MantenimientoDeltaV

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Instituto Tecnológico de Ciudad MaderoDepartamento de Ingeniería Eléctrica y ElectrónicaReporte de Residencias Profesionales

Mantenimiento Preventivo alSistema de Control DeltaV de la

Central Termoeléctrica AltamiraComisión Federal de ElectricidadCentral Termoeléctrica Altamira

Periodo de Inicio y Terminación:13 de Marzo del 2012 – 13 de Julio del 2012

Nombre del Alumno:Aristeo Barrios Rivera

Número de Control:07071150

Nombre del Asesor Externo:Ing. Gabriel Sotelo Domínguez

Supervisor Técnico I del Departamento de Instrumentación y Control

Nombre del Asesor Interno:

Ing. Servando Liñán ÁvilaCalificación Obtenida:

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Nombre del Revisor:Ing. Javier León Hernández

Ciudad Madero; Tamaulipas a 20 de Julio del 2012


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ÍNDICE.

Presentación……………………………………………………………………………………………………………

Introducción……………………………………………………………………………………………………………

Capitulo 1.Comisión Federal de Electricidad…………………………………………………………….. 1.1 Misión………………………………………………………………………………………………….. 1.2 Visión…………………………………………………………………………………………………… 1.3 Central Termoeléctrica Altamira…………………………………………………………….. 1.4 Departamento de Instrumentación y Control…………………………………………..

Capitulo 2. Proceso de la Central Termoeléctrica Altamira…………………………………………. 2.1 Ciclo Agua Vapor de la Central Termoeléctrica Altamira………………………….. 2.2 Transformación de la Energía…………………………………………………………………

Capitulo 3.Justificación…………………………………………………………………………………………… 3.1 Objetivo General…………………………………………………………………………………….

3.2 Objetivos Específicos…………………………………………………………………………….. Capitulo 4. Variables medidas con el Sistema de Control DeltaV………………………………..

4.1 Nivel…………………………………………………………………………………………………….. 4.2 Flujo……………………………………………………………………………………………………… 4.3 Conductividad……………………………………………………………………………………….. 4.4 Potencial de Hidrogeno………………………………………………………………………….

Capitulo 5. Protocolo de Comunicación Fieldbus……………………………………………………….. 5.1 Introducción…………………………………………………………………………………………..

5.1.1 Generalidades………………………………………………………………………. 5.1.2 Ventajas……………………………………………………………………………….. 5.1.3 Estándar establecido……………………………………………………………..

5.1.4 Interoperabilidad…………………………………………………………………… 5.1.5 Control de Procesos seguro y eficiente…………………………………… 5.2 Conceptos de red de Fieldbus……………………………………………………………….. 5.3 Configuración de Fieldbus……………………………………………………………………… 5.4 Señales Fieldbus…………………………………………………………………………………… 5.5 AlimentaciónFieldbus……………………………………………………………………………

Capitulo 6. Sistema de Control Distribuido………………………………………………………………… 6.1 Definición de Sistema Control Distribuido………………………………………………. 6.2 Niveles de un Sistema de Control Distribuido…………………………………………. 6.3 Elementos requeridos por Nivel………………………………………………………………

6.3.1 Nivel 1: Módulos de Entradas y Salidas, Sensores,Transmisores y Actuadores……………………………………………………………..

6.3.2 Nivel 2: Controladores Lógicos Programables yComunicaciones…………………………………………………………………………….. 6.3.3 Nivel 3: Interfaz Humano-Maquina…………………………………………. 6.3.4 Nivel 4: Dirección de Producción…………………………………………….

6.4 Sistema de Control Distribuido Emerson DeltaV……………………………………... 6.4.1 Introducción………………………………………………………………………….. 6.4.2 Arquitectura del Sistema de Control DeltaV……………………………..

Capitulo 7. Sistema de Control DeltaV de la Central Termoeléctrica Altamira……………… 7.1 Características Generales……………………………………………………………………… 7.2 Torres de Enfriamiento………………………………………………………………………….. 7.3 Clarificador…………………………………………………………………………………………… 7.4 Tanques de Agua Desmineralizada, Agua de Condensado, Acido y Sosa…..

Conclusiones…………………………………………………………………………………………………………

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Introducción.

Los instrumentos de control están universalmente aceptados. Hoy en día es

inimaginable la existencia de una industria moderna sin instrumentos. Y,aunque existiera, las necesidades que crea el mercado de obtener productosterminados con las garantías de calidad exigidas y en la cantidad suficientepara que el precio obtenido sea competitivo, forzarían a modificar estahipotética industria, incluyendo en la transformación subsiguiente laautomatización del proceso mediante los instrumentos de medición y control.

En la industria se presenta repetidamente la necesidad de conocer y entenderel funcionamiento de los instrumentos y el papel que juegan dentro delcontrol del proceso. Así le ocurre al jefe o al operador del proceso, alproyectista y a su ingeniería, al estudiante y a cualquier persona que estérelacionada o vaya a relacionarse con el proceso, sin mencionar como eslógico al instrumentista o al técnico en instrumentos para quienes el tema esla esencia de su profesión.

El Sistema de Control DeltaV de la Central Termoeléctrica Altamira es elencargado de monitorear las variables de Nivel, Conductividad, Flujo yPotencial de Hidrogeno (pH) de las Torres de Enfriamiento, Clarificador,Tanques de Agua Desmineralizada, Tanques de Condensado, Tanques deSosa Caustica y Tanques de Acido Sulfúrico.


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Capitulo 1. Comisión Federal de Electricidad.

La Comisión Federal de Electricidad es una empresa del gobierno mexicano

que genera, transmite, distribuye y comercializa energía eléctrica para más de35.4 millones de clientes, lo que representa a más de 100 millones dehabitantes, e incorpora anualmente más de un millón de clientes nuevos.

La infraestructura para generar la energía eléctrica está compuesta por 210centrales generadoras, con una capacidad instalada de 52,512 Megawatt(MW), incluyendo productores independientes con 22 centrales y 32 centrales

de la extinta Luz y Fuerza.

El 22.67% de la capacidad instalada corresponde a 22 centrales construidascon capital privado por los Productores Independientes de Energía (PIE).

En la CFE se produce la energía eléctrica utilizando diferentes tecnologías ydiferentes fuentes de energético primario. Tiene centrales termoeléctricas,hidroeléctricas, carboeléctricas, geotermoeléctricas, eoloeléctricas y unanucleoeléctrica.

Para conducir la electricidad desde las centrales de generación hasta eldomicilio de cada uno de sus clientes, la CFE tiene más de 758 mil kilómetrosde líneas de transmisión y de distribución.

Al cierre de 2011, el suministro de energía eléctrica llegó a mas de 190 millocalidades (190,655 rurales y 3,744 urbanas) y el 97.61% de la población

utiliza la electricidad.

En los últimos diez años se han instalado 42 mil módulos solares enpequeñas comunidades muy alejadas de los grandes centros de población.Esta será la tecnología de mayor aplicación en el futuro para aquellascomunidades que aún no cuentan con electricidad.


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En cuanto al volumen de ventas totales, 99% lo constituyen las ventasdirectas al público y el 1% restante se exporta.

Si bien el sector doméstico agrupa 88.39% de los clientes, sus ventasrepresentan 25.76% del total de ventas al público. Una situación inversaocurre en el sector industrial, donde menos de 1% de los clientes representamás de la mitad de las ventas.

La CFE es también la entidad del gobierno federal encargada de la planeacióndel sistema eléctrico nacional, la cual es plasmada en el Programa de Obras e

Inversiones del Sector Eléctrico (POISE), que describe la evolución delmercado eléctrico, así como la expansión de la capacidad de generación ytransmisión para satisfacer la demanda en los próximos diez años, y seactualiza anualmente.

El compromiso de la empresa es ofrecer servicios de excelencia, garantizandoaltos índices de calidad en todos sus procesos, al nivel de las mejoresempresas eléctricas del mundo.

CFE es un organismo público descentralizado, con personalidad jurídica ypatrimonio propio.

Fue fundada el 14 de agosto de 1937 por el Gobierno Federal y sus primerosproyectos se realizaron en Teloloapan, Guerrero; Pátzcuaro, Michoacán;Suchiate y Xía, en Oaxaca, y Ures y Altar, en Sonora.

La CFE abastece cerca de 26.9 millones de clientes e incorpora anualmentemás de un millón. Desde octubre de 2009, se hace cargo de las operacionesde la compañía Luz y Fuerza del Centro. Cabe destacar que está es laempresa más grande del sector eléctrico de Latinoamérica. Asimismo espropietaria de la única central nucleoeléctrica existente en el país, la CentralNuclear de Laguna Verde ubicada en el estado de Veracruz, misma que usa

dos reactores de tipo BWR construidos por General Electric.


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Antes de su fundación, el suministro eléctrico era proporcionado por trescompañías privadas, The Mexican Light and Power Company, en el centro; el

consorcio The American and Foreign Power Company, con tres sistemasinterconectados en el norte y, la Compañía Eléctrica de Chapala, en eloccidente de México.

Para 1937, México tenía 18.3 millones de habitantes de los cuales, solo sietemillones de mexicanos contaban con suministro eléctrico que eraproporcionado con serias dificultades, por lo que las interrupciones de

electricidad eran constantes y las tarifas muy elevadas. Además, lasempresas encargadas del suministro no permitían el desarrollo del paísporque únicamente se enfocaban a los mercados urbanos más redituables,dejando a un lado las poblaciones rurales.

