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INEDON PROCESOS
903-HM120-P09-GUD-077 Rev.
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GUIA PARA LOS DATOS DE PROCESOS DE LOS MEDIDORES DE FLUJO FECHA
NOV. 09
z
OBJETO
Emisión Original
903-HM120-P09-GUD-077/02/12/2009/lv/SP
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ELABORÓ Iniciales
REVISÓ Iniciales
APROBÓ Iniciales/Cargo
LV
MJPD/GP ABA/GP
MS/VPO SN/VPO
INEDON
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903-HM120-P09-GUD-077 Rev.
GUIA PARA LOS DATOS DE PROCESOS DE LOS MEDIDORES DE FLUJO z d i c e Ín
Página 1. INTRODUCCIÓN .................................................................................................... 6 2. OBJETIVOS............................................................................................................ 6 3. USO DE LOS CRITERIOS Y LA NORMATIVA ...................................................... 6 4. PROCEDIMIENTOS DE INELECTRA .................................................................... 7 5. INSTRUCCIONES DE TRABAJO DE INELECTRA................................................ 7 6. ACRÓNIMOS Y SIGLAS ........................................................................................ 8 7. LECCIONES APRENDIDAS ................................................................................... 9 8. DEFINICIONES .................................................................................................... 10 9. FLUJOGRAMA BÁSICO DE ESPECIFICACIÓN DE PROCESOS ...................... 17 10. MEDIDORES DE FLUJO ...................................................................................... 19 10.1. Medidores volumétricos ........................................................................................ 20 10.1.1. Presión diferencial ................................................................................................ 21 10.1.1.1. Placa Orificio .................................................................................................... 22 10.1.1.2. Tubo Venturi..................................................................................................... 24 10.1.1.3. Tobera o boquilla (Nozzle) ............................................................................... 24 10.1.1.4. Tubo Pitot ......................................................................................................... 25 10.1.2. Área variable - Rotámetro ..................................................................................... 27 10.1.3. Velocidad – Medidor de Turbina ........................................................................... 28 10.1.4. Desplazamiento positivo ....................................................................................... 29 10.1.4.1. Placas rotativas o deslizantes (Rotary Vanes) ................................................. 29 10.1.4.2. Pistón Rotativo u oscilante (Rotary Piston) ...................................................... 30 10.1.4.3. Disco giratorio u oscilatorio (Nutating Disk)...................................................... 30 10.1.4.4. Pistón Alternativo (Reciprocating Piston) ......................................................... 31 10.1.4.5. Medidores rotativos .......................................................................................... 31 10.1.4.6. Medidor de Diafragma para gases. .................................................................. 32 10.1.5. Remolino y vortex ................................................................................................. 32 10.1.6. Medidor Magnético ............................................................................................... 34 10.1.7. Medidor Ultrasónico .............................................................................................. 35 10.2. Medidores de Masa .............................................................................................. 36 10.2.1. Medidor Térmico ................................................................................................... 37 10.2.2. Medidor de momento angular ............................................................................... 38 10.2.3. Medidor Coriolis .................................................................................................... 39 11. ORIFICIOS DE RESTRICCIÓN ............................................................................ 41 12. CRITERIOS PARA LA SELECCIÓN DE MEDIDORES DE FLUJO...................... 43 13. DATOS DE PROCESOS PARA LOS MEDIDORES DE FLUJO Y ORIFICIOS DE RESTRICCIÓN ............................................................................................... 43 13.1. Consideraciones del Formato ............................................................................... 44 903-HM120-P09-GUD-077/02/12/2009/lv/SP
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GUIA PARA LOS DATOS DE PROCESOS DE LOS MEDIDORES DE FLUJO 13.2. 14. 15.
z Descripción del Formato ....................................................................................... 44 NORMATIVA ........................................................................................................ 57 REFERENCIAS .................................................................................................... 59 ANEXO 1. CRITERIOS PARA LA SELECCIÓN DE MEDIDORES DE FLUJO ............................ 60 ANEXO 2. FORMATO PARA LA HOJAS DE DATOS DE PROCESOS PARA LOS MEDIDORES DE FLUJO ............................................................................................................... 65 ANEXO 3. GUIA PARA CARGAR DATOS DE PROCESOS DE LÍNEAS E INSTRUMENTOS EN SPI® ..................................................................................................................... 66
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GUIA PARA LOS DATOS DE PROCESOS DE LOS MEDIDORES DE FLUJO z
LISTA DE SÍMBOLOS Símbolo
Definición
Unidad
Aa
Área anular para el paso del fluido en los elementos de Área Variable
[m2] [ft2]
Af
Área del flotador en elementos de Área Variable
[m2] [ft2]
At
Área de la sección transversal de tubería
B
Densidad del campo magnético
[Vs/m2][Vs/ft2]
C
Coeficiente de descarga (Ec. 2)
[-]
Cp
Capacidad calorífica a la temperatura promedio
d
Diámetro de la restricción en elementos de presión diferencial
[m] [ft]
dr
Diámetro del remolino formado por un elemento tipo remolino o vortex
[m] [ft]
D
Diámetro interno de la tubería
[m] [ft]
E
Velocidad de Acercamiento (Ec. 5)
[-]
Es
Fuerza electromotriz
[V]
g
Aceleración de gravedad
h
Altura estática
k
Relación de calores específicos
[-]
K
Factor de proporcionalidad
[-]
[m2]
[J/kg·°C] [BTU/lb°F]
9,81m/s2 32,2 ft/s2 [m] [ft]
Flujo másico
[kg/s] [lb/s]
m
Masa
P
Presión absoluta
[Pa] [psia]
P1
Presión absoluta aguas arriba del elemento de medición
[Pa] [psia]
P2
Presión absoluta aguas abajo del elemento de medición
[Pa] [psia]
Q
Calor
[J] [BTU]
Qv
Flujo volumétrico
r
Radio de movimiento
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[kg] [lb]
[m3/s] [ft3/s] [m] [ft] 4
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GUIA PARA LOS DATOS DE PROCESOS DE LOS MEDIDORES DE FLUJO z
LISTA DE SÍMBOLOS Símbolo
Definición
Unidad
Re
Número de Reynolds
[-]
St
Número de Strouhal (Ec. 10)
[-]
T
Temperatura
[°C] [°F]
T1
Temperatura aguas arriba del elemento de medición
[°C] [°F]
T2
Temperatura aguas abajo del elemento de medición
[°C] [°F]
v
Velocidad media del fluido
[m/s] [ft/s]
vcomp
Velocidad del fluido compresible
[m/s] [ft/s]
vincomp
Velocidad del fluido incompresible
[m/s] [ft/s]
vt
Velocidad teórica del fluido incompresible (Ec. 4)
[m/s] [ft/s]
Vf
Volumen del flotador en elementos de Área Variable
[m3] [ft3] [Pa] [lb/s2ft]
P
Diferencial de presión
T
Diferencial de temperatura
[°C] [°F]
β
Radio beta (Ec. 3)
[-]
ε
Coeficiente de Expansión (Ec. 1)
[-]
μ
Viscosidad dinámica
π
Pi = 3,141592
f
[cP] [lbft/s] [-]
Densidad del fluido a condiciones actuales
[kg/m3] [lb/ft3]
Densidad del flotador en elementos de Área Variable
[kg/m3] [lb/ft3]
ω
Velocidad angular
τ
Torque
φ
Frecuencia
[rad/s] [N.m] [lb/s] [s-1]
Las unidades de medición aplican para las ecuaciones. Los ejemplos, figuras, cuadros, etc. indican la unidad de medición empleada.
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GUIA PARA LOS DATOS DE PROCESOS DE LOS MEDIDORES DE FLUJO 1. INTRODUCCIÓN
z
La especificación técnica de los medidores de flujo y orificios de restricción (OR) es elaborada por la Disciplina de Automatización y Control. Sin embargo, el personal de la Disciplina de Procesos requiere estar familiarizado con los criterios, formatos y programas usados en Inelectra en cuanto a los medidores flujo y OR, pues es responsable de especificar los datos referentes a las condiciones de operación. Las recomendaciones dadas en este INEDON para especificar los datos de procesos están basadas principalmente en las Hojas de Datos (HdD) desarrolladas por la Disciplina de Procesos y el programa SmartPlant Instrumentation SPI® (versión 2007.2) de Intergraph Corporation (originalmente INtools®). Este último está siendo usado como estándar Inelectra para la elaboración de las HdD de los Instrumentos si el cliente así lo aprueba. 2. OBJETIVOS Los objetivos de este INEDON son: 1. Proporcionar información general sobre los medidores de flujo y los orificios de restricción. 2. Proporcionar información sobre los criterios de selección y aplicación de los medidores de flujo. 3. Unificar la metodología para suministrar los datos de procesos de los medidores de flujo y orificios de restricción. 4. Describir los diferentes formatos usados para elaborar las hojas de datos de los medidores de flujo y orificios de restricción: HdD de la Disciplina de Procesos y SPI®. 3. USO DE LOS CRITERIOS Y LA NORMATIVA I.
Los criterios especificados por el Cliente tienen prioridad sobre los indicados en este INEDON. Si las especificaciones del Cliente carecen de algún criterio, el Líder de Procesos en el Proyecto solicita la aprobación del Cliente para usar los criterios mostrados aquí.
II.
El usuario de este INEDON tiene la obligación de utilizar la revisión más actualizada de la normativa (normas, códigos, estándares,
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GUIA PARA LOS DATOS DE PROCESOS DE LOS MEDIDORES DE FLUJO especificaciones, leyes, etc.) z nacional e internacional usada en el Proyecto. Así como, solicitar al Cliente o ente gubernamental correspondiente, la normativa local usada en el país donde se construye la instalación. 4. PROCEDIMIENTOS DE INELECTRA Procedimientos para la gestión de la calidad relacionados con este INEDON: Ingeniería (HM010) 903-HM010-A90-TEC-003
Equivalencia de Términos entre Centros de Ejecución
903-P3000-A20-ADM-917
Procedimiento para la Identificación, Registro y Aplicación de Lecciones Aprendidas
Gestión de la Calidad (HM060) 903-HM060-G09-ADM-914
Elaboración y Actualización de Instrucciones de Trabajo
Procesos (HM120) 903-P3100-P09-ADM-901
Bases de Diseño
5. INSTRUCCIONES DE TRABAJO DE INELECTRA Instrucciones de trabajo relacionadas con este INEDON: Procesos (HM120) 903-HM120-P09-GUD-013
Bases y Criterios de Diseño
903-HM120-P09-GUD-014
Guía para los Datos de Procesos de las Válvulas de Control y Dimensionamiento de los Desvíos
903-HM120-P09-GUD-017
Guía para la Elaboración de las Listas de Líneas y de los Puntos de Empalme
903-HM120-P09-GUD-025
Guía para la Elaboración de los Diagramas de Tuberías e Instrumentación
903-HM120-P09-GUD-030
Guía para la Especificación de las Bombas
903-HM120-P09-GUD-049
Guía para los Cálculos de "Gas Blow-By"
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GUIA PARA LOS DATOS DE PROCESOS DE LOS MEDIDORES DE FLUJO 903-HM120-P09-GUD-054
Guía zpara Construcción
903-HM120-P09-GUD-067
Dimensionamiento de Líneas de Transporte con Flujo Multifásico
903-HM120-P09-GUD-069
Guía para los Cálculos de Pérdida de Presión
903-HM120-P09-GUD-071
Guía para los Cálculos de Despresurización
Selección
de
Materiales
de
Diseño Mecánico (HM140) 903-P3060-T05-GUD-X02
Instructivo de Especificaciones de Materiales de Tuberías
903-P3060-T11-GUD-013
Manual de Diseño Mecánico
Automatización y Control (HM160) 903-HM160-I01-GUD-005
Hojas de Datos Instrumentos.
para
Especificación
de
903-HM160-I01-GUD-011
Procedimiento para el Flujo de Trabajo entre Automatización y Procesos en Smartplant Instrumentation
903-P3200-I01-GUD-033
Criterios de Diseño de Automatización y Control.
