Al final, no os preguntarán qué habéis sabido, sino qué habéis hecho (Jean de Gerson)

TIPOS DE FALLOS EN LA INDUSTRIA DE PROCESOS

Nota: Este artículo ha sido revisado y cedido a la ISA. Para acceder a la revisión actualizada "pulsar en este enlace"


1. INTRODUCCIÓN
2. FALLOS ALEATORIOS
  2.1. Fallos aleatorios seguros
  2.1.1. Fallos aleatorios seguros detectados
  2.1.2. Fallos aleatorios seguros no detectados
  2.2. Fallos aleatorios peligrosos
  2.2.1. Fallos aleatorios peligrosos detectados
  2.2.2. Fallos aleatorios peligrosos no detectados
3. FALLOS HUMANOS
  3.1. Fallos humanos seguros
  3.2. Fallos humanos peligrosos
  3.3. Fallos humanos en realizar pruebas periódicas
4. FALLOS SISTEMÁTICOS
____________________________________________________________
1. INTRODUCCIÓN

En este artículo, vamos a exponer los distintos tipos de fallos usando un ejemplo cotidiano: “los frenos de un tren”.

Antes de explicar los tipos de fallo deberemos comenzar por explicar lo que es un fallo.

El fallo se define como el cese de la aptitud de un elemento para realizar una función requerida. Un fallo ocurre cuando un elemento deja de cumplir la función para la cual ha sido diseñado.

Para el ejemplo de los frenos de un tren, la función requerida es que detenga el tren cuando sea requerido. Si los elementos que componen los frenos, están en condiciones de detener el tren cuando sea requerido, estos elementos están operativos (disponibles) y si no, estarán averiados (es mejor no utilizar la expresión “estarán en fallo”). El fallo es la transición del estado de disponibilidad al estado de avería.

Entender los tipos de fallos, nos ayudará a poder entender mejor otros conceptos, como la probabilidad de fallo en demanda media (PFDavg), el tiempo medio entre fallos (MTBF), la tasa de disparos espurios (STR) y en general los conceptos de la Seguridad Funcional.

Vamos a tratar de explicar los fallos aleatorios, los humanos y los sistemáticos.

Antes de ponernos en plan pesimista y pensar en fallos, pensemos que durante la gran mayoría del tiempo de operación de una planta industrial, los componentes o elementos eléctricos o electrónicos de una función instrumentada de seguridad, es decir, sensores, elementos lógicos y elementos finales estarán funcionando correctamente (podemos decir estarán disponibles).

En nuestro caso de ejemplo, mientras el tren esté en servicio, el sistema de frenada estará disponible la gran mayoría del tiempo, es decir, el sistema de frenada funcionará correctamente cuando sea requerido. Solamente existe una pequeña probabilidad de que esto no sea así.

Al hecho de que el maquinista actúe los frenos y el tren frene lo podemos llamar acción de seguridad exitosa.
fallo instrumentación y control
Figura 1. Operación exitosa.
 1.2. Fallos seguros
Un fallo seguro es un fallo que lleva al proceso (en este caso el tren) a una parada no deseada (el resultado de que el tren se haya parado, se puede denominar estado seguro).

Nota: Un estado seguro garantiza la ausencia de peligro, en este caso ya no hay peligro de descarrilamiento.
Evidentemente a nadie le gusta que su planta química o su tren queden indisponibles y no todo el mundo entiende que es un precio que hay que pagar para que las plantas o trenes sean seguros. La única forma en la que no existan fallos seguros sería quitar todas las protecciones, lo que no se le ocurre a nadie. En el caso del tren sería como pensar que lo mejor sería que el tren no llevara frenos. Estos fallos también se llaman fallos espurios.
fallo seguro instrumentación
Figura 2. Fallo seguro.
En el caso del tren, al ocurrir un fallo seguro, los frenos se activarían y el tren permanecería detenido hasta que al menos se reparase el fallo.
Un ejemplo sería que un sensor de sobre velocidad activase los frenos de emergencia automáticamente. Si el sensor sobre velocidad tuviera un fallo y los frenos de seguridad se activarían sin tener realmente una sobre velocidad.

En el caso de una planta petroquímica, habría que reparar el fallo y volver a arrancar la unidad o planta, asumiendo en muchos casos un importante impacto económico.
Muchas empresas clientes (usuarios finales) limitan por contrato las frecuencias de que aparezcan este tipo de fallos, y es difícil combinar este requerimiento sin afectar la limitación de fallos peligrosos que imponen los estudios de determinación de SIL.

