Autorizada la entrega del proyecto del alumno:
PABLO GONZÁLEZ PÉREZ
El Director de Proyecto:
EVA MARÍA SOUSA
Fdo.: …………………… Fecha: ……/ ……/ ……
Vº Bº del Coordinador de Proyectos:
ÁLVARO SANCHEZ MIRALLES SADOT ALEXANDRES FERNÁNDEZ
Fdo.: ……………………
Fdo.: ……………………
Fecha: ……/ ……/ ……
PROYECTO FIN DE CARRERA
INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL EN UN TANQUE DE
GAS NATURAL LICUADO
AUTOR: PABLO GONZÁLEZ PÉREZ
MADRID, Junio 2005
UNIVERSIDAD PONTIFCIA COMILLAS
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)
INGENIERO AUTOMÁTICA Y ELECTRÓNICA INDUSTRIAL
Autor: González Pérez, Pablo.
Directora: Sousa, Eva María.
Entidad colaboradora: Sener, Ingeniería y Sistemas
RESUMEN DEL PROYECTO
El proyecto que se presenta consiste, fundamentalmente, en el estudio de la
instrumentación y el control de una planta almacenadora de gas natural licuado (Planta
regasificadora). En concreto se trata de la planta de Sagunto, ubicada en el pueblo del
mismo nombre en la provincia de Valencia, y perteneciente a Saggas (compañía donde
se encuentran las tres principales empresas eléctricas nacionales: Endesa, Iberdrola y
Unión Fenosa). Dicha planta está formada por dos grandes tanques de almacenamiento
de 150.000m3 de capacidad.
Las partes claramente diferencias que se tratan en este proyecto son:
Instrumentación de campo
Típicamente será para medida, monitorización y/o control de caudal, presión, nivel
y temperatura tal y como se indique en los diagramas de tuberías e instrumentos.
Estos instrumentos de campo, son especificados y seleccionados en base a su
conveniencia para la aplicación, y debido a las características especiales del tanque
(condiciones criogénicas para mantener el gas natural licuado) muchos de los sensores
tendrán que cumplir unas especificaciones de resistencia, rangos, precisiones,… acorde
con lo que se calcula en instrumentación. Aunque dichos sensores ya están
estandarizados por los proveedores, hay que realizar estudios y cálculos para elegir los
que mejor se adapten a nuestro proyecto y aplicación concreta. Además se debe de tener
en cuenta los estándares y certificados que el cliente exige en su especificación.
Control El estudio del control de la planta se subdivide a su vez en tres partes, desde el
propio sensor o equipo de medida anteriormente citado, el transmisor y las
comunicaciones hasta la sala de control.
* Los transmisores se encargan de enviar la señal eléctrica de la medida de
presión, temperatura, nivel o caudal que realiza el sensor/transductor en campo, hasta el
sistema de control. Por las condiciones del proceso y como ocurre en los sensores,
tendrán que ser tabulados al igual que los sensores para ver cual es el que mejor se
adapta a nuestra aplicación.
* Se estudian las comunicaciones de los dispositivos de campo al sistema de
control. Todos seguirán un protocolo de comunicación basado en HART (lo que también
será una exigencia para los proveedores).
El Sistema de Control realizará la regulación continua del proceso, además del
mando, enclavamientos, vigilancia de alarmas y generación de informes para la planta.
El control, monitorización y alarmas de la planta, serán implementados en un Sistema
con Control Distribuido (SCD o DCS). Para dimensionar dicho sistema se requiere una
serie de documentación especificada, partiendo siempre de los diagramas P&ID’s1 se
realizarán la lista de entradas/salidas al Sistema de Control, los diagramas lógicos (donde
se desarrolla el control propiamente dicho de cada planta) y los gráficos de control desde
donde se controla y monitoriza el proceso por el operador de la planta.
Todas las operaciones de la planta se controlan, como norma general, desde la
Sala de Control Central. Existen tres sistemas fundamentales de control
Sistema de Control Distribuido (DCS): sirve para controlar y
supervisar las operaciones de la planta. Es un sistema basado en el
control de procesos y en la adquisición de datos.
1 Piping and Instrument Diagrams: Diagramas de instrumentos y tuberías
Sistema de Emergencia (ESD): es un sistema con una lógica de
diseño con redundancia triple de circuitos a prueba de fallos. Tiene
altos niveles de integridad y seguridad de datos. Este ESD incluye
actuaciones de parada de emergencia y parada de proceso al DCS en
caso de problema.
Sistema de Fuego y Gas (F&GS): incluye detección de fuego, gas y
vertidos de gas licuado. Asimismo todos los equipamientos
relacionados con la lucha contra incendios. También se emite señales
al DCS en caso de emergencia.
Author: González Pérez, Pablo.
Director: Sousa, Eva María.
Collaborating company: Sener, Ingeniería y Sistemas
SUMMARY OF THE PROJECT
This project consists on the study of the instrumentation and control of a
Liquefied Natural Gas Plant (Regasifying Plant). The plant being built in Sagunto, in
the province of Valencia, and it belongs to Saggas (a consortium of the three main
spanish electric companies: Endesa, Iberdrola and Union Fenosa). The plant counts
with two large storage tanks with 150.000m3 capacity.
The areas of this project are:
Instrumentation in the field
As indicated in the Piping and Instrumentation Diagrams (P&ID’s), the instruments
will be used for measuring, monitoring and/or for controlling volume, pressure, level and
temperature.
The instruments are specified and selected according to the application, and
because of the particular operating conditions in most of the plant (cryogenic conditions
to maintain the natural gas in liquid state), most sensors need to comply with
specifications of resistance, ranks, precisions,… according with what is calculated in
orchestration. Despite these sensors are already standardized by the suppliers, many
studies and calculations have to be carried out in order to choose the ones that best fit the
specific requirements. Besides it should always be kept in mind the standards and
certificates that the client requires in his specifications.
Control The control of the plant comprises three parts: the sensor or primary element
itself, the transmitter, and the communications with the control room.
* The transmitters are electronic devices that are mounted in the field in close
proximity to a sensor. They are used to provide the correct electrical power to turn on
(or excite) the sensor, then to read the low level sensor signal, and amplify it to a higher
level electrical signal and send that signal a long distance to a control or read-out
device, which is normally in the control room.
In order to purchase the transmitters as well as the sensors, several suppliers
send technical and economical proposals. Then, it is necessary to do technical
comparisons between the offers to find the one that best fits technically and
economically.
* The communications between the devices in the field and the control system
are also studied. The communication is based on a HART protocol, which is also
required to the suppliers.
The Control System will carry out the continuous regulation of the process:
commands, interlocks, alarms follow up and creation of periodic plant reports. The
control, the monitoring and the alarms of the plant, are all implemented in what is called
a Distributed Control System (DCS). In order to specify the DCS, it is necessary
information whose starting point is always the P&ID’s. A list of Inputs and Outputs to
the Control System is then worked out in detail, and from there, the logic diagrams (used
to do the programming of the plant control) and the graphics to be displayed in screens
in the control room, which help the plant operators to control the plant.
In general, all the plant operations are controlled from the Central Control
Room. There are three main types of Control System:
Distributed Control System (DCS): it is where the operation of the
plant is supervised and controlled. It is based on the control of
processes and data acquisition.
Emergency System (ESD): it is a system based on fail-proof circuit
with triple redundancy. It has high levels of integrity and security of
data. The ESD includes emergency stop actions and process shut
down in the DCS in case of specific problems.
Fire and Gas System (F&GS): it includes detection of: fire, gas or
liquid natural gas leakage. Likewise all equipment related to fire
fighting. The operators will be warned through the DCS in case of
emergency.
ESTE PROYECTO CONTIENE LOS SIGUIENTES DOCUMENTOS:
DOCUMENTO Nº1: MEMORIA
1.1 Memoria descriptiva pág. 1 a 120
1.2 Cálculos pág. 1 a 4
1.3 Estudio Económico pág. 1 a 4
1.4 Estudio Ambiental pág. 1 a 7
1.5 Anexos pág. 1 a 66
1.6 Conclusiones pág. 1 a 2
1.7 Bibliografía pág. 1 a 2
DOCUMENTO Nº2: PLANOS
2.1 Lista de planos pág. 1 a 1
2.2 Planos pág. 1 a 24
DOCUMENTO Nº3: PLIEGO DE CONDICIONES
3.1 Generales y Económicas pág. 1 a 5
3.2 Técnicas y Particulares pág. 1 a 10
DOCUMENTO Nº4: PRESUPUESTO
4.1 Estimaciones pág. 1 a 1
4.2 Precios Unitarios pág. 1 a 1
4.3 Sumas parciales pág. 1 a 19
4.4 Presupuesto General pág. 1 a 1
DDOOCCUUMMEENNTTOO NNºº11 MMEEMMOORRIIAA
ÍNDICE GENERAL Pág
1.1. MEMORIA DESCRIPTIVA 1 -- 120
1.2. CÁLCULOS 1 -- 4
1.3. ESTUDIO ECONÓMICO 1 -- 4
1.4. ESTUDIO AMBIENTAL 1 -- 7
1.5. ANEXOS 1 -- 66
1.6. CONCLUSIONES 1 -- 2
1.7. BIBLIOGRAFÍA 1 -- 2
11.. MMEEMMOORRIIAA
DDEESSCCRRIIPPTTIIVVAA
ÍNDICE MEMORIA DESCRIPTIVA: CAPITULO 1: Introducción
1.1 Introducción al gas natural licuado (GNL): ................................................ 1
1.1.1. ¿Qué es el Gas Natural Licuado (GNL)?........................................ 1 1.1.2. Breve Historia de la Industria del GNL .......................................... 2 1.1.3. Peligros Derivados de las Bajas Temperaturas.............................. 3
1.2 Proyectos de gas natural existentes en España............................................ 4 1.3 Motivación del proyecto:............................................................................. 6
NOTA: Análisis de Instrumentación y el control de la Planta tratada en este Proyecto................................................................................................................... 7 1.4 Objetivos: .................................................................................................... 8 1.5 Metodología: ............................................................................................. 10 1.6 Recursos y herramientas utilizadas: .......................................................... 12 CAPITULO 2: La planta regasificadora 2.1 Introducción............................................................................................... 13 2.2 Proceso de licuefacción ............................................................................. 13 2.3 Funcionamiento de la planta...................................................................... 14
2.3.1 Etapa 1 .......................................................................................... 14 2.3.2 Etapa 2 .......................................................................................... 15 2.3.3 Etapa 3 .......................................................................................... 15 2.3.4 Etapa 4 .......................................................................................... 16 2.3.5 Etapa 5 .......................................................................................... 17 2.3.6 Etapa 6 .......................................................................................... 17 2.3.7 Etapa 7 .......................................................................................... 18
CAPITULO 3: Instrumentación 3.1 Introducción a la instrumentación ............................................................. 19
3.1.1. Estudio y elección de la instrumentación...................................... 19 3.1.2. Representación de los instrumentos: ISA...................................... 21 3.1.3. Codificación proyecto ................................................................... 24
3.1.3.1 Designación de etiqueta para instrumentos.................................. 24 3.1.3.2 Designación de etiqueta para líneas de proceso........................... 25
3.2. Instrumentos de medida de nivel:.............................................................. 28 3.2.1. Introducción .................................................................................. 28 3.2.2. Los diferentes instrumentos de nivel ............................................. 28
3.2.2.1 Nivel óptico: ......................................................................... 28 3.2.2.2 Nivel por desplazador: ......................................................... 29 3.2.2.3 Medida de nivel por presión diferencial: ............................. 29 3.2.2.4 Medida de nivel por barboteo:............................................. 30
3.2.3. Medida de nivel por flotador......................................................... 31 3.2.4. Medidor de Nivel, Densidad y Temperatura (LTD) ...................... 32
3.3. Instrumentos de medida de caudal ............................................................ 34
3.3.1 Introducción .................................................................................. 34 3.3.2 Elección medidor de caudal .......................................................... 34 3.3.3 Medición por diferencia de presiones ........................................... 35
3.3.3.1 Placa de Orificio .................................................................. 38 3.3.3.2 Tubo Venturi......................................................................... 42
3.3.4 Medición por velocidad................................................................. 44 3.4. Instrumentos de medida de temperatura:................................................... 46
3.4.1 Introducción .................................................................................. 46 3.4.2 Instrumentos de medición de temperatura .................................... 46 3.4.3 Termopares.................................................................................... 50 3.4.4 Termorresistencias:....................................................................... 54 3.4.5 Termopares contra termorresistencias: ....................................... 57 3.4.6 Elección del sensor de temperatura .............................................. 58
3.5.6.1 Skin Point: ............................................................................ 59 3.5.6.2 Conjunto termoelementos..................................................... 59 3.5.6.3 Sondas medida multipunto, interior tanque ........................ 60 3.5.6.4 Pulling-eye............................................................................ 60
3.4.7 Fuentes de error en la medición de temperatura .......................... 60 3.4.7.1 Calibración del sensor ......................................................... 60 3.4.7.2 Gradiente térmico................................................................. 61 3.4.7.3 Conducción de calor en el cabezal del sensor ..................... 61 3.4.7.4 Radiación.............................................................................. 61 3.4.7.5 Autocalentamiento del sensor .............................................. 61 3.4.7.6 Ruido eléctrico e interferencias ........................................... 62 3.4.7.7 Condensación ....................................................................... 62
3.5. Instrumentos de medida de presión ........................................................... 63
3.5.1 Introducción .................................................................................. 63 3.5.2 Elementos primarios de medida de presión .................................. 63
3.5.2.1 Elementos de columna de líquido......................................... 64 3.5.2.2 Elementos electrónicos......................................................... 66
3.5.3 Elementos de tipo elástico............................................................. 66 3.5.3.1 Tubo Bourdon tipo “C” ) ..................................................... 67 3.5.3.2 Bourdon Espiral ................................................................... 69 3.5.3.3 Bourdon Hélice..................................................................... 70
3.6. Válvulas..................................................................................................... 71
3.6.1 Introducción .................................................................................. 71
3.6.2 Válvulas de seguridad ................................................................... 71 Según su elevación ................................................................................ 73 Según su actuación................................................................................ 73 Según su agrupación ............................................................................. 73 Según su conexión ................................................................................. 73
3.6.3 Válvulas de control........................................................................ 80 CAPITULO 4: Control 4.1 Introducción............................................................................................... 92 4.2 Almacenamiento del GNL......................................................................... 92 4.3 Descripción del sistema de control............................................................ 94
4.3.1 Control de presión de los tanques................................................. 96 4.3.1.1 Introducción ......................................................................... 96 4.3.1.2 Control de presión normal ................................................... 97 4.3.1.3 Aumentos de presión ............................................................ 98 4.3.1.4 Descenso de presión........................................................... 100
4.3.2 Control de nivel de los tanques ................................................... 103 4.3.2.1 Introducción ....................................................................... 103 4.3.2.2 Nivel alto ............................................................................ 104 4.3.2.3 Nivel bajo ........................................................................... 106
4.3.3 Control de la temperatura........................................................... 106 4.3.3.1 Control de la temperatura del GNL ................................... 106 4.3.3.2 Control de la temperatura en otros componentes .............. 109
4.3.4 Control de la densidad ................................................................ 110 4.3.5 Control del contenido de oxígeno ............................................... 111 4.3.6 Purga de nitrógeno gaseoso........................................................ 111
4.3.6.1 Purga de nitrógeno gaseoso en el espacio de aislamiento 112 4.3.6.2 Purga de nitrógeno gaseoso en tanque interno.................. 113
4.3.7 Operación de llenado del tanque ................................................ 113
4.4 Comunicaciones ...................................................................................... 117 4.4.1 Transmisores ............................................................................... 117 4.4.2 Protocolo comunicación.............................................................. 118
4.4.2.1 Introducción ....................................................................... 118 4.4.2.2 La tecnología de una válvula HART .................................. 119
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 1
Capítulo 1: Introducción. 1.1 Introducción al gas natural licuado (GNL)
1.1.1. ¿Qué es el Gas Natural Licuado (GNL)?
El gas natural es una fuente de energía muy ventajosa. Se quema limpiamente, con
menos polución que otros hidrocarburos combustibles, y las reservas probadas de gas
natural son inmensas: cerca de 4.900 x 1012 pies cúbicos1 en todo el mundo, suficiente
para asegurar prácticamente el suministro a la tasa de consumo mundial actual durante
cerca de 60 años. Sin embargo, la mayor parte de las reservas conocidas de gas natural
se localizan desafortunadamente en áreas lejanas, con densidades de población muy
pequeñas. Grandes extensiones de Norteamérica y Europa cuentan con cinturones de
gasoductos para el transporte de gas desde los campos de producción a los mercados de
consumo. Sin embargo, actualmente el transporte por gasoducto no es una opción viable
económicamente para el transporte transoceánico de gas natural.
El gas natural, en estado normal, ocupa mucho volumen y solamente puede
transportarse a través de gasoductos, lo que hace inviable económicamente el transporte
a grandes distancias. El Gas Natural Licuado (llamado comúnmente GNL), por el
contrario, ocupa un volumen 600 veces menor, y puede transportarse a grandes
distancias por medio de buques tanque (ver Figura 1).
1 Un pie cúbico equivale a 0,028 metros cúbicos. (1 ft3 = 1 m3)
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 2
Figura 1: Típico Buque Tanque de GNL
El gas natural está compuesto principalmente por metano, 90%, y se condensa
cuando se enfría a -161,5º C manteniéndolo a presión atmosférica, lo que significa que
no está presurizado. Durante el proceso de refrigeración, se extraen las partes más
pesadas como oxígeno, dióxido de carbono y compuestos azufrados. Al enfriar el gas,
también se eliminan por congelación el agua y los líquidos del gas natural (LsGN), que
sean hidrocarburos como el butano. El GNL resultante pesa menos del 50% que el
agua. Es incoloro, inodoro, no corrosivo y no tóxico. Una tonelada de GNL equivale a
48,7 x 103 pies cúbicos de gas natural normal.
1.1.2. Breve Historia de la Industria del GNL
La licuefacción del gas natural comienza en el siglo XIX, en que el químico y físico
británico Michael Faraday comienza a experimentar con la licuefacción2 de varios tipos
de gases, incluido el gas natural. El ingeniero Alemán Karl Von Linde construyó la
primera máquina de utilidad práctica de refrigeración con compresor en Munich en
1873.
2 Proceso que consiste en convertir el gas en líquido (ver explicación en el )
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 3
La primera planta de GNL se construyó en West Virginia en 1912, y la primera
planta comercial de licuefacción se construyó en Cleveland, Ohio, en 1942. El GNL
solamente comenzó a ser una opción comercial viable en los años 1960 en que la
industria comenzó a perfilarse.
El primer contrato comercial se firmó entre Argelia y el Reino Unido para un
período de 15 años a partir de 1963. Argelia también mantuvo conversaciones
contraactuales con Francia en 1965, y Alaska y Japón firmaron otro contrato en 1969.
En los años 90, la comercialización de GNL en el mundo aumentó en una media del
6,7% al año, desde 52 millones de toneladas hasta más de 82 millones de toneladas. En
el 2000, la producción de GNL fue de alrededor de 100 millones de toneladas, lo que
supone un aumento del 7% con relación al año anterior. Asia importó el 70%, Europa el
25% y los EE.UU. el 5% restante.
Los suministros de GNL provienen de países que tienen superávit de gas natural
como Argelia, Brunei, Indonesia, Trinidad, Nigeria, Malasia, Qatar, Omán y Australia.
Puesto que estas áreas no están cerca de las áreas con demanda de gas natural, la
exportación de GNL es una opción viable económicamente.
1.1.3. Peligros Derivados de las Bajas Temperaturas
Como se ha comentado con anterioridad, el GNL hierve a –160°C
aproximadamente, a la presión atmosférica. Tanto el líquido como el vapor pueden
causar fragilidad y, como consecuencia, el fallo de los materiales de construcción y
contención, y en los instrumentos de medida de la planta.
Los líquidos criogénicos (como es el GNL) en contacto con la piel causan graves
quemaduras. Las tuberías y los equipos criogénicos están a temperaturas
extremadamente bajas, y debe evitarse el contacto corporal con tuberías o equipos
desnudos escarchados. Por lo general, los equipos criogénicos desnudos son
susceptibles de escarcharse, aunque, dependiendo de las condiciones atmosféricas, el
hielo puede cubrir esa escarcha formada (aunque es menos peligroso, también debe
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 4
evitarse el contacto). La línea escarchada, extremadamente fría bajo la escarcha, puede
provocar la congelación contra la línea criogénica o los equipos de la mano u otro punto
de contacto. Como mínimo, se deben llevar guantes que sean holgados, pero si se
trabaja en un área aislada de equipos criogénicos, también se debe llevar ropa protectora
del cuerpo.
1.2 Proyectos de gas natural existentes en España
La problemática del aislamiento de la península y la actual saturación de las
capacidades de entrada de gas al sistema se han solventado con la progresiva puesta en
funcionamiento de los proyectos de nuevos terminales de regasificacion: Bilbao, El
Ferrol y Sagunto (proyecto actual en el que se basa este proyecto fin de carrera), y con
la ampliación de los actualmente existentes: Huelva, Barcelona y Cartagena (ver Figura
2 o ANEXO 5.6: MAPA DE LA RED GASISTA DE LA PENINSULA).
Por otra parte, el famoso proyecto Medgaz, supone la construcción de un nuevo
gasoducto de interconexión con el Zagreb (en concreto, el proyecto consiste en la
realización de un gasoducto submarino internacional que unirá Argelia con España y
Europa, pasando por Almería.) y que arrancará en julio de 2006 y finalizará en 2009,
año en que está prevista su puesta en servicio con una capacidad inicial de transporte de
8.000 millones de metros cúbicos de gas anuales. Con esto parece que se da la
posibilidad de conseguir gas a un coste inferior y España se afianza como zona de
tránsito de gas hacia Europa (superando la situación actual situación de final de la red
gasista europea).
Por lo tanto, puede decirse que la Península Ibérica supone la zona de mayor
potencial de negocio gasista en los próximos años. Esta oportunidad podrá ser
aprovechada fundamentalmente por las empresas eléctricas, que tomarán un papel cada
vez más relevante en este mercado, tanto en lo que se refiere a la demanda como a las
infraestructuras. Por ello el interés de estas principales compañías energéticas europeas
se ha visto incrementado para tener una mayor presencia en España y Portugal.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 5
Figura 2: Red básica de gaseoductos
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 6
1.3 Motivación del proyecto De acuerdo a lo expuesto hasta ahora, la importancia hoy en día del Gas natural es
fundamental tanto para el consumo particular como para la producción de energías
limpias y menos peligrosas (los ciclos combinados, por ejemplo). Por ello, y en
colaboración con el Departamento de Instrumentación y Control de la empresa Sener Ingeniería, que se encuentra en la actualidad desarrollando un proyecto de una
regasificadora en el puerto de Sagunto (Valencia), se ha desarrollado este Proyecto fin de
carrera en el que se pretende mostrar el trabajo de diseño y cálculo de una planta de estas
características.
En dicho Departamento se realiza todo el cálculo y el estudio del control de la planta
según los requerimientos del cliente, de acuerdo a las estrictas normas de seguridad
dada la peligrosidad del gas natural licuado (temperaturas extremadamente bajas) y a las
especificaciones técnicas concretas para este tipo de plantas (Ver ANEXO 5.2: TABLA
RESUMEN DATOS DE PROCESO).
Debido a la gran complejidad y extensión de esta planta, se ha desarrollado y
estudiado fundamentalmente tanto la instrumentación como el control de los tanques de
almacenamiento de GNL (Gas Natural Licuado), los cuales suponen el 60%
aproximadamente de la inversión total, tratándolos como “unidades paquete” separadas
de la planta general.
La principal motivación a la hora de elegir este estudio, ha sido la posibilidad de
realizar el análisis de un proyecto real, que tiene lugar al mismo tiempo en que se
desarrolla este proyecto fin de carrera, teniendo además la posibilidad de trabajar día a
día en una empresa de ingeniería, con todas las situaciones reales que ello conlleva:
problemas de cálculo de algunos instrumentos, cambios de datos de procesos por otras
secciones, problemas en obra, trato con proveedores por material requerido difícil de
encontrar o por agotar plazos de entrega lo que retrasaría la obra… etc. Todo ello,
adicionalmente, en el marco de un campo como el del gas natural, que se encuentra en
plena expansión.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 7
NOTA: Análisis de Instrumentación y el control de la
Planta tratada en este Proyecto El estudio y cálculo de una planta regasificadora completa es un proyecto que
puede prolongarse durante 3 o 4 años para una empresa grande de ingeniería. Son varios
los departamentos (obra civil, ingeniería de procesos, tuberías, instrumentación y
control... etc.) que durante estos años realizan todos los cálculos, informes y estudios.
Por ello, queda justificado que en este proyecto de fin de carrera que se desarrolla en tan
solo un año y por una sola persona, no se puede abarcar el estudio de la totalidad de una
Planta. Quiere aclararse a este respecto que se fijan en su realización unos límites. Así,
se dejan de lado algunas partes o “unidades de la Planta”, para centrar el estudio
únicamente en la complejidad de los tanques de almacenamiento de GNL (y en
particular en uno de los dos, ya que los dos existentes son “gemelos”).
El objetivo principal de este proyecto fin de carrera tampoco es el de desarrollar
un manual extenso que explique el funcionamiento de una planta de estas
características, sino el lograr una visión global y sencilla de un funcionamiento general,
y una comprensión más en detalle de las funciones de los tanques de almacenamiento
para el conjunto de las instalaciones.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 8
1.4 Objetivos El objetivo principal de este proyecto es el estudio de la instrumentación necesaria
para los tanques de GNL, así como el desarrollo del control y comunicación entre ellos.
En base a lo cual, el presente proyecto se podría dividir en los siguientes objetivos:
Estudio de un proyecto real
Estudio de un proyecto de ingeniería real en el que se incluyen y desarrollan
diversos aspectos industriales, como la electrónica de los sensores, las comunicaciones,
el control, los tipos de materiales…Y en el que se trabaja con documentos reales, tales
como planos, diagramas, datos de procesos, listas de instrumentos…
Análisis detallado de una Planta de almacenamiento de Gas
SENSORES
Típicamente serán para medida, monitorización y/o control de caudal, presión,
nivel y temperatura tal y como se indique en los diagramas de Tuberías e Instrumentos
(llamados comúnmente P&ID’s3).
Los instrumentos de campo, serán especificados y seleccionados en base a su
conveniencia para la aplicación. Aunque dichos sensores ya están estandarizados por los
proveedores, hay que realizar estudios y cálculos para elegir los que mejor se adapten a
nuestro proyecto y aplicación concreta. Además se deberán de tener en cuenta los
estándares y certificados que el cliente exige en su especificación.
TRANSMISORES
Los transmisores se encargan de enviar la señal eléctrica de la medida de presión,
temperatura, nivel o caudal que realiza el sensor/transductor en campo, hasta el sistema
de control. Por las condiciones del proceso y como ocurre en los sensores, tendrá que ser
tabulado al igual que los sensores para ver cual es el que mejor se adapta a nuestra
aplicación.
3 Piping and Instrument Diagrams: Diagramas de instrumentos y tuberías. Ver Plano: PFC-03
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 9
SISTEMA DE CONTROL
El Sistema de Control realizará la regulación continua del proceso, además del
mando, enclavamientos, vigilancia de alarmas y generación de informes para la planta.
Para ello se estudiará, según los instrumentos elegidos con anterioridad, cómo responde
la planta a diferentes situaciones, como aumentos de presiones, cambios de temperaturas
e incluso al propio llenado del tanque.
COMUNICACIONES
En éste último punto se pretende estudiar las comunicaciones de los dispositivos de
campo al sistema de control. Todos seguirán un protocolo de comunicación basado en
HART , y se estudiará la combinación de éste con el actual sistema 4-20 mA analógico.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 10
1.5 Metodología El desarrollo del presente Proyecto se basa en la siguiente metodología y fases:
• Fases:
1.- Estudio de planos, diagramas e instrumentos: implica la recopilación de la
información técnica proporcionada por la empresa en la que desarrollo mi beca, así
como su posterior asimilación. Se dispone para ello, además, con toda la bibliografía
especializada, con el contacto directo de los compañeros ingenieros que trabajan en
este proyecto e incluso con el trato personal con los proveedores los cuales ofrecen
información detallada de sus propios dispositivos.
2.- Estudio y cálculo de los tipos de sensores, de acuerdo a su ubicación en la planta:
debido a las características especiales del tanque (condiciones criogénicas) muchos
de los sensores tendrán que cumplir unas especificaciones de resistencia, rangos,
precisiones, … acorde con lo que se calcula en instrumentación. Se realizará el
estudio de cada sensor necesario en cada caso concreto, tras lo cual se generará una
hoja de datos. Esta hoja de datos será la que posteriormente se utilice para pedir
oferta a los distintos suministradores y además más tarde para labores de
mantenimiento (limpieza, recambio, etc).
3.-Los transmisores seguirán el mismo tratamiento que los sensores, cada uno será
estudiado y calculado individualmente para que cumpla con el fin requerido.
4.- Desarrollo de la lógica para el Control de la Planta: El control, monitorización y
alarmas de la planta, serán implementadas en un Sistema con Control Distribuido
(SCD). Para dimensionar dicho sistema se requiere una serie de documentación.
Partiendo siempre de los diagramas P&ID’s se realizarán la lista de entradas/salidas
al Sistema de Control, los diagramas lógicos (donde se desarrolla el control
propiamente dicho de cada planta) y los gráficos de control desde donde se controla y
monitoriza el proceso por el operador de la planta.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 11
Con toda esta documentación se realiza el dimensionado del hardware del Sistema de
Control Distribuido y posteriormente su programación. Posteriormente se pasará a
realizar los controles, visualizaciones, alarmas y parada automática, de cuerdo con lo
mostrado en P&ID’s y exigencias del cliente; para ello, se desarrollarán las funciones
convenientes para control y enclavamientos.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 12
1.6 Recursos y herramientas utilizadas Además de los recursos, ya mencionados previamente, con los que se cuenta
dado el desarrollo de la Beca en empresa (informes, planos…), se emplearán en el
desarrollo de este Proyecto las siguientes herramientas:
InTools: Para los objetivos de estudio de sensores y transmisores, se utilizará la
herramienta informática INTOOLS, la cual a parte de ser una base de datos con
las hojas de características de todos los instrumentos (como se comentó en el
apartado de metodología), es un programa para realizar cálculos.
AutoCad: para la modificación de planos del proyecto original planta
adaptándolo a este proyecto fin de carrera. Para ello se ha tenido que eliminar
algunas unidades paquete que debido a su complejidad de estudio, por
pertenecer a otra sección de ingeniería o incluso por ser paquetes cerrados que el
cliente exige, no se contempla en el P&ID y no se hace referencia en toda la
memoria. Por destacar algunos: Cromatógrafo, sistema de análisis…etc.
MicroStation: empleado sólo para el visionado de planos.
FLOWEL: Programa informático para el cálculo de Placas de Orificio y demás
elementos primarios de caudal.
SICon (versión 4.0): utilidad de conversión de distintos sistemas de medida
(presión, fuerza, caudal…etc) a distintas unidades (SI, americano, ingles,
otros…)
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 13
Capítulo 2: La planta regasificadora
2.1 Introducción Para el transporte en buques metaneros, el gas natural debe someterse a procesos
de separación y licuefacción. Estos procesos generalmente tienen lugar en plantas de
licuefacción cercanas a los lugares de extracción o unidas a ellos mediante gasoductos.
Tras la licuefacción a temperatura de -160 ºC, el gas natural es almacenado en
depósitos criogénicos hasta su embarque en los buques metaneros para su envío a las
plantas de regasificación.
Los depósitos criogénicos, sistemas de transporte y dispositivos de carga y
descarga a/de los buques dentro de ambas plantas son muy similares.
2.2 Proceso de licuefacción A continuación se explica el proceso de licuefacción, es decir, el paso del gas a
estado líquido. Este proceso se divide en dos partes, el circuito de gas natural y los
ciclos de refrigeración, que se explican a continuación:
a) Circuito de gas natural: Como la licuefacción del gas natural implica
trabajar a temperaturas alrededor de -160 ºC, (1m3 de gas natural licuado
equivale a aproximadamente 593 m3 de gas natural en estado gaseoso), deben
eliminarse los componentes que se congelan (agua, gases ácidos e hidrocarburos
pesados) pues durante el proceso de enfriamiento pueden obstruir el circuito de
éste o producir daños (corrosión, picaduras, etc.) y los compuestos nocivos para
la instalación (mercurio). También es necesario eliminar la presencia de
compuestos que excedan el límite permitido por las especificaciones del gas
comercial obtenido en el punto de recepción una vez vaporizado en GNL.
b) Circuito de refrigeración: En él se elimina el calor sensible y latente del gas
natural, de forma que se transforma de estado gaseoso a alta presión a estado
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 14
líquido a presión atmosférica. Se producen en el mismo, varios procesos, uno de
los cuales es la refrigeración por mezcla de fluidos refrigerantes y
preenfriamiento con propano, proceso con una notable fiabilidad tras los
resultados y experiencia obtenida mediante las plantas construidas hasta la fecha.
2.3 Funcionamiento de la planta En este apartado se estudia el funcionamiento de una planta regasificadora, sin
entrar en detalles más concretos sobre los distintos equipos o procesos, ya que no se
pretende desarrollar una manual sino una explicación gráfica y breve para que
posteriormente se pueda entender mejor los instrumentos seleccionados. Para ello, se ha
resumido en 7 etapas:
2.3.1 Etapa 1
Una vez el barco metanero se encuentra en el muelle de descarga, el gas natural que
se encuentra en estado líquido (GNL) y a una temperatura -163º C en el interior de los
depósitos del barco, se descarga a través de los brazos ubicados en el muelle (ver
Figura 3).
Figura 3: Llegada del buque metanero y descarga del gas
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 15
2.3.2 Etapa 2
A través de los conductos que unen los brazos con los tanques circula el GNL que se
almacena en el interior de los mismos (ver Figura 4).
Figura 4: Almacenamiento en los tanques criogénicos
2.3.3 Etapa 3
El aporte de calor al GNL (proceso de bombeo o radiación solar) provoca que una
fracción de éste pase a fase vapor. Este gas de Boil-off (GBO4) (ver Figura 5) se utiliza
para:
Compensar el desplazamiento de la carga que se origina en el proceso de
descarga del buque.
Reinyectar en el Proceso gracias al Relicuador (tras pasar por unos
comprensores).
Cuando excede la capacidad de los dos anteriores el gas sobrante se quema
en la antorcha.
4 Se denomina Gas Boil-off (GBO), al gas que se pierde del calentamiento del gas natural licuado.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 16
Figura 5: Gestión del exceso de gas generado
2.3.4 Etapa 4
Un sistema de bombeo ubicado en el interior del Tanque, denominado primario,
permite la conducción del GNL al Relicuador, que actúa como acumulador de líquido
para las bombas secundarias y permite la recuperación del Boil Off, incorporándolo a la
corriente de GNL (ver Figura 6).
Figura 6: Relicuador
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 17
2.3.5 Etapa 5
El GNL procedente del Relicuador es bombeado a alta presión por un sistema de
bombeo denominado secundario (ver Figura 7), de diseño análogo al primario (Etapa
2).
Figura 7: Bombeo de alta presión
2.3.6 Etapa 6
El paso de líquido a gas se realiza a través de vaporizadores de agua de mar. El
GNL se transforma en vapor utilizando agua de mar siendo calentado a una temperatura
mayor de 0º C. Existe un vaporizador, denominado de combustión sumergida, utilizado
en periodos de mantenimiento de los anteriores o en demandas punta donde el GNL es
calentado y vaporizado por efecto de un quemador sumergido en agua, que utiliza como
combustible gas natural (ver Figura 8).
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 18
Figura 8: Vaporización
2.3.7 Etapa 7
El gas natural procedente de los vaporizadores se dirige a través de un colector
común a unos sistemas de regulación, medida y odorización desde los cuales el gas se
inyecta, por medio de un gasoducto, en la Red General Básica (ver Figura 9).
Figura 9: Medida y odorización
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 19
Capítulo 3: Instrumentación.
3.1 Introducción a la instrumentación
3.1.1. Estudio y elección de la instrumentación
La metodología seguida en este proyecto para la elección de los elementos de
campo, ya sean válvulas, sensores, indicadores…etc, es la siguiente:
Inicialmente se parte de una especificación de ingeniería (denominada
Kellogg) que se ha aplicado en otros proyectos de regasificadoras, siguiendo
unas normas recomendadas tanto de seguridad como de cálculos.
Con esta especificación, se realiza un estudio de cada sensor según en qué
parte del tanque o línea este conectado y según unos datos de proceso. En
estos últimos, (ver ANEXO 5.2: TABLA RESUMEN DATOS DE
PROCESO) se indica la temperatura, la presión, el estado (líquido o gas),
densidad, viscosidad…etc., datos que se utilizan para el cálculo de los
sensores de temperatura que deben cumplir unas especificaciones de
resistencia, rangos, precisiones.
Con este estudio para cada sensor y para cada caso concreto, se acaba
generando una hoja de datos (ver ANEXO5.3: HOJAS DE DATOS)
mediante la aplicación informática Intools. Esta hoja de datos es la que se
utiliza para pedir oferta a los distintos suministradores y además servirá más
tarde para labores de mantenimiento (limpieza, recambio, etc.).
Cabe destacar que estas requisiciones técnicas de temperaturas con las hojas
de datos son más o menos flexibles, es decir, en este campo están
prácticamente tabulados en el mercado todos estos sensores para distintas
aplicaciones. Por ello, el suministrador nos presenta una oferta ajustándose a
nuestros cálculos y especificaciones
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 20
Seguidamente se hace una pequeña introducción al mundo de la instrumentación, y
aunque hay una amplísima gama de instrumentos existentes en el mercado, se podría
clasificar, atendiendo a su función, de forma esquemática de la siguiente manera:
Instrumentos de medida, su función consiste en dar una señal (visual,
neumática, electrónica, o de otro tipo) proporcional a la variable medida. Este
grupo engloba los indicadores y registradores locales, los transmisores y los
termostatos y presostatos (ver Cuadro 1).
Instrumentos de regulación o control, son los encargados de mantener
la variable controlada en un valor deseado o bien dentro de ciertos límites. El
más característico, de los instrumentos de este grupo, es el controlador (ver
Cuadro 2).
Instrumentos actuadores, son los que, en función de las señales
recibidas de los instrumentos del grupo anterior, actúan, directa o
indirectamente, sobre la variable controlada. Son, por ejemplo, las válvulas de
control, las válvulas de solenoide, los actuadores mecánicos, etc.
Existe además toda una serie de instrumentos auxiliares de muy difícil
clasificación, como convertidores, posicionadores, etc. Variable medida
Función
Ejemplo
Indicación local de la variable medida
Manómetros Termómetros Niveles de vidrio
Transmisión de una señal electrónica o neumática proporcional a la variable medida
Transmisores neumáticos Transmisores electrónicos
Las m
ás h
abitu
ales
son:
pr
esió
n,
nive
l, ca
udal
te
mpe
ratu
ra,
nive
l y c
ompo
sici
ón
Cierra o abre un contacto eléctrico o una pequeña válvula neumática al alcanzar la variable medida un valor predeterminado
Termostatos Presostatos
Cuadro 1: Instrumentos de medida
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 21
Rango:
Límites (inferior y superior) de medida de un instrumento.
