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Junio-Agosto 2017 InTech México Automatización 2

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Noticias ISA

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Noticias Generales

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Pag. 03Mensaje Editorial

Process Control & Safety Symposium and Exhibition ISA 2017

Pláticas en ESIME Zacatenco

Automatisa 2017: 6a Feria de la Automatización

Secciones estudiantiles de la Universidad Autónoma de Tamaulipas y del Instituto Tecnológico de Ciudad Madero

Listo, Prepara, Construye. ¡... la póxima generación de profecionales de la automatización !

Conferencias VACOISA International-ISA México

ISA Programa Anual de Capacitación 2017

Cobertura de evento Mirec Week

Riddick Automatin: What do you Need ?

Artículo ISA Comité de Normas y Prácticas

Artículo ISA Comité de Seguridad

Artículo Comité de Redes Industriales y Ciberseguridad

Artículo ISA

Desafío CCST

Artículo Técnico

Reseña de librosControl Systems Engineer Technical Reference Handbook

Safety Instrumented Systems: Design, Analysis, and Justification

Applying Foundation Fieldbus

Breve estudio comparativo de los lineamientos técnicos en materia de medición de hidrocarburos de la CNH

4 pasos para reducir costos ocultos en un sistema eléctrico

¿Qué es un sistema de gestión de las mediciones (SGM), para sistemas de medición de hidrocarburos y cuáles son sus beneficios?

Medición de flujo en plantas modulares de refinación

Infraestructura crítica; ciberseguridad y centros de datos

Alarmas críticas de proceso (con respuesta del operador) en las industrias de alto riesgo

Ransomware. Ataque mundial y los sistemas industriales

Conceptos básicos para la clasificación de áreas con peligro de explosión

CCST: ¿Cuál es una forma válida del algoritmo PID?

Funcionalidades y diagnósticos avanzados en instrumentación


MENSAJE EDITORIAL Queridos lectores de la Revista InTech Automatización México; nos encontramos en la etapa del desarrollo de la cuarta revolución industrial, ob-servando como los avances tecnológicos cambia a gran velocidad nuestras vidas cotidianas.

El mundo digital no tiene fronteras, lo cual nos otorga la responsabilidad de dirigirnos hacia una tecnología eficiente y al mismo tiempo en equilibrio con el medio ambiente y la humanidad; pero, ¿Estamos preparados? Ya que los ataques cibernéticos, los hackers que secuestran información y las tecnolo-gías amigables ya son noticias de primera plana.

Por esta razón, la segunda edición del 2017 tiene como tema principal la Ciberseguridad; en un artículo preparado por el comité de Ciberseguridad de ISA México, se presenta la importancia de considerar y de incorporar la ciberseguridad en los centros de datos y, adicionalmente, nos dan una rese-ña del reciente ataque mundial de Ransomware y su efecto en los sistemas industriales.

En lo referente al cambio tecnológico que está generando la reforma ener-gética en México, les presentamos los artículos “Breve estudio comparativo de los lineamientos técnicos en materia de medición de hidrocarburos de la CNH México” y ¿Qué es un sistema de gestión de las mediciones (SGM), para sistemas de medición de hidrocarburos y cuáles son sus beneficios?, en los cuales, los autores nos introducen al tema, actualmente en discusión referente a la medición de hidrocarburos.

En este y en las siguientes ediciones se tienen preparados varios artículos dedicados a la medición de Flujo en Plantas Modulares de Refinación, en los cuales se describe su relevancia y nos explica por qué este concepto es tan importante para reducir costos.

También seguimos destacando la importancia del tema de la seguridad funcional, con un artículo que describe a las alarmas del proceso que son presentadas al operador y de cómo estas, mediante procedimientos ade-cuados, pueden conformar una capa de protección independiente, que re-duzca el riesgo de un evento no deseado.

Para nosotros es importante reconocer y resaltar el trabajo y la participa-cion de nuestros lectores pertenecientes a las secciones estudiantiles de ISA, agradeciendo su participación en las actividades de difusión de técnología y pedirles que vayan siempre en ese camino, ya que son el futuro y en unos cuantos años estaremos trabajando codo a codo.

Reciban un fraternal saludo,

Ing. Eva Viviana Sánchez Saucedo.Dr. Samuel Eduardo Moya Ochoa.Equipo EditorialRevista ISA InTech México.2017 - 2018

M. en C y CCST Armando Morales SánchezPresidente.

Ing. Miguel Ángel Arriola Sancén.Presidente Electo.

Ing. Eduardo Mota Sánchez.Vice-Presidente.

