manual de instrumentacion

ORO NEGRO Curso de Instrumentación Avanzada

1

Índice Pág.

1. - Evolución de La instrumentación..................................................................... 5

2. - Conceptos Generales de Instrumentación...................................................... 6

2.1. - Campo de Medida ( Rango )................................................................…........ 6

2.2.- Alcance ( Span ).............................................................................................. 6

2.3.- Error................................................................................................................. 6

2.4.- Elevación de Cero........................................................................................... 7

2.5.- Supresión de Cero........................................................................................... 7

2.6.- Ruido...............................................................……......................................... 7

2.7.- Instrumentos Ciegos........................................................................................ 7

2.8.- Instrumentos Indicadores................................................................................ 8

2.9.- Código de Identificación de Instrumentos....................................................... 8

3.- Tipos de Señales............................................................................................. 9

4.- Variables.......................................................................................................... 10

4.1.- Presión ........................................................................................................... 10

4.1.1.- Unidades de Presión....................................................................................... 10

4.1.2.- Tipos de instrumentos ( Transmisores de Presión,Indicadores de Presión, Interruptores de Presión )........................................ 11

4.1.2.1.- Instrumentos Mecánicos ( Tubo Bourdon,Diafragma, Rabo de Cochino )........................................................................

11

4.1.3.- Principios y Funcionamiento ........................................................................... 12

4.1.4.- Instalación Típica............................................................................................. 13

4.1.5.- Calibración de Instrumentos de Presión.......................................................... 13

4.2.- Nivel................................................................................................................. 15

4.2.1.- Unidades de Nivel........................................................................................... 15

4.2.2.- Tipos de instrumentos ( Tipo Flotador, Magnético,Burbujeo, Por Presión Diferencial, Tipo Capacitivo,Ultrasónico, Cono Suspendido, Radiación ) ................................................... 15


2

Pág.

4.2.3.- Principios y Funcionamiento............................................................................. 15

4.2.4.- Instalación Típica.............................................................................................. 21

4.2.5.- Calibración de Instrumentos de Nivel............................................................... 21

4.3.- Temperatura....................................................................................................... 22

4.3.1.- Unidades de Temperatura................................................................................ 22

4.3.2.- Tipos de instrumentos ( Termómetros Bimetálicos,Termómetros de Bulbo, Termocuplas, RTD,Sensor de Temperatura Infrarrojo )..................................................................

22



4.3.5.- Calibración de Instrumentos de Temperatura................................................... 28

4.3.6.- Velocidad de Respuesta de los Instrumentosde Temperatura................................................................................................

29

4.4.- Caudal ( Flujo ) ................................................................................................ 30

4.4.1.- Unidades de Caudal......................................................................................... 31

4.4.2.- Tipos de instrumentos ( Placa Orificio, ToberaTubo Venturi, Tubo Pitot, Rotámetro, Turbina,Ultrasónico, Magnético, Medidor de Coriolis ).................................................. 31

4.4.3.- Principios y Funcionamiento............................................................................ 31


4.5.- Peso ................................................................................................................. 39

4.5.1.- Unidades de Peso............................................................................................. 39

4.5.2.- Tipos de instrumentos ...................................................................................... 39



4.6.- Llama ............................................................................................................... 42


3

Pág.

4.6.3.- Principio y Funcionamiento.............................................................................. 42


5. - Válvulas de Control........................................................................................... 44

5.1. - Partes Internas. Obturador y Asientos.............................................................. 46

5.2. - Tipos de Acciones en las Válvulasde Control........................................................................................................

47

5.3. - Posicionador...................................................................................................... 48

5.4. - Volante de Accionamiento Manual.................................................................... 49

5.5. - Calibración de Válvulas de Control................................................................... 50

6. - Simbología General en Instrumentación........................................................... 53

7. - Lectura e Interpretación de Planos................................................................... 54

8. - Lazos de Control............................................................................................... 55

9. - Chequeo de Lazos............................................................................................ 56

10. - DCS Sistema de Control Distribuido. ……............................................. 58


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1. - EVOLUCION DE LA INSTRUMENTACIÓN

En la década de los años 20’ para medir la cantidad de monóxido de carbono en una

determinada área se utilizaban pájaros encerrados en jaulas y la supervivencia ó no

del mismo indicaba la concentración de gases en determinado lugar. La inexactitud

de este sistema de medición llevo a pensar en sistemas mas evolucionados con el

fin de mejorar la forma en que se efectuaban las mediciones. La necesidad de la

industria puso en marcha la imaginación de los inventores y fabricar instrumentos

más eficaces convenientes de acuerdo a las necesidades. El desarrollo se inicio

con los manómetros, termómetros y válvulas manuales los cuales solo poseen

indicación local y no podían ser controlados a distancia. Eran necesarios muchos

operadores de campo para observar alguna variación en las mediciones. Con la

llegada de las nuevas tecnologías, los instrumentos pasaron de ser de simples

indicadores a instrumentos electrónicos digitales y en muchos casos equipos

“inteligentes“. Sin embargo la cantidad de mediciones en cualquier industria y la

necesidad que los operadores observaran el funcionamiento de varios

instrumentos al mismo tiempo y se llevara un control y registros de los mismos

llevo a pensar en la centralización de señales provenientes de campo a una sala en

donde convergen todas las señales, que es conocida popularmente como Sala de

Control ( Control Room) en donde se observa de manera grafica todos los

instrumentos de campo ( manómetros, transmisores, alarmas, válvulas,

interruptores) y como es su comportamiento a través del tiempo.

2. - CONCEPTOS GENERALES DE INSTRUMENTACION

2.1. - Campo de Medida ( Rango)

Conjunto de valores de la variable medida que están comprendidos entre el limite

superior o inferior de la medición de un instrumento. Por ejemplo: Un indicador de

temperatura posee una escala de 100-300 º C, el campo de medida son todos los

valores comprendidos entre 100 y 300 º C.

2.2. - Alcance ( Span)

Es la diferencia algebraica entre los valores superior e inferior del campo de

medida. Tomando el mismo ejemplo anterior del Indicador de temperatura el

alcance ( Span) es igual a:


5

Span= valor superior – valor inferior = 300-100 = 200º C.

