PABLO GONZÁLEZ PÉREZ
El Director de Proyecto:
EVA MARÍA SOUSA
Fdo.: ……… Fecha: ……/ ……/ ……
Vº Bº del Coordinador de Proyectos:
ÁLVARO SANCHEZ MIRALLES SADOT ALEXANDRES FERNÁNDEZ
Fdo.: ……… Fdo.: ………
PROYECTO FIN DE CARRERA
INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL
EN UN TANQUE DE
GAS NATURAL LICUADO
AUTOR: PABLO GONZÁLEZ PÉREZ
MADRID, Junio 2005
Entidad colaboradora: Sener, Ingeniería y Sistemas
RESUMEN DEL PROYECTO
El proyecto que se presenta consiste, fundamentalmente, en el estudio de la instrumentación y el control de una planta almacenadora de gas natural licuado (Planta regasificadora). En concreto se trata de la planta de Sagunto, ubicada en el pueblo del mismo nombre en la provincia de Valencia, y perteneciente a Saggas (compañía donde se encuentran las tres principales empresas eléctricas nacionales: Endesa, Iberdrola y
Unión Fenosa). Dicha planta está formada por dos grandes tanques de almacenamiento de 150.000m3 de capacidad.
Las partes claramente diferencias que se tratan en este proyecto son:
Instrumentación de campo
Típicamente será para medida, monitorización y/o control de caudal, presión, nivel y temperatura tal y como se indique en los diagramas de tuberías e instrumentos.
Estos instrumentos de campo, son especificados y seleccionados en base a su conveniencia para la aplicación, y debido a las características especiales del tanque (condiciones criogénicas para mantener el gas natural licuado) muchos de los sensores tendrán que cumplir unas especificaciones de resistencia, rangos, precisiones,… acorde con lo que se calcula en instrumentación. Aunque dichos sensores ya están estandarizados por los proveedores, hay que realizar estudios y cálculos para elegir los que mejor se adapten a nuestro proyecto y aplicación concreta. Además se debe de tener en cuenta los estándares y certificados que el cliente exige en su especificación.
propio sensor o equipo de medida anteriormente citado, el transmisor y las comunicaciones hasta la sala de control.
* Los transmisores se encargan de enviar la señal eléctrica de la medida de presión, temperatura, nivel o caudal que realiza el sensor/transductor en campo, hasta el sistema de control. Por las condiciones del proceso y como ocurre en los sensores, tendrán que ser tabulados al igual que los sensores para ver cual es el que mejor se adapta a nuestra aplicación.
* Se estudian las comunicaciones de los dispositivos de campo al sistema de control. Todos seguirán un protocolo de comunicación basado en HART (lo que también será una exigencia para los proveedores).
El Sistema de Control realizará la regulación continua del proceso, además del mando, enclavamientos, vigilancia de alarmas y generación de informes para la planta. El control, monitorización y alarmas de la planta, serán implementados en un Sistema con Control Distribuido (SCD o DCS). Para dimensionar dicho sistema se requiere una serie de documentación especificada, partiendo siempre de los diagramas P&ID’s1 se realizarán la lista de entradas/salidas al Sistema de Control, los diagramas lógicos (donde se desarrolla el control propiamente dicho de cada planta) y los gráficos de control desde donde se controla y monitoriza el proceso por el operador de la planta.
Todas las operaciones de la planta se controlan, como norma general, desde la Sala de Control Central. Existen tres sistemas fundamentales de control
Sistema de Control Distribuido (DCS): sirve para controlar y
supervisar las operaciones de la planta. Es un sistema basado en el control de procesos y en la adquisición de datos.
1
actuaciones de parada de emergencia y parada de proceso al DCS en caso de problema.
Sistema de Fuego y Gas (F&GS): incluye detección de fuego, gas y
vertidos de gas licuado. Asimismo todos los equipamientos relacionados con la lucha contra incendios. También se emite señales al DCS en caso de emergencia.
Collaborating company: Sener, Ingeniería y Sistemas
SUMMARY OF THE PROJECT
This project consists on the study of the instrumentation and control of a Liquefied Natural Gas Plant (Regasifying Plant). The plant being built in Sagunto, in the province of Valencia, and it belongs to Saggas (a consortium of the three main spanish electric companies: Endesa, Iberdrola and Union Fenosa). The plant counts with two large storage tanks with 150.000m3 capacity.
The areas of this project are:
Instrumentation in the field
As indicated in the Piping and Instrumentation Diagrams (P&ID’s), the instruments will be used for measuring, monitoring and/or for controlling volume, pressure, level and temperature.
The instruments are specified and selected according to the application, and because of the particular operating conditions in most of the plant (cryogenic conditions to maintain the natural gas in liquid state), most sensors need to comply with specifications of resistance, ranks, precisions,… according with what is calculated in orchestration. Despite these sensors are already standardized by the suppliers, many studies and calculations have to be carried out in order to choose the ones that best fit the specific requirements. Besides it should always be kept in mind the standards and certificates that the client requires in his specifications.
itself, the transmitter, and the communications with the control room.
* The transmitters are electronic devices that are mounted in the field in close proximity to a sensor. They are used to provide the correct electrical power to turn on (or excite) the sensor, then to read the low level sensor signal, and amplify it to a higher level electrical signal and send that signal a long distance to a control or read-out device, which is normally in the control room.
In order to purchase the transmitters as well as the sensors, several suppliers send technical and economical proposals. Then, it is necessary to do technical comparisons between the offers to find the one that best fits technically and economically.
* The communications between the devices in the field and the control system are also studied. The communication is based on a HART protocol, which is also required to the suppliers.
The Control System will carry out the continuous regulation of the process: commands, interlocks, alarms follow up and creation of periodic plant reports. The control, the monitoring and the alarms of the plant, are all implemented in what is called a Distributed Control System (DCS). In order to specify the DCS, it is necessary information whose starting point is always the P&ID’s. A list of Inputs and Outputs to the Control System is then worked out in detail, and from there, the logic diagrams (used to do the programming of the plant control) and the graphics to be displayed in screens in the control room, which help the plant operators to control the plant.
In general, all the plant operations are controlled from the Central Control Room. There are three main types of Control System:
processes and data acquisition.
Emergency System (ESD): it is a system based on fail-proof circuit
with triple redundancy. It has high levels of integrity and security of data. The ESD includes emergency stop actions and process shut down in the DCS in case of specific problems.
Fire and Gas System (F&GS): it includes detection of: fire, gas or
liquid natural gas leakage. Likewise all equipment related to fire fighting. The operators will be warned through the DCS in case of emergency.