Las instrucciones de trabajo están relacionadas con este INEDON de manera directa: el INEDON es citado en este documento, o indirecta: el INEDON contiene información adicional para el usuario; pero no es citado en este documento. 6. ACRÓNIMOS Y SIGLAS Español
Inglés
API
American Petroleum Institute
ASME
American Society of Mechanical Engineers
AV
Actual Value
Valor Medido
Blowdown Valve
BDV BME
Balance de Materia y Energía
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Mass and Energy Balance
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GUIA PARA LOS DATOS DE PROCESOS DE LOS MEDIDORES DE FLUJO z
Español
Inglés
DBP
Diagrama Básico de Procesos
DFP
Diagrama de Flujo de Procesos Process Flow Diagram, PFD
DTI
Diagrama de Tuberías (Cañerías) e Instrumentación
Piping and Instrumentation Diagram, P&ID
FS
Plena escala
Full Scale
HdD
Hoja de Datos
Data Sheet
INEDON
Inelectra Documento Normalizado
IPC
Ingeniería Procura y Construcción
Engineering Procurement & Construction, EPC International Society for Measurement and Control
ISA PDVSA
Petróleos de Venezuela S.A
RO
Orificio de Restricción
Restriction orifice SmartPlant Instrumentation
SPI® 7. LECCIONES APRENDIDAS
Las Lecciones Aprendidas están disponibles a través de la página de intranet de Ingeniería. El sistema de Lecciones Aprendidas puede contener información adicional para el tema de este INEDON. El INEDON “Procedimiento para la Identificación, Registro y Aplicación de Lecciones Aprendidas”, N° 903-P3000-A20-ADM-917, indica lo siguiente “cuando no se encuentre evidencia del uso del Sistema de Lecciones Aprendidas, se levantará una No Conformidad” durante una revisión técnica.
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GUIA PARA LOS DATOS DE PROCESOS DE LOS MEDIDORES DE FLUJO 8. DEFINICIONES
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Aguas Abajo (Downstream) Término usado para indicar que una variable del proceso, un equipo o instrumento, está ubicado después de otro equipo o instrumento en el sentido del flujo (Figura 1). Aguas Arriba (Upstream) Término usado para indicar que una variable del proceso, un equipo o instrumento, está ubicado antes de otro equipo o instrumento en el sentido del flujo (Figura 1). Elemento que define el límite Sentido de flujo
Aguas arriba
Aguas abajo
Figura 1. Descripción de los términos Aguas Arriba y Aguas Abajo Coeficiente de Expansión, ε (Expansion Coeficient) Coeficiente que contabiliza el cambio de densidad en fluidos compresibles ocasionada por la disminución de la presión en un medidor de flujo tipo presión diferencial. Se define como la relación entre la velocidad del fluido compresible (real), y la velocidad del fluido como si fuese incompresible [1]. Ec. 1 Coeficiente de Descarga, C (Discharge Coeficient) Coeficiente que contabiliza la pérdida de energía por fricción en medidores de flujo tipo presión diferencial. Se define como la relación entre la velocidad real del flujo y la velocidad teórica [1]:
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Ec. 2
Conductividad (Conductivity) Es la capacidad de un cuerpo de permitir el paso de la corriente eléctrica a través de sí. La conductividad es la inversa de la resistividad y su unidad es el siemens por metro (S/m = V/A). Densidad (Density) Consulte el INEDON “Guía para los Cálculos de Pérdida de Presión”, N° 903HM120-P09-GUD-069. Elemento Primario (Primary Element) Elemento que convierte cuantitativamente la energía de la variable medida a una forma adecuada para la medición. Elemento Secundario (Secondary Element) Dispositivo que responde a la señal de un elemento primario y la convierte en un despliegue (display) o en una señal de salida que puede ser traducida. Elemento Sensor (Sensing Element) Elemento directamente sensible a la variable medida. Enderezadores de Vena (Staightening vanes) Elemento que se coloca en la tubería para disminuir la turbulencia y reducir así el espacio recto necesario aguas arriba del medidor de flujo (Figura 2). Error Es la diferencia algebraica entre el valor leído o transmitido por el instrumento y el valor real de la variable medida.
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Figura 2. Enderezadores de Vena (Emerson - Daniel®) Exactitud (Accuracy) Grado de conformidad del valor indicado por un medidor en relación con el valor real (Figura 3). Puede ser expresada de dos formas: Porcentaje de Plena Escala (Percent of Full Scale o Percent of Span) o Porcentaje del Valor Medido (Percent of Actual Value) [1]. El Porcentaje de Plena Escala, que se denomina en este INEDON con las siglas FS por su nombre en inglés (Full Scale), aplica sólo sobre el valor máximo del campo de medida. Ejemplo: una exactitud de ± ½ % FS en un instrumento con un campo de medida de 0 a 100°C (32 – 212°F) es 0,5°C (1,06 °F). Esto significa que para una medida de 50°C (122 °F) la incertidumbre es igualmente ± 0,5°C (± 1,06 °C), lo que equivale a un error real de ±1% (± 0,9 %).
Valor ideal
Precisión
Probabilidad
Exactitud
Exactitud
Valor ideal
Valor
Precisión
Figura 3. Diferencia gráfica y estadística entre exactitud y precisión.
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GUIA PARA LOS DATOS DE PROCESOS DE LOS MEDIDORES DE FLUJO El Porcentaje del Valor Medido, quez se denomina es este INEDON con las siglas AV por su nombre en inglés (Actual Value), aplica sobre la medida o lectura y es válido para todo el campo de medición. Ejemplo: la incertidumbre de una medida de 50°C (122 °F) en un instrumento con una exactitud de ± ½ % AV es 0,25°C (0,61 °F). Esto significa que el error real es ±0,5% (±0,5%). Factor de Compresibilidad (Compressibility Factor) Consulte el INEDON “Guía para los Cálculos de Pérdida de Presión”, N° 903HM120-P09-GUD-069. Fuerza Coriolis (Coriolis Force) La Fuerza Coriolis se basa en el teorema de Coriolis, matemático francés (1795-1843), que observó que un objeto de masa (m) que se desplaza con una velocidad lineal (v), a través de una superficie giratoria con una velocidad angular (ω), experimenta una fuerza tangencial tanto mayor cuanto mayor es su alejamiento del centro (r) (Figura 4) [1]. Gravedad Específica (Specific Gravity) Consulte el INEDON “Guía para los Cálculos de Pérdida de Presión”, N° 903HM120-P09-GUD-069.
m
v
Fuerza de Coriolis
r
w
Figura 4. Ilustración de la Fuerza de Coriolis (adaptado de [1]) Incertidumbre (Uncertainty) El intervalo dentro del cual se encuentra el valor real de una cantidad medida con una probabilidad establecida. 903-HM120-P09-GUD-077/02/12/2009/lv/SP
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GUIA PARA LOS DATOS DE PROCESOS DE LOS MEDIDORES DE FLUJO Instrumento (Instrument)
z
Dispositivo usado directa o indirectamente para medir y/o controlar una variable. El término incluye los elementos primarios, los elementos finales de control (válvulas de control), los dispositivos de cómputo y los dispositivos eléctricos como anunciadores, interruptores y botones. Lazo (Loop) Combinación de dos o más instrumentos o funciones de control, arreglados de tal manera que las señales pasan de uno a otro con el propósito de medir y/o controlar una variable del proceso. Linealidad (Linearity) La aproximación de una curva de calibración a una línea recta especificada. Número de Reynolds (Reynolds Number) Consulte el INEDON “Guía para los Cálculos de Pérdida de Presión”, N° 903HM120-P09-GUD-069. Pérdida o caída irrecuperable de presión (Pressure drop) Pérdida de presión que experimenta el fluido al pasar a través de una restricción y que es compensada por el sistema de bombeo. Esta es menor que la pérdida de presión en la vena contracta (Figura 6) [2]. Precisión (Precision) Capacidad de un instrumento de dar el mismo resultado en mediciones diferentes realizadas en las mismas condiciones. Cuanto menor es la dispersión mayor la precisión (Figura 3). Presión de Vapor (Vapor Pressure) Consulte el INEDON “Guía para los Cálculos de Pérdida de Presión”, N° 903HM120-P09-GUD-069. Radio Beta, β (Beta Ratio) Relación entre el diámetro de la contracción y el diámetro de la tubería en medidores de flujo tipo presión diferencial y en orificios de restricción. 903-HM120-P09-GUD-077/02/12/2009/lv/SP
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GUIA PARA LOS DATOS DE PROCESOS DE LOS MEDIDORES DE FLUJO z
Ec. 3
Rangoabilidad (Rangeability) Relación entre el valor de medida máximo y mínimo de un instrumento. Ejemplo: Un medidor de flujo con una rangoabilidad 3:1 presenta una relación de tres a uno entre el flujo máximo y mínimo que pueden ser medidos. Relación de calores específicos (Ratio of Specific Heats) Consulte el INEDON “Guía para los Cálculos de Pérdida de Presión”, N° 903HM120-P09-GUD-069. Repetibilidad (Repeatibility) Capacidad de medir repetidamente valores idénticos de las variables en las mismas condiciones y servicios y en el mismo sentido de variación recorriendo todo el campo. Viene expresada en tanto por ciento de la medida. Ejemplo: un medidor con una repetibilidad de ± ½ %, dará lecturas en un rango de ± 0,5°C (± 1,06 °F) para mediciones repetidas de 100°C (212 °F). Señal (Signal) Variable física que lleva información sobre otra variable. Existen varios tipos de señales en base al medio usado para la transferencia de la información (Figura 5) Señal eléctrica Señal neumática (aire de instrumentos u otro gas) Señal hidráulica Señal electromagnética o haz de luz con guía Señal electromagnética o haz de luz sin guía Enlace de datos mediante programación
Figura 5. Representación de varias señales en el DTI.
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GUIA PARA LOS DATOS DE PROCESOS DE LOS MEDIDORES DE FLUJO z La señal medida se refiere a una variable eléctrica, mecánica, neumática o de otro tipo aplicada como entrada a un dispositivo. Ejemplo: en un medidor de flujo, la señal medida puede ser una diferencia de presión la cual es análoga al flujo a través del orificio.
Transductor o Convertidor de Señal (Signal Transducer, Converter) Dispositivo que convierte una señal de transmisión estandarizada a otro tipo. Transmisor (Transmitter) Transductor que responde a una variable medida por medio de un elemento sensor y la convierte en una señal de transmisión estandarizada. Velocidad Teórica del Flujo, vt (Theorical Velocity) Velocidad calculada a partir del Teorema de Bernouilli:
Ec. 4 Velocidad de acercamiento, E (Velocity of Approach) Término que se utiliza en la literatura de flujo de fluidos para referirse a: Ec. 5 Vena Contracta (Término en latín, igual en español e inglés) Constituye la porción de la corriente de flujo donde la velocidad del fluido corresponde con la máxima y donde la presión estática del fluido y el área de la sección transversal son mínimas. La vena contracta ocurre normalmente aguas abajo de una restricción física (Figura 6). Viscosidad (Viscosity) Consulte el INEDON “Guía para los Cálculos de Pérdida de Presión”, N° 903HM120-P09-GUD-069.