Nota: En cuanto a los fallos seguros no hay mucha diferencia entre los detectados y los no detectados. 
Los detectados hacen que se puedan tomar medidas para evitarlos en el futuro. En nuestro ejemplo si tenemos una alarma de que el sensor ha fallado se puede dar el fallo por detectado.
Si no teníamos forma de saber que el sensor había fallado ni la señal que estaba dando el sensor en el momento de la parada, el fallo habrá sido no detectado y nunca sabremos qué fue lo que activó los frenos ni podremos evitar que ocurra otra vez.
 1.3. Fallos peligrosos
fallo peligroso instrumentación
Figura 3. Fallo peligroso.
Los fallos peligrosos son los que evitan que las funciones de seguridad (en este caso frenos) se puedan ejecutar satisfactoriamente. Estos fallos pueden producir accidentes.
En el caso del tren, estos fallos harían que los frenos no estén disponibles y “en caso de ser necesarios” (este matiz es muy importante) provocarían un accidente.
 2. FALLOS DETECTADOS Y NO DETECTADOS
2.1. Introducción
Los fallos tanto los seguros como los peligrosos, se subdividen entre “detectados” y “no detectados”.
Los fallos seguros tanto si han sido detectados como si no, llevan la planta o tren al estado seguro, la diferencia es que en el primer caso habrá un diagnóstico que nos indique la causa que provocó la parada y de esta forma se pueda reparar este componente para evitar futuras paradas.
 2.2. Fallos detectados
En el caso del tren consideraremos que existe la posibilidad de detectar una rotura del mecanismo que transmite al freno la orden de frenada.
Una vez que un fallo peligro ha sido detectado, se debe de tomar una medida para que “lo antes posible” o bien se repare o bien se detenga el tren. Siempre y cuando se tome alguna de estas medidas, los fallos peligrosos “detectados” no provocarán accidentes.


A primera vista lo más razonable parece que es que se detenga el tren y se repare. Sin embargo hay casos en los que la elección es de reparar el tren “en marcha” (en un proceso diríamos que se reparase “en línea” o “con el proceso funcionando”). 
Esto es debido al coste económico que tiene parar un tren y asumir los costes del retraso tales como llevar a la zona otro tren, indemnizar a los pasajeros, etc).
Para que se acepte la reparación en marcha, normalmente el operador tiene que comprometerse en que hará la reparación en un tiempo máximo prefijado. Durante este tiempo de reparación se asume que se está desprotegido de la seguridad y que una situación de emergencia en este tiempo nos puede llevar a un accidente. Habrá que valorar las consecuencias que tiene tomar una u otra decisión.
 2.2. Fallos no detectados
Los fallos peligrosos “no detectados” son aquellos que permanecen ocultos, sin que nadie sepa que están. Solamente afloran cuando al ser requerida la función de seguridad, no responde.
En el mundo real no existe la posibilidad de que un diagnostico cubra la detección del 100% de los fallos peligrosos y por tanto siempre habrá un porcentaje de fallos peligrosos “no detectados”. Lo único que se puede hacer con ellos es tratar de minimizarlos.
Hay que tener en cuenta que minimizar los fallos peligrosos tiene un coste y cuanto más se minimicen, más se dispara ese coste. Aunque es un tópico, pero hay que recodar la frase de “El riesgo cero tiene un coste infinito”. Por tanto las ingenierías de detalle tienen que minimizar los fallos peligrosos no detectados hasta donde el estudio de determinación SIL les obligue y no más.
Este tema es delicado, ya que el nivel que se exige de fallos peligroso no detectados implica que se reconoce que el accidente puede pasar (sea cada 10 años, 100 años, 1000 años etc). En el caso del tren tiene unas consecuencias trágicas y en una planta petroquímica puede incluso derivar en un numero de fatalidades aún mayor que el descarrilamiento de un tren.

fallo detectado instrumentación
Figura 4. Fallo peligroso detectado.

fallo no detectado instrumentación
Figura 5. Fallo peligroso no detectado

3. FALLOS HUMANOS
Cabe señalar que en un análisis SIL, se debe tener en cuenta el fallo humano.
En nuestro caso el fallo humano ocurre si el conductor no aprieta los frenos del tren cuando son necesarios.
Hay mucha literatura sobre, cada cuanto se debe poner en los estudios que falla una persona. Lo que está fuera de duda es pensar que una persona nunca se equivoca, ya que intervienen factores psicológicos, de estrés, despiste, falta de concentración, etc.