Ing. Daniel Zamorano Terrés.Secretario y Director del Comité Educativo. M. en I. CFSE & PHA Mario Pérez Marin.Tesorero. Ing. José Luis Roque Salinas Morán.Publication Chair Director ISA District 9, Latin América. Dr. Samuel Eduardo Moya Ochoa.Editor de Boletines. Ing. Eva Viviana Sánchez Saucedo.Coordinadora de Publicaciones. Ing. José Antonio Neri Olvera.Enlace de Secciones Estudiantiles. M. en I. Gerardo Villegas Pacheco.Director Comité de Normas y Prácticas. Ing. Erick O. Martínez Aguirre.Director del Comité de Seguridad. Ing. Rogelio Lozano Martínez.Director del Comité de Redes Industriales y Ciberseguridad. Ing. Ricardo Ortiz.Director Comité Buses de Campo y Wireless. Ing. Jose Luis Espinoza.Director de Membresias. Enrique Pérez Navarro.Coordinador Operativo. Diego Villagómez Ríos.Web Máster.

Comité Directivo de ISA Sección Central México.

Prohibida la reproducción total o parcial del contenido de esta revista sin el permiso previo de los editores.Reserva de derechos de autor: 04-2016-051314503600-203Intech México AutomatizaciónPublicación trimestralEdición Junio-Agosto 2017

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[email protected] [email protected] [email protected]

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QUIZ CCST Certified Control

Systems Technician

Pregunta de certificación

Cuál de las siguientes opciones, es la res-puesta correcta de una forma válida del al-goritmo PID (Proporcional Integral Derivati-vo) de un controlador automático?

a) Modos proporcional y derivativo en función del error, modo integral en fun-ción de la medición.

b) Modos proporcional e integral en función de la medición, modo derivati-vo en función del error.

c) Modos proporcional, integral y deri-vativo en función del error.

d)Modos proporcional, integral y deri-vativo en función de la medición

Ver respuesta en pagina 25


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Los días del 14 al 16 del próximo mes de junio, se llevará a cabo la 6ª Feria de la Automatización en la ciudad de Bogotá, Colombia.

Desde la primera versión del evento presentada en el año 2007, se ha tenido éxito, con una audiencia de alrededor de 1200 participantes.

Para el evento de Automatisa el éxito también reside en el futuro; por lo que el evento recibe con especial entusiasmo a los estudiantes y profesores el primer día.

En paralelo al evento, se realizará el Congreso de Automati-zación Industrial, en un espacio en donde los usuarios finales, los ingenieros de proyectos, y los académicos presentan sus experiencias en el ámbito de la automatización industrial.

Automatisa 2017: 6a Feria de la Automatización.El objetivo central del congreso es que la comunidad de au-tomatización aprenda de sus experiencias y discuta acerca de los retos actuales y futuros en el área.El congreso ha contado con una participación promedio de alrededor de 150 congresistas, 5 conferencias magistrales y 12 ponencias generales

El tema de las conferencias magistrales para esta 6a entrega será “Ciberseguridad Industrial e Industria 4.0”, los temas ge-nerales de las ponencias son: Implementación de proyectos de automatización y Robótica.

Uno de los ponentes magistrales es Eric Cosman, quien es co-chair del comité del TR ANSI/ISA-TR99 y será el encarga-do de abrir la serie de conferencias.

Para mayor información visite la pagina:

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Pláticas en ESIME ZacatencoISA Sección Central México, en apoyo a la Sección Es-tudiantil de la Escuela Superior de Ingeniería Mecánica y Eléctrica (ESIME) del Instituto Politécnico Nacional (IPN) en Zacatenco, impartió dos pláticas en el Auditorio del Edificio 2 de la escuela.

Las pláticas que se realizaron el jueves 4 de mayo del 2017 fueron las siguientes:

“Membresías y Secciones Estudiantiles de la Sociedad Internacional de Automatización ISA México” presenta-da por el M. en C. y CCST Armando Morales Sánchez.

“¿Qué son los Sistemas Instrumentados de Seguridad y porqué son importantes en un Proceso Industrial?” presen-tada por el Ing. José Antonio Neri Olvera.

Ponencia en ESIME Entrega de reconocimiento al Ing. José Antonio Neri Olvera.y al M en C y CCST Armando Morales

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Process Control & Safety Symposium and Exhibition ISA 2017

El Simposio de Control de Procesos y Seguridad, organizado por la Sociedad Internacional de Automatización, se llevará a cabo del 6 de noviembre al 9 de noviembre de 2017 en la Ciudad de Houston, Texas, USA. Las conferencias abarca-rán disciplinas tales como:

Instrumentación: Variabilidad y Calibración de Instrumen-tos

Automatización y Sistemas de Control

Comunicaciones: Comunicaciones en SIL, ISA100 y Tecnología Inalámbrica en Planta

Sistemas de Control: Optimización de ProcesosBus de Campo

Otras tecnologías de control y automatización

Este evento anual es reconocido como un foro excepcional para discusiones de nuevas e innovadoras técnicas de con-trol de procesos, seguridad, desarrollos y aplicaciones.