2.3. - Error

Es la diferencia entre el valor leído o transmitido por el instrumento y el valor real

de la variable medida. Por ejemplo: un indicador de presión tiene una lectura de 20

bar pero el valor real debería ser de 22 bar o sea que existe un error de 2 bar que

en determinadas situaciones puede resultar peligroso la existencia de este error.

Supongamos un tanque abierto de ácido sulfúrico y se quiere chequear el nivel del

tanque, si el equipo para medir esta variable presenta error es posible que el tanque

se rebose y se corre el riesgo de perder vidas humanas al no poseer una lectura

correcta los equipos de medición He aquí la importancia de la calibración que, no

es mas que llevar la señal de salida de los instrumentos a su valor real.

En nuestra infancia nuestros padres nos indican si nuestro comportamiento es

adecuado o no, o sea ellos nos sirven de referencia o patrón en nuestro

comportamiento, igual pasa en la calibración para determinar que un equipo esta

midiendo inadecuadamente una variable o presenta un error, necesitamos

instrumentos patrones que nos sirven de referencia. Generalmente se asegura que

estos instrumentos de referencia sean calibrados por organismos calificados

(Metrología) y con un certificado de calibración vigente por un año para así

asegurar la confiabilidad de los mismos. Mas adelante seguiremos tocando este

punto importante como lo es la calibración.

2.4 .-Elevación de Cero

Es cuando el valor cero de la señal medida supera el valor inferior del campo de

medida.

2.5 .-Supresión de Cero

Es cuando el valor cero de la señal medida es inferior al valor inferior del campo de

medida.

2.6. - Ruido

Cualquier perturbación eléctrica o señal no deseada que modifica la transmisión de

datos. Por ejemplo: Vibración de las tuberías, Campos magnéticos, Condiciones

ambientales adversas, etc.


6

2.7. - Instrumentos Ciegos

Son aquellos que no tienen indicación visible de la variable. Por ejemplo tenemos:

Alarmas, Interruptores que no poseen indicación local visible.

2.8. - Instrumentos Indicadores

Disponen de una escala en que puede observarse fácilmente la lectura.

2.9. - Código de Identificación de Instrumentos

LETRAS DE IDENTIFICACIÓN

Letra 1era Letra Letras Sucesivas

A ANÁLISIS ALARMA

B LLAMA

D DENSIDAD DIFERENCIAL

E TENSIÓN ELEMENTO

F FLUJO

G VIDRIO

H MANUAL ALTO

I CORRIENTE INDICACION

K TIEMPO

L NIVEL LUZ, BAJO

O ORIFICIO

P PRESION

R RADIACTIVIDAD

S VELOCIDAD O FRECUENCIA INTERRUPTOR

T TEMPETURA TRANSMISOR

V VISCOCIDAD O VIBRACION VALVULA

W PESO VAINA

Z POSICIÓN

Ejemplos:

PT=Transmisor de Presión, TE= Elemento de Temperatura

PS= Interruptor de Presión, LSL= Interruptor de Bajo Nivel

LALL= Alarma de Muy Bajo Nivel

PT1era Letra Letras Sucesivas


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Fig. 1

Ejemplo de Codificación de Instrumentos

3. - TIPOS DE SEÑALES

Conexión a Proceso

Señal Neumática

Señal Eléctrica

Tubo Capilar

Señal Hidráulica

Señal Electromagnética o

Señal Sónica

Señal Digital o Software

Fig. 2 Ejemplo de Señales

4. - VARIABLES

4.1. - Presión

La presión es una fuerza por unidad de superficie y puede expresarse en: Pascal,

Bar, Atmósfera, Kilogramo, PSI (Libra por pulgada Cuadrada.

4.1.1. - Unidades de Presión


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PSI

Pulga

da

C. de

Agua

Pulga

da

C. de

Hg

Atmos

fera

Kg/

Cm2Cm. c.

de a.

mm

c. de

Hg

Bar Pa

PSI 1 27.68 2.036 0.0680 0.0703 70.31 51.72 0.0689 7142

Pulgada

C. de

Agua 0.0361 1 0.0735 0.0024 0.0025 2.540 1.868 0.0024 256.4

Pulgada

C. de

Hg 0.4912 13.6 1 0.0334 0.0345 34.53 25.4 0.0333 3448

Atmos

Fera 14.7 406.79 29.92 1 1.033 1033 760 1.0131

1.01x

105

Kg/

Cm2 14.22 393.7 28.96 0.9678 1 1000 735.6 0.98 98100

Cm. c.

de a. 0.0142 0.3937 0.0289 0.00096 0.0010 1 0.7355 0.0009 100

mm

c. de

Hg 0.0193 0.53 0.0393 0.0013 0.0013 0.0013 1 0.0013 133

Bar 14.5 408 29.99 0.987 1.02 1024 750 1 105

Pa0.00014 0.0039 0.00029

0.987X

10-5

0.102X

10-4 0.01 0.0075 10-5 1

Fig. 3 Unidades de Presión


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4.1.2. - Tipos de Instrumentos

4.1.2.1. - Instrumentos Mecánicos

Tubo Bourdon: Es un tubo con sección elíptica que forma un anillo. Al aumentar la

presión recibida este comienza a enderezarse y el movimiento es transmitido a una

aguja indicadora, por un sector dentado y un piñón.

Fig. 4. Tubo Bourdon

Diafragma: Consiste en una o varias capas circulares conectadas rígidamente entre

sí, de forma tal que al aplicar presión, cada capa se deforma y la suma de los

pequeños desplazamientos es igual a la presión aplicada. Sirve de protección de

los instrumentos. Es usado en tubería donde exista:

- Sólidos en suspensión

- Fluidos muy viscosos y corrosivos

- Alta temperaturas

Fig. 5 Diafragma y Rabo de Cochino ( Pig Tail)


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Cuando la presión de la tubería es muy alta regularmente se utiliza un elemento

llamado “Rabo de Cochino (Pig Tail)” para disminuir la presión de entrada de la

línea. Se instalan regularmente debajo de los Manómetros (Indicadores de Presión),

de esa forma se protege instrumento.

4.1.3. - Principios y Funcionamiento

En el punto anterior comentamos el principio y funcionamiento de los Manómetros

Indicadores de Presión. Se estudiara a continuación el principio de funcionamiento

de los transmisores de presión.