Evidentemente cuanto más entrenado este el operador menos probabilidad habrá de que tome una mala decisión ante un momento crítico.

La probabilidad de fallo de una persona se debe de tener en cuenta a la hora de calcular el nivel SIL alcanzado. 
Nota: Está más o menos estandarizado que una persona tiene una probabilidad de fallos de uno entre 10, es decir que de cada 10 veces que se le pida actuar los frenos cuando haya una situación de peligro (o cerrar una válvula ante una determinada alarma) lo hará correctamente 9 veces. 
Para algunos, esta probabilidad es conservadora (el operador fallará menos), para otros razonable y para otros optimista (el operador fallará mas). 
Ha habido muchos informes de accidentes donde se comprueba que en momentos críticos y de alto estrés, no es fácil tomar la decisión correcta, por muy evidente que resulte analizarlo a posteriori. En estos casos siempre se dice que es mejor no tomar ninguna decisión si no se está totalmente seguro, pero hay casos en los que las personas eran conscientes de que no tomar ninguna decisión llevaría al accidente.
El fallo humano será seguro si activa los frenos por error (menos común) o peligroso si no los activa cuando debe de activarlos (Normalmente sólo se analiza el caso de fallo humano peligroso).
fallo humano seguro instrumentación
Figura 6. Fallo humano seguro.

fallo humano peligroso instrumentación

Figura 7. Fallo humano peligroso.
4. FALLOS SISTEMÁTICOS

Este articulo trata solamente sobre los fallos aleatorios que son los que “aparecen” en dispositivos eléctricos o electrónicos por desgaste de los componentes.

Los fallos sistemáticos merecen capítulo aparte y son aquellos que se pueden evitar implantando un buen sistema de calidad de seguridad, tal como describen las normas IEC-61508 y IEC-61511. Eso pertenece a la rama de la seguridad funcional.

Se trata de evitar mediante procedimientos que se cometan errores en el diseño, instalación, comisionado, puesta en marcha u operación que hagan que existan agujeros en la seguridad.

Aunque parece evidente diferenciar los fallos aleatorios de los sistemáticos, no es siempre una tarea fácil.


Artículo elaborado por: David Espinos Palenque (I&C)

Si tiene algo que corregir o añadir agradecería que me mandara sus comentarios a:
InstrumentacionHoy@gmail.com
18/05/2015

INTERPRETAR UN P&ID

1.1. ¿QUÉ ES UN P&ID?
1.2. PLANO DE SIMBOLOGÍA DE UN P&ID
1.3. REPRESENTACIÓN DE INSTRUMENTACIÓN Y EQUIPOS EN P&ID
1.3.1. Indicadores locales en P&ID
1.3.2. Transmisores en P&ID
1.3.3. Switches en P&ID
1.3.4. Válvulas en P&ID
1.3.5. Otros equipos y accesorios P&ID
1.4. CURIOSIDADES REPRESENTACIÓN DE INSTRUMENTOS EN P&ID
1.5. CURIOSIDADES REPRESENTACIÓN DE VÁLVUAS EN P&ID
1.6. CODIFICACIÓN DE UN P&ID
1.6.1. Codificación de instrumentos y equipos en un P&ID
1.6.2. Codificación de líneas en un P&ID
1.7. REPRESENTACIÓN DE LA LÓGICA DE UN P&ID
1.8. REPRESENTACIÓN LÍMITES DE BATERIAS EN LO P&ID
1.9. CAJETÍN DE UN P&ID



1.1. ¿QUÉ ES UN P&ID?

La primera lección que recibí en instrumentación y lo primero que suelo enseñar a los nuevos compañeros es: "aprender a interpretar un P&ID".

Además interpretar superficialmente un P&ID es una prueba muy común en las entrevistas técnicas relacionadas con control de procesos industriales.

¿Qué es un P&ID?: “Pipe & Instrumentation Diagram” (Diagramas de Tuberías e Instrumentación)
Interpretar P&ID
Como su propio nombre indica, un "P&ID" es un diagrama donde se representan, las líneas, instrumentos, actuadores y equipos del proyecto; en los P&ID se indica los diámetros nominales, rating, nombres de los equipos, materiales, fluidos, se representa parte de la lógica de control…etc.

