CAPITULO II
MARCO TEÓRICO
A. - FUNDAMENTACIÓN TEÓRICA.
Para el desarrollo de esta investigación es necesario hacer un análisis sobre las variables: Sistema Remoto de Medición Continua, Presión, Temperatura, Estaciones de Flujo y Múltiples de Producción, entre otros. Este capitulo presenta la descripción de cada uno de estos elementos, los cuales representan las bases para el estudio y comprensión del tema de investigación.
1 .- SISTEMA REMOTO DE MEDICIÓN CONTINUA .
Un sistema se define como una combinación de componentes que actúan conjuntamente y cumplen un determinado objetivo. Ogata (1993) y Kendall (1991), señalan que un conjunto de identidades que poseen un fin común a través de un medio, se le conoce con el nombre de sistema, es decir, son elementos relacionados conjuntamente formados de manera predeterminada para cumplir un objetivo. Estos sistemas aplicados a grandes distancias en los procesos de obtención de datos, son denominados sistemas remotos de medición.
Los sistemas remotos de medición se caracterizan, por ser aplicables en el campo de la instrumentación industrial, cumpliendo con la tarea de proveer información sobre la condición de cierta variable (presión, temperatura), presentes en un determinado proceso, transmitiéndola hasta una sala de control o monitoreo distante. Definiendo presión, como el resultado existente entre la fuerza y la superficie donde es aplicada; la cual se representa en unidades de PSI (Libras por Pulgada Cuadrada), y temperatura, como la variable que representa la
cantidad de calor en un cuerpo, expresada en grados (°), siendo el calor unas de las formas o medios para presentarse la energía.
Cabe destacar que tales sistemas son de gran importancia cuando se aplican de manera continua y sin interrupciones, ya que permite conocer la calidad de los productos en un tiempo casi real, mejorando la eficiencia de los procesos, entendiendo por eficiencia al resultado de la utilización racional de los recursos, adecuándolos con las tecnologías existentes. (Diccionario Océano uno color 1997, p553).
Considerando lo antes expuesto se deduce, que un sistema remoto de medición continua es un conjunto de elementos relacionados con la obtención de información (condición o estado físico de una o más variables), en un proceso determinado, el cual se realiza sin interrupciones o inconvenientes, a distancias relativamente grandes.
2.- ESTACIONES DE FLUJO.
Otra tarea prioritaria de los sistemas remotos de medición continua, es la que cumplen en los procesos de producción y extracción de crudo en las Industrias Petroleras, como en el caso de las estaciones de flujo, las cuales se definen como una estructura de mediana complejidad donde se recolecta el petróleo y el gas proveniente de los pozos de producción, manual de Estaciones de Flujo Automatizadas, MEFA, (1998, p 8). En ellas, el número de equipos
mayores varia en función a los tipos de crudo que maneja, cantidad de pozos, etapas y presiones de separación, ubicación geográfica en la que se encuentra y la necesidad de dosificar aditivos químicos.
El diseño de las estaciones de flujo ha evolucionado en el tiempo para brindar mayores facilidades al personal de operaciones y mantenimiento para realizar sus funciones, incrementando la autonomía y la eficiencia del proceso de producción, mediante la implantación de mejores tecnologías en las áreas de instrumentación, control, supervisión y aplicaciones de optimización, a lo cual en conjunto se denomina “Automatización”, que según Ramos (1998, p50), consiste en la ejecución de procesos en forma automática, teniendo como objetivo, la reducción de costos y el mejoramiento en la calidad de los productos.
De acuerdo con lo establecido en el MEFA, una estación de flujo se caracteriza, por cumplir con las siguientes funciones: recepción de crudo, agua y gas producido por los pozos o múltiples de producción conectados a ella, separación de gas liquido, prueba de pozos, dosificación de químicos;
almacenamiento transitorio y movilización a los patios de tanques, finalizando con la regulación de la presión del gas natural que sale de los depuradores, el cual es posteriormente entregado a la red de recolección de gas de baja presión para luego ser comprimido. Tales estructuras se encuentran divididas en secciones, donde cada una de estas realiza una función especifica (ver tabla 1).
TABLA 1
SECCIONES QUE COMPONEN UNA ESTACIÓN DE FLUJO
Sección Función
Múltiple de Recolección Recepción de Petróleo y Gas Separadores de Producción Separación de la fase liquida de la
Gaseosa (Petróleo y Agua del Gas) Separadores de Media o Prueba Evaluación de Producción por Pozo
Depurador de Gas Depuración de Gas enviado a las Plantas Compresoras Tanques Almacenamiento temporal del
Petróleo
Bombas Bombeo del Crudo a tierra
(Patio de Tanques)
Fuente: Vera 1997 p53
2.1.- PROCESO DE OPERACIÓN EN UNA ESTACIÓN DE FLUJO.
La estación de flujo recibe crudo, gas y agua de cada uno de los pozos y múltiples de producción externos, conectados a ella (ver figura 2-1). En el caso de los pozos individuales, la línea de conexión correspondiente llega a uno de los múltiples de producción internos, los cuales están asociados a los diferentes separadores de prueba. Para el caso de los múltiples de producción externos, los fluidos de los pozos llegan a la estación en tres líneas, la línea o tubería de producción alta, línea de baja y línea de prueba. Cada uno de los múltiples, esta constituido por extensiones o cañones de cinco huecos, los cuales reciben el nombre común de cabezales.
La conexión de la línea de pozo, se realiza mediante un arreglo de tubería denominado comúnmente escopeta. Este arreglo esta formado por una tubería vertical de 3”Ø y 2.50 mts de largo, conectado a una “ T ”, con un tapón o brida ciega en el punto de conexión superior y una línea horizontal que sirve de línea de flujo normal al pozo, la cual esta acoplada a una válvula de tres vías que tiene como propósito conducir los fluidos del pozo hacia el cabezal de producción o hacia el cabezal de prueba, (MEFA, p10).