Error:
Diferencia algebraica entre el valor indicado y el verdadero.
Precisión:
Capacidad de un instrumento de medida de medir sin error, en otras palabras, de decir la verdad. Se expresa en porcentaje del rango de medida.
Repetibilidad:
Capacidad de un instrumento para indicar la misma medida para un mismo valor medido en las mismas condiciones, en otras palabras, se puede decir que es la capacidad de contar la misma historia (la cual no tiene necesariamente por qué ser verdadera).
Linealidad:
Indica el grado de variación de la precisión de las medidas según en qué parte del rango se está haciendo la medida, se expresa en porcentaje de desviación de una línea recta.
Cuadro 2: Características de los instrumentos de medida
3.1.2. Representación de los instrumentos: ISA
Con el objeto de poder representar los instrumentos de medida y control en los
esquemas de los procesos y diagramas (P&ID), debe emplearse una simbología que
pueda proporcionar una información práctica sobre el tipo y función de cada uno de
ellos, así como una referencia que puede ser requerida para otras aplicaciones.
La simbología más usada hoy en día y acepada casi en todo el mundo, con ligeras
variantes, es la que sigue el criterio dado por ISA5 (Ver ANEXO 5.4: RESUMEN DE
CÓDIGOS Y ESTÁNDARES).
Cada instrumento se identifica mediante un sistema de letras que lo clasifica en
cuanto a la función, añadiéndole un número que establece la identidad del lazo. En
general, este número resulta común con el resto de los instrumentos del lazo.
5 Instrument Society of America
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 22
Una identificación típica para un regulador-registrador de presión es la siguiente:
P R C - 3 Primera Letras Número letra sucesivas del lazo Identificación Identificación funcional del lazo
Esta identificación típica se puede complicar añadiendo, codificada, información tal
como la planta o área a la cual pertenece el lazo.
En el Cuadro 3 se muestran los significados de las letras según su posición y
algunos ejemplos de nomenclatura y simbología en los Cuadro 4 y Cuadro 5
respectivamente.
Cuadro 3: Nomenclatura ISA. Significado de las letras
PRIMERA LETRA LETRAS SUCESIVAS Parámetro medido Modificación Función pasiva Función de salida Modificación
A Análisis Alarma B Llama Disponible Disponible Disponible C Conductivid. Eléctr. Control D Densidad Diferencial E Tensión (EMF) Elem. Primario medid. F Caudal Relación G Medida dimensional Vidrio H Manual Valor alto I Intensidad eléctrica Indicador J Potencia K Tiempo L Nivel Lámpara Valor bajo M Humedad N Disponible Disponible Disponible Disponible O Disponible Orificio P Presión Q Cantidad Totalización R Radiactividad Registro S Velocidad Seguridad Interruptor T Temperatura Transmisor U Multivariable Multifunción Multifunción Multifunción V Viscosidad Válvula W Peso Vaina X Varios Varios Varios Varios Y Disponible Relé Z Posición Elemento final de
control
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 23
Indi
caci
ón lo
cal
Reg
istr
o lo
cal
Tra
nsm
isió
n de
se
ñal
Act
uaci
ón
de
cont
acto
el
éctr
ico
Con
trol
ador
in
dica
dor
Con
trol
ador
re
gist
rado
r
PRESIÓN PI (manómetro)
PR PT PS (presostato)
PIC PRC
NIVEL LI LR LT LS LIC LRC CAUDAL FI FR FT FS FIC FRC TEMPERATURA TI
(termómetro)TR TT TS
(termostato) TIC TRC
Cuadro 4: Ejemplos de nomenclatura ISA LOCAL PANEL
Manómetro (indicador local de presión)
Presostatos (interruptor local) con alarma en panel (el círculo partido denota instalación en panel)
Transmisor electrónico, de presión, con indicador en panel
Idem con registrador en panel
Idem con registrador con alarma en panel
Lazo de control compuesto de transmisor con indicador-controlador en panel y válvula de control
PI 1
PS 2
PA2
PT 3
PI 3
PT 4
PR4
PT 5
PT 5
PA5
PS5
PT 6
PIC6
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 24
LOCAL PANEL
Idem con registrador-controlador
Cuadro 5: Ejemplos de símbolos ISA
3.1.3. Codificación proyecto
Este apartado se destina a la explicación del sistema de codificación de equipos,
materiales e instrumentos que se aplican en el desarrollo del proyecto. Se parte, para
ello, de la simbología y nomenclatura ISA que se comentó con anterioridad.
Los códigos de designación de etiqueta a emplear se dividen en los siguientes
grupos:
Instrumentos.
Líneas de proceso y servicios auxiliares.
Cables de instrumentación y control.
3.1.3.1 Designación de etiqueta para instrumentos
Esquema de etiqueta para instrumentos:
(UNIDAD)-(CÓDIGO ISA)-(Nº DE P&ID)(Nº)(MUTIPLICIDAD)
Máscara de etiqueta para instrumentos: 99-CCC-77 888B donde:
• 99 = UNIDAD, código compuesto por dos dígitos numéricos (ver Cuadro 66).
• CCC = CÓDIGO ISA, código compuesto 2-3 caracteres alfabéticos
• 77 = Nº DE P&ID, número de orden del P&ID donde se encuentra incluido el
instrumento; 6 Como se describió en la NOTA del apartado “metodología”, solamente se tratarán en este proyecto los tanques de almacenamiento de GNL, UNIDAD 20, quedando por lo tanto las otras unidades como curiosidad.
PT 7
PRC 7
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 25
• 888 = Nº, número secuencial empezando por el 001.
• B = MULTIPLICIDAD, código compuesto por un carácter alfabético, con los
siguientes valores:
A, B, C, etc = instrumentos múltiples con idéntica medida de variable de
proceso, con independencia de su función (control, medida,
enclavamiento).
Ejemplo:
20-TT-01 013, transmisor de temperatura 13 de la temperatura del techo del
tanque, contenido en el P&ID 20.
3.1.3.2 Designación de etiqueta para líneas de proceso
Esquema de etiqueta para líneas:
(SERVICIO)-(UNIDAD)(Nº)-(TAMAÑO”)(ESPECIFICACIÓN TUBERÍAS)
Máscara de etiqueta para líneas de proceso y servicios auxiliares: PP-99888-
N”donde:
• PP = CODIGO DE SERVICIO DE LA LÍNEA código compuesto por dos
dígitos, de acuerdo con el contenido del Cuadro 77.
• 99 = UNIDAD, código compuesto por dos dígitos numéricos (ver Cuadro 6).
• 888 = Nº, número secuencial empezando por el 001.
• N = Tamaño de la línea en pulgadas8.
• nota1 = Especificación de Tuberías que aplica a la línea. Ejemplo 1R1J
7 Como se ha descrito, solamente se tratarán en este proyecto los tanques de almacenamiento de GNL, por lo que solo servirán de referencia las LINEAS que se encuentren en esa zona. 8 Una (1) pulgada en Sistema Internacional (SI) equivale a 2,54 cm.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 26
Ejemplos:
NG-20001-24” 1R0JL - 7, Línea 001 de servicio de Aire de Instrumentos
de la unidad 20 de 24”, especificación 1R0JL .
Código Ud. Descripción del AREA & Unidad UNIDAD DE PROCESO
00 Planta completa. Código común y general 10 Descarga de GNL 20 Almacenamiento de GNL y bombas primarias de GNL 30 Recondensador y sistema de envío alta presión 40 Sistema de manejo de boil-off gas 56 Aire de planta y aire de instrumentos 60 Sistema de agua de mar
63 Protección contra incendios y otros sistemas de seguridad
65 Antorcha y venteos 80 Infraestructuras. Código común y general 81 Edificio Administración 82 Edificio Mantenimiento 83 Edificio Bomberos 84 Edificio Sala Control planta proceso 85 Edificio Sala Control muelle atraque 86 FIR Planta Proceso 87 FIR muelle atraque 88 Edificio Portería 50 Subestación de Acometida 132 kV GIS 51 Subestación eléctrica planta proceso 52 Sistema de fuerza 53 Sistema de puesta a tierra 54 Subestación eléctrica muelle atraque 55 Sistema de Fuel Gas 57 Sistema de nitrógeno 59 Agua de servicio 64 Tratamiento de efluentes y aguas residuales 66 Sistema de gasoil 67 Sistema de acondicionamiento de aire / HVAC 90 Sistema de alumbrado 91 Sistema de comunicaciones
Cuadro 6: Unidades y servicios
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 27
Código SERVICIO Código SERVICIO
A Air NA Caustic AV Atmospheric Vent NG Natural Gas CA Catalyst NI Nitrogen CF Chemical Feed O Oil CH Chemicals OW Oily Water Sewer CL Chlorine P General Process CO Carbon Dioxide PA Plant Air CS Chemical Sewer PG Purge/Process Gas DA Dry Air RV Safety Relief Device
Discharge DM Demineralised Water RW Raw Water DR Drain SL Slurry DW Drinking Water SO Seal Oil ES Exhaust Steam SR Seawater Return FG Fuel Gas SS Seawater Supply FO Fuel Oil ST Storm Water Sewer FW Fire Water SW Service Water HE Helium SY Sanitary Sewer IA Instrument Air V Vent IG Inert Gas VT Vessel Trims LG Liquefied Natural Gas WO Wash Oil LN Liquid Nitrogen WW Waste Water LO Lube Oil
Cuadro 7: Sevicios
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 28
3.2. Instrumentos de medida de nivel
3.2.1. Introducción
Uno de los parámetros más comunes e importantes en todo tipo de industria, es la
medida y control de nivel de producto en los recipientes. Existen diversas formas para
medir el nivel, esto se debe, principalmente, a que hay muchas variedades de productos,
así como de recipientes, que pueden complicar algo que a primera vista parece muy
simple.
A continuación se mencionarán algunos de los instrumentos para la medición de
nivel, aunque finalmente se explicará el utilizado en la planta y por lo tanto el que más
se ha desarrollado para este proyecto fin de carrera.
3.2.2. Los diferentes instrumentos de nivel
3.2.2.1 Nivel óptico Se trata del método más simple y a la vez más barato para medir nivel de
líquidos en un recipiente (ver Figura 10). Consiste, simplemente, en un tubo
transparente vertical conectado lateralmente al recipiente.
Figura 10: Principio de los niveles ópticos y un Nivel de vidrio.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 29
3.2.2.2 Nivel por desplazador
Este método de medida de nivel, se basa en el principio de que un cuerpo
sumergido en un fluido, experimenta una pérdida de peso equivalente al peso del
fluido que desplaza. Así pues, mediante la medida del peso aparente de un cilindro
sumergido en el fluido, se obtendrá una medida de nivel. Cuando el nivel sube, el
peso aparente del cilindro disminuye en proporción lineal con el nivel (ver Figura
11).
Figura 11: Principio de los niveles de desplazador.
3.2.2.3 Medida de nivel por presión diferencial
Este sistema de medida es muy popular debido, principalmente, a que se
emplean materiales sencillos de instalar, relativamente baratos y que ocupan poco
espacio. El instrumento de medida consiste en un medidor de presión diferencial
estándar, igual a los empleados para la medida de caudal (ver apartado 3.3 de este
mismo capítulo). Estos pueden ser, bien uno de fuelles, o bien de equilibrio de
fuerzas mediante diafragmas de pequeño desplazamiento.
Este sistema de medida puede ser usado siempre y cuando el recipiente tenga
las medidas adecuadas para satisfacer el rango mínimo del medidor. La conexión
inferior, correspondiente al nivel mínimo, se conecta al lado de “alta presión”
(A.P.) del cuerpo del medidor, y el lado de “baja presión” (B.P.) se conecta a la
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 30
parte superior del recipiente si es un recipiente cerrado; si fuera un recipiente
atmosférico, la conexión (B.P.) de baja, se deja abierta a la atmósfera (Ver Figura
12).
Figura 12: Niveles de presión diferencial.
3.2.2.4 Medida de nivel por barboteo
Este tipo de sistema de medida posiblemente sea el más barato, incluye un
manómetro medidor de presión, que es el que se encarga de medir el nivel. El
mencionado manómetro indicador de nivel se puede colocar en cualquier sitio
accesible, ya que su instalación no viene limitada por el recipiente. También, este
sistema es bastante popular y particularmente ventajoso en aplicaciones con
líquidos corrosivos o con materias en suspensión, ya que en este sistema el fluido
no penetra en el medidor ni en la tubería de conexión.
Básicamente, consiste en un tubo sumergido en el recipiente hasta el nivel
mínimo, según se indica en la Figura 13, y mediante un regulador de presión se
hace pasar por el tubo un pequeño caudal de aire o gas, hasta que burbujea por el
extremo del mismo. La presión necesaria para hacer salir las burbujas, es
exactamente igual a la columna del líquido.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 31
Figura 13: Nivel de barboteo.
3.2.3. Medida de nivel por flotador
Una forma muy usual cuando se pretende medir grandes variaciones de nivel, o bien
detectar un nivel de líquido en un determinado punto, es el de usar un flotador de baja
densidad, el cual sube o baja según el nivel de líquido.
Este sistema se emplea en los interruptores de nivel para dar alarmas de alto o bajo
nivel, así como para medir el nivel en este gran tanque de almacenamiento de GNL que
tiene una altura considerable (unos 47 metros). La principal limitación al emplearlo, es
la presión en el tanque puede llegar a aplastar el flotador.
En el tanque de almacenamiento, el flotador se mantiene en posición mediante unas
guías sujetas al fondo y al techo del tanque, y está suspendido en una cinta. Esta cinta, a
su vez, está enrollada en un tambor que, mediante un motor, recoge o alarga la cinta
según sube o baja el flotador; a su vez, mediante unos engranajes de desmultiplicación,
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 32
se acopla al eje del tambor un indicador que da la medida del nivel en función de la
válvula del tambor.
Se exige por tanto, que los medidores de nivel de esta planta sean
“Servooperados”, electrónicos y con el elemento sensor de nivel tipo “Palpador Servooperado”, que se mantiene permanentemente sobre la superficie del líquido. Se
debe llevar un sistema electrónico que sea capaz de absorber los movimientos debidos a
la agitación en la superficie, limitándolo únicamente a los cambios permanentes del
nivel del producto.
La cabeza del instrumento donde se aloja el motor y el mecanismo de accionamiento
y transmisión que se ha comentado, se instala sobre el techo del tanque. En dicha cabeza
se tiene dos compartimentos totalmente separados, uno del que pende el palpador que
está en contacto con la atmósfera del tanque y otro donde se aloja la electrónica. La
transmisión entre ambos es magnética, de tal forma que los gases no puedan entrar
donde se aloja la electrónica.
La cabeza se monta aislada del recipiente por una válvula de bola de 6” (ver
DOCUMENTO Nº2: PLANOS, plano PFC-04 y PFC-05), con la que se permite el
paso del sensor y que se puede fijar. Sobre la válvula se coloca una cámara de
calibración para el registro del palpador, con purga. Se destaca que para proteger el
disco palpador del oleaje que pueda producirse en el tanque, se instalarán tubos
tranquilizadores que llevan unos orificios en toda su longitud.
3.2.4. Medidor de Nivel, Densidad y Temperatura (LTD)
El sistema LTD estará diseñado para medir perfiles de Nivel, Densidad y
Temperatura en todo su rango de la columna de producto almacenados en los tanques de
gas natural licuado.
El medidor LTD se mueve a lo largo de toda la columna de líquido transmitiendo
todos los datos a la sala de control como son:
Nivel
Posición del sensor
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 33
Densidad
Temperatura
En el sistema se debe tener la posibilidad desde sala de control o desde campo en
manual de hacer sumergir la sonda de medida con el fin de hacer un muestreo
instantáneo automático del estado de las temperaturas y densidades del tanque, y poder
ser registrado periódicamente.
Para una mejor referencia de los instrumentos de nivel que se utilizan en la planta,
se aconseja ver los siguientes anexos:
ANEXO 5.1: TABLA RESUMEN CON TODOS LOS
INSTRUMENTOS (Nivel).
ANEXO 5.2: TABLA RESUMEN DATOS DE PROCESO.
DOCUMENTO Nº2: PLANOS
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 34
3.3. Instrumentos de medida de caudal
3.3.1 Introducción
Se define un elemento medidor de caudal como un dispositivo que sirve para
determinar la cantidad de fluido que circula por una conducción en la unidad de tiempo.
Este valor se puede expresar en unidades de volumen o de masa, por ejemplo: m3/min o
kg/seg.
La medición puede obedecer a diferentes fines: información, control automatizado
de la planta, seguridad etc... Además, las medidas de caudal proporcionan una guía para
detectar fugas, por fallos en las líneas o tuberías, o en otros equipos mecánicos. A estos
efectos se ha estudiado para este proyecto una gran variedad de dispositivos cuyo
funcionamiento obedece a distintos principios; cada uno de ellos tiene una serie de
ventajas y limitaciones que lo hacen más o menos recomendable para la utilización en la
regasificadora, en función del objetivo que se persiga.
La medida de caudal es una tarea compleja no ya sólo por la gran cantidad de
medidores de caudal que existen en el mercado, sino también por los muchos factores
que influyen en cada aplicación particular. La principal dificultad es decidir “cómo,
dónde y cuándo” deben ser utilizados cada uno de los medidores existentes.
Se ha de destacar que dentro de lo que este Proyecto fin de Carrera abarca, el
estudio del tanque de GNL y sus instrumentos de alrededor, solo se dispone de tres
tipos de medidores de caudal distintos, por lo que solo se explicarán los utilizados.
3.3.2 Elección medidor de caudal
Para definir correctamente el medidor de caudal para un servicio determinado se ha
de disponer de un conocimiento completo de las características del fluido donde se va a
medir. Las características mínimas son:
Tipo de fluido y fase en que se encuentra, en condiciones de operación.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 35
Presión, temperatura y caudales (mínimo, normal y máximo).
Densidad del fluido en condiciones de operación.
Pérdida de carga máxima admisible.
Conductividad eléctrica del fluido.
Si el fluido es limpio o lleva partículas en suspensión.
Si el área donde va a ir el transmisor de caudal está clasificada o es un
área segura.
Todas estas características vienen definidas en el ANEXO 5.2: TABLA RESUMEN
DATOS DE PROCESO. (Caudal).
Por último, es muy importante que se tengan en cuenta las recomendaciones de
los Fabricantes referente a la instalación y el régimen de flujo en la línea del Proceso, ya
que una instalación incorrecta puede hacer que se obtengan datos totalmente erróneos,
aunque el medidor esté bien seleccionado.
3.3.3 Medición por diferencia de presiones
El concepto básico de los medidores de presión diferencial se conoce desde hace
varios siglos. Los primeros sistemas diseñados según estos conceptos básicos fueron el
tubo Pitot (en el año 1732), y el tubo Venturi (en el año 1797). La tobera medidora de
caudal se empezó a utilizar a finales del año 1800 y la placa de orificio se empezó a
comercializar a principios del año 1900.
Realmente es el método más ampliamente utilizado para la medida de caudales en la
industria.
El sistema de medida de presión diferencial consta fundamentalmente de dos
elementos:
El elemento primario, que produce una pérdida de carga relacionada con la
velocidad, según la geometría del productor de presión diferencial, y la
localización de las tomas de presión.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 36
El elemento secundario, consta de una unidad de medida de la presión
diferencial y de un conjunto de tuberías que conecta la unidad de medida con
el proceso.
En la actualidad, existe una gran variedad de elementos que utilizan el principio de
que todo fluido que atraviesa una restricción, instalada en un conducto, incrementa su
energía cinética a expensas se su energía de presión, basada en la fórmula de Bernoulli.
Teniendo en cuenta la presión diferencial ∆H, causada por el aumento de velocidad,
y la ley de la continuidad que establece que:
vsQ ×=
s : sección de paso del fluido. v : velocidad media del fluido. Q : caudal que circula por un conducto.
Se llega a la relación:
ρHKQ ∆
= .
ρ : densidad del fluido en condiciones de operación.
Siendo K una constante que engloba el coeficiente de descarga y factores de corrección por variaciones del número de Reynolds, expansión, etc... Los elementos más utilizados son: las Placas de Orificio, Toberas, Tubo Venturi,
Tubos de muy baja pérdida de carga, “LO-LOW Tube” (DALL TUBE) CONE...
Limitaciones en la aplicación de los sistemas de medida por presión diferencial:
- El rango de medida del caudal está limitado por la raíz cuadrada de la
relación entre ∆H y el valor de caudal.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 37
- La densidad debe ser conocida, medida, o calculada por medio de
expresiones matemáticas.
La rangeabilidad9 de los sistemas de presión diferencial están limitados a un
rango de 4:1 o a lo sumo 5:1.
Una variación de 5:1 del caudal significa una variación de 25:1 de la presión
diferencial medida; esta medida es transmitida por un instrumento cuya exactitud está
especificada como un porcentaje del rango máximo. La exactitud que resulta
particularmente en valores de caudales reducidos puede verse afectada, lo que debe
comprobarse con cuidado.
La importancia de los cambios de densidad en muchas aplicaciones con líquidos no
es importante, pero con fluidos gaseosos puede introducir errores importantes.
La mayor ventaja de los medidores de presión diferencial es que pueden aplicarse a un amplio campo de medida de líquidos y gases, y en un extenso rango de presiones y temperaturas.
A continuación se describen brevemente cada uno de los diferentes tipos de
generadores de presión diferencial. Para una mejor referencia, se aconseja seguir los
siguientes documentos:
ANEXO 5.2: TABLA RESUMEN DATOS DE PROCESO.
(Caudal)
ANEXO 5.1: TABLA RESUMEN CON TODOS LOS
INSTRUMENTOS. (Caudal)
DOCUMENTO Nº2: PLANOS
9 Se define la rangeabilidad de un instrumento medidor a la relación existente entre el mínimo y el máximo coeficiente de medida.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 38
3.3.3.1 Placa de Orificio
La placa de orificio consiste en una lámina plana que tiene practicado un
orificio. Es, entre los dispositivos para medición de caudal por el método de la
diferencia de presiones, el más sencillo y barato de todos, siendo su coste
independiente del diámetro de la tubería en que va montado y del rango de la
medida.
Un inconveniente que tiene, es la necesidad de disponer de tramos rectos,
libres de cualquier obstrucción que pudiera introducir turbulencias en la corriente,
tanto aguas arriba como debajo de la placa (ver Figura 14). En el caso de
diámetros grandes de tubería, dichas exigencias son difíciles de conseguir por
resultar tramos excesivamente largos. En estos casos, la instalación de
“enderezadores de vena”, aguas arriba de la placa, permite tener unos tramos
más cortos. En función de las características que presente el fluido a medir,
existen cuatro tipos de placa.
Figura 14: Placa de orificio y vista de perfil de la misma instalada en una tubería.
Para la medición de líquidos o gases limpios y no corrosivos, se utiliza la
placa de orificio concéntrico con el de la tubería y canto vivo. Si el gas arrastra
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 39
ligeras cantidades de condensado o el líquido está próximo a las condiciones de
evaporación, se pueden practicar, además (si la placa va a ser instalada en un
tramo horizontal), orificios de drenaje o venteo debajo o encima del orificio
principal. Si aquellas cantidades son considerables, se utiliza la placa de orificio excéntrico. Es similar a la anterior, pero con el orificio desplazado a lo largo del
diámetro, de forma que casi quede tangente con la pared interna de la tubería.
Cuando el fluido arrastra sedimentos, se puede usar la placa de orificio segmentado; el radio de este orificio es el 98 por 100 del radio interno de la
tubería y la cuerda del círculo también tiene el canto vivo en su cara de entrada.
La placa de orificio o diafragma, es una placa normalmente de acero
inoxidable (AISI, ver ANEXO 5.4: RESUMEN DE CÓDIGOS Y
ESTÁNDARES) de un espesor determinado y cuyos valores máximos pueden
verse en el standard internacional ISO-5167-1 (Medida del Caudal de Fluidos por
medio de elementos de presión diferencial). El hecho de que el canto de entrada en
los orificios de las placas sea vivo, es de la máxima importancia para la exactitud
de la medida. Un desgaste incipiente de este canto puede introducir errores de
hasta un 20% del fondo de escala.
La placa de orificio de canto vivo introduce grandes errores con caudales bajos y viscosidades altas. Para estas aplicaciones se puede utilizar la placa de
orificio con canto en cuarto de círculo. El radio de curvatura del borde de
entrada es función del diámetro del orificio.
Placas de orificio (ver Figura 15):
Concéntricas.
- Perfil cuadrado. Ventajas:
Elemento robusto y de fabricación sencilla. No requiere calibración para los diseños standard. Fácilmente desmontable de la línea. Utilizado con tomas en bridas, en tubería (D – D/2
(Radios), 2 ½ D / 8 D (Tubería)), “CORNER taps”.
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Proyecto fin de carrera 40
Puede utilizarse para medidas de fluidos en ambas direcciones (tomas en bridas).
Precio bajo (sólo la placa). Pueden fabricarse para montaje en tuberías entre 2” y
40” Φ. Se utiliza para medir líquidos, gases y vapor.
Desventajas: Rangeabilidad 4:1. No se puede utilizar en fluidos con sólidos en
suspensión. Se requieren taladros de venteo o drenaje. Su instalación en tuberías horizontales no permite su
drenaje. Pérdida de carga permanente del orden del 35 al 95%
del diferencial. Este valor depende del “β” del orificio. El error de medida varía con el deterioro del perfil de
la placa. Sensible a torbellinos y/o distorsión del perfil de
velocidad, lo que significa tener en cuenta el diseño de tuberías donde vayan instalados.
- Perfil cuarto de círculo.
Ventajas:
Coeficientes de descarga constante para valores de número de Reynolds comprendidos entre 300 y 3000.
Adecuado para bajos valores de caudal y alta viscosidad.
El β máx. recomendado es 0,6. Desventajas: No adecuado para fluidos con sólidos en suspensión. No puede ser utilizado para la medida de caudal en
ambos sentidos. La instalación en tuberías horizontales no permite su
drenaje. Pérdida de carga permanente del orden del 35 al 95%
del diferencial dependiendo del “β” del orificio. Requiere acondicionamiento de las tuberías aguas
arriba de la instalación de la placa. Tamaño mínimo para su instalación 1” Φ.
Excéntricas.
- Perfil cuadrado.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 41
Ventajas: Fácil fabricación. Fácilmente desmontables de la línea. Puede utilizarse en flujos en ambos sentidos con tomas
de proceso en bridas. El montaje en tuberías horizontales permite su drenaje.
Desventajas: Acumulación de sólidos en la superficie, aguas arriba. Las conexiones deben situarse alejadas de la zona de
paso. Pérdida de carga del orden del 35 al 95% del
diferencial, dependiendo del “β” del orificio. Sensible a torbellinos y/o distorsión del perfil de
velocidades, lo que requiere tener en cuenta el diseño de tuberías donde vaya a ir instalado.
Finalmente, otro punto a considerar cuando se utilicen las placas de orificio, es
la localización de las tomas de presión para medir la presión diferencial
generada a través de ella. La localización de las tomas de presión pueden ser:
Tomas en Bridas (Flange Taps)
Tomas en zona de la vena contracta a D / D ½ (Radius Taps)
Tomas en ángulo (Corner Taps)
Tomas en cámaras anulares.
Tomas en tubería...2 ½ - 8 D
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 42
Figura 15: Tipos de Placas de Orificio.
3.3.3.2 Tubo Venturi
Una de las desventajas que presenta la placa de orificio es que produce una
gran pérdida irrecuperable de presión. Otra desventaja es su poca precisión cuando
se trata de medir fluidos con sólidos en suspensión y el inconveniente que supone
colocar barreras al paso de estos fluidos. Tales inconvenientes se soslayan en el
tubo Ventura (ver Figura 16).
El tubo Venturi es, en esencia, un tubo con una garganta que presenta una
forma tronco-cónica aguas arriba y abajo de la misma. El ángulo de entrada suele
ser de 21º; ángulos mayores producirían cavitación en los líquidos al atravesar la
garganta, y menores supondrían un tubo demasiado largo. El ángulo de salida
está entre los 7-9º con el fin de recuperar el máximo de presión. La longitud de la
garganta es la mitad de su diámetro.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 43
Figura 16:Tubo Venturi.
Grandes inconvenientes del tubo Venturi son su construcción delicada, que se
traduce en un elevado precio, y la necesidad de disponer de largos tramos rectos,
aguas arriba y abajo, que hace difícil determinar su situación (ver Figura 17).
Figura 17: Fotos reales de distintos tamaños de Venturi.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 44
3.3.4 Medición por velocidad
Los dispositivos que utilizan este principio miden la velocidad del fluido, y de esta
medida se obtiene indirectamente el caudal.
Los tipos más representativos son: el medidor de turbina, el anemómetro y el
medidor de hilo caliente, pero en este proyecto solo se explicará el estudiado para esta
planta, el Medidor de turbina.
Medidor de turbina (Figura 18)
Cualquier pieza en forma de hélice o molinete, rotor, situada en la corriente del
fluido, girará por la acción de esta sobre sus paletas, siempre que la energía
disponible en el fluido sea capaz de vencer la masa o inercia del rotor y las pérdidas
por rozamientos. La velocidad de giro del rotor es proporcional a la velocidad del
fluido y, por ende, al caudal. Ésta velocidad de giro se puede determinar por medios
mecánicos o electromagnéticos. En este último caso, un sensor genera un impulso
eléctrico cada vez que una paleta del rotor pasa por él; cada uno de estos impulsos
representa un volumen determinado de fluido. Una unidad electrónica auxiliar
recibe el tren de impulsos, procesa la información recibida y determina el caudal
que está circulando en ese instante.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 45
Figura 18: Medidor de turbina.
Aunque como se ha explicado este principio de medida es sencillo, la fabricación y
control de calidad de los medidores y las unidades auxiliares son complicados; ello
repercute desfavorablemente en su precio. Sin embargo, su gran exactitud y
repetitividad, unido a su pequeño tamaño y facilidad de instalación, los hacen muy
recomendable para la entrada de nitrógeno al tanque (ver DOCUMENTO Nº2:
PLANOS, número de plano PFC-03)
Tiene las limitaciones inherentes a todo dispositivo que necesita del movimiento,
esto es, desgaste de los cojinetes del rotor, peligro de sobrevelocidad y la necesidad de
que el fluido esté limpio y exento de partículas que pudieran dañar las paletas del rotor.
Caudalímetros en línea. Caudalímetros de inserción. (para tuberías de gran tamaño)
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 46
3.4. Instrumentos de medida de temperatura
3.4.1 Introducción
Dentro de las medidas de la planta regasificadora, la de temperatura es lógicamente
una de las más importantes que se efectúan, ya que el aumento de temperatura del GNL
transforma el líquido en gas.
Para medir la temperatura en éste proceso, se utilizan generalmente sondas que
generan salida eléctrica, que puede dirigirse al transmisor o directamente al sistema de
adquisición de datos, datalogger o sistema de control. En la mayoría de aplicaciones, el
sensor propiamente dicho va colocado en una funda hermética, que es la que incorpora
los elementos necesarios para ensamblar el sensor con el sistema de medición. Con
todo, si el sensor es lo suficientemente robusto es más práctico utilizarlo sin protección,
para obtener respuestas más rápidas o cuando se necesita un sensor de menos tamaño y
menor coste.
El tipo de funda de protección o vaina dependerá de las condiciones que tenga que
soportar, de su tolerancia química al medio, sus efectos contaminantes en el sensor y de
la temperatura del medio (se recuerda que el GNL se encuentra a una temperatura de -
160º C).
3.4.2 Instrumentos de medición de temperatura
A continuación y de manera introductoria, se describirán de manera breve los
instrumentos de temperatura comúnmente empleados y más adelante se explicará, con
más detalle y en el siguiente apartado, los dos más típicamente utilizadas y finalmente la
elección final del elemento para ésta planta.
Los instrumentos de temperatura más utilizados en plantas y procesos son los
siguientes:
a) termómetro de vidrio,
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Proyecto fin de carrera 47
b) termómetro bimetálico,
c) elementos térmicos de bulbo y capilar rellenos de líquido, gas o
vapor,
d) pirómetros de radiación,
e) termopares y
f) termoresistencias.
En la Figura 19 se puede comparar los instrumentos de temperatura y su intervalo
de medida.
Figura 19: Instrumentos de temperatura.
a. termómetro de vidrio: El termómetro de vidrio consta de un depósito
de vidrio que contiene un líquido (mercurio, pentano, alcohol o tolueno)
que al calentarse se expande y asciende en el tubo capilar. Los márgenes
de trabajo varían desde –200 hasta +450 ºC.
b. termómetro bimetálico: los termómetros bimetálicos contienen dos
láminas bimetálicas unidas, rectas o curvas, formando espirales o hélices
con metales de distinto coeficiente de dilatación y fijas por un extremo.
La diferencia de temperaturas provoca la expansión o contracción, y el
movimiento correspondiente se transmite a la aguja indicadora. Estos
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 48
instrumentos se utilizan en indicación, en algunos controladores todo-
nada y existen modelos que disponen de esfera orientable con el fin de
facilitar la lectura en lugares de difícil acceso.
c. elementos térmicos de bulbo y capilar rellenos de líquido, gas o
vapor: los termómetros de este tipo consisten, esencialmente, en un
bulbo conectado por un capilar a una espiral. Cuando la temperatura del
bulbo cambia, el gas o el líquido en el bulbo se expande y la espiral
tiende a desarrollarse moviendo la aguja sobre la escala para indicar la
elevación de la temperatura en el bulbo. El bulbo y el capilar pueden
estar totalmente llenos de líquido o de gas o parcialmente llenos de
líquido. En este último caso, el líquido es volátil, con lo que al subir la
temperatura, aumenta su presión de vapor, cambiando la indicación en la
escala del instrumento.
d. pirómetros de radiación: los pirómetros ópticos se basan en la
desaparición del filamento de una lámpara al compararlo visualmente
con la imagen del objeto enfocado. En los casos generales de medición
de temperatura es preciso tener en cuenta el coeficiente de emisión o emisividad, que es la característica relativa del cuerpo para emitir
energía radiante comparada con la emitida por el denominado cuerpo
negro; éste absorbe todas las radiaciones y no emite ninguna. El
pirómetro recibe una energía radiante menor del 100% de la energía
radiada por el cuerpo a una temperatura determinada, y realmente la
temperatura leída es menor que la temperatura real del cuerpo.
e. termopares: se basan en la circulación de una corriente en un circuito
cerrado formado por dos metales diferentes cuyas uniones (unión de
medida o caliente y unión de referencia o fría) se mantienen a distinta
temperatura.
f. termorresistencias: se basan en el principio de que al aumentar la
temperatura, aumenta la resistencia del conductor que forma el elemento
propio de la resistencia.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 49
Elemento Precisión Repetibilidad Temp. Máx. ºC Distancia máxima al receptor
Desventajas Ventajas
Térmico ± 1% ± 0,25 500 25 m Sistema térmico voluminoso
Económico
Bimetal ± 1% ± 0,25 500 _ Medida local Económico Termopar de: Cobre-constantán (T) 0,4-2% (0,4-0,8ºC) ~0,11ºC 370 <1500 m
con instr. potenciom. Hierro-constantán (J) 0,3-0,5% (1,1-2,2ºC) “ 550 Cromel-alumel (K) 0,8% (±3ºC) “ 1100 Galvanométricos
limitada por Ώ externos (cable compens.)
Pt-Pt/Rd (R y S) 1-3ºC “ 1600 “
Alcance amplio, compensación unión fría, linealidad menor que sonda de resistencia: Baja temper. máx. Más caro que T o J. Más caro que K.
Pequeño tamaño, respuesta rápida: Alta resistencia a corrosión por humedad, bueno en bajas temperaturas. Bueno en atmósferas reductoras. Más económico. Bueno en atmósferas oxidantes. Termopar más lineal. Protegido, es bueno en atmósferas oxidantes.
Radiación de: Óptico 1-3ºC Muy buena 6000 “ Pobre linealidad; más
caro que el termopar: Difícil determinar temper. exacta por emisividad cuerpo.
Sin contacto con el material. Buena repetibilidad. Respuesta rápida. Más preciso. Influido por la emisividad de los cuerpos. Más barato el óptico que el total.
Resistencia de: Níquel ± 0,5ºC 0,05ºC 300 <300 m Bajo límite de
temperatura, frágil Buena estabilidad, alcance estrecho
Platino ± 0,01ºC 0,03ºC 950 <1500 m Más caro que el termopar o el termistor, frágil
Señal salida>termopar. Mejor estabilidad. Medidas de precisión. Sensibilidad, respuesta rápida.
Cobre ± 0,1ºC _ 120 _ Baja resistividad, baja temperatura
Barato
Termistor ± 0,005ºC 0,03-0,11ºC 400 <1500 m No lineal, alta deriva sin envejecer
Señal salida>termopar y sonda de resistencia. Alcance estrecho. Pequeño tamaño. Sensibilidad excelente, respuesta rápida.
Cuadro 8: Características comparativas de los medidores de temperatura.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 50
3.4.3 Termopares
El termopar (ver Figura 20) se basa en el efecto, descubierto por Seebeck en 1821,
de la circulación de una corriente en un circuito cerrado formado por dos metales
diferentes cuyas uniones (unión de medida o caliente y unión de referencia o fría) se
mantienen a distinta temperatura.
Figura 20: Termopar.
Como la f.e.m. generada es función de las temperaturas de ambas uniones, es
necesario controlar o referir las mediciones a la temperatura de la unión de referencia o
unión fría.
Los valores de estas f.e.m. se encuentran tabuladas y clasificadas en tablas según el
termopar, es decir, según los diferentes materiales que forman la unión.
De las diversas clases de termopares existentes, las más comúnmente usadas son las
cinco establecidas por la ISA americana de la siguiente forma:
Tipo T: Cobre soldado con Constantán.
Tipo J: Hierro soldado con Constantán.
Tipo K: Cromel soldado con Alumel.
Tipo R: Platino soldado con Platino-Rodio al 13 por 100.
Tipo S: Platino soldado con Platino-Rodio al 10 por 100.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 51
El Constantán, el Cromel y el Alumel, son nombres registrados de unas aleaciones
desarrolladas por la Hoskins Co. y empleadas universalmente.
En ciertas instalaciones se pueden emplear termopares siguiendo otros códigos, tales
como ingleses o alemanes, que difieren algo de los anteriores, mereciendo citarse el
DIN10 (Ver ANEXO 5.4: RESUMEN DE CÓDIGOS Y ESTÁNDARES) que
contempla los termopares siguientes: cobre soldado con Constantán, hierro soldado con
Constantán, platino soldado con platino-rodio, níquel soldado con cromo-níquel.
Otros valores de la f.e.m. se encuentran cuando la temperatura de la unión de
referencia es distinta de 0ºC, haciendo uso de la llamada “ley de las temperaturas sucesivas” que indica que la f.e.m. generada por un termopar con sus uniones a las
temperaturas T1 y T2 es la suma algebraica de la f.e.m. del termopar con sus uniones a
T1 y T2 y de la f.e.m. del mismo termopar con sus uniones a las temperaturas T1 y T3. Es
decir, a temperaturas superiores e inferiores a 0ºC la f.e.m. será inferior y superior,
respectivamente, a la f.e.m. de las tablas referidas a 0ºC.
