FORO DE LIBRE DE CONSULTAS Y RESPUESTAS DE INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL

Nota: En este artículo se agrupan algunas de las consultas más interesantes que hemos recibido y que se pueden considerar de más utilidad para los lectores. (Eliminando cualquier información personal)

Si tiene alguna consulta puede escribirnos a: InstrumentacionHoy@gmail.com

TEMA: INSTRUMENTACIÓN

-------(Pregunta)-------

Hola

¿Cual es distancia aguas abajo que se debe tener como mínimo sin instalar termopozos para poder hacer una adecuada una atemperación?

-------(Respuesta)-------

La distancia varía en cada caso principalmente en función de la velocidad del fluido, el suministrador del atemperador hará el cálculo.

Más o menos las gotas tardarán evaporarse un tiempo de 3 décimas de segundo, si se se multiplica este tiempo por la velocidad se obtendrá más o menos la distancia.

Un caso práctico, una atemperador de DN50 instalado en una tubería de vapor de DN450, con un caudal máximo de 10061 kg/cm2 (vapor a 4 kg/cm2 y 158ºC): El suministrador establecía una mínima distancia 7,6m.

Un saludo

-------(Pregunta)-------

Hola

En la medida de nivel de un tanque a presión, por qué la toma de alta del transmisor de presión diferencial va en la parte superior y la baja en la parte inferior no debería ser inverso ya que la toma de alta soporta la presión del agua mas la de vapor y la de baja la presión de vapor restando esto re quedaría la presión del agua indirectamente se mide así es nivel .. No se me podrías explicar por favor.

-------(Respuesta)-------

Esa misma pregunta me hice hace unos años.

Desde hace tiempo en mi país se instalaban los transmisores como planteas en tu consulta, usar la toma de alta para la toma (fija) que tiene más presión y la de baja para la que es variable y tiene menos. 

Cuando se usa el método que dices, lo que se hacía era invertir el valor de la señal (cuando la diferencia de presión medida es “0” el nivel es 100% y cuando la diferencia de presión es máxima el nivel será 0%). 

Pero un día apareció un ingeniero que propuso cambiar este criterio y se extendió por el resto de ingenierías y ahora es el método más extendido, usar la toma de alta para la columna que varía y usar la toma de baja para la columna fija. (cuando la diferencia de presión medida es “0” el nivel es 0% y cuando la diferencia de presión es máxima el nivel será 100%).

Como bien dices en este segundo caso la toma de baja tendría más presión que la de alta, pero este offset que se corrige en el transmisor configurando un nuevo cero.

Una de las razones más populares que soportan este criterio es que la toma de alta está diseñada o más preparada para medir las variaciones de presión. La verdad es que de todos los transmisores de presión diferencial que he estudiado nunca he podido entender porque la toma de alta iba a estar diseñada para medir mejor las variaciones. No obstante sí que prefiero corregir el cero a invertir la señal, porque me resulta más sencillo.

Un saludo

-------(Pregunta)-------

He visto en planos que llegan a poner el símbolo AE , es necesario poner este símbolo? o en que casos si y en que casos no?

Saludos

-------(Respuesta)-------

Te refieres a un instrumento? Si es un instrumento podría representar el sensor de un analizador. Esto se suele reprentar cuando el transmisor no está en el propio sensor y se instala remoto.

TEMA: CONTROL DE PROCESOS

-------(Pregunta)-------

Hola!

¿Sabría usted decirme qué significa que una planta tenga señales cableadas entre PLC y DCS pero no hayan señales comunicadas entre PLC y DCS? ¿Pueden permitirme esas señales cableadas desde el PLC al DCS manipular remotamente desde el DCS o sólo sirven para informar?

Gracias de antemano

-------(Respuesta)-------

Hola

Cuando los instrumentistas hablan de señales cableadas se refieren a señales que por cada cable viaja una sola señal.

No sé si has leído este artículo pero intenta explicarlo.

https://instrumentacionhoy.blogspot.co.uk/2014/12/conceptos-basicos-de-comunicaciones-en.html

Señales comunicadas por un cable viajan muchas señales.