FIGURA 2 - 1 MÚLTIPLE DE PRODUCCIÓN
Fuente: CIED 1998 sp.
Conde (1997, p10), señala que los cabezales de producción de las estaciones de flujo están construidos en forma modular, basados en una celda
básica a la que se conoce como extensiones de 5 huecos, los cuales han derivado su denominación del hecho de que pueden recibir hasta 5 pozos.
El número de extensiones de 5 huecos en una estación, es función del número total de pozos conectados a ella, por ejemplo, una estación con 95 pozos debe constar con un mínimo de 19 extensiones de 5 huecos. Seguidamente los fluidos pasan por un conjunto de tres separadores generales de producción, los cuales están dispuestos en un arreglo en paralelo, es decir entrada con entrada y salida con salida.
En los separadores generales (figura 2-2), como su denominación lo sugiere, se separa la fase liquida, constituida por crudo y agua, de la fase gaseosa (gas natural), este último fluido sale por la parte superior de los separadores generales de producción hacia un depurador general, en donde es despojado de condensado que se precipita por efectos de la caída de presión asociada a la expansión del volumen. El gas una vez seco, pasa entonces por un esquema de regulación de presión para ser entregado al sistema de regulación de gas.
Del fondo o parte inferior del depurador de gas y de los separadores generales, sale el crudo y el agua hacia los tanques de crudo, también denominados tanques de compensación de bombas, donde el crudo y el agua son enviados hacia un múltiple de bombeo y de allí al patio de tanques.
FIGURA 2 - 2 SEPARADORES
Fuente: CIED 1998,sp.
Para completar la descripción de una estación de flujo, Vera (1997,p8) manifiesta que existen tanques (ver figura 2-3) y bombas de inyección de química, los cuales se utilizan para dosificar los aditivos químicos antiespumantes y deshidratantes. Por otra parte, existe un dispositivo llamado sumidero integrado por una bomba y una fosa de bombeo, que tiene como función minimizar el riesgo de contaminación ambiental asociados a los derrames de crudo por fugas en líneas y otros dispositivos.
FIGURA 2 - 3
TANQUES
Fuente: CIED 1998 sp
Además de estos tambien existe: un rectificador de protección catódica, un sistema eléctrico de fuerza y todo un esquema de protección, control y supervisión, diseñado para la completa y correcta operación de la estación.
(Manual de Estaciones de Flujo Automatizadas, MEFA,p22).
2.2.- SISTEMA AUTOMÁTICO DE CONTROL EN LAS ESTACIONES DE FLUJO.
Con el propósito de incrementar la eficiencia de las estaciones de flujo, fue diseñado un sistema de control y supervisión en cada estación, capaz de realizar con autonomía algunas labores manuales repetitivas, que permiten
conocer el estado funcional de cada fase del proceso mediante interfaces locales y remotas, manteniendo los altos índices de disponibilidad de los sistemas de control precedentes.
Las funciones básicas del sistema de control y supervisión de acuerdo con lo establecido en el MEFA, son las siguientes:
♦ Realizar en forma autónoma la prueba de pozos, incluyendo la operación mecanizada de las válvulas de los múltiples y las mediciones de crudo, gas y agua.
♦ Detectar la condición de flujo o no flujo en los pozos.
♦ Determinar el nivel de los tanques de almacenamiento y los tanques de química; así como tambien, la temperatura y la presión en los diferentes separadores y depuradores.
♦ Operar secuencialmente las bombas de crudo y proveer un sistema de arranque de respaldo al sistema de control básico; diagnosticando las condiciones de funcionamiento de las bombas de crudo y el sistema de protección catódica.
♦ Dosificar los aditivos químicos deshidratantes y antiespumantes en función del tipo de crudo y su volumen.
♦ Regular los niveles en los separadores y depuradores, así como también la presión del gas.
♦ Producir señales de alarma de primera prioridad, como atmósfera peligrosa, en forma independiente del sistema de control, en forma local, mediante lamparas de señalización visibles a distancias no menores de 100 metros en cualquier sentido de aproximación a la plataforma.
♦ Informar a los operadores, local y remotamente mediante las alarmas programadas con antelación y registros históricos, sobre las condiciones de cada fase del proceso, incluyendo la prueba de pozos, a
objeto de analizar el desempeño del mismo y determinar la necesidad de adoptar alguna acción correctiva.
♦ Realizar bajo restricciones por nivel de autoridad, en forma local y remota, ajustes de los parámetros operacionales, cambios en la secuencia de pruebas de pozos, arranque y paro de bombas de crudo, así como también acciones de cierre y apertura de los seccionados en alta tensión de sistemas de energía eléctrica.
♦ Archivar en las estaciones de flujo, en memoria no volátil y en forma autónoma, los resultados de las pruebas de pozos a objeto de evaluar en el sitio cambios en el comportamiento productivo del pozo que ameriten la realización de una nueva prueba, para evitar que fallas en las comunicaciones a tierra puedan ocasionar perdidas de información.
Las operaciones antes mencionadas se realizan cumpliendo los siguientes criterios:
♦ El sistema de control y supervisión, incluyendo la comunicación con tierra, ante una falla del sistema de potencia electrica, debe mantenerse funcionando normalmente por un lapso mínimo de dos horas.
♦ El control de las funciones vitales de la estación: nivel de los separadores generales, depuradores de gas y la operación de bombas de crudo, no son afectados por fallas en el procesador del sistema de control digital.
2.3.- ARQUITECTURA DEL SISTEMA AUTOMÁTICO DE CONTROL Y SUPERVISIÓN DE LAS ESTACIONES DE FLUJO.
