Trabajo Termindo Angel m. r[1]

Instituto Tecnológico Superior de Coatzacoalcos

INFORME FINAL DE RESIDENCIAS

PROFESIONALES

Alumno:

Ángel Medina Rodríguez.

Nombre del proyecto:

Estudio técnico de las instrumentación de campó de la variable nivel que

integra a los lazos de medición y control de las torres y equipos de la planta de

amoniaco Nº 7.

Numero de control:

09081123

Lugar de realización de las residencias:

Complejo Petroquímico Cosoleacaque.

Asesor interno:

Ing. Leovigilda Huesca Herrera

Asesor externo:

Ing. Carlos A. Toscano Alejandro

Coatzacoalcos. Ver. 12 de diciembre de 2013

Instituto Tecnológico Superior De Coatzacoalcos

II

Índice

Introducción ................................................................................................... VIII

Justificación ..................................................................................................... X

Generalidades .................................................................................................. XI

Objetivos ......................................................................................................... XII

General ......................................................................................................... XII

Especifico. ..................................................................................................... XII

Capitulo l Antecedentes de la Empresa

1.1.-ANTECEDENTES ....................................................................................... 1

1.2 Ubicación física dentro de la ciudad. ....................................................... 7

1.2.1.-Zona de amortiguamiento. .................................................................... 8

1.2.2.- Distribución de departamentos del complejo petroquímico

cosoleacaque. ................................................................................................. 9

1.3.-Organigrama de la empresa. .................................................................. 10

1.3.1.--Organigrama del taller ....................................................................... 11

1.4.-Giro de la empresa .................................................................................. 12

1.5.-Misión y Visión ........................................................................................ 13

1.5.1.-Misión ................................................................................................. 13

1.5.2.-Visión .................................................................................................. 13

1.5.3.-Políticas y Reglas ............................................................................... 14

1.5.4.- Política institucional de seguridad, de protección ambiental e

industrial. ....................................................................................................... 14

1.5.5.-Sistema integral de gestión. ................................................................ 15

1.5.6.- Política de calidad .............................................................................. 15

1.5.7.-Normas de referencia. ........................................................................ 16

1.5.8.-ASIPA ................................................................................................. 16


III

1.6.-Caracterizacion del área en que participo. ........................................... 17

Capitulo ll Fundamentos Teoricos de la Instrumentacion de campo

2.1 PROBLEMAS A RESOLVER .................................................................... 20

2.2.-ALCANCES Y LIMITACIONES ................................................................ 21

2.2.1 Alcances .............................................................................................. 21

2.2.2 Limitaciones ......................................................................................... 21

2.3.-Definición de la instrumentación. .......................................................... 22

2.4.- ¿Qué es la instrumentación? ................................................................ 23

2.5.-Instrumentos ........................................................................................... 23

2.6.-En función del instrumento .................................................................... 24

2.6.1.-Instrumentos de campo ...................................................................... 24

2.6.2.-Instrumentos de panel ........................................................................ 24

2.6.3.-En función de la variable de proceso .................................................. 24

2.7.-Código de identificación de instrumentos. ........................................... 25

2.8.- Descripción de elementos más comunes. ........................................... 26

2.8.1.-Alarma ................................................................................................ 26

2.8.2.-Controlador ......................................................................................... 27

2.8.3.-Controlador lógico programable. ......................................................... 27

2.8.4.-Control proporcional. ........................................................................... 27

2.8.5.-Control derivativo. ............................................................................... 27

2.8.6.-Control integral. ................................................................................... 27

2.8.7.-Control de relación. ............................................................................. 28

2.8.8.-Control en cascada. ............................................................................ 28

2.8.9.-Convertidor. ........................................................................................ 28

2.8.10.-Sistemas de control distribuidos. ...................................................... 28

2.8.11.-Elemento final de control. ................................................................. 28


IV

2.8.12.-TAG. ................................................................................................. 29

2.8.13.-Instrumentación ................................................................................ 29

2.8.14.-Lazo. ................................................................................................. 29

2.8.15.-Elemento primario. ............................................................................ 29

2.8.16.-Proceso. ............................................................................................ 29

2.8.17.-Variable de proceso. ......................................................................... 29

2.8.18.-Set point. ........................................................................................... 30

2.8.19.-Transductor. ...................................................................................... 30

2.8.20.-Transmisor. ....................................................................................... 30

2.8.21.-Válvula de control. ............................................................................ 30

2.9.- Clasificación de la instrumentación. .................................................... 31

2.9.1Instrumentos ciegos .............................................................................. 31

2.9.2.- Instrumentos indicadores ................................................................... 32

2.9.3.-Instrumentos registradores. ................................................................ 33

2.9.4.-Los elementos primarios o transductores. .......................................... 33

2.9.5.-Los transmisores ................................................................................. 34

2.9.6.-Los controladores ............................................................................... 34

2.9.7.-Los reguladores .................................................................................. 35

2.9.8.-Los convertidores ................................................................................ 35

2.9.9.-Elemento final ..................................................................................... 36

2.10.-Variable Nivel ......................................................................................... 36

2.10.1.- ¿Qué es la variable Nivel? ............................................................... 36

2.11.-Importancia de la Variable Nivel en Plantas y Procesos Físicos y

Químicos. ........................................................................................................ 37

2.12.-Relación entre el flujo y el nivel en los recipientes de procesos. ..... 38

2.13.-Medición del volumen del peso a partir del nivel ............................... 39

2.14.-Métodos de Medición de Nivel. ............................................................ 40


V

2.14.-Métodos directos................................................................................... 41

2.14.1.-Nivel óptico ....................................................................................... 41

2.14.2.-Limnimetro ........................................................................................ 43

2.14.3.-Válvula de purga ............................................................................... 43

2.14.4.-Mecanismo de flotador ...................................................................... 44

2.15.-Métodos indirectos ............................................................................... 45

2.15.1.-Medidores del tipo hidrostáticos ........................................................ 45

2.15.1.1.-Sistema de burbujeo. .................................................................. 46

2.15.1.2.-Sistema de medición de nivel diferencial. ................................... 48

2.15.1.3.-Medidores de nivel de presión diferencial ................................... 48

2.16.-Medidores de nivel de tipo desplazador. ............................................ 50

2.17.-Medidores eléctricos y electrónicos.................................................... 53

2.18.-Sistema ultrasónico de medición de nivel. ......................................... 56

2.19.-El ENRAF. .............................................................................................. 57

2.17.1.-Antecedentes Históricos. .................................................................. 57

2.19.2.-Función del Transmisor de Nivel ENRAF-NONIUS 854 ATG ........... 58

2.19.3.-Principio de medición ........................................................................ 58

2.19.3.1.-El principio se basa. .................................................................... 58

2.19.3.2.-Nivel. ........................................................................................... 59

2.19.3.3Densidad. ...................................................................................... 59

2.19.3.4.-Interface. ..................................................................................... 59

2.19.3.5.- Temperatura puntual ................................................................. 59

2.19.3.6.-Alarmas. ..................................................................................... 59

2.19.3.7.-Salida de 4 – 20 mA ................................................................... 60

2.19.3.8.-WATER SCOUT ......................................................................... 60

2.19.4.-Medicion en tanques. ........................................................................ 61

2.19.4.1.-Tipos de tanques. ....................................................................... 62


VI

2.19.4.2.-Tipos de Transmisores ENRAF .................................................. 62

2.19.4.3.-Tipos de indicadores ................................................................... 62

2.19.5.-Compartimiento electrónico del ENRAF. .......................................... 63

2.19.6.-Configuracion. ................................................................................... 66

2.19.6.1.-Revision preliminar ..................................................................... 66

2.19.6.2.-Instalación del tambor y desplazador ......................................... 66

2.19.6.3.-Trabando y destrabando la traba del motor ................................ 67

2.19.7.-Instalación eléctrica .......................................................................... 67

2.19.7.1.-Preparación del indicador para la instalación eléctrica ............... 67

2.19.7.2.-Selector de voltaje de la línea principal. ..................................... 67

2.19.7.2.-Puesta a tierra ............................................................................ 68

2.19.7.3.-Cableado de la línea principal..................................................... 69

2.19.7.4.-Cables de transmisión de datos. ................................................. 69

2.19.7.5.-PROGRAMACION DE PARAMETROS ...................................... 70

2.19.7.6.-Nivel de protección 1 .................................................................. 71

2.19.7.7.-Nivel de protección 2 .................................................................. 71

2.19.7.8.-El concepto ítem ......................................................................... 71

2.20.-¿Qué es control? ................................................................................... 74

2.21.-Introducción al control. ........................................................................ 74

2.22.-Lazos de control de nivel de la planta de amónico #7 ....................... 77

2.22.1.-Reformación ...................................................................................... 77

2.22.2.-Purificacion ....................................................................................... 79

2.22.4.-Refigeracion. ..................................................................................... 81


VII

Capitulo lll Manual Operativo de Control

3.1.-Procedimiento para Calibración de Alarmas de Nivel ......................... 84

3.2.-Procedimiento para dar mantenimiento a Indicadores de Nivel (LG) . 88

3.3.-Procedimiento para desmontaje de actuador ....................................... 93

Conclusión ...................................................................................................... 97

Anexos ............................................................................................................ 98

Recomendaciones ........................................................................................ 103

Bibliografías .................................................................................................. 104


VIII

Introducción

EL COMPLEJO PETROQUÍMICO COSOLEACAQUE.es una empresa mexicana

filial de PEMEX PETROQUÍMICA, produce: amoniaco y dióxido de carbono,

estos se utilizan como materias primas en otras industrias químicas.

El Complejo en Cosoleacaque Veracruz, se encuentra ubicado cerca del golfo

de México, teniendo salida de su producto por ductos a las costas del pacifico y

del atlántico con una capacidad de total de 2.1 millones de Toneladas anuales,

la mayor parte de su producción se entrega en ductos pero también cuenta con

instalaciones para entrega por barco, auto tanque o carro tanque.

El proceso que utiliza complejo petroquímico Cosoleacaque para la obtención de

amoníaco, es el llamado “método de reformado con vapor”, el cual es el más

empleado a nivel mundial para la producción de amoniaco y consta de las

siguientes etapas: Desulfuración, Reformación primaria y secundaria, Mutación

a alta y baja temperatura, Purificación (absorción del CO2), meta nación,

compresión, síntesis y refrigeración.

Este manual para operación ha sido preparado para asesorar al personal de

Operación de las plantas de Amoniaco, construidas para Pemex (Petróleos

Mexicanos) en Cosoleacaque, el cual consistirá en el desarrollo de un estudio

técnico de la variable nivel que integra a los lazos de control y medición de la

planta de amoniaco No. 7, con el cual está constituido por un sistema integral

SCD (Sistema de Control Distribuido) el cual permite monitorear todas las

variables y elementos que constituyen dicha planta productora.


IX

A causa de que no es posible anticipar todas las circunstancias potenciales que

pueden ocurrir durante el arranque, paro de la planta y en la operación normal,

este manual se considerará como una guía, y las condiciones que serán

estipuladas no son necesariamente patrones rígidos. Las mejores técnicas de

operación son producto de la experiencia en la operación de la planta y las

condiciones óptimas de operación nos llevarán a la más económica y ventajosa

utilización de la planta. Bajo ninguna circunstancia los operadores se desviarán

de prácticas de seguridad seguidas en la industria.

Se hablara de la variable nivel, se conocerá todo afondo de esta variable para

saber cómo funciona cada equipo que es manipulado por esta variable como lo

es la pierna de nivel, indicador de nivel de cristal, etc.

Actualmente se encuentran produciendo las plantas de amoniaco N°5, N°6, y la

N°7

Para la realización del trabajo se deben tomar en cuenta las medidas de

seguridad necesarias, tomando en consideración el tipo de producto que pasara

a través de los equipos y los posibles problemas que pudieran ocurrir.


X

Justificación

Llevar a cabo un análisis completo aplicando los conocimientos teóricos de

instrumentación, esencialmente aplicándolos en la variable nivel esta es una de

las variables que se encuentra con más frecuencia en las industrias químicas.

En muchos de los procesos se emplea el nivel, para mantener este nivel tiene

que a ver un flujo o un fluido en el proceso y con base a estos líquidos se podrá

medir el nivel de las torres que deben de mantener el fluido a un cierto nivel para

poder estar en funcionamiento.

Se analizaran los métodos de medición de nivel para tener un buen conocimiento

de ellos, al analizar estos métodos se conocerán los instrumentos que existen

para las mediciones de nivel, cual es el adecuado para medir las distintas

sustancias que maneja el complejo petroquímico cosoleacaque para la

elaboración del amoniaco, bióxido de carbono y otros productos.


XI

Generalidades

Este documento está dividido en capítulos los cuales describen los

conocimientos o procedimientos importantes que necesitamos tener en cuenta

para realizar una acción en cuanto al control de nivel.

El primer capítulo se hace una descripción general del Complejo Petroquímico

Cosoleacaque, sus antecedentes, normas y políticas que aplican a este.