La Figura 21, puede utilizarse como guía en la selección de termopares.
Figura 21: Valores característicos de los termopares.
10 Deutsches Institut für Normung: Instituto Alemán de normativa.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 52
Cuando la distancia entre el termopar y el instrumento es considerable, se utilizan
los denominados cables de extensión que son conductores más económicos y con
propiedades similares eléctricamente a las del termopar dentro de ciertos límites de
temperatura (0 a 200ºC). Se utilizan los siguientes:
Conductores tipo J para termopares tipo J.
Conductores tipo K o tipo T para termopares tipo K.
Conductores tipo T para termopares tipo T.
Conductores cobre-cobre níquel para termopares tipo R o S.
La medición de la f.e.m. generada por el termopar se realiza en los circuitos del tipo
galvanométrico o potenciométrico.
El circuito galvanométrico puede verse en la Figura 22, y se basa en la desviación
de una bobina móvil situada entre dos polos de un imán permanente al pasar a su través
la corriente que circula por el circuito formado por la unión caliente, el cable de
compensación y la unión fría.
Figura 22: Circuito galvanométrico.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 53
El circuito potenciométrico (ver Figura 23) consiste en una fuente de tensión
constante, V, que alimenta los dos brazos del circuito con corriente I1 e I2. La
temperatura del proceso es indicada por la posición que adopta el cursor del reóstato Rw
cuando no pasa corriente por el miliamperímetro, es decir, cuando el punto C del cursor
del reóstato Rw y el punto E está a la misma tensión. El circuito autoequilibrado se
consigue sustituyendo el miliamperímetro por un amplificador que alimenta un motor
de autoequilibrio que acciona el brazo móvil del reóstato.
Figura 23: Circuito potenciométrico.
La compensación de la temperatura ambiente la realiza la resistencia Rn que varía de
valor para disminuir o aumentar la f.e.m. que se produce al aumentar o disminuir,
respectivamente, la temperatura de la unión de referencia.
La rotura del termopar o del cable de compensación que lo une al circuito,
provocaría la falta de respuesta del mismo, con la consiguiente inmovilización de la
indicación de temperatura y los riesgos en el proceso controlado (destrucción de la línea
y/o del producto). La protección se consigue con una resistencia Rd (o Re) de valor
elevado, la cual, al producirse la avería, cierra el circuito del amplificador para que el
cursor del reóstato se desplace hasta el tope de la escala y pueda accionar una alarma.
Este sistema de protección se denomina “burnout”.
Es preciso tener en cuenta en el montaje de los circuitos potenciométricos, que son
afectados por las corrientes parásitas alternas. En particular, en el caso de la instalación
en paralelo de los hilos de medida y de los cables de alimentación de un transformador
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 54
o de maquinaria eléctrica de alta potencia. Deben instalarse los hilos de medida en
conductores separados puestos a tierra y alejados de los cables de corriente.
3.4.4 Termorresistencias
Una de las propiedades básicas de los metales es la variación de su resistencia
eléctrica con la temperatura, y la magnitud de esta modificación puede relacionarse con
la variación de temperatura. En esta propiedad se basa el funcionamiento de la
termorresistencia (RTD11) que expresa, a una temperatura especificada, la variación de
resistencia en ohmios del conductor por cada grado que cambia su temperatura.
Las termorresistencias, más utilizadas se fabrican con alambres finos soportados por
un material aislante y luego encapsulados. El elemento encapsulado se inserta dentro de
una vaina o tubo metálico cerrado en un extremo, que se llena con un polvo aislante y se
sella con cemento para impedir que absorba humedad.
Las termorresistencias de platino son las más frecuentes en la Industria. Son las que
pueden medir el rango más amplio de temperaturas, las más exactas y estables porque
no se contaminan fácilmente por el medio en que se encuentran, y su relación
resistencia/temperatura es más lineal que la de cualquier otro material, con la excepción
del cobre. Se la calibra con una resistencia de 100 ohms a 0 ºC (Pt100).
Cabe mencionar que algunos fabricantes calibran las termorresistencias según
curvas de respuesta no normalizadas, lo que los convierte en seguros proveedores
cuando se requieren sustituciones. De ahí la importancia de ajustar las instalaciones a
las normativas, ya que justamente una de las grandes virtudes de las termorresistencias
es la posibilidad de intercambiarlas sin tener que recalibrar el sistema de medición.
El aspecto exterior de las termorresistencias industriales es prácticamente idéntico al
de los termopares. Se aplican las mismas consideraciones ambientales y de instalación y
se debe prestar la misma atención a los conceptos de presión, temperatura, ataque
11 Resistance Temperature Detector
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 55
químico, abrasión, vibración, porosidad y velocidad de fluido, requiriéndose los mismos
tipos de vainas de protección.
Los alambres de conexión de las termorresistencias pueden presentar configuración
en circuito básico de dos cables con una conexión a cada extremo de la
termorresistencia, en circuito estándar de tres cables, y con cuatro cables de conexión,
lo que proporciona una mejor exactitud.
La interconexión entre las termorresistencias y los distintos instrumentos se realiza
con cable común de cobre. En cambio, en el caso de los termopares anteriormente
citados, se debe empleare cables especiales de compensación, de coste superior. La
magnitud de la corriente de medición de una termorresistencia es crítica, porque si es
muy alta tiene lugar un autocalentamiento, que originará errores en la medición.
Cuando una RTD se conecta a un controlador o a un acondicionador de señal, lo
hace como un brazo de un puente, a través del cual pasa una corriente de excitación para
desarrollar una señal de voltaje que varía con la temperatura. La máxima excitación de
corriente utilizable en una determinada gama de temperaturas de medición la determina
el autocalentamiento del sensor y los hilos, ya que de producirse causa errores de
medición. Para producir la señal de mayor nivel que necesitan indicadores, alarmas o
sistemas de control se requiere un acondicionador de señal, aunque algunos PLC o
tarjetas E/S de PC integran acondicionamiento de señal y permiten conexión directa de
RTD
Para realizar estos acondicionamientos de señales, se mide con un circuito de puente
de Wheatstone dispuesto en montajes denominados de dos y de tres hilos, según sea el
número de hilos de conexión a la resistencia.
El más utilizado en la práctica es el montaje de tres hilos (ver Figura 24) pues tiene
la ventaja de que la medida no es afectada por causa de la variación adicional de la
resistencia que supone la longitud de los conductores y la temperatura de los mismos, ya
que estas variaciones afectan a la vez en dos brazos adyacentes del puente. Siendo la
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 56
única condición, que la resistencia de los hilos a y b sea exactamente la misma, lo cual
ocurre prácticamente en todas las instalaciones industriales.
Figura 24: Montaje de tres hilos.
La medida automática de la resistencia y, por lo tanto, de la temperatura, se realiza
en instrumentos auto equilibrados que utilizan un puente de Wheatstone (ver Figura
25). Ante un desequilibrio en el puente, la señal de error en AA es transformada en una
tensión alterna BB que es amplificada en tensión y en potencia para excitar el motor de
equilibrio E. Éste, mueve el brazo móvil del reóstato para equilibrar el puente, actuando
a la vez sobre los mecanismos asociados de indicación, registro y control. Otros
instrumentos utilizan un puente de capacidades, de funcionamiento análogo al del
puente de Wheatstone.
Figura 25: Puente de Wheatstone para sonda de resistencia.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 57
La medición de la temperatura en proceso se efectúa con fines de detección de
desviaciones para, caso de producirse, aplicar la correspondiente acción correctora. La
señal correspondiente a la temperatura, entonces, tiene que llegar de alguna forma al
sistema de control para que éste pueda actuar. Esto se realiza gracias a los transmisores,
que se explicarán en otro apartado.
En la selección del sensor más apropiado a utilizar en una aplicación concreta
intervienen el rango de temperaturas a medir, la precisión deseada, la velocidad de
respuesta, los costes y los requisitos de mantenimiento.
3.4.5 Termopares contra termorresistencias
Algo más de la mitad de las mediciones de temperatura se realizan con termopares.
Las termorresistencias encuentran aplicación en casi un tercio de las mediciones,
seguidas por los sistemas de dilatación.
Los termopares ya rondan los 150 años de edad, durante todo este tiempo han sido
el caballo de batalla de las mediciones de temperatura industriales y han funcionado
básicamente sin modificaciones, incluyendo el problema inherente de la producción de
señales muy bajas (nanowatt) a tensiones muy bajas.
Los termopares son los sensores de temperatura más ampliamente utilizados en la
Industria porque son sencillos, baratos y fiables. Con todo, no falta quien los califica de
sencillos, baratos y “miserables” debido a la facilidad con la que sus salidas pueden
resultar erróneas. Aunque hoy en día se dispone de mejores alambres y a pesar de las
ventajas que supone la gestión electrónica de señales, los termopares todavía son
propensos a los problemas inherentes a la emisión de señales muy bajas, y en más de
una ocasión aparecen captaciones de ruido de fuerzas electromotrices inductivas de
corriente alterna o de otro origen que pueden oscurecer dichas señales.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 58
La mayor ventaja de los termopares es su bajo coste, la aseveración de que son
sencillos requiere cierta aclaración. Los termopares son relativamente sencillos de
fabricar, una vez obtenidas las aleaciones para los alambres, casi cualquiera puede
fabricar un termopar, y de hecho esto casi siempre representa un problema para el que
los utiliza. Pero el comportamiento real de los termopares no es sencillo, y su valor de
salida puede resultar afectado por diversas variables, entre las que cabe citar la falta de
homogeneidad del alambre, las micro impurezas, su estructura, el envejecimiento, la
atmósfera a la que está expuesto y la propia naturaleza del termopar. No obstante, si se
efectúa un control adecuado de las variables y las condiciones, el termopar se comporta
realmente de manera repetitiva y, por lo tanto, predecible.
Posiblemente, el mayor problema de los termopares radique en el hecho de que su
salida pueda variar artificialmente o que la señal pueda perderse parcialmente, de modo
que muchas veces una lectura errónea no se detecta de forma inmediata. De hecho, la
fiabilidad es un punto crucial en cualquier controversia relacionada con termopares.
Si se requiere una precisión de fracción de ºC y la temperatura a medir es inferior a
los 800 ºC, la mejor opción es la RTD de platino, aunque sea una opción más cara que
el termopar, éstos, mucho más versátiles, se utilizarán si basta con una precisión de un
par de grados. Si la temperatura a medir es superior a 800 ºC se requiere un dispositivo
sin contacto o termopar. En ese último caso, hay que asegurarse de que la
instrumentación a la que se conecta la sonda tenga las características de junta fría que la
aplicación requiere.
3.4.6 Elección del sensor de temperatura
Como se ha explicado con anterioridad, la temperatura puede medirse mediante
diversos procedimientos, y en cada uno de ellos se utiliza un determinado tipo de
sensor. La elección de un procedimiento u otro dependerá de varios factores, entre los
que cabe citar:
Precisión y resolución requeridas
Necesidades de intercambiabilidad
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 59
Rango de temperatura
Posibilidades del equipo de medición
Costes
Si la calibración individual compensa
Compatibilidad con el entorno y aspectos generales que pueden afectar la
fiabilidad y durabilidad del sensor.
También se opta por hacer lo que hacen los demás en el sector, el hecho es que cada
sector tiene sus tradiciones en lo que a tipo de sensor que utiliza se refiere, aunque a
veces se da el caso de que el sensor utilizado tradicionalmente no es el más adecuado
para la aplicación concreta.
Por tanto, la metodología utilizada para la elección de los sensores de temperatura se
podría resumir en lo que se comentó en la introducción general de la instrumentación, es
decir, una agrupación de cálculos y especificaciones de una ingeniería básica
(denominada Kellogg), unos cálculos de la sección de instrumentación y lo que el
proveedor tenga a su disposición. Evidentemente, para casos muy críticos o especiales,
se fabrican elementos a medida saliéndose así del estándar (ver pulling-eye).
A continuación se referenciará cada elemento y su funcionamiento en la planta se
estudiará en el Capítulo 2. Para una mejor referencia, se aconseja ver los siguientes
anexos:
ANEXO 5.1: TABLA RESUMEN CON TODOS LOS
INSTRUMENTOS (Temperatura).
ANEXO 5.2: TABLA RESUMEN DATOS DE PROCESO.
DOCUMENTO Nº2: PLANOS
3.5.6.1 Skin Point: Ver DOCUMENTO Nº2: PLANOS, PFC-09/10/16
3.5.6.2 Conjunto termoelementos Ver DOCUMENTO Nº2: PLANOS, PFC-12/13/14/15.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 60
3.5.6.3 Sondas medida multipunto, interior tanque Ver DOCUMENTO Nº2: PLANOS, PFC-17
3.5.6.4 Pulling-eye Ver DOCUMENTO Nº2: PLANOS, PFC-10.
3.4.7 Fuentes de error en la medición de temperatura
En este apartado se pretende dar a conocer las fuentes de error más comunes a la
hora del cálculo del propio sensor. Lógicamente estas fuentes son aplicables
dependiendo de las condiciones de proceso o dónde estén situados en la planta por ello
se explicaran de manera general.
3.4.7.1 Calibración del sensor Los errores de calibración del sensor pueden ser errores de offset, escala y
linealidad. Cada uno de estos tipos de error puede experimentar además una deriva
con el tiempo y con los ciclos de temperatura. Las RTD de platino utilizadas se
consideran los sensores estándar más precisos y estables, por lo que se utilizan
como referencias de calibración. De la correcta calibración de un sensor depende
su intercambiabilidad, o la posibilidad de sustituir un sensor por otro del mismo
tipo sin recalibrar el sistema y sin que el error máximo de lectura sobrepase cierto
valor (el de intercambiabilidad).
Esto se considera un factor fundamental a la hora de cambiar un elemento que
no funcione correctamente o se encuentre estropeado, y para ello se realizan como
se comento en el apartado 6, unas hojas de datos con cada sensor para que si es
sustituido, estén todos los datos en esa hoja especifica. (ver ANEXO 5.3: HOJAS
DE DATOS)
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 61
3.4.7.2 Gradiente térmico Esta fuente de error aplica a los sensores de contacto, y puede ser relevante
cuando se mide la temperatura de materiales con baja conductividad térmica como
el aire, los sólidos no metálicos y la mayoría de líquidos (que deben agitarse para
una correcta medición de temperatura).
Para evitar la medición errónea del líquido del tanque y ya que la altura de este
es considerable (55m), se ha diseñado varios puntos de medición de temperatura,
(Ver DOCUMENTO Nº2: PLANOS, PFC-17) y así se evita esta fuente de error.
3.4.7.3 Conducción de calor en el cabezal del sensor Los sensores de contacto están conectados mediante cables y estos cables son
generalmente de cobre, un excelente conductor del calor que permite que el calor
fluya hacia y desde el cuerpo del sensor, por lo que lo obligan a estar en mejor
contacto térmico con el material cuya temperatura se desea determinar.
Para solventar el problema se recomienda utilizar cables delgados, y
colocarlos en o pegados al material cuya temperatura se desea medir.
3.4.7.4 Radiación Como norma general, los sensores deben protegerse de las fuentes de energía
radiante (por ejemplo la luz del sol, pero también cualquier objeto a temperatura
distinta a la ambiente). Para evitar el problema se recomienda que la superficie
exterior del sensor sea altamente reflectante de radiación infrarroja, lo que se
consigue pintándola de blanco o con un acabado metálico brillante, que se proteja
el sensor en lo posible y que se asegure un buen contacto térmico con el medio a
medir.
3.4.7.5 Autocalentamiento del sensor
Las RTD y sensores de semiconductor funcionan mediante la aplicación de un
voltaje. Esta corriente puede originar calentamientos en el sensor y entonces la
lectura será superior a la real. Este efecto depende del tamaño del elemento sensor
y del nivel de corriente. Valores típicos del efecto autocalentamiento oscilan entre
0,1 ºC y 1,5 ºC.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 62
3.4.7.6 Ruido eléctrico e interferencias
Para evitarlo se recomienda utilizar el cable de par trenzado protegido, alejarlo
de transformadores y maquinaria eléctrica e instalar filtros en el dispositivo de
medida. Con todo, en algunos procesos industriales el ruido eléctrico obliga a la
adopción de sensores sin contacto.
3.4.7.7 Condensación
En esta aplicación en la que la temperatura oscila, en algunas medidas,
alrededor del punto de rocío pueden producirse condensaciones, que son fuente de
errores intermitentes difíciles de detectar. La evaporación del condensado también
puede originar errores de medición debido al efecto refrigerante. Por otra parte, la
condensación puede corroer el sensor.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 63
3.5. Instrumentos de medida de presión
3.5.1 Introducción
La presión se define como el valor de la fuerza que un fluido ejerce
perpendicularmente sobre la unidad de superficie. Este valor se puede expresar en
diversas unidades, siendo las más usadas: kg/cm2, PSI (libra/pulgada2), mm c.a. (milímetros de columna de agua), mm Hg, bar (=1,02 kg/cm2).
Por otro lado, se llama presión relativa al valor de la presión tomando como cero la
presión atmosférica. Si este valor es positivo se emplea el término de presión relativa y
si es negativo el término vacío. Finalmente se llama presión absoluta al valor de la
presión tomando como cero el vacío absoluto.
Con la posible excepción de la temperatura, la presión es, probablemente la variable
más importante que se debe medir y controlada en el tanque. Aunque de manera
indirecta tambien se esté midiendo o modificando el valor de la presión con los
instrumentos de caudal que se han mencionado con anterioridad o con las válvulas que
se verán en el siguiente apartado.
Las razones para medir y controlar la presión de un fluido son muy variadas, siendo
las más importantes:
Protección de los equipos.
Protección personal.
3.5.2 Elementos primarios de medida de presión
Para la medida de los términos de presión indicados existen en el mercado una gran
variedad de elementos, según los rangos de presión y las características del fluido de
proceso, aunque se pueden dividir en tres grandes grupos: elementos de columna de
líquido, elementos electrónicos y elementos elásticos. Nuevamente se hará una pequeña
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 64
explicación de cada uno de estos tipos y se centrará el estudio en los elementos elásticos
que son los que se utilizan en la planta.
3.5.2.1 Elementos de columna de líquido
Consta de un simple tubo en U con una rama cerrada en la cual se ha hecho el
vacío Figura 26 y en la otra se aplica la presión P a medir. Para que haya
equilibrio estático se tiene que cumplir:
P = h·d
Figura 26: Tubo en U (extremo cerrado)
Si en lugar de tener una de las ramas cerradas, se tienen las dos abiertas
según indica la Figura 27, una de las ramas se deja en comunicación directa a la
atmósfera (Pa) y a la otra se le aplica la presión de proceso (P), se tiene ahora:
P-Pa =h·d. (P-Pa presión relativa o manométrica.)
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 65
Figura 27: Tubo en U (extremo abierto)
Estos elementos de medida de presión se usan solamente para medida
directa de presiones, pero resulta incómoda la lectura, ya que hay que hacerla
como diferencia de las lecturas en las dos ramas.
Un perfeccionamiento de este tipo de elemento se muestra en la Figura
28:
Figura 28: Tubo vertical.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 66
Este elemento resulta de sustituir una de las ramas del tubo en U por una
vasija con un diámetro suficientemente grande para que no se tenga en cuenta el
desplazamiento del líquido en el interior de esta, siendo posible, de esta forma,
hacer la lectura en una sóla rama. Si la columna se encuentra cerrada y hecho el
vacío, la presión P2 será presión absoluta.
3.5.2.2 Elementos electrónicos
Dentro de este grupo se considera sólamente el más empleado que es la célula extensiométrica, que se basa en el cambio de resistencia eléctrica que
sufre un conductor al cambiar su forma como consecuencia de estar sometido a
una fuerza. Normalmente, en éste elemento se necesita como receptor directo de
la presión un elemento elástico, bien sea fuelle o diafragma. El esfuerzo que
producen estos elementos al moverse, por la variación de la presión, se transmite
al conductor, el cual sufre una deformación.
3.5.3 Elementos de tipo elástico
Hay tres tipos principales de elementos de medida de presión de tipo elástico,
aunque solo se explica el primero que es el que se ha utilizado en este proyecto:
Tubo Bourdon (el que se utiliza en la planta, manómetros)
a) Tipo “C”
b) Espiral
c) Hélice
Fuelle
Diafragma metálico
Básicamente, todos ellos tienen su fundamento en la ley de Hooke, que
dice que “por debajo del límite elástico, la deformación de un cuerpo es proporcional al esfuerzo aplicado al mismo”. Una vez que el esfuerzo ha
desaparecido, el cuerpo deformado recupera su posición inicial.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 67
3.5.3.1 Tubo Bourdon tipo “C” (Figura 29)
Este elemento de medida de presión fue inventado por el ingeniero francés
Eugene Bourdon, y consiste en un tubo de sección elíptica y formando un arco de
250º. Cualquier presión en el tubo por encima de la externa o atmosférica, produce
en el tubo un cambio en su perfil pasando a tener una sección más circular.
Figura 29: Tubo Bourdon tipo “C”.
El efecto de la presión actuando dentro del tubo tiende a enderezarlo. Con la
conexión (A) en la posición fija, la punta del tubo (C) se desplaza una pequeña
longitud, de 2 a 12 mm, según el tamaño y el tipo de receptor. Por medio de las
articulaciones, el desplazamiento del tubo se transmite al mecanismo, bien sea:
aguja indicadora, transmisor, regulador, etc. La deflexión que experimenta el
extremo libre del Bourdon, sometido a una determinada presión, depende: del
radio de arrollamiento, de la longitud total del tubo, del espesor de pared, de los
dos ejes de la sección elíptica y del módulo del metal.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 68
El metal tradicional con que se construyen los tubos Bourdon es el bronce
fosforoso, pero actualmente se han introducido otras muchas aleaciones para
lograr límites elásticos más elevados, mayor resistencia a altas presiones, menor
error de histéresis, o mejor comportamiento en cuanto a corrosión.
Los materiales más usados y sus características se resumen en el Cuadro 9
(subrayado en amarillo el utilizado en este proyecto, ver ANEXO 5.3: HOJAS
DE DATOS)
Material
Corrosión
Efecto resorte
Coeficiente temperatura
Histéresis
Presión máx.
(kg/m2) Bronce fosforoso
M R M R 560
Cobre berilio M B M B 350 AISI 316 B M M M 700 AISI 403 B M M M 1.400 Ni-Span C B B B B 840 Monel K B M M M 1.400
Cuadro 9: Materiales más usados y sus características
Aparte del error procedente de la transmisión, el propio Bourdon introduce
causas de error debidas a la histéresis, influencia de la temperatura y recocido del
tubo durante su soldadura a la toma de presión y al pivote de transmisión. Todas
estos errores se tienen en cuenta a la hora de calcular o especificar el instrumento
de presión que se elige.
La deformación del Bourdon puede emplearse para hacer girar una aguja
indicadora (manómetros, la aplicación que se utiliza en esta planta), o para mover
la paleta de un sistema tobera-paleta (transmisores neumáticos de presión) o para
actuar un interruptor (presostatos), transmisores electrónicos, etc., utilizando el
movimiento en distintos elementos transmisores.
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Proyecto fin de carrera 69
3.5.3.2 Bourdon Espiral
En algunas aplicaciones, tales como transmisores de equilibrio de movimiento,
no se tiene el suficiente desplazamiento disponible con el Bourdon tipo “C”. En
estos casos, se arrolla un tubo Bourdon normal en forma de espiral (ver Figura
30), dándole varias vueltas en lugar de tener un arco de 250º de tubo
convencional.
Un cambio de la presión dada, causa un movimiento mucho mayor que en el
tubo tipo “C” y se mejora la precisión y la sensibilidad del elemento.
Figura 30: Tubo Bourdon en espiral.
En el Cuadro 10 se resumen las características a favor y en contra de los dos
medidores tipo Bourdon que se han explicado anteriormente:
Características a favor: - Bajo costo. - Construcción simple. - Muchos años de experiencia en su construcción. - Gran variedad de márgenes, incluyendo muy altas presiones. - Buena precisión, maxime teniendo en cuenta el costo.
Características en contra: - Sensibilidad a choques y vibraciones. - Susceptible a la histéresis. - Bajo efecto resorte por debajo de 3 kg/cm2. - Poca precisión para bajas presiones y vacío.
Cuadro 10: Características de los medidores de tubo Bourdon
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 70
3.5.3.3 Bourdon Hélice
Este elemento aumenta considerablemente el movimiento, produciendo mayor
ampliación que la espiral. Normalmente se instala un eje central dentro del
elemento y se toma el movimiento desde este eje (ver Figura 31).
Figura 31: Tubo Bourdon en hélice.
Para una mejor referencia de los instrumentos de presión que se utilizan en la planta,
se aconseja ver los siguientes anexos:
ANEXO 5.1: TABLA RESUMEN CON TODOS LOS
INSTRUMENTOS (Presión).
ANEXO 5.2: TABLA RESUMEN DATOS DE PROCESO.
DOCUMENTO Nº2: PLANOS
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 71
3.6. Válvulas
3.6.1 Introducción
En este último apartado dedicado a la instrumentación utilizada en el proyecto, se
explicarán las clases y funcionamientos de las válvulas de la planta. Como se viene
comentando durante toda la memoria, no se pretende realizar un manual de
instrumentación, por lo que se estudiarán los tipos de válvulas existentes sin profundizar
demasiado.
En la actualidad hay dos grandes divisiones en el mundo de las válvulas según el
tipo de actuación:
Válvulas de seguridad: se emplea para evacuar el caudal de fluido
necesario de tal forma que no se sobrepase la presión de timbre del elemento
protegido. Estas válvulas se abren según una presión timbrada y no necesitan
actuación exterior.
Válvulas de control: su función consiste en modular, de acuerdo con
una señal externa, el caudal de un fluido de proceso, de forma tal que se
mantenga el equilibrio del sistema.
3.6.2 Válvulas de seguridad
3.6.2.1 Introducción Los tanques de almacenamiento y las tuberías de la planta regasificadora, se pueden ver
sometidos a presiones superiores a la de diseño (ver ANEXO 5.2: TABLA RESUMEN
DATOS DE PROCESO), con el consiguiente riesgo de explosión, pudiendo causar
graves consecuencias tanto para las personas como para las instalaciones cercanas. Para
prevenir este riesgo se instalan válvulas de seguridad, que permitan por medio de la
descarga del fluido contenido, aliviar el exceso de presión. Así, las válvulas de
seguridad constituyen un elemento clave de seguridad en los tanques y líneas.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 72
A continuación, se definen algunos de los términos y variables que se
utilizarán en este apartado para su mejor comprensión más adelante:
Válvula de seguridad: Ese dispositivo empleado para evacuar el caudal
de fluido necesario de tal forma que no se sobrepase la presión de timbre
del elemento protegido.
Presión de tarado: Es la presión a la cual abre la válvula.
Sobrepresión: Es el incremento de presión que se produce por encima de
la presión de tarado estando la válvula completamente abierta.
Contrapresión: Es la presión estática existente en la boca de salida de una
válvula de seguridad. La contrapresión puede estar impuesta por las
condiciones de flujo en el sistema de descarga u originada por el flujo de
escape desde la válvula de seguridad a través del sistema de descarga.
Presión de cierre: Es aquella presión a la cual se cierra la válvula una vez
desaparecida la causa que motivó su apertura.
Escape: Es la diferencia existente entre la presión de tarado y la de cierre.
Presión de precinto: Es la presión a la que están tarados los elementos de
seguridad que protegen el aparato o sistema. También se denomina
"timbre" cuando se refiere a la presión máxima de servicio y es la que
limita el propio sistema de seguridad.
Presión de servicio: Es la presión normal de trabajo del aparato o sistema
a la temperatura de servicio.
Presión máxima de servicio: Es la presión más alta que se puede dar en el
aparato o sistema en condiciones extremas de funcionamiento del proceso.
Es el máximo valor efectivo de tarado de la válvula de seguridad.
Temperatura de diseño: Es el valor de la temperatura que se toma para el
cálculo del espesor del aparato en condiciones severas de funcionamiento.
Temperatura de servicio: Es el valor de la temperatura alcanzada en el
interior del aparato o sistema en condiciones normales de funcionamiento a
la presión de servicio.
Temperatura máxima de servicio: Es el máximo valor de la temperatura
que se estima puede producirse en el interior del aparato o sistema en
condiciones extremas de funcionamiento.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 73
Temperatura mínima de servicio: Es el mínimo valor de la temperatura
que se estima pueda producirse en el interior del aparato o sistema en
condiciones extremas de funcionamiento.
3.6.2.2 Tipos de válvulas de seguridad Se definen ahora algunos tipos de válvulas de seguridad clasificadas en varias
categorías para una mejor comprensión posterior en la elección:
Según su elevación
• Válvulas de seguridad de apertura instantánea: Cuando se supera
la presión de tarado la válvula abre repentina y totalmente.
• Válvulas de alivio de presión: Cuando se supera la presión de
tarado, la válvula abre proporcionalmente al aumento de presión.
Según su actuación
• Válvulas de actuación directa: Son válvulas cargadas axialmente,
que al alcanzar la presión de tarado abren automáticamente debido a
la acción del fluido a presión sobre el cierre de la válvula.
• Válvulas de actuación indirecta: Son válvulas accionadas por
piloto. Deben actuar debidamente sin ayuda de ninguna fuente
exterior de energía.
Según su agrupación
• Válvulas de seguridad sencilla: Son las que alojan en su cuerpo a un
solo asiento de válvula.
• Válvulas de seguridad dobles o múltiples: Son las que alojan en su
cuerpo dos o más asientos de válvulas.
Según su conexión
• Embridadas.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 74
• Roscadas.
• Soldadas.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 75
3.6.2.3 Elementos
Algunos de los elementos más importantes presentes en las válvulas de
seguridad se representan en la Figura 32 siguiente:
Figura 32: Partes de una válvula de seguridad.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 76
3.6.2.4 Funcionamiento Las válvulas de seguridad de alivio de presión están diseñadas para abrir y
aliviar un aumento de la presión interna del fluido, por exposición a condiciones
anormales de operación o a emergencias.
Son actuadas por la energía de la presión estática. Cuando en el recipiente o
sistema protegido por la válvula se produce un aumento de presión interna, hasta
alcanzar la presión de tarado, la fuerza ejercida por el muelle es equilibrada por la
fuerza producida por la presión sobre el área del disco de cierre (ver Figura 33). A
partir de aquí, un pequeño aumento de presión producirá el levantamiento del
disco de cierre y permitirá la salida del fluido. Si se trata de una válvula de
seguridad de apertura instantánea, el disco de cierre se separará repentina y
totalmente, debido al incremento de la fuerza resultante del producto de la presión
por el incremento del área del disco de cierre. Pero si se trata de una válvula de
alivio de presión, la válvula abrirá proporcionalmente al incremento de presión
producido.
Figura 33: Disco de cierre
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 77
Cuando la presión disminuye, la válvula cierra a una presión ligeramente
inferior a la presión de tarado como consecuencia de la energía cinética del fluido
en el escape. En la Figura 34, se pueden apreciar los diferentes niveles de presión
existentes. Son a diferencia de otros dispositivos de alivio (discos de rotura,
tapones fusibles térmicos, etc.) mecanismos diseñados para cerrar cuando la
presión haya sido restablecida, quedando en disposición de actuar y prevenir un
nuevo alivio del fluido.
Figura 34: Diagrama de evolución de la presión en la apertura y cierre de una válvula de
seguridad
En cuanto al valor del tarado, en general y como criterio preventivo, la presión de tarado
de las válvulas de seguridad instaladas en el tanque u otros equipos, no sobrepasará la
presión de diseño ni la máxima de servicio y el dimensionado del conjunto de válvulas
que protegen debe ser tal que se permita aliviar la cantidad de fluido necesario para que
el aumento de presión no exceda del 10% de la presión de tarado para cualquier
condición de funcionamiento, y con ésto se hace referencia a las condiciones más
desfavorables posibles (ver ANEXO 5.2: TABLA RESUMEN DATOS DE
PROCESO, Válvulas).
Un aspecto que tiene una notable influencia en el establecimiento del punto de
funcionamiento de las válvulas de seguridad es la contrapresión existente en el
escape de la válvula, que puede estar generado por pérdidas de carga en la tubería
de escape, presiones en la salida o por la instalación de silenciadores, filtros u
otros mecanismos en la tubería de escape de la válvula.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 78
Para analizar el efecto de la contrapresión en el punto de tarado de la válvula,
se realiza un balance de fuerzas sobre el disco de cierre (ver Figura 35).
Figura 35: Balance de fuerzas sobre el disco de cierre de la válvula de seguridad
El balance de fuerzas antes de que la válvula abra es:
( ) cdvda PAAAPRF ..1 −++=
Donde:
F1 : es la fuerza inicial del resorte.
Ra: : es la reacción en los apoyos.
P: : es la presión en el interior del equipo.
Ad: : es el área efectiva del disco de cierre.
Av: :es el área del vástago.
En el momento en que la válvula va a abrir, la presión en el interior del equipo
pasa a ser la presión de tarado Pt, y la reacción en los apoyos desaparece,
quedando la ecuación anterior en:
( ) cdvdt PAAAPF .1 −++=
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 79
Con lo que la presión de tarado tiene la siguiente expresión:
ct PKFKP .. 211 +=
Donde:
dA
K 11 = ;
( )d
vd
AAAK −
=2
Es decir la presión de tarado es proporcional a la fuerza inicial que ofrece el resorte
mediante la constante k1 y a la contrapresión existente, mediante una constante que es
función del área del vástago y del disco de cierre. Así pues se ha aclarado que la presión
de tarado de la válvula de seguridad, no solo depende del resorte y de sus características
constructivas, sino que también depende de las condiciones de operación, a través de la
contrapresión existente. Con lo que las válvulas conviene tararlas una vez instalada la
misma en las condiciones de fluido, presión y temperatura correspondientes a su
servicio (tal y como marca la norma UNE, ver ANEXO 5.2: TABLA RESUMEN
DATOS DE PROCESO y ANEXO 5.4: RESUMEN DE CÓDIGOS Y
ESTÁNDARES.).
Para una mejor referencia de estos instrumentos en la planta, se aconseja
ver los siguientes anexos:
ANEXO 5.1: TABLA RESUMEN CON TODOS LOS
INSTRUMENTOS (Válvulas).
ANEXO 5.2: TABLA RESUMEN DATOS DE PROCESO.
DOCUMENTO Nº2: PLANOS, PFC-22/23.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 80
3.6.3 Válvulas de control
3.6.3.1 Introducción La válvula de control es el elemento final de regulación, se utiliza en todo lazo
de control. Se puede decir que es, básicamente, un orificio de restricción variable
y su función consiste en modular, de acuerdo con una señal, el caudal de un fluido
de proceso, de forma tal que se mantenga el equilibrio del sistema.
La señal que hará variar la apertura de la válvula y, consecuentemente, el
caudal, puede ser generada bien en la propia válvula, en cuyo caso hablaremos de
válvula autorreguladora, bien en un elemento externo, normalmente un
controlador, hablando pues de válvula de control automática o simplemente de válvula de control.
3.6.3.2 Componentes de las válvulas de control En la válvula se puede distinguir dos subconjuntos fundamentales:
Cuerpo y partes internas.
Actuador o servomotor.
El primero regula el caudal de paso del fluido en función de la posición del
obturador, siendo ésta modificada por la fuerza del actuador.
Muchos estilos de cuerpos de válvulas de control se desarrollan con amplias
posibilidades de aplicación y otros se diseñan para servicios específicos, en este
proyecto fin de carrera se han estudiado estos tres tipos más utilizados, cuyas
ventajas e inconvenientes quedan reflejados en el Cuadro 11.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 81
Tipo Ventajas Inconvenientes
MARIPOSA (Figura 36, 9) -Convencionales -De disco contorneado dinámicamente
-Alta capacidad con baja caída de presión a través de la válvula. -Apta para un gran rango de temperaturas, dependiendo del tipo de cierre. -Mínimo espacio para instalación.-Económica, especialmente en grandes tamaños. -Su menor peso la hace más manejable en su mantenimiento.
-Necesita actuadores potentes o de gran recorrido si el tamaño de la válvula es grande o la presión diferencial es alta. -No adecuada para “fluidos cavitantes12” o aplicaciones de ruido.
BOLA (Figura 36, 8)
-.Excelente control ante fluidos viscosos, erosivos, fibrosos o con sólidos en suspensión. -Alta rangeabilidad de control (aprox.: 300:1). -Mayor capacidad que las válvulas de globo.
-Precio elevado. -No adecuada para “líquidos cavitantes”. -Puede provocar ruido con caídas de presión altas.
GLOBO (Figura 36, 1 a 7) -Simple asiento -Doble asiento -Caja -Membrana -Ángulo -Tres vías -Obturador excéntrico
-Disponible en todos los “ratings”. -Amplia selección de materiales constructivos. -Posibilidad de diversas características de caudal. -Partes internas aptas para el tipo de estanqueidad requerida.
-Considerables pérdidas de carga a grandes caudales. -Precios más elevados que las válvulas de mariposa en servicios de baja presión y temperatura.
Cuadro 11: Tipos de cuerpos
Como se comentó, los tipos de válvulas utilizadas en el proyecto son las de
Mariposa , Bola y la de Globo (éste último caso es el de la Autorreguladora). Para
más referencias a los tipos de elementos utilizados, se recomienda ver el ANEXO
5.1: TABLA RESUMEN CON TODOS LOS INSTRUMENTOS, (Válvulas).
El segundo subconjunto, el actuador o servomotor, tiene como misión el
producir la fuerza necesaria para provocar un cambio en la apertura de la válvula.
El Cuadro 12, se muestra los diferentes tipos de actuadores generalmente
utilizados así como sus ventajas e inconvenientes.
12 Fenómeno en el que la presión de salida de la válvula alcanza valores superiores a la presión de vapor formando burbujas que pueden llegar a colapsar dicha válvula.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 82
MANUALES
Utilizados donde no es requerido un control automático, pero una buena regulación es
necesaria. Bajo coste.
VENTAJAS INCONVENIENTES
Neumático de diafragma (membrana) (Figura 37, 1 a 4)
-Fiabilidad y simplicidad de diseño. -Usados donde no son requeridas grandes fuerzas. -Económicos. -No necesitan posicionadores.
-No pueden suministrar grandes fuerzas. -No pueden ser aplicados a válvulas con grandes recorridos.
Neumático de pistón (Figura 37, 6)
-Capaces de suministrar grandes fuerzas. -Rápida respuesta. -Válidos para grandes recorridos.
-Generalmente necesitan sistema de enclavamiento en caso de fallo de alimentación. -Para control necesitan posicionador.
AU
TO
MÁ
TIC
OS
Eléctricos (Electro hidráulicos o Electromecánicos) (Figura 37, 5)
-Ideales para lugares aislados donde no existe alimentación neumática. -Necesitan señal eléctrica tanto de alimentación como de control. -Mínimo consumo eléctrico. -Menores costes de instalación y mantenimiento.
-Precio muy elevado. -Largos plazos de entrega. -Protección eléctrica necesaria. -Para control necesitan posicionador.
Cuadro 12: Tipos de actuadores.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 83
Figura 36: Tipos de cuerpos
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 84
Figura 37: Tipos de actuadores.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 85
3.6.3.3 Accesorios
Los accesorios comúnmente montados sobre las válvulas de control son:
Posicionador (neumático, electro neumático o eléctrico):
Instrumento que transmite una señal de carga neumática o eléctrica a
un actuador para posicionar el obturador de la válvula exactamente
en el lugar requerido por el instrumento de control.