Un grupo mundial de oradores y asistentes tienen la oportu-

nidad de participar en discusiones informales y reuniones so-ciales para adquirir la información más reciente sobre estos temas. Actualmente se aceptan trabajos que abordan te-mas de instrumentación, comunicaciones y sistemas de con-trol para control y seguridad de procesos industriales. Las memorias de este evento se comercializan y se distribuyen globalmente, donde se asignará un número ISBN para su distribución.

El Simposio cuenta con sesiones dirigidas por reconocidos expertos a nivel mundial en instrumentación, comunicaciones, sistemas de control y seguridad.

Ingenieros, técnicos y gerentes de planta de las industrias del petróleo y gas, refinación, química, petroquímica y otras industrias de proceso se beneficiarán de este intensivo even-to de cuatro días. Los eventos sociales, las presentaciones magistrales, las mesas de discusión, los cursos de capacita-ción y la exhibición con las compañías líderes añadirán valor al evento.

El Simposio y la Exhibición de Control de Procesos y Seguri-dad ISA 2017 se llevarán a cabo del 6 al 9 de noviembre en el Hotel Marriott Westchase, Houston TX, EE.UU.


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Secciones Estudiantiles de la Universidad Autónoma de Tamaulipas y del Instituto Tecnológico de Ciudad MaderoLas Secciones Estudiantiles aportan fundamentalmente un importante impulso a nuestra asociación en recursos humanos que se integraran en el corto plazo al campo laboral del sector; por lo cual se tiene el gusto de informar y destacar el reciente acercamiento con las Secciones Estudiantiles de la Universidad Autónoma de Tamaulipas y del Instituto Tecnológico de Ciudad Madero como parte de ISA Sección Central México.

Toma de Protesta de la Mesa Estudiantil ISA UAT

Como parte de los festejos de aniversario de la Universidad Autónoma de Tamaulipas, el día 29 de marzo, el Director del Comité de Membresía Ing. José Luis Espinoza, en compañía del Ing. Emilio Castas, tuvo el honor de formar parte de la ce-remonia de toma de protesta de la nueva Mesa Estudiantil ISA UAT en el auditorio de usos múltiples de la Facultad de Ingeniería “Arturo Narro Siller” de la Universidad Autónoma de Tamaulipas.

Mesa Estudiantil ISA UAT

Toma de Protesta de la Mesa Estudiantil ISA UAT

Sección Estudiantil de la Universidad Autónoma de Tamaulipas

Sección Estudiantil del Instituto Tecnológico de Ciudad Madero

Posteriormente a la ceremonia de toma de protesta, se dio inicio a un ciclo de conferencias y festejos de aniversario de la Universidad Autónoma de Tamaulipas.

Reunión con la Mesa Estudiantil ISA ITCM

Como parte de las actividades programadas, Ing. José Luis Espinoza realizó una reunión con los miembros de la actual Mesa Estudiantil ISA del Instituto Tecnológico de Ciudad Madero en compañía del asesor Ing. José Federico Chong Flores.

Durante este acercamiento, Ing. José Luis Espinoza tuvo la oportunidad de notificar a la Mesa Estudiantil sobre los próximos cursos y certificaciones ISA. Así también, atendió las diversas dudas e inquietudes de los socios sobre documen-tación e información pendiente y se propusieron estrategias para continuar y mantener una cercana colaboración.

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Listo, Prepara, Construye.¡... La Próxima Generación de Profesionales de la Automatización!

“No se puede subestimar la importancia de involucrar a nuestros estudiantes con un grupo comprometido de ingenieros y profesionales de la automatización. Nuestros estudiantes ten-drán la oportunidad de trabajar con profesionales cuyo trabajo refleja los retos típicos y el rigor creativo que está en el corazón de nuestro programa. Aplaudo los esfuerzos de la Federación de Automatización y la ISA para aprovechar los recursos de nuestros estudiantes de FIRST® como medio de sensibilizar a STEM y ayudarnos a mantenerse competitivos en los campos de la automatización y la tecnología”.

Dean Kamen, fundador de FIRST® y CEO de DEKA Research & Development

Hará una diferencia en la vida de los jóvenesTrabajará en red con profesionales de ideas afinesAyudará a celebrar la ciencia y la tecnologíaConstruirá la próxima generación de profesionales de la automatización

Convirtiendose en un equipo Mentor o EntrenadorOrganizando un equipo, evento o programa FIRSTAyudando en una competencia FIRST


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Para obtener más información sobre FIRST y cómo usted y los miembros de su sección pueden involucrarse o comenzar un programa FIRST en su área, comuníquese con:

Michael MarloweManaging DirectorAutomation [email protected]+1 919-314-3937

Rachael McGuffinMember Services ManagerISA Sections & [email protected]+1 919-990-9280

La Federación de Automatización (AF) y la Sociedad Inter-nacional de Automatización (ISA) han formado una Alianza Estratégica con FIRST® (Para Inspiración y Reconocimiento de Ciencia y Tecnología).