El segundo capítulo se desarrolla con todos los antecedentes teóricos que se

necesitan tener para entender más a fondo como el estudio de la Planta de

Amoniaco No. 7, es vital para conocer el funcionamiento óptimo de cada

instrumento que está ligado a la planta. Este capítulo describe las etapas donde

se pueden encontrar los elementos del proceso de medición de nivel, así como

los instrumentos, herramientas y dispositivos que están involucrados.

El tercer capítulo se detalla el proceso, procedimiento y descripción de cada

elemento de instrumentación que integra a la variable nivel para toma de

acciones a falla del equipo, contiene procedimientos operativos que sirven para

dar un seguimiento de trabajo seguro y eficaz.


XII

Objetivos

General

Mantener los instrumentos de control de nivel en buen estado, como son

mecanismos de flotador, indicadores de nivel de cristal, el limnímetro, etc.,asi

como también dar mantenimiento a las válvulas de control de nivel para esto se

debe de tener el conocimiento de cada instrumento y así se le podrá dar un buen

mantenimiento y el instrumento tendrá también una buena instalación.

Especifico.

Verificar las condiciones del equipo donde se está obteniendo las

mediciones de nivel.

Retirar y desarmar válvulas de control de nivel para mantenimiento de la

misma.

Mantenimiento al equipo a utilizar.


XIII

Capítulo I

Antecedentes de la

empresa


1

1.1.-ANTECEDENTES

COMPLEJO PETROQUÍMICO COSOLEACAQUE

El Complejo Petroquímico Cosoleacaque tiene como objetivo principal la

producción de Amoniaco y Dióxido de Carbono, requeridos como materia prima

básica para la obtención de productos petroquímicos de numerosas industrias

La aplicación directa del amoniaco es empleada en los cultivos obteniendo mayor

rendimiento inversión –utilidad por hectárea. Debido a la pureza del amoniaco

producido por las plantas (99.5 %) se utiliza en la producción de explosivos.

Dentro de los usos del co2 (dióxido de carbono) se encuentra como materia

prima en la elaboración de urea, refrescos, la recuperación de crudos en pozos

agotados, hielo seco y extintor.

Los días de inicio de construcción del Complejo Petroquímico Cosoleacaque,

tuvieron fecha el 18 de marzo de 1961 siendo presidente de la República

Mexicana el Lic. Adolfo López Mateos, con ubicación en el km. 39+400 de la

carretera Costera del Golfo junto a la Ciudad de Minatitlán y a 27 km. del puerto

de Coatzacoalcos a 30 m. del nivel del mar.

Petróleos Mexicanos (PEMEX) fundó este centro, el 4 de Enero de 1962, fecha

en que entró en operación la primera planta, con una capacidad instalada de 60

mil Toneladas Anuales (T/A) de amoniaco y 66 mil T/A de anhídrido carbónico.


2

Lo anterior hizo que el consumo de amoníaco (NH3) y bióxido de carbono (CO2)

productos principales para la fabricación de fertilizante y de gas carbónico

tuvieran una demanda creciente que vino a superar los pronósticos más

optimistas, lo que obligo a incrementar la producción de amoníaco, con la

instalación de nuevas plantas

Así que fue hasta el 18 de Marzo de 1968 cuando se inaugura oficialmente el

Complejo Petroquímico Cosoleacaque al entrar en operación la planta de

Amoníaco No. II con una capacidad de 300, 000 T /A de amoníaco y en forma

sucesiva. En el transcurso de los siguientes años, fueron entrando en operación

las otras cinco plantas de amoniaco.

La planta de Amoniaco No. III empezó su operación en 1974, contando también

con una capacidad instalada de 300 mil T/A.

En 1977 empezó a producir la planta No. IV con una capacidad instalada de 449

mil T/A. Al año siguiente en 1978, arranco y produjo por primera vez la planta de

Amoniaco No. V, gemela de la anterior y también de 449 mil T/A de capacidad.

Por último, fue en 1981 cuando entraron a producir las plantas Nos. VI y VII, con

capacidad de 449 mil T/A cada una.


3

A lo largo de este camino de búsqueda de mejora continua, el Complejo se alinea

a un marco auto-regulatorio internacional y regulatorio nacional, con el fin de dar

a destacar la calidad de los propios productos, desde su etapa de adquisición de

materia prima, hasta la entrega de los productos, un ejemplo claro de estos

lineamientos son las NOM ISO 9001, ISO 14001 en conjunto con la

implementación de sistemas de administración de calidad, seguridad y

protección ambiental.

Un punto importante del lineamiento del Complejo Petroquímico Cosoleacaque

a estos marcos regulatorios, es el cumplimiento de la gestión ambiental

industrial, lo que la hace una Empresa que busca proteger el Medio Ambiente,

previniendo la generación de contaminación a partir de una producción limpia.

El objetivo principal de este centro de trabajo es el de elaborar, comercializar y

distribuir productos petroquímicos no básicos, principalmente para el sector

agrícola del país.

Los productos que se obtiene de sus plantas son el Amoniaco y el Anhídrido

Carbónico, que se utilizan como materias primas en otras industrias químicas,

tales como explosivos, fibras sintéticas y solventes entre otros; además como

producto secundario, se genera bióxido de carbono para las industrias de

fertilizantes, refresquera y química.

Hoy en día el Complejo Petroquímico Cosoleacaque. Solamente cuenta con las

Plantas de Amoniaco No 5, 6 y 7 en operación las cuales tienen la capacidad de

producir hasta 1200 ton/día cada una.


4

Actualmente cuenta con una planta de Hidrógeno y los servicios auxiliares,

encargados de generar el agua, vapor y la energía eléctrica requerida para el

funcionamiento de éste centro petroquímico.

La zona de influencia de la producción del Complejo Petroquímico

Cosoleacaque comprende:

• La vertiente del Golfo de México, teniendo como fuente de suministro al

puerto de Pajaritos, al que se llega a través de un amoniaducto y la

Terminal de amoniaco de CD. Madero, Tamaulipas.

• La vertiente del Pacífico, cuya distribución incluye el amoniaducto

Cosoleacaque - Salina Cruz y las terminales marítimas de Guaymas.

• El centro de la República, suministrado mediante auto tanques y carros

tanques.

Petroquímica Cosoleacaque, está plenamente identificada como un centro

industrial que aprovecha en forma racional, en la elaboración del amoníaco, el

gas natural proveniente del sureste del país, tanto del área de Chiapas- Tabasco,

como de la Zona de Campeche, a través del sistema de gasoductos existentes

en la región.


5

En forma adicional a la elaboración de amoníaco, el Complejo Petroquímico

Cosoleacaque cuenta con una Planta de Isomerización y Cristalización de Para

xileno con capacidad de 40 mil toneladas anuales, actualmente fuera de

operación, debido a que las plantas a las que se surtía el para xileno ya no

operan en otros centros.

La infraestructura industrial de PEMEX es de una gran dimensión: 299 campos

en producción; 4 mil 363 pozos en explotación; 164 plataformas marinas; 10

centros procesadores de gas; 6 refinerías; 9 complejos petroquímicos, Complejo

Petroquímico Cosoleacaque uno de ellos; 77 terminales de almacenamiento y

distribución de productos petrolíferos y una red de ductos de 28 mil 437

kilómetros.


6


7

1.2 Ubicación física dentro de la ciudad.

Carretera Costera del Golfo Km. 39 No. 400, Cosoleacaque, Ver. 96730

El Complejo Petroquímico Cosoleacaque S.A. se encuentra ubicado entre los

límites de los municipios de Minatitlán y Cosoleacaque, en el estado de Veracruz,

en el kilómetro 39.4 de la carretera Costera del Golfo; ocupando una superficie

de 78 hectáreas a una altura de 30 metros sobre el nivel del mar, a 27 kms. del

puerto de Coatzacoalcos, Ver. Como se muestra en la fig. 1.1

Fig.1.1 Ubicación del COMPLEJO PETROQUIMICO COSOLEACAQUE


8

1.2.1.-Zona de amortiguamiento.

Figura 1.2 Superficie y Zona de amortiguamiento del Complejo Petroquímico

Cosoleacaque

• Ocupa una extensión de 118 hectáreas.

• Entre sus instalaciones se encuentran:

Plantas de proceso:

Amoniaco 4

Amoniaco 5

Amoniaco 6

Amoniaco 7

Talleres

Servicios auxiliares

Edificios administrativos

Servicios de emergencia

Contra incendio

Servicio medico

Destacamento militar


9

1.2.2.- Distribución de departamentos del complejo petroquímico

cosoleacaque.

Departamentos, plantas de procesos y áreas específicas del complejo

petroquímico de cosoleacaque como se muestra en la fig.1.3

Figura1.3 Plano general de ubicación de Departamentos, Talleres, Plantas de Proceso

y Puntos Estratégicos.


10

1.3.-Organigrama de la empresa.

Figura 1.4 Organigrama estructural del Complejo Petroquímico Cosoleacaque


11

1.3.1.--Organigrama del taller

Figura 1.5 Organigrama de instrumentos de control del Complejo Petroquímico Cosoleacaque


12

1.4.-Giro de la empresa

Pemex petroquímica cuenta con ocho centros de trabajo que son: el complejo

petroquímico Cangrejera, el complejo petroquímico Cosoleacaque, el

complejo petroquímico Morelos, el complejo petroquímico Pajaritos, ubicados

al sur del estado de Veracruz, asimismo, el complejo petroquímico

Independencia, el complejo petroquímico Tula, el complejo petroquímico

Escolín y la unidad petroquímica Camargo, se localizan al centro y norte del

país.

Estos se dedican a la elaboración, comercialización y distribución de

productos, tales como: Acetaldehído, Amoníaco, Benceno, Etileno, Óxido de

Etileno, Glicoles, Orto xileno, Paraxileno, Propileno, Tolueno, Xilenos,

Acetronitrilo, Ácido Cianhídrico, Acrilonitrilo, Polietileno de baja y alta

densidad, Metanol y Cloruro de Vinilo, que a su vez son insumos utilizados

por diversas empresas para producir bienes tan diversos como bolsas de

plástico, textiles, cosméticos, fertilizantes, pesticidas, resinas, fibras y hules

sintéticos, solventes, jabones y detergentes, farmacéuticos, refrigerantes,

aditivos entre otros, para satisfacer la demanda del mercado nacional y una

parte del mercado Internacional. Su actividad fundamental son los procesos

petroquímicos no básicos derivados de la primera transformación del gas

natural, metano, etano, propano y naftas de Petróleos Mexicanos.

Pemex Petroquímica guarda una estrecha relación comercial con empresas

privadas nacionales dedicadas a la elaboración de plásticos, fibras y hules

sintéticos, fármacos, refrigerantes, aditivos entre otros.


13

1.5.-Misión y Visión

1.5.1.-Misión

Somos una empresa que elabora, comercializa y distribuye productos

petroquímicos selectos, en crecimiento continuo y maximizando su valor

económico, con calidad, seguridad, respeto al medio ambiente, a su entorno

social y promoviendo el desarrollo integral su personal.

1.5.2.-Visión

Ser una empresa de clase mundial, líder en el mercado, rentable, segura,

confiable y competitiva, reconocida por la calidad de sus productos; con una

arraigada cultura de servicio al cliente, respetuosa del medio ambiente,

cuidadosa de sus relaciones con la comunidad y promotora del desarrollo integral

de su personal.


14

1.5.3.-Políticas y Reglas

Petróleos mexicanos es una empresa que se distingue por el esfuerzo y el

compromiso de sus trabajadores con la seguridad, la salud en el trabajo y la

protección ambiental (SSPA).

1.5.4.- Política institucional de seguridad, de protección ambiental e

industrial.

La Seguridad, Salud en el trabajo y Protección Ambiental son valores de la más

alta prioridad para la producción, el transporte, las ventas, la calidad y los costos.

Todos los incidentes y lesiones se pueden prevenir.

La Seguridad, Salud en el trabajo y Protección Ambiental son responsabilidad de

todos y condición de empleo.

En Petróleos Mexicanos, nos comprometemos a continuar con la protección y el

mejoramiento del medio ambiente en beneficio de la comunidad.

Los trabajadores petroleros estamos convencidos de que la Seguridad, Salud en

el trabajo y Protección Ambiental son en beneficio propio y nos motivan a

participar en este esfuerzo.


15

1.5.5.-Sistema integral de gestión.

El Complejo Petroquímico de Cosoleacaque cuenta con una política de gestión,

en la cual se establecen sus intenciones globales y orientación de la organización

relativa a la calidad, a su desempeño ambiental y de seguridad, la cual se

enuncia a continuación:

1.5.6.- Política de calidad

Satisfacer los requisitos acordados con nuestros clientes, cuidando el medio

ambiente, la integridad física de las instalaciones, el desarrollo y salud del

personal, con una actuación ética transparente y de mejora continua.

Además de lo anterior nos comprometemos a:

• Cumplir con la legislación, reglamentación y disposiciones abiertas.

• Prevenir y reducir los riegos de emisiones contaminantes a la atmósfera,

agua residual y suelo.

• Controlar los impactos ambientales significativos de procesos y

productos.

• Manejar y disponer adecuadamente nuestros residuos.


16

1.5.7.-Normas de referencia.