Filtro mano reductor: Regulador de presión, con filtro incorporado,
utilizado para alimentar un posicionador u otro equipo de control.
Volante manual (lateral o superior): Usado para posicionar
manualmente la válvula y puede ser utilizado como limitador de
carrera.
Interruptor final de carrera: Generalmente utilizado para indicar
eléctricamente posición abierta y/o cerrada de la válvula, así como
para operar indicadores luminosos, válvulas solenoides, alarmas,
etc...
Transmisor de posición (neumático o eléctrico): Instrumento que
emite una señal de salida proporcional a la posición del obturador de
la válvula.
Convertidor electroneumático: Convierte una señal electrónica en
señal neumática, siendo esta última la utilizada para operar la válvula
y/o instrumentos.
Sistemas de enclavamiento: Están formados por equipos
neumáticos y/o eléctricos (válvulas de enclavamiento, de solenoide,
presostatos, etc...) y son utilizados para mantener o modificar la
posición de la válvula por fallo de alimentación o por necesidades del
proceso.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 86
3.6.3.4 Criterios de selección
Se trata ahora de mostrar la correlación existente entre las diferentes
consideraciones básicas que harán posible, en la mayoría de los casos, la adecuada
selección de la válvula de control.
Se estudiará un método de selección de acuerdo con criterios primarios tales
como presión, tipo de fluido y capacidad. También se establecerá criterios secundarios como el nivel de estanqueidad de la válvula y su característica de
caudal.
Nuevamente para una mejor referencia de los datos que pueden llegar a definir
estas válvulas, se recomienda ver el ANEXO 5.2: TABLA RESUMEN DATOS
DE PROCESO.
3.6.3.4.1 Citerior primarios: Presión y temperatura
La consideración inicial más importante que se ha de realizar es la
relativa a la presión y temperatura que la válvula ha de soportar, ya que
estas nos indicarán la clase (“rating”) del cuerpo de la válvula. Diversas
entidades como la ANSI, la BS o la DIN (ver ANEXO 5.4: RESUMEN
DE CÓDIGOS Y ESTÁNDARES) han establecido los valores de estos
parámetros para cada “rating” y material constructivo.
La selección del material constructivo juega un papel importante
porque, en algunos casos, la elección de un material algo más caro, puede
hacer más económica la válvula, ya que al ser más resistente el primero
posibilita el seleccionar un “rating” inferior.
La temperatura se tiene que considerar por sí misma, ya que,
válvulas que utilizan elastómeros como dispositivo de cierre o guiado no
podrán ser utilizadas para altas temperaturas, al mismo tiempo que
aplicaciones criogénicas como la que se está tratando en este proyecto
requerirán diseños específicos por parte del cliente o la ingeniería.
En cuanto a la presión, se elige la configuración de la válvula
dependiendo de la máxima presión diferencial que se espera. Si se
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 87
observa la literatura de los fabricantes que se han estudiado, se puede
comprobar en las características de las válvulas de globo, que son
capaces de soportar mayores caídas de presión que las válvulas rotativas
(bola, mariposa, etc...).
Las posibilidades de las válvulas de bola, mariposa y otras de eje
rotativo o de paso recto para soportar caídas de presión, dependen de sus
características constructivas, existiendo considerables variaciones. El
valor de este parámetro se razona también para seleccionar los materiales
constructivos de las partes internas de la válvula.
Tipo de fluido
El tipo de fluido se considera antes de seleccionar el tipo de
válvula. Por ejemplo, fluidos fibrosos, viscosos, erosivos o corrosivos, al
ser difíciles de manejar, necesitan componentes y materiales específicos
para mostrar un óptimo funcionamiento y una larga vida de servicio.
Capacidad
El correcto dimensionamiento de una válvula de control constituye
un importante factor en el diseño de un lazo de control. La selección del
adecuado tamaño exige que se conozcan las condiciones de proceso bajo
las cuales ha de trabajar la válvula, y para ello, se necesitan esos datos
los cuales se pueden ver en el ANEXO 5.2: TABLA RESUMEN
DATOS DE PROCESO.
A continuación se hará un pequeño inciso explicando la “ecuación básica para el dimensionamiento de válvulas en servicio líquido”
Daniel Bernoulli fue uno de los primeros científicos que investiga sobre
líquidos. Usando el principio de la conservación de la energía, descubrió que la
cantidad de líquido que pasa a través de un orificio es función de la velocidad
del fluido, siendo el cuadrado de ésta directamente proporcional a la presión
diferencial existente en el orificio e inversamente proporcional al peso específico
del fluido.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 88
Es decir, a mayor presión diferencial, mayor velocidad y a mayor peso
específico, menor velocidad.
Lógicamente, la cantidad de caudal (Q) será calculada multiplicando la
velocidad (v) por el área de paso (A):
vAQ ×= .
En base a lo anterior, se puede efectuar la siguiente transformación:
GPACQ ∆
= ..
siendo:
Q : Caudal en galones por minuto13. A : Área de paso en pulgadas cuadradas ∆P : Presión diferencial en psi14. G : Peso específico C : Valor que recoge todas las constantes de
proporcionalidad y las propias unidades de medida de caudal.
Ahora bien, esta ecuación es totalmente teórica y no toma en cuenta las
pérdidas de energía debidas a las turbulencias y a las fricciones que se ocasionan
como resultado del paso del fluido por el orificio.
Ésta se va a compensar introduciendo un coeficiente de descarga Cd
específico para cada tipo de orificio.
GPACCQ d
∆= ...
Como el área de paso es también función de cada tipo de orificio, estos
tres términos se pueden agrupar en uno solo que, aplicado a válvulas, se
denomina coeficiente de caudal Cv.
13 Medida americana cuya conversión al SI es: 1 galón/min. equivale a 0,00378 m3/min. 14 Medida de presión: 1 psi equivale a 14,5 bar (1 bar ≈ 1 atmósfera).
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 89
GPCQ V
∆= .
El coeficiente de caudal Cv se determina experimentalmente para cada
tipo y tamaño de válvula, y nos indica el número de galones USA de agua a 60ºF
que pasan a través de una válvula en un minuto cuando la presión diferencial es
de una libra por pulgada cuadrada15.
De forma análoga, se puede definir el Kv (sistema europeo) como el
número de metros cúbicos de agua a 15ºC que pasan a través de una válvula
cuando la presión diferencial en ésta es de un bar Y la relación entre los dos
sistemas que se obtiene matemáticamente es:
Kv= 0,865 Cv
Para una comparación entre los sistemas ver el Cuadro 13.
SISTEMA AMERICANO
PGQCV ∆
= .
CV = Número de galones USA de agua a 60ºF que pasan a través de una válvula en un minuto cuando la presión diferencial en ésta es de 1 psi. Q = Caudal en galones por minuto. G = Peso específico relativo al agua. ∆Pd = Presión diferencial para dimensionamiento (psi).
SISTEMA EUROPEO
PGQKV ∆
= .
KV = Número de metros cúbicos de agua a 15ºC que pasan a través de una válvula en una hora cuando la presión diferencial en ésta es de 1 bar. Q = Caudal en m3/h. G = Peso específico relativo al agua. ∆Pd = Presión diferencial para dimensionamiento (bar).
Cuadro 13: Los dos sistemas utilizados y sus leyendas. Así pues, el coeficiente de caudal provee un índice de comparación del
flujo de líquido de los diferentes tipos de válvula.
3.6.3.4.2 Criterios secundarios
En base a los comentarios expuestos encuadrados bajo la
denominación de criterios primarios, y con sólo un conocimiento básico
15 Libra por pulgada cuadrada (lbf/in2) equivale a 0,069 bar.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 90
de las posibilidades de los diferentes tipos de válvulas de control
disponibles, generalmente se puede preseleccionar el diseño más apto
para las necesidades de la planta.
Pero los denominados criterios secundarios que ahora se explican,
son también fundamentales y decisivos a la hora de la selección de la
válvula más idónea para las diferentes condiciones de servicio que se
tiene en la planta.
Nivel de estanqueidad
Se olvida frecuentemente, pero es un factor muy importante en la
selección, es el grado de estanqueidad que debe asegurar la válvula. Este
criterio secundario es uno más de los factores que determina las partes
internas o “Trim” de la válvula y está referido a obturador y asiento.
El nivel de fugas puede variar desde valores superiores a 0,5% de
la máxima capacidad de la válvula hasta niveles inferiores a una burbuja
por minuto.
Dado que cada requerimiento adicional de cierre supone un coste
suplementario, significativo en muchos casos, se necesita conocer el
nivel de estanqueidad requerido por el sistema, sin sobrevalorar éste.
Característica de caudal
Se define la característica de caudal de una válvula de control como
la relación existente, a presión diferencial constante, entre el caudal a
través de la válvula y su carrera cuando ésta varía en todo su campo.
El propósito de la caracterización de la válvula de control es el que
se facilite una relativa estabilidad del lazo de control ante las variaciones
esperadas de las condiciones de operación del sistema.
Las tres características más utilizadas se denominana lineal, igual
porcentaje o isoporcentual y apertura rápida (ver Figura 38).
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 91
Figura 38: Tipos de características.
La característica lineal es por sí misma explicativa, ya que la
capacidad de la válvula varía linealmente con la carrera del obturador.
Se dice que una válvula presenta característica isoporcentual
cuando incrementos iguales de la carrera de la válvula producen cambios
en igual porcentaje en el caudal existente antes de producirse el
incremento de carrera.
Una válvula con característica de apertura rápida facilita un
máximo cambio de caudal a bajas aperturas, siendo posteriormente muy
pequeña su ganancia.
Todas las válvulas de este tipo tienen en su hojas de datos
reflejadas dichas características en el ANEXO 5.3: HOJAS DE
DATOS.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 92
Capítulo 4: Control y comunicaciones
4.1 Introducción En este último capítulo se expondrá el estudio que se ha realizado tanto para el
control como para las comunicaciones de los distintos instrumentos y equipos de la
planta.
Primeramente se explicará con una descripción general, cómo se almacena el
GNL a los tanques (mas detallado que en el punto 2.3.1 del Capítulo 2), para que luego
el desarrollo del control de las distintas variables (presión, temperatura, nivel…etc.) sea
mas fácil de entender. Se recomienda para seguir este capítulo, ver el DOCUMENTO
Nº2: PLANOS, plano PFC-03, ya que se hará referencia constantemente a dicho
documento.
Finalmente se hará referencia a las comunicaciones, donde se comentará desde
los transmisores de campo hasta el protocolo utilizado: HART (Transmisor Remoto
Direccionable de Alta velocidad).
4.2 Almacenamiento del GNL Como se ha comentado en el apartado 1.3 “Motivación del Proyecto” (en la
nota posterior) del Capítulo 1, en la planta regasificadora se encuentran instalados dos
tanques de almacenamiento de gas natural licuado, cada uno de ellos con una capacidad
de 150.000 m3 (aunque solo se estudia uno de ellos). Estos tanques son tanques dobles
de cemento exterior con pared interno de acero-níquel al 9%. Cada tanque incluye un
depósito cerrado por arriba de níquel al 9% para confinar el gas natural dentro de un
muro externo de cemento, y entre ambos una capa de material aislante para impedir la
entrada de calor (Ver Figura 39).
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 93
Figura 39: Paredes interior/exterior de un tanque de almacenamiento
El confinamiento criogénico del GNL en el tanque interno queda asegurado por
la techumbre aislada del mismo. Una cubierta de cemento armado impide que el GBO
pase a la atmósfera. Todos los huecos para el paso de instrumentos y tuberías han sido
practicados en el tejado del tanque (para mejor referencia de estos huecos, ver
DOCUMENTO Nº2: PLANOS, plano PFC-03).
Cada uno de los tanques dispone de cuatro bombas internas instaladas en pozos
individuales de 24”. Hay un panel para el control de dichas bombas en la proximidad
inmediata de cada uno de los tanques, al nivel del terreno, con un monitor para indicar
datos de los instrumentos y enviar órdenes a las bombas.
Los tanques están dimensionados para las presiones siguientes:
290 mbar g (Alta presión),
-6,5 mbar g (Baja presión – el diseño tiene también en cuenta presiones
negativas).
En el tanque de almacenamiento de GNL se dispone de una tubería de llenado
por el fondo que inyecta GNL al nivel del piso y de una tubería de llenado por el borde
para introducirlo por la parte de arriba. El que se emplee una de estas dos tuberías de
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 94
llenado depende de las condiciones de densidad tanto del GNL descargado como del
que ya se encuentra en los tanques. Si el GNL introducido desde el buque fuera más
pesado (mayor peso molecular o mayor gravedad específica) que el del tanque, el GNL
habrá de ser introducido por la línea de llenado por el borde. Si el GNL descargado
fuera más liviano (menor peso molecular / menor gravedad específica) que el del tanque
se utilizará la línea de llenado por el fondo. Así se consiguen mezclas más homogéneas
en el interior del tanque y se evita la estratificación.
También existe un distribuidor con boquillas de irrigación para inyectar GNL o
nitrógeno líquido durante la fase de refrigeración del tanque (ver Figura 39 anterior).
La base de cada tanque dispone de un sistema de calefacción eléctrica (potencia
total 90 kW) para evitar que el suelo se congele.
4.3 Descripción del sistema de control Todas las operaciones de la planta se controlan, como norma general, desde la
Sala de Control Central. Existen tres sistemas fundamentales de control:
Sistema de Control Distribuido (DCS): sirve para controlar y
supervisar las operaciones de la planta. Es un sistema basado en el
control de procesos y en la adquisición de datos.
Sistema de Emergencia (ESD): es un sistema con una lógica de
diseño con redundancia triple de circuitos a prueba de fallos. Tiene
altos niveles de integridad y seguridad de datos. Este ESD incluye
actuaciones de parada de emergencia y parada de proceso al DCS en
caso de problema.
Sistema de Fuego y Gas (F&GS): incluye detección de fuego, gas y
vertidos de gas licuado. Asimismo todos los equipamientos
relacionados con la lucha contra incendios. También se emite señales
al DCS en caso de emergencia.
A través del panel de control local se llevan a cabo algunas operaciones
específicas de control y de tipo interno para las instalaciones principales. Los sistemas
podrán intercambiar datos entre sí.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 95
En el tanque se dispone de los instrumentos anteriormente citados en el Capítulo 3,
adecuados para garantizar la seguridad y un funcionamiento eficaz.
1. Los equipamientos / válvulas e instrumentos de los tanques podrán ser
monitorizados desde diferentes emplazamientos:
La sala de mandos de la Planta (DCS)
El panel de control local de los equipamientos respectivos (PLC)
Control local de válvulas
Un buen funcionamiento implica el intercambio de cierto número de señales y
órdenes entre el DCS y el PLC.
2. Las operaciones de control y seguridad de los tanques se encuentran
monitorizadas desde diferentes emplazamientos:
Algunas de las operaciones y controles ESD se llevan a cabo
mediante el panel principal de control ESD de la Planta,
Algunas de las operaciones y controles ESD/PSD se ejecutan desde
los paneles locales de control de las bombas,
Las operaciones del Sistema de Gas y Fuego se realizan a través del
cuadro principal de controles F&GS de la Planta.
Una vez activado un ESD/F&GS será necesario hacer un reinicio en estos
sistemas antes de comenzar nuevamente el funcionamiento normal. En caso contrario
no se recibirá la autorización para continuar.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 96
4.3.1 Control de presión de los tanques
4.3.1.1 Introducción
El espacio de vapor del tanque de almacenamiento GNL, se encuentra
conectado a través de una línea de equilibrado del vapor dotada de válvula
eléctrica a un colector para emanaciones. Debido a los cambios en la presión
atmosférica el transmisor de presión que envía el valor detectado al sistema de
control de presión del tanque es un transmisor de presión “calibrado” (presión
absoluta). No obstante los dispositivos de protección del tanque son tanto de
presión absoluta como de relativa puesto que los criterios de diseño del tanque
están definidos en éstos términos de presión al efecto de tener en cuenta
rápidamente cualquier variación en la presión atmosférica.
La forma en que se implanta el control de la presión en el tanque es la
siguiente:
La presión de funcionamiento del tanque se consigue mediante recuperación
de GBO, inyectándolo en los compresores. Los compresores de gas mantienen la
presión calibrada en los tanques. La presión de funcionamiento normal del tanque
puede variar entre los 100 mbar g y los 250 mbar g.
No obstante la selección de esta presión de funcionamiento controlada se
limita por las presiones de diseño alta y baja del tanque (anteriormente indicadas),
las cuales están definidas en términos de presión relativa.
Alta presión de diseño (290 mbar g) protegida:
• En primer lugar mediante escapes a la línea de antorchas (unto de
Consigna: 260 mbar g max.),
• Finalmente por válvulas de descarga para expulsión a la
atmósfera (Punto de Consigna: 290 mbar g).
Baja presión de diseño (-6,5 mbar g) protegida:
• Mediante inyección de gas de emisión a través de válvulas de
alivio de presión en dos etapas (20 mbar g),
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 97
• Finalmente mediante válvulas de eliminación de vacío para
situaciones de emergencia por presiones negativas, las cuales
permiten que el aire pase al interior de la cúpula y por
consiguiente al tanque (-5 mbar g).
Se tiene en la sala de control una clara idea de las condiciones de presión en
cada tanque, tanto la presión relativa como la absoluta, que se representan en una
página específica del DCS y registrada mediante un dispositivo de archivo
especial para presiones.
4.3.1.2 Control de presión normal
La presión normal de funcionamiento del tanque varía entre los 100 mbar g y
los 250 mbar g. El proceso de control desde el DCS (Sala de Control Principal de
la Planta) se verifica como sigue:
La señal más elevada procedente de los transmisores de presión absoluta (20-
PT-01 003A y 20-PT-01 003B, ver Figura 40), se discrimina por un selector y
se transmite a un controlador (Punto de Consigna indicativo: 100 mbar g). En el
controlador se genera una señal de salida que es enviada a los compresores de
GBO donde se recoge por un controlador de carga incremental de los mismos,
acción que se ajustará automáticamente los intervalos de incremento de los
compresores (0%, 25%, 50%, 75%, 100%) y el flujo de retorno.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 98
Figura 40: Simbología del control de presión.
No obstante se podría anular el control incremental automático de los
compresores ajustando manualmente la capacidad efectiva de los compresores, lo
cual permitirá al operador variar la presión de funcionamiento del tanque
dependiendo del modo de funcionamiento de la Planta.
4.3.1.3 Aumentos de presión
En el tanque la presión podría aumentar debido a varias razones:
Descarga del buque debido a calor procedente de las bombas,
intrusiones térmicas en la línea de descarga, expansión súbita de gas
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 99
en la admisión del tanque (posiblemente GNL caliente),
desplazamientos de vapor.
Activación de las bombas internas del tanque
Activación del compresor de GBO
Aumento de la presión atmosférica
Movimientos del líquido
En tales circunstancias se debe prestar atención a los aumentos de presión
interviniendo para controlar la situación y así el exceso de vapor desprendido por
ebullición se tiene que enviar a la antorcha para quemar.
En caso de que los compresores no consigan mantener estable la presión
dentro de los tanques o no sea posible utilizarlos existirán sistemas para regular la
presión:
1. En caso que la presión relativa que se detecte en 20-PT-01 001A sea
demasiado alta, se abrirá una válvula enviando el gas sobrante a la antorcha.
2. Si con lo anterior no fuera suficiente, los indicadores de presion relativa
(20-PI-01 001B) generarían una parada de emergencia ESD-3.2.
Además de este bucle de control, el tanque se encuentra protegido del exceso
de presión por 2 grupos de válvulas de descarga de presión:
4 PSV en el tanque (3 en operación y 1 en reserva), ajustados a 290 mbar
g para dejar escapar el gas directamente a al atmósfera (20-PSV-01
027A/B/C/D, ver Figura 41). Cada una de ellas está dimensionada para un
flujo de 56,4 t/h @ 290 mbar g .
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 100
Figura 41: Simbología de las válvulas de descarga de presión.
Se advierte que todas las válvulas de aislamiento (PSV, ver ANEXO 5.1:
TABLA RESUMEN CON TODOS LOS INSTRUMENTOS) se encuentran
aseguradas en posición de abierto. Se puede dejar fuera de servicio una PSV para
tareas de mantenimiento o calibración (nunca deberá haber más de una bomba
PSV fuera de servicio en un momento dado), pero en funcionamiento normal
todas las válvulas de aislamiento PSV se encuentran aseguradas en posición de
abierto.
4.3.1.4 Descenso de presión
Puede tener lugar una caída de presión por variadas causas:
El espacio de vapor del tanque puede haberse visto refrigerado con
demasiada rapidez por efecto de la irrigación con GNL al comienzo
de la operación de descarga del buque.
Arranque de las bombas internas del tanque.
Arranque de los compresores de GBO.
En las referidas circunstancias se debe prestar atención a las presiones
decrecientes para controlar la situación en caso de que se haga patente que las
condiciones de vacío van a alcanzar un nivel alarmante.
En caso de que mediante el efecto regulador de los compresores no se consiga
mantener la presión de los tanques o aquellos no puedan funcionar se dispondrá de
los siguientes sistemas para regular la presión:
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 101
1. si se detecta muy baja presión absoluta en 20-PI-01 003B, se produce una
parada por ESD-3.2, con ls siguientes consecuencias:
para de los compresores de GBO
parada de las bombas primarias
parada de las descarga del barco
cierre de las válvulas del tanque afectado
2. Si la presión relativa detectada por 20-PT-01 001A o 20-PT-01 001B
fuera demasiado baja, las válvulas de emergencia de alimentación (no se
encuentran en ningún anexo por considerarse fuera de los límites del
proyecto) abrirán, enviando gas a alta presión al interior del tanque.
Adicionalmente a estos bucles de control el tanque se encuentran protegidos
ante las bajas presiones por 5 válvulas rompedoras de vacío ajustadas a –2 mbar g
e instalados en cada uno de los tanques (20-PSV-01 028A/B/C/D/E, ver Figura
42). En caso de emergencia por descenso de la presión, cada uno de ellos dejará
entrar 5900m3/h de aire al tanque. Se advierte que todas las válvulas de
aislamiento PSV están aseguradas en posición abierta. Se podrá dejar fuera de
servicio una de las VSV para cometidos de mantenimiento o calibración, aunque
normalmente todas las válvulas de aislamiento PSV estarán aseguradas en
posición abierta.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 102
Figura 42: Simbología de las válvulas rompedoras de presión.
Asimismo la entrada en funcionamiento de PSV se debería considerar como
último recurso contra la incidencia de bajas presiones ya que una PSV permite que
el AIRE penetre en el interior del tanque. Esto podría originar una situación de
alto riesgo si el contenido de aire de la parte superior de la cúpula llega a ser lo
suficientemente elevado como para exceder el límite inferior de desprendimiento.
En caso de haberse permitido la entrada de aire en el tanque aquel deberá ser
extraído de forma que en ningún momento se exceda el LFL16.
16 Límite inferior de inflamabilidad
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 103
4.3.2 Control de nivel de los tanques
4.3.2.1 Introducción
El nivel del GNL en cada uno del tanque se puede monitorizar localmente o
desde la sala de mandos.
El volumen útil de almacenamiento de GNL de 150.000 m3 se comprende
entre los niveles operativos mínimo y máximo. Se recuerda que la altura de la
cubierta suspendida (39,0 m, tanque frío) es lo suficientemente grande para evitar
vertidos de GNL en el espacio de aislamiento, en caso de oleaje provocado por
una sacudida sísmica.
Al efecto de hacer posible actuaciones de monitorización y seguridad, en cada
tanque se instalan dos medidores independientes de nivel y un conmutador de
nivel alto. Los dos medidores de nivel facilitan indicaciones locales y remotas,
alarmas de nivel bajo y nivel alto, así como protecciones extremas para niveles
excesivamente bajos o excesivamente altos. Asimismo el conmutador de nivel
demasiado alto proporciona un mecanismo de seguridad extremo contra riesgo de
desbordamiento.
Se destaca que es importante que el tanque GNL disponga de un cuarto
medidor de nivel. Se trata de una sonda asociada a un sistema de supervisión de
densidad y temperatura (LTD), únicamente utilizado para detectar estratificación.
Resumen de los instrumentos de nivel para controlar nivel, ver Cuadro 14:
Instrumento Actuación
20-LT-01 001 Conmutador de nivel muy alto
20-LT-01 003 Medidor de nivel redundante (en un tubo
de evaporación)
20-LT-01 007 Medidor de nivel redundante (en un tubo
de evaporación) Cuadro 14: Resumen instrumentos de control de nivel.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 104
Los dos pozos de evaporación redundantes disponen de transmisores de nivel
(20-LT-01 003 y 20-LT-01 007). Con dichos transmisores se transmite
indicaciones de nivel a un panel local y a la sala de control de la Planta.
Antes de que se activen las alarmas de alto nivel en la sala de mando se debe
actuar anticipadamente conmutando la función de llenado de GNL al otro tanque
(se recuerda que la planta tiene 2 tanques de iguales características), o bien se para
la maniobra de descarga del buque.
De manera similar, antes de que las alarmas de nivel mínimo se lleguen a
activarse, se debe detener anticipadamente las bombas internas del tanque de
almacenamiento GNL.
En caso de que no se consiga mantener el nivel del tanque entre los límites
inferior y superior aceptables se dispone de un sistema automático de seguridad
que funciona de la manera descrita a continuación:
4.3.2.2 Nivel alto
El sistema automático responderá a un nivel alto de la manera siguiente
(verFigura 43):
Los transmisores de nivel 20-LT-01 001 tienen como misión detectar
niveles altos. El interruptor de nivel correspondiente a estos transmisores
(20-LSHH-01 001) llevará asociado un valor lo suficientemente alto.
Dos transmisores de nivel redundantes (20-LT-01 003 y 20-LT-01 007)
facilitan indicaciones de nivel en el panel de control local y en el sistema
central de supervisión. Estos transmisores llevan asociados conmutadores
de nivel muy alto (20-LSHH-01 003 y 20-LSHH-01 007), ajustados al
mismo valor que 20-LSHH-01 001.
El llenado de un tanque se queda interrumpido al activarse 2 LSHH de
los 3 disponibles, igual que el flujo de recirculación para emisión nula al
tanque GNL correspondiente mediante el cierre de las válvulas de
admisión y la parada de la maniobra de descarga del buque, suponiendo
que la misma se esté llevando a cabo.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 105
Figura 43: Simbología del control de nivel.
Resumen del control de nivel alto, Cuadro 15:
Instrumento Ajuste Actuación
20-LSHH-01 001
20-LSHH-01 003
20-LSHH-01 007
39.500 m
Nivel demasiado alto en el tanque:
Se activan dos de tres:
- Cierre de válvulas de llenado del tanque
- Cierre de válvulas salida.
- Pérdida de la señal de autorización para
descarga del buque
Cuadro 15: Resumen conmutadores de control de nivel alto.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 106
4.3.2.3 Nivel bajo De manera similar a que se ha expuesto para el nivel alto, en caso de nivel
bajo el sistema automático responderá de la manera siguiente (ver Figura 43
anterior):
Los dos transmisores redundantes de nivel (20-LT-01 003 y 20-LT-01
007) facilitan indicaciones de nivel en el panel de control local y en el
sistema central de supervisión. Estos transmisores se encuentran
asociados a interruptores de nivel muy bajo (20-LSLL-01 003 y 20-
LSLL-01 007).
Basta con que se alcance el valor mínimo de una de las dos mediciones
redundantes de nivel para que las bombas primarias del tanque se paren.
Resumen sobre control de bajos niveles, Cuadro 16:
Instrumento Ajuste Actuación
20-LSHH-01 003
20-LSHH-01 007 1,535 m
Nivel de tanque muy bajo:
Una de las dos bombas internas del tanque (y
válvulas asociadas a las bombas internas del
tanque). Cuadro 16: Resumen conmutadores de control de nivel bajo.
4.3.3 Control de la temperatura
Como se comento en otros capítulos, el tanque GNL se encuentra equipado con un
número de sondas para monitorizar los perfiles de comportamiento térmico del GNL así
como los de la estructura interna y el hueco de aislamiento. Por ello se ha dividido el
control de la temperatura en dos grandes grupos:
4.3.3.1 Control de la temperatura del GNL
El tanque de almacenamiento está equipado con un dispositivo de medición
continua de nivel-densidad-temperatura (20-LDT-01 099, ver Figura 44). Las
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 107
mediciones de nivel, temperatura y densidad se llevan a cabo a través de un
sistema de lógica digital (PC) y un mecanismo de actuación electromecánico, que
desplaza verticalmente los medidores en respuesta a las órdenes automáticas o
manuales transmitidas desde la unidad de control (ver DOCUMENTO Nº2:
PLANOS, plano PFC-06). Las lecturas de temperatura y nivel (conjuntamente con
las de densidad) se exhiben permanentemente en el monitor de la unidad digital
(PC) y en la sala principal de control.
Figura 44: Simbología del control de nivel/densidad/temperatura.
En el nivel configurado el operador se puede seleccionar tanto el intervalo
entre alturas diferentes (mínimo 50 mm) como el intervalo general para la sonda:
posibilidad de definir una posición de partida (nivel inferior) y otra de stop
(superior) para obtener un perfil térmico del GNL a lo largo del intervalo de
tanque especificado.
En el perfil automático el sistema realiza un barrido de perfiles dos veces al
día. En dicha configuración la sonda se comienza mover desde la posición
inferior, terminando al llegar a la superficie del GNL. Entre dos mediciones
consecutivas hay un intervalo de 200 mm.
Se pueden registrar los datos y la curva para mostrarlos en la pantalla del PC.
Se verifican estos perfiles con regularidad, y en caso de que entre dos niveles de
medición adyacentes exista una diferencia superior a 3°C, se pondrá en marcha
una de las bombas internas del tanque en modo de recirculación plena a través de
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 108
la línea de retorno de la bomba. Se comprueba también la situación con todo
cuidado para evitar que se produzca una estratificación del GNL con el
consiguiente riesgo de oleaje. Cuando el dispositivo LTD no se utilice se le dejará
reposar en el fondo del tanque.
Asimismo en cada uno de los tanques se encuentran instalados dos elementos
de medición térmica a base de sonda múltiple (20-TT-01 015A/J y 20-TT-01
017A/J, ver DOCUMENTO Nº2: PLANOS, plano PFC-17). Cada elemento
incluye 10 sondas de temperatura distribuidas uniformemente a lo alto del tanque.
Este sistema permite conocer la temperatura real del GNL a diferentes niveles del
tanque. Todos los valores son transmitidos tanto al PC como a la sala principal de
control (DCS). También se tiene indicación de la temperatura media del GNL en
el tanque gracias a: 20-TX-01 015 y 20-TX-01 017, ver Figura 45.
Figura 45: Simbología del control de temperaturas.
Una sonda térmica independiente (20-TE-01 013, ver DOCUMENTO Nº2:
PLANOS, plano PFC-13), situada inmediatamente por debajo del techo
suspendido, se encarga de medir la temperatura del espacio ocupado por el vapor,
transmitiendo al DCS una alarma de temperatura alta (Punto de Consigna a –80°C)
así como todos los valores registrados.
Resumen de control de temperaturas, Cuadro 17 :
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 109
Instrumento Ajuste Actuación
20-LDT-01 099 Sonda LTD hace seguimiento de la
temperatura del GNL a lo alto del tanque
20-TT-01 015A/J
20-TT-01 017A/J
Seguimiento de la temperatura del GNL
a lo alto del tanque
20-TX-01 015
20-TX-01 017 Temperatura media del GNL
20-TE-01 013 -80°C Temperatura del GBO en el tanque GNL Cuadro 17: Resumen del control de temperatura.
4.3.3.2 Control de la temperatura en otros componentes
Como se pudo leer en anteriores capítulos, el tanque dispone de 70 elementos
para medir temperaturas de superficies que se sitúan entre los muros interno y
externo del tanque, sobre los zócalos del piso y el basamento, para detectar fugas
de GNL y monitorizar las operaciones de refrigeración (ver ANEXO y
DOCUMENTO Nº2: PLANOS, plano PFC-03).
Para evitar la congelación del subsuelo la temperatura de la losa se debe
mantenerse por encima de los 3°C. Los elementos de la losa suministran
información al sistema de calefacción eléctrica (PLC) para que él mismo
mantenga la temperatura por encima de 5°C.
El sistema de calefacción eléctrica (PLC) también informa al DCS sobre las
mediciones registradas por las sondas térmicas de la losa, emitiendo las señales de
alarma que se indican a continuación (temperatura demasiado baja, demasiado
alta, fallo eléctrico).
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 110
Resumen de elementos para medir temperaturas de superficies, Cuadro 18 :
Situación Número de
elementos 20-T-01
Lado externo vertical del tanque interno 12 20-TE-01 001A/L
Lado externo del tanque externo 8 20-TE-01 003A/H
Fondo externo del tanque interior 8 20-TE-01 007A/h
Fugas alrededor del tanque 8 (dobles) 20-TE-01 009A/H
Detector de fugas en las esquinas 2 20-TE-01 011A/B
Lado vertical exterior de hormigón 8 20-TE-01 015A/J
Lado interno del tanque externo 8 20-TE-01 025A/H Cuadro 18: Resumen de elementos de control de temperatura.
Información enviada por el sistema de control del calefactor eléctrico (PLC) al
DCS, Cuadro 19:
Indicación DCS Ajuste
alarma Función
20-TI-01 005A/S 2°C Indicación de temperatura de la losa
(alarma de baja)
20-TX-01 005A/F Media de la temperatura de la zona
20-TIC-01 005A/F 5°C Controlador de la temperatura de la zonaCuadro 19: Resumen de elementos de control para el calentamiento de la losa de fondo.
4.3.4 Control de la densidad
Como se mencionó en el apartado 4.3.2.1, cuando el dispositivo LTD se encuentra
en el perfil configurado, se podrá seleccionar tanto el intervalo entre alturas diferentes
como el intervalo total de sonda: posibilidad de definir una posición de partida (punto
inferior) y otra de finalización (punto superior) para obtener un perfil térmico a lo largo
del intervalo del tanque que se requiera. En el perfil automático se realiza un barrido de
mediciones dos veces al día. En dicha configuración la sonda comienza en la posición
inferior y se detiene al llegar a la superficie del GNL, con intervalos de 200 mm entre
dos mediciones consecutivas.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 111
Se pueden registrar los datos y la curva del perfil para mostrarlos en la pantalla del
dispositivo lógico programable (PC). Se verifican estos perfiles con regularidad. En
caso de que entre dos niveles de medición adyacentes exista una diferencia de densidad
superior a 0,8 kg/m3, se pone una de las bombas internas del tanque en modo de
recirculación plena a través de la línea de retorno de la bomba. Se comprueba
minuciosamente la situación para evitar que se produzca una estratificación del GNL
con el consiguiente riesgo de oleaje. Cuando el dispositivo LDT no se esté utilizando se
le dejará descansar en el fondo del tanque.
4.3.5 Control del contenido de oxígeno
En el tanque también se encuentra un dispositivo para analizar el contenido de
oxígeno (aunque solamente se mencionará pues no se ha estudiado para este proyecto
dicho equipo). El analizador instalado tiene su sonda situada precisamente bajo la
entrada de los rompedores de vacío del tanque (20-PSV-01 028). Esta localización
permite detectar cualquier intrusión de aire en el interior del tanque para así informar al
operador lo antes posible. No obstante, a fin de que se tenga tiempo suficiente para
detener la entrada de aire antes de que se alcance el límite inferior de explosión, la
alarma “contenido de oxígeno excesivo” tendrá un Punto de Consigna (0,5%) muy
inferior al del límite inferior de explosión (22% para el metano puro). Las lecturas de
estos valores que se están midiendo se muestran en todo momento localmente y en la
sala de control.
Como se ha explicado en el apartado 4.3.1.4, se necesita comprobar que el LFL
(punto inferior de explosión) del vapor no sea sobrepasado, por lo cual no se debe dejar
que el aire pase al interior del tanque.
4.3.6 Purga de nitrógeno gaseoso (decomisionado/inertizado del tanque)
Se cuenta con un medidor de nitrógeno, 20-FQI-01 003 (ver Figura 46) a nivel del
suelo, para que se conozca en cualquier momento el consumo de nitrógeno del tanque.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 112
Figura 46: Simbología del medidor de nitrógeno.
4.3.6.1 Purga de nitrógeno gaseoso en el espacio de aislamiento
El nitrógeno gaseoso se obtiene directamente desde la red de nitrógeno
gaseoso de la Planta. No obstante la presión del nitrógeno se debe reducir por
debajo de los 7–11 bar g (presión de la red de nitrógeno) hasta igualar el valor de
0,1 bar g (presión en el interior del aislamiento). En el tanque, esta reducción de
presiones se consigue a través de la válvula 20-PCV-01 004 (ver Figura 47).
Figura 47: Simbología de la válvula autorreguladora.
Cada una de las válvulas reductoras de presión lleva en su boca de salida una
válvula de seguridad, 20-PSV-01 017 (ver Figura 48) tarada a 0,29 bar g, para
evitar sobrepresiones en caso de que una de las válvulas no funcione como debe.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 113
Figura 48: Simbología de la válvula de seguridad.
4.3.6.2 Purga de nitrógeno gaseoso en tanque interno
Se dispone además de un sistema adicional para la purga del nitrógeno gaseoso
(capacidad 100 Nm3/h) en el depósito interior del tanque (para el caso en que se
tenga que poner fuera de servicio).
En realidad este sistema consiste en un by-pass del colector de purga del
nitrógeno gaseoso para el espacio de aislamiento, colocado aguas abajo de las
válvulas de control de presión (20-PCV-01 004). El sistema de purga
suplementario se encuentra aislado mediante una válvula de asiento y otra de bola.
4.3.7 Operación de llenado del tanque
Las operaciones de descarga de buques, y por consiguiente las operaciones de
reposición del tanque, se lleva a cabo conforme a un procedimiento descrito
previamente por la ingeniería, que no se analizará en este proyecto fin de carrera, pero
que se comenta en este apartado por tener relación a dos válvulas explicadas en el
capitulo de instrumentación.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 114
Se selecciona el tanque que se debe llenar mediante el accionamiento de unas
válvulas de aislamiento. Seguidamente y dependiendo de las condiciones de densidad
del GNL descargado y almacenado (ver apartado 4.2 ), se debe abrir bien la válvula de
la línea de llenado por el fondo (20-MOV-01051, ver Figura 49 ) o bien la válvula de
llenado por la parte de arriba (20-MOV-01052, ver Figura 49).
Figura 49: Simbología de las válvulas rellenado del tanque.
4.3.8 Enfriamiento de tanques de GNL
Aunque el proceso de refrigeración del tanque constituye objeto de una descripción
exhaustiva, en este proyecto solo se explicarán unas nociones de cómo se realiza este
procedimiento.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 115
El enfriamiento de un tanque de gas natural licuado puede conseguirse a través del
procedimiento siguiente:
Mediante nitrógeno líquido descargado desde el metanero para la primera
operación de enfriamiento del primer tanque
Mediante GNL disponible in situ para la primera operación de
enfriamiento del segundo tanque y para el refrigerado de los tanques
restantes.