DOCUMENTO Nº1: MEMORIA 1.1 Memoria descriptiva pág. 1 a 120 1.2 Cálculos pág. 1 a 4 1.3 Estudio Económico pág. 1a 4 1.4 Estudio Ambiental pág. 1 a 7 1.5 Anexos pág. 1 a 66 1.6 Conclusiones pág. 1 a 2 1.7 Bibliografía pág. 1 a 2 DOCUMENTO Nº2: PLANOS 2.1 Lista de planos pág. 1 a 1 2.2 Planos pág. 1 a 24
DOCUMENTO Nº3: PLIEGO DE CONDICIONES
3.1 Generales y Económicas pág. 1 a 5 3.2 Técnicas y Particulares pág. 1 a 10 DOCUMENTO Nº4: PRESUPUESTO 4.1 Estimaciones pág. 1 a 1 4.2 Precios Unitarios pág. 1 a 1 4.3 Sumas parciales pág. 1 a 19 4.4 Presupuesto General pág. 1 a 1
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1.1. MEMORIA DESCRIPTIVA 1 -- 120 1.2. CÁLCULOS 1 -- 4 1.3. ESTUDIO ECONÓMICO 1 -- 4 1.4. ESTUDIO AMBIENTAL 1 -- 7 1.5. ANEXOS 1 -- 66 1.6. CONCLUSIONES 1 -- 2 1.7. BIBLIOGRAFÍA 1 -- 2
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CAPITULO 1: Introducción
1.1 Introducción al gas natural licuado (GNL): ... 1
1.1.1. ¿Qué es el Gas Natural Licuado (GNL)?... 1
1.1.2. Breve Historia de la Industria del GNL ... 2
1.1.3. Peligros Derivados de las Bajas Temperaturas... 3
1.2 Proyectos de gas natural existentes en España... 4
1.3 Motivación del proyecto:... 6
NOTA: Análisis de Instrumentación y el control de la Planta tratada en este Proyecto... 7
1.4 Objetivos: ... 8
1.5 Metodología: ... 10
1.6 Recursos y herramientas utilizadas: ... 12
CAPITULO 2: La planta regasificadora 2.1 Introducción... 13 2.2 Proceso de licuefacción... 13 2.3 Funcionamiento de la planta... 14 2.3.1 Etapa 1 ... 14 2.3.2 Etapa 2 ... 15 2.3.3 Etapa 3 ... 15 2.3.4 Etapa 4 ... 16 2.3.5 Etapa 5 ... 17 2.3.6 Etapa 6 ... 17 2.3.7 Etapa 7 ... 18 CAPITULO 3: Instrumentación 3.1 Introducción a la instrumentación ... 19
3.1.1. Estudio y elección de la instrumentación... 19
3.1.2. Representación de los instrumentos: ISA ... 21
3.1.3. Codificación proyecto ... 24
3.1.3.1 Designación de etiqueta para instrumentos... 24
3.2.2.2 Nivel por desplazador: ... 29
3.2.2.3 Medida de nivel por presión diferencial: ... 29
3.2.2.4 Medida de nivel por barboteo:... 30
3.2.3. Medida de nivel por flotador... 31
3.2.4. Medidor de Nivel, Densidad y Temperatura (LTD) ... 32
3.3. Instrumentos de medida de caudal ... 34
3.3.1 Introducción ... 34
3.3.2 Elección medidor de caudal ... 34
3.3.3 Medición por diferencia de presiones ... 35
3.3.3.1 Placa de Orificio ... 38
3.3.3.2 Tubo Venturi... 42
3.3.4 Medición por velocidad... 44
3.4. Instrumentos de medida de temperatura:... 46
3.4.1 Introducción ... 46
3.4.2 Instrumentos de medición de temperatura ... 46
3.4.3 Termopares... 50
3.4.4 Termorresistencias:... 54
3.4.5 Termopares contra termorresistencias: ... 57
3.4.6 Elección del sensor de temperatura ... 58
3.5.6.1 Skin Point:... 59
3.5.6.2 Conjunto termoelementos... 59
3.5.6.3 Sondas medida multipunto, interior tanque... 60
3.5.6.4 Pulling-eye... 60
3.4.7 Fuentes de error en la medición de temperatura ... 60
3.4.7.1 Calibración del sensor ... 60
3.4.7.2 Gradiente térmico... 61
3.4.7.3 Conducción de calor en el cabezal del sensor ... 61
3.4.7.4 Radiación... 61
3.4.7.5 Autocalentamiento del sensor ... 61
3.4.7.6 Ruido eléctrico e interferencias ... 62
3.4.7.7 Condensación ... 62
3.5. Instrumentos de medida de presión ... 63
3.5.1 Introducción ... 63
3.5.2 Elementos primarios de medida de presión ... 63
3.5.2.1 Elementos de columna de líquido... 64
3.5.2.2 Elementos electrónicos... 66
3.5.3 Elementos de tipo elástico ... 66
3.5.3.1 Tubo Bourdon tipo “C” )... 67
3.5.3.2 Bourdon Espiral... 69
3.5.3.3 Bourdon Hélice... 70
3.6. Válvulas... 71
Según su conexión ... 73
3.6.3 Válvulas de control... 80
CAPITULO 4: Control 4.1 Introducción... 92
4.2 Almacenamiento del GNL... 92
4.3 Descripción del sistema de control... 94
4.3.1 Control de presión de los tanques... 96
4.3.1.1 Introducción ... 96
4.3.1.2 Control de presión normal ... 97
4.3.1.3 Aumentos de presión ... 98
4.3.1.4 Descenso de presión... 100
4.3.2 Control de nivel de los tanques ... 103
4.3.2.1 Introducción ... 103
4.3.2.2 Nivel alto ... 104
4.3.2.3 Nivel bajo ... 106
4.3.3 Control de la temperatura... 106
4.3.3.1 Control de la temperatura del GNL ... 106
4.3.3.2 Control de la temperatura en otros componentes ... 109
4.3.4 Control de la densidad ... 110
4.3.5 Control del contenido de oxígeno ... 111
4.3.6 Purga de nitrógeno gaseoso... 111
4.3.6.1 Purga de nitrógeno gaseoso en el espacio de aislamiento 112 4.3.6.2 Purga de nitrógeno gaseoso en tanque interno... 113
4.3.7 Operación de llenado del tanque ... 113
4.4 Comunicaciones ... 117
4.4.1 Transmisores ... 117
4.4.2 Protocolo comunicación... 118
4.4.2.1 Introducción ... 118
Capítulo 1: Introducción.
1.1 Introducción al gas natural licuado (GNL)
1.1.1. ¿Qué es el Gas Natural Licuado (GNL)?
El gas natural es una fuente de energía muy ventajosa. Se quema limpiamente, con menos polución que otros hidrocarburos combustibles, y las reservas probadas de gas
natural son inmensas: cerca de 4.900 x 1012 pies cúbicos1 en todo el mundo, suficiente
para asegurar prácticamente el suministro a la tasa de consumo mundial actual durante cerca de 60 años. Sin embargo, la mayor parte de las reservas conocidas de gas natural se localizan desafortunadamente en áreas lejanas, con densidades de población muy pequeñas. Grandes extensiones de Norteamérica y Europa cuentan con cinturones de gasoductos para el transporte de gas desde los campos de producción a los mercados de consumo. Sin embargo, actualmente el transporte por gasoducto no es una opción viable económicamente para el transporte transoceánico de gas natural.
El gas natural, en estado normal, ocupa mucho volumen y solamente puede transportarse a través de gasoductos, lo que hace inviable económicamente el transporte
a grandes distancias. El Gas Natural Licuado (llamado comúnmente GNL), por el
contrario, ocupa un volumen 600 veces menor, y puede transportarse a grandes
distancias por medio de buques tanque (ver Figura 1).
Figura 1: Típico Buque Tanque de GNL
El gas natural está compuesto principalmente por metano, 90%, y se condensa
cuando se enfría a -161,5º C manteniéndolo a presión atmosférica, lo que significa que
no está presurizado. Durante el proceso de refrigeración, se extraen las partes más pesadas como oxígeno, dióxido de carbono y compuestos azufrados. Al enfriar el gas, también se eliminan por congelación el agua y los líquidos del gas natural (LsGN), que
sean hidrocarburos como el butano. El GNL resultante pesa menos del 50% que el
agua. Es incoloro, inodoro, no corrosivo y no tóxico. Una tonelada de GNL equivale a
48,7 x 103 pies cúbicos de gas natural normal.