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GUIA PARA LOS DATOS DE PROCESOS DE LOS MEDIDORES DE FLUJO Restricción
z
Vena contracta
Flujo
Presión aguas arriba
ΔPirrecuperable ΔPmax
Figura 6. Ilustración de la Vena Contracta. 9. FLUJOGRAMA BÁSICO DE ESPECIFICACIÓN DE PROCESOS La Figura 7 muestra el flujograma básico de cualquier especificación realizada por la Disciplina de Procesos para los equipos e instrumentos. La adaptación para este INEDON es la siguiente:
1a
1b Conocimiento del alcance del Proyecto
Obtención de la documentación necesaria
2 Conocimiento de las bases, premisas y los criterios
3a Elaboración de las Hojas de Datos o suministro a otras disciplinas
3b Actualización de Otros Productos
Figura 7 Flujograma básico para las especificaciones de Procesos. 1a
Conocimiento del alcance del Proyecto: Saber qué se requiere de la Disciplina de Procesos en un Proyecto está establecido en el alcance. La información necesaria puede estar en los términos de referencia de la Propuesta original para el Proyecto, en la
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GUIA PARA LOS DATOS DE PROCESOS DE LOS MEDIDORES DE FLUJO minuta o acta de la reunión de zarranque (kickoff meeting), en los cambios de alcance, etc. El alcance varía con el Cliente, la etapa del Proyecto (Ing. Conceptual, Básica, de Detalle, Proyecto IPC, etc.), si la instalación es nueva o se realiza una adecuación para una instalación existente. El conocimiento del alcance del Proyecto es un requerimiento para el personal de la Disciplina de Procesos, el cual incluye al Líder de la Disciplina, los Ingenieros y Especialistas de Procesos. 1b
Obtención de la documentación necesaria: Bases de Diseño del Proyecto: el documento se puede complementar con información de este INEDON y específica del Proyecto. Normativa usada para el Proyecto: las normas, los códigos, estándares, las especificaciones, leyes, etc. varían en los Proyectos y se requiere obtener la versión más actualizada. Es posible que el documento Bases de Diseño solo nombre la normativa; pero es función de la Disciplina de Procesos, la obtención de la información detallada. BME: ayuda a conocer las características de los fluidos del proceso. DBP: complementa al documento anterior. DTI: el documento representativo de la Disciplina de Procesos. Consulte el INEDON “Guía para la Elaboración de los Diagramas de Tuberías e Instrumentación”, N° 903-HM120-P09-GUD-025. Simulación del proceso: ayuda a conocer las características de los fluidos del proceso, especialmente aquellas que no vengan reflejadas en el BME. Hoja de Datos: contiene información suministrada por la Disciplina de Procesos para la especificación de los equipos y/o instrumentos. Hojas de Datos del Vendedor (en la emisión “como construido” o “conforme a obra”): esta información es indispensable para la evaluación de las instalaciones existentes. Las hojas de datos del
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GUIA PARA LOS DATOS DE PROCESOS DE LOS MEDIDORES DE FLUJO z confiable para conocer la especificación vendedor son la fuente más de equipos y/o instrumentos.
En el caso de la evaluación de una instalación existente, cualquier documento o información relevante para el análisis es solicitada al Cliente, comenzando en la Propuesta técnica y durante la ejecución del Proyecto. En algunos Proyectos, es alcance de inelectra el levantamiento (relevamiento) de la información existente. La falta de información origina que la Disciplina de Procesos tenga que realizar consideraciones y suposiciones, las cuales son documentadas y se añaden recomendaciones para obtener información más confiable y disminuir la incertidumbre. 2
Conocimiento de las bases, premisas y los criterios: El documento de Bases de Diseño del Proyecto contiene de manera resumida la información para el dimensionamiento o la especificación de los equipos e instrumentos; pero en algunas ocasiones, la Disciplina de Procesos establece premisas en base a la información de otros Productos propios o de las otras Disciplinas.
3a
Elaboración de la Hoja de Datos o Suministro de datos a otra Disciplina: En el caso de los instrumentos, la Disciplina de Procesos suministra los datos requeridos para la selección y dimensionamiento de los mismos a la Disciplina de Automatización y Control, y esta a su vez a los vendedores. Véase la Sección 13.
3b
Actualización de otros Productos: Los otros Productos son actualizados con los resultados, por ejemplo el sumario de servicios industriales con el flujo de aire de instrumentos requerido.
10. MEDIDORES DE FLUJO Existen dos tipos principales de medidores de flujo: los volumétricos y los de masa. Los medidores volumétricos se usan de manera general en las medidas de caudal, mientras que los medidores de masa se reservan para aplicaciones específicas donde es importante conocer el flujo másico como por ejemplo, la determinación de la cantidad final de producto. 903-HM120-P09-GUD-077/02/12/2009/lv/SP
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GUIA PARA LOS DATOS DE PROCESOS DE LOS MEDIDORES DE FLUJO La Figura 8 muestra un esquemaz de los instrumentos más comúnmente utilizados en la industria para medición de flujo volumétrico o másico, de acuerdo al principio de medición que utilizan. . Principio de medición
Placas Orificio
Tubo Venturi Presión Diferencial Tobera o boquilla Tubo Pitot y Annubar
Área Variable
Velocidad
Rotámetro
Turbina Pistón Oscilante
Volumétricos
Deslazamiento Positivo
Disco Giratório
Pistón Alternativo
Tipos de Medidores
Remolino y Vortex
Rotativo
Tensión inducida
Magnético
Sonido
Ultrasónico
Compensación de presión y temperatura
Transferencia de calor
Másicos
Torque
Momento Coriolis
Figura 8. Principales tipos de medidores de flujo (adaptado de [2]) 10.1.
Medidores volumétricos
Los medidores volumétricos determinan el caudal bien sea directamente, contando medidas discretas de volumen, o por deducción, midiendo otra variable relacionada con el flujo como por ejemplo un diferencial de presión, o la tensión inducida en un campo magnético. 903-HM120-P09-GUD-077/02/12/2009/lv/SP
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GUIA PARA LOS DATOS DE PROCESOS DE LOS MEDIDORES DE FLUJO 10.1.1.
Presión diferencial
z
Los elementos de presión diferencial se basan en la diferencia de presiones provocada por un estrechamiento en la tubería por donde circula el fluido como se muestra en la Figura 9. Al atravesar el estrechamiento el fluido gana velocidad a costa de perder presión. La diferencia de presiones es captada por dos tomas situadas inmediatamente aguas arriba y aguas abajo del estrechamiento El flujo volumétrico está relacionado con la diferencia de presiones según la siguiente ecuación general derivada del teorema de Bernouilli: Ec. 6
Δh ~ ΔP
Presión aguas arriba Restricción
Vena contracta
Flujo
Figura 9. Esquema de los elementos de Presión Diferencial En el caso de fluidos no compresibles, el factor de proporcionalidad, K, es función del coeficiente de descarga, C, la velocidad de acercamiento, E, y el diámetro del estrechamiento, d: Ec. 7 En el caso de fluidos compresibles, la densidad varía en toda la sección de medición ya que la presión y la temperatura del fluido cambian. Un coeficiente de expansión, , se introduce en la fórmula para tener en cuenta la expansión ocurrida durante la aceleración del flujo: Ec. 8 903-HM120-P09-GUD-077/02/12/2009/lv/SP
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GUIA PARA LOS DATOS DE PROCESOS DE LOS MEDIDORES DE FLUJO Debido a la relación cuadrática quez existe entre la medida ( P) y el caudal (Qv), este tipo de elementos tienen una rangoabilidad relativamente baja, 3:1 [1]. A continuación se describen brevemente los elementos de presión diferencial usados comúnmente en la industria. 10.1.1.1. Placa Orificio La placa orificio o diafragma consiste en una placa perforada instalada en la tubería. El orificio de la placa puede ser de tres tipos (Figura 10): concéntrico, que es el más usado para líquidos y gases limpios no corrosivos; excéntrico, para gases que arrastren cantidades considerables de condensado o líquidos cercanos al punto de evaporación; y segmentado, para líquidos que contengan sedimentos. Los cantos del orificio son generalmente de tipo vivo (Figura 10d). Los cantos en cuarto de círculo (Figura 10e) se utilizan en servicios de bajo caudal y altas viscosidades [3].
Orificio concéntrico Orificio excéntrico Orificio Segmentado
Flujo
D
d
Cantos Vivos Cantos de Círculo
Figura 10. Tipos de Placa Orificio [3] Las tomas de presión en las placas orificio pueden ser de cuatro tipos: tomas en la brida (flange taps), tomas en la vena contraída (D and D/2 taps), tomas en la cámara anular (corner taps) y tomas en la tubería (pipe taps) [2]. La Figura 11 muestra la disposición de los diferentes tipos de toma. La disposición más usada es la de tomas en la brida ya que su instalación es cómoda y robusta.
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GUIA PARA LOS DATOS DE PROCESOS DE LOS MEDIDORES DE FLUJO z
a) Tomas en la Brida Tomas Aguas Arriba
Tomas Aguas Abajo
1” 1”
b) Tomas en la Vena Contracta 1D 1/2D
Tomas Aguas Arriba
Tomas Aguas Abajo
c) Tomas en la Cámara Anular
d) Tomas en la Tubería 21/2D
8D
Figura 11. Disposición de las tomas de presión diferencial (adaptado de [2]) La placa orificio es, entre los elementos de medición de presión diferencial, el más sencillo y barato de todos. Un inconveniente que tiene es la necesidad de disponer de tramos rectos de tubería, libres de cualquier obstrucción, tanto aguas arriba como aguas abajo de la placa para que el flujo no presente remolinos que puedan distorsionar la medida. En el caso de diámetros de tubería grandes esta exigencia puede ser difícil de conseguir, para lo cual se utilizan enderezadores de vena aguas arriba de la placa que permiten disponer de tramos más cortos. Otras de las desventajas de las placas orificio es que producen una gran pérdida irrecuperable de presión y tienen poca precisión cuando se trata de medir fluidos con sólidos en suspensión o lodos.
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GUIA PARA LOS DATOS DE PROCESOS DE LOS MEDIDORES DE FLUJO 10.1.1.2. Tubo Venturi
z
El tubo Venturi es en esencia un tubo con una garganta que presenta una forma tronco cónica aguas arriba y abajo del mismo (Figura 12). El ángulo de entrada suele ser 21°. Ángulos menores supondrían un tubo demasiado largo y mayores podrían producir cavitación en líquidos saturados. El ángulo de salida está entre 7-9° con el fin de recuperar el máximo de presión [3].
Sección Convergente
Garganta Sección Divergente
Tomas de Presión
Figura 12. Tubo Venturi Entre las ventajas del Tubo Venturi, con respecto a las placas orificios, están una mayor capacidad, una menor caída irrecuperable de presión y una mayor precisión. Igualmente, es capaz de manejar fluidos con un porcentaje relativamente alto de sólidos suspendidos de forma bastante precisa. Sin embargo su construcción es delicada, lo que se traduce en un elevado precio y, al igual que en las placas, se debe disponer de largos tramos rectos aguas arriba y aguas abajo del mismo. 10.1.1.3. Tobera o boquilla (Nozzle) Las toberas o boquillas son elementos derivados del Tubo Venturi que se insertan en las tuberías para producir una estrangulación del fluido. En estas se ha eliminado la zona de entrada existente en el Tubo Venturi y la zona de salida queda convertida en una forma más redondeada (Figura 13). La utilización de estos elementos está indicada en el caso de lechadas, fluidos agresivos y procedentes de drenajes.
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Figura 13. Disposición de una tobera o boquilla en la tubería (ABB Instrumentation) El costo de estos elementos, su tamaño, y la exigencia de tramos rectos a la entrada son muy inferiores a los del tubo Venturi. Producen una pérdida irrecuperable de presión ligeramente mayor a las del tubo Venturi, pero muy inferior a la producida por la placas orifico. 10.1.1.4. Tubo Pitot El tubo Pitot mide la diferencia entre la presión total y la presión estática, es decir, mide la presión dinámica. Existen diferentes configuraciones, pero en esencia consiste en dos tubos abiertos como se muestra en la Figura 14. Uno de los tubos (tubo de impacto) está orientado de forma que su abertura (b) se enfrente al movimiento del fluido. El otro tubo (tubo estático), está orientado de forma que la presión debida a la velocidad no influya en sus aberturas (a). La ecuación general para el cálculo del flujo volumétrico con este elemento tiene la misma forma de la Ec. 6. La principal diferencia es que el término K toma en cuenta otras variables, como la irregular distribución de las velocidades, la rugosidad de la tubería, etc. El Tubo Pitot es un dispositivo barato cuyo precio es independiente del tamaño de la tubería. La caída irrecuperable de presión que producen es prácticamente despreciable. Una desventaja es que puede obstruirse cuando se utiliza con fluidos que arrastren sólidos en suspensión. Por otro lado, al ser sensible a las variaciones de distribución de las velocidades, es esencial efectuar varias mediciones a lo largo de un diámetro de tubería antes de la instalación del elemento para lograr la mayor exactitud [1].
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Tubo Estático
Tubo de Impacto
Δh
Figura 14. Esquema de un Tubo Pitot Existen dispositivos derivados del Tubo Pitot que intentan mejorar sus presentaciones. El Pitot-Venturi, es una combinación de ambos elementos que consigue crear una diferencia de presiones mucho mayor que el tubo Pitot normal con una pérdida irrecuperable similar. El Tubo Annubar (Figura 15) es otra derivación del tubo Pitot con el que se trata de obtener una velocidad no puntual, sino media a lo largo de un diámetro de conducto. Para ello el tubo de impacto presenta cuatro orificios que se comunican con otro tubo interno que obtiene el valor medio de las cuatro determinaciones.