La refrigeración de los tanques de almacenamiento GNL puede conseguirse así:
La refrigeración del tanque se consigue inyectando nitrógeno líquido o GNL a través de
la línea de admisión de 3” para enfriamiento, la cual termina en un sistema de colectores
de irrigación interior (ver Figura 50).
Figura 50: Diagrama para el enfriamiento del tanque.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 116
El caudal del refrigerante está regulado por la válvula de asiento manual. Se debe
establecer la apertura de la válvula de tal modo que se consiga una disminución de 5ºC
por hora como máximo.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 117
4.4 Comunicaciones
4.4.1 Transmisores
Tradicionalmente, en la medición de muchas variables (por ejemplo la temperatura)
intervenían el sensor propiamente dicho y los cables de extensión, que partiendo del
cabezal del sensor, llevaban la señal bajo nivel (ohm o mV) procedente del sensor hasta
el sistema de control.
Se consideraba que esta solución era más fácil y barata que, colocar un transmisor a
la salida del sensor para amplificar y acondicionar la señal del mismo y transmitirla
posteriormente al sistema de control mediante el par de cable trenzado. El transmisor,
debido a consideraciones de coste, se reservaba para los ciclos y aplicaciones en la que
la integridad de la señal y del propio ciclo era indispensable.
Actualmente existen en el mercado transmisores inteligentes y altamente
funcionales para montaje en campo cuyo precio es comparable al del cableado directo.
Estos transmisores inteligentes permiten además considerables ahorros en tiempo de
mantenimiento, especialmente cuando el punto de lectura está mucho a mucha distancia
del sistema de control. Por otra parte, los cables de extensión del sensor, a parte de ser
frágiles, son mucho más caros que el cable de cobre blindado normal que se utiliza para
la señal 4-20 mA, por lo que también pueden conseguirse ahorros en cableado.
Típicamente, en una planta de proceso como la de éste proyecto, se utilizan distintos
tipos de sensor, por lo que hay que tener distintas tarjetas de entrada al DCS o PLC. El
microprocesador incorporado en los transmisores inteligentes, en cambio, permite
configurarlo para incorporar diversas entradas de sensor. Su salida 4-20 mA se envía
directamente al DCS, PLC, Scada, etc. Estos transmisores pueden incorporar además
varios protocolos (DE, HART y Foundation Fieldbus, aunque solo se ha trabajado con
HART), lo que posibilita el intercambio abierto de datos con dispositivos de campo
inteligentes.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 118
4.4.2 Protocolo comunicación
Con lo expuesto en el apartado anterior sobre los transmisores, a continuación se
explicará el sistema que se emplea en esta planta para comunicar los distintos
instrumentos entre si, el protocolo HART17.
4.4.2.1 Introducción
El protocolo de comunicación HART se introdujo por primera vez por la
compañía Rosemount Inc. en 1986 como un estándar de diseño exclusivo para la
comunicación de transmisores. Desde esa fecha, este protocolo ha adquirido
amplia popularidad, y ahora constituye uno de los estándares de facto de mayor
desarrollo para la instrumentación de campo de procesos.
El motivo de la aceptación obtenida por el protocolo se debe a las ventajas que
ofrece HART al usuario. Es un protocolo de comunicación que se puede usar en
los existentes sistemas de control de 4-20 mA con gastos mínimos para su
implementación. Se pueden utilizar los actuales cableados de campo y las Salidas
y Entradas de sistemas de control. Debido a que HART combina la señalización
analógica y digital, el protocolo ofrece un control notablemente rápido de la
variable primaria y permite la transmisión simultánea de información que no sea
de control.
HART usa una técnica de codificación por modificación de frecuencia (SFK, por
sus siglas en inglés) para sobreponer comunicación digital en el bucle de corriente
de 4-20 mA que conecta el instrumento de campo con el sistema de control. Se
utilizan dos frecuencias (1.200 Hz y 2.200 Hz) para representar un 1 y un 0
binarios. (Ver Figura 51).
17 Transmisor Remoto Direccionable de Alta velocidad
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 119
Figura 51: La señal de Comunicación FSK es súper impuesta en la señal analógica de 4..20 mA
Estos tonos se sobreponen a la señal DC a un bajo nivel. La señal AC tiene un valor
promedio de cero. Por ello, no se registra ningún cambio de DC en la señal existente de
4-20 mA, independientemente de los datos digitales. En consecuencia, el instrumento
puede seguir utilizando la señal analógica 4-20 mA para control de procesos y la señal
digital para información que no sea de control.
HART también ofrece la posibilidad de funcionar en multipunto, pudiendo
conectarse hasta 16 instrumentos en el mismo par de líneas. Sin embargo, la
señalización digital de HART alcanza 1.200 baudios, lo cual limita el número de
aplicaciones que pueden utilizar el multipunto para control de procesos. La función
multipunto de HART tiene una efectiva aplicación como por ejemplo, los transmisores
múltiples de temperaturas que se han explicado con anterioridad, permitiendo la
vigilancia del proceso.
4.4.2.2 La tecnología de una válvula HART
Aunque los dispositivos de entrada HART (transmisores) han sido utilizados por
varios años, los dispositivos de salida HART (posicionadores de las válvulas) no se
han usado por tanto tiempo. Existen ciertas diferencias básicas entre las entradas y
salidas que han requerido de nuevas tecnologías para el desarrollo de dispositivos
de salida HART.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 120
En los instrumentos instalados en válvulas se han empleado normalmente
corriente de 4-20 mA para señalización y suministro de energía. De modo
característico, en el instrumento instalado en válvulas también se debe
proporcionar una señal neumática de control a un actuador de diafragma o de
pistón para operar la válvula. En el interior del instrumento se debe ocurrir una
conversión de corriente a presión neumática (I/P por sus siglas en inglés). Un
sencillo diagrama de bloque (ver Figura 52) ilustra el control interno.
Figura 52: Diagrama de bloques de un posicionador HART
La retroalimentación (feedback) se utiliza para controlar la posición final de la
válvula y el actuador. Los convertidores I/P empleados en instrumentos analógicos
han requerido generalmente de una excesiva cantidad de energía eléctrica para su
uso en un instrumento que también utiliza un microprocesador para control y
comunicación. A fin de resolver este problema, tuvo que desarrollarse una
tecnología de conversión I/P a baja potencia. Para ofrecer un desempeño óptimo
en aplicaciones de control de procesos - minimizando la variabilidad del proceso,
este convertidor I/P también debe tener una respuesta dinámica y solidez óptimas.
22.. CCÁÁLLCCUULLOOSS
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera
1
FLOWEL
Programa informático para el cálculo de Placas de Orificio y demás elementos
primarios de caudal.
Primero se define el elemento: Tag (ej. 20-FE –01 002, donde 01 es el
P&ID, FE placa de orificio y 002 el número del elemento), sevicio (ej.
Vapor o gas), línea (6”, C2, donde lo importante es las 6 pulgadas y el
C2 que siguiendo las especificaciones del cliente, nos da el material de la
línea, espesor de la tubería, material de las bridas,..., que luego servirá
para rellenar la hoja de datos para petición de oferta con el programa
InTools, ver ANEXO 5.3 : HOJAS DE DATOS),...
Después, se rellena el estado del fluido (gas, líquido, sólido), el tipo de
fluido,..(ver Figura 1 )
Figura 1: se selecciona el tipo de fluido.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera
2
El tipo de elemento primario: placa de orificio estándar, cuarto de círculo,
cónica,..., venturi, tramo calibrado,... (ver Figura 2) El tipo de toma: bridada, en tubería, d-d/2,...
Datos de tubería: diámetro nominal (en pulgadas), espesor, material,...
Figura 2: Se selecciona el tipo de elemento
Cálculos: se introduce el método, los datos de presión, temperatura,...Figura 3, y
se elige el parámetro que se quiere calcular1. (ver ANEXO 5.2: TABLA
RESUMEN DATOS DE PROCESO)
1 los datos introducidos al principio nos sirven para que el programa haga uso de tablas a la hora de calcular.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera
3
Figura 3: Se introduce los datos de proceso del elemento.
Se ajusta el gráfico con el % del caudal normal sobre el fondo de escala (ej. en
nuestro caso, según especificaciones del cliente debe estar alrededor del 75%).
Ver Figura 4.
Figura 4: se obtiene el gráfico
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera
4
Por último, se obtiene la hoja con todos los datos de los cálculos.
Se tienen en cuenta las necesidades y los parámetros con los que se puede jugar
para optimizar la solución. Unas veces se encontrará necesario fijar el fondo de escala y
la diferencia de presión y obtener el diámetro del agujero, y otras en cambio fijar el
agujero.
También, se debe cumplir siempre con las especificaciones que se comentaron
en la metodología, que muchas veces no dejan opción, teniendo que tomar decisiones
como las de poner dos transmisores uno que mida el caudal normal de operación y otro
de máximos,...
Se recomienda siempre leer con atención las Especificaciones, que son las que
van a determinar la forma de proceder. En ellas, se nos indicará las unidades que se
deben utilizar, entre que valores deberán encontrarse ciertos parámetros (por ejemplo en
este proyecto una restricción era la β < 0,6 que es la relación de diámetros d/D), ...etc
33.. EESSTTUUDDIIOO EECCOONNÓÓMMIICCOO
ÍNDICE ESTUDIO ECONÓMICO:
3.1 Introducción................................................................................................. 1
3.2 Gas en la península ibérica .......................................................................... 1
3.3 Viabilidad del proyecto ............................................................................... 3
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 1
3.1 Introducción A continuación se analiza la situación actual del mercado del gas natural en Portugal
y España comparada con la de otros países de la Unión europea. Se muestran
previsiones para la potencia instalada y del consumo de gas en ciclos combinados para
el periodo 2003-2010, que denotan un alto potencial de crecimiento.
3.2 Gas en la península ibérica Actualmente Portugal y España no tienen un peso importante en el mercado europeo
de gas natural (ver Figura 1) Los 20 bcm1 de gas que se consumieron aproximadamente
en la Península Ibérica en el año 2003 suponen tan sólo el 5% de la demanda de la
Unión Europea. Esto se debe a diferentes factores:
La tardía penetración del gas como combustible, aún quedan muchas
áreas geográficas y municipios donde no llega la red gasista.
Las condiciones climáticas que reducen su utilización para calefacción.
El inferior peso del gas natural en la generación eléctrica por una mayor
participación tradicionalmente de la energía hidráulica, nuclear y térmica
convencional (carbón). Esta situación parece estar cambiando con la entrada
de los Ciclos Combinados para la producción de energía, los cuales
funcionan con gas.
La situación geográfica de isla de la península ibérica con menores
posibilidades de interconexión por gasoducto que el resto de Europa.
La presencia mínima de yacimientos en territorio español, que conlleva
que la práctica totalidad del gas tenga que ser importado por otros países.
1 billones de metros cúbicos
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 2
Figura 1: Demanda de gas natural en el mercado europeo.
Sin embargo, en el periodo 2003-2010, son precisamente Portugal y España los
países de la Unión europea donde las previsiones apuntan a un mayor crecimiento de la
demanda de gas. Si en el año 2003 el gas natural presentó el 12% del consumo de
energía, las estimaciones apuntan a un 23% en el año 2010, doblándose
aproximadamente la demanda de gas hasta unos 40bcm. De esta manera se producirá
una convergencia de España y Portugal hacia el resto de la UE en cuanto a la
importancia del gas natural en el total energético. El incremento de 20bcm previsto para
los próximos siete años en la Península Ibérica supone aproximadamente un 25% del
aumento del consumo en toda la UE en ese mismo periodo, que se estima en un 80 bcm.
Ese tirón de la demanda vendrá liderado fundamentalmente por el empleo del gas
como combustible para generación eléctrica. Las previsiones de potencia instalada en
nuevos ciclos combinados (ver Figura 2) se encuentran en torno a los 15000 MW, lo
que puede suponer, dependiendo de la evolución de los precios del gas y de las horas de
funcionamiento de las centrales, alrededor de 15 bcm de consumo adicional de gas sólo
en las Plantas de ciclo combinado. La generación eléctrica supondrá al final de esta
década más de un tercio del total de la demanda de gas si se cumplen las expectativas.
El consumo en los sectores industriales y doméstico continuará con un crecimiento más
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 3
moderado de en torno al 5% anual, cifra que, en cualquier caso, se sitúa por encima de
las estimaciones de incremento del consumo eléctrico y del PIB2.
Figura 2: Previsiones de potencia instalada y consumo de gas en ciclos combinados.
3.3 Viabilidad del proyecto
El dimensionado de las infraestructuras de la Red Básica para atender toda la
demanda de gas debe realizarse teniendo en cuenta criterios de cobertura de demanda
que garanticen el suministro, no sólo en condiciones normales de operación y demanda,
sino en condiciones de demanda punta y ante fallos de infraestructuras,
aprovisionamientos o para hacer frente a crecimientos de demanda superiores a las
previsiones.
En relación con los puntos de entrada del sistema, la planificación establece que la
capacidad global de entrada al mismo debe ser suficiente para garantizar:
La cobertura de la demanda convencional en situación de punta anual y,
simultáneamente, la atención a todos los ciclos combinados instalados
funcionando al 100 % de capacidad (ver Figura 2 anterior). 2 PIB: Producto interior bruto
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 4
La cobertura, en caso de fallo total de cualquiera de las entradas, de la demanda
laborable invernal excepto, en su caso, la demanda interrumpible y de todos los
ciclos combinados considerados
La existencia de una sobrecapacidad suficiente para asegurar la cobertura de la
demanda ante la eventualidad de que la demanda de gas crezca a un ritmo
superior al previsto. Esta sobrecapacidad del sistema, fijada en un 10 %, debe
contribuir al adecuado funcionamiento del sistema en el entorno liberalizado,
permitiendo a los comercializadores ajustar la contratación de la capacidad de
entrada a la evolución de su cuota comercial.
La planificación contempla una distribución de las entradas de gas adecuada al
ámbito geográfico español que permite optimizar la distancia entre los puntos de
entrada y las zonas de consumo, reduciendo la distancia media a recorrer por el gas
natural y maximizando la capacidad de transporte del sistema (ver ANEXO 5.6: MAPA
DE LA RED GASISTA DE LA PENINSULA). Igualmente, se persigue un equilibrio
entre entradas por gasoducto y las entradas por GNL como la de la planta de
regasificacion que se ha estudiado en este proyecto fin de carrera.
Con todo lo que se ha expuesto con anterioridad, es decir, viendo el auge que el
gas natural tendrá en estos futuros años, y si se observa el Cuadro 1, se puede deducir
que las plantas regasificadoras con ésta van a ser muy rentables para las empresas que
las construyan. Por ello también y como se comentó en el apartado 1.2 del Capítulo 1,
la Península Ibérica supone la zona de mayor potencial de negocio gasista en los
próximos años y por ello el interés de las principales compañías energéticas europeas se
ha visto incrementado para tener una mayor presencia en España y Portugal.
Cuadro 1: Demanda prevista de gas
44.. IIMMPPAACCTTOO AAMMBBIIEENNTTAALL
ÍNDICE IMPACTO AMBIENTAL:
4.1 Introducción...........................................................................................................1
4.2 Impactos sobre el medio........................................................................................1 4.2.1 Impacto sobre el medio atmosférico ............................................................1 4.2.2 Ruido ............................................................................................................1 4.2.3 Impacto sobre el medio terrestre..................................................................1 4.2.4 Paisaje ..........................................................................................................2 4.2.5 Impacto sobre el medio marino....................................................................2 4.2.6 Otros impactos .............................................................................................2
4.3 Medidas previstas ..................................................................................................2
4.3.1 Control de la contaminación atmosférica ....................................................3 4.3.1.1 Minimización de las emisiones............................................................3 4.3.1.2 Sistema de eliminación de gas. antorcha ............................................3 4.3.1.3 Vaporizadores de combustión sumergida ...........................................3 4.3.1.4 Control de las emisiones .....................................................................4 4.3.1.5 Sistema meteorológico ........................................................................5 4.3.1.6 Informes...............................................................................................5
4.3.2 Mitigación del impacto acústico ..................................................................5 4.3.3 Reducción del impacto visual.......................................................................6 4.3.4 Sistema de calentamiento del gas de la planta ............................................6
4.3.4.1 Instalaciones de calentamiento del gas por agua del mar ......................6 4.3.4.2 Condiciones térmicas del vertido ........................................................6 4.3.4.3 Condiciones del vertido de cloro.........................................................7
4.4 Programa de vigilancia ambiental .........................................................................7
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 1
4.1 Introducción En este apartado se evaluarán los impactos producidos por la planta de
regasificación durante su funcionamiento y las medidas que se han previsto para
solucionarlas. Cabe destacar que estos estudios se realizan previamente al comienzo de
las obras para obtener los diferentes permisos y licencias, por lo que la planta cumplirá
todas las exigencias en lo que a la protección del medio ambiente se refiere.
Se han dividido en este proyecto los diferentes impactos según un criterio
parecido al que utiliza el BOE, ya que se ha pensado que dicho criterio es el que mejor
resume pero al mismo tiempo engloba, todas las posibilidades que afectan al medio
donde se encuentra la planta.
4.2 Impactos sobre el medio
4.2.1 Impacto sobre el medio atmosférico Los impactos de la planta sobre la calidad del aire estarán producidos por emisiones
puntuales de gases provenientes de los vaporizadores de combustión sumergida, que no
se encuentran normalmente en operación, o de la descarga de los buques metaneros, o
del venteo o la antorcha.
4.2.2 Ruido Se estima que los niveles de ruido más altos en áreas de trabajo son de
aproximadamente 85 dB(A) a 10 m de los focos y que en los límites de la planta no se
superan los 55 dB(A) quedando por debajo del límite de 70 dB(A) fijado en el Decreto
74/1996, de 20 de febrero, para zonas con actividad industrial durante el periodo
nocturno y de la Ordenanza General de Protección del Medio Ambiente que establece
para áreas industriales los límites siguientes: 70 dB(A) en periodo diurno y 55 dB(A)
por la noche.
4.2.3 Impacto sobre el medio terrestre Los efectos que produce la planta cuando se encuentre en explotación sobre la
hidrogeología, los suelos, la vegetación y la fauna y los procesos geodinámicos y
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 2
biológicos son muy reducidos al tratarse de un entorno industrial y están relacionados
con el incremento de los niveles de ruido y con los residuos generados.
4.2.4 Paisaje La planta tiene un efecto relevante sobre el paisaje de la zona si bien se ubica en un
puerto y un polígono industrial existentes. Los elementos de la instalación que originan
mayor impacto son los tanques de almacenamiento por sus dimensiones (50 m de altura
y 80 m de diámetro) que son visibles desde una distancia importante.
4.2.5 Impacto sobre el medio marino Es el derivado de la toma de agua de mar para el calentamiento del gas licuado que
es, posteriormente, devuelto al mar con una temperatura inferior a la captada y con
cloro disuelto procedente del mantenimiento preventivo de las tuberías. En el siguiente
punto 4.3, se estudiará el impacto de este vertido al medio marino y se valorará los
efectos sobre la calidad del agua, sobre la vegetación y la fauna y sobre los procesos
biológicos y geodinámicos.
4.2.6 Otros impactos Son los socioeconómicos derivados de la puesta en valor del suelo, de la expansión
de la economía local y, por tanto, de la renta y de la creación de puestos de trabajo tanto
directos como indirectos. En conjunto se evalúan estos impactos como positivos
compatibles y moderados.
4.3 Medidas previstas Estudiados los impactos anteriores, se procede ahora a adoptar las medidas que
minimicen todos estos posibles factores negativos mientras la planta se encuentre
funcionando.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 3
4.3.1 Control de la contaminación atmosférica
4.3.1.1 Minimización de las emisiones
La Planta dispone de un sistema de gestión del gas evaporado (boil-off) que se
produce en los tanques de almacenamiento, o que procede de las válvulas de
seguridad del circuito de baja presión, con objeto de minimizar la emisión de gas
de la instalación.
El sistema se ha diseñado para que, mediante compresores, dicho gas pueda ser
relicuado y, posteriormente, regasificado en los vaporizadores, según la operación
normal de la planta o utilizado como gas de retorno a los tanques de los buques o
como combustible, consiguiéndose así las mínimas emisiones del mismo por la
antorcha.
4.3.1.2 Sistema de eliminación de gas. Antorcha La eliminación de los gases evaporados (boil-off), que no hayan podido ser
recuperados de acuerdo con la condición anterior 4.3.1.1, y que será necesario
evacuar esporádicamente, se realizará mediante una antorcha de 50 m de altura,
aproximadamente, (dicha altura es el resultado de un cálculo estimado según un
estudio ambiental no realizado en este proyecto fin de carrera). Dicha altura podrá
ser inferior siempre que se cumplan los criterios de calidad del aire y se satisfagan
los requisitos de radiación, de acuerdo con los estudios de inmisión y de radiación,
respectivamente.
4.3.1.3 Vaporizadores de combustión sumergida Sistema de evacuación de los gases residuales Para la evacuación de los gases residuales de los dos vaporizadores se
instalan dos chimeneas de 12,18 m, una para cada vaporizador, de acuerdo
con el resultado obtenido del estudio de impacto ambiental citado con
anterioridad en el cual se ha aplicado un “modelo de dispersión de
contaminantes en la atmósfera Industrial”.
Condiciones para las emisiones
De acuerdo con las emisiones estimadas por el cliente y utilizadas en el
estudio de impacto ambiental para evaluar el impacto sobre la calidad del
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 4
aire, las emisiones producidas por los vaporizadores de combustión
sumergida de la planta cumplirán las condiciones siguientes:
<<Emisiones de partículas: teniendo en cuenta que en el proceso de combustión
del gas no se generan cantidades significativas de partículas, no se considera
necesario establecer condiciones para este contaminante. Emisiones de dióxido
de azufre: la concentración de azufre en el gas natural utilizado en la
combustión no superará, en general, los 67 mg/Nm3, salvo en situaciones
excepcionales en las que no sobrepasará los 150 mg/Nm3, por lo que las
emisiones por chimenea, en condiciones normales de funcionamiento, serán de 5
mg/Nm3 y no deberán superar los 11,6 mg/Nm3. Emisiones de óxidos de
nitrógeno: No superarán los 50 ppm (NOx expresado como NO2). Las
concentraciones máximas admisibles en los gases expulsados se expresan sobre
gas seco con un contenido del 4 por 100 de oxígeno (O2). No obstante, en el
caso de que, de acuerdo con los datos obtenidos de la red de vigilancia de la
calidad del aire, del sistema meteorológico y del modelo predictivo establecidos
en cumplimiento de las condiciones 2.6 y 2.7, por motivos de funcionamiento de
la Planta, se superasen los criterios de calidad del aire fijados por la legislación
vigente en su momento, se deberán adoptar medidas correctoras adicionales
para reducir las emisiones de la Planta o mejorar la difusión de los
contaminantes todo lo que sea preciso para evitar que se superen los criterios
de calidad del aire anteriormente indicados. >>
4.3.1.4 Control de las emisiones • Antorcha. Como se explico en el punto 4.3.1.2, ese cálculo definirá la
altura y diámetro interno del conducto de la antorcha y a parte, se instala
un caudalímetro en el mismo para evaluar la cantidad de gas que no es
recuperado y debe ser quemado en la antorcha.
• Vaporizadores de combustión sumergida. El sistema de evacuación de
gases de los dos vaporizadores dispone de medios físicos para la toma de
muestras y los análisis de los contaminantes que se realizarán con
equipos homologados. Con carácter general se efectúa como mínimo,
durante el funcionamiento de los vaporizadores, un control semestral en
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 5
cada chimenea de las concentraciones de los siguientes contaminantes:
dióxido de azufre, óxidos de nitrógeno y monóxido de carbono.
Asimismo se mide los parámetros de funcionamiento: contenido en
oxígeno, temperatura y velocidad de salida de gases.
4.3.1.5 Sistema meteorológico Se instala un sistema meteorológico automático que facilite la información en
tiempo real a la sala de control del proceso de las condiciones meteorológicas del
emplazamiento (velocidad y dirección del viento, temperatura, presión
atmosférica, radiación solar y humedad relativa) y de la calidad del aire.
4.3.1.6 Informes A partir de la puesta en marcha de la planta, se remite a la Dirección General de
Calidad y Evaluación Ambiental del Ministerio de Medio Ambiente, un informe
semestral que indique: las cantidades de gas natural quemado en la antorcha; las
emisiones fugitivas estimadas de gas natural (especificando su origen:
funcionamiento normal, derrames, accidentes, etc.); las horas de funcionamiento
de los vaporizadores de combustión sumergidas; las emisiones efectuadas por las
chimeneas de los vaporizadores de combustión sumergidas de óxidos de
nitrógeno, y dióxido de azufre, especificando las concentraciones en los gases
expulsados, así como los pesos emitidos de cada contaminante, por unidad de
tiempo durante su funcionamiento, y totales del período.
4.3.2 Mitigación del impacto acústico En el proyecto de ejecución de la Planta se incluyen, específicamente, las
características del aislamiento acústico. Sin perjuicio del cumplimiento de la normativa
autonómica y local, en lo que se refiere a la protección de la atmósfera frente a la
contaminación por ruidos, el diseño definitivo asegurará que el nivel de inmisión de
ruido debido al funcionamiento de la Planta no supere los valores siguientes: en el
límite de la parcela, un Leq de 70 dB(A), en el exterior de zonas urbanas, un Leq de 55
dB(A) durante el día, de 7 a 23 horas, y un Leq de 50 dB(A) durante la noche de 23 a 7
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 6
horas, en cumplimiento de los valores recomendados por la Organización Mundial de la
Salud (Guidelines for Cummunity Noise, 1999).
Se contempla como medidas correctoras del impacto acústico, la instalación de
apantallamientos que permitirán atenuar la presión sonora y considera compatible el
impacto global de la planta respecto a las emisiones sonoras
4.3.3 Reducción del impacto visual El estudio hace una análisis detallado de este impacto y propone, para minimizarlo,
la creación de barreras vegetales, pantallas de ocultación de vistas, rediseño de las
superficies exteriores y tratamiento externo de las fachadas. El impacto es evaluado
como moderado
4.3.4 Sistema de calentamiento del gas de la Planta Se considera ambientalmente aceptable el sistema de calentamiento del gas natural
licuado en circuito abierto que utiliza agua del mar, de acuerdo con lo que propone el
estudio de impacto ambiental, con la toma de agua en las inmediaciones de la
instalación y el vertido en la escollera, se estima que el impacto sobre el medio es
asumible y queda limitado a las inmediaciones de la descarga.
4.3.4.1 Instalaciones de calentamiento del gas por agua del mar
Se adoptan todas las medidas correctoras indicadas en el estudio de evaluación
de impacto ambiental. Se mide el caudal, en continuo, en la obra de captación y se
instalarán rejas y filtros en la entrada de agua para impedir el paso a la fauna
marina, asimismo se mide en continuo el caudal de vertido.
4.3.4.2 Condiciones térmicas del vertido El caudal medio de vertido y su temperatura se ajusta a los parámetros utilizados
en el estudio de impacto ambiental realizado para analizar la difusión del mismo
en el medio marino (caudal 28.000 m3/hora y decremento térmico de 5 ºC). El
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 7
vertido no produce una variación de la temperatura del agua en el medio receptor
mayor de 3 ºC a una distancia de 200 metros del punto de vertido.
4.3.4.3 Condiciones del vertido de cloro. La concentración de cloro en el agua de vertido se ajusta a los parámetros
utilizados en el estudio de impacto ambiental y no superará la concentración de
0,1 ppm1.
4.4 Programa de vigilancia ambiental Hay desarrollado un programa de vigilancia ambiental (no en este proyecto fin
de carrera), tanto para la fase de obras como para la fase de funcionamiento de la Planta,
que permite el seguimiento y control de los impactos y la eficacia de las medidas
correctoras establecidas en el estudio de impacto ambiental. En él se detalla el modo de
seguimiento de las actuaciones, y se describe el tipo de informes y la frecuencia y el
periodo de su emisión.
1 p.p.m: partes por millón.
55.. AANNEEXXOOSS
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Se adjunta a continuación información complementaria que se considera
necesaria para la mejor comprensión del proyecto:
ÍNDICE ANEXOS:
ANEXO 5.1: TABLA RESUMEN CON TODOS LOS INTRUMENTOS.
ANEXO 5.2: TABLA RESUMEN DATOS DE PROCESOS.
ANEXO 5.3: HOJAS DE DATOS.
ANEXO 5.4: RESUMEN DE CÓDIGOS Y ESTÁNDARES.
ANEXO 5.5: RESUMEN DE ABREVIATURAS.
ANEXO 5.6: MAPA DE LA RED GASISTA DE LA PENINSULA.
ANEXO 5.7: FOTOS DE LA PLANTA REGASIFICADORA
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
ANEXO 5. 1: TABLA RESUMEN CON
TODOS LOS INTRUMENTOS.
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ANEXO 5. 2: TABLA RESUMEN DATOS
DE PROCESOS.
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20-P
SV
-0102
8B
PR
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AN
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20
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120-T
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20-0
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20-P
SV
-01028C
PR
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20
-T-0
120-T
-01
Po
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01
20-P
SV
-01028D
PR
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20
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120-T
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01
20-P
SV
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20
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FU
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O7330
18,9
0,2
55
18,9
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10
0,0
60
0,7
10
0,7
10
1D
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379,
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11
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20
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01
00
433
16,3
0,0
10
0,2
9
25
10
0,9
99
1,4
02
0,0
18
0,3
02
0,7
10
1D
2
PIL
OT
AD
A
1,5
1
20-0
01
UN
IDA
DE
S :
Cauda
l (kg
/h),
D
ensi
dad
(kg/m
3),
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(cP
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(ºC
), P
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ón
(barg
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9
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kg/h
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m/s
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kg/m
3),
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cP),
T
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(ºC
), P
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ón (
bar
g)
Pro
yect
o f
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e ca
rrer
a9
de
9
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
ANEXO 5. 3: HOJAS DE DATOS.
Fecha: Junio 2005
Instrumentacion y control en un tanque de gas natural licuado
PLANTA DE REGASIFICACION
TUBO VENTURI
HOJA DE DATOS DE ESPECIFICACION DE
Código:
PLANTA DE REGASIFICACION:Proyecto fin decarrera
PFC
204
4567
1011121314151617
1819202122
35363738394041424344454647
4849
505152
MEDIDOR
BRIDAS
DATOS
DATOS
DEL
PROYECTO
123
Presión:
SiglaServicioLocalizaciónTamaño linea y schd.Material linea
Caudal:Presión baseCp/CvDensidad cond. oper.
8 Fluido
9 Temperatura:
Factor compres:cond.base
CONDICIONES
DE
PROCESO
Peso molecularTemperatura baseNorm.
Norm.
Norm.
Estado
Max.
Max.
Max.
Min.
Min.
Min.
Viscosi. cond. oper.Cond.oper
kg/h kg/h
bar-g bar-g
kg/h
kg/h
P&ID y coord.
Tipo instr.
bar-g
COMPRA
NOTAS:
ºC ºC
SuministradorN° de serieModelo Tipo
Fabricante
Tipo juntasTipo cara
Material Espesor
Clase pernos y tuercas MaterialMaterial bridasClaseDiametro interior (D)Diametro nominalTipo bridas
232425262728293031
32
3334
Planos de aplicación
B=d/D DP después de recuperar
Caudal Fondo de escalaPresión Dif.Tipo de tomas Dimensión Orientación
SecciónLongitud cilindro salida
Angulo cono divergen. LongitudLongitud cuello Diámetro
LongitudAngulo cono convergen.
Long. cilindro entrada SecciónMaterial EspesorTipo
Longitud aislamiento
LG-20003-3" (1R0JL)-73 in 10S
20-FE -01 001CAUDAL DE ASPERSION 20-T-01
Medidor de caudal venturi
SR-FD-20-001
(*) Todas las tomas de presión deberán llevar una extensión que supere el aislamiento (cuya longitud viene expresada en la casilla 6 de esta misma hoja) menos 50 mm.Ver DOCUMENTO N2: PLANOS
LG
3300
1,75
bar
-153,3 ºC
ºC
0,098 cP 415,6 kg/m³ 16,26
Liquid
0,474141
100 mmH2O 4ºC 4000
304 S.S.
N/A - Conexiónes soldadas BW
130 mm.
Superior½" S.W.Tubo soldado (*)
(Entre 7º y 15º)
21º±1º
304 S.S.Venturi en forja, mecanizado
207
PLANTA DE REGASIFICACION
DATOS
GENERALES
SiglaServicio
Línea / Equipo
Tipo elem. primario
373839
4243
4041
36
181920
22
23
12
567
1011121314151617
3
8
9
4
21
2425
26
2728293031
32
3334
35
Otras Conds. EspecialesPresión de Diseño
P&ID
CONDICIONES Fluido EstadoTemp. a caudal: Max.Presión a caudal: Max.
Max. Norm. Min.Caudal
Densidad cond. oper. Viscosidad cond. oper.
bar-g kg/h kg/h kg/h
4
NOTAS:
Min.Min.Norm.
Norm.bar-gbar-g
bar-g
Sigla
TRANSMISOR DE CAUDAL PORPRESION DIFERENCIAL
HOJA DE DATOS DE ESPECIFICACION DE
Código:
PLANTA DE REGASIFICACION:Proyecto fin de carrera
Instrumentacion y control en un tanque de gas natural licuado
PFC
ºC ºC
444546
4748
DE
PROCESO
SuministradorN° de serieModelo TransmisorFabricante
Material Diafragma
Accesorio de montaje
Manifold / Bridas Tipo Material
EscalaTipoIndicador Remoto
Tapón purga / Venteo Material
Tipo de Sello Tipo de Conexiones
Material Cuerpo InferiorSuperiorFluido de RellenoLongitud ExtensiónTipo de Capilar Material LongitudDensidad Fluido RellenoAnillo Conexión Limpieza
Calibración PresiónMargen Ajustable Presión Máx. Mín.Presión y Temperatura de Cálculo
Variables Medidas Variables Transmitidas
Tipo de TransmisorTipo de Sensor Señal de salida
Alimentación EléctricaMaterial de Caja
Protección Ambiental
Modo de Protección Ex
Certificación
Material Cuerpo SensorEléctricaProcesoConexiones:
Indicador Incorporado Tipo Escala
UnidadesCalibración
Margen Ajustable Mínimo MáximoSupresiónElevaciónCero:
Precisión Error Total Probable Temp. Máx de TrabajoPresión Estática Máx.
Protocolo Digital
COMPRA
DATOS
ACCESORIOS
MULTIVARIABLE
TRANSMISOR
49
Aceleración: Elevación
SísmicaEléctricaClasificación: LG-20003-3" (1R0JL)-7
(**) Digital con doble escala 4-20 mA y Unidades de Ingeniería.
Raíz cuadrada extraida en transmisor.
20-FT -01 001CAUDAL DESCARGA LG-20003
SR-FD-20-001
LG
3300
1,75
18,9
-153,3 ºC
0,098 cP 415,6 kg/m³
Liquid
+120 ºC
---------
---------
------
---------
------
AISI 316SI
------NO AISI 316Modelo : Y34SMANIFOLD
SI (ABRAZADERA PARA TUBO 2")---
---------
------
HART
Clase "B"
0,212 g0,301 g46500 mm0,124 g0,177 g
160 bar<= +/- 0,075 % RANGO CALIBRADO
------10000 mmH2O100 mmH2O
mm H2O0-100
0 - 4000 kg/h(**)SIM20 x 1,51/2" NPT-H (Brida Oval)Hastelloy-C276AISI 316
EEx ia IIC T4 y EEx d IIC T4,T5,T6
ATEX / CENELECIP67Aluminio fundido24 Vcc (A 2 hilos)4-20 mA (RAIZ CUADRADA EXTRAIDA EN TRANSMISOR)
Cristal de Silicio ResonanteSMART
20-FE -01 001VenturiZONA 2 GR IIA T3
Fecha: Junio 2005
211
Fecha: Junio 2005PLANTA DE REGASIFICACION
Instrumentacion y control en un tanque de gas natural licuado
PRIMARIO
CUERPO
DATOS
COMPRA
DATOS
DEL
PROYECTO
DE
PROCESO
CONDICIONES
ACCESORIOS
NOTAS:
SuministradorN° de serieModelo
Fabricante
Convertidor frecuencia/corrienteCompensador automático de temperatura
Rango máximo
Clasif. eléctricaSeñal de salidaAlimentaciónConexiones eléctricasGrado de protección (IP)
Material Tamaño
IndependienteRango de calibrac.Certificado
Rango mínimo
Tipo TamañoEmpaquetPartes giratoriasMater. carrete
CojinetesPresión máxima Temp. máxima
ExactitudRango de caudalTipo de conex. Tamaño Presión Material
MaterialEspesorJuntasPernos y tuercas Tamaño Material
Max.
Max.
Fluido EstadoMax.Temperatura:
Presión:
Caudal:Presión baseDensidad cond. oper.Cp/Cv
Factor compres:cond.base Cond.operaciónPeso molecular
Viscos.Cond.oper.Temperatura base
Norm.
Norm. Min.
Min.
Nm³/h Nm³/h Nm³/h
bar-gbar-gbar-g
Material lineaTamaño linea y schd.Linea P&ID y coord.ServicioSigla Tipo instr.1
2345678
9
1011121314151617
1819202122
232425262728293031
32
3334
35363738394041424344454647
4849
5051525354
PLANTA DE REGASIFICACION:Proyecto fin de carreraCódigo:
PFC
MEDIDOR DE CAUDALPOR TURBINA 3
HOJA DE DATOS DE ESPECIFICACION DE
ElevaciónAceleración:
Temperatura de Diseño
Min.Norm.
Mín. Máx
NI-57007-1" (A1)-N1 in XS
20-FQI -01 003CAUDAL NITRÓGENO A TANQUE 20-T-01 BYPASS
QA16DN25PN16:1,6-25
YOKOGAWA
CONTADOR MECÁNICO
SR-FD-20-001
NI
25
9 7
1,01325 bar
25 ºC
0 ºC
50 ºC
0,018 cP 9,086 kg/m³
Gas/Vapor
------
--------- ---
0,168g0,240g 3942 mm0,084g0,120g
YOKOGAWA
---------IP52
1"Fundición aluminio
1"ROSCA INTERN1,6 - 25m3/h
-10ºC a +60ºC16 bar-g
1"TURBINA
ASTM A106 Gr. B
201
NOTAS:
BRIDAS Y PLACAS DEORIFICIO
HOJA DE DATOS DE ESPECIFICACION DE
Código:
PLANTA DE REGASIFICACION:Proyecto fin de carera
DATOSGENERALES
34
SiglaServicio
Estado
Línea / Equipo
FluidoTemperatura Operación Presión Operación
Caída Presión permanente a Caudal F.E.
373839
44454647
48
4243
4041
Presión Diferencial
36
2930
3132
33
35
Factor de Compresibilidad
Estándar
Material Pernos y Tuercas
Tipo de Bridas
FabricanteSuministrador
P&ID
28
181920
22
23
123
21
2425
26
27
45678
9
1011121314
151617
Peso específico
TamañoMaterial BridasClase Pernos y Tuercas
Tornillos DistanciadoresAnillo Distanciador
Material Juntas
Espesor Juntas
Código de Cálculo
Material
Diámetro LíneaSchedule LíneaMaterial Línea
Diámetro del Orificio
Tipo Placa
Orificio:
Diámetro Nominal
Tomas: Cantidad
Tipo de Juntas
BRIDAS
PLACA
DATOS
COMPRA
Densidad Cond.Oper. Viscos.Cond.Oper.