El sistema de control y supervisión de las estaciones de flujo esta soportado o apoyado sobre un controlador programable, el cual es de hecho un computador industrial PLC (Programmable Logic Controllers). Este sistema esta constituido, por una estación de trabajo ó interfaz con operador, una impresora, él módulo de comunicaciones a tierra y el controlador de presión de gas a recolección. Incluyendo otros dispositivos tales como: los transmisores electrónicos, detectores de gas y de fuego, registradores, un sistema cargador para baterías de 24 Vcd, con capacidad para mantener operable el sistema de control, las cargas inherentes a transmisores electrónicos, radio y los operadores de los seccionadores de alta tensión; adicionalmente un convertidor de corriente continua 24 Vcd a corriente alterna 120 Vac, para la interfaz con el operador, (MEFA, p33).
♦ EL P.L.C:
De acuerdo con la Asociación Nacional de Fabricantes Eléctricos, un controlador lógico programable (PLC) es un aparato electrónico que opera digitalmente para el almacenamiento interno de instrucciones, para implementar funciones especific as, tales como logica, secuencia, temporarizacion, conteo y aritmética para controlar maquinas y procesos por medio de módulos de entradas o salidas discretas o analógicas. El P.L.C (Programmable logic Controller) es la
base del sistema de control y puede ser considerado como un computador industrial que ejecuta autónomamente las funciones programadas con antelación a ejecutar en la estación; este recibe todas las entradas de los dispositivos de campo que generan señales, tanto binarias (interruptores), como analógicas (presiones, flujo, entre otros); que emiten comandos ó señales de control a otros elementos de la estación (arrancadores de bombas, luces, solenoides, entre otros) que concentra, manejando la información del proceso, realizando cálculos y adoptando decisiones conforme al programa de aplicación, realizando comunicaciones con otros equipos.
Las caracteristicas básicas del PLC son las siguientes: está constituido aproximadamente por 1024 entradas y salidas digitales y/o analógicas; hasta 21 k words, respaldadas por batería o en memoria eléctricamente borrable (EEPROM); fuente de poder de 24 voltios corriente directa (Vdc); procesador o procesadores de 16 bits, programación estructurada, matemáticamente de enteros y de puntos flotantes, instrucciones programadas con antelación, tales como:
Control de lazos PID Proporcionar Integrar mas Derivativo, matemática avanzada, archivo lógico, secuenciadores, movimiento de registro, contadores;
comunicación procesador a procesador (“Peer to Peer”); capacidad de autodiagnostico; módulos de entrada y salida analógicos y digitales en configuraciones de 4, 8, 16 y 32 puntos, tensiones de 5 a 250 voltios corriente directa o alterna (Vdc/Vac); modulo de entrada de resistencia variable (RTD) y
de pulsos, módulos de comunicación sistemas de supervisión local como una estación de trabajo y remoto por intermedio de modulador (Módem) y radio, Manual de Estaciones de Flujo Automatizados, 1996 p33).
Para comunicar las estaciones de flujo con el sistema de control y supervisión en tierra, el sistema de control de la estación de flujo dispone en el PLC de un módulo de comunicación en protocolo MODBUS, lo cual le permite recibir comandos y enviar información de proceso a la RTU Bristol Babcobck DPC 3330, lo que se convierte en parte de la ventana al proceso que permite conocer en forma remota, el estado operativo de esas instalaciones, ampliando las facilidades de diagnóstico y decisiones, el cual permite cualquier cambio operativo permisible a distancia, todo lo que ha de redundar en mayor eficiencia del proceso.
3.- SISTEMA SCADA.
De acuerdo con lo establecido en el Manual Sistema SCADA para Operadores, MSSO, la palabra SCADA fue tomada del ingles Supervisory Control And Data Adquisition (Control Supervisorio y Adquisición de datos).
Estos sistemas presentan la tecnología que permite la captura y control de variables de diferentes puntos de medición en lugares remotos e inaccesibles, es decir, la transmisión de la información capturada a un lugar conveniente y su presentación de una manera comprensible y utilizable, normalmente en una sala
de control. En líneas generales los sistemas SCADA son aplicables en lugares como Plantas de Gas, Plantas Eléctricas, Estaciones de Flujo, y en cualquier Industria o Planta que cumpla con las siguientes condiciones:
♦ El proceso presenta un número grande de variables a supervisar.
♦ La información se requiere en tiempo real.
♦ Existe la necesidad de optimizar y facilitar las operaciones de la planta y la
toma de decisiones.
Atendiendo a las consideraciones aportadas por el Manual de Estaciones de Flujo Automatizadas, los sistemas SCADA cumplen con las siguientes funciones:
♦ Supervisión remota de las instalaciones. Mediante esta función, el usuario es
capaz de conocer el estado de las instalaciones bajo su responsabilidad y coordinar eficientemente las labores de producción y mantenimiento en el campo.
♦ Control remoto de las instalaciones. Los sistemas SCADA permiten activar y
desactivar equipos remotos tales como: bombas, válvulas, compresores, entre otros, de manera automática a solicitud de un operador. Igualmente, es posible realizar ajustes en parámetros análogos en lazos de control (Set points).
♦ Procesamiento de Información. En algunos casos, los datos capturados
requieren procesamiento adicional, a efectos de consolidar información proveniente de diferentes lugares remotos.
♦ Presentación de gráficos dinámicos. Esto se refiere al despliegue en pantallas unifilares de facilidades con información dinámica de la base de datos en tiempo real es decir información actualizada (ver figura 2-4).
FIGURA 2 - 4
GRÁFICO DINÁMICO DE UNA ESTACIÓN DE FLUJO.
FUENTE: Castellanos 1998
♦ Generación de reportes. Los sistemas SCADA permiten la generación automática o a petición de reportes impresos de producción y balances.