1.1.2. Breve Historia de la Industria del GNL
La licuefacción del gas natural comienza en el siglo XIX, en que el químico y físico
británico Michael Faraday comienza a experimentar con la licuefacción2 de varios tipos
de gases, incluido el gas natural. El ingeniero Alemán Karl Von Linde construyó la
primera máquina de utilidad práctica de refrigeración con compresor en Munich en
1873.
La primera planta de GNL se construyó en West Virginia en 1912, y la primera
planta comercial de licuefacción se construyó en Cleveland, Ohio, en 1942. El GNL
solamente comenzó a ser una opción comercial viable en los años 1960 en que la industria comenzó a perfilarse.
El primer contrato comercial se firmó entre Argelia y el Reino Unido para un período de 15 años a partir de 1963. Argelia también mantuvo conversaciones contraactuales con Francia en 1965, y Alaska y Japón firmaron otro contrato en 1969.
En los años 90, la comercialización de GNL en el mundo aumentó en una media del
6,7% al año, desde 52 millones de toneladas hasta más de 82 millones de toneladas. En
el 2000, la producción de GNL fue de alrededor de 100 millones de toneladas, lo que
supone un aumento del 7% con relación al año anterior. Asia importó el 70%, Europa el 25% y los EE.UU. el 5% restante.
Los suministros de GNL provienen de países que tienen superávit de gas natural
como Argelia, Brunei, Indonesia, Trinidad, Nigeria, Malasia, Qatar, Omán y Australia. Puesto que estas áreas no están cerca de las áreas con demanda de gas natural, la exportación de GNL es una opción viable económicamente.
1.1.3. Peligros Derivados de las Bajas Temperaturas
Como se ha comentado con anterioridad, el GNL hierve a –160°C
aproximadamente, a la presión atmosférica. Tanto el líquido como el vapor pueden causar fragilidad y, como consecuencia, el fallo de los materiales de construcción y contención, y en los instrumentos de medida de la planta.
Los líquidos criogénicos (como es el GNL) en contacto con la piel causan graves
quemaduras. Las tuberías y los equipos criogénicos están a temperaturas extremadamente bajas, y debe evitarse el contacto corporal con tuberías o equipos desnudos escarchados. Por lo general, los equipos criogénicos desnudos son susceptibles de escarcharse, aunque, dependiendo de las condiciones atmosféricas, el hielo puede cubrir esa escarcha formada (aunque es menos peligroso, también debe
evitarse el contacto). La línea escarchada, extremadamente fría bajo la escarcha, puede provocar la congelación contra la línea criogénica o los equipos de la mano u otro punto de contacto. Como mínimo, se deben llevar guantes que sean holgados, pero si se trabaja en un área aislada de equipos criogénicos, también se debe llevar ropa protectora del cuerpo.
1.2 Proyectos de gas natural existentes en España
La problemática del aislamiento de la península y la actual saturación de las capacidades de entrada de gas al sistema se han solventado con la progresiva puesta en funcionamiento de los proyectos de nuevos terminales de regasificacion: Bilbao, El Ferrol y Sagunto (proyecto actual en el que se basa este proyecto fin de carrera), y con
la ampliación de los actualmente existentes: Huelva, Barcelona y Cartagena (ver Figura
2 o ANEXO 5.6: MAPA DE LA RED GASISTA DE LA PENINSULA).
Por otra parte, el famoso proyecto Medgaz, supone la construcción de un nuevo
gasoducto de interconexión con el Zagreb (en concreto, el proyecto consiste en la
realización de un gasoducto submarino internacional que unirá Argelia con España y Europa, pasando por Almería.) y que arrancará en julio de 2006 y finalizará en 2009, año en que está prevista su puesta en servicio con una capacidad inicial de transporte de 8.000 millones de metros cúbicos de gas anuales. Con esto parece que se da la posibilidad de conseguir gas a un coste inferior y España se afianza como zona de tránsito de gas hacia Europa (superando la situación actual situación de final de la red gasista europea).
Por lo tanto, puede decirse que la Península Ibérica supone la zona de mayor potencial de negocio gasista en los próximos años. Esta oportunidad podrá ser aprovechada fundamentalmente por las empresas eléctricas, que tomarán un papel cada vez más relevante en este mercado, tanto en lo que se refiere a la demanda como a las infraestructuras. Por ello el interés de estas principales compañías energéticas europeas se ha visto incrementado para tener una mayor presencia en España y Portugal.
1.3 Motivación del proyecto
De acuerdo a lo expuesto hasta ahora, la importancia hoy en día del Gas natural es fundamental tanto para el consumo particular como para la producción de energías limpias y menos peligrosas (los ciclos combinados, por ejemplo). Por ello, y en
colaboración con el Departamento de Instrumentación y Control de la empresa Sener
Ingeniería, que se encuentra en la actualidad desarrollando un proyecto de una regasificadora en el puerto de Sagunto (Valencia), se ha desarrollado este Proyecto fin de carrera en el que se pretende mostrar el trabajo de diseño y cálculo de una planta de estas características.
En dicho Departamento se realiza todo el cálculo y el estudio del control de la planta según los requerimientos del cliente, de acuerdo a las estrictas normas de seguridad dada la peligrosidad del gas natural licuado (temperaturas extremadamente bajas) y a las
especificaciones técnicas concretas para este tipo de plantas (Ver ANEXO 5.2: TABLA
RESUMEN DATOS DE PROCESO).
Debido a la gran complejidad y extensión de esta planta, se ha desarrollado y estudiado fundamentalmente tanto la instrumentación como el control de los tanques de
almacenamiento de GNL (Gas Natural Licuado), los cuales suponen el 60%
aproximadamente de la inversión total, tratándolos como “unidades paquete” separadas de la planta general.
La principal motivación a la hora de elegir este estudio, ha sido la posibilidad de realizar el análisis de un proyecto real, que tiene lugar al mismo tiempo en que se desarrolla este proyecto fin de carrera, teniendo además la posibilidad de trabajar día a día en una empresa de ingeniería, con todas las situaciones reales que ello conlleva: problemas de cálculo de algunos instrumentos, cambios de datos de procesos por otras secciones, problemas en obra, trato con proveedores por material requerido difícil de encontrar o por agotar plazos de entrega lo que retrasaría la obra… etc. Todo ello, adicionalmente, en el marco de un campo como el del gas natural, que se encuentra en plena expansión.
NOTA:
Análisis de Instrumentación y el control de la
Planta tratada en este Proyecto
El estudio y cálculo de una planta regasificadora completa es un proyecto que puede prolongarse durante 3 o 4 años para una empresa grande de ingeniería. Son varios los departamentos (obra civil, ingeniería de procesos, tuberías, instrumentación y control... etc.) que durante estos años realizan todos los cálculos, informes y estudios. Por ello, queda justificado que en este proyecto de fin de carrera que se desarrolla en tan solo un año y por una sola persona, no se puede abarcar el estudio de la totalidad de una Planta. Quiere aclararse a este respecto que se fijan en su realización unos límites. Así, se dejan de lado algunas partes o “unidades de la Planta”, para centrar el estudio
únicamente en la complejidad de los tanques de almacenamiento de GNL (y en
particular en uno de los dos, ya que los dos existentes son “gemelos”).
El objetivo principal de este proyecto fin de carrera tampoco es el de desarrollar un manual extenso que explique el funcionamiento de una planta de estas características, sino el lograr una visión global y sencilla de un funcionamiento general, y una comprensión más en detalle de las funciones de los tanques de almacenamiento para el conjunto de las instalaciones.