Condiciones de ReferenciaCp / Cv Peso Molecular
Caudal Fondo de Escala
B = d / D
EspesorDrenaje Venteo
Radio (Cuarto de Círculo)Situación de Tomas
Norma
Diámetro Interior
Clase Cara
Tamaño
Caudal: Máx. Norm. Mín. Nm³/h DE
PROCESO
CONDICIONES
Nm³/h Nm³/h bar-g
Estándar
450 m³/h
Fecha: Junio 2005
Instrumentacion y control en un tanque de gas natural licuado
PLANTA DE REGASIFICACION
PFC
Ver DOCUMENTO N2: PLANOS, planos PFC-08
Aire
400725 ºC
0,019 cP 9,406 kg/m³
28,950,9991,42
0,427047
33,2414mm
500, mmH2O 4ºC
RFCL300
45º
4"
Sch STD
ASME B16.36WN
En brida. Flange Tapping N/A
Drenaje1,5 mm
Gas
ISO 5167
6 mmAISI 316Arista viva (Square edge)
420 mmH2O
Temperatura : 0ºC ; Presión : 1 Atm
1,5 mm
Grafito con A316
½" SW2SISIASTM A193 GRB7 / ASTM A194 GR 2H
ASME B16.5ASTM A105
PLAIN CARBON STEEL (ANSI B36.19 & B36.10)
MEDIDA NITROGENO ANTES DE TURBINA
20- FE -01 002
502
NOTAS:
Código:
DATOS
DEPROCESO
CONDICIONES
GENERALES
34
SiglaServicio
Estado
Línea / Equipo
Fluido
Longitud
373839
44454647
48
4243
4041
Extremo Caliente Aislado
36
2930
3132
33
35
Clasificación eléctrica
Tipo
Tipo
Base
Modo Protección "Ex"
Fabricante Suministrador
Tipo
28
181920
22
23
123
21
2425
26
27
45678
9
1011121314
151617
Simple / Doble
LongitudMaterial ManguitosBloque Terminales
Terminal de Tierra
Conexión Eléctrica
Tipo Material
Conexión de Proceso
Diámetro Nominal / Tubería
VAINA ó
SKIN-PAD
Diámetro de los Hilos
Material Funda
Diámetro LíneaSchedule LíneaMaterial Línea
Tipo Aislamiento
Diámetro
Material
Tipo de extensión
PrensaestopasMuelle de Empuje
CABEZA
ELEMENTO
SENSIBLE
DATOS
COMPRA
bar-g bar-g
ºC ºC
bar-g
Fecha: Junio 2005
Instrumentacion y control en un tanque de gas natural licuado
PLANTA DE REGASIFICACION:Proyecto fin de carrera
PLANTA DE REGASIFICACION
PFC
Etiqueta Identificación
P&IDAislamiento
Codo 90º
Max.
Max. Norm.
Norm. Min.
Min.
Pres. diseño:Presión:
Temperatura:
Temp. diseño:bar-g
Aislam.
SONDA DE TEMPERATURA
HOJA DE DATOS DE ESPECIFICACION DE
Unión Vaina-Brida / SKIN-PAD-TERMOELE.
Longitud de Inmersión / Contacto
Certificación
Tapa / CadenaProtección Ambiental
Clasificación
Material
Planos de Aplicación
Nº de Hilos
Modelo
Racor
Modelo
Identif. Terminales
Max. Min.
Servicio Criogénico20-TE -01 001AENFR. EXTERIOR-INTERNO 20-T-01
20-T-01
SKIN POINT
SR-FD-20-001
(*) La caja de conexión, brida y demás elementos serán suministrados.11 sensores en Brida 6" ANSI 300# RF, 304SS (Brida Nro. 1A Tanque 20-T-01)Caja conexión: Mín.IP65, 2 salidas para multicable M25x1,5 , Material estándar del fabricante. 20 - JB - IT - 61 - IS.ver DOCUMENTO N2: PLANOS, planos PFC-12/13/14/15 para todos los TAGS.
LG
1,96
18,9
-17050 -159,5 ºC
-17085 ºC
Liquid
3 HILOS
---
316SSMINERAL (MgO)---
46000 mm ,ver DOCUMENTO N2 PLANOSSIMPLE
TERMORRESISTENCIA PT-100 (IEC751 Cls A)
---
---
--- --- ---
---
--- ------
------ (*)
MEDIANTE RACOR A COMPRESIÓNDOCUMENTO N2: PLANOS, planos PFC-12---
50x30 mmAISI 316 LSKIN PAD
4,5 mm
Zona 1 Gr IIA T3
--- --- ---
SOLDADO A TANQUE
---
--- ---
W-60/69
---
SI
---
---
---
ºC
502
NOTAS:
Código:
DATOS
DEPROCESO
CONDICIONES
GENERALES
34
SiglaServicio
Estado
Línea / Equipo
Fluido
Longitud
373839
44454647
48
4243
4041
Extremo Caliente Aislado
36
2930
3132
33
35
Clasificación eléctrica
Tipo
Tipo
Base
Modo Protección "Ex"
Fabricante Suministrador
Tipo
28
181920
22
23
123
21
2425
26
27
45678
9
1011121314
151617
Simple / Doble
LongitudMaterial ManguitosBloque Terminales
Terminal de Tierra
Conexión Eléctrica
Tipo Material
Conexión de Proceso
Diámetro Nominal / Tubería
VAINA ó
SKIN-PAD
Diámetro de los Hilos
Material Funda
Diámetro LíneaSchedule LíneaMaterial Línea
Tipo Aislamiento
Diámetro
Material
Tipo de extensión
PrensaestopasMuelle de Empuje
CABEZA
ELEMENTO
SENSIBLE
DATOS
COMPRA
bar-g bar-g
ºC ºC
bar-g
Fecha: Junio 2005
Instrumentacion y control en un tanque de gas natural licuado
PLANTA DE REGASIFICACION:Proyecto fin de carrera
PLANTA DE REGASIFICACION
PFC
Etiqueta Identificación
P&IDAislamiento
Codo 90º
Max.
Max. Norm.
Norm. Min.
Min.
Pres. diseño:Presión:
Temperatura:
Temp. diseño:bar-g
Aislam.
SONDA DE TEMPERATURA
HOJA DE DATOS DE ESPECIFICACION DE
Unión Vaina-Brida / SKIN-PAD-TERMOELE.
Longitud de Inmersión / Contacto
Certificación
Tapa / CadenaProtección Ambiental
Clasificación
Material
Planos de Aplicación
Nº de Hilos
Modelo
Racor
Modelo
Identif. Terminales
Max. Min.
Servicio Criogénico20-TE -01 003AENFR. EXTERIOR-EXTERNO 20-T-01
20-T-01
SKIN POINT
SR-FD-20-001
LG
0,29 0,25050 -162 ºC
ºC
Liquid
3 HILOS
ALUMINIO FUNDIDO
316SSMINERAL (MgO)---
1400 mm ver DOCUMENTO N2, planos PFC-09SIMPLE
TERMORRESISTENCIA PT-100 (IEC751 Cls A)
---
---
------ ---
SIMPLE
CERÁMICOAC. INOX.3000 #AC INOX Sch80
ROSCADA + CADENAUNIVERSAL
SOLDADADOCUMENTO N2: PLANOS, planos PFC-09---
40x20 mmAISI 316 LSKIN PAD
4,5 mm
Zona 1 Gr IIA T3
IP-68ATEX-CENELECEExd IIC T6
ANCLADO A TANQUE
M20 x 1,5
SI (+) (-) (T)
W-60/69
MANGUITO (1/2" NPT)+RACOR
SI
---
P227252-TKPI2-SP-0014 Rev. 4/ FIG 3
INTERNO Y EXTERNO
ºC
502
NOTAS:
Código:
DATOS
DEPROCESO
CONDICIONES
GENERALES
34
SiglaServicio
Estado
Línea / Equipo
Fluido
Longitud
373839
44454647
48
4243
4041
Extremo Caliente Aislado
36
2930
3132
33
35
Clasificación eléctrica
Tipo
Tipo
Base
Modo Protección "Ex"
Fabricante Suministrador
Tipo
28
181920
22
23
123
21
2425
26
27
45678
9
1011121314
151617
Simple / Doble
LongitudMaterial ManguitosBloque Terminales
Terminal de Tierra
Conexión Eléctrica
Tipo Material
Conexión de Proceso
Diámetro Nominal / Tubería
VAINA ó
SKIN-PAD
Diámetro de los Hilos
Material Funda
Diámetro LíneaSchedule LíneaMaterial Línea
Tipo Aislamiento
Diámetro
Material
Tipo de extensión
PrensaestopasMuelle de Empuje
CABEZA
ELEMENTO
SENSIBLE
DATOS
COMPRA
bar-g bar-g
ºC ºC
bar-g
Fecha: Junio 2005
Instrumentacion y control en un tanque de gas natural licuado
PLANTA DE REGASIFICACION:Proyecto fin de carrera
PLANTA DE REGASIFICACION
PFC
Etiqueta Identificación
P&IDAislamiento
Codo 90º
Max.
Max. Norm.
Norm. Min.
Min.
Pres. diseño:Presión:
Temperatura:
Temp. diseño:bar-g
Aislam.
SONDA DE TEMPERATURA
HOJA DE DATOS DE ESPECIFICACION DE
Unión Vaina-Brida / SKIN-PAD-TERMOELE.
Longitud de Inmersión / Contacto
Certificación
Tapa / CadenaProtección Ambiental
Clasificación
Material
Planos de Aplicación
Nº de Hilos
Modelo
Racor
Modelo
Identif. Terminales
Max. Min.
Servicio Criogénico20-TE -01 005ACALENTAM. LOSA FONDO 20-T-01
20-T-01
PULLING EYE RTD
SR-FD-20-001
(*) RTD, cabeza.El elemento sensor será instalado en tubo conduit 1"Debe incluir el cable de acero inoxidable para "halar", de 1mm de diámetro.
LG
1,96
1
-525 ºC
ºC
Liquid
3 HILOS
ALUMINIO FUNDIDO
316SSMINERAL (MgO)---
P227252-TKPI2-SP-0014 Rev. 4/ FIG 7
41300 mm ver DOCUMENTO N2,planos PFC-10DOBLE
TERMORRESISTENCIA PT-100 (IEC751 Cls A)
AC INOX SCH80
------
SIMPLE
CERÁMICOAC INOX 3000#AC INOX Sch 80
ROSCADA + CADENAUNIVERSAL
SOLDADAver DOCUMENTO N2: PLANOS, planos PFC-10
25x10 mmAISI 316PULLING EYE (2)
4,5 mm
Zona 1 Gr IIA T3
IP-68ATEX-CENELECEExd IIC T6
M20x1,5
SI (+) (-) (T)
W-60/69
CODO CON MANGUITO (1" NPT-H) + RACORES A COMPRESION
NO
---
P227252-TKPI2-SP-0014 Rev. 4/ FIG 7
INTERNO Y EXTERNO
ºC
502
NOTAS:
Código:
DATOS
DEPROCESO
CONDICIONES
GENERALES
34
SiglaServicio
Estado
Línea / Equipo
Fluido
Longitud
373839
44454647
48
4243
4041
Extremo Caliente Aislado
36
2930
3132
33
35
Clasificación eléctrica
Tipo
Tipo
Base
Modo Protección "Ex"
Fabricante Suministrador
Tipo
28
181920
22
23
123
21
2425
26
27
45678
9
1011121314
151617
Simple / Doble
LongitudMaterial ManguitosBloque Terminales
Terminal de Tierra
Conexión Eléctrica
Tipo Material
Conexión de Proceso
Diámetro Nominal / Tubería
VAINA ó
SKIN-PAD
Diámetro de los Hilos
Material Funda
Diámetro LíneaSchedule LíneaMaterial Línea
Tipo Aislamiento
Diámetro
Material
Tipo de extensión
PrensaestopasMuelle de Empuje
CABEZA
ELEMENTO
SENSIBLE
DATOS
COMPRA
bar-g bar-g
ºC ºC
bar-g
Fecha: Junio 2005
Instrumentacion y control en un tanque de gas natural licuado
PLANTA DE REGASIFICACION:Proyecto fin de carrera
PLANTA DE REGASIFICACION
PFC
Etiqueta Identificación
P&IDAislamiento
Codo 90º
Max.
Max. Norm.
Norm. Min.
Min.
Pres. diseño:Presión:
Temperatura:
Temp. diseño:bar-g
Aislam.
SONDA DE TEMPERATURA
HOJA DE DATOS DE ESPECIFICACION DE
Unión Vaina-Brida / SKIN-PAD-TERMOELE.
Longitud de Inmersión / Contacto
Certificación
Tapa / CadenaProtección Ambiental
Clasificación
Material
Planos de Aplicación
Nº de Hilos
Modelo
Racor
Modelo
Identif. Terminales
Max. Min.
Servicio Criogénico20-TE -01 007AENFR. FONDO-INTERNO 20-T-01
20-T-01
SKIN POINT
SR-FD-20-001
(*) La caja de conexión, brida y demás elementos serán suministrados.11 sensores en brida 6" ANSI 300# RF, 304SS (BRIDA Nro. 1A TANQUE 20-T-01)Caja de conexión: Mín.IP65, 2 salidas para multicable M25x1,5 , material estándar del fabricante. 20-JB-IT-61-ISver DOCUMENTO N2: PLANOS, planos PFC-12/13/14/15 para todos los TAGS.
LG
1,96
19
-18050 ºC
ºC
Liquid
3 HILOS
---
316SSMINERAL (MgO)---
63000 mm ver DOCUMENTO N2, planos PFC-12SIMPLE
TERMORRESISTENCIA PT-100 (IEC751 Cls A)
---
---
---------
---
--- ------
--- --- (*)
MEDIANTE RACOR A COMPRESIÓNver DOCUMENTO N2:PLANOS, planos PFC-12---
50x30 mmAISI 316 LSKIN PAD
4,5 mm
Zona 1 Gr IIA T3
--- --- ---
SOLDADO A TANQUE
---
--- ---
W-60/69
---
SI
---
---
---
ºC
502
NOTAS:
Código:
DATOS
DEPROCESO
CONDICIONES
GENERALES
34
SiglaServicio
Estado
Línea / Equipo
Fluido
Longitud
373839
44454647
48
4243
4041
Extremo Caliente Aislado
36
2930
3132
33
35
Clasificación eléctrica
Tipo
Tipo
Base
Modo Protección "Ex"
Fabricante Suministrador
Tipo
28
181920
22
23
123
21
2425
26
27
45678
9
1011121314
151617
Simple / Doble
LongitudMaterial ManguitosBloque Terminales
Terminal de Tierra
Conexión Eléctrica
Tipo Material
Conexión de Proceso
Diámetro Nominal / Tubería
VAINA ó
SKIN-PAD
Diámetro de los Hilos
Material Funda
Diámetro LíneaSchedule LíneaMaterial Línea
Tipo Aislamiento
Diámetro
Material
Tipo de extensión
PrensaestopasMuelle de Empuje
CABEZA
ELEMENTO
SENSIBLE
DATOS
COMPRA
bar-g bar-g
ºC ºC
bar-g
Fecha: Junio 2005
Instrumentacion y control en un tanque de gas natural licuado
PLANTA DE REGASIFICACION:Proyecto fin de carrera
PLANTA DE REGASIFICACION
PFC
Etiqueta Identificación
P&IDAislamiento
Codo 90º
Max.
Max. Norm.
Norm. Min.
Min.
Pres. diseño:Presión:
Temperatura:
Temp. diseño:bar-g
Aislam.
SONDA DE TEMPERATURA
HOJA DE DATOS DE ESPECIFICACION DE
Unión Vaina-Brida / SKIN-PAD-TERMOELE.
Longitud de Inmersión / Contacto
Certificación
Tapa / CadenaProtección Ambiental
Clasificación
Material
Planos de Aplicación
Nº de Hilos
Modelo
Racor
Modelo
Identif. Terminales
Max. Min.
Servicio Criogénico20-TE -01 009AFUGAS ALREDEDOR DEL INTERNO 20-T-01
20-T-01
SR-FD-20-001
(*) La caja de conexión, brida y demás elementos serán suministrados.11 sensores en Brida 6" ANSI 300# RF, 304SS (Brida Nro. 1A Tanque 20-T-01)Caja conexión: Mín.IP65, 2 salidas para multicable M25x1,5 , material estándar del fabricante.ver DOCUMENTO N2: PLANOS, planos PFC-12/13/14/15 para todos los TAGS.
LG
-1,96
19
-18050 ºC
ºC
Liquid
3 HILOS
---
316SSMINERAL (MgO)---
48500 mm ver DOCUMENTO N2, planos PFC-12SIMPLE
TERMORRESISTENCIA PT-100 (IEC751 Cls A)
---
---
---------
---
--- ------
------ (*)
---------
---------
4,5 mm
Zona 1 Gr IIA T3
---------
---
---
--- ---
W-60/69
---
---
SI
---
---
---
ºC
502
NOTAS:
Código:
DATOS
DEPROCESO
CONDICIONES
GENERALES
34
SiglaServicio
Estado
Línea / Equipo
Fluido
Longitud
373839
44454647
48
4243
4041
Extremo Caliente Aislado
36
2930
3132
33
35
Clasificación eléctrica
Tipo
Tipo
Base
Modo Protección "Ex"
Fabricante Suministrador
Tipo
28
181920
22
23
123
21
2425
26
27
45678
9
1011121314
151617
Simple / Doble
LongitudMaterial ManguitosBloque Terminales
Terminal de Tierra
Conexión Eléctrica
Tipo Material
Conexión de Proceso
Diámetro Nominal / Tubería
VAINA ó
SKIN-PAD
Diámetro de los Hilos
Material Funda
Diámetro LíneaSchedule LíneaMaterial Línea
Tipo Aislamiento
Diámetro
Material
Tipo de extensión
PrensaestopasMuelle de Empuje
CABEZA
ELEMENTO
SENSIBLE
DATOS
COMPRA
bar-g bar-g
ºC ºC
bar-g
Fecha: Junio 2005
Instrumentacion y control en un tanque de gas natural licuado
PLANTA DE REGASIFICACION:Proyecto fin de carrera
PLANTA DE REGASIFICACION
PFC
Etiqueta Identificación
P&IDAislamiento
Codo 90º
Max.
Max. Norm.
Norm. Min.
Min.
Pres. diseño:Presión:
Temperatura:
Temp. diseño:bar-g
Aislam.
SONDA DE TEMPERATURA
HOJA DE DATOS DE ESPECIFICACION DE
Unión Vaina-Brida / SKIN-PAD-TERMOELE.
Longitud de Inmersión / Contacto
Certificación
Tapa / CadenaProtección Ambiental
Clasificación
Material
Planos de Aplicación
Nº de Hilos
Modelo
Racor
Modelo
Identif. Terminales
Max. Min.
Servicio Criogénico20-TE -01 011AFUGAS ESQUINAS DE 20-T-01
20-T-01
SR-FD-20-001
(*) La caja de conexión, brida y demás elementos serán suministrados.15 sensores en Brida 10" ANSI 300# RF, 304SS (Brida Nro. 4A Tanque 20-T-01)Caja conexión: Mín.IP65, 2 salidas para multicable M25x1,5 , material estándar del fabricante.ver DOCUMENTO N2: PLANOS, plano PFC-15 para todos los TAGS.
LG
1,96
19
-18050 ºC
ºC
Liquid
3 HILOS
---
316SSMINERAL (MgO)---
47500 mm ver DOCUMENTO N2, planos PFC-15SIMPLE
TERMORRESISTENCIA PT-100 (IEC751 Cls A)
---
---
---------
---
--- ------
------ (*)
---------
---------
4,5 mm
Zona 1 Gr IIA T3
--- --- ---
---
---
--- ---
W-60/69
---
---
SI
---
---
---
ºC
502
NOTAS:
Código:
DATOS
DEPROCESO
CONDICIONES
GENERALES
34
SiglaServicio
Estado
Línea / Equipo
Fluido
Longitud
373839
44454647
48
4243
4041
Extremo Caliente Aislado
36
2930
3132
33
35
Clasificación eléctrica
Tipo
Tipo
Base
Modo Protección "Ex"
Fabricante Suministrador
Tipo
28
181920
22
23
123
21
2425
26
27
45678
9
1011121314
151617
Simple / Doble
LongitudMaterial ManguitosBloque Terminales
Terminal de Tierra
Conexión Eléctrica
Tipo Material
Conexión de Proceso
Diámetro Nominal / Tubería
VAINA ó
SKIN-PAD
Diámetro de los Hilos
Material Funda
Diámetro LíneaSchedule LíneaMaterial Línea
Tipo Aislamiento
Diámetro
Material
Tipo de extensión
PrensaestopasMuelle de Empuje
CABEZA
ELEMENTO
SENSIBLE
DATOS
COMPRA
bar-g bar-g
ºC ºC
bar-g
Fecha: Junio 2005
Instrumentacion y control en un tanque de gas natural licuado
PLANTA DE REGASIFICACION:Proyecto fin de carrera
PLANTA DE REGASIFICACION
PFC
Etiqueta Identificación
P&IDAislamiento
Codo 90º
Max.
Max. Norm.
Norm. Min.
Min.
Pres. diseño:Presión:
Temperatura:
Temp. diseño:bar-g
Aislam.
SONDA DE TEMPERATURA
HOJA DE DATOS DE ESPECIFICACION DE
Unión Vaina-Brida / SKIN-PAD-TERMOELE.
Longitud de Inmersión / Contacto
Certificación
Tapa / CadenaProtección Ambiental
Clasificación
Material
Planos de Aplicación
Nº de Hilos
Modelo
Racor
Modelo
Identif. Terminales
Max. Min.
Servicio Criogénico20-TE -01 013TEMP. VAPOR INTERNO TANQUE 20-T-01
20-T-01 SR-FD-20-001
(*) ver DOCUMENTO N2: PLANOS, plano PFC-11
LG
1,96
19
-18050 -159,5 ºC
85 ºC
Liquid
3 HILOS
ALUMINIO FUNDIDO
316SSMINERAL (MgO)---
6040 mm (*)SIMPLE
TERMORRESISTENCIA PT-100 (IEC751 Cls A)
---
---------
SIMPLE
CERAMICOAC.INOX.3000#AC.INOX.Sch 80
ROSCADA + CADENAUNIVERSAL
SOLDADURA A PENETRACIÓN TOTALver DOCUMENTO N2: PLANOS, plano PFC-11---
Ver Fig.4 (*)AISI 316 LVAINA BRIDADA
4,5 mm
Zona 1 Gr IIA T3
IP-68ATEX - CENELEC EExd IIC T6
2" 300 #
M20 x 1,5
SI (+)(-)(T)
W-60/69
MANGUITOS (1/2" NPT)+RACOR
SI
---
Estándar fabricante
INTERNO Y EXTERNO
ºC
502
NOTAS:
Código:
DATOS
DEPROCESO
CONDICIONES
GENERALES
34
SiglaServicio
Estado
Línea / Equipo
Fluido
Longitud
373839
44454647
48
4243
4041
Extremo Caliente Aislado
36
2930
3132
33
35
Clasificación eléctrica
Tipo
Tipo
Base
Modo Protección "Ex"
Fabricante Suministrador
Tipo
28
181920
22
23
123
21
2425
26
27
45678
9
1011121314
151617
Simple / Doble
LongitudMaterial ManguitosBloque Terminales
Terminal de Tierra
Conexión Eléctrica
Tipo Material
Conexión de Proceso
Diámetro Nominal / Tubería
VAINA ó
SKIN-PAD
Diámetro de los Hilos
Material Funda
Diámetro LíneaSchedule LíneaMaterial Línea
Tipo Aislamiento
Diámetro
Material
Tipo de extensión
PrensaestopasMuelle de Empuje
CABEZA
ELEMENTO
SENSIBLE
DATOS
COMPRA
bar-g bar-g
ºC ºC
bar-g
Fecha: Junio 2005
Instrumentacion y control en un tanque de gas natural licuado
PLANTA DE REGASIFICACION:Proyecto fin de carrera
PLANTA DE REGASIFICACION
PFC
Etiqueta Identificación
P&IDAislamiento
Codo 90º
Max.
Max. Norm.
Norm. Min.
Min.
Pres. diseño:Presión:
Temperatura:
Temp. diseño:bar-g
Aislam.
SONDA DE TEMPERATURA
HOJA DE DATOS DE ESPECIFICACION DE
Unión Vaina-Brida / SKIN-PAD-TERMOELE.
Longitud de Inmersión / Contacto
Certificación
Tapa / CadenaProtección Ambiental
Clasificación
Material
Planos de Aplicación
Nº de Hilos
Modelo
Racor
Modelo
Identif. Terminales
Max. Min.
Servicio CriogénicoLG-20030-36" (1R0JL)-736 inSTD
20-TE -01 019ATEMP. SUPERF. ENTRADA GNL A 20-T-01
SKIN POINT
SR-FD-20-001
(**) Conjunto a compresión en A-304 1/2" NPT - M20x1,5 con contratuerca.(***) Certificación ATEX conjunto.
LG
1,75
18,9
-18050 ºC
ºC
Liquid
3 HILOS
ALUMINIO FUNDIDO
AC.INOXIDABLEMINERAL (MgO)---
ver DOCUMENTO N2: PLANOS, plano PFC-16SIMPLE
TERMORRESISTENCIA PT-100 (IEC751)
---
---
---------
SIMPLE
CERAMICOAC. INOX. 3000#AC.. INOX. Sch 80
ROSCADA + CADENAUNIVERSAL(*)
(**)ver DOCUMENTO N2: PLANOS, plano PFC-1636"
AISI 304 LSKIN-PAD
6 mm
Zona 1 Gr IIA T3
IP-68ATEX - CENELEC (***)EExd IIC T6
SOLDADO A TUBERIA
M20 x 1,5
SI (+) (-) (T)
W-60/69
TIPO 7
MANGUITOS(1/2" NPT) + RACOR(1/2" NPT-H)
SI
200 mm
Estándar fabricante
---
304 S.S.
ºC
502
NOTAS:
Código:
DATOS
DEPROCESO
CONDICIONES
GENERALES
34
SiglaServicio
Estado
Línea / Equipo
Fluido
Longitud
373839
44454647
48
4243
4041
Extremo Caliente Aislado
36
2930
3132
33
35
Clasificación eléctrica
Tipo
Tipo
Base
Modo Protección "Ex"
Fabricante Suministrador
Tipo
28
181920
22
23
123
21
2425
26
27
45678
9
1011121314
151617
Simple / Doble
LongitudMaterial ManguitosBloque Terminales
Terminal de Tierra
Conexión Eléctrica
Tipo Material
Conexión de Proceso
Diámetro Nominal / Tubería
VAINA ó
SKIN-PAD
Diámetro de los Hilos
Material Funda
Diámetro LíneaSchedule LíneaMaterial Línea
Tipo Aislamiento
Diámetro
Material
Tipo de extensión
PrensaestopasMuelle de Empuje
CABEZA
ELEMENTO
SENSIBLE
DATOS
COMPRA
bar-g bar-g
ºC ºC
bar-g
Fecha: Junio 2005
Instrumentacion y control en un tanque de gas natural licuado
PLANTA DE REGASIFICACION:Proyecto fin de carrera
PLANTA DE REGASIFICACION
PFC
Etiqueta Identificación
P&IDAislamiento
Codo 90º
Max.
Max. Norm.
Norm. Min.
Min.
Pres. diseño:Presión:
Temperatura:
Temp. diseño:bar-g
Aislam.
SONDA DE TEMPERATURA
HOJA DE DATOS DE ESPECIFICACION DE
Unión Vaina-Brida / SKIN-PAD-TERMOELE.
Longitud de Inmersión / Contacto
Certificación
Tapa / CadenaProtección Ambiental
Clasificación
Material
Planos de Aplicación
Nº de Hilos
Modelo
Racor
Modelo
Identif. Terminales
Max. Min.
Servicio Criogénico20-TE -01 025AENFR. INTERIOR-EXTERNO 20-T-01
20-T-01
SKIN POINT
SR-FD-20-001
(*) La caja de conexión, brida y demás elementos serán suministrados.11 sensores en Brida 6" ANSI 300# RF, 304SS (Brida Nro. 1A Tanque 20-T-01)Caja conexión: Mín.IP65, 2 salidas para multicable M25x1,5 , material estándar del fabricante.ver DOCUMENTO N2: PLANOS, planos PFC-12/13/14/15 para todos los TAGS.
LG
0,25
0,29
-18050 ºC
ºC
Liquid
3 HILOS
---
316SSMINERAL (MgO)---
4500 mm ver DOCUMENTO N2, plano PFC-12SIMPLE
TERMORRESISTENCIA PT-100 (IEC751 Cls A)
---
---
---------
---
--- ------
--- --- (*)
MEDIANTE RACOR A COMPRESIÓNver DOCUMENTO N2: PLANOS, planos PFC-12---
50x30 mmAISI 316 LSKIN PAD
4,5 mm
Zona 1 Gr IIA T3
--- --- ---
SOLDADO A TANQUE
---
--- ---
W-60/69
---
SI
---
---
---
ºC
302
NOTAS:
TRANSMISORES DE PRESIÓN
HOJA DE DATOS DE ESPECIFICACION DE
Código:
DATOS
DE
PROCESO
CONDICIONES
GENERALES
34
SiglaServicio
Línea / Equipo
373839
44454647
48
4243
4041
36
2930
3132
33
35
P&ID
Tipo
28
181920
22
23
123
21
2425
26
27
45678
9
1011121314
151617
Fecha: Junio 2005
PLANTA DE REGASIFICACION
Instrumentacion y control en un tanque de gas natural licuado
PLANTA DE REGASIFICACION:Proyecto fin de carrera
20-PT -01 001A
PRESS.20-T-01 CONTROL PRES.COLECT VAP TANQUE Y GBO20-T-01
RELATIVA
SR-FD-20-001ZONA 2 GR IIA T3
PFC
(*) Digital con doble escala 4-20 mA y Unidades de Ingeniería. A 60 m del Transmisor. Modelo: 695FI000002L25E TAG: 20-PI -01 001A 20-PI -01 001L (Ver Anexo 5.1)
Accesorio de montajeManifold / Bridas
Material Diafragma
Densidad Fluido Relleno
MaterialTipoIndicador Remoto Tipo EscalaTapón purga / Venteo MaterialTipo de Sello Tipo de Conexiones
Material Cuerpo Superior InferiorFluido de RellenoLongitud ExtensiónTipo de Capilar Material Longitud
Anillo Conexión LimpiezaFabricanteModelo Transmisor N° de serie Suministrador
SI (ABRAZADERA PARA TUBO 2")MANIFOLD Modelo: Y24S AISI 316SI (2) (*) -0,1 - 0,4 bar-g--- ---
--- --------- ------------ --- ------
--- ---
ACCESORIOS
DATOS
COMPRA
Señal de salida
Material de Caja
Certificación
MaterialEléctricaConexiones:
CalibraciónMargen Ajustable Máximo
SensorCuerpoProceso
Indicador Incorporado Escala
Tipo de Sensor
Alimentación Eléctrica
Modo de Protección Ex
Tipo de Transmisor
Protección Ambiental ( IP )
Mínimo
UnidadesTipo
Precisión
Temp. Máx de TrabajoPresión Estática Máx.
Protocolo Digital
-0,1 - 0,4 bar-g
SMARTCristal de Silicio Resonante
4-20 mA24 Vcc (A 2 Hilos)
IP67
ATEX / CENELECEEx ia IIC T4 y EEx d IIC T4,T5,T6
AISI 316 Hastelloy-C2761/2" NPT-H (BRIDA OVAL) M20 x 1,5--- --- ---
0,3 bar 30 bar<= +/- 0,075 RANGO CALIBRADO
45 bar
HART
+120 ºC
Aluminio fundido
TRANSMISOR
Densidad cond. oper.
Otras Condiciones Especiales
Presión de DiseñoViscosidad cond. oper.
Min.
Min.
Min.Norm.
Norm.
Norm.Max.Max.
Max.Temperatura:
Presión:Caudal
Fluido Estado NG Gas
ºC ºC -159ºC
0,4 bar-g 0,25 bar-g -0,1 bar-gkg/hkg/hkg/h
2,255 kg/m³ 0,005 cP bar-g0,29
Aceleración: OBE 'X'SSE 'X'
OBE 'Y' ElevaciónSSE 'Y'
0,177 g 0,124 g48500 mm
0,299 g 0,209 g
SísmicaEléctricaClasificación: Clase "B"
303
TRANSMISOR DE PRESIÓNDIFERENCIAL
HOJA DE DATOS DE ESPECIFICACION DE
Código:
SiglaServicio
Línea / Equipo
29
P&ID
Tipo
28
18
1920
22
23
123
21
2425
26
27
45678
9
1011121314
1516
17
DATOS
GENERALES
Fecha: Junio 2005
Instrumentacion y control en un tanque de gas natural licuado
PLANTA DE REGASIFICACION
PLANTA DE REGASIFICACION:Proyecto fin de carrera
20-PDT -01 009DP INTERIOR-EXTERIOR 20-T-01
20-T-01 SR-FD-20-001
Zn 2, Gr. IIA T3
PFC
Tipo
Margen Ajustable:
CONDICIONES
DE
PROCESO
TRANSMISOR
COMPRA
DATOS
ACCESORIOS
Estado del Fluido 2Fluido 1 Fluido 2
Estado del Fluido 1Temperatura Máx. 1 Temperatura Máx. 2 ºC ºC
ºC ºC Temperatura Mín. 2Temperatura Mín. 1Presión Máx. 1
Presión Mín. 1 Presión Mín. 2Presión Máx. 2
Dens. Cond. Oper. 1 Dens. Cond. Oper. 2
Viscos. Cond. Oper.2Viscos. Cond. Oper.1Presión de Diseño 1 Presión de Diseño 2Otras Condiciones Especiales
cP kg/m³
bar-g
bar-g
bar-g
bar-g
NGGas
1,44
-17050
Ni
9 bar-gbar-g
Gas
-170
2,2550,005
kg/m³ cP
0,29
NOTAS:(*) Digital con doble escala 4-20 mA y Unidades de Ingeniería. A 60 m del Transmisor. Modelo: 695FI000002L25E TAG: 20-PDI -01 009A
49
48
474645444342414039383736353433
3231
30
Suministrador
N° de serieModelo TransmisorFabricante
AnilloDensidad Fluido RellenoTipo de CapilarLongitud ExtensiónFluido de RellenoMaterial CuerpoMaterial DiafragmaTipo de SelloTapón purga / VenteoIndicador Remoto
Manifold / BridasAccesorio de montaje
Tipo
TipoMaterialTipo de Conexiones
Escala
Material
Superior Inferior
LongitudMaterial
Conexión Limpieza --- --------- --- ---
--------- --------- ---
AISI 316SISIMANIFOLDSI (MONTAJE EN PANEL LOCAL)
Modelo : Y34S(*) -60 - +60 mbar
AISI 316
Tipo de TransmisorTipo de Sensor
Señal de salidaAlimentación Eléctrica Material de Caja
Protección Ambiental Certificación
Modo de Protección ExMaterial Cuerpo Sensor
EléctricaProcesoConexiones:Escala
UnidadesMáximoMínimo
SupresiónElevaciónCero:Precisión
Temp. Máx de Trabajo
Protocolo Digital
Calibración
Indicador Incorporado
SMARTCristal de Silicio Resonante4-20mA
24 Vcc (A 2 HILOS)Aluminio fundido
IP 67 ATEX / CENELECEEx ia IIA T3 ó SuperiorAISI 316 Hastelloy-C276
1/2" NPT-H (Brida Oval) M20 x 1,5---------
-60 - 60 mbar1 bar0,01 bar
--- ---
<= +/- 0,075 % RANGO CALIBRADO
+120 ºC
HART
Aceleración: OBE 'X'SSE 'X'
OBE 'Y' ElevaciónSSE 'Y'
0,177 g 0,124 g 48500 mm0,300 g 0,211 g
SísmicaEléctricaClasificación: Clase "B"
Modelo
Aletas de RefrigeraciónAmortiguador de Pulsaciones ---
---------
MANÓMETROS
HOJA DE DATOS DE ESPECIFICACION DE
Código:
301
NOTAS:
DATOS
DE
PROCESO
CONDICIONES
GENERALES
SENSOR
ACCESORIOS 34
SiglaServicio
Estado
Línea / Equipo
Fluido
Temperatura:Presión: Max.
Max.Min.Min.
Rango Sensor
373839
44454647
48
4243
4041
Sobrepresión
36
2930
3132
33
35
Tipo de Sensor
ModeloFabricante
N° de serie
Suministrador
P&ID
28
181920
22
23
123
21
2425
26
27
45678
9
1011121314
151617
Material
Tipo de Caja MaterialCAJA
Tornillo de Calibración
PrecisiónVacío Admisible
Norm.Norm.
Densidad Condiciones Operación
Viscosidad Condiciones Operación
Presión de Diseño
Material conexión
Escala UnidadesConexión Proceso Tamaño MaterialDiámetro EsferaMaterial Ventana
Color Fondos SignosMaterial Mecanismo InternoTipo de Anillo Material
Protección AmbientalMontaje Local / Panel
DATOS
COMPRA
ºC bar-g
ºC bar-g bar-g
Disco de Seguridad
bar-g
0 - 1 bar-g
0 - 1 bar-g
Temperatura de Diseño
PLANTA DE REGASIFICACION:Proyecto fin de carrera
PLANTA DE REGASIFICACION
Instrumentacion y control en un tanque de gas natural licuado
PFC
NI-20003-2" (A1)-N
20-PI -01 021PURGA ANULAR 20-T-01
SR-FD-20-001
NI
0,26
9
25 ºC
50 ºC
0,018 cP
1,44 kg/m³
Vapor
BLANCO NEGROS
Tornillo micrométricoAISI-316
MIN 130%F.E.---
LOCAL
1/2" NPT-M AISI-316100 mm.VIDRIO INASTILLABLE PLASTIFICADO
SI
AISI-316 TIREDONDA LOCAL
AISI-316
AISI-316
BAYONETA
+- 1% del Span
INFERIOR
IP-65
AISI-316
BOURDON
ver DOCUMENTO N2: PLANOS, plano PFC-18
Sifón ModeloModeloConexiónSello Sep.
Modelo
Protector de Vacío
Protector de Sobrepresión
--- ------------
---
SI LIMITADOR 910,13
Otros ---
Amortiguador de Vibraciones ---
Fluido sello Tipo Temp. Máx. Densidad --- --- --- ---
Máx. Mín.
Fecha: Junio 2005
bar-g
DATOS
GENERALES
18
12345678
9
1011121314
151617
Viscosidad Condiciones de Operación
Cp / Cv
SiglaServicio
Línea / Equipo
Fluido
P&ID
Presión EntradaTemperatura en Condiciones de Operación
Densidad Condiciones de Operación
DEPROCESO
CONDICIONES
Peso Molecular
Caudal: kg/h Norm.Máx.