Por ello, el 14 de agosto de 1937, se creó la Comisión Federal de Electricidad,teniendo como objeto un sistema nacional de generación, transmisión ydistribución de electricidad, basado en principios técnicos y económicos, sinfines de lucro y con un costo mínimo en beneficio de los intereses generales.El 27 de septiembre de 1960, el Presidente Adolfo López Mateos, concluye lanacionalización de la industria eléctrica, y se establece en el sexto párrafo delartículo 27 constitucional la exclusividad de la nación de generar, conducir,transformar, distribuir y abastecer energía para la prestación del serviciopúblico.

1.1 Misión.

Prestar el servicio público de energía eléctrica con criterios de suficiencia,competitividad y sustentabilidad, comprometidos con la satisfacción de losclientes, con el desarrollo del país y con la preservación del medio ambiente.


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1.2 Visión.

Ser una empresa de energía, de las mejores en el sector eléctrico a nivel

mundial, con presencia internacional, fortaleza financiera e ingresosadicionales por servicios relacionados con su capital intelectual einfraestructura física y comercial.

Una empresa reconocida por su atención al cliente, competitividad,transparencia, calidad en el servicio, capacidad de su personal, vanguardiatecnológica y aplicación de criterios de desarrollo sustentable.

1.3 Central Termoeléctrica Altamira.

La Central Termoeléctrica Altamira contiene dentro de su instalación cuatrounidades con capacidades de 300 MW para 3 y 4 y 158 MW en 1 y 2. Cadauna consiste en generadores de vapor diseñados para quemar gas y aceitecombustible, incluido el diesel para unidades 1 y 2, y turbogenerador conrecalentamiento.

La Central está diseñada como una construcción tipo intemperie para losgeneradores de vapor, e interior para los turbogeneradores. Se cuenta para elenfriamiento de condensadores, con agua proveniente de torres deenfriamiento que son alimentadas con agua de la Laguna de Champayán.

El agua de repuesto para la caldera es suministrada independientemente deuna obra de toma localizada a bordo del Río Tamesí.

La transmisión de energía se inicia en la subestación a través de buses de400, 230, y 115 KV, con arreglo en doble bus y doble interruptor, de ahí seintegra el sistema interconectado Nacional.

Esta Central se encuentra localizada aproximadamente a 30 km, al Noroeste

de la Ciudad de Tampico con una altitud sobre el nivel del mar de 18 metros.


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La comunicación terrestre de Tampico a la Central se facilita a través decarretera con un recorrido de 41 km y por ferrocarril por medio de un accesopor el lado Oeste Central, que conecta con la vía Monterrey.

La capacidad total instalada de la Central es de 916 MW.

La entrada de operación comercial de la unidad número 1 fue el día 19 deMayo de 1976. En forma escalonada el resto de las unidades de la Central seintegraron a la operación comercial como sigue: la unidad número 2 el día 26de Septiembre de 1976, la unidad número 3 el día 8 de Agosto de 1978 y la

unidad número 4 el día 26 de Septiembre de 1978.

Figura 1.3.1 Ubicación de la Central Termoeléctrica Altamira.


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Figura 1.3.2 Organigrama de la Central Termoeléctrica Altamira.

1.4 Departamento de Instrumentación y Control de la Central Termoeléctrica

de Altamira.

El Departamento donde desarrollare el proyecto de Residencias Profesionales

será en el Departamento de Instrumentación y Control el cual realiza serviciosde supervisión, inspección y asesoría en el área de instrumentación y controlde procesos para optimizar la seguridad y eficiencia operativa con programasespecíficos de inspección y supervisión durante las etapas de diseño,

fabricación, construcción, puesta en servicio, operación y mantenimiento.


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Capitulo 2. Proceso de la Central Termoeléctrica Altamira.

2.1 Ciclo Agua Vapor de la Central Termoeléctrica Altamira.

El ciclo inicia en el condensador donde se colecta el agua producto de lacondensación del vapor de escape de la Turbina y se repone el aguadesmineralizada consumida o perdida. De este lugar el agua es succionadapor bombas de tipo pozo profundo denominadas de condensado que dan lapresión necesaria al agua para el paso a través de intercambiadores de calorde superficie, como son: Condensador de vapor de sellos, Banco de

eyectores, Calentadores de baja presión y deareador. Este último, además deser un calentador de contacto directo, tiene como finalidad la de eliminar delciclo agua-vapor los gases corrosivos e incondensables y servir como área dealmacenamiento a través del tanque de oscilación. Al equipo y tubería en latrayectoria del condensador hasta el deareador se le denomina Sistema Aguade Condensado.

Del tanque de oscilación el agua es succionada por las bombas de agua dealimentación que le proporcionan la presión necesaria para el paso por losintercambiadores de calor de superficie de alta presión y economizador, hastael domo del Generador de vapor.

En la descarga de las bombas de agua de alimentación se deriva una líneapara atemperación del vapor en los sobrecalentadores del Generador devapor. El sistema de agua de alimentación comprende desde el tanque deoscilación del deareador hasta el economizador.

El domo tiene la función de alimentar a las paredes de agua del evaporador(hogar) del generador de vapor por medio de tubos descendentes y cabezalesdistribuidores. En el hogar es donde se produce la combustión al quemarse elcombustible y el calor y gases producidos transfieren su energía a los tubosde las paredes del hogar en donde el agua incrementa gradualmente su

temperatura hasta formar una mezcla agua-vapor en la parte superior del


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hogar, continuando con su trayecto por circulación natural y de acuerdo a ladensidad hasta los cabezales colectores de vapor y de ahí al domo en dondese separa el vapor de las partículas de agua. El agua se deposita en la parte

inferior y de ahí circula nuevamente a las paredes de agua o evaporador,mientras que el vapor es conducido hacia los sobrecalentadores delgenerador de vapor en donde incrementa su temperatura a los límitesrequeridos en la turbina.

El vapor principal o vapor sobrecalentado en el generador de vapor es enviadohacia la turbina de alta presión pasando por las válvulas de paro o

estrangulamiento y las válvulas de control o regulación. Al realizar trabajo elvapor en la turbina pierde energía (presión y temperatura), así y con elnombre de vapor recalentado frío es conducido nuevamente hacia elgenerador de vapor e introducido a un elemento denominado Recalentadordonde incrementa su temperatura hasta alcanzar el valor del vapor principal.

Al salir el vapor del recalentador recibe el nombre de vapor recalentadocaliente y es conducido a la turbina de presión intermedia, pasando por lasválvulas de paro de recalentado e interceptoras.

Una vez que el vapor ha realizado su trabajo en la turbina de presiónintermedia pasa por medio de tubos denominados Cross-Over hacia la turbinade baja presión y ahí después de transferir su energía es dirigido hacia elcondensador en donde descarga a una presión menor que la atmosférica(vacío).

El último trayecto como vapor lo realiza al circular por entre los tubos delcondensador (por dentro de los cuales circula agua de enfriamientodenominada de circulación) en donde al ceder su calor se condensa y comolíquido se deposita en el fondo del condensador o pozo caliente. A partir deaquí inicia nuevamente el ciclo a través del sistema de condensado.


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Figura 2.1.1 Ciclo Agua-Vapor Unidades 1 y 2

Figura 2.1.2 Ciclo Agua-Vapor Unidades 3 y 4


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2.2 Transformación de la Energía.

La Central Termoeléctrica Altamira está compuesta por cuatro Unidades o

instalaciones completas, cuyo objetivo es la de generar energía eléctrica.

La energía eléctrica es el resultado de una serie de transformaciones deenergía. Estas transformaciones de energía. Se realizarán dentro de lasUnidades de la Central, la cual debe contar con una energía disponible, apartir de la cual se inician todas las formas de transformación necesariashasta llegar finalmente a la energía eléctrica.

Figura 2.2.1 Transformación de la Energía

La fuente de energía disponible es un combustible, en este caso es aceitecombustible, gas natural o diesel. La energía se encuentra almacenada en elcombustible, según sea su composición química y se libera haciendo que se

produzca una reacción química con el oxígeno, que en este caso es lacombustión (fuego).


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Al producirse la combustión en el generador de vapor se ha logrado la primeratransformación de energía, ya que la energía química se ha transformado encalor o energía calorífica en la flama y en los gases calientes producto de la

combustión.

Esta energía calorífica en el generador de vapor se emplea para calentar aguahasta el punto de ebullición y producir vapor, por lo que ahora tenemos otraclase de transformación, ya que la flama y los gases calientes ceden parte desu energía al agua y al vapor, obteniéndose ahora una energía térmica, (paradiferenciar con el término de energía calorífica, asignada aquí a la flama y a

los gases de combustión).

El vapor contiene también energía potencial y al dar movimiento a la turbinase convierte en energía mecánica. Finalmente, a la turbina se acopla ungenerador eléctrico y en él se logra la última transformación de energía alconvertirse la energía mecánica de la turbina a energía eléctrica a través delgenerador.

En cada unidad existe gran número de equipos o sistemas, pero de acuerdo asu objetivo, así como por su tamaño y uso se clasifica a los siguientes equiposcomo principales:

• Generador de Vapor.• Turbina y Condensador.• Generador Eléctrico.

Al resto del equipo que participa directa o indirectamente en la generación deenergía, se le clasifica como auxiliar entre los que citamos:

• Bombas• Ventiladores• Calentadores

• Enfriadores


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• Deareador•Eyectores • Extractores

• Compresores• Tanques

En un mismo equipo pueden tenerse varios sistemas, por ejemplo, elgenerador de vapor contiene a los sistemas de: combustible, aire-gases decombustión, vaporización y sobrecalentamiento, y otros más. La turbinaincluye a los sistemas: vapor principal, extracciones, drenes y venteos, aceite

de lubricación y control, y otros. De la misma manera el Generador Eléctricoincluye los sistemas de Excitación, aceite de sellos, H2 Co2 entre otros.