1.4 Objetivos
El objetivo principal de este proyecto es el estudio de la instrumentación necesaria
para los tanques de GNL, así como el desarrollo del control y comunicación entre ellos.
En base a lo cual, el presente proyecto se podría dividir en los siguientes objetivos:
Estudio de un proyecto real
Estudio de un proyecto de ingeniería real en el que se incluyen y desarrollan diversos aspectos industriales, como la electrónica de los sensores, las comunicaciones, el control, los tipos de materiales…Y en el que se trabaja con documentos reales, tales como planos, diagramas, datos de procesos, listas de instrumentos…
Análisis detallado de una Planta de almacenamiento de Gas
SENSORES
Típicamente serán para medida, monitorización y/o control de caudal, presión, nivel y temperatura tal y como se indique en los diagramas de Tuberías e Instrumentos
(llamados comúnmente P&ID’s3).
Los instrumentos de campo, serán especificados y seleccionados en base a su conveniencia para la aplicación. Aunque dichos sensores ya están estandarizados por los proveedores, hay que realizar estudios y cálculos para elegir los que mejor se adapten a nuestro proyecto y aplicación concreta. Además se deberán de tener en cuenta los estándares y certificados que el cliente exige en su especificación.
TRANSMISORES
Los transmisores se encargan de enviar la señal eléctrica de la medida de presión, temperatura, nivel o caudal que realiza el sensor/transductor en campo, hasta el sistema de control. Por las condiciones del proceso y como ocurre en los sensores, tendrá que ser tabulado al igual que los sensores para ver cual es el que mejor se adapta a nuestra aplicación.
3
SISTEMA DE CONTROL
El Sistema de Control realizará la regulación continua del proceso, además del mando, enclavamientos, vigilancia de alarmas y generación de informes para la planta. Para ello se estudiará, según los instrumentos elegidos con anterioridad, cómo responde la planta a diferentes situaciones, como aumentos de presiones, cambios de temperaturas e incluso al propio llenado del tanque.
COMUNICACIONES
En éste último punto se pretende estudiar las comunicaciones de los dispositivos de campo al sistema de control. Todos seguirán un protocolo de comunicación basado en
1.5 Metodología
El desarrollo del presente Proyecto se basa en la siguiente metodología y fases:
• Fases:
1.- Estudio de planos, diagramas e instrumentos: implica la recopilación de la
información técnica proporcionada por la empresa en la que desarrollo mi beca, así como su posterior asimilación. Se dispone para ello, además, con toda la bibliografía especializada, con el contacto directo de los compañeros ingenieros que trabajan en este proyecto e incluso con el trato personal con los proveedores los cuales ofrecen información detallada de sus propios dispositivos.
2.- Estudio y cálculo de los tipos de sensores, de acuerdo a su ubicación en la planta: debido a las características especiales del tanque (condiciones criogénicas) muchos de los sensores tendrán que cumplir unas especificaciones de resistencia, rangos, precisiones, … acorde con lo que se calcula en instrumentación. Se realizará el estudio de cada sensor necesario en cada caso concreto, tras lo cual se generará una hoja de datos. Esta hoja de datos será la que posteriormente se utilice para pedir oferta a los distintos suministradores y además más tarde para labores de mantenimiento (limpieza, recambio, etc).
3.-Los transmisores seguirán el mismo tratamiento que los sensores, cada uno será estudiado y calculado individualmente para que cumpla con el fin requerido.
4.- Desarrollo de la lógica para el Control de la Planta: El control, monitorización y alarmas de la planta, serán implementadas en un Sistema con Control Distribuido
(SCD). Para dimensionar dicho sistema se requiere una serie de documentación.
Partiendo siempre de los diagramas P&ID’s se realizarán la lista de entradas/salidas
al Sistema de Control, los diagramas lógicos (donde se desarrolla el control propiamente dicho de cada planta) y los gráficos de control desde donde se controla y monitoriza el proceso por el operador de la planta.
Con toda esta documentación se realiza el dimensionado del hardware del Sistema de Control Distribuido y posteriormente su programación. Posteriormente se pasará a realizar los controles, visualizaciones, alarmas y parada automática, de cuerdo con lo
mostrado en P&ID’s y exigencias del cliente; para ello, se desarrollarán las funciones
1.6 Recursos y herramientas utilizadas
Además de los recursos, ya mencionados previamente, con los que se cuenta dado el desarrollo de la Beca en empresa (informes, planos…), se emplearán en el desarrollo de este Proyecto las siguientes herramientas:
InTools: Para los objetivos de estudio de sensores y transmisores, se utilizará la
herramienta informática INTOOLS, la cual a parte de ser una base de datos con
las hojas de características de todos los instrumentos (como se comentó en el apartado de metodología), es un programa para realizar cálculos.
AutoCad: para la modificación de planos del proyecto original planta adaptándolo a este proyecto fin de carrera. Para ello se ha tenido que eliminar algunas unidades paquete que debido a su complejidad de estudio, por pertenecer a otra sección de ingeniería o incluso por ser paquetes cerrados que el
cliente exige, no se contempla en el P&ID y no se hace referencia en toda la
memoria. Por destacar algunos: Cromatógrafo, sistema de análisis…etc.
MicroStation: empleado sólo para el visionado de planos.
FLOWEL: Programa informático para el cálculo de Placas de Orificio y demás elementos primarios de caudal.
SICon (versión 4.0): utilidad de conversión de distintos sistemas de medida (presión, fuerza, caudal…etc) a distintas unidades (SI, americano, ingles, otros…)
Capítulo 2: La planta regasificadora
2.1 Introducción
Para el transporte en buques metaneros, el gas natural debe someterse a procesos de separación y licuefacción. Estos procesos generalmente tienen lugar en plantas de licuefacción cercanas a los lugares de extracción o unidas a ellos mediante gasoductos.
Tras la licuefacción a temperatura de -160 ºC, el gas natural es almacenado en depósitos criogénicos hasta su embarque en los buques metaneros para su envío a las plantas de regasificación.
Los depósitos criogénicos, sistemas de transporte y dispositivos de carga y descarga a/de los buques dentro de ambas plantas son muy similares.
2.2 Proceso de licuefacción
A continuación se explica el proceso de licuefacción, es decir, el paso del gas a estado líquido. Este proceso se divide en dos partes, el circuito de gas natural y los ciclos de refrigeración, que se explican a continuación:
a) Circuito de gas natural: Como la licuefacción del gas natural implica
trabajar a temperaturas alrededor de -160 ºC, (1m3 de gas natural licuado
equivale a aproximadamente 593 m3 de gas natural en estado gaseoso), deben
eliminarse los componentes que se congelan (agua, gases ácidos e hidrocarburos pesados) pues durante el proceso de enfriamiento pueden obstruir el circuito de éste o producir daños (corrosión, picaduras, etc.) y los compuestos nocivos para la instalación (mercurio). También es necesario eliminar la presencia de compuestos que excedan el límite permitido por las especificaciones del gas
comercial obtenido en el punto de recepción una vez vaporizado en GNL.
b)Circuito de refrigeración:En él se elimina el calor sensible y latente del gas natural, de forma que se transforma de estado gaseoso a alta presión a estado
líquido a presión atmosférica. Se producen en el mismo, varios procesos, uno de los cuales es la refrigeración por mezcla de fluidos refrigerantes y preenfriamiento con propano, proceso con una notable fiabilidad tras los resultados y experiencia obtenida mediante las plantas construidas hasta la fecha.