Presión SalidaEstado
Válvula de Descarga
Válvula Reductora PresiónVálvulaCv CalculadoCv Requerido
Factor de Compresibilidad
P Vapor (bar a) Sobrecalentado
bar-g
kg/h
bar-g
VÁLVULAS AUTORREGULADORASDE PRESIÓN
HOJA DE DATOS DE ESPECIFICACION DE
Código:
PLANTA DE REGASIFICACION:Proyecto fin de carrera
PLANTA DE REGASIFICACION Fecha: Junio 2005
Instrumentacion y control en un tanque de gas natural licuado
PFC
TuberíaTubería Schedule AislamientoClasificación: Eléctrica Sísmica
20
Tipo
Manómetros
Material
Indicador Local de Pos.
DATOS
COMPRA
Lubricador
Conexión de Presión
Modelo y Tamaño
ACCESORIOS
Muelle Antagonista
Fluido Operador
Rango de Presión
Fluido Fallo Aire Válvula
ACTUADOR
Fluido tiende abrir / cerrar
Tipo EmpaquetaduraGuiadoTipo de AsientoMaterial Obturador
Material
Material
TipoGrado Estanq.Característica
INTERNOS
Bonete Fuelle EstanqueidadClase CaraTamañoConex. Proceso
Tamaño
Tipo
Temp Máx. Clase
MaterialCUERPO
NOTAS:
Tipo Toma de Presión
SuministradorNº SerieModeloFabricante
Presión Calibración Resorte
21
19
2627
282930
31323334
3536
37383940
41424344
4948474645
53
525150
Presión diseño Temp. diseño: Mín. Máx.OBE "Y"SSE "Y"SSE "X"
OBE "X"Aceleración: Elevación
9 50
2223
24
25
NI-57007-4" (A1)-N
4 in STD
20-PCV -01 004
REGULACIÓN PRESIÓN N2 A 20-T-01
SR-FD-20-001
(*) Dispositivo manométrico de corte (slam shut device) por alta presión tipo BM5GB en 1" 150# RF incluido. Rango 0,3-0,7 bar. SET POINT: 0,33 bar
NI
1,3 1,3
725 ºC
0,018 cP
9,07832 kg/m³
280,997
Gas
1,415
GLOBO A216 GR.WCC1"
1"
DIAFRAGMA
Cl 150 RF
NITRILO
0,26
1E398927022
NO LUBRICADA
NO NO
AISI 416SIMPLE AISI 416 + NEOPRENO CLASE VI SHUTOFF
AISI 416
ABRIR
ABRE (*)
INTERNA
---
REDUCTORA
------
0,14 - 0,4 bar-g
---
---
------
0,0107
--- Clase "B"
BRIDADA
0,176 g 0,123 g58000 mm
0,287 g 0,201 g
TOMA INTERNA (TUBO DE PITOT) DE 1/16"
ºC
Instrumentacion y control en un tanque de gas natural licuado
SIGLA SERVICIO NOTAS
dP Actuador (bar)
Actuador Manual
Tiempo de Actuación Reductor RPM
Par Máximo
(Nm)
Potencia Nominal
(kW)
Intensidad de
Arranque (A)
Intensidad Nominal (A) Tipo Material Cierre Esp.Tub. ACTUADOR MODELO
20-MOV-01051 Válvula Mot. Entrada tanque 20-T-01 (A) 18,9 Sí 113 IW9R720 F30 96 40548 0,8 14 3,21 Mariposa 150# 36" BW STD 304L Clase VI 1R0JL Servicio criogénico IQ20F14B420-MOV-01052 Válvula Mot. Entrada tanque 20-T-01 (B) 18,9 Sí 113 IW9R720 F30 96 40548 0,8 14 3,21 Mariposa 150# 36" BW STD 304L Clase VI 1R0JL Servicio criogénico IQ20F14B420-MOV-01055 Válvula Mot.retorno 2 lineas. NG circula 20-T-01 18,9 Sí 29 IW4/70 F14 36 1870 0,21 5,15 1,42 Bola 150# 8" BW 10S 304L Clase VI 1R0JL Servicio criogénico IQ12F10B420-MOV-01056 Válvula Mot.retorno 2 lineas. NG circula 20-T-01 18,9 Sí 29 IW6/70 F25 36 6856 0,78 14 3,15 Bola 150# 10" BW 10S 304L Clase VI 1R0JL Servicio criogénico IQ25F14B4
ACTUADOR VALVULA
Conexión
Instrumentacion y control en un tanque de gas natural licuado
VALVULA DE EXPANSION TERMICA
Cliente Proyecto fin de carrera Item No. 20-TRV-01002 Area 20 Unidad TANQUES ALMACENAMIENTO GNL/PRIMARIAS Situación
1
2
3 DATOS GENERALES4
5 Número de plano6 Número de válvulas requerido7 Servicio8 Tipo de válvula9 Localización
10 Condición de emergencia11
12 DATOS DE PROCESO13
14 Fluido15 Estado del fluido en condiciones de operación16 Capacidad requerida (por válvula) kg/h17 COND. OPERACIÓN Presión barg18 Temperatura ºC19 COND. DISPARO Presión Tarado barg20 Temperatura ºC21 Viscosidad cP22 Cp/Cv23 Densidad kg/m3
24 P. Molecular Vapor25 F. Compresibilidad26 Contrapresión fija bar27 Interv. contrapres. Máx. barg28 Min. barg29 Sobrepresión %30
31 DATOS DE DISEÑO32
33 Material Cuerpo ASTMA351CF8M34 Area mínima de orificio requerida cm2
35 Area de orificio seleccionada cm2 / in2 0.710/0.11036 Designación del orificio API D37 Clase de bridas Entrada/Salida 1" 150# RF / 2" 150# RF38 Códigos y especificaciones API 52039 Material Asiento y anillos AISI31640 Material Muelle AISI31641 Material Fuelle42 Material Piloto43
44 OPCIONES45
46 Palanca: Simple o Empaquetada47 Tornillo de Prueba48
49
50 DATOS FABRICANTE51
52 Fabricante / Modelo53 Capacidad Real / Coeficiente de Descarga 'K' Kg/h / S. U. 9283,1/ -54 NOTAS:55
56
REVISIÓN FECHA: HOJA 1 DE 1Junio 2005
PLANTA REGASIFICADORA:
Proyecto fin de carreraCódigo:
PFC
LG-20005-2" (1R0JL)-7FUEGO
DOCUMENTO N2: PLANOS, plano PFC-231
EXPANSION TERMICA COLECTOR LG-20030CONVENCIONAL
20-TRV-01002
GNLLIQUIDO
-
1,75
18,9-153,3
-
0,060-103
< 7330
< 0.710
0,02510
0,2550,290
-
379,2
Instrumentacion y control en un tanque de gas natural licuado
VALVULA DE SEGURIDAD
Cliente Proyecto fin de carrera Item No. 20-PSV-01017 Area 20 Unidad SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE NITRÓGENO Situación
1
2
3 DATOS GENERALES4
5 Número de diagrama6 Número de válvulas requerido7 Servicio8 Tipo de válvula9 Localización
10 Condición de emergencia11
12 DATOS DE PROCESO13
14 Fluido NITROGENO15 Estado del fluido en condiciones de operación GAS16 Capacidad requerida (por válvula) kg/h 3317 COND. OPERACIÓN Presión barg 0,2618 Temperatura ºC 2519 COND. DISPARO Presión Tarado barg 0,2920 Temperatura ºC 2521 Viscosidad cP 0,01822 Cp/Cv 1,40223 Densidad kg/m3 1,50924 P. Molecular Vapor 28,0125 F. Compresibilidad 0,999426 Contrapresión fija bar27 Interv. contrapres. Máx. barg 028 Min. barg 029 Sobrepresión % 1030
31 DATOS DE DISEÑO32
33 Material Cuerpo ASTM A216 WCB34 Area mínima de orificio requerida cm2 0,30235 Area de orificio seleccionada cm2 / in2 /36 Designación del orificio API D37 Clase de bridas Entrada/Salida 2" 150# RF / 3" 150# RF38 Códigos y especificaciones API 52039 Material Disco, Asiento y Anillos AISI 31640 Material Muelle AISI 31641 Material Fuelle42 Material Piloto AISI 31643
44 OPCIONES45
46 Palanca: Simple o Empaquetada47 Tornillo de Prueba48
49
50 DATOS FABRICANTE (Nota 1)51
52 Fabricante / Modelo53 Capacidad Real / Coeficiente de Descarga 'K' Kg/h / S. U. >33 KG/H54 NOTAS: Nota 1: El Fabricante suministrará estos datos con la oferta.
55
56
REVISIÓN FECHA1 Junio 2005
PLANTA REGASIFICADORA:
Proyecto fin de carreraCódigo:
PFC
20-PSV-01017
NI-20001-1"(1R0JL)-7
0,010
0,710 0,11
1SUMINISTRO DE N2 A 20-T-01
PILOTADAS
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
ANEXO 5. 4: RESUMEN DE CÓDIGOS Y ESTÁNDARES.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 1
Industry Standards American Petroleum Institute (API):
API RP 520 Recommende practice for the design and Installation of Pressure Relieving System.
API RP 521 Guide for Pressure-Relieving and Depressuring Systems API RP 551 Process Measurement Instrumentation API RP 554 Process Instrumentation and Control API RP 555 Process Analysers API 670 Vibration, Axial Position And Bearing Temperature
Monitoring Systems
Instrument Society of America (ISA):
ISA S 5.1 Instrumentation Symbols And Identification ISA S 5.2 Primary Logic Diagrams for Process Operation ISA S 5.3 Instrument Loop Diagrams ISA S50-1 Compatibility Of Analogue Signals For Electronic
Industrial Process Instruments ISA S 75-01 Flow Equations For Sizing Control Valves ISA S 75-17 Control valve noise prediction
International Standards International Standards Organisation (ISO):
ISO 5167 Measurement Of Flow Of Fluids By Means Of Orifice Plates, Flow Nozzles And Venturi Tubes Inserted In Circular Conduits Running Full
ISO 5167-1 Specification For Square Edged Orifice Plates, Nozzles And Venturi Tubes
International Electro-technical Commission (IEC):
IEC 60079-0 Electrical Apparatus For Explosive Gas Atmospheres General Requirements
IEC 60079-1 Electrical Apparatus For Explosive Gas Atmospheres. Flameproof Enclosure ‘D’
IEC 60079-7 Electrical Apparatus For Explosive Gas Atmospheres. Increased Safety ‘E’
IEC 60079-10 Classification of Hazardous Area IEC 60079-11 Electrical Apparatus For Explosive Gas
Atmospheres. Intrinsically Safe ‘I’ IEC 60079-15 Electrical Apparatus For Explosive Gas Atmospheres.
Non-Incendive ‘N’
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 2
IEC 60534 Industrial-Process Control Valves IEC 60751 Industrial Platinum Resistance Sensors IEC 60529 Specification For Degrees Of Protection Provided By
Enclosures (IP Code) IEC 61508 Functional Safety Of Electrical/Electronic/Programmable
Electronic Safety-Related Systems IEC 611158-2 Fieldbus Foundation
European Standards (EN):
EN 1473 Installation And Equipment For Liquefied Natural Gas – Design Of Onshore Installations
EN 1532 Installation and Equipment for Liquefied Natural Gas – Ship to Shore Interface
94/9/EC European Directive (ATEX 100a)
EC Regulations:
89/336/EEC(2) Electromagnetic Compatibility Regulations 92/31/EEC Electromagnetic (Amendments) Regulations 73/23/EEC Low Voltage Electrical Equipment (Safety)
British Standards (BS):
BS 4937 International Thermocouple Reference Tables BS 6755 Test valves (Fire Safe)
Institute of Petroleum (IP):
IP Model Code of Safe Practice Part 15 Area Classification Code for Petroleum Installations
American National Standards Institute (ANSI):
ANSI/FCI 70-2 Quality Control Standard for Control Valve Seat Leakage
ANSI B16.10 Face To Face Dimensions For Ferrous Valves
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 3
Organización Mundial de la Salud (OMS):
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
ANEXO 5. 5: RESUMEN DE ABREVIATURAS.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 1
Se pretende recoger en este ANEXO 5. 5: RESUMEN DE ABREVIATURAS.,
las abreviaturas utilizadas en este proyecto, para que sirva de referencia rápida y puedan
ser consultados en una misma hoja. No se recogen aquí las abreviaturas de códigos y
estándares, que se encuentran en el ANEXO 5. 4: RESUMEN DE CÓDIGOS Y
ESTÁNDARES. :
GNL Gas Natural Licuado
Bcm Billones de metros cúbicos
P&ID Piping and Instrument Diagrams
PIB Producto Interior bruto
SCD Sistema Control Distribuido
GBO Gas Boil-off
f.e.m Fuerza electro-motriz
RTD Termorresistencia
PLC Panel de control local
PC Ordenador personal
Tarjetas E/S Tarjetas entradas/salidas
BOE Boletín Oficial del Estado
p.p.m Partes por millón
HART Transmisor Remoto Direccionable de Alta velocidad
LFL Límite inferior de inflamabilidad
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
ANEXO 5. 6: MAPA DE LA RED GASISTA DE LA PENINSULA.
150
127105
150
Planta de regasificación(en miles de m3 de gnl)
Planta de regasificación (construcción)
Planta de regasificación (en proyecto)
Capacidad de regasificación (miles de m3(n)/h)
Capacidad de regasificación (en construcción)
Yacimiento
Conexión internacional(Capacidad nominal en miles m3(n)/h )
Almacenamiento subterráneo(Capacidad útil en Mm3(n) gas)
Almacenamiento subterráneo(en proyecto)
Capacidad de extracción (en miles m3(n)/h de gas)
Estación de compresión
Estación de compresión (en construcción)
Gasoducto de transporte(autorizados o en construcción)
Gasoducto de Portugal(autorizados o en construcción)
OviedoSantander
Palencia
Valladolid
Burgos
A Coruña
330
750
80 8040 40
55100
60
Zamora
LeónPontevedra
Ourense
Salamanca
Bilbao
Segovia
Madrid
Lugo
ZaragozaSoria
Cuenca
Jaén
PLANTA DE HUELVAPOSEIDON
MARISMAS
PALANCARES
Granada
Málaga
Córdoba
Cádiz
HuelvaSevilla
Algeciras
Jerez Arcos
Estepona
Motril
Puente Genil
Red Básica de Gasoductosy transporte secundario
Julio - 2004
48”
Badajoz
Cáceres
Almendralejo
ToledoTalavera
PLANTA DE BILBAO
AASS GAVIOTA
C.I. MARRUECOS
Pamplona
S. Sebastián
Vitoria Lumbier
Huesca
Lérida
Tarragona
Barcelona
Castellón
Valencia
Alicante
Murcia
Ciudad Real
Cartagena
Lorca
CaudeteAlbacete
PLANTA DE CARTAGENA
PLANTA DE BARCELONA
AASS SERRABLO
32”
28”
20”
26”
Villar de Arnedo
Haro
Aranda
Algete Guadalajara
Getafe
Tarancón
Alcalá
Puertollano
26”
26”
26”
16” 26”
20”
30”
20”20”
20”
20”
20”
20”
12”
12”
16”
Ponferrada
12”8”
8”
6”20”
26”26”
26”
26”
12”
30”
24”
24”
24”
30”
Mérida
Plasencia
Linares
Aguilar de la F.
Osuna
16”
10”
12”
12”10”
8”
Monzón
TivissaBañeras
Manresa
Igualada12”
10” Montmeló
Mataró
Gerona
10”
1.346
Larrau
Sariñena
Reus
16”
20”
20”12”
16”
Alfarrás
Subirats
8”
14”
Ferrol
Villalba
Vigo
CurtisSantiago
Caldas de Reis
Puentecesures
Tuy
AstorgaVillamañan
Benavente
AvilésGijón
Luarca
Langreo
Reinosa
Castro U.
BriviescaMiranda
Arrigorriaga Durango
Vergara
Irún
Lerma
Aguilar de Campoo
Toro
Tordesillas Peñafiel
EstellaViana
Tudela
Lesaka
Sangüesa
8”
4”6”
12”10”
Castelnou
Tamarite de Litera
Alcañiz
Villanueva G.Zuera
Torrijos
Alameda de la SagraLos
Yébenes
Tortosa
Alcora8”
Borriol12”
Villafames
ChilchesSegorbe
Nules
Sagunto
4”
16”
12”
10”
8”
20”
10”
8”
4”
10”
10”
10”
16” 12”
8”
12”
14”
10”
Santovenia
16/10/8”
PaternaPuzol
Lliria
Cheste6”
Carlet
Xixona
Agullent
Elche
10”
10”
20”
16”
Logroño4”
6”
Lisboa
Sines
GuardaViseu
Braga
Oporto
PortalegreCampomaior
Leiria
PLANTA DE SINES
26”
20”
20”
26”12”
Teruel
26”
20”
Villamayor
12”
C.I. FRANCIA
450
1.200
600
Almería
OlmedoMedina delCampo
12”
20”
28”
20”
28”28”
32”
16”
12”
12”
24”
20”
16”
Mouro
12”
Ávila
PLANTA DE SAGUNTO
PLANTA DE MUGARDOS
322
150
150750
775
AASS DE CARRIZO
150
150
120
450Fuente-Álamo
Mijas
Viches6”
Rivas
6”
Almazán
Fuentes
12”Laredo
SanturzeTreto
Villalba16”
150150800
30”
32”
32”
30”
12”Turégano
120
288
238
12”
12”
10”
Caspe
Andorra
Santa Cruz de Mudela
Alcázar de San Juan
Quintanar de la Orden
Aranjuez
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
ANEXO 5.7: FOTOS DE LA PLANTA REGASIFICADORA
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 1
Vista general de la planta (terreno ganado al mar), el 23-05-2003.
Planta del tanque instalando los tubos por los que se instalan tanto el calentador
eléctrico como las sondas de temperatura (ver DOCUMENTO Nº2: PLANOS, plano PFC-03).
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 2
Vista general del tanque con las instalaciones alrededor.
Vista interior del tanque.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 3
Preparación del aislamiento de una tubería criogénica.
Detalle del lateral del tanque donde se instalan algunos sensores para controlar las
temperatura de la pared (interna y externa), ver DOCUMENTO Nº2: PLANOS, plano PFC-03.
66.. CCOONNCCLLUUSSIIOONNEESS
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 1
Las conclusiones del presente Proyecto responden a las consideraciones
realizadas tras el estudio de la Instrumentación y control en un tanque de gas
natural licuado.
A modo de conclusión inicial, es de destacar que el compaginar durante este
curso una beca y todo un curso universitario me ha permitido, de cara a la elaboración
de este Proyecto, estudiar y comprender con relativa facilidad el funcionamiento de una
planta regasificadora, y tratar todos los instrumentos, sin ningún problema en cuanto a
búsqueda de información, materiales y resolución de dudas con mis compañeros.
Con este proyecto fin de carrera, he podido adentrarme más en profundidad en el
mundo de la instrumentación, un campo que a simple vista parece convertirse en un
ámbito desconocido lejos de la vida universitaria, pero donde los ingenieros encuentran
un importante sitio de trabajo. Quizá para un ingeniero en Automática y Electrónica no
parezca en un principio una sección muy acorde con lo que se estudia, pero poco a poco
al introducirse en el estudio de los distintos instrumentos y equipos, se va aplicando lo
que se ha aprendido a lo largo de estos años de carrera: física, electrónica, tipos de
comunicaciones…etc
Como ya se hizo en el apartado metodología, de nuevo vuelve a insistirse en que
muchos de los estudios y cálculos realizados a lo largo de este tiempo en el Proyecto
real, no llegan a incluirse en el presente documento, dadas las normas y especificaciones
concretas a la hora del diseño o el cálculo. Por ello, muchos de los instrumentos tratados
llegan a un detalle muy limitado, ciñéndose exclusivamente a lo que el cliente requiere
o a lo que la propia norma establece para estos tipos de plantas, obviando las
explicaciones de la selección de algunos instrumentos en contrapartida de una
explicación de otras alternativas a la utilizada.
En cuanto al contenido explícito del proyecto, ha seguido en todo momento lo
fijado en las tabulaciones y requerimientos técnicos de los instrumentos (que se
explican en la memoria descriptiva), lo que unido al trabajo de colaboración con
compañeros de otras secciones; tuberías, procesos e incluso compras, me ha permitido
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 2
no sólo elaborar este documento sino incrementar mi aprendizaje con multitud de
detalles y fundamentos que complementan mi formación como estudiante.
Con respecto a estas últimas consideraciones y a modo de comentarios
adicionales a la consecución de objetivos con este proyecto, hay que destacar que ha
cubierto casi en su totalidad aquellos que se propusieron en un primer momento, a
excepción del apartado de control, en el que desgraciadamente no se ha podido
profundizar en mayor medida. Si bien se ha estudiado ampliamente este control de la
planta, hubiera podido completarse con un desarrollo de los “lógicos de control”, es
decir toda la lógica que abarca el software con el que se cumplirá las pautas explicadas
aquí, pero se entiende que al estar realizando el proyecto fin de carrera en paralelo con
un proyecto real, se corre el riesgo de no cumplir plazos por parte de la empresa en los
calendarios, ya sea por la propia empresa o por los cambios de ultima hora que el cliente
final propone.
Finalmente, como conclusión crítica personal, considero que los resultados
obtenidos con este estudio, me han permitido adentrarme en el estudio de una fuente de
energía en pleno auge actualmente: el Gas Natural. Aceptando que a parte de ser una
fuente limpia y barata, tendrá un aportación futura muy importante tanto a nivel de
usuario como a nivel de generación de electricidad (por ejemplo ya es un hecho con las
centrales de ciclo combinado). Como se ha comentado, las numerosas inversiones que
las compañías eléctricas se encuentran realizando en nuestro país gracias al gas (ya se
por gaseoducto o como gas licuado como en este proyecto), hacen de este producto un
factor a tener muy en cuenta para más estudios posteriores; por ejemplo el empleo
futuro de cavernas para guardar el GNL sin necesidad de un tanque de almacenamiento.
77.. BBIIBBLLIIOOGGRRAAFFÍÍAA
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 1
Libros de consulta general:
Boletines y normativas (para más información ver ANEXO 5. 1: RESUMEN
DE CÓDIGOS Y ESTÁNDARES.):
BOE Resolución de 15 de Octubre de 2002, de
la Secretaria General de Medio Ambiente, por la que se formula la DECLARACIÓN DE IMPACTO AMBIENTAL sobre la regasificadora de Gas Natural Licuado en el puerto de Sagunto (Valencia) BOE núm. 274 (Viernes 15 Noviembre de 2002)
UNE 9-100-86.
Válvulas de Seguridad
MINISTERIO DE INDUSTRIA COMERCIO Y TURISMO
Código Español de Recipientes y Aparatos a Presión
MINISTERIO DE INDUSTRIA Y ENERGÍA
Reglamento de Aparatos a Presión
CNE (Comisión Nacional de Energía) • “LA UNIÓN DE LA OFERTA Y LA DEMANDA: LA RED DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA” (7 abril 2005) • “BOLETÍN MENSUAL DE ESTADÍSTICAS DE GAS NATURAL”
TEX C.A., Tecnología de instrumentos Por B.F. Grumstrup, M. Hagen*
Relief Systems Handbook
PARRY, C.F Rugby, UK, Institution of Chemical Engineers, 1992
Guidelines for Engineering Design for Process Safety
A.I.Ch.E , New York, American Institute of Chemical Engi neers, 1993
Manual de instrumentación Sener Antonio Marco
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 2
Revistas y artículos de interés:
Direcciones web de interés:
* Hydrocarbon Processing Gas, LNG demand to grow robustly (Enero 2004)
* Hydrocarbon Processing Select the correct LNG storage tank for your facility D. Agrawal
* Automática e Instrumentacion Informe sobre la medición de temperatura Junio 2004 Concepció Roca
* Kaio Berri (Revista de cliente de NaturGas)
¿De dónde viene el gas natural?
Noticias Sener Revista semestral de la empresa donde se realiza el proyecto.
www.saggas.es Web de Saggas propietaria de la planta de este proyecto
www.cne.es Comisión Nacional de Energía
www.eipsa.es Española de instrumentación primaria www.spirax-sarco.es Válvulas de seguridad www.wika.es Instrumentos de medida de presión www.gamesa.es Monitorización y control www.yokogawa.com Transmisores www.rotork.com Actuadotes Válvulas www.emersonprocess.com Válvulas (Autorreguladora)
DDOOCCUUMMEENNTTOO NNºº22::
PPLLAANNOOSS
ÍNDICE GENERAL Pág 2.1. LISTA DE PLANOS 1 -- 1 2.2 PLANOS 3 -- 25
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
Proyecto fin de carrera 1
2.1 Lista de planos: A continuación se muestra un listado resumen de todos los planos del proyecto con
su descripción. Se destaca que el orden escogido para la numeración es el mismo que se
ha seguido en toda la memoria y en los anexos.
Numero plano Descripción
PFC-01 Simbología de tuberías e instrumentos PFC-02 Vista general de la planta PFC-03 Diagrama de tuberías e instrumentos tanque GNL PFC-04 Medidor de nivel (servo-nivel) PFC-05 Medidor de nivel (servo-nivel) PFC-06 Medidor de nivel/densidad/temperatura PFC-07 Venturi PFC-08 Placa orificio PFC-09 Skin-point (enfriamiento exterior del externo) PFC-10 Pulling-eye, calentamiento losa fondo PFC-11 Skin-point (temperatura techo tanque) PFC-12 Conjunto termoelementos (1 de 4) PFC-13 Conjunto termoelementos (2 de 4) PFC-14 Conjunto termoelementos (3 de 4) PFC-15 Conjunto termoelementos (4 de 4) PFC-16 Skin-point en superficie de tuberia PFC-17 Sondas medida multipunto, interior tanque PFC-18 Manómetros (Presión) PFC-19 Presión PFC-20 Válvula Autorreguladora PFC-21 Válvulas Mariposa TODO/NADA Motorizadas PFC-22 Válvulas Seguridad (1 de 2) PFC-23 Válvulas Seguridad (2 de 2) PFC-24 Diagrama de bloques del tanque
Se recuerda que los planos han sido modificados para este proyecto fin de
carrera, ya que hay instrumentos o equipos que se sobrepasan los objetivos que se
fijaron al comenzar. No obstante hay que resaltar que todos se han adaptado a estos
límites para evitar que cualquier tema se quede descolgado.
Por otra parte se destaca que la mayoría de los planos no se encuentra acotados,
ya que la sección de instrumentación en la se basa este proyecto no se encarga de esto,
solo son planos indicativos en donde se nos muestra por ejemplo: el tipo de instrumento,
características técnicas de los materiales y del equipo, tipo de conexionado en
campo…etc
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
2
2.2 Planos:
DDOOCCUUMMEENNTTOO NNºº33::
PPLLIIEEGGOO DDEE CCOONNDDIICCIIOONNEESS
ÍNDICE GENERAL Pág 3.1. PLIEGO DE CONDICIONES GENERALES
Y ECONÓMICAS 1 -- 5
3.2 PLIEGO DE CONDICIONES TECNICAS
Y PARTICULARES 1 -- 10
11.. PPLLIIEEGGOO DDEE
CCOONNDDIICCIIOONNEESS
GGEENNEERRAALLEESS YY
EECCOONNÓÓMMIICCAASS
ÍNDICE PLIEGO DE CONDICIONES GENERALES Y ECONÓMICAS:
1.1 CONDICIONES GENERALES............................................................................1
1.1.1 Responsabilidad en el trabajo y materiales ......................................................1
1.1.2 Permisos de los organismos oficiales ...............................................................1
1.1.3 Inspección, pruebas y ensayos ..........................................................................1
1.1.4 Garantías...........................................................................................................2
1.1.5 Montaje..............................................................................................................2
1.1.6 Documentación a entregar por el Suministrador/Subcontratista .....................3
1.2 CONDICIONES ECONÓMICAS. .......................................................................4
1.2.1 Precios...............................................................................................................4
1.2.2 Facturación .......................................................................................................4
1.2.3 Penalización ......................................................................................................5
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
1
1.1 Condiciones generales
1.1.1 Responsabilidad en el trabajo y materiales a) El Suministrador/Subcontratista tendrá la responsabilidad de que el
trabajo se realice según los términos y condiciones de la Orden de Compra, según
los códigos requeridos (ASME, ASTM, etc.) y las normas oficiales españolas,
según la legislación actual vigente;
b) No será válida ninguna modificación de los términos y condiciones de la
Orden de Compra, a menos que el cliente y el Suministrador/Subcontratista la
hayan acordado mutuamente por escrito. El envío de Acuse de Recibo por parte del
Suministrador/Subcontratista implica el reconocimiento y aceptación de las
Condiciones Generales de Compra aquí contenidas.
1.1.2 Permisos de los organismos oficiales a) El Suministrador/Subcontratista tomará a su debido tiempo, sin costo
adicional para el cliente, las medidas necesarias para obtener de los Organismos
Oficiales, con jurisdicción en España, la aprobación de los diseños y/o de la
ejecución de las pruebas de aceptación de los equipos, incluyendo la prueba final;
b) El Suministrador/Subcontratista será responsable de todos los
certificados, diseños de la construcción, curvas de recocido, rayos X y de los
informes sobre los ensayos que se requieran para obtener la aprobación de los
Organismos Oficiales competentes. Todo esto se llevará a cabo sin ningún costo
adicional para el cliente.
1.1.3 Inspección, pruebas y ensayos a) Los Inspectores del cliente o los representantes de cualquier Agencia de
Inspección que estén debidamente autorizados, inspeccionarán los artículos de la
Orden de Compra y se asegurarán de que el equipo y/o los materiales que han de
suministrarse concuerden con las especificaciones técnicas, códigos y normas y
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
2
con la reglamentación establecida en los documentos de la Orden de Compra. Esto
se aplicará a cualquier subpedido que el Suministrador/Subcontratista pueda
efectuar;
b) La inspección se podrá efectuar durante el proceso de fabricación e
igualmente antes de la entrega. Si alguno de los materiales y/o equipo no reúnen los
requisitos establecidos en la orden de Compra, el cliente estará autorizado para
rechazarlos irrevocablemente;
1.1.4 Garantías a) El Suministrador/Subcontratista garantiza la calidad del trabajo de su
personal, así como la del personal de sus Suministrador/Subcontratista es, contra
todo defecto o fallo que proviniese de un uso normal;
b) El Suministrador/Subcontratista garantizará todos los artículos, objeto de
esta Orden de Compra, contra cualquier defecto en el diseño, los materiales y la
mano de obra durante un período de un año desde la fecha en la cual la instalación
empiece a funcionar, o de dieciocho meses desde la fecha de la entrega,
tomándose la fecha de lo primero
1.1.5 Montaje La Orden de Compra definirá quien es responsable del montaje del equipo
objeto de suministro, así como la entidad responsable de dicho trabajo:
montaje por el propio Suministrador/Subcontratista,
montaje por el cliente o por un Participante, bajo la vigilancia del
Suministrador/Subcontratista o sin su participación.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
3
1.1.6 Documentación a entregar por el Suministrador/Subcontratista
El Suministrador/Subcontratista, tome parte o no, en el montaje o en su
supervisión, deberá entregar los siguientes documentos al cliente, en las fechas
especificadas en la Orden de Compra y no más tarde que la fecha de entrega del equipo:
instrucciones y recomendaciones para el transporte, descarga y almacenamiento
del suministro
instrucciones para embalaje y montaje
listado de los artículos suministrados que deberán ser montados; cada artículo
estará identificado y representado en los planos del
Suministrador/Subcontratista.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
4
1.2 Condiciones económicas.
1.2.1 Precios Los precios ofertados deberán ser firmes y no sujetos a revisión, durante el período
de validez de la Oferta (120 días) y hasta el cumplimiento del Pedido resultante y
también para posibles ampliaciones, durante seis (6) meses después de la Orden de
Compra.
Los precios del material incluirán separadamente los gastos de transporte, embalaje
y seguro hasta el lugar de entrega.
Aparte y sin incluirse, se indicará el % de I.V.A. En el momento de la facturación,
se aplicará el tipo vigente.
Se considerará que en los precios cotizados están incluidos todos los planos,
manuales y documentos indicados en el Requerimiento, con el número requerido de
cada uno de ellos.
1.2.2 Facturación a) Se requieren original y el número de copias que se indica en la Orden de Compra;
b) El número de la Orden de Compra debe figurar en todas las copias de la factura;
también debe figurar la fecha, nombre y Banco del Suministrador/Subcontratista;
c) Cuando el transporte haya de efectuarse separadamente o cuando figure como
una partida adicional de la factura, el original y dos copias del talón de envío o flete,
con los gastos de transporte que figuren en el mismo, y sellado por la empresa de
transportes, acompañará a todas las facturas;
d) Los artículos o servicios suministrados deberán describirse según los términos
utilizados en esta Orden de Compra y serán completos por lo que se refiere a
cantidad, grado, tipo, tamaño, peso, etc. No serán aceptadas las facturas que no
cumplan este requisito;
e) Las facturas que se refieren a juegos de llaves, equipos de soldadura, juegos de
herramientas, etc., deben detallar e indicar el precio de todos los componentes;
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
5
Las facturas deben consignar los términos de descuento según la Orden de Compra;
1.2.3 Penalización Penalidad por retraso en la entrega de equipos y/o materiales sobre el valor total del
pedido será el siguiente:
Una semana vencida de retraso..................................0,5 %
Dos semanas vencidas de retraso..............................1,5 %
Tres semanas vencidas de retraso............................. 3,0 %
Cuatro semanas vencidas de retraso..........................5,0 %
22.. PPLLIIEEGGOO DDEE
CCOONNDDIICCIIOONNEESS
TTÉÉCCNNIICCAASS YY
PPAARRTTIICCUULLAARREESS
ÍNDICE PLIEGO DE CONDICIONES TÉCNICAS Y PARTICULARES:
2.1 PLIEGO DE CONDICIONES TÉCNICAS Y PARTICULARES ..................1
2.1.1 Objeto ........................................................................................................1
2.1.2 Alcance ......................................................................................................1
2.1.3 Condiciones ambientales...........................................................................1
2.1.4 Sistemas contra riesgos de explosión y grados de protección ambiental .2
2.1.4.1 Protección Eléctrica contra riesgo de Explosión...................................2
2.1.4.2 Protección Ambiental .............................................................................2
2.1.5 Características de los equipos e instrumentos ..........................................3
2.1.5.1 Generales................................................................................................3
2.1.5.2 Protección frente a riegos de Explosión ................................................3
2.1.5.3 Pintura....................................................................................................3
2.1.6 Accesibilidad ............................................................................................4
2.1.7 Niveles de tensión de alimentación y transmisión de señales ..................5
2.1.7.1 Niveles de tensión para alimentación de Instrumentos y Equipos.........5
2.1.7.2 Tipo de señales .......................................................................................5
2.1.8 Cables y multicables para instrumentación .............................................6
2.1.9 Soldaduras................................................................................................8
2.1.10 Identificación de cables, instrumentos y equipos....................................8
2.1.11 Instrumentos ............................................................................................9
2.1.11.1 Unidades y Rangos...............................................................................9
2.1.11.2 Interferencias de radio frecuencia .......................................................9
2.1.11.3 Transmisores e Indicadores Electrónicos ............................................9
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
1
2.1 Pliego de condiciones técnicas y particulares
2.1.1 Objeto El propósito de este apartado es definir los requisitos técnicos para la selección e
instalación de Instrumentos en la Planta Regasificadora.
2.1.2 Alcance Esta Especificación Técnica cubre los requerimientos para diseño e instalación de
instrumentos de medida y control en todo tipo de servicios.
Los requerimientos para la Instrumentación Criogénica serán considerados cuando
la temperatura del fluido de Proceso esta por debajo de –50º C. y en particular para
servicios de GNL en fase vapor o liquido.
El suministrador será responsable de que el diseño y fabricación de los instrumentos
y equipos cumpla con todas las exigencias establecidas en estos documentos, códigos y
reglamentaciones vigentes en todas sus fases hasta la entrega de los mismos y de
asegurarse de su estabilidad, incluyendo las maniobras de transporte y desplazamientos
para el almacenaje y montaje, bajo todas las acciones exteriores e interiores.
El suministrador deberá analizar y estudiar en detalle todos los documentos
adjuntos. Caso de que encuentre alguna inconsistencia, falta de definición o posibilidad
de funcionamiento inadecuado entre los mismos deberá ponerlo en conocimiento del
comprador en fase de oferta. Si no lo hace así, estará obligado a aceptar la decisión del
comprador al respecto sin que ésta pueda dar lugar a ninguna repercusión que modifique
las condiciones contractuales. En general prevalecerá el requisito más exigente.
2.1.3 Condiciones ambientales La Instrumentación instalada en campo debe de ser adecuada para las siguientes
condiciones ambientales:
Máxima Temperatura Ambiente. 40º C
Mínima Temperatura Ambiente. -4º C
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
2
Máxima Temperatura Solar. 80º C
Humedad Relativa. 81%
Ambiente Salino, Corrosivo y Marino.
La instrumentación instalada dentro de Edificios deberá ser adecuada para operar en
rangos de temperatura de 0-32º C. y una Humedad relativa 81%
2.1.4 Sistemas contra riesgos de explosión y grados de protección ambiental
Todos los instrumentos y sistemas deben cumplir con las condiciones ambientales
descritas en el punto anterior, así como con la clasificación de área correspondiente; en
las zonas con clasificación de peligrosidad
2.1.4.1 Protección Eléctrica contra riesgo de Explosión La selección del tipo de protección se realizara de acuerdo a el estándar ATEX
e IEC 60079 y en general se utilizaran los siguientes modos de protección:
Eex ia ó ib (Seguridad Intrínseca, S.I.)
Eexd (Antideflagrante)
Eexe (Seguridad Aumentada)
La Seguridad Intrínseca NO podrá ser proporcionada a través de Barreras Zener.
2.1.4.2 Protección Ambiental La selección del tipo de protección se realizara de acuerdo al estándar IEC
60529 y en general se utilizaran los siguientes modos de protección:
MÍNIMO IP-65 para los instrumentos y sistemas instalados en
campo.
MÍNIMO IP-33 para los Instrumentos y sistemas instalados en
edificios.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
3
2.1.5 Características de los equipos e instrumentos
2.1.5.1 Generales Los paneles y cuadros serán auto soportados con entrada inferior de cables.
Los paneles, cuadros e instrumentación en general se diseñarán para las
condiciones de la obra (climáticas, sísmicas, etc.).
Se preverá un sistema de ventilación en cuadros y paneles si fuera necesario,
para que los componentes internos funcionen a temperatura ambiente, aquellos
armarios que necesiten ventilación forzada serán suministradas con dos (2)
ventiladores (uno reserva del otro) y nunca la temperatura interior puede sobre
pasar de 10º C. por encima de la temperatura ambiente en el local donde estén
ubicados.
2.1.5.2 Protección frente a riegos de Explosión Los Instrumentos serán fabricados de acuerdo con ATEX e IEC 60079.
En la protección Exd las carcasas serán de metal fundido.
En la protección Exe /Exi estarán reforzados con poliéster.
Las válvulas solenoide en general tendrán una protección Eex ia ó ib.
Los instrumentos en campo en general tendrán una protección Eex ia ó ib.
En general los pulsadores y selectores tendrán una protección Eex ia / ib o
Eexe. Cuando estos elementos estén integrados en cuadros o paneles cumplirán la
clasificación de los mismos.