Entre los principales sistemas se cuentan los siguientes:

• Condensado• Agua de Alimentación•Vaporización y Sobrecalentamiento• Vapor Principal• Vapor Auxiliar• Extracciones y Drenes• Combustible• Aire y Gases de Combustión• Agua de Circulación

• Aceite de Sellos• Vapor de Sellos• Gases N2, H2 y CO2• Agua de Enfriamiento• Aceite de Lubricación y Control• Análisis y Muestreo•Dosificación e Inyección de Productos Químicos

• Agua de Servicios• Aire de Servicios• Agua Contraincendio• Tratamiento de Agua• Aire de Instrumentos


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Capitulo 3. Justificación.

3.1 Objetivo General.

Documentación de la información técnica, teórica y de campo de las variablesligadas al Sistema de Control DeltaV para el Mantenimiento Preventivo delSistema de Control.

3.2 Objetivos Específicos.

Documentación Teórica de la Variable de Nivel.Documentación Teórica de la Variable de Flujo.

Documentación Teórica de la Variable de Conductividad.

Documentación Teórica de la Variable de Potencial de Hidrogeno.

Documentación Técnica del Protocolo de Comunicación Fieldbus.

Documentación Técnica del Sistema de Control DeltaV.

Documentación de los Lazos Fieldbus de la Instrumentación del Sistema

de Control DeltaV.Documentación de las Marcas y Modelos de la Instrumentación.


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Capitulo 4. Variables medidas con el Sistema de Control DeltaV.

4.1 Nivel.

Los medidores de nivel de líquidos trabajan midiendo, bien directamente laaltura de líquido sobre una línea de referencia, bien la presión hidrostática,bien el desplazamiento producido en un flotador por el propio líquidocontenido en el tanque del proceso, o bien aprovechando característicaseléctricas del líquido.

Figura 4.1.1. Medición de Nivel de Líquidos.

Los Instrumentos de Medida Directa se dividen en:

Medidor de Sonda.

Medidor de Cinta y Plomada.

Medidor de Nivel de Cristal.

Medidor de Flotador.

Los aparatos que miden el nivel aprovechando la Presión Hidrostática sedividen en:

Medidor Manométrico.

Medidor de Tipo Burbujeo.


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Medidor de Presión Diferencial de Diafragma.

Los instrumentos que utilizan Características Eléctricas del Líquido se

clasifican en:Medidor Conductivo.

Medidor Capacitivo.

Medidor Ultrasónico.

Medidor Láser.

4.1.1 Instrumentos de Medida Directa.

Medidor de Sonda. Consiste en una varilla o regla graduada, de la longitudconveniente para introducirla dentro del depósito. La determinación del nivelse efectúa por la lectura directa de la longitud mojada por el líquido. En elmomento de la lectura el estanque debe estar abierto a presión atmosférica.Se utiliza generalmente en estanques de gasolina.

Figura 4.1.1.1. Medidor de Sonda.

Otro medidor consiste en una varilla graduada, con un gancho que sesumerge en el seno del líquido y se levanta después hasta que el ganchorompe la superficie del líquido. La distancia desde esta superficie hasta laparte superior del estanque representa indirectamente el nivel. Se emplea en

estanques de agua a presión atmosférica.


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Medidor de Cinta y Plomada.Este sistema es parecido a los anteriores, constade una cinta graduada y un plomo en la punta. Se emplea cuando es difícilque la regla tenga acceso al fondo del estanque.

Figura 4.1.1.2. Medidor de Cinta y Plomada.

Medidor de Cristal. Consiste en un tubo de vidrio con sus extremosconectador a bloques metálicos y cerrados por prensaestopas que estánunidos al estanque generalmente mediante tres válvulas, dos de cierre deseguridad en los extremos del tubo para impedir el escape del líquido en caso

de rotura del cristal y una de purga.

Figura 4.1.1.3. Medidor de Cristal.


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El nivel de cristal normal se emplea para presiones hasta 7 bar. A presionesmás elevadas el cristal es grueso, de sección rectangular y está protegido poruna armadura metálica.

Medidor de Flotador.Consiste en un flotador ubicado en el seno del líquido yconectado al exterior del estanque indicando directamente el nivel sobre unaescala graduada. Es el modelo más antiguo y el más utilizado en estanquesde gran capacidad tales como los de petróleo y gasolina. Tiene elinconveniente de que las partes móviles están expuestas al fluido y puedenromperse, además el flotador debe mantenerse limpio.

Hay que señalar que en estos instrumentos, el flotador puede tener formasmuy variadas y estar formados por materiales muy diversos según sea el tipode fluido.

Los instrumentos de flotador tienen una precisión de 0,5 %. Son adecuadosen la medida de niveles en estanques abiertos y cerrados a presión o a vacío,y son independientes del peso específico del líquido. Por otro lado, el flotadorpuede agarrotarse en el tubo guía por un eventual depósito de los sólidos ocristales que el líquido pueda contener y además los tubos guía muy largospueden dañarse ante olas bruscas en la superficie del líquido o ante la caídaviolenta del líquido en el estanque.


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Figura 4.1.1.4. Medidor de Flotador.

4.1.2 Instrumentos basados en la Presión Hidrostática.

Medidor Manométrico.Consiste en un manómetro conectado directamente ala inferior del estanque. El manómetro mide la presión debida a la altura de

líquido que existe entre el nivel del estanque y el eje del instrumento. Así

pues, el rango de medida del instrumento corresponderá a:

Como las alturas son limitadas, el rango de medida es bastante pequeño, demodo que el manómetro utilizado tiene un elemento de medida del tipo fuelle.


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El instrumento sólo sirve para fluidos limpios ya que si el líquido es corrosivo,coagula o bien tiene sólidos en suspensión, el fuelle puede destruirse o bienbloquearse perdiendo su elasticidad; por otra parte, como el rango de medida

es pequeño no es posible utilizar sellos de diafragma. La medida está limitadaa estanques abiertos y el nivel viene influido por las variaciones de densidaddel líquido.

Figura 4.1.2.1. Medidor Manométrico.

Medidor de Tipo Burbujeo. Mediante un regulador de caudal se hace pasarpor un tubo (sumergido en el depósito hasta el nivel mínimo), un pequeñocaudal de aire o gas inerte hasta producir una corriente continua de burbujas.

La presión requerida para producir el flujo continuo de burbujas es unamedida de la columna de líquido. Este sistema es muy ventajoso enaplicaciones con líquidos corrosivos con materiales en suspensión (el fluidono penetra en el medidor, ni en la tubería de conexión).


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Figura 4.1.2.2. Medidor de Tipo Burbujeo.

Medidor de Presión Diferencial.Consiste en un diafragma en contacto con ellíquido del estanque, que mide la presión hidrostática en un punto del fondodel estanque. En un estanque abierto esta presión es proporcional a la alturadel líquido en ese punto y a su peso específico, es decir:

El diafragma forma parte de un transmisor neumático, electrónico o digital depresión diferencial.


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Figura 4.1.2.3. Medidor de Presión Diferencial.

En el tipo más utilizado, el diafragma está fijado en una brida que se montarasante al estanque para permitir si dificultades la medida de nivel de fluidos,tales como pasta de papel y líquidos con sólidos en suspensión, pudiendoincluso ser de montaje saliente para que el diafragma enrase completamentecon las paredes interiores del estanque tal como ocurre en el caso de líquidosextremadamente viscosos en que no puede admitirse ningún recodo.


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La precisión de los instrumentos de presión diferencial es de ± 0,5 % en losneumáticos, ±0.2% a ±0.3% en los electrónicos, y de 0,15 % en losinteligentes con señales de salida de 4-20mA.

Hay que señalar que el material del diafragma debe ser el adecuado pararesistir la corrosión del fluido (existen materiales de acero inoxidable 316,monel, tantalio, hastelloy B, inoxidable recubierto de teflón).

4.1.3 Instrumentos basados en Características Eléctricas del Líquido.

Medidor de Nivel Conductivo o Resistivo. Consiste en uno o varios electrodosy un relé eléctrico o electrónico que es excitado cuando el líquido moja adichos electrodos. El líquido debe ser lo suficientemente conductor como paraexcitar el circuito electrónico, y de este modo el aparato puede discriminar laseparación entre el líquido y su vapor, tal como ocurre, por ejemplo, en elnivel de agua de una caldera de vapor. La impedancia mínima es del orden delos 20 MΩ/cm, y la tensión de alimentación es alterna para evitar fenómenosde oxidación en las sondas por causa del fenómeno de la electrólisis. Cuandoel líquido moja los electrodos se cierra el circuito electrónico y circula unacorriente segura del orden de los 2 mA; el relé electrónico dispone de untemporizador de retardo que impide su enclavamiento ante una ola del niveldel líquido o ante cualquier perturbación momentánea o bien en su lugar sedisponen dos electrodos poco separados enclavados eléctricamente en elcircuito.


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Figura 4.1.3.1. Medidor Conductivo o Resistivo.

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

relés eléctricos para líquidos con buena conductividad y relés electrónicospara líquidos con baja conductividad.

Montado en grupos verticales de 24 o más electrodos, puede complementarlos típicos niveles de vidrio de las calderas, y se presta a la transmisión delnivel a la sala de control y a la adición de las alarmas correspondientes.

