La instrumentación controla el funcionamiento de las columnas de proceso.
La instrumentación se utiliza para supervisar y controlar la planta de proceso en las industrias de petróleo, gas y petroquímica. La instrumentación garantiza que la planta funcione dentro de parámetros definidos para producir materiales de calidad constante y dentro de las especificaciones requeridas. También garantiza que la planta funcione de manera segura y actúa para corregir el funcionamiento fuera de tolerancia y para apagar automáticamente la planta para evitar que se produzcan condiciones peligrosas. La instrumentación comprende elementos sensores, transmisores de señales, controladores, indicadores y alarmas, válvulas accionadas, circuitos lógicos e interfaces de operador.
En los diagramas de flujo de proceso (PFD) se muestra un esquema de la instrumentación clave, que indica el equipo principal y el flujo de fluidos en la planta. Los diagramas de tuberías e instrumentación (P&ID) brindan detalles de todos los equipos (recipientes, bombas, etc.), tuberías e instrumentación de la planta en forma simbólica y esquemática.
Los elementos de instrumentación
La instrumentación incluye dispositivos de detección para medir parámetros del proceso como presión , temperatura , nivel de líquido , flujo, velocidad, composición, densidad, peso; y parámetros mecánicos y eléctricos como vibración, posición, potencia, corriente y voltaje. [1]
El valor medido de un parámetro se muestra y registra localmente o en una sala de control . Si la variable medida excede los límites predefinidos, una alarma advierte al personal operativo de un problema potencial. La instrumentación toma una acción ejecutiva automática para cerrar o abrir válvulas de cierre y compuertas, o para activar (detener) bombas y compresores , para llevar la planta a una condición segura. [2]
El correcto funcionamiento de una planta de proceso petroquímico se consigue mediante la acción de los bucles de control [1] . Estos mantienen y controlan automáticamente la presión, la temperatura, el nivel de líquido y el caudal de fluido en los recipientes y tuberías. Los bucles de control comparan el valor medido de un parámetro de la planta, por ejemplo, la presión, con un punto de ajuste predeterminado . Una diferencia entre la variable medida y el punto de ajuste genera una señal que modula la posición de una válvula de control (el elemento final) para mantener la variable medida en el punto de ajuste.
Las válvulas se accionan mediante un motor eléctrico, un fluido hidráulico o aire. En el caso de las válvulas de control accionadas por aire, las señales eléctricas del sistema de control se convierten en presión de aire para el actuador de la válvula en un convertidor de corriente/presión neumática. En caso de pérdida de presión neumática o hidráulica, las válvulas pueden abrirse (FO) o cerrarse (FC).
La instrumentación incluye instalaciones para que el personal operativo intervenga en la planta, ya sea localmente o desde una sala de control. El personal puede abrir o cerrar válvulas, cambiar puntos de ajuste, poner en marcha y parar bombas o compresores y anular funciones de apagado (en circunstancias controladas específicas, como durante el arranque). [1]
Instrumentación de temperatura
Instrumentación de intercambiadores de calor
Los procesos de petróleo, gas y petroquímicos se llevan a cabo a temperaturas específicas.
La medición de la temperatura de los fluidos en la industria petroquímica se realiza mediante elementos de temperatura (TE). Estos pueden ser termopares o detectores de temperatura de resistencia de platino (RTD). Estos últimos se utilizan por su buena respuesta a la temperatura. Los indicadores de temperatura locales (TI) se ubican en las corrientes de entrada y salida de los intercambiadores de calor para monitorear el rendimiento del intercambiador. [4]
En aplicaciones industriales, los fluidos gaseosos o líquidos pueden calentarse o enfriarse. Esta tarea se lleva a cabo en un intercambiador de calor , mediante el cual el fluido se calienta o enfría mediante transferencia de calor con un segundo fluido como agua, glicol, aceite caliente u otro fluido de proceso (el medio de calentamiento o enfriamiento). [5] [4] El control de temperatura se utiliza para mantener la temperatura deseada del primer fluido. Un transmisor de sensor de temperatura (TT) está ubicado en el primer fluido en su salida del intercambiador de calor. Esta temperatura medida se alimenta al controlador de temperatura (TIC) donde se compara con la temperatura del punto de ajuste deseado. La salida del controlador, que está relacionada con la diferencia entre la variable medida y el punto de ajuste, se alimenta a una válvula de control (TCV) en el segundo fluido para ajustar el flujo del medio de calentamiento o enfriamiento. [1] En el caso de un fluido que se enfría, si la temperatura del fluido aumenta, el controlador de temperatura actúa para abrir la TCV aumentando el flujo del medio de enfriamiento que aumenta la transferencia de calor y reduce la temperatura del primer fluido. Por el contrario, si la temperatura baja, el controlador actúa para cerrar la válvula TCV, lo que reduce la transferencia de calor y aumenta la temperatura del primer fluido. En el caso de un medio de calentamiento con una temperatura del primer fluido que baja, el controlador actuaría para abrir la válvula TCV para aumentar el flujo del medio de calentamiento y, por lo tanto, aumentar la temperatura del primer fluido. El controlador (TIC) también puede generar alarmas de temperatura alta (TAH) y baja (TAL) para advertir al personal operativo de un problema potencial. [4]
Los enfriadores de ventiladores de aletas utilizan aire para enfriar gases y líquidos. [6] La temperatura del fluido se controla (TIC) abriendo o cerrando compuertas en el enfriador o ajustando la velocidad del ventilador o el ángulo de inclinación de las aspas del ventilador, aumentando o disminuyendo así el flujo de aire.