Figura 15. Tubo Annubar (ABB Instrumentation) 903-HM120-P09-GUD-077/02/12/2009/lv/SP
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GUIA PARA LOS DATOS DE PROCESOS DE LOS MEDIDORES DE FLUJO 10.1.2.
z Área variable - Rotámetro
Los elementos de área variable, a diferencia de los elementos de presión diferencial, son construidos de forma tal de mantener la diferencia de presiones constante al variar el área disponible para el paso del fluido. El dispositivo más utilizado que sigue este principio es el Rotámetro (Figura 16). El Rotámetro consiste en un tubo cónico colocado verticalmente con la sección más ancha hacia la parte superior. En su interior lleva un flotador. El fluido se hace circular hacia arriba, y al pasar entre el flotador y el tubo se crea una diferencia constante de presión cuyo valor se puede modificar variando la masa del flotador. La conicidad del tubo determina que el espacio anular por donde pasa el fluido aumenta conforme aumenta el flujo. Ello supone que el flotador adopte posiciones más elevadas.
P2
Empuje
Aa Arrastre
P1
Af
Peso
ABB Instrumentation Flujo
Figura 16. Esquema del Rotámetro
Un balance de fuerzas en el flotador permite determinar el flujo volumétrico [2]: Ec. 9 El factor de proporcionalidad, K, es función en este caso del coeficiente de arrastre y la viscosidad del fluido, la contracción de la vena y las rugosidades de la tubería.
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GUIA PARA LOS DATOS DE PROCESOS DE LOS MEDIDORES DE FLUJO z 9, el flujo volumétrico es directamente Como se puede observar en la Ec. proporcional al área anular medida, Aa. Debido a esta característica el Rotámetro está indicado para flujos bajos a moderados en tuberías pequeñas donde los elementos de presión diferencial resultan inexactos por la relación cuadrática que hay entre el diferencial de presión medido y el flujo (véase Ec. 6).
Algunas de las ventajas de los elementos de área variable es que son de fácil instalación, mantenimiento, lectura y detección de fallas. Tienen poca caída de presión y no necesitan condiciones especiales antes o después del elemento, como tramos de tubería recta. Entre las desventajas están la necesidad de ser instalados verticalmente y que no son apropiados para fluidos sucios o con sólidos suspendidos. Velocidad – Medidor de Turbina
10.1.3.
Los elementos de velocidad son llamados así porque miden directamente la velocidad del fluido para calcular el flujo volumétrico. El tipo más representativo es el medidor de turbina. El medidor de turbina consiste en un rotor que gira al paso del fluido con una velocidad directamente proporcional al flujo (Figura 17). La velocidad de giro del rotor 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.
Enderezadores de Vena
Soporte del Rotor
Rotor
Figura 17. Medidor de Turbina (Emerson - Daniel)
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GUIA PARA LOS DATOS DE PROCESOS DE LOS MEDIDORES DE FLUJO Estos elementos son muy exactos yz precisos, lo que los hace recomendables en líneas de salida de producto u operaciones de mezcla automatizada [3]. Su rangoabilidad llega hasta 15:1 [2]. Sin embargo la fabricación y control de calidad de los medidores y unidades auxiliares son complicados, lo que repercute desfavorablemente en su precio. Otra desventaja de su uso es que requieren enderezadores de vena aguas arriba del medidor para asegurar un flujo libre de remolinos. 10.1.4.
Desplazamiento positivo
Los elementos de desplazamiento positivo, también llamados volumétricos, están formados por cámaras de volumen conocido y la medición del flujo se efectúa contando el número de cámaras que han sido ocupadas por el fluido en una unidad de tiempo. Existen diversas formas de concebir las cámaras y ello da lugar a los diferentes tipos de medidores. En general los elementos de desplazamiento positivo tienen una buena exactitud y precisión, siempre y cuando el mantenimiento de los mismos sea adecuado. Son recomendados para caudales bajos de fluidos viscosos y no se ven afectados por las variaciones de viscosidad y densidad en las condiciones de operación del fluido. Su punto débil es la complejidad de sus mecanismos y engranajes, lo que demanda una gran atención. No son recomendados para tuberías de gran diámetro debido a su costo, dimensiones y peso [3]. 10.1.4.1. Placas rotativas o deslizantes (Rotary Vanes) Existen muchos tipos de medidores de placas rotativas, pero en principio están conformados por los mismos elementos: un rotor, movido por el flujo, y dos o más placas (vanes) que entregan cantidades discretas de fluido en un ciclo (Figura 18). Vena
Rotor
Entrada
Salida
Figura 18. Medidor de placas Rotativas (adaptado de [4])
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GUIA PARA LOS DATOS DE PROCESOS DE LOS MEDIDORES DE FLUJO Los medidores de placas rotativas zson comúnmente usados en la industria petrolera y son capaces de medir flujos de crudos que arrastren sólidos en gran cantidad. 10.1.4.2. Pistón Rotativo u oscilante (Rotary Piston) Este instrumento (Figura 19) se compone de una cámara de medida cilíndrica con una placa divisoria que separa los orificios de entrada y salida. La única parte móvil es un pistón cilíndrico que oscila suavemente en un movimiento circular entre las dos caras planas de la cámara.
Pistón
Entrada
Salida
Figura 19. Pistón Rotativo (adaptado de [4]) Los medidores de pistón rotativo se fabrican para tamaños de tubería de hasta 2 ft y se aplican en la medición de caudales de agua y de líquidos viscosos o corrosivos [2]. 10.1.4.3. Disco giratorio u oscilatorio (Nutating Disk) Este instrumento (Figura 20) dispone de una cámara circular con un disco plano móvil dotado de una ranura en la que está intercalada una placa fija. Esta placa permite la entrada y la salida e impide el giro del disco. Cuando el fluido fluye, el disco toma un movimiento oscilante de modo que cada punto de su circunferencia exterior sube y baja alternativamente estableciendo contacto con las paredes de la cámara desde su parte inferior a la superior. Empleado originalmente en aplicaciones domésticas para agua, se utiliza industrialmente en la medición de caudales de agua fría, agua caliente, aceite y líquidos alimenticios.
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GUIA PARA LOS DATOS DE PROCESOS DE LOS MEDIDORES DE FLUJO z
Disco
Bola
Entrada
Figura 20. Medidor de Disco Giratorio (adaptado de [4]) 10.1.4.4. Pistón Alternativo (Reciprocating Piston) El pistón alternativo es el más antiguo de los elementos de desplazamiento positivo. Se fabrica de uno o varios pistones hasta cuatro. La Figura 21 muestra el esquema de un medidor de pistón único con válvulas deslizantes.
Salida
Válvula deslizante
Pistón
Entrada
Figura 21. Medidor de Pistón alternativo convencional (adaptado de [4]) Estos medidores se utilizan ampliamente en la industria petroquímica y tienen buena precisión. Sin embargo su capacidad es pequeña comparada con otros medidores, tienen una alta caída de presión y son difíciles de reparar. 10.1.4.5. Medidores rotativos Este tipo de instrumento tiene válvulas rotativas que giran excéntricamente rozando con las paredes de la cámara circular y transportan el fluido en forma incremental de la entrada a la salida. Se emplean mucho en la industria petrolera para la medida de crudos y gasolina [2]. 903-HM120-P09-GUD-077/02/12/2009/lv/SP
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GUIA PARA LOS DATOS DE PROCESOS DE LOS MEDIDORES DE FLUJO z Hay diferentes tipos de medidores rotativos, algunos de los cuales se muestran en la Figura 22. Los cicloidales contienen dos lóbulos engranados entre sí que giran en direcciones opuestas manteniendo una posición relativa fija. El sistema birrotor consiste en dos rotores sin contacto mecánico entre sí que se apoyan en rodamientos de bola de acero inoxidable. Al no existir contacto mecánico la vida útil de los rotores es larga y el mantenimiento fácil. Los medidores ovales disponen de dos ruedas ovales que engranan entre sí y tienen un movimiento de giro debido a la presión diferencial creada por el flujo.
Medidor oval
Medidor cicloidal
Figura 22. Medidores rotativos (adaptado de [4]) 10.1.4.6. Medidor de Diafragma para gases. El medidor de diafragma es mayormente usado para medir el consumo de gas natural en los conjuntos residenciales. Consiste básicamente en cuatro cámaras: dos cámaras de diafragma y dos cámaras del medidor. El flujo de gas crea una diferencia de presión entre las cámaras de diafragma comprimiendo una en el lado de entrada y expandiendo la otra en el lado de salida. Esta acción llena y vacía el medidor alternativamente. Las válvulas deslizantes del tope sincronizan la acción de los diafragmas y operan el mecanismo de registro del flujo [1]. 10.1.5.
Remolino y vortex
El medidor de Flujo por Remolino se basa en la determinación de la frecuencia del remolino producido por una hélice estática situada dentro de la tubería. La
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GUIA PARA LOS DATOS DE PROCESOS DE LOS MEDIDORES DE FLUJO z frecuencia del remolino es proporcional a la velocidad del fluido de acuerdo con la expresión conocida como número de Strouhal [2]:
Ec. 10 La fórmula para el cálculo del flujo volumétrico quedaría [2]: Ec. 11 La detección de la frecuencia se logra de diversas formas: mediante sensores de presión de cristales piezoeléctricos, o con una termistancia de muy baja inercia térmica que sigue los efectos de refrigeración del remolino generado, o bien mediante un condensador de capacidad variable, o bien con la aplicación de un haz ultrasonido perpendicular al remolino. El medidor de Flujo por Vortex (Figura 23) sigue el mismo principio de medición del medidor por remolinos, excepto que en lugar de un remolino continuo, este genera vórtices alternativamente desfasados en 180°. El medidor vortex está formado por un cuerpo, generalmente plano, colocado perpendicular al flujo. Sensor Piezoeléctrico
Flujo
Vórtices Alternantes
Figura 23. Medidores de Flujo por Vortex (adaptado de [1]) Los medidores de este tipo son adecuados para gases y líquidos y tienen una amplia rangoabilidad, de hasta 100:1 [1]. No se ven afectados por variaciones en la viscosidad y densidad del fluido. Una desventaja es que deben instalarse con largos tramos rectos de tubería aguas arriba y aguas abajo del medidor. 903-HM120-P09-GUD-077/02/12/2009/lv/SP
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GUIA PARA LOS DATOS DE PROCESOS DE LOS MEDIDORES DE FLUJO 10.1.6.
Medidor Magnético
z
La medición electromagnética está basada en la Ley de Faraday, según la cual cuando un conductor eléctrico se mueve dentro de un campo magnético de densidad B, se induce en él una fuerza electromotriz, Es, que es proporcional a su velocidad. La fórmula para el cálculo del flujo volumétrico con este tipo de elementos es la siguiente [2]: Ec. 12 Un medidor electromagnético (Figura 24) consiste esencialmente en un carrete de tubería de material no magnético que lleva adosado una serie de bobinas las cuales, una vez conectadas a un circuito eléctrico, crean un campo magnético transversal al tubo. El fluido al atravesar este campo hace el papel de conductor eléctrico; la fuerza electromotriz producida es captada por dos electrodos rasantes con la superficie interior del tubo y diametralmente opuestos.
Figura 24. Medidor Magnético (ABB Instrumentation) Los medidores magnéticos miden solo flujos de fluidos conductivos, sin embargo, el límite inferior de conductividad en muchos de estos instrumentos es bastante bajo, en el orden de 10 (μS/m) [4]. La mayoría de los productos líquidos derivados del petróleo caen dentro de los límites prácticos de conductividad requerida. No son usados para medir flujos gaseosos pues los gases tienen conductividades muy bajas.
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GUIA PARA LOS DATOS DE PROCESOS DE LOS MEDIDORES DE FLUJO z Los medidores magnéticos son insensibles a cambios de viscosidad y densidad del fluido, pueden medir el flujo en diferentes direcciones, y al no ser invasivos son usados con fluidos pastosos o agresivos, como por ejemplo los lodos de la industria minera. Una de las desventajas que presenta este tipo de medidor es su alto precio, el cual es función del tamaño de la tubería.
10.1.7.