En general las cajas de conexiones para Instrumentos tendrán una protección
Eex ia / ib o Eexe.
En general los paneles o cuadros locales tendrán una protección Eexd o Eexe
cuando estén situados en zonas exteriores clasificadas y SIN protección contra
atmósferas explosivas en zonas interiores.
2.1.5.3 Pintura El sistema de pintura será el estándar de los fabricantes con las siguientes
condiciones:
El sistema de recubrimiento será resistente al aceite y tendrá una
duración de cinco años como mínimo hasta la primera revisión, se prestará
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
4
especial atención a la condición del ambiente marino, salino así como con
exposición al sol.
La instrumentación en general tendrá los colores estándar del
suministrador, excepto rojo y amarillo.
La instrumentación del sistema de protección contra fuego será de color
rojo.
El recubrimiento final en rojo, será un recubrimiento suplementario sobre
el color estándar suministrado con el equipo.
2.1.6 Accesibilidad Los instrumentos y equipos relacionados con Instrumentación deberán ser accesibles
de acuerdo con las buenas practicas de ingeniería, los siguientes ejemplos se definen
como peticiones mínimas a realizar:
En escalera o plataforma permanente
Visores de Nivel.
Instrumentos de presión de los recipientes.
Instrumentos de temperatura de los recipientes.
Controles de nivel entre 2.150 y 3.600 mm sobre el suelo.
Válvulas de control, T/N y Motorizadas de todos los tamaños.
Válvulas de alivio de los recipientes verticales.
Instrumentación electrónica con indicación local.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
5
2.1.7 Niveles de tensión de alimentación y transmisión de señales
2.1.7.1 Niveles de tensión para alimentación de Instrumentos y Equipos
La tensión de alimentación para todo lo relacionado con equipamientos y
sistemas de control de Instrumentos será de 230 VCA, monofásicas a 50 Hz
Redundante, proveniente de una Unidad de Alimentación Ininterrumpida (UPS).
Las señales Analógicas y Lógicas de los instrumentos de campo serán
alimentadas a 24V CC desde los sistemas principales de control, situados dentro
de las salas de racks o salas técnicas.
Los instrumentos de campo que requieran alimentación externa serán a 230
VCA, monofásicos a 50 Hz desde los cuadros de distribución, situados dentro de
las salas de racks o salas técnicas y alimentados desde las UPS´s anteriormente
descritas.
Todas las válvulas solenoide de la instalación se alimentarán a 24V CC desde
los sistemas principales de control, bien de planta o de equipos paquete.
2.1.7.2 Tipo de señales Señales analógicas
• En general las señales serán 4-20 mA a 24V CC, transmisión a dos hilos.
• En general las entradas y salidas analógicas serán activas (alimentadas
desde el sistema de control correspondiente), por medio de una barrera
activa de Seguridad Intrínseca (S.I.).
• Todas las señales analógicas de transmisores y posicionadores serán
SMART, con protocolo HART.
Señales lógicas
• En general las señales serán contactos libres de potencial alimentados a
24V CC.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
6
• En general las entrada y salidas lógicas son alimentadas desde el sistema
de control correspondiente, por medio de una barrera activa de S.I..
Las entradas en condiciones normales de operación, son contacto normalmente
cerrado (NC), que abren para la actuación o alarma.
Las salidas en condiciones normales de operación, son contacto normalmente
cerrado (NC) y alimentados para actuación de solenoides, indicaciones locales,
relés, bocinas, etc.
2.1.8 Cables y multicables para instrumentación En general se utilizarán cable simple entre los Instrumentos y las cajas de
conexiones de campo.
En general se emplearán multicables entre cajas y paneles de campo con los
armarios en las Salas de Racks o Salas Técnicas.
Existirán dos grandes grupos de tipo de cables:
Para señales de Seguridad Intrínseca (según norma ATEX, CENELEC EN 50039
y EN 60079).
Para señales de NO seguridad intrínseca.
En los multicables se dejará un 10% de pares de reserva totalmente cableados a los
paneles.
Las pantallas de los cables serán puestas a tierra en las Salas de Racks o Salas
Técnicas, siendo este el único punto donde se debe conectar la tierra de pantallas.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
7
Los tipos de cables y multicables a utilizar en este proyecto son los siguientes:
Especificación Nº
conductores Descripción
A1 1 Par Cable NO S.I. Señales Analógicas (4-20 mA) y Lógicas Analog (24VCC)
AM3 3 Par Cable NO S.I. Señales Analógicas (4-20 mA) y Lógicas Analog (24VCC)
AM6 6 Pares Cable NO S.I. Señales Analógicas (4-20 mA) y Lógicas Analog (24VCC)
AM12 12 Pares Cable NO S.I. Señales Analógicas (4-20 mA) y Lógicas Analog (24VCC)
AM24 24 Pares Cable NO S.I. Señales Analógicas (4-20 mA) y Lógicas Analog (24VCC)
AI1 1 Par Cable S.I. Señales Analógicas (4-20 mA) y Lógicas Analog (24VCC)
AIM3 3 Pares Cable S.I. Señales Analógicas (4-20 mA) y Lógicas Analog (24VCC)
AIM6 6 Pares Cable S.I. Señales Analógicas (4-20 mA) y Lógicas Analog (24VCC)
AIM12 12 Pares Cables S.I. Señales Analógicas (4-20 mA) y Lógicas Analog (24VCC)
AIM24 24 Pares Cable S.I. Señales Analógicas (4-20 mA) y Lógicas Analog (24VCC)
TR1 1 Terna Cable NO S.I. Señales Analógicas (RTD y Vibraciones)
TRM6 6 Ternas Cable NO S.I. Señales Analógicas (RTD y Vibraciones)
TRM12 12 Ternas Cable NO S.I. Señales Analógicas (RTD y Vibraciones)
TRM24 24 Ternas Cable NO S.I. Señales Analógicas (RTD y Vibraciones)
TRI1 1 Terna Cable S.I. Señales Analógicas (RTD y Vibraciones) TRIM6 6 Ternas Cable S.I. Señales Analógicas (RTD y Vibraciones) TRIM12 12 Ternas Cable S.I. Señales Analógicas (RTD y Vibraciones) TRIM24 24 Ternas Cable S.I. Señales Analógicas (RTD y Vibraciones) TCT1 1 Par Cable NO S.I. Termopares Tipo “T” TCTM6 6 Pares Cable NO S.I. Termopares Tipo “T” TCTM12 12 Pares Cable NO S.I. Termopares Tipo “T” TCTM24 24 Pares Cable NO S.I. Termopares Tipo “T” TCTI1 1 Par Cable S.I. Termopares Tipo “T” TCTIM6 6 Pares Cable S.I. Termopares Tipo “T” TCTIM12 12 Pares Cable S.I. Termopares Tipo “T” TCTIM24 24 Pares Cable S.I. Termopares Tipo “T” TCK1 1 Par Cable NO S.I. Termopares Tipo “K” TCKM6 6 Pares Cable NO S.I. Termopares Tipo “K” TCKM12 12 Pares Cable NO S.I. Termopares Tipo “K”
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
8
TCKM24 24 Pares Cable NO S.I. Termopares Tipo “K” TCKI1 1 Par Cable S.I. Termopares Tipo “K” TCKIM6 6 Pares Cable S.I. Termopares Tipo “K” TCKIM12 12 Pares Cable S.I. Termopares Tipo “K” TCKIM24 24 Pares Cable S.I. Termopares Tipo “K” P1 3 Hilos Cable Alimentaciones 230V CA S1 2 Hilos Cable Alimentaciones 24V CC (*) SM6 12 Hilos Cable Alimentaciones 24V CC (*) SM12 24 Hilos Cable Alimentaciones 24V CC (*) (*) Cables de 1,5 mm2 de Sección, cuando sean necesarios de 2,5 mm2 al nombre de la especificación se le añadirá la letra "B"
2.1.9 Soldaduras La soldadura de instrumentos estará de acuerdo con las normas del suministrador de
los instrumentos o equipos.
Los soportes para el montaje de instrumentos, bandeja de cables, etc., estarán fuera
de la especificación de soldadura del proyecto para tuberías o estructuras principales, se
utilizará el procedimiento estándar.
Siempre que se realicen soldaduras se tendrá en consideración los tratamientos
necesarios para prevenir la corrosión.
2.1.10 Identificación de cables, instrumentos y equipos Todos los instrumentos, y equipos deberán suministrarse con PLACA DE
IDENTIFICACIÓN, indicando el Tag correspondiente.
El etiquetado de instrumentos y equipos estará de acuerdo con el “Codificación del
proyecto”, (punto 3.1.3 del Capítulo 3 de la Memoria descriptiva), la etiqueta de
identificación será adecuada para una exposición directa al sol y a las condiciones del
sitio.
Las etiquetas de identificación de instrumentos serán suministradas junto al mismo,
de acuerdo con el estándar del fabricante tanto en tamaño como en materiales y estarán
fijadas con remaches o tornillos de acero inoxidable.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
9
2.1.11 Instrumentos
2.1.11.1 Unidades y Rangos
Los rangos y escalas de calibración de los instrumentos se definirán de
acuerdo con las siguientes unidades pertenecientes al Sistema Internacional:
Variable Unidad Caudal: - Volumen - Nm3/h (Gas)
- Volumen - m3/h (Líquido) - Masa - kg/h
Nivel: - % Presión relativa: - Alta bar g
- Baja mm H2O Presión absoluta: - Alta bar a
- Baja mm H2O a Temperatura: - ºC.
Al menos que se especifique lo contrario, los rangos de los instrumentos
se seleccionarán de modo que el valor normal se encuentre entre 40 % y 75 %
del F.E. para caudal, nivel, presión y temperatura y entre el 50% y 90% del F.E.
para caudal por presión diferencial, teniendo en consideración los valores
mínimos y máximos especificados.
2.1.11.2 Interferencias de radio frecuencia Para todos los elementos electrónicos de la instalación se deberá aplicar los
requisitos de la norma EMI/RFI “Susceptibility of Electronic Equipment
Standard”.
2.1.11.3 Transmisores e Indicadores Electrónicos Se utilizarán transmisores a dos hilos tipo SMART con protocolo HART e
indicadores digitales integrados, cuando sea necesario el indicador digital remoto
al transmisor (por requerimiento de proceso), este será de fácil acceso para su
lectura y el transmisor será ciego.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
10
La precisión de los Transmisores electrónicos nunca será inferior a +/-0,25%
del rango de calibración, esta precisión incluye la Linearidad, Histeresis,
Repetibilidad y efectos de la Presión estática y Temperatura.
Todos los indicadores digitales se calibrarán en unidades de ingeniería,
excepto los de nivel que se calibrarán de 0 al 100%.
Los rangos, materiales, fondos de escala y calibraciones de los transmisores
electrónicos y sus indicadores correspondientes, serán los indicados en las Hojas
de Datos.
DDOOCCUUMMEENNTTOO NNºº44:: PPRREESSUUPPUUEESSTTOO
ÍNDICE GENERAL Pág 4.1. ESTIMACIONES 1 -- 1 4.2 PRECIOS UNITARIOS 1 -- 1
4.3 SUMAS PARCIALES 1 -- 20 4.4 PRESUPUESTO GENERAL 1 -- 1
11.. EESSTTIIMMAACCIIOONNEESS
4.1 ESTIMACIONES ÍNDICE GENERAL 4.1.1 Introducción ...........................................................................................................1
4.1.2 Mediciones .............................................................................................................1
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
1
4.1.1 Introducción Se desglosa ahora el presupuesto calculado para este proyecto fin de carrera,
teniendo en cuenta tanto las horas utilizadas de ingeniería y delineación, los materiales e
instrumentos que se han comprado para los tanques y el sistema de control.
Se ha de destacar que al estar trabajando para un proyecto real, ejecutándose
paralelamente a éste, se tiene acceso a precios y presupuesto reales. Se tiene contacto
directo con suministradores y fabricantes que facilitan todos estos datos de precios y
características de equipos e instrumentos, aunque no se citará el nombre de ninguno en
particular.
4.1.2 Mediciones Se resumen el conjunto de todos conceptos necesarios para la ejecución del
proyecto, es decir, las partes generales que lo integran:
Concepto: Cantidades:
Estudio y cálculo Cálculo en número de horas de trabajo: 450 horas
Delineación Cálculo en número de horas de trabajo: 70 horas
Material oficina Ver Apartado SUMAS PARCIALES
Compra de instrumentos y equipos 59
Transmisores 28
Cableado Ver Apartado SUMAS PARCIALES
Sistema de control Tanque 1
Sistema de control Integral 1
22.. PPRREECCIIOOSS UUNNIITTAARRIIOOSS
4.2 PRECIOS UNITARIOS ÍNDICE GENERAL
4.2.1 Costo unitario de cada parte...................................................................................1
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
1
4.2.1 Costo unitario de cada parte Se indica a continuación el costo unitario de cada una de las partes del apartado
anterior:
Concepto: Cantidades:
1. Estudio y cálculo 27000 €
2. Delineación 1680 €
3. Material oficina 800 €
4. Compra de instrumentos y equipos 217870,21 €
5. Transmisores 11.842,38 €
6. Cableado 72.006,22 €
7. Sistema de control Tanque 49.833,00 €
8. Sistema de control Integral 806.200,00 €
33.. SSUUMMAASS PPAARRCCIIAALLEESS
4.3 SUMAS PARCIALES ÍNDICE GENERAL 4.3.1 Estudio y cálculo..................................................................................... 1
4.3.2 Delineación ............................................................................................. 2
4.3.3 Material oficina ....................................................................................... 3
4.3.4 Instrumentos y equipos ........................................................................... 4
4.3.5 Transmisores ......................................................................................... 13
4.3.6 Cableado................................................................................................ 15
4.3.7 Sistema de control del tanque ............................................................... 17
4.3.8 Sistema de control integrado................................................................. 19
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
1
Se descompone ahora, con el mayor detalle posible, cada uno de los precios que
figuran en el cuadro de Precios Unitarios.
4.3.1 Estudio y cálculo Se realiza una estimación de las horas destinadas para el desarrollo de este
proyecto, dividiéndolas en dos grandes grupos para cotizarlas: técnico cualificado y
auxiliar técnico. Por ello en los apartados anteriores se ha dividido, uno en éste Estudio y
Cálculo y otro la parte de Delineación.
Para el estudio y cálculo, se estima que la hora de un técnico cualificado o
ingeniero trabada asciende a 60 €/hora:
Concepto: Número de horas:
Recopilación de la información técnica referente a las plantas de
GNL
30 horas
Estudio de planos, diagramas e instrumentos 65 horas
Estudio y cálculo de los tipos de instrumentos, de acuerdo a su
ubicación en la planta
200 horas
Modificaciones de las requisiciones técnicas originales por parte
de los proveedores, y nuevos cálculos
15 horas
Estudio de la lógica para el Control de la Planta 120 horas
Otras modificaciones del proyecto original o problemas en obra 20 horas
TOTAL HORAS ……………………………………………………………… 450 horas
TOTAL PRECIO ………………………………………………… 27.000 €
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2
4.3.2 Delineación Para la delineación, se estima que la hora de auxiliar técnico o delineante asciende a 24
€/hora:
Concepto: Número de horas:
Creación de P&ID (con posteriores revisiones) 25 horas
Planos de los distintos instrumentos 35 horas
Sucesivas revisiones de los distintos planos y P&ID 10 horas
TOTAL HORAS ……………………………………………………………… .70 horas
TOTAL PRECIO …………………………………………………. 1.680 €
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4.3.3 Material oficina En este punto se recoge todos los gastos de material de oficina y otros diversos, aunque
se entiende que hay equipos (como el informático, impresoras, etc.) en el que solo se
realiza una inversión inicial.
Concepto: Uso:
Papel Papel en blanco utilizados tanto para la impresora y
fotocopiadora como para uso escrito a mano.
Carpetas Carpetas clasificadoras en los cuales se introduce toda la
información que al llegar en formato electrónico, no se puede
grabar en CD´s. Esta información es, tanto de los proveedores
(manuales, planos, hojas de datos de los instrumentos) como
cálculos impresos propios.
Bolígrafos y rotuladores Cambio cada dos meses
Subrayadores Cambio cada mes
Grapadora
Equipo informático Se cuenta con un equipo clónico:
Pentium III , 800Mhz, 256MB RAM, HD 20Gb
Impresora Modelo: HP LaserJet 4100 DTN (Formato A4)
HP LaserJet 5000 DN (Formato A3)
Fotocopiadora Modelo: Xerox Document Centre 425 DC
Teléfono Teléfono con línea externa en la que se calcula de unos 15-20
minutos al día hablando con proveedores, fabricas e incluso
con la obra. Las llamadas internas cuentan con otro sistema de
facturación.
CD vírgenes CD utilizados para los back-up de cada ordenador y del
proyecto realizados cada mes
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
4
4.3.4 Instrumentos y equipos Este es el punto donde se puede precisar más en este proyecto, ya que, como se
mencionó en la introducción, se tiene acceso directo a precios reales del mercado en cuanto
a equipos e instrumentos utilizados en la realidad para la planta. Se destaca también que
muchos de estos precios se verán afectados debido a que aquí solo se ha estudiado los
tanques de almacenamiento (ver resumen de elementos comprados Cuadro 1), y las
compras se suelen realizar para la planta completa, lo que resulta ser algo más barato
porque se reducen los gastos de transporte (proporcionalmente al número de instrumentos
comprados), el precio por el volumen pedido y los gastos derivados a las pruebas que todo
instrumento debe pasar (puntos de inspección en donde cada “n” instrumentos o equipos,
se deben probar en un banco de pruebas un tanto por ciento).
Variable a medir Tipo
Nivel Medidores de nivel con flotador (no se ha incluido el Sistema
LDT)
Placas de orificio
Venturi
Caudal
Medidor por turbina
Skin-point
Pulling-eye
Medidor múltiple
Temperatura
Termoresistencias bridadas y soldadas
Presión Medidores de presión
Autorreguladoras
Mariposa y Bola (Motorizadas)
Válvulas
Seguridad
Cuadro 1: Resumen instrumentos comprados.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
ITEM CODIGO DESCRIPCION UNI Ct PRC.UNT PRC.TOT
Medidor de nivel con transmisor1 20-LT-01003 Medidor de nivel servooperado U.d. 1 9.670,00 9.670,002 20-LT-01007 Medidor de nivel servooperado U.d. 1 9.670,00 9.670,003 Interruptor de corte de alimentación y de lazo U.d. 4 1.650,00 6.600,004 20-LI-01003A Indicador local U.d. 1 1.110,00 1.110,005 20-LI-01007A Indicador local U.d. 1 1.110,00 1.110,00
Medidor LTD6 20-LDT-01099 Medidor de nivel LTD U.d. 1 80.955,00 80.955,007 Interruptor de corte de alimentación y de lazo U.d. 1 1.650,00 1.650,008 Válvulas de Bola 6" U.d. 1 2.721,00 2.721,00
Alarma de nivel alto y muy alto9 20-LT-01001 Medidor de nivel Servooperado U.d. 1 9.670,00 9.670,00
Medidor de Nivel Servooperador modelo Paro de Alto y Bajo P/N 120-11401-001 U.d. 6 60,00 360,00Codificador de Nivel P/N 225-05684-114 U.d. 1 1.506,00 1.506,00Cabezal Sensor P/N 01203-31-0000 U.d. 1 2.059,00 2.059,00
Transmisor de Temperatura modelo 1645Tarjeta Transmisor 225-05694-112 U.d. 1 1.076,00 1.076,00
Medidor LTD modelo 1146Codificador de Nivel P/N 225-05684-114 U.d. 1 1.506,00 1.506,00Set de Fusibles P/N 2000-7909-1 U.d. 1 29,00 29,00
Convertidor de Lazo modelo 9510Módulo de Entrada/Salida P/N 200-7909-1 U.d. 1 641,00 641,00
Indicador modelo 1608Tarjeta de Comunicaciones P/N 225-05750-111 U.d. 1 368,00 368,00
Tarjeta Indicador P/N 225-05683-111 U.d. 1 171 171
TOTAL 130.872,00
(SEGÚN HOJA DE DATOS)DISEÑO MECANICO, SUMINISTRO MATERIALES Y FABRICACION
MATERIAL: SISTEMA DE MEDIDA DE NIVEL, DENSIDAD Y TEMPERATURA
Proyecto fin de carrera 5
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
ITEM CODIGO DESCRIPCION UNI Ct. PRC.UNT PRC.TOT
1 20-FE -01 001 Caudal descarga LG-20003 U.d. 1 525,10 525,10
2 Transporte 1 1.938,69 1.938,693 Inspecciones y Pruebas4 Documentacion5 Marcado CE (opcional)6 Certificados 3.1.b
TOTAL 2.463,79
MATERIAL: TUBOS VENTURI
IncluidoIncluido
IncluidoIncluido
DISEÑO MECANICO, SUMINISTRO MATERIALES Y FABRICACION(SEGÚN HOJA DE DATOS)
Proyecto fin de carrera 6
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
ITEM CODIGO DESCRIPCION DIAM CANTID PRC.UNT PRC.TOT
1 20-FE -01 002 Nitrógeno antes de FQI NI-57007-4" (A1)-N 4 1 84,55 84,55
2 Inspeccion y pruebas P.A. 13 Documentación P.A. 14 Marcado CE (opcional) P.A. 15 Certificados 3.1.b P.A. 1
6 Repuestos para P.E.M7 Repuestos para 1 año de operación
TOTAL 85
MATERIAL:PLACAS, BRIDAS DE ORIFICIO Y ORIFICIOS DE RESTRICCIONSUMINISTRO MATERIALES Y FABRICACION, ETC
(SEGÚN HOJAS DE DATOS)
NO APLICANO APLICA
INCLUIDOINCLUIDOINCLUIDOINCLUIDO
Proyecto fin de carrera 7
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
ITEM CODIGO DESCRIPCION UNI Ct. PRC.UNT PRC.TOT
1 20-PI -01 021 Manómetro (Sin glicerina) Ud. 1 85 852 20-PI -01 023 Manómetro (Sin glicerina) Ud. 1 85 853 20-PI -01 029 Manómetro (Sin glicerina) Ud. 1 85 85
4 Manifold 1 vía 2 válvulas 1/2"NPT-H Tipo MC-12-1 Ud. 3 72 215
TOTAL 469,50
MATERIAL: TERMOMETROS Y MANOMETROSDISEÑO MECANICO, SUMINISTRO MATERIALES Y FABRICACION, ETC
(SEGÚN HOJA DE DATOS)
Proyecto fin de carrera 8
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
ITEM CODIGO DESCRIPCION UNI ANTIDPRC.UNT PRC.UNT PRC.TOT
1 20-TE -01 001A Incluyen los siguientes Equipos: Ud 1 4720 4200,8 4200,820-TE-1001E20-TE-1001I20-TE-1009A20-TE-1009AR20-TE-1009B20-TE-1009BR20-TE-1025A20-TE-1025B20-TE-01007A20-TE-01007B
2 20-TE -01 001B Incluyen los siguientes Equipos: Ud 1 4680 4165,2 4165,220-TE-1001F20-TE-1009C20-TE-01007C20-TE-01007D
3 20-TE -01 001C Incluyen los siguientes Equipos: Ud 1 4640 4129,6 4129,620-TE-1001K20-TE-1009E20-TE-1009ER20-TE-1009F20-TE-1009FR20-TE-01001G20-TE-01007E20-TE-01007F20-TE-1025E20-TE-1025F
4 20-TE -01 001D Incluyen los siguientes Equipos: Ud 1 7780 6924,2 6924,220-TE-1001H20-TE-1001L20-TE-1007G20-TE-1007H20-TE-1009GR20-TE-1009H20-TE-1009HR20-TE-1025G20-TE-1025H20-TE-1011A20-TE-1011AR20-TE-1011B20-TE-1011BR20-TE-1009G
5 20-TE -01 003A Skin-Pad Ud 1 240 213,6 213,66 20-TE -01 003B Skin-Pad Ud 1 240 213,6 213,67 20-TE -01 003C Skin-Pad Ud 1 240 213,6 213,68 20-TE -01 003D Skin-Pad Ud 1 240 213,6 213,69 20-TE -01 003E Skin-Pad Ud 1 240 213,6 213,610 20-TE -01 003F Skin-Pad Ud 1 240 213,6 213,611 20-TE -01 003G Skin-Pad Ud 1 240 213,6 213,612 20-TE -01 003H Skin-Pad Ud 1 240 213,6 213,613 20-TE -01 005A Pulling-eye Ud 1 870 774,3 774,30
MATERIAL: SONDAS DE TEMPERATURADISEÑO MECANICO, SUMINISTRO MATERIALES Y FABRICACION, ETC
(SEGÚN HOJA DE DATOS)
Proyecto fin de carrera 9
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
ITEM CODIGO DESCRIPCION UNI ANTIDPRC.UNT PRC.UNT PRC.TOT
14 20-TE -01 005B Pulling-eye Ud 1 870 774,3 774,3015 20-TE -01 005C Pulling-eye Ud 1 314 279,46 279,4616 20-TE -01 005D Pulling-eye Ud 1 314 279,46 279,4617 20-TE -01 005E Pulling-eye Ud 1 281 250,09 250,0918 20-TE -01 005F Pulling-eye Ud 1 280 249,2 249,2019 20-TE -01 005G Pulling-eye Ud 1 282 250,98 250,9820 20-TE -01 005H Pulling-eye Ud 1 281 250,09 250,0921 20-TE -01 005I Pulling-eye Ud 1 275 244,75 244,7522 20-TE -01 005J Pulling-eye Ud 1 275 244,75 244,7523 20-TE -01 005K Pulling-eye Ud 1 246 218,94 218,9424 20-TE -01 005L Pulling-eye Ud 1 246 218,94 218,9425 20-TE -01 005M Pulling-eye Ud 1 243 216,27 216,2726 20-TE -01 005N Pulling-eye Ud 1 243 216,27 216,2727 20-TE -01 005P Pulling-eye Ud 1 231 205,59 205,5928 20-TE -01 005Q Pulling-eye Ud 1 231 205,59 205,5929 20-TE -01 005R Pulling-eye Ud 1 231 205,59 205,5930 20-TE -01 005R Pulling-eye Ud 1 231 205,59 205,59
31 20-TE -01 013 Vaina bridada Ud 1 205 182,45 182,45
Racores barrera de fugas 32 43 38,27 1.224,64
32 20-TT-01015A-J Sonda temperatura promedio multipunto U.d. 1 8930 8930 893033 20-TT-01017A-J Sonda temperatura promedio multipunto U.d. 1 8930 8930 893034 Transmisor de temperatura promedio U.d. 4 2160 2160 864035 Transmisor de sondas de temperatura U.d. 6 2160 2160 1296036 Válvulas de Bola 6" U.d. 4 2721 2721 10884
TOTAL 78.169,85
Proyecto fin de carrera 9
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
ITEM CODIGO DESCRIPCION UNI Ct. PRC.UNT PRC.TOT
1 20-PCV -01 004 Autorreguladora Presión Ud. 1 1.235,08 1.235,08
2 Pintura según especificación PA 210,00 210,00
3 Documentación4 Repuestos de Puesta en Marcha No requerido5 Repuestos para 1 año de operación 99 996 Embalaje, transporte y seguro 45 45
TOTAL 1.589,86
INCLUIDO
MATERIAL: VALVULAS AUTORREGULADORASDISEÑO MECANICO, SUMINISTRO MATERIALES Y FABRICACION, ETC
(SEGÚN HOJA DE DATOS)
Proyecto fin de carrera 10
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
ITEM CODIGO DESCRIPCION DIAM. Ct. PRC.UNT PRC.TOT
1 20-MOV-01051 Mariposa 150# 36" 1 11.889 11.888,642 20-MOV-01052 Mariposa 150# 36" 1 11.889 11.888,643 20-MOV-01055 Bola 150# 8"x6" 1 8.144 8.143,684 20-MOV-01056 Bola 150# 10" 1 9.222 9.221,76
5 Repuestos de Puesta en Marcha INCLUIDO6 Transporte INCLUIDO7 Inspecciones y Pruebas INCLUIDO8 Documentacion INCLUIDO9 Marcado CE (opcional) INCLUIDO10 Certificados 3.1.b INCLUIDO
41.142,72
DISEÑO MECANICO, SUMINISTRO MATERIALES Y FABRICACION(SEGÚN HOJA DE DATOS)
ACTUADORES MOTORIZADOS PARA VÁLVULAS DE MARIPOSA Y BOLA
TOTAL
Proyecto fin de carrera 11
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
ITEM CODIGO DESCRIPCION UNI Ct. PRC.UNT PRC.TOT
1 20-PSV-01028 A Válvula de vacio Ud. 1 6.672,97 6.672,972 20-PSV-01028 B Válvula de vacio Ud. 1 6.672,97 6.672,973 20-PSV-01028 C Válvula de vacio Ud. 1 6.672,97 6.672,974 20-PSV-01028 D Válvula de vacio Ud. 1 6.672,97 6.672,975 20-PSV-01028 E Válvula de vacio Ud. 1 6.672,97 6.672,976 20-PSV-01027 A Válvula de alivio pilotada Ud. 1 13.764,10 13.764,107 20-PSV-01027 B Válvula de alivio pilotada Ud. 1 13.764,10 13.764,108 20-PSV-01027 C Válvula de alivio pilotada Ud. 1 13.764,10 13.764,109 20-PSV-01027 D Válvula de alivio pilotada Ud. 1 13.764,10 13.764,10
10 20-PSV-01017 Válvula de seguridad Ud. 1 5.335,66 5.335,66
11 Conexión del piloto en Vál. de alivio Ud. 4
12 Pruebas ( tarado y estanqueidad)13 Inspección y certificados14 Documentación15 Certificados de materiales 3.1.B16 Repuestos de Puesta en Marcha17 Repuestos para 1 año de operación set 4 664,37 2.657,4618 Embalaje, transporte y seguro P.A 1 Incluido Incluido
TOTAL 96.414,39
MATERIAL: VALVULAS DE SEGURIDAD DE TANQUEDISEÑO MECANICO, SUMINISTRO MATERIALES Y FABRICACION, ETC
(SEGÚN HOJA DE DATOS)
INCLUIDO
INCLUIDO
NO REQUERIDO
INCLUIDOINCLUIDOINCLUIDO
Proyecto fin de carrera 12
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
13
4.3.5 Transmisores Se desglosan en la siguiente hoja todos los transmisores del proyecto, indicando los
precios unitarios, las cantidades de cada uno de los modelos o tipos y el importe total.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
ITEM CODIGO DESCRIPCION UNI Ct. PRC.UNT PRC.TOT
1 20-TT-01 005A YTA70-E/KS2. -5 a +25 1 134,50 134,502 20-TT-01 005B YTA70-E/KS2. -5 a +25 1 134,50 134,503 20-TT-01 005C YTA70-E/KS2. -5 a +25 1 134,50 134,504 20-TT-01 005D YTA70-E/KS2. -5 a +25 1 134,50 134,505 20-TT-01 005E YTA70-E/KS2. -5 a +25 1 134,50 134,506 20-TT-01 005F YTA70-E/KS2. -5 a +25 1 134,50 134,507 20-TT-01 005G YTA70-E/KS2. -5 a +25 1 134,50 134,508 20-TT-01 005H YTA70-E/KS2. -5 a +25 1 134,50 134,509 20-TT-01 005I YTA70-E/KS2. -5 a +25 1 134,50 134,5010 20-TT-01 005J YTA70-E/KS2. -5 a +25 1 134,50 134,5011 20-TT-01 005K YTA70-E/KS2. -5 a +25 1 134,50 134,5012 20-TT-01 005L YTA70-E/KS2. -5 a +25 1 134,50 134,5013 20-TT-01 005M YTA70-E/KS2. -5 a +25 1 134,50 134,5014 20-TT-01 005N YTA70-E/KS2. -5 a +25 1 134,50 134,5015 20-TT-01 005P YTA70-E/KS2. -5 a +25 1 134,50 134,50
22 20-FT-01 001 EJA110A-EMS4A-64DC/KU2 0-100 1 504,10 504,10
23 20-PT-01 001A EJA430A-EAS4A-64NC/KU2 -0,1 a 0,4 1 813,15 813,1524 20-PT-01 001B EJA430A-EAS4A-64DC/KU2 -0,1 a 0,4 1 443,72 443,7225 20-PT-01 003A EJA510A-EAS4N-04NE/KU2 0,9 a 1,4 1 539,04 539,0426 20-PT-01 003B EJA510A-EAS4N-04DE/KU2 0,9 a 1,4 1 374,91 374,9127 20-PDT-01 009 EJA110A-EMS4A-64NC/KU2 -60 a +60 1 665,38 665,38
28 20-FQI-01 003 QA16DN25PN16:1,6-25 1,6-25 1 973,25 973,25
29 Documentacion (Certificados Material) 2.154,7530 Documentacion (Test Certificates) 3.356,65
11.842,38TOTAL
MATERIAL: TRANSMISORES ELECTRÓNICOSDISEÑO MECANICO, SUMINISTRO MATERIALES Y FABRICACION
(SEGÚN HOJA DE DATOS)
Proyecto fin de carrera 14
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
15
4.3.6 Cableado Se desglosa en la siguiente hoja todo el cableado utilizado para el proyecto,
indicando los precios unitarios por bobina, las cantidades de cada uno de los tipos de cable
y el importe total.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
ITEMCOD. DESCRIPCION ESPEC. Nº CONDUC. NºBOBINAS CANTIDADPRC.UNT PRC.TOT
1 m Señales analógicas 4-20 mA Y discretas 24 Vdc, NO seguridad intrinseca A1 1 PAR 1 250 0,76 189,73
2 m Señales analógicas 4-20 mA Y discretas 24 Vdc, NO seguridad intrinseca AM3 3 PARES 1 150 1,29 193,09
3 m Señales analógicas 4-20 mA Y discretas 24 Vdc, NO seguridad intrinseca AM6 6 PARES 1 100 1,84 184,45
4 m Señales analógicas 4-20 mA Y discretas 24 Vdc, NO seguridad intrinseca AM12 12 PARES 2(1050)+2(950) 1.000 2,64 2.641,82
5 m Señales analógicas 4-20 mA Y discretas 24 Vdc, NO seguridad intrinseca AM24 24 PARES 3(950) 800 4,91 3.927,18
6 m Señales analógicas 4-20 mA Y discretas 24 Vdc, Seguridad intrinseca AI1 1 PAR 18 500 0,76 379,467 m Señales analógicas 4-20 mA Y discretas 24 Vdc, Seguridad intrinseca AIM3 3 PARES 2 200 1,29 257,468 m Señales analógicas 4-20 mA Y discretas 24 Vdc, Seguridad intrinseca AIM6 6 PARES 1 500 1,84 922,239 m Señales analógicas 4-20 mA Y discretas 24 Vdc, Seguridad intrinseca AIM12 12 PARES 7(1000)+6(1050) 5.000 2,64 13.209,08
10 m Señales analógicas 4-20 mA Y discretas 24 Vdc, Seguridad intrinseca AIM24 24 PARES 13(960)+3(1020) 7.000 4,91 34.362,8111 m Señales RTD/Vibración a tres hilos, Seguridad intrinseca TRI1 1 TERNA 1 400 1,00 399,6312 m Señales RTD/Vibración a tres hilos, Seguridad intrinseca TRIM12 12 TERNAS 860+1000 600 3,81 2.288,2913 m Señales RTD/Sondas de temperatura a tres hilos, Seguridad intrinseca TRIM6 6 TERNAS 900 4,21 3.789,00
14 m Señales RTD/Sondas de temperatura a tres hilos, No seguridad intrinseca TRM6 6 TERNAS 2.200 4,21 9.262,00
TOTAL
MATERIAL: CABLES Y MULTICABLESDISEÑO MECANICO, SUMINISTRO MATERIALES Y FABRICACION
72.006,22
Proyecto fin de carrera 16
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
17
4.3.7 Sistema de control del tanque Se desglosan en la siguiente hoja el sistema de control del tanque, indicando los
precios unitarios, las cantidades de cada uno de los modelos o tipos y el importe total.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
ITEM CODIGO DESCRIPCION UNI Ct. PRC.UNT PRC.TOT
1 Sistema LNG Manager (Ordenador + Monitor) U.d. 1 24.560,00 24.560,002 Tarjeta entrada/salida adicional con 8 puertos U.d. 1 2.400,00 2.400,003 Impresora gráfica color de chorro de tinta U.d. 1 785,00 785,004 Configuración tanques U.d. 1 790,00 790,005 Convertidor a lazo de corriente 20mA (4lazos) U.d. 1 3.563,00 3.563,00
6 Redundancia entre Sistema LNG-Manager y SCD PA 1 1.100,00 1.100,00
7 Entrenamiento del persona día 3 995,00 2.985,00
8 Supervisión de la PEM del sistema P.A. 1 13.650,00 13.650,009 Pruebas e inspección en fábrica P.A. 110 Certificación sismica11 Documentación de proyecto PA 112 Documentación sistema
TOTAL 49.833,00
INCLUIDOINCLUIDO
SISTEMA DE CONTROL DE TANQUESDISEÑO MECANICO, SUMINISTRO MATERIALES Y FABRICACION, ETC
INCLUIDOINCLUIDO
Proyecto fin de carrera 18
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
19
4.3.8 Sistema de control integrado Se desglosan en la siguiente hoja el sistema de control integrado de la planta,
indicando los precios unitarios, las cantidades de cada uno de los modelos o tipos y el
importe total.
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
ITEM CODIGO Ct. PRC.UNT PRC.TOT
1 1 332.000,002 1 148.500,003 1 75.700,004 1 250.000,00
1921
TOTAL 806.200,00
DESCRIPCION
Pruebas en campo (SAT)
MATERIAL: SISTEMA DE CONTROL INTEGRAL (ICS)
INCLUIDOINCLUIDO
INGENIERIA, DISEÑO, FABRICACIÓN Y SUMINISTRO
Pruebas en fábrica (FAT)
Sistema de control distribuido (SCD)Sistema de enclavamiento y seguridad (SIS)Sistema de parada de emergencia (ESD)Sistema de Fuego y Gas (FGS)
Proyecto fin de carrera 20
44.. PPRREESSUUPPUUEESSTTOO GGEENNEERRAALL
4.2 PRECIOS UNITARIOS ÍNDICE GENERAL 4.4.1 Costo total del proyecto .......................................................................... 1
Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado
1
4.4.1 Costo total del proyecto En este apartado se indica cada una partidas parciales con sus correspondientes
costos, y finalmente, la suma de todas ellas, que constituyen el costo total del proyecto.
1. Estudio y cálculo 27.000 €
2. Delineación 1.680 €
3. Material oficina 800 €
4. Compra de instrumentos y equipos 217.870,21 €
Medida de nivel y LDT 130.872 €
Caudal, venturi 2.463,79 €
Placa de orificio 85 €
Manómetros 469,5 €
Sensores temperatura 78.169 €
Válvulas autorreguladoras 1.589 €
Válvulas de mariposa y bola motorizadas 41.142 €
Válvulas seguridad tanque 96.414 €
5. Transmisores 11.842,38 €
6. Cableado 72.006,22 €
7. Sistema de control Tanque 49.833,00 €
8. Sistema de control Integral 806.200,00 €
TOTAL PROYECTO ……………………...939.881 €
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