♦ Presentación de alarmas. Mediante esta función el operador es alertado sobre
la ocurrencia de condiciones anormales o eventos que pudieran requerir la intervención del mismo. Dichos eventos podrían ser paradas/arranques de equipos, altos o bajos de niveles, altas o bajas presiones, fallas de comunicación, entre otros. Normalmente un evento o falla critica es indicado mediante el uso de colores y/o señales auditivas.
♦ Presentación de información histórica. Los sistemas SCADA, permiten
registrar y almacenar por periodos, información operacional y alarmas. Por ejemplo se pueden llevar datos de los últimos 5 minutos, 1 hora, 1 día, 1 mes y hasta un año.
♦ Presentación de gráficos de tendencia. Con información en tiempo real o
histórica se pueden construir gráficos e inferir el comportamiento de variables operacionales en el tiempo.
♦ Desarrollo de facilidades en la interfaz hombre-maquina: Se refiere a la
posibilidad de construcción de nuevos despliegues dinámicos y/o inclusión de información adicional en los mismos.
♦ Seguridad en el acceso a la información. Consiste en el control de acceso al sistema de efectos de protección del mismo, y de la contabilidad de la información, esto se realiza mediante el uso de claves de acceso.
♦ Progr amación de eventos. Representa la posibilidad de programar en tiempo
real, la generación de reportes, despliegue de unifilares o activación de tareas o comandos del sistema.
♦ Redundancia. Se refiere a la capacidad que tienen los sistemas SCADA de activar un computador de respaldo en el caso de falla principal.
Entre los principales beneficios obtenidos mediante el uso de la tecnología de sistema SCADA en la industria están:
♦ Visión Integral de las operaciones . Esto permite adaptar a los procesos condiciones variables.
♦ Reducción de producción diferida. Por la posibilidad de detectar situaciones
anormales con mayor celeridad y en consecuencia tomar las acciones correctivas oportunas.
♦ Mayor exactitud. Al reducir errores de medición humana.
♦ Mayor Integración de Sistema de Información.
♦ Revisiones y balances entre diferentes instalaciones (estaciones de flujo y plantas de gas).
♦ Operación de instalaciones con mínimo personal. Se optimiza el uso del
recurso humano.
♦ Se optimiza el manejo de paradas de emergencia. Naturalmente de una u otra manera, los beneficios mencionados se traducen en reducción de costos, operaciones más seguras y condiciones de trabajo optimo..
3.1.- COMPONENTES BÁSICOS DE LOS SISTEMA SCADA.
Los sistemas SCADA están constituidos por una serie de partes, cada una de estas partes tienen funciones especificas dentro del sistema, y cada una de ellas actúa en forma dependiente de las demás, Handbook (1990sp).
Entre sus componentes más comunes están:
♦ Transductores (sensores o elementos primarios).
♦ Unidades Remotas (RTU).
♦ Modulador/Demodulador (MÓDEM).
♦ Líneas de Comunicación.
♦ Unidades Maestras (MTU).
♦ Programa (Software).
♦ Interfaz Hombre Maquina.
♦ TRANSDUCTORES:
Son aquellos equipos que se encargan de la transformación de las magnitudes físicas a señales eléctricas proporcionales, con la finalidad de poder transmitir la señal. Entre los fenómenos más importantes según Texas Control "
SCADA SISTEMS" (1990 p233); se pueden mencionar:
♦ Temperatura.
♦ Presión.
♦ Humedad.
♦ Flujo.
Para Creus (1992 p250), el tipo de transmisor a utilizar depende del parámetro a medir o controlar; estos pueden ser análogos que son utilizados para medir o controlar parámetros tales como nivel, presión, temperatura entre otros; o digitales, los cuales son utilizados en condiciones que indican únicamente dos posiciones, tales como abierto/cerrado, encendido/apagado, en servicio/fuera de servicio, alto/bajo entre otros.
Generalmente las señales manejadas por los sistemas de adquisición de datos están comprendidos de 1 a 5 Vdc ó de 4 a 20 mA.
Algunas de las características que deben tomarse en cuenta para las selecciones de transductores para una medida especifica son:
♦ Precisión.
♦ Repuesta frecuencia.
♦ Susceptibilidad a medio Ambiente.
♦ Impedancia.
♦ Rango de operación.
Estas señales captadas por los transductores son transmitidas a las unidades remotas (RTU), donde son convertidas al tipo de señal requerida por el computador (UTM) para su procesamiento.
♦ UNIDADES TERMINALES REMOTAS (RTU).
Estas unidades son utilizadas para la adquisición y control de la información de campo, actuando como intérpretes los elementos primarios o sensores y el computador de la unidad maestra (UTM). Ellas se encargan de recolectar los diferentes parámetros analógicos y convertirlas en señales digitales para así reportarlos a la maestra. Además de esto, también son capaces de tomar decisiones controlando cualquier tipo de procesos, Velázquez (1996 sp).
♦ MÓDEM (MODULADOR/DEMODULADOR)
El módem, es aquel dispositivos que convierte las señales digitales proveniente de un equipo terminal de datos, en señales aptas para ser transmitidas eficazmente por canales de comunicación analógicos. Por otra parte convierte el extremo terminal en un circuito teleinformático, las señales que entrega la red en señales digitales aptas para ser procesadas por el terminal de datos ubicado en el extremo receptor, (ver figura 2-5).
FIGURA 2 - 5
ESQUEMA BÁSICO DE UN MÓDEM
FUENTE: Manual Sistema SCADA para Operadores, (MSSO sp).
Estos equipos son precisamente utilizados para interconectar equipos terminales de datos digitales, como lo son la RTU y la estación Maestra, utilizando para ello bien sea un canal de radio o un canal telefónico.