Son las que elaboran las entidades de la Administración Pública Federal, en

aquellos casos en el que las normas mexicanas o internacionales no cubran sus

requerimientos o bien las especificaciones que contengan se consideran

inaplicables u obsoletas, cuando dichas entidades requieran adquirir, arrendar o

contratar bienes y servicios.

1.5.8.-ASIPA

El sistema de Información de Seguridad Industrial y Protección Ambiental es un

medio para responder de manera oportuna y coordinada a emergencias;

optimizar el número de reportes y su contenido, en materia de Seguridad

Industrial y Protección Ambiental.


17

1.6.-Caracterizacion del área en que participo.

El siguiente trabajo se delimito a la realización de un manual, para poder

comprender el funcionamiento de la planta de amoniaco número 7, así como su

instrumentación de control que se encuentre implicada, esto para su correcto

funcionamiento en el proceso de obtención de producto de la Planta de

Amoniaco no.7. Es importante comprender el comportamiento que puede

presentar las secciones de la planta ya que la falla del equipo puede presentar

afectaciones a la estabilidad del proceso de la planta de amoniaco No 7.

EL SCD (Sistema de Control Distribuido) se localiza en el cuarto de control

ubicado al este de la planta de amoniaco no.7, este cuarto de control se

encuentra en un bunquer a nivel de piso a prueba de explosiones. El SCD

(Sistema de Control Distribuido) es el encargado de monitorear el procesamiento

del producto para que finalmente se obtenga el amoniaco. SCD (Sistema de

Control Distribuido) está compuesto con varia instrumentación en campo que

contribuye a la constante atención debida para que la planta se encuentre

trabajando en condiciones seguras.

Principalmente hay 5 variables que están en el proceso de la planta, las cuales

son temperatura, presión, flujo, nivel y vacio, están son fundamentales para el

proceso de la planta. Estas 5 variables son manipuladas desde el cuarto de

control con un Sistema de Control Distribuido.


18

Figura 1.6. Organigrama estructural del Taller de instrumentos de control.


19

Capitulo ll

Fundamentos teóricos de

la Instrumentación de

campo.


20

2.1 PROBLEMAS A RESOLVER

Un proceso puede ser interrumpido por cualquier cantidad de razones, algunas

de las cuales están fuera de control, hasta el más mínimo detalle, cualquier falla

por pequeña que parezca, puede poner en riesgo la calidad del producto, es por

ello que los lazos de control de la variable presión deben de tener un

funcionamiento operativo óptimo.

• La verificación de los recipientes de nivel.

• Mantener en buenos estados los LG.

• Mantenimiento a las piernas de nivel.

• Instalación de indicadores de nivel en la planta.

• Verificar las tuberías de procesos.


21

2.2.-ALCANCES Y LIMITACIONES

2.2.1 Alcances

El estudio técnico de la instrumentación que comprende a los lazos de control de

la variable nivel de la planta de amoniaco número cinco del Complejo

Petroquímico Cosoleacaque es de vital importancia para garantizar la calidad e

integridad del amoniaco.

Para esto es necesario tener en cuenta la identificación mantenimiento,

calibración, instalación y verificación de dicha instrumentación, partiendo desde

el fundamento teórico de estos hasta su aplicación física en el área de operación.

2.2.2 Limitaciones

No será posible atender a todos los equipos debido a la falta de tiempo y la

extensa instrumentación con que cuenta la planta de amoniaco número cinco.


22

2.3.-Definición de la instrumentación.

1.-Una colección de instrumentos o su aplicación para el propósito de

observación, medición y control o alguna combinación de estos.

2.-Una colección de instrumentos y equipos asociados o su aplicación para el

propósito de observación, medición, señales de trasmisión, señal de conversión,

datos almacenados o algunas combinaciones de estos, o alguna combinación

de estos.

3.- Un dispositivo usado directamente para la medición y/o control de una variable. El

término incluye elementos primarios, elementos finales de control, dispositivos

computacionales y dispositivos eléctricos como anunciadores o alarmas, interruptores y

botoneras.

4.-Un dispositivo que realiza algunos análisis de muestras de fluidos para la cual una

muestra de línea es requerida y conectada.

5.- Un dispositivo para medir el valor de un atributo observable, deberá solamente indicar

el valor del atributo observado o también podrá registrar o controlar el valor.

6.-Aparatos similares requeridos para Medir, registrar y/o controlar pequeñas cantidades

de energía eléctrica en operación normal.


23

2.4.- ¿Qué es la instrumentación?

Es la aplicación de técnicas y conocimientos de ingeniería, dispositivos y mecanismos para

detectar, medir, registrar, regular y controlar ya sea una variable o un conjunto de ellas,

que puedan estar asociadas en la elaboración de un producto, la operación de una

maquina o con la operación y la seguridad de un proceso.

Es el conocimiento de la correcta aplicación de los equipos encaminados para apoyar al

usuario en la medición, regulación, observación, transformación y ofrecer seguridad, etc.,

de una variable dada en un proceso productivo.

2.5.-Instrumentos

Los instrumentos de medición y de control son relativamente complejos y su

función puede comprenderse bien si están incluidos dentro de una clasificación

adecuada. Como es lógico, pueden existir varias formas para clasificar los

instrumentos, cada una de ellas con sus propias ventajas y limitaciones. Se

considerarán dos clasificaciones básicas: la primera relacionada con la función

del instrumento y la segunda con la variable del proceso.


24

2.6.-En función del instrumento

De acuerdo con la función del instrumento, obtenemos las formas siguientes:

2.6.1.-Instrumentos de campo

Incluye los instrumentos locales situados en el proceso o en sus proximidades

(es decir, en tanques, tuberías, secadores, etc.).

2.6.2.-Instrumentos de panel

Se refiere a los instrumentos montados en paneles, armarios o pupitres situados

en salas aisladas o en zonas del proceso.

2.6.3.-En función de la variable de proceso

De acuerdo con la variable del proceso, los instrumentos se dividen en

instrumentos de caudal, nivel, presión, temperatura, densidad y peso específico,

humedad y punto de rocío, viscosidad, posición, velocidad, pH, conductividad,

frecuencia, fuerza, turbidez, etc.

Esta clasificación corresponde específicamente al tipo de las señales medidas

siendo independiente del sistema empleado en la conversión de la señal de

proceso. De este modo, un transmisor neumático de temperatura del tipo de

bulbo y capilar, es un instrumento de temperatura a pesar de que la medida se

efectúa convirtiendo las variaciones de presión del fluido que llena el bulbo y el

capilar; el aparato receptor de la señal neumática del transmisor anterior es un

instrumento de temperatura, si bien, al ser receptor neumático lo podríamos

considerar instrumento de presión, caudal, nivel o cualquier otra variable, según

fuera la señal medida por el transmisor correspondiente; un registrador

potenciométro puede ser un instrumento de temperatura, de conductividad o de


25

velocidad, según sean las señales medidas por los elementos primarios de

termopar, electrodos o dínamo.

2.7.-Código de identificación de instrumentos.

Para designar y representar los instrumentos de medición y control se emplean

normas muy variadas que a veces varían de industria en industria. Esta gran

variedad de normas y sistemas utilizados en las organizaciones industriales

indica la necesidad universal de una normalización en este campo. Varias

sociedades han dirigido sus esfuerzos en este sentido, y entre ellas se encuentra

como una de las importantes la Sociedad de Instrumentos de Estados Unidos,

ISA (Instrument Society of America) cuyas normas tienen por objeto establecer

sistemas de designación (código y símbolos) de aplicación a las industrias

químicas, petroquímicas, aire acondicionado, etc.Cada instrumento debe

identificarse con sistema de letras que lo clasifique funcionalmente. Una

identificación representativa es la siguiente: El número de letras funcionales para

un instrumento debe ser mínimo, no excediendo de cuatro. Para ello conviene:


26

DEFINICIONES Y POSICIONES PERMITIDAS EN CUALQUIER COMBINACIÓN

LETRAS

MAYÚSCULAS

1ª LETRA

VARIABLE PROCESO

2ª LETRA

TIPO DE REGISTRO

U OTRA FUNCIÓN

3ª LETRA

FUNCIÓN

ADICIONAL

A ANÁLISIS ALARMA ALARMA

C CONDUCTIVIDAD CONTROL CONTROL

D DENSIDAD

E VOLTAJE ELEMENTO

PRIMARIO

F FLUJO

G CALIBRACIÓN CRISTAL NO (MID)

H MANUAL (ACTUANTE)

I CORRIENTE

(ELECTRICA)

INDICADOR

L NIVEL LUZ (PILOTO)

M HUMEDAD

P PRESION O VACIO PUNTO (CONEXIÓN

DE PRUEBA

R RADIOACTIVIDAD REGISTRO

(REGISTRADOR)

S RAPIDEZ O

FRECUENCIA

SEGURIDAD SWITCH

T TEMPERATURA TRANSMISOR TRANSMISIÓN

V VISCOSIDAD VÁLVULA

W PESO POZO

Tabla 2.1 Letras de identificación

2.8.- Descripción de elementos más comunes.

2.8.1.-Alarma

Es un dispositivo o función que detecta la presencia de una condición anormal

por medio de una señal audible o un cambio visible discreto, o puede tratarse de

ambas señales al mismo tiempo, las cuales tienen el fin de atraer la atención.


27

2.8.2.-Controlador

Dispositivo que compara el valor de la variable controlada con un valor deseado

y ejerce automáticamente una acción de corrección de acuerdo con la

desviación.

2.8.3.-Controlador lógico programable.

Un controlador, usualmente con entradas y salidas múltiples que contiene un

programa alterable, es llamado de esta manera o comúnmente conocido como

PLC.

2.8.4.-Control proporcional.

Forma de control en la que existe una relación lineal entre el valor de la variable

controlada y la posición del elemento final de control.

2.8.5.-Control derivativo.

Forma de control en el que existe una relación lineal continúa entre la velocidad

de variación de la variable controlada y la posición del elemento final de control.

2.8.6.-Control integral.

Forma de control en la que el elemento final se mueve a una velocidad única

independiente de la desviación.


28

2.8.7.-Control de relación.

Sistema de control en el que una variable de proceso es controlada en una razón

dada con relación a otra variable.

2.8.8.-Control en cascada.

Sistema de control en el que la señal de salida de un controlador (primario) es el

punto de ajuste de otro controlador (secundario).

2.8.9.-Convertidor.

Es un dispositivo que recibe una señal estándar y la envía modificada en forma

en forma de señal de salida estándar.

2.8.10.-Sistemas de control distribuidos.

Sistema el cual, mientras es funcionalmente integrado, consiste de subsistemas

los cuales pueden ser físicamente separados y colocarse de una forma remota

unos de otros.

2.8.11.-Elemento final de control.

Dispositivo que controla directamente los valores de la variable manipulada en

un lazo de control. Generalmente el elemento final de control es una válvula de

control.


29

2.8.12.-TAG.

Secuencia de letras o dígitos, o ambos, usados para señalar un instrumento en

particular o un lazo.

2.8.13.-Instrumentación

Conjunto de dispositivos capaces de medir, registrar y/o controlar una variable

en un proceso químico.

2.8.14.-Lazo.

Combinación de uno o más instrumentos de control que señalan el paso de uno

a otro con el propósito de medir y/o controlar las variables de un proceso.

2.8.15.-Elemento primario.

Es un dispositivo que está en contacto directo con el proceso y el primero que

detecta los cambios de la variable y los transmite a un convertidor o transmisor.

2.8.16.-Proceso.

Es el conjunto de operaciones que se llevan a cabo dentro de un equipo, por

medio del mismo equipo, sin considerar a la instrumentación que es la que hace

el control o protección.

2.8.17.-Variable de proceso.

Es una condición o característica propia del mismo proceso es decir nos permite

conocer en qué condiciones se encuentra el proceso.


30

2.8.18.-Set point.

Es el punto de referencia en que debe mantenerse el valor de la variable

controlada y puede ser establecido manualmente, automáticamente o

programado. Su valor se expresa en las mismas unidades de la variable

controlada.

2.8.19.-Transductor.

Término general para un dispositivo que recibe información en forma de uno o

más cuantificadores físicos, modificadores de información, y produce una señal

de salida resultante. Dependiendo de la aplicación un transductor puede ser un

elemento primario, un transmisor un relé, un convertidor u otro dispositivo.

Porque el término transductor no es específico, su uso para aplicaciones

específicas no es recomendado.

2.8.20.-Transmisor.

Dispositivo que capta la variable de proceso a través del elemento primario y la

convierte a una señal de transmisión estándar.

2.8.21.-Válvula de control.

Es un dispositivo, el más comúnmente usado, que actúa manualmente o por sí

mismo, que directamente manipula el flujo de uno o más procesos.


31

2.9.- Clasificación de la instrumentación.

2.9.1Instrumentos ciegos

Son aquellos que no tienen indicación visible de la variable. Ejemplo.

Transmisores de flujo, presión, nivel y temperatura sin indicación, presóstatos y

termostatos. Como se observa en la fig.2.2

Fig.2.2 instrumentos ciegos.