2.3 Funcionamiento de la planta
En este apartado se estudia el funcionamiento de una planta regasificadora, sin entrar en detalles más concretos sobre los distintos equipos o procesos, ya que no se pretende desarrollar una manual sino una explicación gráfica y breve para que posteriormente se pueda entender mejor los instrumentos seleccionados. Para ello, se ha resumido en 7 etapas:
2.3.1 Etapa
1
Una vez el barco metanero se encuentra en el muelle de descarga, el gas natural que
se encuentra en estado líquido (GNL) y a una temperatura -163º C en el interior de los
depósitos del barco, se descarga a través de los brazos ubicados en el muelle (ver
Figura 3).
2.3.2 Etapa
2
A través de los conductos que unen los brazos con los tanques circula el GNL que se
almacena en el interior de los mismos (ver Figura 4).
Figura 4: Almacenamiento en los tanques criogénicos
2.3.3 Etapa
3
El aporte de calor al GNL (proceso de bombeo o radiación solar) provoca que una
fracción de éste pase a fase vapor. Este gas de Boil-off (GBO4) (ver Figura 5) se utiliza
para:
Compensar el desplazamiento de la carga que se origina en el proceso de descarga del buque.
Reinyectar en el Proceso gracias al Relicuador (tras pasar por unos comprensores).
Cuando excede la capacidad de los dos anteriores el gas sobrante se quema en la antorcha.
4 Se denomina Gas
Figura 5: Gestión del exceso de gas generado
2.3.4 Etapa
4
Un sistema de bombeo ubicado en el interior del Tanque, denominado primario,
permite la conducción del GNL al Relicuador, que actúa como acumulador de líquido
para las bombas secundarias y permite la recuperación del Boil Off, incorporándolo a la
corriente de GNL (ver Figura 6).
2.3.5 Etapa
5
El GNL procedente del Relicuador es bombeado a alta presión por un sistema de
bombeo denominado secundario (ver Figura 7), de diseño análogo al primario (Etapa
2).
Figura 7: Bombeo de alta presión
2.3.6 Etapa
6
El paso de líquido a gas se realiza a través de vaporizadores de agua de mar. El
GNL se transforma en vapor utilizando agua de mar siendo calentado a una temperatura
mayor de 0º C. Existe un vaporizador, denominado de combustión sumergida, utilizado
en periodos de mantenimiento de los anteriores o en demandas punta donde el GNL es
calentado y vaporizado por efecto de un quemador sumergido en agua, que utiliza como
Figura 8: Vaporización
2.3.7 Etapa
7
El gas natural procedente de los vaporizadores se dirige a través de un colector común a unos sistemas de regulación, medida y odorización desde los cuales el gas se
inyecta, por medio de un gasoducto, en la Red General Básica (ver Figura 9).
Capítulo 3: Instrumentación.
3.1
Introducción a la instrumentación
3.1.1. Estudio y elección de la instrumentación
La metodología seguida en este proyecto para la elección de los elementos de campo, ya sean válvulas, sensores, indicadores…etc, es la siguiente:
Inicialmente se parte de una especificación de ingeniería (denominada
Kellogg) que se ha aplicado en otros proyectos de regasificadoras, siguiendo
unas normas recomendadas tanto de seguridad como de cálculos.
Con esta especificación, se realiza un estudio de cada sensor según en qué parte del tanque o línea este conectado y según unos datos de proceso. En
estos últimos, (ver ANEXO 5.2: TABLA RESUMEN DATOS DE
PROCESO) se indica la temperatura, la presión, el estado (líquido o gas),
densidad, viscosidad…etc., datos que se utilizan para el cálculo de los sensores de temperatura que deben cumplir unas especificaciones de resistencia, rangos, precisiones.
Con este estudio para cada sensor y para cada caso concreto, se acaba
generando una hoja de datos (ver ANEXO5.3: HOJAS DE DATOS)
mediante la aplicación informática Intools. Esta hoja de datos es la que se utiliza para pedir oferta a los distintos suministradores y además servirá más tarde para labores de mantenimiento (limpieza, recambio, etc.).
Cabe destacar que estas requisiciones técnicas de temperaturas con las hojas de datos son más o menos flexibles, es decir, en este campo están prácticamente tabulados en el mercado todos estos sensores para distintas aplicaciones. Por ello, el suministrador nos presenta una oferta ajustándose a nuestros cálculos y especificaciones
Seguidamente se hace una pequeña introducción al mundo de la instrumentación, y aunque hay una amplísima gama de instrumentos existentes en el mercado, se podría clasificar, atendiendo a su función, de forma esquemática de la siguiente manera:
Instrumentos de medida, su función consiste en dar una señal (visual,
neumática, electrónica, o de otro tipo) proporcional a la variable medida. Este grupo engloba los indicadores y registradores locales, los transmisores y los
termostatos y presostatos (ver Cuadro 1).
Instrumentos de regulación o control, son los encargados de mantener
la variable controlada en un valor deseado o bien dentro de ciertos límites. El más característico, de los instrumentos de este grupo, es el controlador (ver
Cuadro 2).
Instrumentos actuadores, son los que, en función de las señales
recibidas de los instrumentos del grupo anterior, actúan, directa o indirectamente, sobre la variable controlada. Son, por ejemplo, las válvulas de control, las válvulas de solenoide, los actuadores mecánicos, etc.
Existe además toda una serie de instrumentos auxiliares de muy difícil clasificación, como convertidores, posicionadores, etc.
Variable
medida Función Ejemplo
Indicación local de la variable medida Manómetros
Termómetros Niveles de vidrio
Transmisión de una señal electrónica o neumática proporcional a la variable medida
Transmisores neumáticos Transmisores electrónicos L as más h abi tu al es s on : presión, ni vel, caudal temperatur a, niv el y composició n
Cierra o abre un contacto eléctrico o una pequeña válvula neumática al alcanzar la variable medida un valor predeterminado
Termostatos Presostatos
Rango: Límites (inferior y superior) de medida de un instrumento.
Error: Diferencia algebraica entre el valor indicado y el verdadero.
Precisión: Capacidad de un instrumento de medida de medir sin error, en otras palabras, de decir la verdad. Se expresa en porcentaje del rango de medida.
Repetibilidad: Capacidad de un instrumento para indicar la misma medida para un mismo valor medido en las mismas condiciones, en otras palabras, se puede decir que es la capacidad de contar la misma historia (la cual no tiene necesariamente por qué ser verdadera).
Linealidad: Indica el grado de variación de la precisión de las medidas según en qué parte del rango se está haciendo la medida, se expresa en porcentaje de desviación de una línea recta.
Cuadro 2: Características de los instrumentos de medida
3.1.2. Representación de los instrumentos: ISA
Con el objeto de poder representar los instrumentos de medida y control en los
esquemas de los procesos y diagramas (P&ID), debe emplearse una simbología que
pueda proporcionar una información práctica sobre el tipo y función de cada uno de ellos, así como una referencia que puede ser requerida para otras aplicaciones.
La simbología más usada hoy en día y acepada casi en todo el mundo, con ligeras
variantes, es la que sigue el criterio dado por ISA5 (Ver ANEXO 5.4: RESUMEN DE
CÓDIGOS Y ESTÁNDARES).
Cada instrumento se identifica mediante un sistema de letras que lo clasifica en cuanto a la función, añadiéndole un número que establece la identidad del lazo. En general, este número resulta común con el resto de los instrumentos del lazo.
5
Una identificación típica para un regulador-registrador de presión es la siguiente:
P R C - 3
Primera Letras Número letra sucesivas del lazo
Identificación Identificación funcional del lazo
Esta identificación típica se puede complicar añadiendo, codificada, información tal como la planta o área a la cual pertenece el lazo.