Las funciones básicas de un módem son las codificaciones y la modulación, y consecuent emente las funciones inversas, decodificación y demodulación.
Entre las características más importantes de un módem está el tipo de modulación que emplea, el tipo de transmisión, el control de flujo de datos y la velocidad de transmisión.
♦ LINEAS DE COMUNICACIÓN
Uno de los elementos principales para llevar a cabo él dialogo entre equipos terminales de datos es el medio físico por el cual se propaga la información.
Los medios de transmisión de datos más frecuentemente utilizados para el intercambio de información entre una estación maestra y unidades terminales remotas son los pares trenzados, radio enlace y los enlaces de microondas, Wayne (1996, p320).
Los pares trenzados, son soportes físicos que permiten propagar señales con información y se utiliza preferentemente para la transmisión de frecuencias vocales. El cable del par trenzado es uno de los tipos más comunes y económicos usado como medio de interconexión en redes de telecomunicaciones, especialmente en redes telefónicas. Consiste de dos conductores (generalmente de cobre), aislados entre sí y con el exterior trenzados de modo que cada uno expuesto a la misma cantidad de ruido inductivo proveniente del exterior, reduciendo en buena parte su efecto.
Con el fin de minimizar aun más el efecto induc tivo de ruido externo el fabricante produce cable de par trenzado apantallado o blindado.
La radio comunicación, es la técnica que permite el intercambio de información entre dos puntos geográficamente distantes, mediante la transmisión y recepción de ondas electromagnéticas a través de un medio no acotado, (el aire).
Figura 2 - 6
SISTEMA DE RADIO COMUNICACIONES
FUENTE: MSSO p37.
En la figura 2 - 6, se puede observar el sistema conformado por un transmisor que entrega su potencia de salida a una antena transmisora. A cierta distancia se encuentra la antena receptora que recibe dicha señal, para su posterior derivación a un equipo que procesa la misma para extraer la información transmitida. Entre las antenas (Transmisora y Receptora) se produce la propagación de ondas electromagnéticas.
Frecuentemente, los radioenlaces utilizados en los sistemas SCADA tienen una configuración punto-multipunto y operan en la banda de frecuencia entre 400 y 900 MHz (UHF), y debido a esto son utilizadas antenas tipo Yagi (Unidireccionales) y omnidireccionales dependiendo de la aplicación, ya que la propagación de las ondas electromagnéticas en este rango de frecuencia es en línea recta.
Los sistemas de comunicación por microondas son aquellos que utilizan un haz radioeléctrico, como si fuera un rayo de luz entre dos estaciones terrestre, una transmisora y una receptora. Ambas deben estar en la misma línea visual o en su defecto deben utilizar estaciones repetidoras intermedias. Las curvaturas de la tierra o la topografía del lugar limitan el alcance del haz directo.
Otro de los componentes importantes en los sistemas SCADAS, son los sistemas de alimentación solar, constituidos por células fotovoltaicas, donde estas
células convierten directamente la energía de la luz en electricidad, considerándose como sistemas limpios, totalmente de estado sólido y autónomos, confiables y sin necesidad de utilizar ningún tipo de combustible excepto la luz.
Estos sistemas, son aplicados en lugares donde no exista ningún tipo de fuente de electricidad, necesaria para alimentar cualquier dispositivo o instrumento.
Las células fotovoltaicas (FV) están constituidas por lo menos de dos capas de material semiconductor tal como el silicio, donde una de estas capas tiene característica positiva y la otra negativa.
Cuando las partículas de energía proveniente de la luz conocidas como fotones, impactan en la célula, alguno de estos fotones son absorbidos por el material semiconductor haciendo que la capa negativa libere electrones los cuales fluyen hacia la capa positiva a través de un circuito eléctrico externo.
Este flujo de electrones es lo que comúnmente se conoce como corriente eléctrica. El voltaje producido en este proceso depende del tipo de material usado en la fabricación del semiconductor. Este voltaje es independiente del tamaño de la célula, contrariamente a la corriente, que depende del área de la célula y de la intensidad de la luz.
La luz consiste en partículas llamadas fotones. Cuando incide sobre la célula solar, algunos de los fotones son absorbidos en la región de la unión, liberando electrones en el cristal de silicio. Si los fotones tienen suficiente energía, los electrones podrán superar el campo eléctrico en la unión y quedarán
libres para pasar a través del silicio hacia un circuito externo. Al pasar por el circuito externo emiten su energía en forma de trabajo útil (accionando motores, encendiendo lámparas, entre otros) y regresan a la célula solar.
FIGURA 2 -7
SISTEMA DE ALIMENTACIÓN SOLAR.
Fuente: Solarex 1998 sp.
Prácticamente cualquier necesidad de energía electrica se puede atender con un sistema de energía FV debidamente diseñado. Esto incluye la energía para alumbrado, bombeo, refrigeración, transmisión de radio, entre otros. La única limitación es el costo del equipo y ocasionalmente el tamaño del arreglo FV, aunque esto rara veces entra en juego.
Aunque un sistema FV puede ser tan sencillo como un módulo y una carga (tal como un ventilador accionando directamente), la mayoría de los sistemas FV son diseñados para suministrar energía cada vez que se necesite y por consiguiente deben incluir baterías para almacenar la energía generada por el arreglo de células FV. Los sistemas con baterías también requieren dispositivos electrónicos para regular su carga o limitar su descarga.
Dado que los módulos FV y las baterías son inherentemente dispositivos de corriente continua, los sistemas de mayor tamaño suelen incluir inversores de dc/ac para suministrar corriente alterna con tensiones y frecuencias normales.
Esto permite utilizar aparatos electrodomésticos ordinarios en el sistema. De lo contrario, deben usarse aparatos especiales de dc (generalmente de las industrias de vehículos de recreo o marítima).