Medidor Ultrasónico
Los medidores ultrasónicos están constituidos de dos elementos principales: un emisor de ondas de ultrasonido que envía impulsos a través del fluido, y un sensor, que recoge estos impulsos. Los transductores de cristal piezométrico se utilizan para ambas funciones, la emisión y recepción. La velocidad del fluido se puede calcular a partir de la diferencia entre las frecuencias emitida y recibida. Existen dos tipos de medidores ultrasónicos: los de tiempo de tránsito (time-offlight type) y los basados en el efectos Doppler (Doppler type) [1]. En los medidores de tiempo (Figura 25a) de tránsito un impulso de sonido es introducido en el flujo de tal forma que viaje con el flujo en un sentido y contra el flujo en el otro. Un circuito electrónico procesa la información recibida por los transductores calculando el tiempo transcurrido entre la emisión y recepción del impulso, que es función de la velocidad del fluido.
Transductor
Transductor A t
Flujo
Flujo
Partículas sólidas o burbujas de aire
Transductor B a) Medidor de Tiempo de Tránsito
b) Medidor Doppler
Figura 25. Esquema de un medidor ultrasónico tipo tiempo de tránsito [5]
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GUIA PARA LOS DATOS DE PROCESOS DE LOS MEDIDORES DE FLUJO z (Figura 25b) se proyecta una onda de En los medidores por efecto Doppler sonido y se mide la diferencia de frecuencia que experimenta la señal de retorno al reflejarse el sonido en partículas contenidas en el fluido según el efecto Doppler.
Los medidores de tiempo de tránsito y de efecto Doppler son de alguna manera complementarios ya que el primero requiere un fluido limpio para que el impulso de sonido no se desvíe, mientras que el segundo necesita la presencia de partículas para ser operativo [1]. Ambos tipos de medidores ultrasónicos tienen un amplio rango de medición y funcionan bien tanto para gases como para líquidos. En ciertas ocasiones se emplean técnicas especiales de medición de flujo como: Trazadores radioactivos Laser Deflexión Estas técnicas son usadas mayormente cuando el ambiente de medición es muy severo o por razones de costo. Literatura especializada sobre este tipo de medición se puede consultar en [1][3]. 10.2.
Medidores de Masa Los medidores de masa pueden clasificarse en dos grades tipos: los medidores inferenciales y los medidores directos. En el primer caso, la medición de caudal va acompañada de una medición de temperatura y presión, o una medición directa de la densidad, con el objeto de inferir el flujo másico. La Figura 26 muestra un esquema representativo de este tipo de medición en el que se combina un elemento de presión diferencial y un elemento tipo vortex. En la práctica, la medida de presión diferencial (Ec. 9) es dividida por la medida de velocidad (Ec. 10), para llegar a una expresión del flujo másico por unidad de área [1]. Ec. 13 Ec. 14
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Vortex
Placa Orif icio
Flujo φ~ v
ΔP ~ ρv 2
m ~ ΔP / φ ~ ρv
Figura 26. Medidor Inferencial de Flujo Másico (adaptado de [1]) Usando este principio, el flujo másico puede ser determinado por cualquier combinación de instrumentos cómo una placa orificio o tubo venturi, con un instrumento linealmente dependiente de la velocidad, como turbina, vortex, medidor ultrasónico o magnético. Los medidores directos, como su nombre lo indica, miden directamente el flujo másico. La medición es independiente a las propiedades de estado del fluido. A continuación se describen los tipos de medidores directos más comunes.
10.2.1.
Medidor Térmico
Los medidores térmicos (Figura 27) se basan en la elevación de temperatura del fluido en su paso por un cuerpo caliente. Consisten en una fuente eléctrica de alimentación de precisión que proporciona un calor constante al punto medio del tubo por el cual circula el fluido. En puntos equidistantes de la fuente de calor se encuentran sondas de resistencia para medir la temperatura. La diferencia de temperatura entre ambas sondas va aumentando progresivamente a medida que aumenta el flujo y es proporcional a la masa que circula de acuerdo a la siguiente ecuación [2]: Ec. 15
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Resistencia de Medición
Fuente de Calor
Flujo
Figura 27. Medidor Térmico (ABB Instrumentation) Este tipo de instrumento es adecuado para gases tales como aire, nitrógeno, hidrógeno, oxigeno, helio, amoníaco, argón, monóxido de carbono, anhídrido carbónico, ácido clorhídrico, etano, etileno, metano, y otros [2]. También puede emplearse en líquidos pero con caudales muy bajos. Es importante que la composición del fluido sea constante y no existan variaciones importantes en la temperatura de operación.
10.2.2.
Medidor de momento angular
Los medidores de flujo másico por momento angular se basan en el principio de conservación del momento angular de los fluidos. La Figura 28 muestra un esquema de este tipo de medidor.
Rotor Impulsor
Transductor de Torque Flujo Turbina
Figura 28. Esquema de medidor por Momento Angular (Adaptado de [2])
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GUIA PARA LOS DATOS DE PROCESOS DE LOS MEDIDORES DE FLUJO En operación, un cilindro dentro de zla tubería es movido por un motor a una velocidad angular constante, . El fluido al desplazarse a través del cilindro adquiere un momento angular. Inmediatamente después se encuentra otro cilindro cuyo movimiento está restringido por un resorte. La medición del torque producido, τ, mediante el ángulo de deflexión del resorte, permite determinar el flujo másico según la siguiente ecuación [2]: Ec. 16 Otro método de medir el flujo másico usando el mismo equipo es mantener el torque constante, cambiando la velocidad angular del cilindro con un control feedback. Así, la velocidad angular, o las revoluciones por minuto del motor, son proporcionales al flujo [1].
10.2.3.
Medidor Coriolis
Los medidores de flujo másico tipo coriolis utilizan la Fuerza Coriolis como principio de medida. Funcionan haciendo vibrar un tubo curvado a través del cual pasa el fluido. El efecto Coriolis crea una fuerza en el tubo perpendicular a ambas direcciones: la de vibración y la del flujo. Esta fuerza se mide con sensores magnéticos para obtener el caudal másico.
Vista Superior
Vista Lateral
Flujo
tubo A tubo A
tubo B
tubo B Coriolis sin f lujo
tubo A
tubo B
Desf ase Coriolis con f lujo
Figura 29. Esquema del funcionamiento de un Coriolis Tipo Omega (Micro Motion)
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GUIA PARA LOS DATOS DE PROCESOS DE LOS MEDIDORES DE FLUJO z Hay varios tipos de coriolis los cuales difieren básicamente en la forma que poseen. Uno de los tipos más usados es mostrado en la Figura 29. Un oscilador electromagnético hace vibrar dos tubos en forma de omega (Ω) o U, a una misma frecuencia y amplitud. El fluido es dividido en partes iguales y al circular ejerce una fuerza (coriolis) en el lado de entrada opuesta al movimiento del tubo y a su favor en el lado de salida. Esto produce una torcedura en los tubos. Dicha torsión genera un desfase entre las ondas de vibración, como se muestra en la Figura 29. La amplitud del desfase es directamente proporcional al flujo másico para una velocidad angular constante [9] .
Otros tipos de Coriolis tienen forma recta, de S, de Z o de hélice como se muestra en la Figura 30 [9] .
Figura 30. Diferentes tipos de Coriolis (Micro Motion) Entre las ventajas de este instrumento están que es muy exacto, requiere poco mantenimiento, tiene una alta rangoabilidad (100:1) y es efectivo cuando hay cambios rápidos en el flujo. Está recomendado para líquidos y gases de alto peso molecular. Puede medir flujos bifásicos con ciertas limitaciones. Sin embargo, no son apropiados para la medición de flujos muy elevados (no recomendados para líneas mayores de 6” de diámetro) y su costo puede ser considerable.
Si se desea obtener información detallada sobre los criterios de aplicación, instalación y protección de cada tipo de medidor de flujo, consultar: INEDON “Criterios de Diseño de Automatización y Control” N° 903-P3200-I01-GUD-033; INEDON “Hojas de Datos para Especificación de Instrumentos” N° 903-HM160-I01-GUD-005; y Normativa nacional e internacional listada en la Sección 14.
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GUIA PARA LOS DATOS DE PROCESOS DE LOS MEDIDORES DE FLUJO 11. ORIFICIOS DE RESTRICCIÓN
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Los orificios de restricción son dispositivos usados para generar una pérdida de presión y por ende limitar el flujo. La forma de estos dispositivos es básicamente igual a la de una placa orificio (Figura 31). La diferencia entre ambos es que los Orificios de Restricción usualmente operan a velocidades sónicas y radios beta (β) muy pequeños [4].
a) Orif icio de Restricción simple (Rototherm Inst. & Control)
b) Orif icio de Restricción múltiple (ABB Instrumentation)
Figura 31. Orificio de Restricción (Rototherm Instrumentation & Control) Las aplicaciones más comunes son: A) Limitar el flujo mínimo continuo de las bombas centrífugas (Figura 32a) y reducir la presión. Consulte el INEDON “Guía Para la Especificación de las Bombas” N° 903-HM120-P09-GUD-030. B) Minimizar el flujo de gas o líquido de un sistema de alta presión a uno de baja presión (gas blowby o liquid overload) en caso de que la válvula de control asociada falle abierta (Figura 32b). Consulte el INEDON “Guía Para los Cálculos de Gas Blow-by” N° 903-HM120-P09-GUD-049. C) Regular el flujo inicial de alivio en caso de Despresurización Automática (Figura 32c). Consulte el INEDON “Guía para los cálculos de despresurización” N° 903-HM120-P09-GUD-071.
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a) Flujo Mínimo continuo de bombas centrífugas
b) Gas “Blow-by”
c) Sistemas de despresurización automática
Figura 32. Ejemplos de aplicaciones de Orificios de Restricción D) Minimizar el flujo de calor a un sistema en el caso de que la válvula de control asociada falle abierta. Ejemplo: flujo de vapor a rehervidores o flujo de gas combustible a hornos. E) Regular el flujo de gas de purga (gas inerte o gas combustible) usado en los sistemas de alivio para evitar el ingreso de aire al sistema. F) Regular el flujo y reducir la presión de los servicios asociados a los sistemas de lubricación y sello, tanto de bombas como de compresores. Ejemplo: agua de enfriamiento, gas inerte, aceite de lubricación. Los RO pueden ser del tipo simple (Figura 31a), el cual es instalado entre las bridas de una línea; y del tipo múltiple (Figura 31b), que incluye varios orificios instalados en un carrete (spool) con una separación entre de ellos de un diámetro de tubería para evitar la recuperación de presión. Como regla general la caída de presión máxima de un orificio de restricción simple es 50% (para gases). Si es necesario caída de presiones mayores se usan los orificios de 903-HM120-P09-GUD-077/02/12/2009/lv/SP
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GUIA PARA LOS DATOS DE PROCESOS DE LOS MEDIDORES DE FLUJO restricción tipo múltiple [4]. Pueden z presentarse problemas de cavitación (en líquidos) y excesivo ruido y vibración. 12. CRITERIOS PARA LA SELECCIÓN DE MEDIDORES DE FLUJO La selección del tipo de medidor de flujo a utilizar una aplicación es responsabilidad de la Disciplina de Automatización y Control. Esta selección se basa en criterios de funcionalidad (control o facturación), condiciones de operación y costo. La Disciplina de Procesos puede servir de apoyo en etapas tempranas de una ingeniería proponiendo un medidor de flujo que es aprobado luego por la Disciplina de Automatización y Control. La sección 3.5 del INEDON “Hojas de Datos para Especificación de Instrumentos”, N° 903-HM160-I01-GUD-005, contiene los criterios utilizados por inelectra para la selección de medidores de flujo. El Anexo 1 describe la metodología general aplicable en la selección de medidores de flujo. Si se desea obtener información adicional sobre los criterios de aplicación e instalación de cada tipo de medidor de flujo, consultar el INEDON “Criterios de Diseño de Automatización y Control” N° 903P3200-I01-GUD-033, y la Normativa nacional e internacional listada en la Sección 14. 13. DATOS DE PROCESOS PARA LOS MEDIDORES DE FLUJO Y ORIFICIOS DE RESTRICCIÓN La Disciplina de Automatización y Control es la responsable directa por las HdD de los medidores de flujo en todas las etapas de un proyecto. La Disciplina de Procesos actúa en este caso como apoyo suministrando los datos inherentes a las condiciones del fluido y los requerimientos de medición. Existen dos formas en las que la Disciplina de Procesos puede suministrar los datos a Automatización y Control: 1. A través de una emisión interna de las HdD de Instrumentos, para lo cual la Disciplina de Procesos ha desarrollado un formato en MS Excel que contiene los datos básicos del proceso para medidores de flujos y orificios de restricción. 2. A través del programa SPI® (Intergraph Corporation), el cual está siendo usando actualmente como estándar inelectra para las HdD de los
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GUIA PARA LOS DATOS DE PROCESOS DE LOS MEDIDORES DE FLUJO instrumentos. El uso de SPI® zestá sujeto a previa aprobación del Cliente y queda establecido en los Requerimientos del Proyecto. Cada proyecto define al inicio de las actividades de ingeniería, cuál de estos procedimientos se seguirá para establecer los datos de procesos. 13.1.