Por ejemplo un cable USB que conecta entre tu movil y un ordenador, viaja mucha información se llamarían señales comunicadas, el timbre de la puerta de una casa es un solo cable conectado a un pulsador que informa activando una alarma que alguien está en la entrada, esa señal sería cableada.
Las comunicaciones son complejas de configurar y es dificil de controlar toda la información que circula, (es como una autopustista por donde viajan muchos coches.)

Las señales cableadas, sabemos que por ese cable sólo pasa una señal, si nos falla el cable fallará sólo esa señal. (Es como una vía de tren por donde sólo puede viajar un tren)

Seguimos usando señales cableadas para la mayoría de funciones de control y en todos los disparos de equipos, porq no nos fiamos que por un cable de comunicaciones una señal importante se acabe perdiendo en la autopista.

Por ejemplo, un sistema de control de una turbina de vapor suele tener señales cableadas y comunicadas con el sistema de control principal de la planta. Si por ejemplo tengo un problema en la planta es posible que tenga que disparar la turbina, en este caso uso un par de señales cableadas para informar a la turbina, pero como ademas de esto hay ciento de señales que quisiera saber del sistema de control de turbina, el resto de información me la llevo por un solo cable comunicado, y así me ahorro cientos de cables.

Funcionalmente podríamos usar las señales tanto cableadas como las comunicadas como queramos, disparo, control, sólo visualización...es una cuestión de establecer un criterio en cada proyecto.
Por ejemplo te podrían decir, quiero cableadas:

Salidas digitales
- Orden marcha/Paro
- Disparo del equipo (dos señales redundantes)
Entradas digitales
- Confirmación marcha/paro
- Local /Remoto
- Alarma general

Y el resto de información toda comunicada.


Nota: Por último decirte que los instrumentistas suelen usar las siglas DCS para referirse al control principal de la planta. Esto no es muy correcto y aunque no te recomiendo que seas tu quien se meta en esta batalla, el sistema de control de la planta no siempre es un DCS. Por ello personalmente en los manuales prefiero leer Sistema de Control Principal a hablar DCS.

Un saludo

-------(Pregunta)-------

¿Tiene un software que simule esto tipo de proceso favor de ayudarme al igual si recomienda un libro?

Gracias 

-------(Respuesta)-------

Muchas gracias por su apoyo. Hay varios programas que le pueden ayudar, los que más he visto utilizar por los procesistas son el "pipe flo" y el "pipe flow" (aunq no están desarrollados para líquidos incompresibles, en aplicaciones con líquidos compresibles, se meten los valores a mano por tramos), el que si vale para líquidos compresibles es el "hysis".

Todos estos programas están enfocados para empresas y requieren licencias, quizás encuentre versiones de prueba. No le puedo recomendar otros por desconocimiento, pero seguro que le podrían ser igualmente útiles.

Un saludo

TEMA: DISEÑO

-------(Pregunta)-------

¿puedes poner algún vínculo para descargar algún programa para hacer diagrams p&id?

-------(Respuesta)-------

Buenos días, los programas que usamos en industria para representar los P&ID son de dos tipos, inteligentes o normales (no inteligentes).

-Cuando hablo de programas no inteligentes es usar Softwares de dibujo convencionales como el AUTOCAD o el MICROSTATION, usándolo de la misma forma que podemos dibujar un plano de un edificio.

Ninguno de estos dos programas son de libre licencia. Aunque el AUTOCAD es el que más fácilmente se pueden encontrar versiones piratas en Internet.

-Otros software de diseño de P&ID son los programas específicos inteligentes, como: AVEVA P&ID o Smart Plant P&ID. No sé cuánto cuesta una licencia pero imagino que serán bastante más caras que las anteriores y más difíciles de conseguir versiones piratas.

Estos softwares inteligentes son necesarios en grandes proyectos, las líneas y equipos representados no son solo dibujos, están relacionados con tablas y datos de proceso utilizados por otros departamentos.