Desde el punto de vista eléctrico, se requieren dispositivos protectores, tales como diodos, fusibles, interruptores de circuito, conmutadores de seguridad y puestas a tierra para cumplir con las disposiciones en cuanto a seguridad del código de normas eléctricas (ver figura 2-8). En general, los sistemas Fotovoltaicos (FV) también requieren herrajes de montaje para soportar y elevar los módulos, y alambrado para conectarlos a otros componentes.
FIGURA 2 - 8
ELEMENTOS DE UN SISTEMA SOLAR
Fuente: Solarex 1998 sp.
4.- GENERALIDADES DEL PROTOCOLO HART:
Tal como lo indica la pagina web de Internet www.rosemount.com, entre las aplicaciones típicas que incluyen vigilar sistemas SCADA, se encuentra el llamado protocolo HART (Highway Addressble Remoto Transducer), transductor remoto de vía direccionable. Este protocolo consiste en sobreponer señales digitales en un nivel bajo, encima de una señal de 4 - 20 mA, comunicándose sin interrupciones, permitiendo que una aplicación del ordenador principal (maestro), consiga actualizaciones de uno o más dispositivos de campo
por segundo. Este protocolo fue diseñado para trabajar con el cableado existente en los instrumentos, siendo los pares blindados torcidos de alambre recomendados para el funcionamiento optimo; algunas de las ventajas que ofrece este protocolo son:
♦ Es completamente flexible, ya que permite el uso de señales analógicas y
digitales simultáneamente.
♦ Tiene acceso a todos los parámetros y diagnósticos de los instrumentos.
♦ Utiliza instrumentos multivariables.
♦ HART se utiliza en la automatización de procesos, siendo este aplicado a todo
tipo de industrias de procesos mojados o secos incluyendo: productos químicos, refinación, pulpa y papel, alimentos, explotación minera y todo lo relacionado con vigilar estaciones remotamente.
Información técnica.
♦ Señales de comunicación:
♦ Analógicas: De 4 - 20 mA.
♦ Digitales: Rotación de frecuencias:
"0" Frecuencia lógica 2200 Hz.
"1" Frecuencia lógica 1200 Hz.
♦ Topología:
♦ Punto a punto: Simultaneo analógico + digital.
♦ Punto a punto: Digital solamente.
♦ Red Multidrop: Digital solamente, hasta 15 dispositivos.
♦ Máxima longitud del par trenzado 10000 pies (3048 mts).
El protocolo Hart hace uso de la Bell 202 FSK (afinando cambios de frecuencia) estándar para sobreponer señales digitales de bajo nivel encima de una señal analógica de 4 - 20 mA. Un "0" lógico es representado por 2200 Hz y un "1" lógico por 1200 Hz. La señal digital FSK es fase continua y no interfiere con la señal de 4 - 20 mA. Semejante a otras tecnologías digitales de comunicación, este protocolo mantiene compatibilidad con los sistemas existentes de 4 - 20 mA.
La instalación típica de este protocolo es punto a punto entre el regulador y el dispositivo de campo. La configuración de este protocolo, permite que los dispositivos múltiples de campo, sean conectados con un solo par de alambres para el establecimiento de una red multidrop. En esta configuración la señal analógica es utilizada como portadora solamente.
Según lo establecido por el Ing. Joel Chacon PDVSA (1998), algunas de las consideraciones y criterios que deben ser aplicados para el dimensionamiento, cableado y configuración de las redes de campo HART son las siguientes:
u Utilizar un conexionado tipo multidrop para la conexión de varios instrumentos por red con una topología tipo estrella,(ver figura 2-9).
FIGURA 2 - 9
RED MULTIDROP CON TOPOLOGÍA TIPO ESTRELLA.
Fuente: Ing. Chacon PDVSA 1998.
u El máximo número de instrumentos en una red queda determinado por la caída de voltaje que presente cada red. El voltaje mínimo aceptado para la operación confiable de los transmisores es 13 Vdc y se debe tomar como base 21,5 Vdc de alimentación.
u El tiempo de actualización en condiciones normales no debe exceder 8 segundos en redes en las que los instrumentos sean utilizados únicamente para la
supervisión de variables de proceso de poca importancia. Por ejemplo:
transmisores de flujo para supervisión indirecta de pozos.
u El tiempo de actualización en condiciones normales no debe exceder 5 segundos en redes en las que los instrumentos sean utilizados para aplicaciones de control que requieran un tiempo de respuesta largo o para aplicaciones de supervisión. Por ejemplo: Transmisores de nivel de tanques de almacenamiento y separadores generales, entre otros.
u Los instrumentos que se utilicen para la implementación de aplicaciones de control que requieren un tiempo de respuesta corto (transmisores de nivel en separadores de prueba y transmisores de presión para control de presión de gas a recolección y venteo) deberán ser conectados a redes de alta velocidad o a módulos de entrada manteniendo la señal analógica de 4-20mA.La distribución de las redes se debe hacer por áreas de proceso en la plataforma de producción.
5. - SISTEMA SCADA LAGO.
Atendiendo a las consideraciones aportadas por el Manual sistema SCADA para operadores (MSSO), el sistema SCADA Lago representa una de las orientaciones de la tecnología de la información aplicada al control de procesos. Este es un sistema en computadores, el cual monitorea o supervisa plantas o equipos localizados en sitios remotos proporcionando datos relevantes
Comentario [GU1]: Ojo El dibujo dice 2 cables (1 de spare)
¿Esto es así?
Comentario [GU2]: RR Comentario [GU3]: RR
Comentario [GU4]: ¿Caracterí stica?
para la supervisión y toma de decisiones por un operador en la ubicación central (telemetría).