En el Cuadro 3 se muestran los significados de las letras según su posición y
algunos ejemplos de nomenclatura y simbología en los Cuadro 4 y Cuadro 5
respectivamente.
Cuadro 3: Nomenclatura ISA. Significado de las letras
PRIMERA LETRA LETRAS SUCESIVAS
Parámetro medido Modificación Función pasiva Función de salida Modificación
A Análisis Alarma
B Llama Disponible Disponible Disponible
C Conductivid. Eléctr. Control
D Densidad Diferencial
E Tensión (EMF) Elem. Primario medid.
F Caudal Relación
G Medida dimensional Vidrio
H Manual Valor alto
I Intensidad eléctrica Indicador
J Potencia
K Tiempo
L Nivel Lámpara Valor bajo
M Humedad
N Disponible Disponible Disponible Disponible
O Disponible Orificio
P Presión
Q Cantidad Totalización
R Radiactividad Registro
S Velocidad Seguridad Interruptor
T Temperatura Transmisor
U Multivariable Multifunción Multifunción Multifunción
V Viscosidad Válvula
W Peso Vaina
X Varios Varios Varios Varios
Y Disponible Relé
Z Posición Elemento final de
Indicaci ón l oc al Reg istro lo ca l Tra n smisión de señal Actu aci ón de contac to eléctrico Contr olador indicador Contr olador regi str ad or PRESIÓN PI
(manómetro) PR PT PS (presostato) PIC PRC
NIVEL LI LR LT LS LIC LRC
CAUDAL FI FR FT FS FIC FRC
TEMPERATURA TI
(termómetro) TR TT TS (termostato) TIC TRC
Cuadro 4: Ejemplos de nomenclatura ISA
LOCAL PANEL Manómetro (indicador local de presión)
Presostatos (interruptor local) con alarma en panel (el círculo partido denota instalación en panel)
Transmisor electrónico, de presión, con indicador en panel
Idem con registrador en panel
Idem con registrador con alarma en panel
Lazo de control compuesto de transmisor con indicador-controlador en panel y válvula de control PI 1 PS 2 PA 2 PT 3 PI 3 PT 4 PR 4 PT 5 PT 5 PA 5 PS 5 PT 6 PIC 6
LOCAL PANEL
Idem con registrador-controlador
Cuadro 5: Ejemplos de símbolos ISA
3.1.3. Codificación proyecto
Este apartado se destina a la explicación del sistema de codificación de equipos, materiales e instrumentos que se aplican en el desarrollo del proyecto. Se parte, para
ello, de la simbología y nomenclatura ISA que se comentó con anterioridad.
Los códigos de designación de etiqueta a emplear se dividen en los siguientes grupos:
Instrumentos.
Líneas de proceso y servicios auxiliares.
Cables de instrumentación y control.
3.1.3.1 Designación de etiqueta para instrumentos
Esquema de etiqueta para instrumentos:
(UNIDAD)-(CÓDIGO ISA)-(Nº DE P&ID)(Nº)(MUTIPLICIDAD)
Máscara de etiqueta para instrumentos:
99-CCC-77 888B
donde:•
99
= UNIDAD, código compuesto por dos dígitos numéricos (ver Cuadro 66).•
CCC
= CÓDIGO ISA, código compuesto 2-3 caracteres alfabéticos•
77
= Nº DE P&ID, número de orden del P&ID donde se encuentra incluido elinstrumento;
6 Como se describió en la NOTA del apartado “metodología”, solamente se tratarán en este proyecto los tanques de almacenamiento de GNL, UNIDAD 20, quedando por lo tanto las otras unidades como curiosidad.
PT 7
PRC
•
888
= Nº, número secuencial empezando por el 001.•
B
= MULTIPLICIDAD, código compuesto por un carácter alfabético, con lossiguientes valores:
A, B, C, etc = instrumentos múltiples con idéntica medida de variable de proceso, con independencia de su función (control, medida, enclavamiento).
Ejemplo:
20-TT-01 013,
transmisor de temperatura 13 de la temperatura del techo deltanque, contenido en el P&ID 20.
3.1.3.2 Designación de etiqueta para líneas de proceso
Esquema de etiqueta para líneas:
(SERVICIO)-(UNIDAD)(Nº)-(TAMAÑO”)(ESPECIFICACIÓN TUBERÍAS)
Máscara de etiqueta para líneas de proceso y servicios auxiliares:
PP-99888-N”
donde:•
PP
= CODIGO DE SERVICIO DE LA LÍNEA código compuesto por dosdígitos, de acuerdo con el contenido del Cuadro 77.
•
99
= UNIDAD, código compuesto por dos dígitos numéricos (ver Cuadro 6).•
888
= Nº, número secuencial empezando por el 001.•
N
= Tamaño de la línea en pulgadas8.•
nota1
= Especificación de Tuberías que aplica a la línea. Ejemplo 1R1J
7 Como se ha descrito, solamente se tratarán en este proyecto los tanques de almacenamiento de GNL, por lo que solo servirán de referencia las LINEAS que se encuentren en esa zona.
Ejemplos:
NG-20001-24” 1R0JL - 7
, Línea 001 de servicio de Aire de Instrumentos de la unidad 20 de 24”, especificación 1R0JL .Código Ud. Descripción del AREA & Unidad
UNIDAD DE PROCESO
00 Planta completa. Código común y general
10 Descarga de GNL
20 Almacenamiento de GNL y bombas primarias de GNL
30 Recondensador y sistema de envío alta presión
40 Sistema de manejo de boil-off gas
56 Aire de planta y aire de instrumentos
60 Sistema de agua de mar
63 Protección contra incendios y otros sistemas de seguridad
65 Antorcha y venteos
80 Infraestructuras. Código común y general
81 Edificio Administración
82 Edificio Mantenimiento
83 Edificio Bomberos
84 Edificio Sala Control planta proceso
85 Edificio Sala Control muelle atraque
86 FIR Planta Proceso
87 FIR muelle atraque
88 Edificio Portería
50 Subestación de Acometida 132 kV GIS
51 Subestación eléctrica planta proceso
52 Sistema de fuerza
53 Sistema de puesta a tierra
54 Subestación eléctrica muelle atraque
55 Sistema de Fuel Gas
57 Sistema de nitrógeno
59 Agua de servicio
64 Tratamiento de efluentes y aguas residuales
66 Sistema de gasoil
67 Sistema de acondicionamiento de aire / HVAC
90 Sistema de alumbrado
91 Sistema de comunicaciones
Código SERVICIO Código SERVICIO
A Air NA Caustic
AV Atmospheric Vent NG Natural Gas
CA Catalyst NI Nitrogen
CF Chemical Feed O Oil
CH Chemicals OW Oily Water Sewer
CL Chlorine P General Process
CO Carbon Dioxide PA Plant Air
CS Chemical Sewer PG Purge/Process Gas
DA Dry Air RV Safety Relief Device
Discharge
DM Demineralised Water RW Raw Water
DR Drain SL Slurry
DW Drinking Water SO Seal Oil
ES Exhaust Steam SR Seawater Return
FG Fuel Gas SS Seawater Supply
FO Fuel Oil ST Storm Water Sewer
FW Fire Water SW Service Water
HE Helium SY Sanitary Sewer
IA Instrument Air V Vent
IG Inert Gas VT Vessel Trims
LG Liquefied Natural Gas WO Wash Oil
LN Liquid Nitrogen WW Waste Water
LO Lube Oil
3.2. Instrumentos de medida de nivel
3.2.1. Introducción
Uno de los parámetros más comunes e importantes en todo tipo de industria, es la medida y control de nivel de producto en los recipientes. Existen diversas formas para medir el nivel, esto se debe, principalmente, a que hay muchas variedades de productos, así como de recipientes, que pueden complicar algo que a primera vista parece muy simple.