PRESION PRESION NIVEL FLUJO

FLUJO/ TEMP NIVEL


32

2.9.2.- Instrumentos indicadores

Son aquellos que disponen de un índice y escala graduada o pantalla de

números digitales en la que puede leerse el valor de la variable como se observa

en la fig.2.3

Fig. 2.3 instrumentos indicadores

NIVEL PRESION TEMPERATURA NIVEL

FLUJO PRESION


33

2.9.3.-Instrumentos registradores.

Son aquellos que registran con un trazo continuo o a puntos la variable. Véase la fig.2.4

Fig. 2.4 instrumentos registradores

2.9.4.-Los elementos primarios o transductores.

Son los que están en contacto con la variable y utilizan o absorben energía del

mismo proceso para dar al sistema de medición una respuesta a la variación de

la variable controlada. Véase la fig.2.5

Fig. 2.6 elementos primarios y transductores

PRESION FLUJO TEMPERATURA

ESPIRAL PLACA DE ORIFIO FUELLE HELICOIDAL FLOTADOR BOURDON


34

2.9.5.-Los transmisores

Captan la variable de proceso a través del elemento primario y la transmiten a

distancia en forma de señal neumática de 3 a 15 psi, o electrónica de 4 a 20 ma.

Obsérvese el ejemplo de transmisores en la fig. 2.7

fig. 2.7 Transmisores

2.9.6.-Los controladores

Comparan el valor de la variable controlada (presión, nivel, temperatura) con un

valor deseado y ejercen una acción correctiva de acuerdo con la desviación.

Vease la fig.2.8

Fig.2.8 tipos de controladores

TEMPERATURA NIVEL FLUJO PRESION NIVEL


35

2.9.7.-Los reguladores

Son instrumentos que proporcionan en forma constante presiones reducidas

para una variedad de aplicaciones son los reguladores.fig.2.9

Fig.2.9 tipos de reguladores

2.9.8.-Los convertidores

Son instrumentos que reciben una señal de entrada, puede ser neumática (3-15

psi) o electrónica (4-20 mA c.c.) u otra procedente de un instrumento y después

de modificarla envían la resultante en forma de señal de salida estándar.

Ejemplo. Un P/I (Presión a corriente) o un I/P. (corriente a presión) véase los

diferentes tipos de convertidores en la fig. 2.10

Fig. 2.10 tipos de convertidores.


36

2.9.9.-Elemento final

(Válvulas de control): Recibe la señal del controlador y modifica el valor del

caudal del fluido o agente de control. Ejemplo. Válvula automática, neumática (3-

15 o 6-30 psi), electrónica (4-20 ma c.c), eléctrica (4-20 mA y 2-10 vac).

Obsérvese los diferentes tipos de válvula de control en la fig. 2.11.

Fig. 2.11 válvulas de control

2.10.-Variable Nivel

2.10.1.- ¿Qué es la variable Nivel?

Es una variable importante para muchas industrias y en otras es indispensable,

tales como la del papel, petróleos y amoniaco por mencionar algunas. Los

instrumentos para la medición de nivel varían en complejidad de acuerdo con su

aplicación y su dificultad.

La medición de nivel ayuda a determinar el volumen o el peso de un líquido o

solido en un recipiente.


37

El nivel es expresado directamente en unidades de altura de un líquido o solido

(pulgadas, centímetros, pies o metros). La medición de nivel es siempre limitada

por la altura del recipiente, rangos desde tan bajos como 1”, hasta varios cientos

de pies puede medirse con bastante seguridad de 1/32.

2.11.-Importancia de la Variable Nivel en Plantas y Procesos

Físicos y Químicos.

1.- Para determinar y controlar cantidad y material en procesos Químicos y

Físicos.

2.- Para mantener control en tanques de capacidad usados para suministrar un

flujo estable a través de un proceso.

3.- para determinar continuamente la cantidad de contenido en tanque de

almacenamiento para propósitos operacionales y costos.

Este tipo de mediciones y control de nivel es usado en industrias Quimicas,

petroquímicas, petróleo, papel, alimentos, textiles, tratamientos de agua y

tratamientos de desechos. También en operación de maquinaria de planta de

potencia, etc. Esto no indica que la medición de nivel es de importancia

fundamental.

Cuando se mide el nivel apropiadamente y su control es correctamente aplicado,

la cuantificación de almacenamiento y los tamaños de los recipientes pueden ser

reducidos y se puede incrementar la eficiencia de los procesos


38

En la sección correcta de un instrumento para la medición de nivel intervienen

en mayor o menor grado los siguientes factores:

Rango de medición.

Naturaleza del fluido que va a ser medido.

Condiciones de operación.

2.12.-Relación entre el flujo y el nivel en los recipientes de

procesos.

La condición para l nivel en un recipiente para que se mantenga constante es:

que la cantidad de flujo de entrada sea igual al flujo de salida. Cuando el flujo de

entrada es constante, la altura del nivel H con respecto al punto de extracción

aumentara hasta que la presión de carga desarrollada origine el flujo a través del

orificio A en una cantidad Q la cual será igual al flujo de entrada Q. (ver fig.

2.12 ).

Q

dh

∆h

Q

Orificios A

Fig. 2.12


39

Ecuación fundamental.

Q = K A √2 gH

Por lo que:

Q = Q = 0.897 C A √2 gH

Q.= velocidad del flujo de entrada en GPM

Q = velocidad del flujo de salida en GPM

C = constante de orificio.

A = área de orificios en pulgadas

g = aceleración de la gravedad, 32.2 pies/seg2.

H = altura de nivel de líquido con respecto a la parte superior del orificio de

descarga en pulgadas.

La variación del flujo de entrada o del área del orificio, permaneciendo todas las

otras variables constantes, provocan un cambio en el nivel dh. La sustitución del

orificio de abertura fija por una válvula de control constituye un procedimiento

fácil de modificar el área del orificio, el nivel disminuye hasta que, a la nueva

área, el nivel se estabiliza en un punto donde el efecto de la carga en el orificio

causa que el flujo de salida iguale al flujo de entrada.

Cuando el área del orificio se reduce, el nivel aumenta hasta que el producto

resultante de una abertura del orificio menor y efecto de carga mayor tenga un

flujo de salida igual al flujo de entrada.

2.13.-Medición del volumen del peso a partir del nivel

Es su esencia final, la medición de nivel de los líquidos, se reduce a la medición

de una posición, es decir, la posición (altura) de una superficie de líquido con

respecto a un plano de referencia. Sin embargo la medición de nivel no siempre


40

requiere que se exprese en términos de pulgadas o pies arriba del plano de

referencia, ya que, conociendo las características dimensionales y del contorno

del recipiente, puede interpretarse convenientemente en términos de volumen

de líquido contenido. La selección de las unidades para cierta medición de nivel

varía con el problema de que se trate.

Determinación del volumen.

Cuando el propósito de medir el nivel consiste en determinar el volumen del

líquido contenido en el recipiente entonces es de preferirse la medición directa

de la altura del nivel, debido a que: V = A x H

En donde: V = volumen en el recipiente en pulgadas cubicas.

A = área del recipiente en pulgadas cuadradas.

H = altura del nivel en pulgadas.

2.14.-Métodos de Medición de Nivel.

La medición de nivel se divide en dos tipos los que son:

Metodos Directos

Tubos de vidrio o Nivel

optico

Regla graduada o limnimetro

Valvula de purga

Mecanismo de flotador

Metodos Indirectos

Medidores de tipo

Hidrostaticos

Elementos tipo Desplazamiento

Sistema Electrico y Electronico


41

2.14.-Métodos directos.

2.14.1.-Nivel óptico

Este es el método más simple y usado por su sencillez y confiabilidad. Se

conecta al recipiente en forma de vasos comunicantes, estos pueden ser de gran

variedad y tamaño, pueden colocarse en casi todos los recipientes que se utilizan

en los procesos industriales y su rango de presión varía entre bajas presiones

hasta aproximadamente 180 a 200 Kg/Cm2.

El nivel de cristal consiste en un tubo de vidrio, con sus extremos conectados a

bloque metálicos y están unidos al tanque generalmente mediante válvulas, dos

de cierre de seguridad en los extremos del tubo, para impedir el escape del

líquido en caso de rotura del cristal y una de purga.

Dentro de los medidores de nivel de cristal podemos encontrar el medidor de

nivel de cristal normal y el medidor de nivel de cristal con armadura. El primero,

se emplea para presiones de hasta 7bar. Cuando las presiones son más

elevadas que 7bar, el cristal de este medidor es más grueso, de sección

rectangular y protegido por una armadura metálica. (ver fig. 2.14, 2.15) y en el

anexo (1) se muestra la medidas estándar del cristal

Fig.2.13 tipos de cristales.


42

Fig. 2.15 Se muestra como es el indicador de nivel de cristal, tambien se observan las

dos valvulas de cierre de seguridad y el cuerpo metalico del indicador

Indicador de nivel de cristal montado en campo.

Se puede obsevar todo lo antes mencionado.


43

2.14.2.-Limnimetro

Consíste en una regla de madera o perfil metálico con el cual se graba una escala

en Cms, pulgadas o metros de profundidad del líquido, esta regla se puede

colocar en el nivel óptico, en un tanque de cristal o en tanques pequeños, este

método es poco utilizado en las industria.

2.14.3.-Válvula de purga

Si se desea saber aproximadamente el nivel de un resipiente se instalan valvulas

de purga a distintos niveles de la pared de un resipiente, abriendo las valvulas

se tiene una idea aproximada del nivel del resipiente.(ver fig. )

Fig. 2.16

Este método se puede utilizar cuando no se puede colocar fácilmente

indicadores visuales osea necesario checar algún otro medio de medición

indirecto y en donde por las condiciones del proceso, las mediciones del nivel

tienen fallas frecuentes. Una gran ventaja de las válvulas de purga, es que se

pueden utilizar en tanques que trabajen altas presiones entre los 10,000

1bs/pulg2 o mayores presiones.


44

2.14.4.-Mecanismo de flotador

Los flotadores son muy utilizados en las industrias sobre todo en tanques

grandes abiertos a la atmósfera, se compone del flotador, cable y el indicador

(contra peso) que se mueve en una escala graduada siguiendo las variaciones

de nivel. El flotador puede ser de forma cuadrada o cilíndrica, puede hacerse de

cilindros (cerrados en los extremos) (ver fig.17)

Fig.2.17


45

Debido a que muchos medidores de nivel emplean flotadores como elemento

primarios, sumergidos parcialmente o totalmente, es necesario considerar el

estudio del principio del flotación para tales medidores.

El principio de arquímides etablece que la presión resultante de un fluído con un

cuerpo sumergidoen el mismo líquido, actua en dirección vertical hacia arriba y

en el centro de grabedad del fluído desplazado. Esta fuerza resultante hacia

arriba que ejerce el fluídoen el cuerpo se denomina flotabilidad o fuerza de

flotación.

2.15.-Métodos indirectos

2.15.1.-Medidores del tipo hidrostáticos

Muchos de los sistemas de nivel de líquidos, operan con el principio de medir la

carga hidrostática.

Esta carga puede definirse como el peso del líquido que existe arriba de un plano

de referencia y se expresa en diversas unidades como 1bs/pulg2, grs/Cm2 o pies

del líquido medido.

La carga es una fuerza real debida al peso del líquido y como se muestra en la

fig. 2.19 se ejerce en todas direcciones. Es independiente del volumen de

líquido implicado o de la forma del recipiente. Esto se puede expresar

matemáticamente.


46

H=

=

=

.

H= altura del líquido arriba del del plano de referencia del líquido.

P= presión debida a la carga del líquido Lbs/pulg2.

D= densidad del líquido a la temperatura de operación Lbs/pulg3.

D= densidad de agua a 60 F.

G= gravedad especifica del líquido a la temperatura de operación.

Muchos de los dispositivos vasados en el sistema de la columna hidrostática se

emplea para la medición del nivel. La presión ejercida por la columna líquida en

el punto tomado como referencia es directamente proporcional al nivel del

líquido.

Existen varios sistemas para medir la presión diferencial. El cual pude medir la

presión abajo del nivel del líquido en su toma de alta presión y con la toma de

baja tomar la presión arriba del nivel y ser la presión de referencia.

El sistema de presión diferencial se divide en:

1.- Sistema de burbujeo (de aire o cualquier gas o líquido).

2.- Sistema de sellos con líquidos o solidos pastosos.

3.- Sistema conectado directamente.

Los tres utilizan una celda de presión diferencial pero se conectan de diferente

manera y se debe tomar en cualquier situación particular en cada caso.

2.15.1.1.-Sistema de burbujeo.

Este sistema está basado en el principio de la columna hidrostática, se emplea

para medir nivel en recipientes abiertos cuando el líquido que se desea medir

tiene sólidos en suspensión o es corrosivo.

El sistema de burbujeo consiste en un tubo que se introduce en el recipiente

hasta la línea de referencia donde se desea medir el nivel y en el exterior de este

se conecta un suministro de aire o gas y también un indicador de presión o una


47

celda transmisora de nivel para tener la referencia en el tablero de control. El

suministro de aireo de gas se mide a través de un manómetro.