Ejemplo de P&ID:
ejemplo P&ID
Los P&ID son elaborados por el departamento de procesos con el apoyo del resto de disciplinas.

Siempre hay una copia en papel y sellada de los P&ID del proyecto, que se suele llamar “Master de los P&ID”. La ubicación de esta copia suele estar bajo la tutela del departamento de procesos.

P&ID procesos

Instrumentación suele tener su propia copia “Master de los P&ID”, donde realizará sus cambios y anotaciones.

Periódicamente, cada departamento pasará sus cambios y anotaciones relevantes a la copia Master del proyecto.

Que todas las disciplinas coordinen esta acción correctamente de forma estándar, notificando a todos los afectados por los cambios en el momento adecuado, es una de las tareas más importantes que debe saber gestionar una empresa de ingeniería.

1.2. PLANO DE SIMBOLOGÍA DE UN P&ID

En los primeros P&ID se suele representar la simbología y códigos que se utilizarán para representar los equipos.

simbología P&ID

Aunque cada plano de simbología de cada proyecto tiene sus peculiaridades en general casi todos siguen las recomendaciones establecidas por la ISA. (Ver  ISA-5.1).

Cualquier plano de simbología de P&ID de un proyecto es una buena herramienta para aprender a interpretar un P&ID.

Si fuera vuestro primer días trabajando como ingenieros de instrumentación os aconsejaría que imprimieseis o localizaseis los planos de simbología del proyecto; y con los planos a mano podéis interpretar los dibujos de los P&ID y así intentar dilucidar el alcance del proyecto.

Ejemplos de información que nos podemos encontrar en los planos de simbología:
simbologia P&ID
simbologia P&ID
representacion equipos P&ID

1.3. REPRESENTACIÓN DE INSTRUMENTACIÓN Y EQUIPOS EN P&ID

Decíamos al principio del artículo que en estos diagramas entre otras cosas se representará la instrumentación del proyecto.

A continuación, vamos a ver algunos ejemplos de representación de instrumentos:

1.3.1. Indicadores locales en P&ID

Los indicadores locales nos permitirán ver los valores medidos en los propios equipos y en las líneas de proceso. Estos instrumentos serán muy útiles para el personal de mantenimiento y producción.
simbologia indicador local P&ID
representacion indicadores P&ID


1.3.2. Transmisores en P&ID

Estos instrumentos enviarán el valor medido a equipos remotos, permitiéndonos controlar y supervisar el proceso.

En estos equipos normalmente se puede especificar una indicación local de la medida, por lo que además de enviar la señal, permitirían ver el valor medido de forma local.

simbologia transmisores P&ID

representacion instrumentos P&ID

1.3.3. Switches en P&ID
Son interruptores que enviarán una señal digital cuando la variable medida llegue a un valor determinado.

Los “switches” pueden disparar por alto o por bajo nivel.


interruptores P&ID

1.3.4. Válvulas en P&ID

Además de la instrumentación, en los P&ID se representarán las válvulas de control y válvulas manuales. Estos equipos nos permitirán regular el flujo de las líneas de proceso.

Vamos a ver a continuación algunos ejemplos de representación:

simbologia valvulas de control
simbologia valvulas de control

representacion diagramas valvulas de control

1.3.5. Otros equipos y accesorios en P&ID

simbologia de P&ID

Ejemplo de simbología de un P&ID:

ejemplo P&ID

1.4. CURIOSIDADES REPRESENTACIÓN DE INSTRUMENTOS EN P&ID

En los instrumentos solemos tener: el sensor (transductor) y el transmisor.

Ejemplo de transmisor de temperatura:
transmisor de temperatura
El sensor (transductor) es la parte del instrumento que interpreta la variable medida y la transforma en otro tipo de manifestación de energía medible.

Por ejemplo el transductor de una termo-resistencia, transforma la diferencia de temperatura en un valor de resistencia, lo habitual es que esta resistencia no se mida directamente en el armario de control, sino que es medida en un transmisor situado en el propio instrumento y dicho transmisor enviará una señal proporcional al valor medido al armario de control, que oscilará entre 4~20mA.