Los transmisores de presión: convierten la presión recibida por el sensor a una

señal en ma (miliamper) mediante un dispositivo electrónico interno. La señal de

salida en miliamperio es proporcional a la señal de presión de entrada. La mayoría

de los Transmisores electrónicos en la actualidad se comportan de esta manera:

Fig. 6 Comportamiento de un transmisor Inteligente

Los interruptores de presión se basan en la fuerza que produce la presión al actuar

sobre un diafragma que a su vez produce un desplazamiento para accionar un

interruptor. Se accionan al acercarse a un “ Set Point “ o punto de disparo y envían

la señal de 24 Vdc.

Presión deEntrada

Transmisor Señal de salida( ma)


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Fig. 7 Interruptor de Presión

4.1.4. - Instalación Típica

Los Manómetros van directamente encima de la tubería de Proceso. Los

transmisores se instalan en soporte fabricados con tubos de 2”. Los transmisores

se instalan en soportes fabricados con tubos de 2”. En los detalles de Instalación

(Hook Up) se observa fácilmente como se efectúan las instalaciones de los equipos

de instrumentación. Ver Anexos A, B, C, D, E.

4.1.5. - Calibración de Instrumentos de Presión

El error es universal e inevitable y acompaña a toda medida. El valor que se

observa en la medición tiende a desviarse del valor real. Hay diversidad de tipos

de errores que no mencionaremos en este curso, pero para calibrar un instrumento

se debe reducir o eliminar los errores ajustando el cero y el Span de los

instrumentos de presión. Se lleva el instrumento a un valor cercano del valor cero y

se ajusta el tornillo de cero. Igual procedimiento se realiza con la calibración del

span, se lleva el instrumento al valor máximo del campo de medida y se ajusta

mediante el tornillo de span. Repetir los pasos anteriores hasta que las lecturas

sean correctas. Se recuerda que se debe instalar en la misma línea de presión un

instrumento de referencia o patrón de buena precisión y que posea un certificado

de calibración otorgado por alguna institución reconocida con el fin de determinar


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visualmente cual es la desviación del valor real. Ver Anexo O ( Esquema Típico para

la Calibración de Transmisores)

Fig. 8 Bomba Manual

4.2. - Nivel

Los instrumentos de nivel pueden dividirse en medidores de nivel de líquidos y

sólidos que se estudiaran separadamente tomando en cuenta los mas usados en la

industria.

4.2.1. - Unidades de Nivel: Metros (mts), Litros (Lts), Galones.

4.2.2. -Tipos de Instrumentos



a) Medidores de Nivel de Líquidos: Trabajan directamente midiendo directamente la

altura del liquido en un tanque. A continuación mencionaremos los más comunes.

Medición de Nivel Tipo Flotador: Consiste en un flotador situado en el seno del

liquido y conectado al exterior del tanque indicando directamente el nivel. La

conexión puede ser directa, magnética o hidráulica. El flotador conectado

directamente esta unido por un cable que desliza a un índice exterior que señala

sobre una escala graduada. Es el modelo más antiguo, tiene el inconveniente que


13

las partes móviles están expuestas al liquido y pueden romperse, además que el

tanque esta sometido a presión.

Fig. 9 Medidor de Nivel Tipo Flotador

Medición de Nivel Magnético: Posee una cápsula de magnética a lo largo de un tubo

sellado que cada vez que se aproxima a los interruptores se activan enviando señal

de alto u bajo nivel según sea el caso.

Medición de Nivel Tipo Burbujeo: Es un método de bajo costo. Se puede emplear

para medir nivel de líquido, densidad o interfase de nivel. Emplea un tubo

sumergido en él líquido a través del cual se hace burbujear aire mediante un

rotámetro con un regulado de aire incorporado. La presión del aire en la tubería es

suficientemente alta para vencer la presión hidrostática ejercida por la columna del

líquido, es decir, al nivel. La presión aparece como pequeñas burbujas de aire. La

presión de retorno en el tubo es la medida de presión debido al nivel del liquido.

Cualquier variación en la presión es producto de la variación del nivel del tanque.

La presión de retorno es conectada al lado de alta presión y el lado de baja presión

se deja a la atmósfera. La diferencia de presión es medida por el transmisor como

una medida de nivel. El regulador de aire permite mantener un caudal de aire

constante a través del líquido independientemente del nivel. El tubo sumergido

suele ser de ø ½ “con el extremo biselado para la fácil formación de burbujas.


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Fig. 10 Medidor de Nivel tipo Burbujeo

No se recomienda para fluidos altamente viscosos donde las burbujas formadas

presentan el riesgo de no separarse rápidamente del tubo. Para el mantenimiento es

conveniente situar una T con un tapón en la parte superior del tubo para su limpieza

periódica. Se recomienda utilizar este método de medición en:

- Donde el liquido del proceso sea corrosivo y no pueda tener contacto directo

con el transmisor

- Tanques Abiertos

- Altas Temperaturas


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Fig. 11 Instalación Típica del Medidor de Nivel Tipo Burbujeo

Medición de Nivel por Presión Diferencial: Consiste en un diafragma en contacto

con el liquido del tanque, mide la presión hidrostática en un punto del fondo del

tanque. En tanques abiertos esta presión es proporcional a la altura del liquido en

ese punto y a su peso especifico, es decir P=Hγg en donde:

P= Presión

H= Altura de liquido sobre el instrumento

γ= Gravedad Especifica del Liquido

g= 9,8 m/s2

Cuando el tanque es cerrado se utilizan dos diafragmas y se mide la diferencia de

presiones entre la toma inferior y la toma superior. Para tanques cerrados el

comportamiento de la presión es: P= ( H – h)γ.


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Fig. 12 Medidor de Nivel de Presión Diferencial en Tanque Cerrado

Medidor de Nivel Capacitivo: Mide la capacidad del condensador formado por un

electrodo sumergido en líquido y las paredes del tanque. La capacidad del conjunto

depende linealmente del nivel del líquido. Se caracteriza por no tener parte móviles,

son ligero, presentan una buena resistencia a la corrosión y son de fácil limpieza.

Las altas temperaturas pueden afectar las lecturas.