Consideraciones del Formato La emisión al cliente de las HdD por parte de la Disciplina de Procesos aplica en sólo en los Proyectos donde está establecido que Procesos y Automatización y Control emitan HdD por separado, o cuando no existe apoyo de la Disciplina de Automatización y Control. La Disciplina de Procesos tiene que colocar los datos directamente en la HdD de la Disciplina de Automatización y Control o suministrarlos a través de SPI®.
A) El Anexo 2 muestra el enlace para el formato de la HdD de la Disciplina de Procesos. Este formato es general para cualquier tipo de medidor de flujo y está limitado a los datos de procesos. La Disciplina de Automatización y Control emite una HdD diferente para cada tipo de medidor, las cuales contienen información técnica específica. B) Las unidades de medición en el formato de HdD de la Disciplina de Procesos son las más comunes en el sistema habitual de los EUA (US Customary Units) y en el sistema métrico. Sin embargo, las unidades de medición son establecidas por el Cliente e indicadas en las Bases de Diseño del Proyecto. C) En SPI® el sistema de unidades viene predeterminado según el proyecto, aunque el colaborador puede seleccionar de un menú desplegable otra unidad de medición para cada campo. 13.2.
Descripción del Formato
Las siguientes secciones describen los datos de procesos requeridos para las HdD de los medidores de flujos y orificios de restricción. Los datos se muestran con el nombre y en el orden usado en el formato y su equivalente en SPI® se muestra luego del guión. No se hace distinción entre los datos de los medidores de flujo y los orificios de restricción a menos que se indique. Los pasos a seguir para entrar SPI® y cargar los datos de procesos en el módulo correspondiente están explicados en el Anexo 3, el cual es una guía de trabajo basada en el SPI® Tutorial [7].
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GUIA PARA LOS DATOS DE PROCESOS DE LOS MEDIDORES DE FLUJO A) Datos de Identificación - General z En la sección superior de la HdD de procesos se encuentra la información relevante al Proyecto, la Unidad y el instrumento. La Figura 33 muestra la sección equivalente en el programa SPI®. Cliente (Client) Nombre o título del Cliente externo. Ubicación (Site) Ubicación geográfica de la planta. Ejemplo: Edo. Anzoátegui, Venezuela. Unidad (Unit) Número de la unidad. Ejemplo: ULSD Unit 590. No de Identificación (Item Number) Número o etiqueta (tag) asociada al instrumento. Este número es asignado por la Disciplina de Automatización y Control. Servicio (Service) – Service Servicio relativo al fluido que maneja la línea en la que está instalado el medidor. Ejemplo: Gas de Reciclo. Referencia: Balance de materia y energía, DFP y Lista de Líneas. El servicio viene generalmente especificado en la lista de líneas con un código denominado código de servicio. Usar la descripción de este código para ser consistente. Tipo (Type) Debido a que la HdD de procesos para medidores de flujo es general, en este campo se especifica el tipo de instrumento. Ejemplo: Placa Orificio. En SPI® el tipo de instrumento es configurado por la Disciplina de Automatización y Control previamente.
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Figura 33. Sección de datos de identificación en SPI® Número de DTI (P&ID number) Número del diagrama de tuberías e instrumentación donde se encuentra referenciado el instrumento. En SPI® el N° de DTI puede ser configurado previamente cuando se configura la línea y se carga automáticamente al seleccionar el número de línea. Número de Línea (line number) – Line Number Número completo de la línea asociada al instrumento. En SPI® la línea puede ser configurada previamente y el colaborador de procesos sólo la selecciona del menú desplegable (Figura 34). Los datos de la línea como diámetro y catálogo se cargan automáticamente al seleccionarla. El N° de DTI asociado a la línea puede no coincidir con el N° de DTI asociado al medidor, ya que el primero corresponde al DTI de origen de la línea y el segundo a la ubicación exacta del medidor. Diámetro de la línea (pipe diameter) / Catalogo (line schedule) / Material (material) – Line size / Line Schedule En estos campos se colocan el diámetro nominal de la línea, el catálogo y el material. Ejemplo: 2” \ STD \ Acero al Carbón. Referencia: DTI, Especificación de Materiales del Proyecto y las memorias de cálculo que apliquen.
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GUIA PARA LOS DATOS DE PROCESOS DE LOS MEDIDORES DE FLUJO Especificar el diámetro de zla línea independiente del tamaño del instrumento. En los DTIs se pueden mostrar reducciones y/o ampliaciones antes y depues de un medidor de flujo que son producto del dimensionamiento del mismo.
Figura 34. Selección de la línea en SPI®. Brida (Rating) / Encara (Face) En estos campos se específica el libraje (rating) de la tubería, ejemplo: 150 #, y el tipo de brida, ejemplo, RF (Rised Face). Referencia: Especificación de Tuberías del Proyecto (Pipe Spec.). Fluido Corrosivo (Corrosive Fluid) – (Véase Additional Properties) En este campo se especifica si el fluido es corrosivo o no. Indicar la existencia y cantidad de los componentes que promuevan la corrosión con una nota. Ejemplo: H2S (10 ppm). Referencia: Balance de Materia y Energía y la Simulación del proceso. El Diagrama de Materiales del Proyecto puede consultarse para verificar que el material de la línea corresponda a un servicio corrosivo y/o agresivo según los criterios del proyecto. Material del elemento de flujo (Flow Element Material) El material del elemento está en concordancia, como mínimo, con la Especificación de Materiales del Proyecto, salvo que existan requerimientos particulares del cliente. Si el elemento de flujo necesita recubrimientos o endurecimientos esto se reflejada en este campo.
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GUIA PARA LOS DATOS DE PROCESOS DE LOS MEDIDORES DE FLUJO z Referencias: Especificación de Materiales del Proyecto, requerimientos particulares del cliente y normas que apliquen. Consulte el INEDON “Guía para la Selección de Materiales de Construcción” N° 903-HM120-P09-GUD-054, como una guía para seleccionar el material del medidor el cual debe estar en concordancia con el de la tubería o equipo.
B) Condiciones de Operación – Properties /Additional Properties En esta sección se identifican las condiciones bajo las cuales opera el instrumento. La Figura 35 muestra la sección equivalente en el programa SPI®. En las HdD de procesos se especifica si el fluido es Líquido o gas, llenando los campos correspondientes a cada sección. En SPI®, al seleccionar la fase del fluido se habilitan los campos que deben ser llenados. En SPI® los datos de procesos de las líneas pueden ser cargados previamente, ya sea por las Disciplina de Automatización y Control o Procesos. En este caso, cuando se abre un instrumento para cargar los datos y se selecciona la línea, el programa pregunta si se desea copiar los datos de procesos asociados a dicha línea o no. Los pasos a seguir para cargar los datos de una línea en SPI® se describen en el Anexo 3 Presión de Operación a la entrada (Inlet Operating Pressure) – Upstream Pressure Presión de operación normal aguas arriba del elemento. Referencia: Balance de Materia y Energía, Simulación del proceso (para una ingeniería conceptual y/o básica) y Memoria de Cálculo de Pérdidas de Presión (para una ingeniería de detalle). Temperatura de Operación (Operating Temperature) - Temperature Temperatura de operación aguas arriba del elemento. Referencia: Balance de Materia y Energía, Simulación del proceso (para una ingeniería conceptual y/o básica) y Memoria de Cálculo de Pérdidas de Presión (para una ingeniería de detalle).
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GUIA PARA LOS DATOS DE PROCESOS DE LOS MEDIDORES DE FLUJO En SPI® existen tres campos zpara la presión y temperatura: @ Minimum @ Normal y @ Maximum. Estos valores son los que correspondan a los flujos Mínimo, Normal y Máximo respectivamente. Dependiendo del caso y la etapa del proyecto, puede que estas condiciones se conozcan pero por lo general solo basta con reportar las condiciones a flujo normal.
Figura 35. Sección de condiciones de operación en SPI®
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GUIA PARA LOS DATOS DE PROCESOS DE LOS MEDIDORES DE FLUJO z Máxima caída de presión permanente (Max. Permanent Pressure Drop) – Limits on pressure drop across flowmeter
Medidores de Flujo: Se desea que los medidores de flujo afecten lo mínimo posible al proceso, por lo que la caída de presión permanente debe ser baja. La selección de un medidor de flujo es producto, entre otras cosas, de la máxima de caída de presión aceptable la cual se determina tras un análisis del proceso. A efectos de suministrar este dato en las HdD, se usan las siguientes guías extraídas del INEDON “Guía para el cálculo de pérdidas de presión” N° 903HM120-P09-GUD-069. A)
Placas de orificio: El estándar PIP [8], especifica que las placas orificios son diseñadas tomando como punto inicial un Pmax de 100” H2O (3.6 psi; 0,25 bar). Si la placa maneja líquidos en equilibrio (fondos de torres fraccionadoras, tambores de reflujo, etc.), donde la caída de presión debe ser mínima, se toma 20” H2O (0,7 psi; 0,05 bar) como Pmax. Los instrumentos de presión diferencial se calibran en el rango de caída de presión permitido (0 - Pmax), es decir, el Pmax corresponde al flujo máximo.
B)
Tubos venturi, toberas, rotámetros, medidores por vórtice o remolino, y turbinas: el Pmax es asumido igual que en las placas de orificio.
C)
Tubo pitot, Annubar, medición de masa térmica, ultrasónico y magnético: el P es despreciable en esa clase de medidores de flujo.
D)
Coriolis y medidores de desplazamiento positivo: el Pmax es consultado con la Disciplina de Automatización y Control ya que puede ser elevado. Si no hay apoyo de la Disciplina de Automatización y Control o del fabricante, use un P estimado de 3,6 psi (0,25 bar). Los valores de P son revisados luego en la Memoria de Cálculo de Pérdidas de Presión una vez que los medidores de flujo han sido especificados por la Disciplina de Automatización y Control.
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GUIA PARA LOS DATOS DE PROCESOS DE LOS MEDIDORES DE FLUJO Orificios de Restricción:
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El Pmax corresponde, en este caso, a la máxima diferencia que puede existir entre el valor de la presión en el sistema aguas arriba del elemento y el sistema aguas abajo del elemento (Figura 32). Estas presiones son conocidas en la mayoría de las aplicaciones de los orificios de restricción. En las aplicaciones en las que el flujo es regulado con un RO (despresurización y gas blowby), el Pmax se calcula con un procedimiento iterativo que es explicado en: Despresurización: Consulte el INEDON “Guía para los cálculos de despresurización” N° 903-HM120-P09-GUD-071, Gas Blowby: Consulte el INEDON “Guía Para los Cálculos de Gas Blowby” N° 903-HM120-P09-GUD-049. Presión de Diseño (Design Pressure) – Design Pressure Presión de diseño de la línea asociada al instrumento. Referencia: Bases y Criterios de Diseño (Ingeniería Conceptual) y Lista de Líneas (Ingeniería Básica/Detalle). Temperatura de Diseño (Design Temperature) - Design Temperature Temperatura de diseño de la línea asociada al instrumento. Referencia: Bases y Criterios de Diseño (Ingeniería Conceptual) y Lista de Líneas (Ingeniería Básica/Detalle). En SPI® existen dos campos para la presión y temperatura de diseño: Maximum y Minimum. Aquí se especifica el valor mínimo y el maximo de diseño. Ejemplo: vacio total (si aplica). Flujo Mínimo/ Normal/ Máximo – Flow @ Minimum/ Normal/ Maximum Valores de flujo requeridos en el proceso. Tratar de suministrar, en lo posible, los tres valores de flujo. El uso de un solo valor puede ocasionar que el instrumento carezca de un rango adecuado para operar ante fluctuaciones en la operación de la instalación.