En caso que el transmisor se encuentre instalado en cabeza del sensor (muy cerca) se puede representar en los P&ID con un solo símbolo. 

medida de temperatura P&ID

Según el criterio del proyecto además del transmisor podríamos representar el sensor o la termovaina.

transmisores de temperatura P&ID

Cuando los transmisores no estén instalados en cabeza del equipo, se puede indicar en la representación del diagrama. Por ejemplo podría estar en el armario de control o en una caja local próxima al sensor (Como en el siguiente dibujo).

temperatura P&ID

Al igual que los transmisores de temperatura los “transmisores de caudal” se pueden representar en los P&ID codificando solo el transmisor o codificando el transmisor y el elemento primario de medida (sensor).

caudalimetro P&ID

La representación en los P&ID de los “transmisores de caudal”, presenta muchas peculiaridades, esto es debido a la gran diversidad de tecnologías que se suelen usar.
A continuación, se ponen algunos ejemplos con su posible representación:

representacion transmisores caudal P&ID

1.5. CURIOSIDADES REPRESENTACIÓN DE VÁLVULAS EN P&ID

Al igual que los instrumentos las válvulas y actuadores presentan un gran abanico de posibilidades.

Podemos dividir las válvulas en cinco grandes grupos:

representacion valvulas P&ID

Cada válvula se puede representar de diferentes formas y aún así se representaría el mismo equipo, por ejemplo:

Una válvula de control se podría representar con o sin posicionador.

posicionador valvulas de control P&ID

Podemos encontrarnos proyectos donde se representa el volante manual y otros en los que no.

volante manual valvulas de control P&ID

La posición de fallo en las válvulas de control puede escribirse debajo, no representarse o representarse con una flecha en el vástago.


posicion segura valvula control P&ID

Puede representarse la posición habitual de las válvulas manuales:


1.6. CODIFICACIÓN DE UN P&ID

Todos los proyectos suelen seguir más o menos las mismas pautas de codificación marcadas por la ISA o algún otro estándar como el KKS.

Definir claramente al principio del proyecto los criterios de codificación ahorrará un tiempo muy importante durante la ingeniería del proyecto y se reflejará en la calidad y coherencia de los documentos.

La codificación aplicará a: equipos, señales, alarmas, válvulas, bandejas, armarios eléctricos, cajas, instrumentos, líneas, cables…

1.6.1. Codificación de instrumentos y equipos en P&ID

codificacion P&ID


En el ejemplo del dibujo, el nombre completo del equipo será “20-FT-1982 A”. Este código no se repetirá para ningún otro equipo de la planta.

Primera parte (Unidad) podemos leer dos dígitos “20”, que en nuestro ejemplo, representa la unidad a la que pertenece el equipo.

Es muy común en los grandes proyectos de Oil&Gas, dividir el proyecto en distintas unidades. Sin embargo esta división, es menos común en las plantas de la energía.

Nota: (Un jefe de departamento de instrumentación me solía decir) “El secreto para resolver un problema complejo, está en saber dividirlo en pequeñas partes”

Segunda parte (Tipo de instrumento) el código nos muestra dos letras “FT”, estas letras indican el tipo de instrumento, en nuestro caso es un transmisor de caudal (Flow-meter).
Otros ejemplos:   AT - Analizador | FT - Caudalímetro | TT - Transmisor de temperatura | LT - Transmisor de nivel

Tercera parte (Número del lazo) 1982” cada lazo de control se le da un número consecutivo. Un lazo de control es un conjunto de equipos, cuya lógica de control está directamente relacionada.
Ejemplo de lazo de control:
lazo redundante valvula de control P&ID
Cuarta parte (Sufijo) se puede poner una última letra en el código, para indicar que el equipo es redundante, como el “FT”, “A” y “B” del dibujo anterior. Se ponen equipos redundantes en lazos críticos, para que en caso de fallo de un equipo, actúe el otro.

1.6.2. Codificación de líneas en un P&ID

codificacion P&ID

Primera parte (Tamaño) se indica el tamaño de la tubería “2”, representa dos pulgadas.

Segunda parte (Fluido) se indica el tipo de fluido que circula por la tubería “GI”, representa nitrógeno.

Tercera parte (Número) número consecutivo “45455”.

Cuarta parte (Especificación de tubería) “1S4” no indicará que se trata de una tubería de:
       “1” --> 150#
       “S4” --> Material acero inoxidable.

Normalmente en el documento “pipe specification” (especificación de tuberías), encontraremos la descripción de cada uno de estos códigos.

1.7. REPRESENTACIÓN DE LA LÓGICA DE UN P&ID

Como se ha repetido durante todo el artículo el uso detallado de cada símbolo depende de los criterios establecidos al principio de cada proyecto.