La instrumentación de control y monitoreo de temperatura se utiliza en calentadores y hornos a fuego para ajustar la válvula de flujo de combustible (FCV) para mantener una salida térmica deseada. [7] Las unidades de recuperación de calor residual (WHRU) se utilizan para extraer calor del flujo de gases de escape calientes de una turbina de gas para calentar un fluido (medio de calentamiento). La instrumentación incluye controladores para mantener una temperatura deseada del medio de calentamiento cerrando o abriendo compuertas en el flujo de gases de escape.
Las alarmas de baja temperatura (TSL) se utilizan cuando los fluidos fríos pueden dirigirse a tuberías que no son aptas para el servicio en frío. La instrumentación puede incluir una alarma inicial (TAL) y luego una acción de apagado (TSLL) para cerrar una válvula de apagado (XV).
Los sensores de temperatura (TE) se utilizan para indicar que las llamaradas de la planta se han extinguido involuntariamente (BAL), quizás debido a un caudal insuficiente de gases para mantener una llama. [8]
Instrumentación de presión
Diagrama de la instrumentación de presión en un recipiente de proceso
Los procesos de petróleo, gas y petroquímicos se llevan a cabo a presiones operativas específicas.
La presión se mide mediante sensores de presión (PE) que envían señales de presión (PT) a controladores de presión (PIC). Los recipientes y tanques a presión están equipados con indicadores de presión locales (PI).
En la industria petroquímica, la presión se controla manteniendo una presión constante en el espacio de gas superior de un recipiente. [1] [9] [4] Un controlador de presión (PIC) ajusta la configuración de una válvula de control de presión (PCV) que alimenta gas hacia la siguiente etapa del proceso. Una presión creciente en el recipiente hace que la PCV se abra para alimentar más gas hacia adelante. Si la presión continúa aumentando, algunos controladores actúan para abrir una segunda PCV que alimenta el exceso de gas al sistema de antorcha. El transmisor de presión está configurado para proporcionar alarmas de advertencia (PAL y PAH) si la presión excede los límites alto y bajo establecidos. Si se exceden estos límites (PALL y PAHH), se inicia un apagado automático del sistema que incluye el cierre de las válvulas de entrada del recipiente. [2] El sensor de presión (PT) que inicia un apagado es un bucle de instrumento separado del PT asociado con el bucle de control de presión para mitigar fallas de modo común y garantizar una mayor confiabilidad de la función de apagado. [1]
El funcionamiento de los hidrociclones se controla mediante instrumentación de presión que mantiene presiones diferenciales fijas entre la entrada y las salidas de petróleo y agua. [4]
Los turboexpansores se controlan manteniendo la presión de entrada (PIC) en un valor constante mediante el control del ángulo de los álabes de entrada del expansor. Un controlador de presión de rango dividido también puede modular una válvula Joule-Thomson a través del turboexpansor. [10] [4]
La presión en los tanques con manta se mantiene mediante válvulas de control de presión (PCV) que se activan automáticamente. A medida que se extrae líquido del tanque, la presión en el espacio de gas disminuye. La válvula de suministro de gas de manta se abre para mantener la presión. A medida que el tanque se llena de líquido, la presión aumenta y una válvula de gas de ventilación se abre para ventilar el gas a la atmósfera o a un sistema de ventilación. [11]
Los discos de ruptura (PSE) y las válvulas de alivio de presión o de seguridad de presión (PSV) son dispositivos importantes de control de presión. [3] Ambos son autoactuantes y están diseñados para abrirse a una presión preestablecida para proporcionar una función de seguridad esencial en la planta petroquímica. [8]
Instrumentación de flujo
Diagrama de un circuito de instrumentación de control de flujo
El rendimiento de una planta petroquímica se mide y controla mediante instrumentación de flujo.