Medidor de Nivel Capacitivo.Mide la capacidad del condensador formado porel electrodo sumergido en el líquido y las paredes del estanque. La capacidaddel conjunto depende linealmente del nivel del líquido.

En fluidos no conductores se emplea un electrodo normal y la capacidad totaldel sistema se compone de la del líquido, la del gas superior y la de lasconexiones superiores.


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En fluidos conductores el electrodo está aislado usualmente con teflóninterviniendo las capacidades adicionales entre el material aislante y elelectrodo en la zona del líquido y del gas. La precisión de los transductores de

capacidad es de ± 1%.

Se caracterizan por no tener partes móviles, son ligeros, presentan una buenaresistencia a la corrosión y son de fácil limpieza. Su campo de medida esprácticamente ilimitado. Tiene el inconveniente de que la temperatura puedeafectar las constantes dieléctricas (0.1% de aumento de la constantedieléctrica/°C) y de que los posibles contaminantes contenidos en el líquido

puedan adherirse al electrodo variando su capacidad y falseando la lectura,en particular en el caso de líquidos conductores.

Figura 4.1.3.2. Medidor Capacitivo.


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Medidor de Nivel Ultrasónico se basa en la emisión de un impulso ultrasónicoa una superficie reflectante y la recepción del eco del mismo en un receptor.El retardo en la captación del eco depende del nivel del estanque.

Los sensores trabajan a una frecuencia de unos 20 kHz. Estas ondasatraviesan con cierto amortiguamiento o reflexión el medio ambiente degases o vapores y se reflejan en la superficie del sólido o del líquido.

Figura 4.1.3.3. Medidor Ultrasónico.

La precisión de estos instrumentos es de ± 1 a 3 %. Son adecuados paratodos los tipos de estanques y de líquidos o fangos pudiendo construirse a

prueba de explosión. Presentan el inconveniente de ser sensibles a ladensidad de los fluidos y de dar señales erróneas cuando la superficie delnivel del líquido no es nítida como es el caso de un líquido que forme espuma,ya que se producen falsos ecos de los ultrasonidos.

Medidor de Nivel Láser.Se utiliza en aplicaciones donde las condiciones sonmuy duras, y donde los instrumentos de nivel convencionales fallan; tal es el

caso de la medición de metal fundido, donde la medida del nivel debe


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realizarse sin contacto con el líquido y a la mayor distancia posible por existirunas condiciones de calor extremas. El sistema consiste en un rayo láserenviado a través de un tubo de acero y dirigido por reflexión en un espejo

sobre la superficie del metal fundido. El aparato mide el tiempo quetranscurre entre el impulso emitido y el impulso de retorno que es registradoen un foto detector de alta resolución, y este tiempo es directamenteproporcional a la distancia del aparato emisor a la distancia a la superficie delmetal en fusión, es decir, da la lectura del nivel.

Figura 4.1.3.4. Medidor Laser.


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4.2 Flujo.

La medición de flujo constituye tal vez, el eje más alto porcentaje en cuanto a

medición de variables industriales se refiere. Ninguna otra variable tiene laimportancia de esta, ya que sin mediciones de flujo, sería imposible elbalance de materiales, el control de calidad y aún la operación de procesoscontinuos.

Existen muchos métodos para medir flujos, en la mayoría de los cuales, esimprescindible el conocimiento de algunas características básicas de los

fluidos para una buena selección del mejor método a emplear. Estascaracterísticas incluyen viscosidad, densidad, gravedad específica,compresibilidad, temperatura y presión, las cuales no vamos a detallar aquí.

Básicamente, existen dos formas de medir el flujo: el caudal y el flujo total. Elcaudal es la cantidad de fluido que pasa por un punto determinado encualquier momento dado. El flujo total de la cantidad de fluido por un puntodeterminado durante un periodo de tiempo específico. Veamos a continuaciónalgunos de los métodos empleados para medir caudal.

4.2.1 Medición por Presión Diferencial.

Utiliza dispositivos que originan una presión diferencial debido al paso de unfluido por una restricción. La razón de hacer esto es que el caudal esproporcional a la raíz cuadrada de la diferencia de presiones entre dospuntos, antes y después de la restricción. Uno de estos elementos es la placa

de orificio o placa perforada. Allí, el fluido sufre una disminución de supresión, la cual es mínima en el punto denominado "vena contracta". Si bienes cierto, la presión tiende a recuperarse, existe al final una pérdida depresión.

Una placa- orificio se coloca en una tubería, sujeta entre dos bridas. La forma

y ubicación del agujero son el rasgo distintivo de tres tipos de este dispositivo:


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la placa concéntrica, la excéntrica y la segmental; la selección de algunas deéstas depende de las características del fluido a medir. Existen tres tipos detomas de presiones a ambos lados del elemento primario: tomas de

bridas, tomas de tubería y tomas de vena contracta. Igualmente, aquí lascaracterísticas del fluido influirán en la elección de alguna de estas.

Típicamente se utiliza un transmisor de presión diferencial para la toma de laspresiones y el envío de una señal que represente al flujo. A esta señal sinembargo se le debe extraer la raíz cuadrada para obtener una respuestalineal con respecto al flujo. Antiguamente se empleaban instrumentos

especiales para tal fin. Hoy, esta es una función de software en instrumentosdigitales.

Figura 4.2.1.1 Tipos de Elementos.


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La placa perforada es finalmente, un elemento simple, barato, aunque nomuy preciso, como otros dispositivos de presión diferencial. Aunquefuncionalmente es sujeta a la erosión y daño, es fácil de reemplazar.

Un promedio entre la placa-orificio y el tubo Venturi es la tobera de flujo, lacual asemeja la mitad de un tubo Venturi por donde entra el fluido; estedispositivo es tan preciso como el tubo Venturi, pero no tan costoso ni difícilde instalar. Las tomas de presión utilizadas para el tubo Venturi, estánsituadas en los puntos de máximo y mínimo diámetro de tubería. Para el casode la tobera, se ubican según recomendaciones del fabricante.

Otro elemento primario para medir flujo por el método de presión diferenciales el Tubo Pitot, el cual en su forma más simple, consiste en un tubo conun orificio pequeño en el punto de medición (impacto).

Cuando el fluido ingresa al tubo, su velocidad es cero y su presión es máxima.La otra presión para obtener la medida diferencial, se toma de un puntocercano a la pared de la tubería. Realmente, e! tubo Pitot mide velocidad defluido y no caudal y además no necesariamente el fluido debe estar encerradoen una tubería. Podría por ejemplo, ser usado para medir el flujo del agua deun río o flujo de aire al ser suspendido desde un avión.

Figura 4.2.1.2 Presión Diferencial creada por la Placa de Orificio.


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4.2.2 Medidores de Área Variable.

Se distinguen de los anteriores en que en aquellos existe una variación de

presión, mientras el área permanece constante. Aquí sin embargo, lo quepermanece constante es la presión diferencial, gracias a la suficientevariación del área. Uno de estos es el rotámetro el cual consta de un tubocónico vertical que encierra un flotador; éste, dependiendo del caudal, tomauna posición en el tubo que aumenta o disminuye el tamaño del área y asímantiene la presión constante. Una escala graduada dentro del tubo, estarácalibrada en unidades de presión y así tener una lectura directa de la misma.

Los rotámetros se pueden fabricar con tubos de vidrio, metal y plástico. Estosdos últimos se utilizan cuando el fluido es muy corrosivo o my oscuro parapermitir la colocación de una escala interna. En esos casos se usa unseguidor magnético relacionado a un imán colocado en el flotador interno yasí transmitir mecánicamente la variación del caudal a un indicador.

Figura 4.2.2.1 Tipos de Rotametros-


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4.2.3 Medidores Magnéticos.

Utilizan la ley de inducción de Faraday, que establece que cuando una

corriente pasa por un conductor y existe un campo magnético en direccióntransversal al mismo, se crea un potencial eléctrico proporcional a lacorriente.

En la aplicación para medir caudal, se coloca un tubo aislado eléctricamentecon un par de electrodos montados a ambos lados del tubo y rasantes con elfluido. Unas bobinas eléctricas se colocan alrededor del tubo de modo tal de

generar un campo magnético en un plano perpendicular, tanto al eje delcuerpo del voltaje de salida es proporcional a la velocidad promedio del fluido;no interesa si este es laminar o turbulento. Además, es independiente de laviscosidad, densidad, temperatura y presión.

Figura 4.2.3.1 Medidor magnético de caudal.

Si bien es cierto, se requiere que el fluido tenga cierta conductividad mínima,la señal de salida no varía con elaumento de la conductividad, lo cual es unaventaja. En aplicaciones en donde es necesario medir flujo de masa, se puedelograr esto midiendo la densidad del fluido y multiplicando las dos señales.


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4.2.4 Medidor a Vórtice.

La forma de medición es parecida a la dé la turbina. Sin embargo, aquí un

dispositivo fijo a la entrada de la tubería similar a una hélice, genera unmovimiento rotatorio al fluido. Otro dispositivo, se encarga posteriormente derestablecer el caudal original al fluido. La oscilación de éste en el punto demedición, es proporcional al caudal. Estas oscilaciones producen variacionesde temperatura en un sensor colocado en el área, variaciones que luego seconvierten en pulsos de voltaje qué son amplificados, filtrados ytransformados en ondas cuadradas para ser luego ingresados a un contador

electrónico.

Existen otros medidores de caudal como son el de placa de impacto, quemide flujo, sumando la fuerza que el fluido desarrolla sobre un "blanco" quees una placa de disco; esta fuerza es proporcional a la raíz cuadrada del flujo,los de ultrasonido, que emplean un transmisor y un receptor (a vecesinstalados en el mismo receptáculo) para medir la desviación en frecuenciaen la señal del transmisor, debido a la velocidad del fluido.