La tecnología SCADA se aplica principalmente para instalaciones de largo alcance como por ejemplo: complejos petroquímicos, donde la supervisión de operaciones cubren grandes extensiones geográficas. En el caso de las industrias petroleras, como en el caso de PDVSA Exploración y Producción, División Occidente, ubicadas en el lago de Maracaibo, el Sistema SCADA Lago, supervisa la producción de crudo y gas en las estaciones de flujo y plantas compresoras de gas este tiene como finalidad básica, asistir al operador de la sala de control en las operaciones de monitoreo y transporte de crudo y gas.
Este cuenta básicamente de un procesador de datos con sus periféricos, ubicados en la sala de control, los parámetros del proceso vienen recopilados por medio de unidades de transmisión remotas "RTU" (Remote Transmit Units), denominados controladores en el ambiente Bristol Babcock.
Los datos en tiempo real de una planta o proceso son recopilados mediante las mediciones realizadas por instrumentos y equipos especiales, estos son enviados por medio de una red de controladores remotos.
El software Womderware corre en las maestras almacenando las señales (data) en la base de datos de tiempo real. Esta data puede ser almacenada a su vez de manera histórica. Estos datos y toda información necesaria para la
supervisión del proceso, pueden ser solicitados desde las consolas de operadores en cualquier momento.
La consola del operador es el principal recurso a través del cual el usuario final es notificado de los cambios del proceso, consiste de computadores marca DELL, un monitor SVGA 20", un teclado y un mouse. Los operadores reciben la información en la pantalla, a través del software Wonderware que corre bajo el sistema operativo Windows NTTM 4.0. Este software presenta la información al operador en varias formas. Tales como: despliegues gráficos, tendencias y mensajes de alarmas. Adicionalmente el sistema tiene la capacidad de almacenar los registros de alarmas y eventos del sistema de archivos de texto en forma ASCII, los cuales pueden ser visualizados desde Excel para ser impresos según requerimientos del operador.
Con el fin de garantizar la seguridad de las operaciones, siempre se diseñan los sistemas SCADA con recursos redundantes, duplicando el procesamiento de los datos y sus periféricos más críticos, (MSSO 1998 p8).
6.- UNIDAD DE EXPLOTACIÓN LAGOCINCO DIVISIÓN DE OCCIDENTE.
PDVSA Exploración y Producción, División Occidente, esta dividida en tres Distritos: Maracaibo, Tía Juana y Lagunillas, donde cada una de estas áreas esta constituida por Unidades de Explotación, repartidas de esta manera:
TABLA 2
Distrito Maracaibo Tía Juana Lagunillas
Unidad de Explotación
Tierra Este Lago Mar La Salina Lago Medio
Tía Juana Lago Lagunillas Lago Tierra pesado
Lagocinco Bachaquero
Lago Lagotreco Barua/Motatan
Fuente: www.rosemount.com 1999.
La Unidad de explotación Lagocinco, es una organización que depende directamente del Distrito Lagunillas, y éste a su vez de la División de Occidente Exploración y Producción PDVSA. Lagocinco está dividida en cinco gerencias que dirigen y controlan todas las actividades en ellas definidas, como lo son:
Gestión, Ingeniería de Explotación, Producción, Estudios de Yacimientos, Infraestructura y Procesos.
La Unidad de Explotación LAGOCINCO tiene como objetivo primordial, la explotación y producción, en forma racional y rentable de los yacimientos de los bloques V y VI de la Cuenca del Lago de Maracaibo (ver tabla 3).
TABLA 3
ESTACIONES DE FLUJO LAGOCINCO
LAGOCINCO
BLOQUES ESTACIONES
V
EF-0105 EF-0905 EF-1605 EF-2105 EF-2205
VI
EF-0206 EF-0506
Fuente : Ing Parra PDVSA 1998
El cumplimiento cabal del objetivo propuesto en la Unidad de Explotación LAGOCINCO está sujeto al desarrollo de cuatro (4) procesos principales como son: operaciones de producción, manejo y procesamiento de fluidos, mantenimiento operacional y optimización de la producción.
6.1-. FUNCIONES DE LA UNIDAD DE EXPLOTACION LAGOCINCO:
u Planificar y Administrar el presupuesto asignado.
♦ Dirigir y controlar las actividades relacionadas a la optimización de instalaciones y pozos
♦ Dirigir los programas de seguridad de personal a su cargo y las instalaciones asociadas a la producción de crudo.
♦ Dirigir y controlar el manejo de crudo desde los pozos hasta los puntos de
medición.
♦ Dirigir y controlar los procesos de extracción, manejo y procesamiento de
crudo, además del mantenimiento operacional de las instalaciones de la unidad de explotación.
♦ Asegurar el cumplimiento de condiciones de ambiente según lo establecido
por la Ley Penal del Ambiente.
♦ Velar por el buen funcionamiento de todas y cada una de las instalaciones, tanto en tierra como en lago, para el cumplimiento de todas las actividades.
♦ Dirigir y controlar el manejo óptimo de los pozos, disponibilidad de los
equipos de separació n y almacenamiento de crudo.
♦ Determinar los mecanismos de producción y métodos de explotación óptimos de cada tipo de yacimiento.
B. REVISIÓN DE LA LITERATURA.
Como recurso para apoyar el presente trabajo, se consultó investigaciones hechas anteriormente que presentan similitudes en cuanto al manejo de la variable " Sistema Remoto de Medición ". Entre estas investigaciones se pueden citar las siguientes:
" Diseño de un sistema de supervisión y control remoto para el Booster 1-8 del complejo Lamargas". Trabajo de grado realizado por Jakimeg (1996), el
cual surge por la necesidad de supervisar y controlar el Booster situado a 33 Km del complejo Lamargas, los resultados de este trabajo demostraron que se puede supervisar el Booster a través del sistema, evitando que los operadores se vean en la obligación de dirigirse hasta el sitio, para supervisar el funcionamiento del mismo.