El propósito de esta Alianza es construir la próxima gene-ración de profesionales de la automatización mediante la promoción de la importancia de la ciencia, tecnología, in-geniería y matemáticas (STEM) en la educación K-12. A tra-vés de esta Alianza, FIRST, AF e ISA movilizarán sus recursos conjuntos para colaborar y promover la educación KEM 12 STEM a través de la participación después de la escuela, en la familia de cuatro programas de robótica FIRST.

FIRST®, AF e ISA invitan a usted y a los miembros de su sección a ser voluntarios.

Como parte de esta Alianza, los miembros de la sección ISA de todo el mundo están invitados a contribuir a nivel de base. ¿Cómo? Al ser voluntario para un equipo, programa o evento FIRST.

Los programas FIRST proporcionan el vehículo para el apren-dizaje de las mentes jóvenes, ansiosas por aprender. Depende de los profesionales como usted proporcionar el conocimiento y la experiencia; beneficiándose más que el desarrollo de la fuerza de trabajo de automatización, su participación ayudará a las mentes jóvenes a entender el impacto que los profesionales de la automatización hacen en el mundo y cómo pueden seguir sus pasos.

Al ser voluntario, usted será: Cómo puedes ser voluntario?

Para más información sobre FIRST, visite www.USFIRST.org

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Congreso Mexicano de Petróleo:Conferencias VACOISA International-ISA MéxicoSe hace una cordial invitación para visitar el Congreso Mexicano de Petróleo “CMP” que se realizará los días 7 al10 de junio en Puebla.

Visite la página del evento par la información de las conferencias magistraleshttp://www.congresomexicanodelpetroleo.com/programa.html

En esta ocasión, ISA México a través de la empresa VACOISA International, empresa líder en válvulas presentará las siguien-tes dos conferencias:

Jueves 8 de junio, Presentación: “Aplicaciones y tipos de Válvulas de Corte en los Sistemas de Medición de Flujo” (Ex-positor: M. en C. Gerardo Villegas Pacheco).

Viernes 9 de junio, Presentación: “Como aumentar la Fiabilidad y Disponibilidad de las Válvulas de Corte en aplica-ciones de Proceso y Paro por Emergencia” (Expositor: Ing. Eduardo Mota)

No se olvide de visitar el stand de VACOISA y reservar su lugar para las conferencias.

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El Programa Anual para el año 2017 ya se encuentra disponible en el sitio de ISA Sección Central México al que se puede acceder en la sección Capacitación. El especialista encontrará los Programas de Entrenamiento y los Cursos de Capacita-ción cuya finalidad es proporcionar o incrementar habilidades en el campo de la Instrumentación, Automatización y Control.

Como parte de nuestras actividades cotidianas; el programa de capacitación mantiene los Cursos en Sitio; los cuales tie-nen finalidad de atender aquellas necesidades específicas de capacitación en las propias instalaciones del cliente y en función a su número de especialistas y profesionistas. ISA Sección Central México se involucra y atiende estos requerimientos puntuales al ofrecer nuestro Catálogo de Cursos en Sitio.

ISA Sección Central México incluye los Seminarios Web como una herramienta indispensable para mantener actualizado al especialista. Estos seminarios se distinguen al ser pláticas y debates que se transmiten por Internet a través de una conexión directa con ISA Internacional en Carolina del Norte. Aquí, expertos ponentes, reconocidos a nivel internacional, presentan temas actuales y de interés por expertos ponentes reconocidos a nivel internacional.

El programa de Capacitación Anual de ISA Sección Central México se lleva a cabo en la Ciudad de México y está planeado para cubrir las necesidades de los especialista al incrementar sus habilidades con el objetivo de volverlos más competitivos en su campo laboral.

Este año, ISA Sección Central México se renueva al incorporar Nuevos Cursos orientadas a la capacitación con temáticas tales como el Control Avanzado de Procesos, Aplicaciones Industriales Fieldbus Foundation y Profibus, Redes Industriales y Ciberseguridad, Manejo y Gestión de Alarmas, Robótica Industrial, entre otros cursos diseñados a las necesidades de las industrias y de sus especialistas.

Las actividades programadas y los cursos de capacitación estarán disponibles en el sitio web conforme las fechas se vayan aproximando, incluyendo los ponentes y los lugares de presentación, esto para que los socios y los no socios se mantengan informados de las actividades de ISA Sección Central México.

Para más información: Coordinador: Lic. Enrique Pérez [email protected]. 55 5615-3322

ISA Programa Anual de Capacitación 2017

Junio 2017

Selección de SIL Objetivo y Cálculo del PFDavg.