El flujo a través de los compresores , ver esquema, se controla midiendo el flujo (FT) a través de la máquina en la succión y controlando la velocidad (SC) del motor principal ( motor eléctrico o turbina de gas ) que impulsa el compresor. [4] El control anti-sobretensión asegura un flujo mínimo de fluido a través del compresor. Se miden el flujo (FT) en la descarga y las mediciones de las presiones de succión y descarga (PT) y las temperaturas (TT) del fluido que fluye a través del compresor. El controlador anti-sobretensión (FIC) modula una válvula de control (FCV) que recicla el gas enfriado desde aguas abajo del posenfriador del compresor de regreso a la succión del compresor. Las alarmas de flujo bajo (FAL) brindan una indicación de advertencia al personal operativo. [10]
Esquema del dispositivo de protección de caudal mínimo de la bomba
Las bombas de proceso de gran tamaño cuentan con una protección de caudal mínimo. [4] Esto incluye la medición del caudal (FE) en la descarga de la bomba; esta medición es una entrada para un controlador de caudal (FIC) cuyo punto de ajuste es el caudal mínimo requerido a través de la bomba (ver diagrama). A medida que el caudal se reduce al valor de caudal mínimo, el controlador actúa para abrir una válvula de control de caudal (FCV) para reciclar el fluido desde la descarga hasta la succión de la bomba. [15]
La medición de caudal (FIQ) es necesaria cuando se produce una transferencia de custodia de fluidos, como en una tubería de salida o en una estación de carga de un buque cisterna. La medición precisa del caudal es esencial y se miden parámetros como la densidad del líquido. [16]
Los sistemas de quema y ventilación se purgan para evitar la entrada de aire y la formación de mezclas potencialmente explosivas. [17] El caudal del gas de purga se establece mediante un rotámetro (FIC) o una placa de orificio fijo (FO). Una alarma de flujo bajo (FAL) advierte al personal operativo que el flujo de purga se ha reducido significativamente. [8]
Las tuberías se monitorean midiendo el caudal de fluido en cada extremo, una discrepancia (FDA) puede indicar una fuga en la tubería.
Instrumentación de nivel
Diagrama de la instrumentación de nivel en un recipiente de proceso
La medición de nivel de líquidos en recipientes a presión y tanques en la industria petroquímica se realiza mediante medidores de nivel de presión diferencial, radar, magnetoestrictivos, nucleónicos, flotadores magnéticos e instrumentos de burbujeo neumáticos. [1] [9]
La instrumentación de nivel determina la altura de los líquidos midiendo la posición de una interfaz gas/líquido o líquido/líquido dentro del recipiente o tanque. Dichas interfaces incluyen aceite/gas, aceite/agua, condensado/agua, glicol/condensado, etc. La indicación local (LI) incluye mirillas que muestran el nivel del líquido directamente a través de un tubo de vidrio vertical conectado al recipiente/tanque.
Las interfaces de fase se mantienen a un nivel constante mediante transmisores de nivel (LT) que transmiten una señal a un controlador de nivel (LIC) que compara el valor medido con el punto de ajuste deseado. La diferencia se envía como señal a una válvula de control de nivel (LCV) en la salida de líquido del recipiente. A medida que el nivel aumenta, el controlador actúa para abrir la válvula y extraer líquido para reducir el nivel. De manera similar, a medida que los niveles caen, el controlador actúa para cerrar la LCV para reducir la salida de fluido. [4]
Algunos recipientes almacenan líquido hasta que se lo bombea. El controlador (LIC) actúa para iniciar y detener la bomba dentro de una banda específica. Por ejemplo, iniciar la bomba cuando el nivel sube a 0,6 m y detenerla cuando el nivel baja a 0,4 m.