Fig. 13 Medidor de Nivel Tipo Capacitivo


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Medición de Nivel Ultrasónico: Se basa en la emisión de un impulso ultrasónico a

una superficie que reflectante y la recepción del eco del mismo en un receptor. El

retardo en la captación del eco depende del nivel del tanque. Los sensores trabajan

a una frecuencia de 20 Khz. Estas ondas atraviesan con cierto amortiguamiento el

medio ambiente de gases o vapores y se reflejan en la superficie del sólido o del

líquido. En la figura 15 se observa la diversidad de formas posibles para la

instalación de este instrumento. Son adecuados para todo tipo de tanques.

Presenta el inconveniente de presentar falsas lecturas como en el caso que el

líquido que forme espuma, ya que produce falsos ecos de los ultrasonidos.

Fig. 14 Medidor de Nivel Tipo Ultrasónico


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Fig. 15 Instalación Típica de los Medidores de Nivel Tipo Ultrasónico

b) Medidores de Nivel en Sólidos: Se utilizan mucho en silos o tanques destinados

para contener materias primas o productos finales.

Medidor de Nivel Cono Suspendido: Consiste en un micro interruptor montado

dentro de una caja, con una cabeza de goma de la que esta suspendida una varilla

que termina en cono. Cuando el sólido alcanza el cono, el interruptor es excitado.

El aparato se emplea como alarma de alto nivel. Muy usado en tanque abiertos

(Silos) como alarma de alto nivel. Se debe tener cuidado cuando los sólidos en su

caída pueda dañarlo.


19

Fig. 16 Medidor de Nivel Cono Suspendido

Medición de Nivel de Radiación: Consiste en una fuente radiactiva de rayos gamma,

dispuesta al exterior y en la parte inferior del tanque, que emite su radiación a

través del tanque siendo captada por un detector. El nivel de radiación depende del

espesor de sólidos que se encuentren entre la fuente y el receptor. Es costoso y

puede trabajar a altas temperaturas ( 1300 º C).

Fig. 17 Medidor de Nivel Tipo Radiación


20

4.2.5. Calibración de Instrumentos de Nivel: Es usual comprobar en los

instrumentos de nivel los tornillos correspondientes al cero y Span, recordando

que el medidor de nivel indirectamente esta midiendo presión. Se inyecta presión

(dependiendo el principio de funcionamiento) al instrumento y se observa el

comportamiento de la salida. El medidor de nivel requiere un cuidado extremo y es

preciso seguir las indicaciones del fabricante contenidas en el manual del equipo.

El medidor de Nivel magnético se comprueba el funcionamiento de los interruptores

de bajo y alto nivel. En el medidor de nivel tipo cono suspendido sólo se sugiere la

comprobación del interruptor. El medidor de nivel tipo Ultrasónico fácilmente se

puede chequear en laboratorio con una cubeta de agua simulando un tanque de

agua. Hay tomar en cuenta la altura en que se esta colocando el Sensor de nivel con

respecto a la cubeta. En el medidor de Nivel Radiactivo se utiliza el medidor Geiger

para verificación y calibración de instrumentos de radiación que emplean isótopos

de radiación.

4.3. - Temperatura

La medida de temperatura constituye una de las mediciones más comunes y más

importantes que se efectúan en los procesos industriales.

4.3.1. - Unidades de Temperatura

Las más usadas son: Grados Kelvin ( ºK), Grados Centígrados ( ºC), Grados

Fahrenheit ( ºF), Grados Rankine ( ºR). Las Conversiones son:

- 1 ºC = 34 ºF

- 1 ºC = 494 ºR

- 1 ºC = 273 ºK

-

4.3.2. -Tipos de Instrumentos

4.3.3. - Principios y funcionamiento


Termómetro Bimetálico: Se basan en el distinto coeficiente de dilatación de dos

metales diferentes, tales como latón, monel o acero. Un termómetro Bimetálico

contiene pocas partes móviles, solo la aguja indicadora sujeta al extremo libre de la


21

espiral o de la hélice y el propio elemento Bimetálico. No hay engranajes que exija

un mantenimiento. La precisión es de ±1% y su campo de medida es de –200 a 500

ºC

Fig. 18 Termómetro Bimetálico

Termómetro de Bulbo: Consisten esencialmente en un bulbo conectado por un

capilar a una espiral. Cuando la temperatura del bulbo cambia, el gas o el liquido en

el bulbo se expanden y la espiral tiende a desenrollarse moviendo la aguja sobre la

escala para indicar la elevación de la temperatura del bulbo.


22

Fig. 19 Termómetro de Bulbo

Termopares (Termocuplas): Se basa en el efecto descubierto por Seebeck en 1821,

que formula que cuando se combinan dos metales diferentes, aparecerá un voltaje

en la juntura de los mismos. Se hace evidente que en el circuito se desarrolla una

pequeña tensión continua directamente proporcional a la temperatura de la unión.

Los valores de esta F.E.M. ( fuerza electromotriz) o voltaje están tabulados en tablas

de conversión. La combinación de conductores de metales diferentes originan

diferentes tipos de termopares (Termocuplas) diferentes denominadas por letras ( J,

K, E, R, S, etc.

Para medir con precisión la señal proveniente del termopar es preciso varios tipos

de acondicionadores de señal y filtros para mejorar las señales provenientes de

campo. Cuando se conectan los cables provenientes del termopar a una bornera se

forma una segunda juntura llamada “Juntura Fría “, esta juntura añade error a la

lectura y se deben instalar las llamadas “Borneras Compensadas “.


23

Fig. 20 Termocupla (Estructura Interna)

Las termocuplas generan bajo voltajes típicamente 50 uV/ ºC. Esas señales son

susceptibles al ruido. Utilizando un filtro pasa-bajo ayuda a la remoción del ruido

presente en el medio ambiente.

- El termopar tipo J ( hierro-constantan) alcanza temperaturas de hasta 750 ºC

- El termopar tipo E (Cromel-Constantan) varia su rango desde –200 a 900 ºC

- El termopar tipo T ( cobre-constantan) varia su rango desde –200 a 260 ºC

- El termopar tipo K ( cromel-alumel) varia su rango desde 500 a 1250 ºC. No

debe ser usado en atmósferas reductoras ni sulfurosas a menos que este

protegido con un tubo protector

- Los termopares tipo R, S de (Pt-Pt / Rh) su alcance llega hasta 1500 ºC.