21 al 23 de Junio 2017

Análisis, Diseño y Ejecución de Sistemas Instrumentados en Seguridad. (SIS)

28 al 30 de Junio 2017

Julio 2017

Control de Calderas5 al 7 de Julio 2017

Introducción a las Normas ISA-95 en la Industria de Control de Procesos

12 al 14 de Julio 2017

Áreas Clasificadas y Métodos de Protección

19 al 21 de Julio 2017

Buses de Campo-Fieldbus26 al 28 de Julio 2017

Agosto 2017

Dimensionamiento, Selección y Especificación de Válvulas de Control

2 al 4 de Agosto 2017

Cálculo y Selección de Bombas Centrífugas de Proceso9 al 11 Agosto 2017

Control Avanzado y Optimización de Procesos

23 al 25 de Agosto 2017

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El sexto aniversario del congreso MIREC WEEK se celebró por cinco días consecutivos, del 8 al 12 de mayo del presente año. Este evento, dedicado al sector global de energías limpias, reunió a más de 200 ponentes (na-cionales y extranjeros) expertos de alto nivel, para dialogar sobre los retos y las oportunidades de la transición energética.

Mirec Week 2017

Durante las conferencias inaugurales de MIREC WEEK 2017, se destacaron dos aspectos importantes que ponen a Mé-xico en la mira de la inversión en el rublo de las energías renovables; en primer lugar se tiene la demanda potencial de electricidad y, en segundo lugar, México goza de una situación privilegiada en cuanto a irradiación solar con un promedio anual de 5.3 kwh/m2 por día.

Uno de los temas sobresalientes en el evento fue la ponen-cia dedicada a la reforma energética con respecto a las bases de la tercera subasta eléctrica; la cual, funge como el mecanismo del mercado diseñado por el estado mexica-no para impulsar la inversión en este sector. En palabras del subsecretario de energía Mtro. Leonardo Beltrán, en los dos procesos anteriores de subasta se aseguraron inversiones por más de 6,600 millones de dólares.

También se abordó el tema sobre el gran camino que Mé-xico debe recorrer durante la transición eléctrica; aunque ya se dieron los primeros pasos con una política de corto, mediano y largo plazo; ahora se debe asegurar la trayecto-ria establecida, cuya meta para el año 2050 es lograr que el 50% de la generación de energía provenga de recursos limpios.

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Cada vez son más las industrias, como la química, de oil & gas, manufacturera, farmacéutica, de bebidas y alimen-tos e incluso la de pulpa y papel, que confían en el desarrollo de una producción inteligente y más automatizada para conseguir una mayor eficiencia y productividad.

Automatización de Procesos, la Tendencia Tecnológica Por Excelencia.

De acuerdo con el Fondo Económico Mundial, las nuevas tecnologías permiten hacer más eficiente las cadenas pro-ductivas, por ejemplo, disminuir los tiempos de reparación un 12 por ciento, bajar los costos de mantenimiento en 30 por ciento y reducir casi 70 por ciento las fallas.

Lo cierto es que la automatización de los procesos industria-les ha ido en constante crecimiento durante los últimos diez años y se perfila para crecer aún más.

En este sentido una de las empresas mexicanas con mayor liderazgo en el ramo es Riddick Automation.

Fundada en febrero de 2016, la firma cuenta con un equipo de expertos con más 18 años de experiencia que brindan en cada caso, soluciones integrales.

En entrevista con InTech México, QFB. Sara Martínez, directo-ra administrativa de Riddick Automation indica que cada vez son más las empresas que se acercan a ellos en busca de mejorar y optimizar su eficiencia mediante la implementación de sistemas de control distribuido (DCS), PLC´S, instrumenta-ción, informática y cable.

También para la aplicación, diseño e instalación de sistemas funcionales, seguros y fiables de cada industria.

“Todas las plantas industriales en general, requieren de con-trol, seguimiento y comunicación, esto implica que todas requieren automatización, por ello los equipos con los que trabajamos aplican para cualquier tipo de planta”, explica.

Actualmente cuentan con la distribución directa en México de marcas como TopWorx VEGA, Bluebeam, BARTEC, Klein Electronics, R. Stahl, Reotemp y Honeywell. “Contamos con marcas que no había en el país como es el caso de Blue-beam, BARTEC y Reotemp, ofreciendo soluciones y produc-tos para los diferentes sectores de industrias en México. Pero lo más destacable es que todas éstas ofrecen soluciones integrales, es decir cuentan con una serie de herramientas, no solamente con productos aislados. Por ejemplo, cuentan con la integración de sistemas desde el medidor y/o sensor, más el computador y/o PLC, más la computadora, más el software y servicios de ingeniería, de esta manera podemos ofrecer soluciones integrales a las necesidades específicas de cada industria”.

Asimismo, la firma ofrece a sus clientes capacitación de perso-nal a fin de garantizar que estén preparados para cualquier desafío, incrementen su producción, reduzcan la rotación de capital humano, pero sobre todo mejoren la confianza en sí mismos.

Pero sin duda, afirma QFB. Sara Martínez, el valor agregado de la compañía es la diversificación de las soluciones con los diferentes productos.