A continuación expondremos algunos ejemplos de cómo usar la simbología para representar parte de la lógica de control en un P&ID.

La lógica de control de una planta nunca podrá ser completamente detallada en los P&ID. Para ello se elaboran otros documentos específicos como: lógicos de control, descripciones funcionales o la estrategia de control.


Por ejemplo, en el sector de Oils&Gas aunque el total de instrumentos y equipos puede llegar a ser  muy elevado, los lazos de control de estas plantas en general suelen ser bastante sencillos, por lo que resultarán fácil de representar en un P&ID.
Sin embargo en una planta de energía, la lógica de control suele ser más complicada, relacionándose unos lazos con otros. Por lo que su representación en los P&ID puede hacer que los diagramas sean muy densos. Por todo esto en algunas ocasiones nos encontraremos con proyectos donde prácticamente no se representará lógica en los P&ID.
En el siguiente dibujo podemos interpretar: “Hay un transmisor de caudal que envía una señal cableada al sistema de control de la planta. El sistema de control simplemente monitorizará el valor medido” 

transmisor P&ID

En el siguiente dibujo podemos interpretar: “Hay un transmisor de caudal que envía una señal cableada al sistema de control de la planta. El sistema de control además de monitorizar el valor, generará dos alarmas. Una en caso de bajo caudal y otra en caso de alto caudal” (Las alarmas también se pueden representar con un hexágono)

alarma P&ID

En el siguiente dibujo podemos interpretar: “Hay un transmisor de caudal y una válvula de control cuyas señales son cableadas al sistema de control de la planta. El sistema de control además de monitorizar el caudal, tiene configurado un PID, que regulará el porcentaje de apertura de la válvula en función del caudal medido”.
lazo valvula de control P&ID

En el siguiente dibujo podemos interpretar: “Hay una válvula todo-nada. Este equipo está cableado al sistema de control. La válvula puede ser abierta o cerrada por un operador de la planta a través de “HS” (Hand Switch). Un "HS" es un botón programado en la pantalla del SCADA.
valvula todo nada P&ID

En el siguiente dibujo podemos interpretar: “Hay un medidor de presión, una moto-bomba y una válvula todo-nada. Cuando la medida de presión esté por debajo de un valor preestablecido, se generará una alarma. Dicha alarma producirá un “Interlock” (una señal de bloqueo), que por un lado actuará parando la bomba, y por otro lado provocará el cierre de la válvula”.

bomba válvula instrumento P&ID
1.8. REPRESENTACIÓN LÍMITES DE BATERÍAS EN LO P&ID

Se debe representar en los P&ID los alcances de los diferentes “paquetistas”.

Llamamos comúnmente “paquetistas” a los suministradores de “plantas paquetes”.

Un planta paquete un conjunto de equipos montados y suministrados por una determinada empresa.

Como ingeniería debemos saber coordinar a los suministradores para que las “plantas paquetes” se conecten adecuadamente con el resto de equipos del proyecto.
Interpretar un P&ID

1.9. CAJETÍN DE UN P&ID

Al igual que el resto de planos del proyecto los P&ID deben de contar con un cajetín estándar para todo el proyecto.

cajetín P&ID
Cajetin P&ID

Nota: Se ha intentado recoger en este artículo algunos conceptos para ayudar a todo aquel que empieza a adentrarse en la instrumentación. Siempre es un honor enseñar a alguien que deseé aprender. Quisiera agradecer en este artículo a esos profesionales que se han sentado con nosotros y se sentarán contigo para explicarnos una y otra vez de qué va esto de la instrumentación y el control. Os dejo como conclusión dos mensajes:

1º- Para los que ya lleváis unos cuantos años en la rueda de la ingeniería. Creo que es vuestra responsabilidad mantener la ilusión de los jóvenes y dicha responsabilidad está incluso por encima de cualquier proyecto.

2º- Para los que empezáis no dejéis que nadie os quite el hambre por aprender y mejorar.


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Otros artículos de relacionados con la interpretación de P&ID:

-INTERPRETAR UN P&ID CONTROL (Pulsar este enlace para acceder al artículo)

-REPRESENTAR INTERLOCKS EN LOS P&ID (Pulsar este enlace para acceder al artículo)




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Julio César Fernández Losa 19/04/2015
(Ingeniero en Instrumentación y Control)
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