RTD: Otro popular transductor de temperatura es la llamada RTD. Son muy

conocidas por su excelente estabilidad y precisión. La mas usada es hecha de

Platino y tiene una resistencia de 100 Ω. La RTD es una resistencia de 3 ó 4 cables

según sea el caso para mejorar el error de lectura y minimizar el ruido presente en

el medio ambiente.


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Fig. 21 RTD

Sensor de Temperatura Infrarrojo: Miden indirectamente la temperatura al sensar la

radiación de energía emanada por un objeto. La intensidad ó brillo de la radiación

varía con la temperatura del objeto. Consiste de un Sensor que es el “Ojo” del

sistema que envía la señal de temperatura a un Indicador / Procesador que puede

ser ubicado en una sala de control. El Sensor es un aparato electro-óptico que mide

la energía emanada por cualquier objeto. El sistema óptico guía la radiación

infrarroja al detector. El detector produce una señal eléctrica proporcional a la

radiación detectada.


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Fig. 22 Principio del Sensor e Instalación Típica

4.3.5. - Calibración de Instrumentos de Temperatura

Para la calibración de instrumentos de temperatura se emplean baños de

temperaturas y hornos.

El Baño de temperatura consiste en una tanque de acero inoxidable lleno de

liquido, con un agitador incorporado, un termómetro patrón sumergido y u

controlador de temperatura que actúa sobre un juego de resistencias calefactoras.

El agitador mueve totalmente el líquido, disminuye los gradientes de temperatura en

el seno del líquido y facilita una transparencia rápida de calor; el termómetro patrón

tiene una gran precisión. Se compara le temperatura del termómetro patrón

(Referencia) y se observa visualmente si existe error.


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Los hornos de temperatura son calentados por resistencias eléctricas y con tomas

adecuadas para introducir los elementos primarios (Termopar, RTD, etc).

Fig. 23 Baño de Temperatura y Horno de Temperatura

4.3.6. - Velocidad de Respuesta de los instrumentos de Temperatura

Los elementos primarios (RTD, Termopares, etc.) se caracterizan porque el tiempo

de respuesta depende únicamente del intercambio térmico entre el líquido y el

elemento, ya que la corriente circula entre los cables de interconexión a la

velocidad de la luz. Los elementos de temperatura están insertados normalmente en

vainas para tener así protección mecánica o estar aislados del fluido cuyas altas

temperaturas miden, por lo cual el tiempo de respuesta dependerá del grosor de la

pared del termowell.

4.4. - Caudal (Flujo)

Se expresa el caudal mediante la siguiente formula: Q = K H en donde K s

una constante y H es la resta de Presiones.


27

Existen varios métodos para medir el caudal según sea el tipo de caudal

volumétrico o másico.

- Placa Orificio

- Tobera

Presión Diferencial - Tubo Venturi

- Tubo Pitot

- Tubo Annubar

Área Variable - Rotámetro

Velocidad - Turbina

- Ultrasónico

Tensión Inducida - Medidor Magnético

4.4.1. - Unidades de Caudal

Las más usadas son: m3/seg., pie3/seg, b/d, m3/h, lts/min, lts/seg. (Flujo

Volumétrico)

Kg/seg, lb/seg, lb/h (Flujo Másico)

4.4.2. - Tipos de instrumentos



Placa Orificio: Consiste en una placa perforada instalada en la tubería. Dos tomas

conectadas antes y después de la placa orificio captan esta presión diferencial la


28

cual es proporcional al cuadrado del caudal. Las tomas aguas arriba y aguas abajo

varían dependiendo del diseño. Tiene una precisión del ± 1 al ± 2%

Fig. 24 Disposición de las tomas de Presión Diferencial y Placa Orificio.

Tobera: Esta situada en la tubería con dos tomas, una anterior y la otra en el centro

de la sección pequeña. La tobera permite caudales 60% superiores a los de la placa

orificio en las mismas condiciones. Su perdida es del 30 al 80% de la presión

diferencial. Tiene una precisión del ± 0,95 a ± 1,5%


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Fig. 25 Tobera y Tubo Venturi

Tubo Venturi: Permite medir caudales 60% superiores a los de la placa orificio en

las mismas condiciones y con una perdida de solo 10 a 20% de la presión

diferencial. Posee gran precisión. El costo es elevado y precisión del ± 0,75 %

Tubo Pitot: Mide la diferencia entre la presión total y la presión estática, o sea, la

presión dinámica. La cual es proporcional al cuadrado de la velocidad. Es sensible

a las variaciones en la distribución de velocidades en la sección de la tubería. Su

precisión es baja, del orden de 1,5-4%, y se emplea normalmente para medición de

grandes caudales de fluidos limpios con una baja perdida de presión.


30

Fig. 27 Tubo Pitot

Tubo Annubar: Es una innovación del tubo Pitot y consta de dos tubos, el de

presión total y presión estática. El tubo que mide la presión total esta situado a lo

largo de un diámetro transversal de la tubería y consta de varios orificios de

posición critica determinada por computador, que cubren cada uno la presión total

en un anillo de área transversal de la tubería. El tubo que mide la presión estática

se encuentra detrás del de presión total con su orificio en el centro de la tubería y

aguas debajo de la misma. El tubo Annubar es de mayor precisión que el tubo Pitot,

del orden del 1-3%, tiene una baja perdida de presión.


31

Fig. 28 Tubo Annubar

Rotámetro: Son medidores de caudal de área variable en los cuales un flotador

cambia su posición dentro de un tubo, proporcionalmente el caudal del fluido.

Turbina: Consisten en un rotor que gira al paso del fluido con una velocidad

directamente proporcional al caudal. La velocidad del fluido ejerce una fuerza de

arrastre en el rotor; la diferencia de presiones debida al cambio de área entre le

rotor y el cono posterior ejerce una fuerza igual y opuesta. De esta manera el rotor

esta equilibrado hidrodinámicamente y gira entre los conos anterior y posterior sin

necesidad de utilizar rodamientos axiales evitando así rozamientos que

necesariamente se produciría. No se recomienda este método para fluidos muy

viscosos.