Las alarmas de nivel alto y bajo (LAH y LAL) advierten al personal operativo que los niveles están fuera de los límites predefinidos. Una desviación adicional (LAHH y LALL) inicia un apagado para cerrar las válvulas de apagado de emergencia (ESDV) en la entrada del recipiente o en las líneas de salida de líquido. [2] Al igual que con la instrumentación de alta y baja presión, la función de apagado comprende un bucle de medición independiente para evitar una falla de modo común. La pérdida de nivel de líquido en el recipiente puede provocar una fuga de gas, donde el gas a alta presión fluye hacia el recipiente aguas abajo a través de la línea de salida de líquido. La integridad estructural del recipiente aguas abajo puede verse comprometida. Además, un nivel alto de líquido en el recipiente puede provocar un arrastre de líquido hacia la salida de gas y dañar el equipo aguas abajo, como los compresores de gas.
Un nivel alto de líquido en un tambor de antorcha puede provocar un arrastre indeseable de líquido a la antorcha. [8] Un nivel alto-alto de líquido (LSHH) en el tambor de antorcha inicia el apagado de la planta.
Uno de los problemas con un número significativo de tecnologías es que se instalan a través de una boquilla y están expuestas a productos. Esto puede crear varios problemas, especialmente cuando se reacondicionan equipos nuevos en recipientes que ya han sido aliviados de tensión, ya que puede que no sea posible colocar el instrumento en la ubicación requerida. Además, como el elemento de medición está expuesto al contenido dentro del recipiente, puede atacar o recubrir el instrumento y hacer que falle en el servicio. Uno de los métodos más confiables para medir el nivel es usar un medidor nuclear , ya que se instala fuera del recipiente y normalmente no requiere una boquilla para la medición del nivel a granel. El elemento de medición se instala fuera del proceso y se puede mantener en funcionamiento normal sin tener que apagar el equipo. El apagado solo es necesario para una calibración precisa.
Instrumentación del analizador
En las industrias del petróleo, el gas y la petroquímica se utiliza una amplia gama de instrumentos de análisis . [1] [16]
Cromatografía : para medir la calidad del producto o de los reactivos.
Densidad (aceite): para medición de custodia de líquidos
Punto de rocío (punto de rocío del agua y punto de rocío de hidrocarburos) para comprobar la eficiencia de la planta de deshidratación o control del punto de rocío
La mayoría de los instrumentos funcionan de forma continua y proporcionan un registro de datos y tendencias. Algunos instrumentos analizadores están configurados para emitir una alarma (AAH) si una medición alcanza un nivel crítico.
Otra instrumentación
Las bombas y compresores principales están equipados con sensores de vibración (VT) para dar al personal operativo una advertencia (VA) de posibles problemas mecánicos con la máquina. [15] [10]
Los discos de ruptura (PSE) y las válvulas de seguridad de presión (PSV) se activan automáticamente y no brindan ninguna indicación inmediata de que se han roto o levantado. [3] Se pueden instalar instrumentos como alarmas de presión (PXA) o alarmas de movimiento (PZA) para indicar que han funcionado. [8]
Los cupones de corrosión y las sondas de corrosión proporcionan una indicación local de las tasas de corrosión de los fluidos que fluyen en las tuberías.
Los equipos empaquetados ( compresores , motores diésel , generadores de electricidad, etc.) están equipados con instrumentación suministrada por el proveedor local. Cuando el equipo falla, se envía una señal multivariable (UA) a la sala de control.
El sistema de detección de incendios y gases consta de sensores locales que detectan la presencia de gas, humo o fuego. Estos sensores activan las alarmas en la sala de control. La detección simultánea de varios sensores activa las bombas de agua contra incendios y cierra las compuertas cortafuegos en espacios cerrados.
La planta petroquímica puede tener varios niveles de parada. Una parada de unidad (USD) implica la parada de una unidad limitada mientras el resto de la planta permanece en funcionamiento. Una parada de producción (PSD) implica la parada de toda la planta de proceso. Una parada de emergencia (ESD) implica la parada completa de la planta.
Las plantas más antiguas pueden tener circuitos de control locales que operan actuadores neumáticos (3 – 15 psia) de elementos finales. Los sensores también pueden transmitir señales eléctricas (4 – 20 mA). La conversión entre señales neumáticas y eléctricas se realiza mediante convertidores P/I e I/P. El control de las plantas modernas se basa en sistemas de control distribuido que utilizan protocolos digitales de bus de campo .
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