A continuación se mencionarán algunos de los instrumentos para la medición de nivel, aunque finalmente se explicará el utilizado en la planta y por lo tanto el que más se ha desarrollado para este proyecto fin de carrera.
3.2.2. Los diferentes instrumentos de nivel
3.2.2.1 Nivel óptico
Se trata del método más simple y a la vez más barato para medir nivel de
líquidos en un recipiente (ver Figura 10). Consiste, simplemente, en un tubo
transparente vertical conectado lateralmente al recipiente.
3.2.2.2 Nivel por desplazador
Este método de medida de nivel, se basa en el principio de que un cuerpo sumergido en un fluido, experimenta una pérdida de peso equivalente al peso del fluido que desplaza. Así pues, mediante la medida del peso aparente de un cilindro sumergido en el fluido, se obtendrá una medida de nivel. Cuando el nivel sube, el
peso aparente del cilindro disminuye en proporción lineal con el nivel (ver Figura
11).
Figura 11: Principio de los niveles de desplazador.
3.2.2.3 Medida de nivel por presión diferencial
Este sistema de medida es muy popular debido, principalmente, a que se emplean materiales sencillos de instalar, relativamente baratos y que ocupan poco espacio. El instrumento de medida consiste en un medidor de presión diferencial estándar, igual a los empleados para la medida de caudal (ver apartado 3.3 de este mismo capítulo). Estos pueden ser, bien uno de fuelles, o bien de equilibrio de fuerzas mediante diafragmas de pequeño desplazamiento.
Este sistema de medida puede ser usado siempre y cuando el recipiente tenga las medidas adecuadas para satisfacer el rango mínimo del medidor. La conexión inferior, correspondiente al nivel mínimo, se conecta al lado de “alta presión” (A.P.) del cuerpo del medidor, y el lado de “baja presión” (B.P.) se conecta a la
parte superior del recipiente si es un recipiente cerrado; si fuera un recipiente
atmosférico, la conexión (B.P.) de baja, se deja abierta a la atmósfera (Ver Figura
12).
Figura 12: Niveles de presión diferencial.
3.2.2.4 Medida de nivel por barboteo
Este tipo de sistema de medida posiblemente sea el más barato, incluye un manómetro medidor de presión, que es el que se encarga de medir el nivel. El mencionado manómetro indicador de nivel se puede colocar en cualquier sitio accesible, ya que su instalación no viene limitada por el recipiente. También, este sistema es bastante popular y particularmente ventajoso en aplicaciones con líquidos corrosivos o con materias en suspensión, ya que en este sistema el fluido no penetra en el medidor ni en la tubería de conexión.
Básicamente, consiste en un tubo sumergido en el recipiente hasta el nivel
mínimo, según se indica en la Figura 13, y mediante un regulador de presión se
hace pasar por el tubo un pequeño caudal de aire o gas, hasta que burbujea por el extremo del mismo. La presión necesaria para hacer salir las burbujas, es exactamente igual a la columna del líquido.
Figura 13: Nivel de barboteo.
3.2.3. Medida de nivel por flotador
Una forma muy usual cuando se pretende medir grandes variaciones de nivel, o bien detectar un nivel de líquido en un determinado punto, es el de usar un flotador de baja densidad, el cual sube o baja según el nivel de líquido.
Este sistema se emplea en los interruptores de nivel para dar alarmas de alto o bajo
nivel, así como para medir el nivel en este gran tanque de almacenamiento de GNL que
tiene una altura considerable (unos 47 metros). La principal limitación al emplearlo, es la presión en el tanque puede llegar a aplastar el flotador.
En el tanque de almacenamiento, el flotador se mantiene en posición mediante unas guías sujetas al fondo y al techo del tanque, y está suspendido en una cinta. Esta cinta, a su vez, está enrollada en un tambor que, mediante un motor, recoge o alarga la cinta según sube o baja el flotador; a su vez, mediante unos engranajes de desmultiplicación,
se acopla al eje del tambor un indicador que da la medida del nivel en función de la válvula del tambor.
Se exige por tanto, que los medidores de nivel de esta planta sean
“Servooperados”, electrónicos y con el elemento sensor de nivel tipo “Palpador Servooperado”, que se mantiene permanentemente sobre la superficie del líquido. Se debe llevar un sistema electrónico que sea capaz de absorber los movimientos debidos a la agitación en la superficie, limitándolo únicamente a los cambios permanentes del nivel del producto.
La cabeza del instrumento donde se aloja el motor y el mecanismo de accionamiento y transmisión que se ha comentado, se instala sobre el techo del tanque. En dicha cabeza se tiene dos compartimentos totalmente separados, uno del que pende el palpador que está en contacto con la atmósfera del tanque y otro donde se aloja la electrónica. La transmisión entre ambos es magnética, de tal forma que los gases no puedan entrar donde se aloja la electrónica.
La cabeza se monta aislada del recipiente por una válvula de bola de 6” (ver
DOCUMENTO Nº2: PLANOS, plano PFC-04 y PFC-05), con la que se permite el
paso del sensor y que se puede fijar. Sobre la válvula se coloca una cámara de calibración para el registro del palpador, con purga. Se destaca que para proteger el disco palpador del oleaje que pueda producirse en el tanque, se instalarán tubos tranquilizadores que llevan unos orificios en toda su longitud.
3.2.4. Medidor de Nivel, Densidad y Temperatura (LTD)
El sistema LTD estará diseñado para medir perfiles de Nivel, Densidad y Temperatura en todo su rango de la columna de producto almacenados en los tanques de gas natural licuado.
El medidor LTD se mueve a lo largo de toda la columna de líquido transmitiendo todos los datos a la sala de control como son:
Nivel
Densidad Temperatura
En el sistema se debe tener la posibilidad desde sala de control o desde campo en manual de hacer sumergir la sonda de medida con el fin de hacer un muestreo instantáneo automático del estado de las temperaturas y densidades del tanque, y poder ser registrado periódicamente.
Para una mejor referencia de los instrumentos de nivel que se utilizan en la planta, se aconseja ver los siguientes anexos:
ANEXO 5.1: TABLA RESUMEN CON TODOS LOS
INSTRUMENTOS (Nivel).
ANEXO 5.2: TABLA RESUMEN DATOS DE PROCESO. DOCUMENTO Nº2: PLANOS
3.3. Instrumentos de medida de caudal
3.3.1 Introducción
Se define un elemento medidor de caudal como un dispositivo que sirve para determinar la cantidad de fluido que circula por una conducción en la unidad de tiempo.
Este valor se puede expresar en unidades de volumen o de masa, por ejemplo:m3/min o
kg/seg.
La medición puede obedecer a diferentes fines: información, control automatizado de la planta, seguridad etc... Además, las medidas de caudal proporcionan una guía para detectar fugas, por fallos en las líneas o tuberías, o en otros equipos mecánicos. A estos efectos se ha estudiado para este proyecto una gran variedad de dispositivos cuyo funcionamiento obedece a distintos principios; cada uno de ellos tiene una serie de ventajas y limitaciones que lo hacen más o menos recomendable para la utilización en la regasificadora, en función del objetivo que se persiga.
La medida de caudal es una tarea compleja no ya sólo por la gran cantidad de medidores de caudal que existen en el mercado, sino también por los muchos factores que influyen en cada aplicación particular. La principal dificultad es decidir “cómo, dónde y cuándo” deben ser utilizados cada uno de los medidores existentes.