Para que el indicador o el trasmisor aumenten su indicación es necesario que la

presión en el sistema antes del burbujeo aumente y esto va a suceder cuando

aumenta el nivel del líquido este nivel va a actuar en contra de la salida de aire

o gas por lo que la presión aumentara hasta que la misma presión logre vencer

la columna hidrostática de nivel de líquido.

Se puede observar fácilmente lo que está pasando dentro del sistema,

observando el rotámetro y sabremos que la presión va aumentando hasta vencer

la columna hidrostática y en ese momento el rotámetro indica flujo. O sea que

para manejar equipos con sistema de burbujeo es necesario poner atención que

el rotámetro marque flujo y en esas condiciones estaremos seguros de que la

indicación de nivel es correcta. (Ver fig. 2.20).

Fig.2.20


48

2.15.1.2.-Sistema de medición de nivel diferencial.

El nivel de un líquido de un tanque abierto a la atmosfera se puede medir por

medio de un trasmisor del tipo de celda de presión diferencial. En la medición del

nivel del líquido en el tanque abierto solo se necesita de la columna y la presión

atmosférica a la conexión de alta presión (H) del trasmisor.

La conexión de baja presión de la celda de presión diferencial se deja abierta a

la atmosfera, por lo que la presión diferencial total en el instrumento es la debida

a la columna liquida solamente.

Como es el caso de los medidores que utilizan purgas de gas o aire fig. 2.20Se

recomienda que en la medición de niveles de líquidos corrosivos, o que

contengan sólidos en suspensión y con estés sistema la presión necesaria para

forzar el gas dentro del líquido del tanque en un punto bajo la superficie es una

medida del nivel del líquido.

El régimen del flujo del gas deberá ser tan pequeño que no deberá ocurrir una

apreciable caída de velocidad en la línea entre el instrumento y el externo del

tubo de burbujeo.

2.15.1.3.-Medidores de nivel de presión diferencial

En la fig.2.21 se muestra el mecanismo de fuelles de un transmisor de nivel

marca Beilley tipo LR13, el cual transmite una presión de salida neumática

proporcional al nivel medida.

fig.2.21


49

Estos indicadores y transmisores de nivel se utilizan en, domos de calderas para

medir nivel con gran seguridad y exactitud.

La unidad de medición (elemento primario) consiste de un ensamble de fuelle

con un resorte de carga el cual opera un mecanismo indicador y transmisor. El

fuelle y el resorte de carga están contenidos en un recipiente de acero adaptado

para presiones estáticas de 1500 a 3500 psi la medición de nivel es efectuada

por medio de un balance de fuerzas a través del fuelle, el nivel medido contra

una de líquido de altura constante.

Las conexiones a la unidad son arregladas de tal manera que la columna

constante (HERD) es aplicada a la parte de adentro del fuelle y la medición de

nivel es aplicada a la parte de afuera. La cámara de alta y baja presión son

conectadas a través de una válvula igualadora. La expansión del fuelle es

proporcional a la presión diferencial aplicada y es transmitida por medio de una

flecha y en un ensamble de eslabones al puntero indicador de nivel, el cual indica

el nivel medio sobre la escala y también a la palometa del mecanismo de

transmisión.

El mecanismo de transmisión consiste del ensamble tobera/palometa y de la

unida booster.

La unidad booster produce una presión de salida la cual es directamente

proporcional a la posición de la palometa y por lo tanto a la medición de nivel.

Estos medidores nivel trabajan en varios rangos de columnas de agua, entre 12

y 22”; de 18 a 26”; 26 a 39”; etc. Y los rangos de presión de salida son 3 – 15

psi, 3 – 27 psi, y su resistencia a la presión estática son de 1500 a 3500 psi.

Cualquier arreglo se puede hacer siempre y cuando se fijen las condiciones de

trabajo particulares, pidiendo al fabricante la construcción especial en este

aparato.


50

2.16.-Medidores de nivel de tipo desplazador.

El medidor de nivel de tipo desplazamiento consiste en un flotador parcialmente

sumergido en el líquido y conectado mediante un brazo a un tubo de torsión

unido rígidamente al tanque. Dentro del tubo y unido a su extremo libre se

encuentra una varilla que transmite el movimiento de giro a un transmisor exterior

del tanque. Ver fig. 2.22

Fig. 2.22

El tubo de torsión se caracteriza fundamentalmente porque el ángulo de rotación

de su extremo libre es directamente proporcional a la fuerza aplicada, es decir,

al momento ejercido por el flotador. El movimiento angular del extremo libre del

tubo de torsión es muy pequeño, del orden de los 9°. El tubo proporciona además

un cierre estanco entre el flotador y el exterior del tanque (donde se dispone el

instrumento receptor del par transmitido).


51

Según el principio de Arquímedes, el flotador sufre un empuje hacia arriba que

viene dado por la fórmula

F = S Hγg

en la que:

F = empuje del líquido

S = sección del flotador

H = altura sumergida del flotador

γ =densidad del líquido

g = 9,8 m/s2

y el momento sobre la barra de torsión es

M = (SHγg - P) l

Siendo l el brazo del tubo de torsión y P el peso del flotador.

Tal como puede verse en la expresión anterior, al aumentar el nivel, de líquido

ejerce un empuje sobre el flotador igual al volumen de la parte sumergida

multiplicada por la densidad del líquido, tendiendo a neutralizar su peso propio,

así que el esfuerzo medido por el tubo de torsión será muy pequeño. Por el

contrario, al bajar el nivel, menor parte del flotador queda sumergida, y la fuerza

de empuje hacia arriba disminuye, resultando una mayor torsión.

El instrumento puede utilizarse también en la medida de interface entre dos

líquidos inmiscibles de distinta densidad (por ejemplo, agua y aceite). En este

caso el flotador es de pequeño diámetro y de gran longitud y está totalmente

sumergido. El peso del volumen desplazado por el flotador, es decir, el empuje,

se compone entonces de dos partes, del líquido más denso en la parte inferior y

del menos denso en la superior, con una línea de separación (interface) de la

que depende el par de torsión proporcionado al transmisor exterior. En efecto, si


52

x es la zona del flotador inmersa en el líquido de mayor densidad, l es la longitud

total del flotador y γ1, γ2 son las densidades de los líquidos, resulta:

Empuje hacia arriba = F = Sx⋅ γl ⋅ g + S (1 - X) ⋅ γ2⋅ g

Se ve claramente que este empuje depende del nivel relativo de separación de

los dos líquidos y que la amplitud de medida está determinada por la diferencia

entre las densidades de los líquidos, es decir

Fmax - Fmin = Slγ1⋅ g - S lγ2 ⋅ g SI (γ1 - γ2) ⋅ g

Las dimensiones relativas del flotador (longitud y diámetro) dependerán pues de

la amplitud de medida seleccionada.

El instrumento sirve también para medir la densidad del líquido. En este caso, el

flotador está totalmente sumergido. El campo de medida de densidades es

bastante amplio, de 0,4 a 1,6.

El cuerpo del medidor puede estar montado directamente en el tanque (montaje

interno) o en un tubo vertical al lado del tanque (montaje exterior). El movimiento

del brazo de torsión puede transmitirse por medio de un eslabón a un transmisor

neumático o electrónico de equilibrio de fuerzas, o digital (sensor de efecto Hall

en el que al estar una placa o cinta de conductor o semiconductor recorrida por

una corriente, dentro de un campo magnético perpendicular, se genera una

f.e.m. perpendicular a la vez a la intensidad de la corriente y al flujo del campo

magnético), permitiendo en la conexión una compensación mecánica o digital

para el peso específico del líquido. En la figura anterior se representa un

esquema del funcionamiento.

La precisión es del orden de ± 0,5 % a ± 1 % y el intervalo de medida puede

variar de 0-300 a 0-2000 mm c de a.

El instrumento puede utilizarse en tanques abiertos y cerrados a presión o a

vacío, tiene una buena sensibilidad pero presenta el inconveniente del riesgo de

depósito de sólidos o de crecimiento de cristales en el flotador que afectan a la

precisión de la medida y es apto sólo para la medida de pequeñas diferencias de


53

nivel (2000 mm máximo estándar). La medida del nivel de interfaces requiere

flotadores de gran volumen.

2.17.-Medidores eléctricos y electrónicos.

El medidor de nivel conductivo o resistivo consiste en uno o varios electrodos y

un relé eléctrico o electrónico que es excitado cuando el líquido moja a dichos

electrodos. El líquido debe ser lo suficientemente conductor como para excitar el

circuito electrónico, y de este modo el aparato puede discriminar la separación

entre el líquido y su vapor, tal como ocurre, por ejemplo, en el nivel de agua de

una caldera de vapor. La impedancia mínima es del orden de los 20 MΩ/cm, y la

tensión de alimentación es alterna para evitar fenómenos de oxidación en las

sondas por causa del fenómeno de la electrólisis. Cuando el líquido moja los

electrodos se cierra el circuito electrónico y circula una corriente segura del orden

de los 2 mA; el relevador electrónico dispone de un temporizador de retardo que

impide su enclavamiento ante una ola del nivel del líquido o ante cualquier

perturbación momentánea o bien en su lugar se disponen dos electrodos poco

separados enclavados eléctricamente en el circuito. Ver fig. 2.23

fig. 2.23


54

El instrumento se emplea como alarma o control de nivel alto y bajo, utiliza

relevadores eléctricos para líquidos con buena conductividad y relevadores

electrónicos para líquidos con baja conductividad. Montado en grupos verticales

de 24 o más electrodos, puede complementar los típicos niveles de vidrio de las

calderas, y se presta a la transmisión del nivel a la sala de control y a la adición

de las alarmas correspondientes.

Una variante del aparato se utiliza en el control del nivel de vidrio en la fusión.

Un sistema electromecánico baja el electrodo hasta que éste entra en contacto

con la superficie del vidrio fundido que a las temperaturas de fusión es conductor.

El circuito está proyectado de tal forma que en el momento del contacto, el

electrodo queda parado y su posición marcada en un registrador, instantes

después invierte su movimiento hasta romper el contacto eléctrico y se repite

nuevamente el ciclo.

El instrumento es versátil sin partes Móviles, su campo de medida es grande con

la limitación física de la longitud de los electrodos. El líquido contenido en el

tanque debe tener un mínimo de conductividad y si su naturaleza lo exige, la

corriente debe ser baja para evitar la deterioración del producto. Por otro lado,

conviene que la sensibilidad del aparato sea ajustable para detectar la presencia

de espuma en caso necesario.

Medidor de capacidad:

El medidor de capacidad mide la capacidad del condensador formado por el

electrodo sumergido en el líquido y las paredes del tanque. La capacidad del

conjunto depende linealmente del nivel del líquido.

En fluidos no conductores se emplea un electrodo normal y la capacidad total del

sistema se compone de la del líquido, la del gas superior y la de las conexiones

superiores.


55

Fig. 2.24

En fluidos conductores (fig. 2.24) con una conductividad mínima de 100

microhmios/c.c. el electrodo está aislado usualmente con teflón interviniendo las

capacidades adicionales entre el material aislante y el electrodo en la zona del

líquido y del gas.

El circuito electrónico (puente de capacidades, alimenta el electrodo a una

frecuencia elevada, lo cual disminuye la reactancia capacitiva del conjunto y

permite aliviar en parte el inconveniente del posible recubrimiento del electrodo

por el producto.

El sistema es sencillo y apto para muchas clases de líquidos. Sin embargo, hay

que señalar que en los fluidos conductores, los sólidos o líquidos conductores

que se encuentran en suspensión o emulsión, y las burbujas de aire o de vapor

existentes, aumentan y disminuyen respectivamente la constante dieléctrica del

fluido dando lugar a un error máximo de 3 % por cada tanto por ciento de

desplazamiento volumétrico. Por otro lado, al bajar el nivel, la porción aislante

del electrodo puede quedar recubierto de líquido y la capacidad adicional que


56

ello representa da lugar a un error considerable.

La precisión de los transductores de capacidad es de -+1 %.

Se caracterizan por no tener partes móviles, son ligeros, presentan una buena

resistencia a la corrosión y son de fácil limpieza. Su campo de medida es

prácticamente ilimitado y pueden emplearse en la medida de nivel de interfases.

Tienen el inconveniente de que la temperatura puede afectar las constantes

dieléctricas (0,1 % de aumento de la constante dieléctrica/°C) y de que los

posibles contaminantes contenidos en el líquido pueden adherirse al electrodo

variando su capacidad y falseando la lectura, en particular en el caso de líquidos

conductores. El funcionamiento del sistema a una frecuencia elevada, o bien la

incorporación de un circuito detector de fase, compensan en parte este

inconveniente.

2.18.-Sistema ultrasónico de medición de nivel.

El sistema ultrasónico de medición de nivel se basa en la emisión de un impulso

ultrasónico a una superficie reflectante y la recepción del eco del mismo en un

receptor. El retardo en la captación del eco depende del nivel del tanque.

Los sensores trabajan a una frecuencia de unos 20 kHz. Estas ondas atraviesan

con cierto amortiguamiento o reflexión el medio ambiente de gases o vapores y

se reflejan en la superficie del sólido o del líquido.

En la figura 2.25 pueden verse varias disposiciones de montaje de los detectores

que se utilizan en los casos de alarmas o de indicación continua del nivel.