“Además de contar con tecnología de última generación, procuramos que nuestros clientes siempre estén acompaña-dos por nosotros, se encuentren al tanto de las tendencias


en tecnología a través de comunicados; se les hace saber qué es lo nuevo que va a llegar, cuáles son las tecnologías al alcance o equipos de punta que va a introducir el mer-cado, aunque todavía no estén disponibles en México, a fin de que ellos se preparen y conozcan esa parte”.

Este acercamiento, indica, lo hacen a través de mails, redes sociales y boletines. “Estamos cien por ciento al pendiente de nuestros clientes, ya sea por teléfono, redes sociales, mails o boletines, pero sobre todo de las visitas de diagnóstico o acompañamiento para saber cómo se encuentra la planta, como son las instalaciones y su infraestructura para así po-der dar una respuesta pronta e integral a las inquietudes de nuestros clientes..

México y el Mundo

Según un informe elaborado por McKinsey Global Institute, se estima que la automatización aumentará el crecimiento de la productividad a nivel mundial entre 0.8 y 1.4 por cien-to anualmente.

Este mismo informe detalla que México se encuentra entre los primeros cinco países con más porcentaje de empleos po-tencialmente automatizables, con 52 por ciento, solo antes de Tailandia, con 55; e India con el mismo porcentaje.

Al respecto la directora administrativa de Riddick Automation señala que desde hace 10 años. Una multitud de industrias, incluidas la farmacéutica y la alimenticia, sacan provecho de los nuevos avances tecnológicos, como el de las redes inalámbricas y los sistemas buses de campo, así como la ob-tención de datos.

“Se prevé una evolución, por ejemplo, en la farmacéutica hubo muchas fusiones hace poco, muchas que salieron del país. El hecho de que hayan cambiado los fármacos a fár-macos biológicos también cambia los procesos de esta industria, es decir ya no se están produciendo cientos de miles, ahora se van a producir cientos, esos cambios van a repercutir en un alza en cuanto a los procesos de automa-tización.”

Explica que otro factor que va a hacer que la automatiza-ción crezca es la entrada de inversiones por parte de China, India, Rusia, Japón y Estados Unidos que están creciendo a ritmo acelerado.

Latinoamérica

Sin duda hoy América Latina significa un mercado lleno de oportunidades pues cada vez son más las industrias en esta región que se suma a las nuevas tecnologías. En este sentido QFB. Sara Martínez apunta que la empresa tuvo la oportu-nidad de proporcionar la distribución de TopWorx desde México hasta Venezuela, incluso equipos que se han vendi-do a Perú.

“Hemos dado servicio en lugares que están a una distancia considerable sin ningún problema o contratiempo ofrecien-do soluciones y eso habla de que las personas que integran el equipo de Riddick Automation son profesionales que tiene toda la capacidad de hacer las cosas bien y la experiencia necesaria para poder lograr llevar un servicio de excelen-te calidad, acompañados con las mejores marcas, y respe-tando las normas de calidad nacionales e internacionales. Todo esto con el objetivo de que nuestros servicios sean mucho más accesibles para los clientes y usuarios, pero so-bre todo que marquen una diferencia en la eficiencia de los procesos a automatizar”, concluye.

La página para entrar en contacto con la empresa es:

[email protected]


Medición de Flujo en Plantas Modulares de Refinación

Gerardo Villegas P.,Instituto Mexicano del Petróleo, [email protected]

Director del Comité de Normas y Prácticas en ISA, México Sección Central, México.

Resumen:

Durante las etapas de ingeniería básica, ingeniería de de-talle, construcción y montaje de las plantas de Refinería; la modulación (métodos de instalación y montaje de los instru-mentos en estructuras metálicas con facilidad de transporte) de la instrumentación en la Medición de Flujo toma importan-cia para el monitoreo y el control de las Plantas de Refinería [1], [6].

En la Modulación se debe diseñar la Instrumentación y el Control de flujo de las plantas de Refinerías a través de la inclusión de tecnologías de punta y emergentes; tales como los sistemas de control digital con comunicación de bus de campo (para lazos cerrados), la seguridad intrínseca para los sistemas de control, los sistemas de paro de emergencia (disparos e interlocks) y para los sistemas de gas y fuego (G&F, PLC´s) alambrados punto a punto; así como en la instru-mentación inalámbrica desde los sistemas de monitoreo de lazo abierto hasta los sistemas digitales de control, los cuales se encuentran localizados en cuarto de control en una cabi-na tipo Shelter o en un contenedor modular.

Palabras Claves:

Refinería, Planta Modular, Medición de Flujo, Construcción de Estructuras Metálicas Modulares, Métodos de Instalación.


Introducción

En un estudio realizado, el ahorro potencial en un proyec-to de una Planta de Refinería fue aproximadamente de 70 millones de dólares. Esto, incluso cuando el trabajo y las di-ferencias de productividad no son tan perceptibles, la mo-dulación puede mostrarse positiva en el resultado final. En muchos casos, como en el estudio de una Planta de Hidro-tratamiento, la modulación minimiza el riesgo de un aumen-to en el costo del proyecto debido a la volatilidad en los recursos laborales, mediante la construcción de estructuras metálicas modulares fuera de la obra principal para comple-tar los proyectos en tiempo y costo reduciendo los riesgos asociados, el clima, las tasas de inversión y la productividad. Con una planificación adecuada y el trabajo en equipo, la modulación puede pavimentar el camino hacia un proyecto exitoso [2].