32

Fig. 30 Medidor de Turbina

Ultrasónico: Miden el caudal por diferencia de velocidades del sonido al

propagarse este en el sentido del flujo del fluido y en el sentido contrario. Los

sensores están situados en una tubería de la que se conocen el área y el perfil de

velocidades. En los modelos más sencillos la velocidad del fluido esta determinada

por la siguiente formula:

D

txxtgCV

2

2

en la que:

V= Velocidad del fluido

C= Velocidad del sonido en el fluido

α= ángulo del haz de sonido con relación al eje longitudinal de la tubería

D= Diámetro interior de la tubería

Δt= Diferencia entre los tiempos de transito del sonido aguas arriba y aguas abajo

del fluido.

Fig. 31 Medidor de Caudal por Ultrasonidos

A

B

V

D


33

En otras técnicas de medición se mide la diferencia de frecuencia entre las ondas

del sonido que recorren el fluido en ambos sentidos.

Otra técnica de medición es mediante el método Doppler. Se proyectan ondas

sónicas a lo largo del fluido y se mide el corrimiento de frecuencia que experimenta

la señal de retorno al reflejarse el sonido en las partículas contenidas en el fluido. El

método viene limitado por la necesidad de presencia de partículas, pero permite

medir algunos caudales de fluidos difíciles tales como mezclas gas-liquido, fangos,

etc.

Son adecuados en le medición de la mayor parte de los líquidos, en particular de

los líquidos con sólidos en suspensión.

Tensión Inducida (Medidor Magnético) : La ley de faraday establece que la tensión

inducida a través de cualquier conductor genera, al moverse este

perpendicularmente a través de un campo magnético, es proporcional a la

velocidad del conductor. La regla de la mano derecha nos indica que colocando la

mano abierta, con la palma perpendicular a las líneas de fuerza del campo

magnético, y los dedos en el sentido de la corriente del fluido, el pulgar señala el

sentido de la corriente inducida.

Faraday intento aplicar esta teoría en la medición de la velocidad del río Támesis en

1832. Suponía que el agua del río circulaba perpendicularmente al campo

magnético de la tierra y que el agua es un conductor relativamente bueno. No tuvo

suerte ya que el campo magnético de la tierra es relativamente bajo. La formula de

caudal que da la ley de Faraday es la siguiente:

E = K x B x L x V

E= Tensión generada en el conductor

K= Constante

B= Densidad del campo magnético

L= Longitud del conductor

V= Velocidad del movimiento del conductor

En el medidor magnético de caudal el conductor es el liquido y E es la señal

generada, esta señal es captada por dos electrodos rasantes con la superficie


34

interior del tubo y diametralmente opuestos. La única zona del liquido que

contribuye a la F.E.M. ( fuerza electromotriz) es la que une en línea recta a los dos

electrodos, B es la intensidad del campo magnético creado por medio de la bobina

de campo, L es el diámetro de la tubería y V es la velocidad del fluido a través del

medidor.

Existen muchas fuentes de señales de ruido que perturban el funcionamiento de los

medidores magnéticos de caudal. Por ejemplo un motor eléctrico de gran potencia

colocado en las inmediaciones del elemento genera un campo magnético que

puede superponerse al flujo del medidor.

Fig. 32 Medidor Magnético de Caudal

Coriolis: Se basa en el teorema de Coriolis matemático francés que observo que un

objeto de masa m se desplaza con una velocidad lineal V a través de una superficie

giratoria que gira con una velocidad tangencial constante ( w) experimenta una

velocidad tangencial mayor cuanto mas lejos es su alejamiento del centro. Si el

móvil se desplaza del centro hacia la periferia experimenta un aumento gradual de

su velocidad tangencial, lo cual indica que se le esta aplicando una aceleración que

es precisamente la aceleración de Coriolis. Este fenómeno es el causante de que el

remolino que se forma en el fondo de un deposito al vaciarlo.


35

Fig. 33 Efecto Coriolis

.5. - Peso

El peso de un cuerpo es la fuerza con que es atraído por la tierra. La relación entre

la masa del cuerpo, es decir, la cantidad de materia que contiene, y su peso viene

dado por la expresión:

P = m x g

En la que

P = Peso

m = Masa

g = Aceleración debida a la gravedad

4.5.1. - Unidades de Peso

Las mas comunes son: miligramos, gramos, kilogramos, libra, tonelada

4.5.2. - Tipos de instrumentos



Existen varios métodos para medir el peso:

a) Comparación con otros pesos patrones ( referencia)


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b) Células de carga a base de galgas extensométricas

Balanza: esta constituida por una palanca de brazos iguales en cuyos extremos

cuelgan los platillos, que soportan los pesos. Pueden medir hasta 300 Kg

Fig. 34 Balanza

Célula de carga a base de galgas extensométricas: Consiste en una célula que

contiene una pieza de elasticidad conocida capaz de soportar la carga sin exceder

de su limite de elasticidad. La tensión o la compresión a que el peso somete a la

célula de carga, hace variar la longitud del hilo metálico y modifica por lo tanto su

resistencia eléctrica.

Fig. 35 Galgas Extensiométricas

Al deformarse la galga extensiométrica modifica la longitud y el área de sección por

lo cual la resistencia también varía.


37

Fig. 36. Celda de Carga (Posee 4 galgas extensiométricas)

4.6. - Llama

4.6.1. - Principio y Funcionamiento


La detección de llama en la industria es muy importante desde el punto de vista de

seguridad. Los quemadores de gas utilizados en hornos, calderas de vapor,

necesitan para que su funcionamiento sea correcto que la llama producida por el

combustible sea constante y de calidad y que se mantenga en estas condiciones

mientras el quemador este en marcha. Ante un fallo en la llama, el sistema de

protección debe actuar inmediatamente excitando el circuito eléctrico de

enclavamiento previsto en la instalación para que el sistema “ caiga “ en seguridad,

y evite la entrada de combustible sin quemar eliminando así el peligro de su

eventual encendido y explosión subsiguiente.

Los detectores de llama aprovechan varias características para su funcionamiento:

calor, ionización y radiación. En este curso vamos a mencionar los detectores de

llama por emisión ultravioleta.

Este tipo de detectores de llama detecta emisión ultravioleta en gas natural,

propano, metano, butano, kerosén, petróleo liviano y diesel.

El principio de operación consiste en un tubo sellado con gas, que posee dos

electrodos conectados a una fuente de voltaje AC. Cuando la radiación ultravioleta

se acerca al cátodo este emite electrones que son atraídos por el ánodo a causa del


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campo eléctrico entre ambos. Este proceso ioniza el gas en el tubo y se produce

una corriente de un electrodo a otro.

