda usar para control del procesos, esto dicho por el grupo de especialistas y usuarios de cada uno de los estándares. Una breve explicación de cada uno de los procedimientos lo encontramos a continuación: el caso de Wireless HART en el nivel más simplista, fue diseñado como extensión del protocolo de comunicaciones HART existente de alambrado convencional. Esto tiene su impacto en primer lugar en la aplicación del estándar, así como en el diseño e incluso en el nivel de seguridad incorporado en el estándar.

En el caso de ISA 100.11a, evolucionó como un miembro más de la familia de estándares de ISA100. Esto significa que se ha previsto como parte de un todo mucho mayor a Wireless HART. Por ejemplo, ISA100 también abarca el uso de la tecnología Wireless en tiempo real del campo a los sistemas gerenciales de negocio, para ser la interfase entre los sistemas y órdenes de trabajo, control LAN, LAN empresarial y voz. También se vio la necesidad de mantener la seguridad de los sistemas de control de la planta. Eso significa que se hizo más hincapié en incorporar la seguridad en el estándar que el direccionamiento. A diferencia de Wireless HART, ISA 100.11a apoya el concepto de subredes.

No se puede escapar el tema de Seguridad Funcional en plantas de proceso, por lo que para concluir el presente, comentaremos que Foundation Fieldbus cuenta con los Bloques Funcionales liberados para aplicaciones de Seguridad Funcional, en el caso de AS-i bus, se integra con el AS-i Safety no siendo considerado éste como un sistema de Seguridad Funcional ya que su real aplicación la encontramos en manufactura.

En toda aplicación el “proceso es mandatorio”.

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