En los casos de medición de caudal en canales abiertos, se puedenmencionar la represa, la tobera abierta y los vertederos en dondebásicamente se mide nivel de fluido, que varía; al pasar por estosdispositivos. Un pozo quieto adyacente al canal tiene un sensor de nivel(generalmente un flotador), cuya posición vertical varía en función del caudal.


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Figura 4.2.4.1 Medidor de Caudal por Torbellino y Vortex.

4.2.5 Medidores de Flujo Total.

Dentro de este tipo de dispositivos se tienen los denominados medidores dedesplazamiento positivo, los cuales, separan la corriente de flujo enincrementos volumétricos individuales y cuentan dichos incrementos.

Los medidores son fabricados de modo tal qué cada instrumento volumétrico

es conocido en forma precisa y la suma de estos incrementos da una medidamuy aproximada del volumen total que pasa a través del medidor. La mayoríade los medidores de desplazamiento positivo son de tipos mecánicos yusados principalmente para medir cantidades totales del fluido a sertransferido y a menudo se asocian a otros dispositivos para lograr acciones deindicación, registro o control. Entre los más utilizados, figuran los de discooscilante, pistón oscilante, cicloidal, oval, birrotor, etc.

Los medidores de flujo de masa en sus diversos tipos y los computadores deflujo, constituyen hoy en día una muestra del avance de la tecnología en lamedición de esta variable. El medidor tipo Coriolis es un ejemplo de losprimeros. Aquí el fluido fluyendo a través de un tubo vibrante causa unadeflexión en el tubo proporciona! al flujo de masa. Estos medidores tienengran exactitud.


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Figura 4.2.5.1 Medidor de disco oscilante.


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4.3 Conductividad.

La conductividad es la capacidad de una solución acuosa para conducir unacorriente eléctrica. El agua destilada pura no conduce en principio la corrienteeléctrica pero si se disuelven sólidos minerales aumenta su capacidad deconducción. Estos sólidos al disolverse se separan en iones positivos ynegativos en equilibrio con el cuerpo.

Los iones son susceptibles de desplazarse bajo la acción de un campo

eléctrico y también combinarse con otros iones para formar iones nuevos ocuerpos distintos que ya no se ionizaran. La conductividad de los iones esfunción de su concentración y de su movilidad de tal modo que dos electrodosa tensión sumergidos en un líquido, en el que existe una sal en solución, porejemplo ClNa (cloruro de sodio), producirá el fenómeno siguiente:

Los iones positivos Na+ emigraran al electrodo cargado negativamente,mientras que los iones negativos Cl- serán atraídos por el electrodo positivo.Al llegar a los electrodos, los iones adquieren carga de signo contrario y seneutralizan. De este modo se establece una corriente a través de la solución ydel circuito eléctrico exterior que depende de:

1. Número y tipo de iones presentes en la solución.2. Área efectiva de los electrodos.3. Diferencia de potencial y distancia entre los electrodos.4. Temperatura de la solución.

Luego, si en una solución de un producto químico dado se mantienenconstantes los puntos 2, 3 y 4, la conductividad de la solución dependeráúnicamente del numero de iones en la solución y si el producto esta disociadototalmente será una medida directa del concentrado del mismo en lasolución.


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La conductividad eléctrica especifica se define como el reciproco de laresistencia en ohmios, medida entre dos caras opuestas de un cubo de 1 cmde lado sumergido en la solución. La unidad es el mho o siemens (reciproco

de ohmio) que es la conductancia de una solución que con una diferencia depotencial de un voltio entre las caras de los electrodos da lugar a lacirculación de un amperio. Como esta unidad es demasiado grande se

emplea a menudo en soluciones diluidas el micromho ( mho) que es la

millonésima parte de un mho.

En la Tabla 4.3.1 se indican los valores de conductividad de varios tipos de

soluciones.´

Es obvio que a partir de esta definición de conductividad, el primer sistema demedida que se empleo fue situar dos placas paralelas conectadas a uncircuito de puente de Wheatstone de corriente alterna, tal como puede verse

en la Figura 4.3.1. El sistema tiene el inconveniente de que la acumulacióngradual de suciedad en los electrodos falsea la medida.

Figura 4.3.1 Medida de Conductividad por Puente de Wheatstone.


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Tabla 4.3.1 Valores de conductividad de soluciones dadas.

Uno de los métodos para compensar los efectos eléctricos de acumulación desuciedad en los electrodos puede verse en la Figura 4.3.2.


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Figura 4.3.2 Medida de conductividad por el sistema de potenciométrico.

En el esquema se aprecia que si se mantiene constante la diferencia de

potencial entre los electrodos 2 y 3 con independencia de la resistencia de

la solución la corriente mantendrá una relación lineal con la conductividad

de la solución.

En efecto:

o sea

y como es constante resulta


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siendo

Por consiguiente, si el circuito mantiene una diferencia de potencial

constante entre dos electrodos, independientemente de los depósitos de

sólidos que vayan acumulando, la medida será proporcional a con la

constante de proporcionalidad igual a la inversa de .

El circuito de la Figura 4.3.2 satisface estos requerimientos: se compara

con la tensión de referencia y si hay diferencia, esta es amplificada por el

servoamplificador que excita un motor de equilibrio que mueve a su vez el

brazo móvil del reóstato, hasta que el nuevo valor de hace que el producto

o sea igual a . El circuito es pues un circuito potenciómetro

equilibrado en corriente alterna. Al trabajar en corriente alterna se logra que

la alimentación a los electrodos y al circuito de medida estén en fase al estarconectados al mismo transformador.

El empleo de la corriente alterna en la medida de la conductividad permiteequilibrar en parte el fenómeno de polarización de los electrodos. Estefenómeno se produce en corriente continua cuando los iones llegan a estarmuy concentrados alrededor de un electrodo y su carga equivale a la deéstos; al ion le es difícil alcanzar el electrodo ya que el potencial neto quequeda es muy pequeño para atraer iones adicionales

La medida de la conductividad requiere la compensación de la temperaturade la solución con la relación a la temperatura estándar escogida de 25° C.Esta compensación suele ser automática y uno de los sistemas puede verse

en la Figura 4.3.2 consistiendo en un termistor y una resistencia .


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4.4 Potencial de Hidrogeno

El pH es una medida de la acidez o alcalinidad del agua con compuestos

químicos disueltos. Su expresión viene dada por el logaritmo de la inversa dela concentración del ion H expresada en moles por litro.

Señalemos que el agua pura neutra tiene una concentración de hidrogeno de10 -7 moles por litro. Luego el pH será

Una disolución ácida tiene mayor concentración de ion hidrógeno que el aguapura y por lo tanto su pH será menor de 7. Una disolución básica le ocurre a lainversa y su pH será mayor de 7. Las medidas prácticas del pH se encuentran

entre los valores 0 al 14. En la Tabla 4.4.1 figuran las concentraciones devarios tipos de soluciones con su pH correspondiente.

En la medida de pH pueden utilizarse varios métodos, de entre los cuales losmás exactos y versátiles de aplicación industrial son: el sistema de electrodode vidrio y el de transistor (ISFET-Ion Sensitive Field Effect Transistor).

El electrodo de vidrio consiste en un tubo de vidrio cerrado en su parte inferiorcon una membrana de vidrio especialmente sensible a los iones hidrógenodel pH.


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Tabla 4.4.1 Valores de pH de varias soluciones.

Aunque el mecanismo que permite que el electrodo de vidrio mida laconcentración de ion hidrógeno no es exactamente conocido, está establecidoque al introducir el electrodo en el líquido se desarrolla un potencialrelacionado directamente con la concentración del ion hidrógeno del líquido.Es decir, si esta concentración es mayor que la interior del electrodo existe un

potencial positivo a través de la punta del electrodo y si es inferior, elpotencial es negativo.

Este potencial cambia con la temperatura, por ejemplo, pasa de 54.2 mV a 0°C a 74 mV a 100° C por unidad de pH. Para medir el potencial desarrolladoen el electrodo de vidrio es necesario disponer en la solución de un segundoelemento o electrodo de referencia. Éste, aparte de cerrar el circuitosuministra un potencial constante que sirve de referencia para medir elpotencial variable del electrodo de vidrio. El electrodo de referencia contiene

una célula interna formada por un hilo de plata recubierto con cloruro de plata


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en contacto con un electrólito de cloruro de potasio. Este electrólito pasa a lasolución muestra a través de una unión liquida. De este modo, la célulainterna del electrodo permanece en contacto con una solución que no varía

de concentración y que por lo tanto proporciona una referencia estable depotencial.

Figura 4.41 Electrodos y potenciales en las medidas de pH.

En la Figura 4.4.1 puede verse la disposición interna de los electrodos y lospotenciales que miden.

Los potenciales existentes son los siguientes:

: Potencial entre el electrodo metálico interior y la solución tampón que

puede considerarse constante para una temperatura dada. Las temperaturasextremadamente altas pueden dar lugar a la disolución del revestimiento decloruro de plata del electrodo.


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: Caída de potencial entre el electrodo interior y la cara interna de la

membrana de cristal que puede considerarse despreciable.

: Potencial entre solución tampón y superficie de la membrana de cristalque es constante gracias a la estabilidad de la solución tampón y de lamembrana de cristal.

: Caída de potencial a través de la membrana que se mantiene constante

en cortos períodos mientras la membrana de cristal no sufra alteraciones deorigen químico o mecánico. Si este potencial deriva, se calibra con una

solución tampón de pH conocido.