Para asegurar una verificación constante de la presencia de llama, es preciso

interrumpir periódicamente la tensión entre cátodo y ánodo, con el fin que se

establezca conductividad del tubo ciento de veces por segundo, dado que el tubo

presenta, una vez excitado, una descarga auto mantenida en tanto exista un campo

eléctrico entre cátodo y ánodo. La ventaja principal de los detectores de llama es su

total insensibilidad a las radiaciones infrarrojas y visibles no siendo afectados por

este motivo, por las radiaciones del refractario caliente.

Fig. 37 Detector de llama por radiación UV

5. - Válvulas de Control

En el control automático de los procesos industriales la válvula de control juega un

papel muy importante en el bucle de regulación. Realiza la función de variar el

caudal del fluido. En la figura 38 puede verse una válvula de control típica. El

cuerpo de la válvula contiene el obturador y los asientos y esta provisto de bridas

para conectar la válvula a la tubería. El obturador es quien realiza la función del

paso del liquido ( fluido) y puede actuar en dirección vertical o bien tener un


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movimiento rotativo y esta unido a un vástago. Esta unido a un vástago y que

accionado por un actuador.

Fig. 38 Válvula de Control

Una válvula de control automática es aquella que posee un actuador, accionado por

una señal neumática, eléctrica o hidráulica, para modificar el área entre el obturador

y los asientos con el fin de modificar el paso del fluido.

Las válvulas de control se clasifican de acuerdo al tipo de actuador que se conecta

al cuerpo de la válvula. Se pueden mencionar los siguientes:

a) Actuador Neumático: Requiere de una señal de presión ( air, gas) para

generar la fuerza requerida con el fin de accionar el obturador en el cuerpo e

la válvula. Consiste en un diafragma con resorte que trabaja entre 3 y 15 psi

(0,2 – 1 Bar), es decir entre la posición de cierre y apertura de la válvula. Al

aplicar cierta presión sobre el diafragma, el resorte se comprime de tal forma

que el mecanismo empieza a moverse y sigue moviéndose hasta que llega a


40

un equilibrio entre la fuerza ejercida por la presión del aire sobre el

diafragma y la fuerza ejercida por el resorte.

Fig. 39 Tipos de Actuadores

Idealmente con una señal de 3 psi la válvula debe estar en 0% de su carrera y para

una señal de 15 psi debe estar en 100% de su carrera. Así mismo debe existir

proporcionalidad entre las señales intermedias y sus correspondientes posiciones.

En la practica las válvulas se desvían de este comportamiento debido a:

a) Rozamientos

b) El área efectiva del obturador varia con la carrera del vástago de la válvula

c) Esfuerzo en el obturador de la válvula creado por la presión del fluido

d) Fuerza adicional del actuador de la válvula para conseguir un cierre efectivo

entre el obturador y el asiento


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b) Actuador Eléctrico: Son aquellos que usando una señal eléctrica, generan un

trabajo mecánico para accionar el obturador. Es un motor acoplado al

vástago de la válvula a través de unos piñones engranajes. Varios modelos

presentan volante de cierre para operación manual en caso de falla eléctrica.

c) Actuador Hidráulico: Consisten en una bomba de accionamiento eléctrico

que suministra fluido hidráulico. Se caracterizan por ser muy potentes, su

costo elevado y solo suelen ser usados cuando los actuadores neumáticos

no pueden cumplir con las especificaciones técnicas ( Torque, Presión Shut-

off)

5.1. - Partes Internas. Obturador y Asientos

El obturador y el asiento de la válvula constituye el “ corazón “ de la válvula al

controlar el caudal gracias al orificio de paso variable que forman al variar su

posición relativa, y que además tienen la misión de cerrar el paso del fluido

Se fabrican normalmente de acero inoxidable porque este material es muy

resistente a la corrosión y a la erosión del caudal

5.2. - Tipos de Acciones en las Válvulas de Control

Según su acción, las válvulas se dividen en acción directa, cuando tienen que bajar

para cerrar, e inversa cuando tienen que bajar para abrir. Cuando la válvula se

cierra al aplicar aire sobre el diafragma y se abre cuando se quita el aire debido a la

acción del resorte, se dice que la válvula sin aire queda abierta.

La válvula inversa necesita aire para abrir y sin aire cierra


42

Fig. 40 Tipos de Acciones en las válvulas de control


43

Fig. 41 Acción Directa e Inversa

En algunas situaciones se instalan válvulas con acción inversa, en dado caso que

exista fallas en el suministro de aire se cierren automáticamente. Este caso se

presenta en los intercambiadores de calor en donde la alta temperatura es

perjudicial para las siguientes etapas del proceso.

5.3. - Posicionador

Las fuerzas de desequilibrio que actúan en la válvula de control influyen en la

posición del vástago de la válvula y hacen que el control sea errático e incluso

inestable. Estas fuerzas ya se mencionaron anteriormente en este manual.

Compensa los rozamientos que se produce en el movimiento del obturador.

Estas fuerzas pueden compensarse empleando el posicionador. Esencialmente es

un control proporcional de posición con un set point procedente del controlador,

variable de 3 a 15 psi.


44

El posicionador compara la señal de entrada con la posición del vástago y si esta

no es correcta (existe una señal de error) envía una señal al actuador o bien lo

elimina en el nivel necesario para la posición del vástago corresponda exactamente

o bien sea proporcional a la señal neumática recibida.

El posicionador dispone de (03) tres manómetros para indicar las presiones del aire

de alimentación, de la señal proveniente del controlador y de la señal del

posicionador de la válvula. Dispone también de una válvula by-pass que permite la

conexión directa entre la señal proveniente del controlador y la válvula. De este

modo es posible desconectar el posicionar para una eventual reparación en campo

sin necesidad alguna de interrumpir el trabajo de la válvula. El posicionador puede

cambiarse de acción, directa a inversa o viceversa.

5.4. - Volante de Accionamiento Manual

En el caso que se exige máxima seguridad de funcionamiento de una instalación y

el proceso debe continuar trabajando independientemente de las averías que

puedan producirse, es necesario mantener un control de la apertura y cierre de la

válvula en caso de fallo de aire.