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GUIA PARA LOS DATOS DE PROCESOS DE LOS MEDIDORES DE FLUJO A continuación se indican los criteriosz para especificar los flujos requeridos: 1. Flujo Normal: Balance de materia y Energía, Simulación del proceso. 2. Cuando el medidor está en la misma línea de una válvula de control (Figura 36a), los flujos máximo y mínimo son iguales a los especificados para la válvula. En una Ingeniería de Detalle estos valores vienen reflejados directamente en las HdD de las válvulas de control producto de la Ingeniería Básica. Si se está llevando a cabo una Ingeniería Básica los flujos se especifican siguiendo los criterios suministrados en la Sección 11.3 del INEDON “Guía para los Datos de Procesos de las Válvulas de Control y Dimensionamiento de los Desvíos” N° 903-HM120-P09-GUD-014,.
FI 001
FIC 001
FE 001
FT 001
FCV 001
Medidor asociado al lazo de control
FE 001
FIC 001
PIC
001
FT 001
PCV 001
PT 001
Medidor NO asociado al lazo de control
a) Flujo del medidor igual al de la válvula de control
FCV 001 FE 001
FT 001
Medidor asociado al lazo de control
b) Flujo del medidor DIFERENTE al de la válvula de control
Figura 36. Ejemplos de Medidores de Flujo asociados a lazos de control 3. Si no se dispone de suficiente información, o en los casos que el medidor funciona solamente como indicador de flujo y no está asociado a una válvula de control (Figura 37), los flujos máximos y mínimos se pueden especificar siguiendo los mismos criterios suministrados en la Sección 11.3 del INEDON “Guía para los Datos de Procesos de las Válvulas de Control y Dimensionamiento de los Desvíos”, N° 903HM120-P09-GUD-014.
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GUIA PARA LOS DATOS DE PROCESOS DE LOS MEDIDORES DE FLUJO z Cada caso es particular y se evalúa detenidamente. Los flujos máximos, normal y mínimos en líneas de servicio (ejemplo: gas combustible a hornos), líneas de purga y reposición (make up), líneas de arranque, etc. obedecen a criterios específicos de cada proyecto. Consultar las Bases y Criterios de Diseño del Proyecto.
FI 001
FE 001
FT 001
FE 001
a) Indicación de Flujo
FT 001
FI 001
FT 001
FALL 001
a) Indicación de Flujo con señal al Sistema de Detección de Fallas
Figura 37. Ejemplos de Medidores de Flujo para indicación Densidad @ Temp. operación (Density @ Operating Temp.) – Density Densidad del fluido a las condiciones de presión y temperatura de entrada al elemento. Referencias: Balance de Materia y Energía, Simulación del Proceso y Memoria de Cálculo de Pérdidas de Presión. En SPI® se puede especificar la densidad o la gravedad específica (Oper. Spec. Gravity) dependiendo del proyecto. Si se especifica la densidad, el programa calcula la gravedad especifica y visceversa. Es importante verificar que la Disciplina de Automatización y Control use la base adecuada para el cálculo de la densidad a partir de la gravedad especifica. La base para líquidos es la densidad del agua a 15.6°C (60°F) y 101.3 kPa (14.7 psia) y para los gases es el peso molecular del aire, 28,9 kg/kmol (28,9 lb/lbmol). Viscosidad @ Temp. operación (Viscosity @ Operating Temp.) – Viscosity Viscosidad dinámica del fluido a las condiciones de presión y temperatura de entrada al elemento. 903-HM120-P09-GUD-077/02/12/2009/lv/SP
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Referencias: Balance de Materia y Energía, Simulación del Proceso y Memoria de Cálculo de Pérdidas de Presión. Presión de Vapor @ Temp. operación (Vapor Pressure @ Operating Temp.) – Vapor Pressure Presión absoluta de vapor para fluidos líquidos a la temperatura de entrada del medidor, correspondiente con el flujo normal. Referencias: Balance de Materia y Energía, Simulación del Proceso, HdD de bomba (cuando aplique). El dato de presión de vapor es fundamental para dimensionar adecuadamente medidores por presión diferencial y evitar que el fluido vaporize en el punto de mayor restricción del flujo. Suministrar este dato aun cuando el líquido esté lejos de su punto de vaporización. Peso Molecular (Molecular Weight) – Molecular Mass Peso molecular del fluido. Este dato es solo requerido para servicio de gas o vapor. Referencias: Balance de Materia y Energía y Simulación del Proceso. Factor de Compresibilidad (Compressibility Factor) – Compressibility Factor de compresibilidad del fluido (Z) a las condiciones de presión y temperatura de la entrada del medidor. Este dato es solo requerido para servicio de gas o vapor. Referencias: Balance de Materia y Energía y Simulación del Proceso. k=Cp/Cv (Relación de calores específicos) – Specific Heat Ratio Relación de calores específicos determinada a las condiciones de presión y temperatura de entrada del medidor. Este dato es solo requerido para servicio de gas o vapor. Referencias: Balance de Materia y Energía y Simulación del Proceso.
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z
En esta sección se especifica la concentración de contaminantes (ejemplo: H 2S en ppm) o de particulado sólido, condiciones especiales, o cualquier otra información adicional que pueda ser crítica para la escogencia del medidor y el material del mismo. A demás de las propiedades mencionadas hasta ahora, SPI® solicita los siguientes datos (véase Figura 35): Entrained gas or liquid Se refiere al porcentaje de gas en forma de burbujas o líquido en forma de gotas, arrastrado por el flujo líquido o gaseoso respectivamente. Angle of repose Se refiere al ángulo de la línea, desde 0° para una línea completamente horizontal, hasta 90° para una línea completamente vertical. Referencia: maqueta de la planta e isométricos. Required range Este campo se llena si hay requerimientos específicos en cuanto al rango de medición del elemento. En general el rango ya viene definido por el fabricante en base a la información de flujo máximo y mínimo a medir. Corrosive /Erosive /Toxic /Colored /Transparency /Build-up tendency Al igual que en la HdD de procesos, SPI® solicita información sobre si el fluido es corrosivo o no. La existencia y cantidad de los componentes que promuevan la corrosión se indica en la sección de Notes al final de la ventana. Ejemplo: H2S (10 ppm). Se puede indicar también si el fluido es erosivo, toxico, coloreado o transparente, y si tiene tendencia a ensuciar el elemento de medición o no. C) Ajustes de alarmas - Alarm En esta sección se especifican los puntos de ajuste para las alarmas que apliquen en los medidores o flujos de ajuste para los interruptores de flujo. La Figura 38 muestra la sección equivalente en el programa SPI®.
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Figura 38. Sección de ajuste de las alarmas en SPI® La Figura 39 muestra ejemplos típicos de la aplicación de alarmas en el caso de medidores de flujo. Es más común encontrar alarmas por bajo y bajo bajo flujo que por alto o alto alto flujo. Esto se debe a que las alarmas de alta están generalmente asociadas a las condiciones de presión, temperatura y nivel.
FI 001 L LL
FIC 001
FIC 001 L LL
FT 001
FE 001
FT 001 FE 001
FI 001
FIC 002
FT 002 FE 002
L FI LL 002
a) Líneas de flujo mínimo en bombas H L
B.L
FIC 001
FI 001
a) Líneas de proceso a hornos FI LL 001
FE 002 FT 002
FT 001
FIC 001
FT 001 FE 001
FI H 002 L
FE 001
Proceso
c) Líneas de proceso: descarga de bombas, mezclas, líneas desde o hacia límite de batería
c) Reflujo en torres fraccionadoras, regeneradoras o Entrada de solvente en torres absorbedoras
Figura 39. Ejemplos de alarmas asociadas a medidores de flujo
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GUIA PARA LOS DATOS DE PROCESOS DE LOS MEDIDORES DE FLUJO z ajustar las alarmas de los instrumentos Generalmente, los lineamientos para vienen dados por el cliente y/o licenciante del paquete en el caso que aplique. Estos lineamientos pueden estar reflejados en las Bases y Criterios de Diseño y en el Manual de Operación y Control, o los Manuales de Operación de plantas similares que proporcione el cliente.
El Cuadro 1 indica los criterios usados para establecer los ajustes de las alarmas, cuando NO se dispone de otra fuente de información.
En la revisión de la información del vendedor del instrumento aprobado para compra (squadcheck activities), verificar que los valores de ajuste de las alarmas estén dentro del rango de medición del instrumento. Cuadro 1. Recomendaciones para el ajuste de las alarmas en medidores de flujo Aplicación
Motivo
FALL
FAL
FAH
FAHH
Flujo mínimo de bombas (Figura 39a)
Evitar llegar al shutoff de la bomba
90%SP
95%SP
-
-
Alimentación de hornos (Figura 39b)
Evitar coquificación en los tubos del horno
Fmin*
110-120% Fmin*
-
-
Líneas de proceso a intercambiadores, separadores, torres, etc. (Figura 39c)
Alertar sobre una operación anormal
Fmin
110-120% Fmin
90-95% Fmax
Fmax
SP: set point de la válvula de control Fmin*: Flujo mínimo tolerable por paso Fmin: Flujo mínimo permisible de operación. Fmax: Flujo máximo permisible de operación.
14. NORMATIVA El siguiente cuadro resume la normativa nacional e internacional que rige sobre la especificación, aplicación e instalación de medidores de flujo. El Cuadro 2 muestra sólo la normativa disponible en el sistema de normas internacionales de inelectra.
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GUIA PARA LOS DATOS DE PROCESOS DE LOS MEDIDORES DE FLUJO Cuadro 2. Normativa zgeneral sobre medición de flujo Instituto emisor
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Norma
Título
API MPMS 5.2
Measurement of Liquid Hydrocarbons by Displacement Meters
API MPMS 5.3
Measurement of Liquid Hydrocarbons by Turbine Meters
API MPMS 5.6
Measurement of Liquid Hydrocarbons by Coriolis Meters
API MPMS 5.8
Measurement of Liquid Hydrocarbons by Ultrasonic Flow Meters Using Transit Time Technology
API MPMS 12.2
Calculation of Liquid Petroleum Quantities Measured by Turbine or Displacement Meters
API MPMS 14.3.1
Concentric, Square-Edged Orifice Meters Part 1 - General Equations and Uncertainty Guidelines
API MPMS 14.3.3
Concentric, Square-Edged Orifice Meters Part 3 - Natural Gas Applications
API MPMS 22.2
Testing Protocol Section Differential Pressure Flow Measurement Devices
API RP 551
Process Measurement Instrumentation
ISA RP31.1
Specification, Installation, and Calibration of Turbine Flowmeters
ISA S20-1981
Specification Forms for Process Measurement and Control Instruments, Primary Elements, and Control Valves
K-302
Engineering Design Manual Vol. 9-I. Engineering Specification: Flow Instrumentation.
90620.1.111
Engineering Design Manual Vol. 9-II. Engineering Guideline: Flow Measurement Guidelines.
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z
Leyenda de la ubicación de las referencias:
Biblioteca de inelectra.
Servicio de Normas PDVSA o Internacionales en la ineweb. Intranet de Procesos.
[1] DeCarlo, Joseph P. Fundamentals of Flow Measurement. North Carolina : Instrument Society of America, 1984. [2] Creus Sole, Antonio. Instrumentación Industrial. Mexico : Alfaomega Grupo Editores, 2006. 7a edición. [3] Serrano, Julio. Instrumentos de Caudal. INITEC. Manual de Instrumentación de Ingeniería Química. s.l. : INITEC, 1983. [4] OMEGA®. Transactions in Measurement and Control Volume 4 - Flow & Level Measurement. URL: http://www.omega.com/literature/transactions/ [5] Engineering ToolBox. Ultrasonic Doppler and Time of Flight Flowmeters. URL: http://www.engineeringtoolbox.com/ [6] EMERSON Process Management. MICRO MOTION TutorTM - Flow Operating Principle. URL: http://www2.emersonprocess.com/enus/brands/micromotion/Pages/coriolis-flow-density-measurement.aspx [7] Intergraph. SmartPlant Instrumentation Tutorial. 2007. [8] PIP PCCFL001. Flow Measurement Criteria. 1998. Contenida en la Norma PDVSA K-302 "Engineering Design Manual. Vol 9-I. Engineering Specification. Flow Instrumentation" [9] BS 7405. Guide to Selection and Application of Flowmeters for the Measurement of Fluid Flow in Closed Conduits. BSI. 1991. Contenida en INEDON “Hojas de Datos para Especificación de Instrumentos”, N° 903-HM160-I01GUD-005
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ANEXO 1. CRITERIOS
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PARA LA SELECCIÓN DE MEDIDORES DE FLUJO
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1a
1b
Propósito de la medición
Indicación
Control
Tipo de medición
Másica
Directa
2a
Volumétrica
Inferida
2b Condiciones de Operación
3
Condiciones de Instalación
Relación Costo / Funcionamiento ($ /☺ )
Figura 1.1. Flujograma para la selección de medidores de flujo (adaptado de [1]) La selección del tipo de medidor de flujo necesario en una aplicación, puede realizarse siguiendo el flujograma presentado en la Figura 1.1. A continuación se describen brevemente los pasos a seguir. 1a
Propósito de la medición: Lo primero que toma en cuenta al seleccionar un medidor es si se está interesado en obtener una medida del flujo solamente o en controlarlo. Esto impacta tanto a los criterios de selección referidos al funcionamiento del instrumento, como a los de costo del mismo. Ejemplo: Si el propósito es obtener una medida del flujo, en especial a efectos de facturación, se desea que el instrumento tenga una muy buena exactitud; mientras que si el objetivo es controlar el flujo, un elemento con menor exactitud pero probablemente menos costoso, podría satisfacer fácilmente el requerimiento.