: Potencial entre superficie exterior de la membrana de cristal y la solución

ensayada que varía con la concentración de iones hidrógeno (pH) de lasolución ensayada.

: Caída de potencial a través de la solución ensayada que se considera

despreciable, salvo sí se trata de agua poco conductora o de soluciones noacuosas.

: Representa el potencial de la unión liquida entre la solución ensayada y la

de referencia. Su valor es despreciable, aunque un atascamiento o un excesode presión externa contra la unión puede influir en la medición.

: La caída de potencial dentro del electrodo de referencia es despreciable.

: Potencial de contacto constante entre el electrodo de referencia y la

solución de CIK que puede considerarse constante si dicha solución no estácontaminada.

La ecuación de Nernst de la f.e.m. , desarrollada en el electrodo de

referencia


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en la que:

= Potencial

= Constante de los gases perfectos

= Número de Faraday

= Temperatura absoluta

= Concentración de iones de hidrogeno

La medida del pH con el electrodo de vidrio se reduce a medir un potencial

resultante entre los electrodo de con una resistencia interna

considerable. En la medida pueden presentarse algunas dificultades. Las máscomunes son:

a) Recubrimiento o abrasión de la membrana del electrodo de vidrio

(influye en el potencial y/o en el ).

b) Soluciones no acuosas o de alta resistencia (influye en y ).

c) Taponamiento o fallo mecánico de la unión del liquido en el electrodo

de referencia (influye en ) que impide el paso de C1K, quedando el

circuito abierto. Si el taponamiento es parcial se desarrolla unpotencial indeterminado.

d) Entrada de la solución de ensayo adentro de la solución interna del

electrodo de referencia (influye en y de modo más importante en

) con lo que se destruye el potencia constante deseado.

e) Variación con el tiempo del potencial de asimetría que depende de lanaturaleza del vidrio, del tipo de fabricación, de las impurezas, de ladisolución gradual del vidrio en la solución, del desgaste por erosiónde la punta del vidrio, etcétera. Este potencial solo es unos pocos demV, pero se mantiene constante aunque existan las mismas


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soluciones a ambos lados del electrodo de vidrio. Los instrumentos depH disponen de un ajuste para corregir este potencial.

La variación de temperatura influye en la medida del pH. A pH constantealcanza los 0.2 mV por °C. En la Figura 4.4.2 puede verse esta influencia.Como en el instrumento final de indicación o registro o control, la medida serealiza en unidades de pH en lugar de mV, es necesario compensar lainfluencia de las variaciones de temperatura de la solución de ensayo (véase

la formula ). Hay que señalar que el termocompensador o

sonda de resistencia compensa sólo la relación tensión-temperatura del

electrodo de vidrio y que solo asegura la medida del pH real de la solución asu temperatura real. No detecta las variaciones con la temperatura propiasdel pH de cada solución, que siguen una ley distinta de una solución a la otray para las cuales habría que diseñar un compensador especial para cada unade ellas.

Asi pues, la medida del pH es sólo valida a la temperatura a que se encuentrala solución.

°C mV/pH

0 54.2

15 57.2

20 58.2

25 59.2

30 60.2

35 61.1

50 64.1

Figura 4.4.2 Relacion mV/pH en funcion de la temperatura.

Aunque la variacion de señal en mV por unidad de pH es relativamentegrande (58.2 mV/pH a 20 °C), la alta resistencia del circuito de los electrodos


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aconseja utilizar un amplificador de pH que por las caracteristicas del circuitodebe poseer una alta impedancia de entrada, un bajo nivel de ruido paradisminuir los errores, y opcionalmente un aislamiento de señal entre la

entrada y la salida para eliminar los bucles de masa ya que la unión dereferencia está al portencial de masa. El registro o el control del pH una vezamplificada la señal se realiza en un instrumento potenciométrico.

En la medición del pH puede presentarse el recubrimiento de los electrodos,en cuyo caso el electrodo se comporta como si apreciara bajasconcentraciones de ion H+ y por tanto, el instrumento registrador leería altos

valores de pH. En estos casos es, pues, necesario limpiar periódicamente elelectrodo con una frecuencia que la experiencia determina casa caso. Existenmétodos automáticos de limpieza (ultrasonidos, chorro de limpieza, cepillosmecánicos) que todavía no han dado un resultado completamentesatisfactorio y dispositivos de extracción manual o automática que permitenla extracción y limpieza del electrodo sin interrumpir el servicio.

El electrodo de transistor ISFET (Ion Sensitive Field Effect Transistor) esprácticamente irrompible, de estado sólido y proporciona una respuesta muyrápida. El sensor posee una señal de pH de baja impedancia, lo que le de unagran fiabilidad, y tiene una larga duración, funcionando en los liquido mássucios y con mas impurezas. Incorpora un electrodo de referenciarecambiable.

Los instrumentos de pH tienen una precisión de 0.25% a 1%, o bien,

0.03 pH.

El microprocesador aporta inteligencia al transmisor de pH, proporcionandoinsensibilidad a vibraciones, compensación automática de temperatura,

autodiagnostico y una precisión de 0.1%


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Capitulo 5. Protocolo de Comunicación Fieldbus.

5.1 Introducción.

5.1.1 Generalidades.

Fieldbus Foundation es un sistema de comunicación serial de dos víascompletamente digital que sirve como la red de nivel base en el ambiente deautomatización de una planta o una fabrica.

Figura 5.1.1.1 Planta Fieldbus Foundation.

Se han introducido dos implementaciones relacionadas de FieldbusFoundation para satisfacer diferentes necesidades dentro del ambiente deautomatización del proceso. Estas dos implementaciones usan diferentes

medios físicos y velocidades de comunicación.

H1. Trabaja a 31.25 kb/s y generalmente se conecta a dispositivos de

campo. Proporciona comunicación y alimentación sobre cableadoestándar en par torcido.

HSE (Ethernet de Alta Velocidad). Trabaja a 100 Mb/s y generalmenteconecta subsistemas de entrada/salida, sistemas host, dispositivos deenlace, compuertas y dispositivos de campo que usen cableado Ethernet


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estándar. Actualmente no proporciona alimentación sobre el cable,aunque ya se está trabajando sobre este aspecto.

5.1.2 Ventajas.

Los instrumentos de campo analógicos y discretos convencionales usancableado punto a punto: un par por dispositivo. También se limita a llevar unsolo elemento de información generalmente una variable de proceso o salíade control sobre estos hilos. Como bus digital Fieldbus Foundation no tieneesas limitaciones.

Cableado multipunto. Fieldbus Foundation soporta hasta 32 dispositivos enun solo par de hilos (llamado segmento) o más si se usan repetidores. En lapráctica real, lo más típico es 4 a 16 dispositivos por segmento H1 despuésde considerar aspectos tales como alimentación, modularidad del proceso y lavelocidad de ejecución del lazo.

Eso significa que si usted tiene 1000 dispositivos que requerirían 1000 paresde hilos con la tecnología tradicional usted solo necesita 60 o 250 pares dehilos con Fieldbus Foundation. Esto es un gran ahorro en cableado y eninstalación.

Instrumentos multivariables. Este mismo par de hilos puede manejarmúltiples variables provenientes de un dispositivo de campo. Por ejemplo un

transmisor de temperatura podría comunicar las entradas de ocho sensoresreduciendo los costos de cableado como de instrumentos.Otros beneficios de reducir varios dispositivos a uno pueden incluir menospenetraciones de tubo (para seguridad mejorada y menor riesgo de emisionesfugitivas) y menores costos de ingeniería.

Comunicación de dos vías. Además, el flujo de información ahora puede seren dos sentidos. Un controlador de valvula puede aceptar una salida de


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control proveniente de un sistema host u otra fuente y enviar la posición realde la valvula para un control más preciso. En un mundo analógico laretroalimentación requeriría otro par de hilos.

Nuevos tipos de información. Los dispositivos analógicos y discretostradicionales no tienen manera de decirle si están operando correctamente, osi la información de proceso que están enviando es válida. Comoconsecuencia, los técnicos pasan mucho tiempo verificando la operación deldispositivo.

Pero los dispositivos Fieldbus Foundation le pueden decir si esta funcionadocorrectamente, y si la información que está enviando es buena, mala, oincierta. Esto elimina la necesidad la mayoría de las revisiones de rutina y leayuda a detectar las condiciones de falla antes de que provoquen unproblema mayor.

Control en campo. Fieldbus Foundation también ofrece la opción de ejecutaralgunos o todos los algoritmos de control en los dispositivos de campo enlugar de en un sistema host central. Dependiendo de la aplicación, el controlde campo puede proporcionar menores costos y mejor rendimiento mientrashabilita el control automático para configurar incluso si hay una fallarelacionada con un host.

5.1.3 Estándar establecido.

Fieldbus Foundation está respaldado por estándares de tres organizaciones

importantes:

ANSI/ISA 50.02

IEC 61158

CENELEC EN50170: 1996/A1


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La tecnología es administrada por Fieldbus Foundation un Fundaciónindependiente y no lucrativa. Sus miembros incluyen más de 150 compañíasy usuarios así como todos los principales proveedores de automatización de

proveedores de automatización de procesos en todo el mundo.

Incluso, algunos proveedores han donado patentes relacionadas con Bus deCampo a Fieldbus Foundation para estimular un mayor uso de la tecnologíapor parte de todos los miembros de la Fundación.

5.1.4 Interoperabilidad.

Interoperabilidad significa simplemente que los dispositivos y los sistemashost Fieldbus Foundation pueden trabajar juntos mientras proporcionan todala funcionabilidad de cada componente.