Se ha de destacar que dentro de lo que este Proyecto fin de Carrera abarca, el
estudio del tanque de GNL y sus instrumentos de alrededor, solo se dispone de tres
tipos de medidores de caudal distintos, por lo que solo se explicarán los utilizados.
3.3.2
Elección medidor de caudal
Para definir correctamente el medidor de caudal para un servicio determinado se ha de disponer de un conocimiento completo de las características del fluido donde se va a medir. Las características mínimas son:
Presión, temperatura y caudales (mínimo, normal y máximo). Densidad del fluido en condiciones de operación.
Pérdida de carga máxima admisible. Conductividad eléctrica del fluido.
Si el fluido es limpio o lleva partículas en suspensión.
Si el área donde va a ir el transmisor de caudal está clasificada o es un área segura.
Todas estas características vienen definidas en el ANEXO 5.2: TABLA RESUMEN
DATOS DE PROCESO. (Caudal).
Por último, es muy importante que se tengan en cuenta las recomendaciones de los Fabricantes referente a la instalación y el régimen de flujo en la línea del Proceso, ya que una instalación incorrecta puede hacer que se obtengan datos totalmente erróneos, aunque el medidor esté bien seleccionado.
3.3.3
Medición por diferencia de presiones
El concepto básico de los medidores de presión diferencial se conoce desde hace varios siglos. Los primeros sistemas diseñados según estos conceptos básicos fueron el
tubo Pitot (en el año 1732), y el tubo Venturi (en el año 1797). La tobera medidora de
caudal se empezó a utilizar a finales del año 1800 y la placa de orificio se empezó a comercializar a principios del año 1900.
Realmente es el método más ampliamente utilizado para la medida de caudales en la industria.
El sistema de medida de presión diferencial consta fundamentalmente de dos elementos:
El elemento primario, que produce una pérdida de carga relacionada con la velocidad, según la geometría del productor de presión diferencial, y la localización de las tomas de presión.
El elemento secundario, consta de una unidad de medida de la presión diferencial y de un conjunto de tuberías que conecta la unidad de medida con el proceso.
En la actualidad, existe una gran variedad de elementos que utilizan el principio de que todo fluido que atraviesa una restricción, instalada en un conducto, incrementa su
energía cinética a expensas se su energía de presión, basada en la fórmula de Bernoulli.
Teniendo en cuenta la presión diferencial ∆H, causada por el aumento de velocidad,
y la ley de la continuidad que establece que:
v
s
Q
=
×
s : sección de paso del fluido.
v : velocidad media del fluido.
Q : caudal que circula por un conducto.
Se llega a la relación:
ρ
H
K
Q
=
.
∆
ρ : densidad del fluido en condiciones de operación.
Siendo K una constante que engloba el coeficiente de descarga y factores de
corrección por variaciones del número de Reynolds, expansión, etc...
Los elementos más utilizados son: las Placas de Orificio, Toberas, Tubo Venturi,
Tubos de muy baja pérdida de carga, “LO-LOW Tube” (DALL TUBE) CONE...
Limitaciones en la aplicación de los sistemas de medida por presión diferencial:
- El rango de medida del caudal está limitado por la raíz cuadrada de la
- La densidad debe ser conocida, medida, o calculada por medio de expresiones matemáticas.
La rangeabilidad9 de los sistemas de presión diferencial están limitados a un
rango de 4:1 o a lo sumo 5:1.
Una variación de 5:1 del caudal significa una variación de 25:1 de la presión diferencial medida; esta medida es transmitida por un instrumento cuya exactitud está especificada como un porcentaje del rango máximo. La exactitud que resulta particularmente en valores de caudales reducidos puede verse afectada, lo que debe comprobarse con cuidado.
La importancia de los cambios de densidad en muchas aplicaciones con líquidos no es importante, pero con fluidos gaseosos puede introducir errores importantes.
La mayor ventaja de los medidores de presión diferencial es que pueden aplicarse a un amplio campo de medida de líquidos y gases, y en un extenso rango de presiones y temperaturas.
A continuación se describen brevemente cada uno de los diferentes tipos de generadores de presión diferencial. Para una mejor referencia, se aconseja seguir los siguientes documentos:
ANEXO 5.2: TABLA RESUMEN DATOS DE PROCESO.
(Caudal)
ANEXO 5.1: TABLA RESUMEN CON TODOS LOS
INSTRUMENTOS. (Caudal)
DOCUMENTO Nº2: PLANOS
9 Se define la rangeabilidad de un instrumento medidor a la relación existente entre el mínimo y el máximo coeficiente de medida.
3.3.3.1 Placa de Orificio
La placa de orificio consiste en una lámina plana que tiene practicado un orificio. Es, entre los dispositivos para medición de caudal por el método de la
diferencia de presiones, el más sencillo y barato de todos, siendo su coste
independiente del diámetro de la tubería en que va montado y del rango de la medida.
Un inconveniente que tiene, es la necesidad de disponer de tramos rectos, libres de cualquier obstrucción que pudiera introducir turbulencias en la corriente,
tanto aguas arriba como debajo de la placa (ver Figura 14). En el caso de
diámetros grandes de tubería, dichas exigencias son difíciles de conseguir por resultar tramos excesivamente largos. En estos casos, la instalación de “enderezadores de vena”, aguas arriba de la placa, permite tener unos tramos más cortos. En función de las características que presente el fluido a medir,
existen cuatro tipos de placa.
Figura 14: Placa de orificio y vista de perfil de la misma instalada en una tubería.
Para la medición de líquidos o gases limpios y no corrosivos, se utiliza la
ligeras cantidades de condensado o el líquido está próximo a las condiciones de evaporación, se pueden practicar, además (si la placa va a ser instalada en un
tramo horizontal), orificios de drenaje o venteo debajo o encima del orificio
principal. Si aquellas cantidades son considerables, se utiliza la placa de orificio
excéntrico. Es similar a la anterior, pero con el orificio desplazado a lo largo del
diámetro, de forma que casi quede tangente con la pared interna de la tubería.
Cuando el fluido arrastra sedimentos, se puede usar la placa de orificio
segmentado; el radio de este orificio es el 98 por 100 del radio interno de la tubería y la cuerda del círculo también tiene el canto vivo en su cara de entrada.
La placa de orificio o diafragma, es una placa normalmente de acero
inoxidable (AISI, ver ANEXO 5.4: RESUMEN DE CÓDIGOS Y
ESTÁNDARES) de un espesor determinado y cuyos valores máximos pueden
verse en el standard internacional ISO-5167-1 (Medida del Caudal de Fluidos por medio de elementos de presión diferencial). El hecho de que el canto de entrada en
los orificios de las placas sea vivo, es de la máxima importancia para la exactitud
de la medida. Un desgaste incipiente de este canto puede introducir errores de hasta un 20% del fondo de escala.
La placa de orificio de canto vivo introduce grandes errores con caudales
bajos y viscosidades altas. Para estas aplicaciones se puede utilizar la placa de
orificio con canto en cuarto de círculo. El radio de curvatura del borde de
entrada es función del diámetro del orificio.
Placas de orificio (ver Figura 15):
Concéntricas. - Perfil cuadrado. Ventajas:
Elemento robusto y de fabricación sencilla. No requiere calibración para los diseños standard. Fácilmente desmontable de la línea.
Utilizado con tomas en bridas, en tubería (D – D/2 (Radios), 2 ½ D / 8 D (Tubería)), “CORNER taps”.