Por otro lado, Osorio y Walfredo (1996), realizaron una tesis de grado , titulada "Automatización del Monitoreo del Sistema de Pr otección Catódica de la Estación de Flujo 8-3". En esta tesis se diseño un sistema remoto que incrementa notablemente la precisión y el control en los sistemas de protección catódica, mejorando la eficiencia en la detección de fallas en el momento de ocurrir en sitio, evitando el traslado periódico de personal a la estación de flujo.
Según, Manchini (1991) en su trabajo de investigación realizo un estudio sobre los sistemas supervisorios y estableció las caracteristicas básicas que estos presentan como lo son: la función de monitoreo, supervisión y control de todos los procesos de campo desde una sala de operaciones, cuyas consolas de operación residen en un centro de operación local o remoto, la operación de estos procesos se pueden llevar a cabo bajo la intervención del operador (lazo abierto) o en forma automática sin la intervención del operador (lazo cerrado).
C. - DEFINICIÓN DE TÉRMINOS BÁSICOS.
Alarma: Cuando el valor o estado de una señal esta fuera del rango de operación.
Automatización: Termino genérico que indica la utilización de maquinas o dispositivos automáticos donde implica la sustitución de operadores manuales por sistemas de computo realizados por maquinas en lugar de personas.
Bomba: Maquina que absorbe energía de un elemento motriz y la entrega parcialmente a un liquido aumentando su presión.
BSAP: ( Bristol Stándard Asynchronous Protocol) Protocolo Asincrono Bristol Babcock.
Canal: Termino utilizado, cuando se refiere a una banda especifica de frecuencias distribuidas para una transmisión.
Crudo: Nombre asociado al petróleo si procesar.
Depuradores(Gas): Equipo mecánico diseñado para la extracción de cantidades estimadas de liquido de un gas.
Elemento Primario: también conocido como sensor, se define como la parte de un circuito que detecta el valor de una variable de proceso y cuya salida asume un estado predeterminado que corresponde al valor de la detección.
Estación de Flujo: Infraestructura donde se llevan a cavo los procesos de recolección del crudo y del gas.
FODA : Fortaleza, Oportunidad, Debilidad y Amenaza.
Información (Campo): Se define como el conocimiento o realidad, esta puede ser en forma analógica (proporcional o continua), o en forma digital (Etapas Discretas), tales como codificados en binario, códigos alfanuméricos.
Instrumentación: Parte de la actividad técnica dentro del campo de la ingeniería, que se encarga de medir y controlar una o más variables.
Instrumento: Cualquier dispositivo que realice una medición o regulación de un proceso.
Múltiple de Producción: Extensión o tubería de cinco huecos utilizada en las Estaciones de Flujo, para recibir el crudo de los pozos.
PLC: Programmable Logic Controllers, Controlador Lógico Programable.
Pozo: Unidad productiva a través de la cual se obtienen los fluidos de un yacimiento.
Proceso: Conjunto de pasos lógicos que definen el cambio de estado o desarrollo de una actividad, física, química o biológica.
Proceso Industrial: Operación o serie de operaciones en las cuales se agrega o se sustrae energía, para mantener un estado de balance o equilibrio.
Protocolo: Formato normalizado o aceptado para la transmisión de data sobre un sistema de comunicación.
Prototipo: Es una maquina, vehículo o instalación industrial o similar que es construido como único ejemplar que puede servir como modelo de una producción en serie, para demostrar la funcionalidad de un diseño o como
modelo de pruebas que suministre información para comprobar y perfeccionar el modelo teórico.
Prueba: Conjunto de procedimientos y actividades que detectan la existencia de errores o nó , en un elemento del sistema.
Redundancia: Respaldo automático de algún dispositivo o canal de comunicaciones.
SCADA: (Supervisory Control And Data Adquisition) Sistema basado en computadores, el cual monitorea o supervisa plantas o equipos, localizados en sitios remotos, proveyendo información relevante para la toma de decisiones por un operador en una ubicación central.
Termocupla: Dispositivo utilizado para medir temperatura, el cual consiste de dos conductores homogéneos y diferentes unidos en sus extremos y aislados lateralmente.
Tiempo real: Se dice que un sistema opera en tiempo real cuando interactua con un proceso externo y ejecuta sus programas concurrentemente con la evolución del proceso.
Variable: Son aquellos parámetros del proceso que por lo general son funciones de trabajo, que se originan por efectos de los cambios mismos.
D. SISTEMA DE VARIABLES:
1.- DEFINICIÓN CONCEPTUAL Y OPERACIONAL:
A continuación se presenta la definición Conceptual y Operacional de las variables de estudio de este trabajo de investigación:
1.1.- SISTEMA REMOTO DE MEDICIÓN CONTINUA: Es el conjunto de elementos relacionados con la obtención de información, en un proceso determinado, el cual se realiza sin interrupciones o inconvenientes a distancias relativamente grandes, Ing Parra PDVSA, 1998. Operacionalmente representa el conjunto de elementos que integran el sistema de transmisión de información ubicada en las plataformas de múltiples de crudo de bloque VI, la cual es transmitida a través del sistema SCADA, de manera continua y sin interrupciones hasta el Distrito Lagunillas, Departamento de Operaciones (telemetría).
1.2.- PRESIÓN Y TEMPERATURA: La presión es aquella variable física, que representa la fuerza ejercida por un cuerpo sobre una unidad de superficie, y la temperatura se define como la cantidad de calor expresada en grados que contiene un cuerpo, siendo el calor una de las formas de presentarce la energía, Curso de medición Cepet 1994 p12. Operacionalmente representan las
variables físicas a ser monitoreadas por el sistema de medición, en las plataformas de múltiples ubicadas el bloque VI.