Los instrumentos pueden obtener el estado “registrado” al pasar porrigurosas pruebas para demostrar que cumplen con los requerimientos parala interoperabilidad.

Figura 5.1.4.2 Logo Fieldbus Foundation.

Y para garantizar que los usuarios tengan una elección de productos Fieldbus,la Fundación no permite que los dispositivos tengan la marca de verificaciónde interoperabilidad Fieldbus Foundation hasta que al menos dos productosdel mismo tipo de diferentes fabricantes hayan pasado las pruebas.


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Los sistemas host son sometidos a pruebas supervisadas por la Fundaciónpara demostrar que soportan características específicas de interoperabilidad.

La interoperabilidad y la intercambiabilidad no significan lo mismo.Intercambiable significa que usted puede sustituir libremente un dispositivopor otro y obtener exactamente la misma funcionabilidad.

Por ejemplo, dos transmisores de presión de diferentes fabricantes. Untransmisor puede proporcionar solo funcionabilidad de entrada analógica,

mientras que el otro transmisor también le ofrece el control PID ycapacidades de diagnostico personalizadas. Usted no puede reemplazar eltransmisor más capaz con el menos capaz y seguir obteniendo la mismafuncionabilidad total. Pero ambos transmisores pueden trabajar juntos en elmismo segmento Fieldbus.

5.1.5 Control de Procesos seguro y eficiente.

Algunos protocolos que fueron diseñados originalmente para automatizaciónde fábrica u oficina están demostrando ser útiles en aplicaciones de nichoespecíficas en plantas de procesos. Pero ninguno de estos protocolos fuediseñado teniendo en cuenta todos los requerimientos del control deprocesos. Como resultado, son opciones algo menos que óptimas paraproporcionar un control de procesos seguro y efectivo.

Fieldbus Foundation H1, por el contrario, fue desarrollador específicamente

para satisfacer las necesidades para la industria de procesos:

Puede soportar el ambiente severo y peligroso de las plantas de proceso.

Proporciona comunicación y alimentación sobre el mismo para de hilos.

Puede usar el cableado existente en la planta.

Soporta seguridad intrínseca.


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Fieldbus Foundation también proporciona control de procesos determinativo:las comunicaciones de control suceden tiempo, sin demoras provocadas porotro tráfico en el bus. Si no pasa en mensaje, vuelve a intentar. La fiabilidad

de control no para aquí. Si los dispositivos de campo pierden su conexiónhacia el sistema host, son capaces de mantener un control seguro y efectivo através del bus.

Los dispositivos Fieldbus Foundation siempre saben si la información queestán proporcionando es buena y proporciona la información de estado con lavariable del proceso. Para la operación más segura de la planta, tanto la

estrategia de control como el operador necesitan recibir esta información deestado a través del host para que puedan responder con seguridad y enforma predecible durante los modos de falla.


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5.2 Conceptos de red de Fieldbus.

En un sistema de control distribuido convencional (DCS), dos alambres son

usados para conectar con un dispositivo. Los dispositivos pueden ser tambiéninstrumentos para medición de temperatura o presión. Los dispositivospueden también ser actuadores tales como válvulas. Los alambres llevancorriente eléctrica a un dispositivo. Las señales del dispositivo son valoresmedibles para el controlador del DCS por variación de la corriente el cualutiliza entre 4 y 20 mA. El regulador recopila los datos de un número dedispositivos, hace los cálculos necesarios y envía comandos variando la

corriente hacia el actuador. Por ejemplo 4 mA pueden significar que la válvulase cerró totalmente y 20 mA. Pueden significar que la válvula estácompletamente abierta.

Figura 5.2.1 Sistema de Control Distribuido Convencional.

Fieldbus también utiliza dos alambres para llevar alimentación eléctrica a losdispositivos. Un número de dispositivos comparten los mismos alambres de

Fieldbus. Los dispositivos Fieldbus varían el voltaje en los dos alambres para

enviar señales digitales.

Debido a que los dispositivos comparten los alambres, los dispositivospueden enviar datos el uno al otro sin el controlador del DCS. Lastransmisiones de datos de Fieldbus tienen más información que solo una solavariable sobre temperatura, presión, o la posición de una válvula. De los datosque se comparten entre los dispositivos, los dispositivos pueden determinar


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cómo controlar el proceso. El dispositivo host supervisa solamente laoperación. Fieldbus es una red de área local (LAN) para el control de proceso.

Los dos alambres son un par trenzado similar al usual alambre de 4–20 mAutilizado para dispositivos convencionales.

Figura 5.2.2 Red de Fieldbus.

Para la liberación de la simplicidad de diagramas de alambrado. Los alambresson mostrados en la Figura 5.2.3 como una sola línea.

Figura 5.2.3 Convención de diagramas de alambrado.


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5.3 Configuración de Fieldbus.

Fieldbus es una red del área local para controlar procesos se utiliza para

interconectar sensores, actuadores, y dispositivos del control en campo. Untipo de configuración común de Fieldbus es la que se muestra en la Figura5.3.1.

Figura 5.3.1 Configuración común de Fieldbus.

Un par de cables principales trenzados conectan el equipo de cuarto decontrol con un número de dispositivos en campo, por ejemplo, sensores talescomo transductores de presión o temperatura y actuadores tales como elposicionador de una válvula. Los dispositivos del campo se pueden conectarcon cables de spurt o drop a un bloque terminal, en una caja de paso. Losdispositivos pueden también estar conectados a lo largo del cable principalcon spurts.

Un conector terminal (T) se requiere en cada extremo del cable de Fieldbuspara evitar distorsionar las señales y para permitir que el cable conductordoble trenzado transporte señales digitales.

La energía a los dispositivos es proporcionada por una fuente de alimentacióna través de un acondicionador de potencia (PC). El acondicionador de energíaes necesario para separar una fuente de potencia convencional delalambrado del Fieldbus a fin de que las señales no sean absorbidas por lafuente de fuente de alimentación.


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Un dispositivo host (servidor) es usualmente localizado en cuarto de control.Su función es supervisar la operación del sistema de control compuesto delos dispositivos conectados a la red de Fieldbus.

Para los sistemas de control que son limitados en tamaño, todos loscomponentes del cableado, el acondicionador de energía y adaptadorespuede estar en un solo bloque del cableado para formar una configuración dela estrella.

Figura 5.3.2 Configuración de Estrella.

Las Figuras 5.3.1 y 5.3.2 muestran solamente dos de las muchas posiblesconfiguraciones del Fieldbus. La fuente de potencia y el acondicionador dealimentación pueden estar en campo o en un panel. Los dispositivos decontrol pueden estar en campo con solamente un dispositivo de pantalla en elcuarto de control. Todas estas configuraciones son posibles siempre y cuando

se proporcionen las capacidades básicas de la distribución de la transmisión yde energía de la señal: un cable de conductor doble trenzado, dos conectoresterminales, y una fuente de potencia acondicionada.

Generalmente, hay menos de 16 dispositivos en un solo segmento deFieldbus, de una red simple. En una planta de proceso grande puede habervarios cientos de segmentos. Desde un punto de vista de la energía y de la

señal, cada uno de los segmentos es una red separada.


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5.4 Señales Fieldbus.

El par de cables trenzados, los conectores terminales, y la fuente de potencia

acondicionada, junto con el sistema de alambrado que puede transportarseñales entre los dispositivos del Fieldbus. Cuando un dispositivo eshabilitado para enviar señales, este varía la cantidad de corriente a través dela red.

Cuando no se está trasmitiendo, un dispositivo, toma la energía desde elcableado para su operación interna. Este también toma una corriente

adicional de 10mA para su gasto. Cuando un dispositivo transmite una señalalta, este regresa los 10mA extra. Esto incrementa el voltaje en el cableado.Cuando el dispositivo transmite una señal baja, este consume un extra de10mA del cableado, resultando un decremento del voltaje. La forma de ondade la señal se muestra en Figura 5.4.1. Note que la señal es arriba y abajo 24volts no transmitiendo sobre la red.

Figura 5.4.1 Señal de Fieldbus.

Los datos digitales son enviados a través de Fieldbus a una razón de31.25kb/s. Así, cada bit tiene 32 microsegundos de longitud. Los datosdigitales, unos y ceros, son representado como código de Manchester. Uncero es una transición de señal positiva en el medio del bit; un uno es unatransición negativa en el medio del bit.


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Una secuencia del código Manchester de unos y ceros aparece en la Figura5.4.2.

Figura 5.4.2 Señal código de Manchester.

Cuando un dispositivo comienza a transmitir, envía un preámbulo, una

secuencia de 8 bit con alternancia de unos y ceros.

Figura 5.4.3 Preámbulo.

Este patrón es utilizado por los dispositivos para la recepción parasincronizarse ellos mismos a las celdas limitantes.

Además de unos y de ceros, hay también dos símbolos de no-datos. Estossímbolos del no datos son N+, de alto nivel durante el bit completo, y un N-,un nivel bajo durante el bit completo. Estos símbolos son usados para hacerun delimitador de arranque que muestre donde inicia realmente y undelimitador final que muestre donde se para la transmisión de datos.


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Figura 5.4.4 Delimitadores de inicio y paro.

Cuando un dispositivo transmite, las diferentes partes son combinadas para

formar el marco de un dato.

Figura 5.4.5 Marco Fieldbus.

La porción de datos del marco contiene información tal como la dirección deldispositivo para el cual este marco es proyectada, identificación del tipo de

marco valores de la medición, etc. La porción de los datos de un marco puedeser hasta 266 bytes de longitud.