En las aplicaciones de alarma de nivel los sensores vibran a una frecuencia de

resonancia determinada, que se amortigua cuando el líquido los moja.


57

Fig.2.25

2.19.-El ENRAF.

Uno de los medidores importantes en el COMPLEJO PETROQUÍMICO

COSOLEACAQUE es el ENRAF el cual se encarga de medir el volumen del

amoniaco en las esferas que lo almacena.

2.17.1.-Antecedentes Históricos.

En años anteriores se ocupaban transmisores neumáticos con salida de 3 a 15

psi que median el fondo y domo de la esfera y que a su vez esa salida llegaba a

un registrador con entrada de 3 a 15 psi, donde con una gráfica circular se

reflejaba el nivel durante 24 horas.

En la actualidad, Pemex-Petroquímica ha establecido un sistema de

modernización en su instrumentación y sistemas de control existentes debido a

esto se instalaron transmisores electrónicos de nivel ENRAF-NONIUS 854 ATG

(indicador de tecnología avanzada).


58

2.19.2.-Función del Transmisor de Nivel ENRAF-NONIUS 854 ATG

La función del transmisor de nivel es obtener las mediciones más exactas

necesarias en los balances de producción, por lo que es necesario que se

aplique en los tanques de almacenamiento de amoniaco en el Complejo

Petroquímico Cosoleacaque.

2.19.3.-Principio de medición

2.19.3.1.-El principio se basa.

En la detección de variaciones en la flotabilidad de un desplazador, que está

suspendido de un alambre de medición fuerte y flexible que se almacena en un

tambor de medición con ranurado preciso.

El eje del tambor está conectado al motor de pasos a través de un acoplamiento

magnético.

El peso aparente del desplazador se mide mediante un transductor de fuerza. El

valor de salida real del transductor de fuerza se compara con un valor deseado

del peso aparente del desplazador. Si existe una diferencia entre el valor medido

y el deseado, un módulo de control avanzado de software, ajusta la posición del

motor escalonado. Como se muestra en la fig. 2.26

fig. 2.26


59

2.19.3.2.-Nivel.

Una variación del nivel del producto, en el cual el desplazador está parcialmente

sumergido, produce un cambio de flotabilidad, el cual será detectado por un

transductor de fuerza. La diferencia resultante entre el valor medido y el valor

deseado producirá una variación en la posición del motor escalonado y por

consiguiente subirá o bajara la posición del desplazador hasta que el valor

medido sea igual al valor deseado.

2.19.3.3Densidad.

Para medir la densidad relativa, el desplazador se posiciona a una altura

específica y se mide el peso aparente del desplazador. Sabiendo el volumen del

desplazador, su peso en el aire y el peso aparente medido, puede calcularse la

densidad relativa del producto en la posición del desplazador.

2.19.3.4.-Interface.

La medición de la interfaz entre dos productos se efectúa enviando una orden de

interfaz al indicador, esto hace que el procesador del motor de pasos mueva el

desplazador a una posición donde el peso aparente del desplazador coincida

con un punto de ajuste reprogramado.

2.19.3.5.- Temperatura puntual

La unidad procesadora de temperatura (TPU), está diseñada para medir

temperaturas selectivas en los tanques de almacenamiento.

La modalidad de la TPU, permite que esta tarjeta opcional se pueda instalar en

el compartimiento electrónico a prueba de explosión del indicador 877 FDI o en

el 866 hims/htg

2.19.3.6.-Alarmas.

El 854 ATG, puede ser equipado con una tarjeta especial spu-ii con dos

relevadores de alarma de salida.

Los dos relevadores montados en la tarjeta spu-ii, pueden ser usados de dos

maneras:


60

a).- Cada relevadores puede ser controlado por uno de los cuatro niveles de

alarmas, los cuales pueden ser establecidos en el programa 854. si se llega a

un nivel de alarma, el relevadores de estado de alarma, puede ser aceptado lo

cual resultara en que el relevadores se ira a un estado de “ no alarma “. El

cliente puede seleccionar el energizar o desenergizar los relevadores en caso

de una alarma o falla de medición del 854 ATG.

Cada rele puede ser establecido en forma remota el sistema de recepción o vía

el 847 PET (Terminal Portátil Enraf ).

2.19.3.7.-Salida de 4 – 20 mA

El 854 ATG está equipado con una tarjeta especial MPU. Es una tarjeta

controlada por un microprocesador proveyendo una salida análoga de 4 – 20ma

la cual representa el nivel.

La salida análoga de 4 -20 mA provee la medición con un difusor de corriente

controlado digitalmente y puede ser usado para adaptar el medidor de nivel de

la serie 854 para aplicaciones de control o monitores análogos y/o graficadores.

El circuito de salida análogo tiene un aislamiento total galvánico del medidor y

puede ser usado en aplicaciones fijas o flotantes.

2.19.3.8.-WATER SCOUT

El medidor de agua enraf 964, es un probador que mide el agua en el fondo del

tanque. El probador es conectado a una manguera flexible de acero inoxidable,

habilitado para la instalación en la cúpula del tanque.

El medidor de agua 964, es basado en el principio capacitivo y tiene salida de

señal hart. Puede ser conectado al medidor enraf con la tarjeta opcional hpu o

hsu.

La tarjeta hpu tiene una entrada hart para el medidor de agua y máximo tres

transmisores de presión y entrada para el selector de temperatura mir/mit 862.

La tarjeta hsu tiene una entrada hart para el medidor de agua y máximo tres

transmisores de presión y una entrada para medición de temperatura puntual.


61

2.19.4.-Medicion en tanques.

Medir un tanque, es el nombre genérico, para la cantidad estática de un producto

almacenado en un tanque.

Existen dos tipos de métodos de medición que son:

1).- BASADO EN VOLUMEN

En un sistema de medición basado en volumen, la cantidad es basada en la

medición de nivel – temperatura.

2).- BASADO EN MASA

En un sistema basado en masa, es utilizado, la medición de la presión

hidrostática.

Los principales motivos para medir un tanque son:

Control de inventario

Custodia y transferencia

Movimientos y operaciones

Control de fugas y reconciliación

Pero también existen diversos tipos de medición en los tanques como los

siguientes:

Medición manual

Flotador y cinta de medición

Servo operado

Radar

HTG

Radiofrecuencia

HIMS


62

2.19.4.1.-Tipos de tanques.

Tenemos tanques de almacenamiento en forma de cilindros verticales:

Atmosféricos: cúpula fija, flotante y membrana interna

Presurizados: esferas y salchichas

Criogénicos

Cavernas

2.19.4.2.-Tipos de Transmisores ENRAF

También es importante saber que tipo de transmisor podemos utilizar

Servo operado 854 ATG

servo operado 854 XTG

HTG

Radar

Optilevel

HIMS (híbrido)

2.19.4.3.-Tipos de indicadores

877

878

977


63

2.19.5.-Compartimiento electrónico del ENRAF.

Tarjeta de circuitos impresos

XPC Tarjeta de circuitos eléctricos

impresos GPS

Tarjeta de circuitos impresos

TPU Tarjeta de circuitos impresos

SPU


64

Plano trasero

Transductor de

fuerza

Motor

Candado


65

Partes Secundarias del Transmisor de Nivel :

Compartimento de conexiones

Tambor con ranurado preciso

Palpador

Cojinetes

Conexión IR (infrarrojo)

Carcasa del transmisor

CONEXIÓN IR COMPARTIMENTO DEL TAMBOR TAMBOR

CAJA DE CONEXIONES COJINETES PALPADOR


66

2.19.6.-Configuracion.

2.19.6.1.-Revision preliminar

Inspeccione la instalación

Seleccione la herramienta adecuada

Instale el desplazador, quite el candado

Cargue los parámetros: Tanque, Indicador y Usuario

Calibre por inmersión manual

Pese el desplazador

Mida el nivel y haga un TG

Realice una prueba de balance

2.19.6.2.-Instalación del tambor y desplazador

Retire la cubierta del compartimiento del tambor

Asegurase de que el eje del tambor este posicionado correctamente en el

tambor

Conecte el más pequeño de las cuatro pesas de prueba (u otra pesa

pequeña) al alambre de medición, quite la banda elástica que sujeta el

alambre de medición y pase el alambre de medición y la pesa de prueba

a través del cuello del indicador.

Inserte el tambor de medición en sus cojinetes

Verifique el juego axial libre del tambor

Empuje el tambor hacia la tapa del imán, de modo que el eje del tambor

haga contacto con la tapa del imán. Suelte el tambor. Haga vibrar

ligeramente el tambor. Ahora el tambor y el eje del tambor deben moverse

en dirección hacia UD. Mismo un min. de 1 mm y un máx. de 2.5 mm.

Quite la pesa de prueba y conecte el desplazador al alambre a través de

la escotilla de montaje. Para hacer contacto eléctrico entre el alambre de

medición y el desplazador, permitiendo así la descarga de electricidad

estática e impidiendo la pérdida del desplazador, el desplazador debe de

afianzarse al alambre de medición. Empleando un pedazo de alambre

TAMBOR


67

adicional, pase el otro extremo a través del

agujero en el extremo del gancho del

desplazador. Enrolle este extremo varias veces

alrededor del gancho. (Esto debe hacerse en el

sitio únicamente).

Cierre el compartimiento del tambor después de

la inspección y si se requiere, engrase la rosca

y el anillo en “o”.

2.19.6.3.-Trabando y destrabando la traba del motor

El motor está trabado durante el transporte para proteger el transductor de

fuerza. Después de instalar el tambor y el desplazador, el dispositivo de traba

debe destrabarse.

2.19.7.-Instalación eléctrica

2.19.7.1.-Preparación del indicador para la instalación eléctrica

2.19.7.2.-Selector de voltaje de la línea principal.

Este selector está ubicado dentro del compartimiento electrónico (en la parte

superior del plano trasero). El voltaje correcto del conducto principal se ajusta

DESPLAZADOR

Motor Trabado Motor Destrabado


68

girando el selector de voltaje a la posición aproximada. El conmutador debe

trabarse por la placa metálica con agujeros cuadrados y afianzarse con una llave

Allen.

La unidad 854 ATG funciona con un voltaje de línea principal de 110, 130, 220 o

240Vca.

Una versión especial de 65Vca/240Vca está disponible. La capacidad nominal

de potencia es de 25 VA a 50 Hz y voltaje nominal.

2.19.7.2.-Puesta a tierra

Se debe conectar correctamente a tierra la unidad 854 ATG al tanque con un

alambre de cobre trenzado de 4 mm2. También se puede usar uno de los

terminales de puesta a tierra externos.

SELECTOR DE VOLTAJE


69

2.19.7.3.-Cableado de la línea principal.

Los cables empleados para la conexión de la fuente de la línea principal deben

ser adecuados para el voltaje de suministro relevante y deben respetar los

reglamentos locales o de la compañía para ser aprobados y usarse en el área

peligrosa.

Conecte el alambre a la terminal de puesta a tierra. El tipo de instalación

determinará si se usara la terminal de puesta a tierra interno o el externo.

La CSA requiere doble puesta a tierra. En este caso se proporciona un segundo

terminal de puesta a tierra en el lado no intrínsecamente seguro del

compartimiento de terminales.

Conecte los cables de la línea principal a las terminales, tal como se indica en la

figura.

2.19.7.4.-Cables de transmisión de datos.

Conecte los cables de transmisión en serie (Bi-Phase Mark) a las terminales T -

T, tal como se indica en la figura.

Los dos alambres de las líneas de transmisión BPM pueden intercambiarse. Se

recomienda un conductor doble retorcido para la transmisión de datos. Fig. 2.27

Rmáx = 400 ohmios (bucle)

Cmáx = 1

fig.2.27

Alim. 110,1130,220,240 VAC

Salida de 4 a 20 mA

TEMPERATURA RELEVADOR 2

RELEVADOR 1

SEÑAL DE TT (TRANSMISION)


70

2.19.7.5.-PROGRAMACION DE PARAMETROS

El Enraf-Nonius 854 ATG es un instrumento multiprocesador configurable. El

instrumento puede ser totalmente programado directamente o remotamente sin

abrir el medidor.

Es recomendable utilizar un 847 PET (Terminal Portátil Enraf) para cargar los

diferentes parámetros, se conecta al 854 ATG a través de una conexión de

infrarrojos.

El 847 PET es intrínsecamente seguro y a prueba de explosión, y está

compuesto de un teclado de membrana ASCII y un display LCD.

El instrumento 854 ATG, es preprogramado en la fábrica. Solo hay unos pocos

parámetros que ajustar durante la puesta en servicio. Una vez montado el

desplazador, con todas las cubiertas cerradas y la fuente de alimentación

principal aplicada, se puede programar el indicador.

Datos del tanque y del indicador que deben cargarse:

DC, HA, HH, LA, LL, MH, ML, MZ, RL, TI, TT, UR, DA, DV, DW,

Datos definidos por el usuario que deben cargarse:

De, DF, DG, GT, L2, L3, S1, S2, S3, TA, TS, W1, W2 WM...

Tarjetas opcionales y funciones opcionales.