1b
Tipo de medición: El tipo de medición se refiere a si el flujo medido debe ser másico o volumétrico. Los medidores de flujo másico son utilizados generalmente cuando se está facturando una materia prima o producto en unidades másicas, o para cerrar el balance de masa del proceso. En el primer caso es importante obtener
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GUIA PARA LOS DATOS DE PROCESOS DE LOS MEDIDORES DE FLUJO z lo que se descartan los medidores por una medida directa de la masa, por compensación. Por otro lado, si se están midiendo fluidos compresibles, una medición volumétrica no tendría mucho significado a menos que la densidad se mantenga constante.
2a
Condiciones de Operación. La Figura 1.2 muestra algunas de las condiciones de operación que tienen que ser consideradas en la selección de un medidor. Si se está midiendo agua limpia, por ejemplo, se puede considerar un amplio rango de medidores, mientras que si se trata de aguas servidas, lodos o flujos con partículas de gran tamaño que pueden obstruir el medidor, el campo se reduce hacia los medidores no intrusivos como los magnéticos o ultrasónicos. Es importante determinar en esta etapa, por ejemplo, el Número de Reynolds (Re) máximo y mínimo de la aplicación. El Re mínimo se determina con el flujo y la densidad mínima y la máxima viscosidad que pueda presentar el fluido a medir. Cuando el fluido es muy viscoso y su Re es muy bajo, el coeficiente de descarga en elementos de presión diferencial varía marcadamente, por lo que se prefiere trabajar con Re mayores a 20.000 aproximadamente [4].
2a
2b
Condiciones de Operación
Fluido
• Líquido, gas ? • corrosivo? • Sólidos suspendidos? • Lodos?
Condiciones de Instalación
Rango de medida
Régimen
• Flujo máximo • Flujo mínimo
• Laminar, turbulento? • Re?
Propiedades
• Temperatura • Presión • Viscosidad • Densidad • conductividad
• Diámetro de la línea • Facilidad de instalación • Condiciones aguas arriba • Pérdida de presión
Figura 1.2. Criterios de selección asociados a las condiciones de operación e instalación.
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2b
Condiciones de Instalación. Cada tipo de instrumento tiene ciertos requerimientos que pueden o no adecuarse a las características del espacio y, en especial, del diámetro de la línea donde serán instalados. Por ejemplo, los medidores magnéticos o ultrasónicos pueden ser usados en tuberías de diámetro considerable (mayor de 48”), mientras que los medidores tipo coriolis tienen un rango de diámetro para instalación limitado (máximo 12”) [9] .
3
Relación costo/Funcionamiento Los pasos anteriores llevan a preseleccionar dos o más elementos, los cuales son posteriormente evaluados en términos de la función que tendrán, medida o control, y los costos de compra, instalación, operación y mantenimiento. La Figura 1.3 muestra el orden de prioridades que tienen los criterios de selección de acuerdo a la función del medidor. Por ejemplo, en un elemento para facturación es de vital importancia la exactitud, mientras que en un elemento de control este criterio pasa a un quinto lugar, prevaleciendo la repetibilidad y la linealidad como características más importantes.
Costos $
Funcionamiento ☺
Medida
• • • •
Compra Instalación Operación Mantenimiento
1. 2. 3. 4. 5. 6.
Control
Exactitud – Incertidumbre Resolución Repetitividad – precisión Reproducibilidad – calibración Linealidad Caída de presión
1. 2. 3. 4. 5. 6.
Repetitividad – precisión Resolución Linealidad Reproducibilidad – calibración Exactitud – Incertidumbre Caída de presión
Figura 1.3. Criterios de costo y funcionamiento del medidor (adaptado de [1]).
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GUIA PARA LOS DATOS DE PROCESOS DE LOS MEDIDORES DE FLUJO z La Figura 1.4 muestra los costos relativos de algunos tipos de medidores de flujo en función del diámetro de la línea. La selección de un medidor de flujo involucra normalmente un proceso de iteración, tal como se muestra en la Figura 1.1, ya que en una primera evaluación pueden existir dos o más medidores que cumplan con los requerimientos deseados.
20 18 16
Costo Relativo
14 12 10 8
6 4 2
sónicos
Flujo másico directo
2
4
6
8
12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 Diámetro de la línea, in
Figura 1.4. Costo relativo de los medidores de flujo de acuerdo al tipo (adaptado de [1]) Consulte la Sección 3.5 del INEDON “Hojas de Datos para Especificación de Instrumentos”, N° 903-HM160-I01-GUD-005, para conocer los rangos de aplicabilidad de cada tipo de medidor en cuanto a las características del fluido, condiciones de instalación, funcionamiento y costo.
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ANEXO 2. FORMATO
PARA LA HOJAS DE DATOS DE MEDIDORES DE FLUJO
PROCESOS
PARA LOS
(9 0 3 - H M 1 2 0 - P 0 9 - 0 7 7 - 1 . x l s )
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ANEXO 3. GUIA
PARA CARGAR DATOS DE PROCESOS DE LÍNEAS E I N S T R U M E N T O S E N S P I ® ( R E F E R E N C I A [7])
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GUIA PARA LOS DATOS DE PROCESOS DE LOS MEDIDORES DE FLUJO 1. COMO DEFINIR DATA DE PROCESOSz PARA LÍNEAS EN SPI®: Esta sección involucra crear una línea en el módulo Process Data de SPI®, definir la data de procesos para esta línea y copiar la data de procesos a otra línea. 1.1. Crear una línea: 1. Para abrir el módulo Process Data seguir uno de los siguientes pasos: En la barra de herramientas principal hacer click en En el menú Modules, hacer click en Process Data 2. En la barra inferior derecha, hacer click en
(Line) (Figura 3.1)
3. En la ventana Select Line (Figura 3.1), seleccionar el tipo de línea en Line Type 4. Click New para abrir la ventana de Line Properties (Figura 3.2)
Figura 3.1. Ventanas de Process Data y Select Line 903-HM120-P09-GUD-077/02/12/2009/lv/SP
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Figura 3.2. Ventana Line Properties 5. Definir la línea en Line Number y el resto de las características. 6. Click OK para volver a la ventana Select Line 7. Click OK de nuevo para completar la creación de la línea 1.2. Definir data de procesos para una línea: 1. En la barra inferior derecha, hacer click en
(Line)
2. En la ventana Select Line, hacer check en Show all line types (Figura 3.3) 3. Seleccionar la línea de interés y hacer click en OK 4. En la ventana Process Data, seleccionar la fase del fluido en Fluid State (Figura 3.3)
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Figura 3.3. Ventana de Process Data. 5. En la ventana de Line Process Data - [N° de línea], suministrar los datos generales de la línea y el fluido, así como las propiedades y flujos (Figura 3.4). 6. En la barra inferior derecha hacer click en cambios
(save) para guardar los
7. En la barra inferior derecha hacer click en (report) para generar un reporte de la línea. Click Yes en la ventana que aparece a continuación para ver la versión preliminar del reporte. 8. En la barra inferior derecha click (revisions) En la ventana de Revisions seleccionar el método de revisión (Ej. 0,1,2..) (Figura 3.5) Click New para crear la nueva revisión En el campo By, incluir las iniciales del colaborardor 9. Click Ok para guardar y cerrar la ventana de Revisions. Se recomienda imprimir una copia de la revisión como soporte de la Disciplina de Procesos. 903-HM120-P09-GUD-077/02/12/2009/lv/SP
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10. Cerrar las ventanas de Print Preview y Line Process Data
Figura 3.4. Ventana de Line Process Data
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Figura 3.5. Ventana de Revisions 11. Click para abrir de nuevo la ventana Select Line. En la columna PD Exists (Process Data Exists), debe aparecer ahora Yes para la línea que fue modificada como se muestra en la Figura 3.6.
Figura 3.6. Ventana Select Line mostrando que la línea ya tiene datos de procesos 903-HM120-P09-GUD-077/02/12/2009/lv/SP
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GUIA PARA LOS DATOS DE PROCESOS DE LOS MEDIDORES DE FLUJO z 1.3. Copiar data de procesos a otra línea:
1. En el menú Actions hacer click en Copy Line Data. 2. En Source line, seleccionar la línea de la que se desea copiar la data. Se puede hacer un filtro por tipo de línea (Figura 3.7). 3. En Target line, seleccionar la línea a la que se desea copiar la data (Figura 3.7). 4. Click Copy. Luego del proceso de copiado la línea debe mostrar Yes en la columna PD Exits. 5. Click Close
Figura 3.7. Ventana de Copy Line Data
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GUIA PARA LOS DATOS DE PROCESOS DE LOS MEDIDORES DE FLUJO 2. COMO DEFINIR DATA DE PROCESOSz PARA INSTRUMENTOS EN SPI®: Esta sección involucra crear definir la data de procesos para un instrumento previamente creado, en este caso, un medidor de flujo. 1. Abrir el módulo Process Data 2. En la barra inferior derecha, hacer click en
(Instrument)
3. En la ventana de Enter tag number, escriba el nombre del instrumento o haga click en Find y filtre de acuerdo a la información que posea para buscar el instrumento (Figura 3.8)
Figura 3.8. Ventanas para búsqueda de instrumentos
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GUIA PARA LOS DATOS DE PROCESOS DE LOS MEDIDORES DE FLUJO z podrá visualizar los instrumentos cuyo La Disciplina de Procesos sólo status sea Process data required. El status es configurado previamente por la Disciplina de Automatización y Control usando el Workflow. Consulte el INEDON “Procedimiento para el Flujo de Trabajo entre Automatización y Control y Procesos en SmartPlant Instrumentation (SPI)” N° 903-HM160-I01-GUD-011
4. Una vez seleccionado el instrumento aparece una ventana cuya función es básicamente preguntar si se desea copiar la información de procesos de la línea a la que está asociado el instrumento (Figura 3.9). 5. Click Ok para copiar la data de procesos de la línea al instrumento. 6. A continuación aparece la ventana Process Data (Figura 3.10). Aquí se pueden editar los datos que sean necesarios. Véase la Sección 13 de este INEDON como guía para cargar los datos de procesos.
Figura 3.9. Ventana para copiar la data de procesos de una línea a un instrumento El procedimiento mostrado hasta ahora asume que la disciplina de Automatización y Control ha especificado en las propiedades del instrumento su ubicación en una línea y que dicha línea contiene data de procesos. De lo contrario, una vez seleccionado el instrumento, la ventada Process Data aparece directamente y se llenan todos los campos requeridos. 7. En la barra inferior derecha hacer click en cambios
(save) para guardar los
8. En la barra inferior derecha hacer click en (report) para generar un reporte del instrumento. Click Yes en la ventana que aparece a continuación para ver la versión preliminar del reporte.
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12. En la barra inferior derecha click (revisions). Seguir los pasos de la sección 1.1 para crear una revisión. Se recomienda imprimir una copia de la revisión como soporte de la Disciplina de Procesos.
Figura 3.10. Ejemplo de la ventana Process Data 903-HM120-P09-GUD-077/02/12/2009/lv/SP
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Los campos que aparecen en color verde claro y amarillo indican que el colaborador debe ingresar un valor. Los campos en blanco indican que el dato es opcional.
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