No obstante si solo se quiere, representar un P&ID se puede usar cualquier aplicación de dibujo.
Yo he usado desde Excel hasta Paint, pero hay Software libres de dibujo mejores como LibreCAD, BRL-CAD, FreeCAD, QCad…

Un saludo

-------(Pregunta)-------

Hola disculpa como me oriento en mis isométricas en base al P&ID. ¿Cómo sé si la línea del P&ID va en sentido norte, sur, este y oeste ?

GRACIAS

-------(Respuesta)-------

Hola

En las isométricas se deben indicar las coordenadas absolutas, de donde empiezan las línea y donde acaban. (además del sentido del fluido y de la inclinación y demás ángulos de la tubería). He puesto un ejemplo en el siguiente enlace por ti te sirve de ayuda. 

Un saludo. http://instrumentacionhoy.blogspot.com.es/2016/05/isometrica-tuberias.html

-------(Pregunta)-------

En la representación de P&ID para indicadores locales (temperatura, presión, flujo, nivel) se suele utilizar TI. PI. FI y LI. Respectivamente, la letra G según la norma es para indicar que es de vidrio, por ejemplo LG.

Cuando se debe usar TG, PG, FG y cuando TI, PI, FI o LI

-------(Respuesta)-------

Hola 

Yo prefiero usar en todo "I", para representar manómetros, termómetros, rotámetros... pero la norma indica que se debería usar "G".

La norma te dice que debes usar TG, PG, FG para glass or gauges. Indico sin traducción lo que pone la norma.

ANSI/ISA-5.1-2009
Instrumentation Symbols
and Identification
Approved 18 September 2009
(16)Function letter for glass, gauge, or viewing device [G] is recommended for use
for flow glasses [FG], level glasses or gauges [LG], pressure gauges [PG], thermometers [TG],
etc., to avoid database management problems with primary flow indicators [FI], level indicators
[LI], pressure indicators [PI], temperature indicators [TI], etc.

(la norma prefiere reservar la "I" para representar la indicación, no el propio instrumento)

No obstante la representación de P&ID lleva tantos años interviniendo gente con tanta experiencia (como podría ser tu caso) que en este artículo nunca se ha pretendido decir lo que es correcto o incorrecto. Creo que lo único correcto es adaptarse a cada proyecto.

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-------(Pregunta)-------

Como comenta, las normas en este caso la ISA dice mucho pero no obliga a nada, por eso me di a la tarea de buscar información sobre interlocks en DTI.

En la ISA no comenta sobre los interlock si es o no necesario representarlos.

Y mi duda es, su artículo se basa en su experiencia o en que norma de referencia?

Otro punto es y según lo que entendí en su artículo, dependiendo la planta o proyecto se puede poner lo que se crea necesario o no, según las necesidades.

En una reunión un compañero juraba y perjuraba que en el DTI debería especificar si la válvula era roscada o bridada, y especificaciones de la tubería.

Estoy en lo correcto en que no es obligatorio poner esa información?

-------(Respuesta)-------

Hola,

Me baso principalmente en la experiencia.

En cada proyecto hay que adaptarse a lo que el cliente te exige (intentando siempre orientarle hacia lo que más nos convenga)

Yo eliminaría los Interlocks de prácticamente todos los P&ID (pero he de admitir que mi postura es un poco radical)

Como todos los proyectos se basen en una ingeniería básica o en otro proyecto, normalmente se acuerda seguir lo mismo que se tiene de partida intentando optimizarlo o mejorarlo, pero no hay una manera estricta de hacer esto.

Algunos tecnólogos tienen su propia forma de representación los P&IDs e interlocks, totalmente diferente para que otros no les puedan copiar fácilmente.

Yo creo que es conveniente representar cuando una válvula es roscada, bridada o soldada.

En resumen, en cada sector verás muchas diferencias y distintas posturas, pero la lección que más me ha costado aprender durante estos años es: "no des nada por sentado, aprende escuchar y adaptarte a cada proyecto".

Si tiene alguna consulta puede escribirnos a: InstrumentacionHoy@gmail.com