Las funciones opcionales, tale s como: alarmas de hardware, medición de

densidad, temperatura puntual, temperatura promedio, salida analógica, o HIMS,

requieren sus propios ajustes.


71

2.19.7.6.-Nivel de protección 1

El acceso a los ítems que no están directamente relacionados con la

medición, como la alarma de nivel alto (HA), identificador de tanque (TI),

etc., está protegido por la contraseña 1 (W1). Estos datos sólo podrán ser

modificados después de introducir la contraseña de nivel 1 correcta

W1=XXXXXX, donde XXXXXX es la contraseña de nivel 1.

La propia contraseña W1 puede protegerse frente a lectura por medio del jumper

J(A)1 de la placa XPU(-2).

2.19.7.7.-Nivel de protección 2

Todos los ítems NOVRAM que afectan a la lectura (remota) de nivel, como el

nivel de referencia (RL), la dirección de transmisión (TA), etc., está protegidos

por la contraseña 2 (W2). Estos datos sólo podrán ser modificados después de

introducir la contraseña de nivel 2 correcta W2=XXXXXX, donde XXXXXX es

la contraseña de nivel 2. Items adicionales relacionados con la medición, como

los ítems de temperatura, también pueden ser protegidos mediante la

contraseña 2.

La propia contraseña W2 puede protegerse frente a lectura por medio del

jumper J(A)2 de la placa XPU(-2). En el nivel de protección 2, los ítems que

se encuentran bajo el nivel de protección 1 también pueden ser modificados.

2.19.7.8.-El concepto ítem

Todos los parámetros, ajustes, etc., son accesibles a través de los llamados

ítems. Estos ítems tienen una abreviatura única de 2 letras, la cual permite un

acceso y una programación sencillas. En este manual, los ítems aparecen en

negrita.

Los datos almacenados en la NOVRAM se pueden proteger mediante

contraseña y con el jumper


72

DATOS DEL TANQUE Y DATOS DEL INDICADOR QUE DEBEN CARGARSE

Los datos asociados con el tanque se muestran en la figura

Orden o ítem

DC* Circunferencia del tambor (grabada en el tambor)

HA Nivel de alarma superior

HH Alarma superior alta

LA Alarma inferior

LL Alarma inferior baja

MH Conmutador limitador del motor alto

ML Conmutador limitador del motor bajo

MZ Nivel del conmutador limitador de prueba de traba

AL Nivel de referencia (a ser programado durante la calibración de

nivel)

TI Identificador del tanque

TT Nivel superior del tanque

UA Nivel de referencia superior

DA* Área del desplazador (valor implícito + O, 65000000E+O2)

DV Volumen del desplazador (valor implícito + O, 11000000E+O3)

DW Peso del desplazador (valor implícito + O.22300000E+O3)


73

NIVEL DE REFERENCIA RL

PARTE SUPERIOR DEL TANQUE TT

PUNTO DE REFERENCIA UR

NIVEL DEL CONMUTADOR LIMITADOR DELA

PRUEBA DE TRABAJA MZ

NIVEL DE ALARMA SUPERIOR

ALTO HH

NIVELDE ALARMA SUPERIOR HA

NIVELDE ALARMA INFERIOR BAJO LA

NIVELDE ALARMA INFERIOR LA

CONMUTADOR LIMITADOR

DEL MOTOR BAJO ML

PUNTO DE REFERENCIA INMERSION


74

2.20.-¿Qué es control?

Los instrumentos de control empleados en las industrias de proceso tales como

química, petroquímica, alimenticia, metalúrgica, energética, textil, papel, etc.,

tienen su propia terminología; los términos empleados definen las características

propias de medida y de control y las estáticas y dinámicas de los diversos

instrumentos utilizados: Indicadores, registradores, controladores, transmisores

y válvulas de control.

Los sistemas de control automático forman parte integral de las plantas de

procesos para el control de sus variables. Estos sistemas son tan vitales a las

plantas como lo es el sistema nervioso central, para el control de todas sus

funciones.

2.21.-Introducción al control.

Los procesos industriales exigen el control de la fabricación de los diversos

productos obtenidos. Los procesos son muy variados y abarcan muchos tipos de

productos: la fabricación de los productos derivados del petróleo, de los

productos alimenticios, la industria cerámica, las centrales generadores de

energía, la siderurgia, los tratamientos térmicos, la industria papelera, la industria

textil, etc.

En todos estos procesos es absolutamente necesario controlar y mantener

constantes algunas magnitudes, tales como la presión, el caudal, el nivel, la

temperatura, el pH, la conductividad, la velocidad, la humedad, el punto de rocío,

etcétera. Los instrumentos de medición y control permiten el mantenimiento y la

regulación de estas constantes en condiciones más idóneas que las que el propio

operador podría realizar.

En los inicios de la era industrial, el operario llevaba a cabo un control manual

de estas variables utilizando sólo instrumentos simples, manómetros,

termómetros, válvulas manuales, etc., control que era suficiente por la relativa

simplicidad de los procesos.


75

Fig. 1.1 Control manual

Sin embargo, la gradual complejidad con que éstos se han ido desarrollando ha

exigido su automatización progresiva por medio de los instrumentos de medición

y control. Estos instrumentos han ido liberando al operario de su función de

actuación física directa en la planta y al mismo tiempo, le han permitido una labor

única de supervisión y de vigilancia del proceso desde centros de control

situados en el propio proceso o bien en salas aisladas separadas; asimismo,

gracias a los instrumentos ha sido posible fabricar productos complejos en

condiciones estables de calidad y de características, condiciones que al operario

le serían imposibles o muy difíciles de conseguir, realizando exclusivamente un

control manual.

Los procesos industriales a controlar pueden dividirse ampliamente en dos

categorías: procesos continuos y procesos discontinuos. En ambos tipos, deben

mantenerse en general las variables (presión, caudal, nivel, temperatura, etc.),

bien en un valor deseado fijo, bien en un valor variable con el tiempo de acuerdo

con una relación predeterminada, o bien guardando una relación determinada

con otra variable.

El sistema de control que permite este mantenimiento de las variables puede

definirse como aquel que compara el valor de la variable o condición a controlar


76

con un valor deseado y toma una acción de corrección de acuerdo con la

desviación existente sin que el operario intervenga en absoluto.

El sistema de control exige pues, para que esta comparación y subsiguiente

corrección sean posibles, que se incluya una unidad de medida, una unidad de

control, un elemento final de control y el propio proceso. Este conjunto de

unidades forman un bucle o lazo que recibe el nombre de bucle de control. El

bucle puede ser abierto o bien cerrado.

Un ejemplo de bucle abierto es el calentamiento de agua en un tanque mediante

una resistencia eléctrica sumergida.

Un bucle cerrado representativo lo constituye la regulación de temperatura en un

intercambiador de calor.

En ambos casos se observa que existen elementos definidos como el elemento

de medida, el transmisor, el controlador, el indicador, el registrador y el

elemento final.

Fig. 1.2 Control de lazo cerrado.


77

2.22.-Lazos de control de nivel de la planta de amónico #7

2.22.1.-Reformación

120-F Tanque de separación de gas combustible a la planta, en el que se le

separan al gas de los líquidos que pueda traer, los que son mandados al drenaje

por medio de control de nivel de ese tanque, la presión es mantenida en ese

tanque por PRC-15 que toma su señal del domo (en caso de plantas 4 y 5 este

control toma señal de la salida de las cámaras de guarda).

101-F Tambor de vapor, A este tambor llega agua que bombean las 104-J/JA

después de que pasan a calentarse en el 114-C, 123-C y el serpentín de la zona

de convección esta agua llega al tambor donde se hace nivel, este nivel está

controlado por el LIC-1 que gobierna las turbinas de las 104-J’s para dar una

mayor o menor velocidad, esto hace que el flujo de agua aumente o disminuya

para mantener el nivel constante, del 101-F el agua baja de fondo a cada uno

de los gobernadores (101-CA, CB, 102-C, 103-C y caldera auxiliar) en estos

recibe calor para vaporizarse y sube al domo del 101-F de donde sale hacia la

turbina del 103-J pasando antes por el sobre calentador, a este tambor le llega

una inyección de fosfatos que vienen de la bomba 105-jl, estos fosfatos (PO_(4^=

)) le sirven para mantener los sólidos en suspensión que trae el agua para que

no se depositen. En el fondo del 101-F, el agua de alimentación trae sílice (S_1

O_2) y dependiendo de la presión del vapor puede permitir mayor o menor

cantidad en el agua (a mayor presión menor cantidad de sílice); para tener un

control de la cantidad de sílice se tienen dos purgas, la de fondo que es más

grande y se usa para bajar más rápido la cantidad de sílice en caso de vapor alto

y la purga continua que sale de la parte media del tambor para tener un drene

continuo para mantener ese sílice, estas dos purgas van a caer al tanque 156-F

a donde caen también las purgas de todos los bajantes de agua, en este tambor

ocurre un flasheo del líquido que viene del tambor, o sea, una vaporización al

caer la presión de los 105 kg/cm ^2 hasta la presión de 3.5kg/cm ^2que


78

tiene ese tambor, el vapor que se produce se saca hacia el cabezal de vapor de

baja, en tanto los líquidos van a otro tanque de flasheo donde se tira el líquido al

piso y el vapor a la atmosfera, este tambor el 156-F se puede bypassear cuando

el contenido de sílice es muy alto o cuando está muy fría el agua viene del 101-

F, la presión del vapor de alta es de 105kg/cm ^2y la temperatura de 315°C.

LIC-33 Control de nivel del tambor 120-F, los líquidos de este tambor son

drenados al piso por acción de este control.

LC-25 Control de nivel de agua de la chaqueta del 103-D y 107-D, esta agua

viene en arranque inicial de las bombas 2014 y en operación normal de la línea

de condensado, el agua entra en la parte inferior del 103-D y sirve para mantener

la temperatura del metal de la pared a 100°C.

LIC-1 Control de nivel 101-F, este control actúa sobre el gobernador de las

bombas 104-J o JA, mantiene el nivel de ese tambor admitiendo más o menos

vapor según el caso, esto hace que el flujo de agua al 101-F aumente o

disminuya para mantener el nivel de ese tambor, cuenta también con una alarma

por bajo nivel que actúa sobre la solenoide de las válvulas de contener mayor

flujo para recuperar el nivel.

102-F Tambor de separación liquido – gas. Aquí se le separan al gas del proceso

los líquidos que se condensan por efecto del enfriamiento que se tuvo en los

105-CA y 105-CB, este líquido es separado en la pete inferior de los gases salen

rumbo al 106-C por la parte superior en donde también serán separados los

líquidos que fueran condensados por ese enfriamiento, los gases salen por la

parte superior y van al 101-E, Los líquidos separados son mandados a control

de nivel (parte superior LC-30 y parte inferior LC-3):

Rumbo al plato de lavado de la agotadora controlados por el FIC-16, en

las plantas 4 y 5.

y en las plantas 6 y 7 esos líquidos son mandados a la torre regeneradora

de condensado (103-E).

De la parte inferior del tambor también toma n succión las bombas 119-

J/JA que son las bombas de condensado al quencheo controladas por


79

MIC-15, estas dos bombas son eléctricas por lo que en caso de falla de

luz se tiene una línea de agua al serpentín de calentamiento y llega a las

descargas de la bombas 119-J/JA, en las plantas 6 y 7 también se tiene

una salida de ese mismo tambor inferior y que va al plato de lavado de la

agotadora juntándose después de la FIC-16, para en caso de que las

bombas 110-J/JA no operen

2.22.2.-Purificacion.

105-CA/CB Cambiadores de calor, estos aprovechan el calor que traen los

gases para el calentamiento de la solución del fondeo de la torre agotadora (Re-

hervidor de fondos), la bajan la temperatura a los gases de 180°C a 126°C, la

solución del fondo de la torre agotadora solo recibe ese calor para hervirse y

evaporar algo de agua.

101-E Torre Absorbedora. La función de esta torre es quitarle el CO _2 que

traen los gases mediante una solución de carbonato de potasio. La presión de la

torre es de 28 Kg/cm ^2, y la temperatura de entrada del gas es 93°C y el %

de CO _2 es de ±18%. La solución de carbonato le llega en dos corrientes,

la solución pobre llega al domo de la torre absorbedora y la solución semipobre

que le llega a la parte media, los gases entran por abajo y salen por la parte

superior con un % de CO _2 de ±0.1; en tanto la solución rica cae al fondo

donde se manda a través del control de nivel de la torre LIC-4 a la agotadora.


80

LC-3/30 Control de nivel de los tambores del 102-F (LC-3 del inferior y LC-30 del

superior), estas dos válvulas mandan el condensado que le fue separado a los

gases, este condensado se formó debido al enfriamiento que le dieron en los

105-CA/CB; y 106-C. en el caso de las plantas 4 y5 este condensado se le

manda el plato de lavado que está en el domo de la agotadora, controlado por

FIC-16, en el caso de las 6 y7, este condensado se manda a la torre

regeneradora de condensado 103-E, donde le quitan los gases disueltos.

LC-5 Control de nivel del tanque de separación 103-F estos líquidos son los

posibles arrastres de solución que pueda llevar el gas que fueron separados.