Modulación de la Instrumentación

La modulación de la instrumentación para la medición de flujo de proceso en campo se ha vuelto tecnología de bajo costo durante la construcción e instalación de estructuras modulares y el mantenimiento. Esto se logra con la reducción de tramos de tubería recta para la medición de flujo de tipo presión diferencial al eliminar la necesidad de la instalación de líneas de impulso y del uso del soporte-pedestal de los transmisores de flujo.

Además, al incluir receptores locales cerca del proceso, a 1.80 m. desde el nivel de piso preferentemente, con mayor seguridad y menor riesgo al personal de opera-ción; sin tratar ver o subir en lo alto de las estructuras modulares para visualizar alguna indicación de flujo, de los transmisores alámbricos e inalámbricos instalados en las líneas de proceso.

Lazos de Control

La instrumentación para la medición de flujo se ha vuelto de tipo inteligente para los lazos abiertos. Esta posee señaliza-ción inalámbrica y opera con un suministro de 24 VCD, pro-porcionando una señal de salida de 4-20 mA, de acuerdo a la norma WirelessHart IEC-62591 [3].

Por lo cual, los sistemas de monitoreo y alarmas de lazos abiertos, ver figura 1, son permitidos a utilizar transmisores inalámbricos de señales con baterías integradas con ciclos de operación hasta de 10 años. Solo se debe considerar incluir respaldo de energía a los transmisores inalámbricos en monitoreos críticos.

Mientras que, en los sistemas con lazos cerrados la trans-misión de señal se realiza a través del Bus de Campo al Sistema Digital (Set- Point), con retorno de señal de flujo ma-nipulado hacia el elemento final de control alámbrica por medio de señal de Bus de Campo.

Figura 1. Lazo abierto inalámbrico

Elementos Finales de Control

Los elementos finales de control, tales como las válvu-las de control de flujo son eléctricas; por lo cual no se requiere de aire de instrumentos. Lo cual conlleva a un ahorro en la reducción de costos y riesgos asociados en la distribución de aire de instrumentos a través de las estructuras modulares y del equipo mecánico. Así mismo, elimina el espacio modular sin la necesidad del compresor centrífugo de aire, los secadores de aire de instrumentos e instrumentación periférica (analizador de humedad, control lógico programable de secado).

La instalación de los elementos finales de control, las válvulas de control es de tipo modular; esto es, los “ma-nifolds” (bloqueos - válvula de control - bypass) son bri-dados [4].

La instrumentación de medición de flujo en las entradas de carga y salidas de productos de la planta modu-lar se realiza mediante la medición de flujo másico tipo Coriolis.

En los sistemas con lazos cerrados, la comunicación se realiza utilizando el protocolo Bus de Campo y consi-derando software abierto y no propietario. Los transmi-sores deben cumplir con una clasificación eléctrica por seguridad intrínseca; esto es, el cuerpo y la electrónica deben estar tropicalizados con recubrimiento epóxido (Nema 4X) para resistir la atmósfera corrosiva típica en modulación de plantas.


Figura 2. Lazo cerrado de control de flujo

Medidores de Flujo de Presión Diferencial

Las placas de orificio y orificios de medición (con diseños de 4 orificios, para reducción de tramos de tubería recta) se usan como elementos primarios de medición en proceso y servicios auxiliares, con tamaños de 2” hasta tamaños de tubería de 6”.

Para tamaños mayores, se deben emplear medidores de flujo de tipo inserción de presión diferencial o medidores de flujo ultrasónicos, esto dependiendo de su Turndown. Las placas de orificio deben tener desde uno hasta cuatro orificios con-céntricos, con un mínimo o sin la necesidad de tramos de tubería recta.

Durante el cálculo del elemento primario de medición de flu-jo se deben verificar las memorias de cálculo cumpliendo el procedimiento de acuerdo a la normatividad ISO 5167-1,2. En las tuberías modulares iguales o menores a 1 ½” se deben usar transmisores de orificio integral [5].

El material de las placas de medición de flujo debe ser de acero inoxidable 316 para servicios auxiliares y de Monel para proceso con servicios amargos.

Normatividad de Medidores de Flujo

El diseño modular de los medidores de flujo debe ape-garse a las recomendaciones de las normas API-RP-551 e ISO 5167-1, 2.

Los medidores de flujo de área variable tipo Rotáme-tros con válvula reguladora de flujo o presión integrada deben suministrarse para servicios de proceso químicos hasta en 4” en carrete modular bridado.