El volante de accionamiento manual puede efectuar esta función; puede estar

ubicado en la parte superior o lateral

5.6. - Calibración de las Válvulas de Control

La calibración se realiza de esta manera:

a) Sin aire sobre la válvula, se detecta el inicio de la carrera del obturador, y

poco a poco se aumenta la presión de aire y a 3 psi (0,2 Bar) la válvula debe

iniciar su apertura; si así no ocurre se acciona el tornillo de cero que regula

la carrera del vástago, lo justo para la válvula empiece a abrir en 3 psi. En la

parte externa de la válvula debe estar la indicación de porcentaje de apertura

en 0%.


45

b) Seguidamente se inyecta 15 psi y el indicador de posición debe marcar el

100% de la carrera de la válvula. Si no es así se debe ajustar el tornillo de

multiplicación (Span) que regula el recorrido del vástago.

c) Se repiten los ajustes de 0% y 100% el número de veces suficiente para que

la válvula quede calibrada correctamente.


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Fig. 42 Detalle típico de Válvula FISHER


47

Fig. 43 Volante manual


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Fig. 44 Válvula Neumática

6.- Simbología General en Instrumentación

Entre los símbolos más comunes usados tenemos:

1) Símbolos de Indicadores y Alarmas

2) Símbolos de Interconexión ( Señales)

3) Identificación de señales analógicas y digitales

4) Tipos de alimentación

5) Identificación de instrumentos

6) Símbolos mas comunes en diagramas de lazos

7) Símbolos de Ubicación de Planta

Ver Directorio Símbolos en el CD del curso.

7. - Lectura e Interpretación de Planos


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Utilizando herramientas tales como: Simbología de Instrumentos, Símbolos de

Indicadores y alarmas, Señales de Interconexión y simbología utilizada en diagrama

de lazo y un poco de análisis y logia estaremos en capacidad de lectura de planos.

Este es un tema netamente practico y como tal se analizará en conjunto profesor-

estudiante. Ver anexos

8. - Lazos de Control

El conjunto de elementos en un circuito cerrado se llaman “ Lazo, Loop, Bucle “.

Pertenecen a este circuito cerrado todos los elementos conocidos para sensar

variables con la única condición que tienen que estar alimentados eléctricamente

con el fin que cualquier Sala de Control pueda registrar cambios en la señal, como

por ejemplo: Transmisores, Interruptores, Válvulas, Reles, Push-Button, Alarmas,

etc. Veamos un lazo ó Loop.

Fig. 45 Lazo, Circuito Cerrado

9. - Chequeo de Lazos

Generalmente antes del arranque de ya sea una planta o refinería se realiza los

llamados ” Chequeos de Lazo “, esto es para verificar que la señal se esta

recibiendo en perfecto estado en Sala de Control. Se simula desde el campo la


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salida que posee el equipo, como si en verdad ya estuviera en funcionamiento. Esto

es con el fin de evitar futuros problemas a la hora del arranque de planta. Se

desconectan los equipos en campo, se le suministran una fuente de alimentación y

se le inyectan señales dependiendo que tipo de salida presenta el instrumento.

Veamos que tipo de salida presentan los instrumentos y como es su simulación:

Transmisores: Se utilizan simuladores de 4-20 ma ( 0% a 100 %)

Válvulas: Se observa como es el comportamiento de la válvula en campo. No

se simula como tal solo se observa localmente si la válvula esta en posición

cerrada o abierta según sea la orden enviada desde Sala de Control. La

válvula siempre poseen Indicador local de apertura ó Cierre. Recordando que

si es válvula neumática debe poseer alimentación de aire.

Interruptores: Se cierran o se abren los contactos según sea la lógica

implementada en el diseño

Alarmas: Se alimenta desde campo la alarma y se observa si hay señal en

Sala de Control.

Contactos: Se abre o se cierran los contactos y en Sala de Control se debe

observar el comportamiento de los contactos

Termopares: Se simulan con simuladores de mv.

RTD: Se utilizan simuladores para RTD. Recordando que el simulador debe

poseer tres conductores.

Lo anterior es la parte básica de la simulación o chequeo de lazo. Mediante la

practica el instrumentista adquirirá destreza y experiencia. Ante la duda es muy

importante leer el manual con el fin de conocer que tipo de señal envía a la salida el

instrumento a chequear.

10.- DCS ( Sistema de Control Distribuido )


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En los años sesenta, dentro de los esfuerzos dedicados a la resolución del

problema del control con gran número de lazos se determino lo siguiente:

1) La velocidad de datos y su salida hacia las válvulas de control y

cualquier instrumentación en campo debía ser en “tiempo real”, lo que

obligaba utilizar microprocesadores mas poderosos.

2) Eliminar el tamaño de los paneles requerido para el control clásico, se

cambio el modelo de los monitores en los cuales el operador, a través de

un teclado, debía examinar las variables de proceso, las alarmas, los

registros de alarmas y variables a través del tiempo, sin perturbar el

control de la planta y con la opción de realizar cualquier variable de un

proceso.

Apareció el primer control distribuido para la industria en Noviembre de 1975 (TDC

2000 Honeywell) .

El DCS establece comunicación con todas las señales de la planta con el operador,

ósea, es un enlace entre campo y el operador. El operador ve en la pantalla los

gráficos que le interesan y manipular la variable deseada, las alarmas, las curvas de

tendencia, obtener una copia mediante la impresora de la tendencia, registros de

fallas, etc.

Por todo lo explicado anteriormente los DCS se han consolidado en el mercado

mundial como los sistemas ideales de control y hoy en día sus ventajas son tan

claras que, al instalas una nueva fabrica o planta no se puede obviar el empleo de

esta tecnología.

En una DCS podemos observar en los monitores :

Gráficos de Proceso

Tendencias Actuales

Tendencia Históricas

Reportes

Alarmas


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Los monitores suministran información visual de los equipos del proceso, su

estado operativo, estado de las variables, condiciones de las alarmas asociadas a

estos equipos. Mediante los monitores se pueden supervisar actividades en sitios

remotos y ejecutar órdenes a distancias. Usualmente los gráficos que se observa

en los monitores se originan de los documentos P&ID.

Veamos algunas figuras que se observan en pantalla de las salas de control.

Fig. 46 Tendencia Actual


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Fig. 47 Histórico de Alarmas

Fig. 48 Tanque de Gas


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PLANTA DE GALLETAS.

manual de instrumentacion

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