Estos líquidos son solución catarb y drenados a la fosa nuevamente.

LIC-4 Control de nivel de la absorbedora, actúa sobre tres válvulas: A, que da

paso a la solución a la turbina hidráulica, B que actúa sobre una válvula que baja

la presión de la solución esta válvula es la que controla cuando sube o baja el

nivel ya que la válvula “A” por lo general está toda abierta. La válvula “C” abre a

disparo de la turbina hidráulica para darle paso a la solución que pasa por la

válvula “A”.

LIC-34 LIC-35 Control de nivel del tanque 113-F, este control actúa sobre

la válvula en la descarga de las bombas 110-JS mandando esa agua al drenaje

cuando el nivel está alto. Se tiene otra válvula de control en la línea de succión

de esas bombas que también abren para mandar al piso.

LIC-8 Control de nivel del 104-F. mantiene el nivel en ese tambor mandando los

líquidos ya sea hacia el plato de lavado (plantas 4y5) o hacia la torre

regeneradora de condensado (ptas. 6 y 7).

LC-10 Control de nivel del 142-F. mantiene el nivel del 142-F mandando los

líquidos al drenaje, evitando que aumente su nivel.


81

LC-11 Control de nivel de 105-F. controla el nivel de ese tambor mandando los

líquidos que le separo al gas hacia el drenaje.

LIC-12 Control de nivel de 107-F. este control mantiene el nivel de ese tambor

mandando líquidos de NH _3 hacia el 112-F, a través de la válvula para

mantener el nivel del tanque estable, este líquido llena a -33°C y a 17Kg/cm

^2 de presión.

LIC-13 Control de nivel de 106-F. Esta válvula controla el nivel de ese tambor

mandando los líquidos de amoniaco que le son separados al gas de síntesis

después de condensarse, este control los manda al 107-F.

LC-14 Control de nivel de NH _3 líquido del 108-F. este nivel es mantenido

por el instrumento mandando el exceso de líquido al 107-F para mantener el nivel

evitando posibles arrastres en caso de alto nivel, y evitar que se pueda pasar al

107-F y que se presione demasiado en caso de que se vacié ese tambor, esos

líquidos son condensados al gas de purga y aquí se le separan en el 108-F.

2.22.4.-Refigeracion.

LC-15 Control de nivel del tanque 109-F. mantiene el nivel de ese tambor

mandando líquidos de amoniaco al 110-F para tener nivel en ese tambor, al

pasar la válvula estos líquidos suben una caída de presión de 16 a 17 Kg/cm

^2 por lo que se tiene como resultado que la temperatura baje de 40°C a 20°C.

LC-16 Control de nivel del 110-F. Mantiene el nivel de ese tambor pasando

líquidos de él hacia el 141-F, estos líquidos al llegar al 111-F tienen una

temperatura de 0°c y una presión de 3.5Kg/cm ^2.


82

LC-17 Control de nivel del 141-F. Mantiene el nivel en este tambor mediante el

paso de líquido de este tambor hacia el 111-F, al pasar éste líquido la presión de

él cae de 3.5 a 1.1Kg/cm ^2 y la temperatura hasta -18°C en 111-F

LC-18 Control de nivel del 141-F. mantiene el nivel de líquidos en este tambor

mediante el paso de estos a través de la válvula al 112-F, al pasar esta válvula

la presión y temperatura baja a 0.014Kg/cm ^2 y-33°C.

LC-19 Control de nivel en 112-F. mantiene el nivel del 112-F controlando la salida

de líquidos de NH _3 como producto frio, esta válvula está sobre la descarga

de las bombas 109-J/JA regulando el flujo de amoniaco.


83

Capitulo lll Manual operativo de

control


84

3.1.-Procedimiento para Calibración de Alarmas de Nivel

Equipo

•••• Multímetro Digital FLUKE 187.

Calibración en campo

1. Identificar la ubicación física del dispositivo de nivel y con la orden de

trabajo solicite al personal de operación que lo entregue físicamente en

campo, bloqueado y purgado.(ver fig. 3.1 y 3.2)

Fig.3.1 identificación de alarma de nivel fig.3.2 alarma bloqueada y purga


85

2.-Inspeccionar físicamente la varilla del desplazador.(ver fig. 3.3)

Figura 3.3 Varilla del desplazador

3.-Inspeccionar, limpiar y lubricar el mecanismo-base del micro interruptor o

capsula de mercurio. Limpiar las terminales y la tablilla de conexión del mismo.

4.-Verificar físicamente el micro interruptor, si tiene algún daño, proceder a

sustituirlo por otro. ( ver Fig.3.4)

Figura3.4 Verificación con multímetro el micro interruptor


86

5.-Conectar el multímetro digital marca FLUKE 187 a las terminales del

interruptor.(ver fig.3.5)

Figura3.5 Conexión del multímetro al interruptor

6.-Hacer nivel en la pierna hasta el punto donde se requiera la actuación del

interruptor, instalando el arreglo / simulador de nivel en la toma inferior de la

pierna, evitando la presencia de fugas.(ver. Fig. 3.6)

Figura 3.6 Checar actuación de la alarma de nivel


87

7.-Verificar en el multímetro digital el cambio de estado del micro interruptor, si

se requiere, ajuste la altura del mecanismo base.

8.-Repetir los pasos 6 y 7 hasta que la actuación sea la adecuada y no se

requiera ajuste del mecanismo base.

9.-Desacoplar el arreglo / simulador de nivel en la toma inferior de la pierna del

dispositivo de nivel.

10.-Colocar una marca en la pierna de nivel indicando la actuación, y

posteriormente sacar el porcentaje de actuación apoyándose del LG.(ver fig.

3.7)

Figura 3.7 Marca de actuación en la pierna de nivel y LG


88

11.-Solicitar al personal de operación que cierre la válvula de purga y que abra

la toma de proceso del dispositivo de protección. Verifique la condición del mico

interruptor con el multímetro digital.

12.-Colocar la tapa y entregar el dispositivo a operación.

3.2.-Procedimiento para dar mantenimiento a Indicadores de

Nivel (LG)

1.-Tomar en cuenta lo siguiente para la entrega de este instrumento:

Esta actividad se debe realizar amparada con un permiso para trabajo con

posibilidad de fuga de producto (ASIPA-4) y trabajo de altura (ASIPA-5).

2.-Operación debe entregar el Indicador de Nivel (LG) con las tomas

debidamente bloqueadas (alta y baja), así como la purga abierta para mantenerlo

despresionado.

3.- Quitar el tapón que se encuentra en la parte superior de Indicador de Nivel

(LG) utilizando equipo de protección personal para manejo de producto

corrosivo, haciéndolo con mucho cuidado para evitar derrames del producto en

caso de que haya quedado entrampado.

4.- Vertir agua por la parte superior del Indicador de Nivel (LG) una vez purgado

para desalojar residuos de sosa y acido por la purga.


89

5.-Cerrar la purga y proceda a llenar con agua y jabón el Indicador de Nivel (LG)

por la parte superior donde se quitó el tapón, introducir por el mismo un

escobillón de cerda para deslizarlo en su interior de arriba hacia abajo, hasta que

se observe que los cristales se encuentren limpios, haciendo esto con mucho

cuidado para no salpicarse con los residuos del producto corrosivo.

6.- Purgar el Indicador de Nivel (LG) abriendo la válvula de purga y enjuague con

abundante agua hasta que se eliminen todos los residuos.

7.- Finalmente, colocar el tapón en la parte superior del Indicador de Nivel (LG)

y cierre la válvula de purga. Si es necesario se dará mantenimiento de pintura y

se procederá a entregar el Indicador de Nivel (LG) a operación para que este a

su vez se alinea la toma de baja y alta para que ponga el mismo en operación.

8.-En taller de instrumentos se desensambla el LG, se quitan los tornillos,

abrazaderas, cristales. Ver fig.3.8, 3.8.1, 3.8.2, 3.8.4,)

Figura 3.8Abrazaderas del LG Figura 3.8.1Cuerpo del LG


90

Figura 3.8.3 Cristal

Figura 3.8.4 tubo del cuerpo del LG

9.-Lijar todas las piezas, para quitar la corrosión. ver fig.3.8.5, 3.8.6

Figura 3.8.5 Purga del LG y Válvula de suministro


91

Figura 3.8.6 Mantenimiento al cuerpo del LG

10.-Despegar las juntas viejas y hacer nuevas. Ver fig. 3.8.7

Figura 3.8.7 Juntas


92

11.-Ensamblar todas las partes, Hacerle la prueba de hermeticidad

suministrándole aire (7 kg/cm2) y rociar agua de jabón para verificar si hay fugas.

Ver fig. 3.8.8

Figura 3.8.8 Medidor indicador de nivel

12.-Después de verificar que no tenga fugas, se pinta con el antioxidante y

posteriormente la pintura que debe llevar. Ver fig. 3.8.9

Figura 3.8.9 Mantenimiento al indicador de nivel


93

3.3.-Procedimiento para desmontaje de actuador

1.-Operación debe entregar la válvula automática bloqueada y con línea des

presionada.

2.-“Corra” localmente la válvula de 2 a 3 veces antes de proceder a desarmarla,

esto es para evitar que pueda quedar producto entrampado, así como para

verificar las condiciones actuales de la misma.

3.-Con la válvula automática posicionada en un 50% de abertura, desacople el

vástago del actuador del vástago del tapón.

4.-Retire la señal del 50% y bloquee el suministro de aire.

5.-Desconecte las líneas de tubing, así como la señal de 4-20 mA (si la válvula

es operada con esta señal). Véase la fig. 3.9

Figura 3.9 Válvula


94

6.-Marque teniendo cuidado, con un cincel y martillo las partes de acoplamiento

para asegurarnos que quede en la misma posición. Actuador-bonete..

7.-Afloje y quite con un botador y martillo la tuerca de apriete (collarín) que

sujeta al actuador con el bonete de la válvula. Como se observa en la fig. 3.9.1

Figura 3.9.1 Retiro de collarín que sujeta al actuador


95

8.-Retire con precaución el actuador. Ver fig. (3.9.2, 3.9.3)

Figura 3.9.2 Colocación del diferencial

Figura 3.9.3 Retiro del Actuador


96

9.-Después de retirado el actuador, evitando dañar el tapón, la rosca del vástago,

y el del anillo de asiento. Fig. 3.9.4

Figura 3.9.4 Cuerpo de la válvula bonete y tapón

10.-Inspeccione el estado físico de los interiores, si todo se encuentra en

condiciones aceptables, arme nuevamente la válvula. En caso contrario,

comuníquelo a su mando inmediato superior para que se lleve a rectificar lo que

requiera de ello.

11.-Transportar el actuador al taller de instrumentos de control para darle

mantenimiento. fig.3.9.5

Figura 3.9.5 Maniobras para transportar actuador a taller de instrumentos


97

Conclusión

El estudio de la variable nivel es necesario para mantener la calidad en el

proceso del amoniaco y para dicho trabajo un ingeniero es uno de los más

importantes ya que debe ser capaz de resolver un problema de forma eficiente y

en tiempo mínimo, tener un conocimiento general de todos los aspectos que

involucren el trabajo y un conocimiento específico de las labores que

desempeñara, debe tener una capacidad de decisión acertada y lo más

importante es que debe ser capaz de dar soporte y seguridad a todo el personal

que lo requiera.

En la finalización de este trabajo se adquieren conocimientos de todo lo que

implica una rehabilitación del sistema de la variable nivel, desde proponerlo hasta

su finalización, gracias a las actividades realizadas: identificación,

mantenimiento, calibración, instalación y verificación de la instrumentación de

medición y control, se logró realizar el estudio técnico más importantes de la

planta de amoniaco número siete y así exponer la relevancia que tienen estos

para generar un producto de calidad como lo exige el mundo y el que se genera

actualmente.


98

Anexos Anexo 1


99

Anexo 2 plano del área de refrigeración


100

Anexo 3 planos de desulfurizacion.


101

Anexo 4 planos de Área de Compresoras.


102

Anexo 5 planos de Área de Reformación.


103

Recomendaciones

Utilizar el equipo de seguridad

• Casco con barboquejo.

• Lentes contra impacto.

• Tapones auditivos.

• Zapatos industriales.

• Ropa de trabajo.

Utilizar la herramienta adecuada para que no ocurra ningún accidente.

Evitar distracciones en el área de trabajo.

No portar celular en la empresa.

Seguir el procedimiento de la orden de trabajo.

Verificar el estado en el que se encuentra el equipo antes de iniciar algún trabajo.


104

Bibliografías

CURSO OPERARIO ESPECIALISTA INSTRUMENTISTA

Medición de Vibración

Instructor: Cesar Jara Fonseca

INSTRUMENTACIÓN INDUSTRIAL.

Antonio Creuss Solé

Ed. Alfaomega marcombo

6ª.Edición, 1997

CONTROL AUTOMÁTICO DE PROCESOS TEORÍA Y PRÁCTICA

Armando B. Corripio

Ed. Limusa

INGENIERIA DE CONTROL AUTOMATICO

INSTRUMENTACION INDUSTRIAL

Ing. Quim. Jose Nacif Narchi

Trabajo Termindo Angel m. r[1]

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