Los delimitadores son muy diferentes de cualquier patrón de señal quepudiera estar en la porción de los datos del marco. Esta diferencia permite

que la porción de los datos del marco sea identificada inequívocamente ypermite los datos corrompidos por ruido sean detectados usando una

secuencia de verificación demarco (FCS). El FCS es la última parte de la


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porción de los datos del marco. Esta característica hace Fieldbus mucho másrobusto que muchas otras redes del control.

Debido a que todos los dispositivos comparten el cable, sólo un dispositivodebe transmitir en cualquier tiempo determinado. De otra manera existiría uncaos sobre el cable con todas las señales transmitidas interfiriendo el uno conel otro. Un dispositivo especial, llamado Link Active Scheduler (programadoractivo de enlace LAS), selecciona que dispositivo puede transmitir. El LASpermite que cada dispositivo transmita enviando un marco especial a cadadispositivo alternadamente.


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5.5 Alimentación Fieldbus.

Una fuente de alimentación ordinaria del voltaje constante no se puede

utilizar directamente para accionar un Fieldbus. Un acondicionador de energía(PC) necesita ser utilizado para proporcionar un filtro entre la red y la fuentede energía de modo que las señales en la red no consigan ser absorbidas porla fuente de energía.

Una fuente de alimentación de Fieldbus con su acondicionador de energíatiene un número de requisitos que a continuación son mencionados:

[1]Voltaje.

El voltaje necesita estar entre 9 y 32 voltios. Generalmente, las fuentes dealimentación de Fieldbus proporcionan cerca de 24 voltios.

[2]Corriente.

Un dispositivo típico de Fieldbus consume cerca de 20 mA de corriente.Generalmente el numero de dispositivos de una red de Fieldbus es menor que16. Una fuente de alimentación con 16x20=320mA de rango de corriente essuficiente para la mayoría de las aplicaciones.

[3]Aislamiento Galvánico.

La fuente de alimentación y su acondicionador de potencia necesitan ser

eléctricamente aislados de la tierra. Esto significa que el conjunto de lasfuentes de alimentación de 24 volts de CD con acondicionadores que tienenuna salida aterrizada no pueden ser utilizadas, si ellos mismos noproporcionan aislamiento eléctrico. El aislamiento galvánico es importante enel ingreso y la reducción al mínimo de ruido y el abastecimiento deconfiabilidad de la red.


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Existe un número de otros requisitos de la fuente de alimentación tales comoruido, recuperación del cortocircuito, interferencia del segmento, etc.

La operación de la red de Fieldbus es totalmente dependiente de la fuente dealimentación. Si la fuente de alimentación o el acondicionador de energíafallan, la energía al segmento entero de la red y al proceso que controla sepierde. Para los sistemas de control que requieren alta disponibilidad, seutilizan las fuentes de alimentación redundantes de Fieldbus.

Si Fieldbus es usado en áreas peligrosas, se colocan requisitos adicionales en

las fuentes de alimentación.


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Capitulo 6. Sistema de Control Distribuido.

6.1 Definición de Sistema Control Distribuido.

Un Sistema de Control Distribuido más conocido por sus siglas en inglés DCS,es un sistema de control aplicado, por lo general, a un sistema de fabricación,proceso o cualquier tipo de sistema dinámico, en el que los elementos deltratamiento no son centrales en la localización (como el cerebro), sino que sedistribuyen a lo largo de todo el sistema con cada componente o sub-sistemacontrolado por uno o más controladores.

Todo el sistema de los controladores está conectado mediante redes decomunicación y de monitorización. DCS es un término muy amplio que seutiliza en una variedad de industrias, para vigilar y controlar los equiposdistribuidos.

Redes de energía eléctrica y plantas de generación eléctrica.

Señales de tránsito.

Sistemas de gestión del agua.Plantas de refinación de petróleo.

Plantas químicas.

Redes de sensores.

Figura 6.1.1 Arquitectura general de un DCS.


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6.2 Niveles de un Sistema de Control Distribuido.

Combinando los conceptos de lazo de control y comunicaciones industriales,

un sistema de control distribuido (DCS) consta de uno o más “niveles” decontrol, los cuales, están vinculados con el fin de ejecutar conjuntamentetareas complejas con un máximo de efectividad y una elevada optimizaciónen el uso de los recursos.

En la Figura 6.2.1 se muestra la relación existente entre los diferentes nivelesde un DCS, sobre los cuales sería interesante hacer la siguiente precisión: ensu definición original (clásica) eran los niveles 1, 2 y 3 los que realmente

formaban el DCS, estando el restante (4) más vinculado al sistema de gestiónde la empresa. Sin embargo, hoy en día, cuando se habla de controldistribuido se está haciendo referencia a la totalidad de la Figura 6.2.1, de ahíque se tienda a utilizar cada vez más el nombre de sistemas de informacióntotal. En los niveles inferiores de un control distribuido estarán aquelloselementos que están en contacto con el proceso y, por tanto, ajustados a losparámetros y variables que el proceso suministra y que el DCS debe controlar.

Figura 6.2.1 Niveles de un Sistema de Control Distribuido.

En los niveles superiores, los ordenadores, estaciones de trabajo e incluso losautómatas pueden llevar a cabo funciones adicionales tales como:concentración de datos, análisis y optimización de unidades (plantas odivisiones corporativas con cierto grado de autonomía) del proceso. La adición


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de algún otro nivel al DCS puede también ayudar a integrar actividadesrelacionadas con una división o una planta, tal como compras, recepción dematerial, control de inventario, facturación, control de calidad y servicios al

cliente o usuario.

Los sistemas de control distribuido multinivel poseen todas las posibilidadesde un sistema de control centralizado, mientras conservan la flexibilidad,seguridad y rapidez de respuesta de los controladores autónomos basados enmicroprocesadores. Por ejemplo, el fallo de cualquier componente de un DCSafecta sólo a una pequeña parte del proceso, si acaso. Por otro lado, si unelemento de un nivel superior falla, los controladores del Nivel 1 continuaránel control del proceso normalmente, entendiendo por normalidad la ejecuciónde la última labor encomendada (programada).

A diferencia de un sistema centralizado, sólo el Nivel 1 debe estar conectadoa las entradas y salidas del proceso. Un bus de datos sirve para lacomunicación entre los controladores y la interface del operador. Estadistribución física en varios niveles de control puede reducir

significativamente el coste del cableado y las modificaciones y mantenimientopueden llevarse a cabo sin interrumpir el proceso.

Inclusive, los DCS son fácilmente ampliables. Cualquier dispositivo que hayade añadirse se comunica con otros dispositivos ya instalados en el mismolugar. Esta modularidad proporciona una significativa mejora de costesdurante todas las fases de un plan de automatización.

En los niveles superiores, los ordenadores, estaciones de trabajo e incluso losautómatas pueden llevar a cabo funciones adicionales tales como:concentración de datos, análisis y optimización de unidades (plantas odivisiones corporativas con cierto grado de autonomía) del proceso. La adiciónde algún otro nivel al DCS puede también ayudar a integrar actividadesrelacionadas con una división o una planta, tal como compras, recepción dematerial, control de inventario, facturación, control de calidad y servicios al

cliente o usuario.


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Los sistemas de control distribuido multinivel poseen todas las posibilidadesde un sistema de control centralizado, mientras conservan la flexibilidad,

seguridad y rapidez de respuesta de los controladores autónomos basados enmicroprocesadores. Por ejemplo, el fallo de cualquier componente de un DCSafecta sólo a una pequeña parte del proceso, si acaso. Por otro lado, si unelemento de un nivel superior falla, los controladores del Nivel 1 continuaránel control del proceso normalmente, entendiendo por normalidad la ejecuciónde la última labor encomendada (programada).

A diferencia de un sistema centralizado, sólo el Nivel 1 debe estar conectadoa las entradas y salidas del proceso. Un bus de datos sirve para lacomunicación entre los controladores y la interface del operador. Estadistribución física en varios niveles de control puede reducirsignificativamente el coste del cableado y las modificaciones y mantenimientopueden llevarse a cabo sin interrumpir el proceso.Inclusive, los DCS son fácilmente ampliables. Cualquier dispositivo que hayade añadirse se comunica con otros dispositivos ya instalados en el mismolugar. Esta modularidad proporciona una significativa mejora de costesdurante todas las fases de un plan de automatización.


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6.3 Elementos requeridos por Nivel.

6.3.1 Nivel 1: Módulos de Entradas y Salidas, Sensores, Transmisores y

Actuadores.

Este nivel es el denominado de planta o proceso y es el que físicamente seencuentra en contacto con el entorno a controlar, tal como su nombre indica.Para maximizar los beneficios de un DCS, en este nivel se utilizan sensores,actuadores y módulos de E/S de los denominados “inteligentes” y quegeneralmente están basados en microprocesadores (regulación digital). Este

tipo de elementos son muy flexibles, permitiendo modificar tanto el controlcomo los cambios requeridos en el proceso, además de ofrecer una fácilampliación en caso necesario. Inclusive, los módulos de E/S pueden manejarvarios lazos de control, ejecutar algoritmos específicos, proporcionar alarmas,llevar a cabo secuencias lógicas y algunos cálculos y estrategias de controlaltamente interactivas.

Figura 6.3.1.1 Elementos del Nivel 1.


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Los sensores, transductores, actuadores y demás instrumentos de análisisincluidos en el Nivel 1, se encargan de comunicar las condiciones del procesoal sistema de control por un lado, y por otro, ajustan el proceso de acuerdo

con las órdenes recibidas desde el sistema de control, del mismo nive

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