El diseño modular de los medidores de flujo tipo Corio-lis debe cumplir con el ISO 10790; API MPMS 5.6; API MPMS 14.9. En entradas y salidas de la planta modu-lar L.B., la velocidad para gas o vapor tiene límites de desempeño para altas velocidades del gas debido al ruido sobre la señal del medidor. Así como en líquidos (ver norma MFC-11M).

Como el ruido afecta la exactitud del medidor Coriolis y repetibilidad. La velocidad a la cual la señal tiene problemas por ruido está especificada como parte de su diseño. Por lo que, la velocidad del gas en el sensor medidor Coriolis debe estar restringida a alrededor de 200 Ft/s. Por lo cual, la velocidad del gas es un factor limitante en el dimensionamiento y la caída de presión de 500” H2O., ver AGA REPORT No. 11.

Durante el diseño modular, se debe suministrar el sistema de medición de flujo másico tipo Coriolis para servicios de hidrocarburos líquidos, con velocidades menores o igual a 10 ft/s, y solo se aplicaran en servicio de límite de batería L.B. (ver ISA Guía Práctica para la medición y control 2nd., Edition D: W: Spitzer, Editor).

El transmisor inalámbrico de flujo debe estar basado en un microprocesador con fabricación robusta para uso industrial severo. Este es configurable a través de pro-tocolo Wireless-Hart y cuenta con su respectivo Devi-ce Descriptor (DD). En otras palabras, el dispositivo no debe ser concebido como genérico. Toda la configu-ración del dispositivo debe hacerse en forma digital, ya sea a través de un computador portátil o de un confi-gurador de mano. Las comunicaciones de los transmiso-res inalámbricos deben ser altamente seguras utilizando bloques-cifrados (o encriptados) de 128 bits del tipo AES-128.

Las válvulas de control y sus actuadores deben estar integrados. Los cuales se basan en electroposicionado-res inteligentes de suministro de 24 VCD y son operados con señal de control de 4-20 mA / protocolo Bus Cam-po, ver figura 2.

Transmisor Inalámbrico de Flujo

El transmisor inalámbrico, tendrá su radio montado en forma integral (en el mismo encapsulado), y ambos ele-mentos deben ser del mismo fabricante. La antena de comunicación debe ser del tipo omnidireccional, y se debe poder rotar de tal forma que siempre quede insta-lada en la posición correcta sin presentar la necesidad de modificar la instalación del transmisor. Dicha antena debe estar montada en forma integral al transmisor. Al operar en zonas de clasificación explosiva, el material y los demás componentes de la antena no deben pre-sentar algún riesgo para el área donde será instalada.

Qué Sigue en el Próximo Mes?

En la Parte II continuamos con el Diseño de Medidores de flujo para plantas modulares de Refinación.

Referencias

[1] Aplicación de Modulación en Proyectos de Refinería, Pe-trotecnia. Febrero 2016. [2] P.H. Jameson, C.B. & I, Tyler, Texas “Is Modularization Right for your Project”, (December De 2007), Hydrocarbon Processing.[3] System Engineering Guidelines IEC 62591 Wireless hart (May-2014 Rev. 04).[4] White Paper, Control Valve Actuators: Their Impact on Control and Variability 18 TH June 2011.[5] Serie de Caudalimetros de Orificio Compacto de Rose-mount 008813-0109-4810 Rev. E4 abril de 2005.[6] De La Torre, M.L., “A Review and Analysis of Modular Cons-truction Practices” (1994).

Acerca del Autor

Gerardo Villegas P. Ingeniero Químico, Lí-der de Especialidad de Instrumentación y Control del Instituto Mexicano del Petró-leo, con más de 35 años de experiencia en Proyectos de la Industria de Gas y Pe-tróleo. Expositor de Cursos Medición de

Flujo de Hidrocarburos y Elementos Finales de Control de los Procesos de Refinación. Actualmente fue designado Director del Comité de Normas y Prácticas en ISA, MEXICO Sección Central.


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Alarmas Críticas de Proceso (Con Respuesta Del Operador):

Su Aplicación, en las Industrias De Alto Riesgo

Ing. Ana María Macías Juárez[1], Ing. Rufino Perea Lorenzo[2].[1,2] MAJA Consulting Group, S.A. de C.V. / Staff del Comité de Seguridad ISA México.

[email protected]; [email protected]


Resumen:

En este artículo se describe la aplicación de las alarmas crí-ticas de proceso en las industrias de alto riesgo , en donde se requiere la respuesta del operador. Se recomiendan los pasos necesarios para valorar si una alarma crítica requiere cumplir con los requisitos de una Capa de Protección Inde-pendiente (IPL) y con ello, determinar el nivel de robustez requerido en su diseño y en su implementación. Se destacan las propiedades que debe reunir una alarma como IPL, las características que debe cumplir para poder dar crédito a su efectividad y la importancia de estimar el Tiempo Seguro del Proceso.

Palabras Clave:

Alarmas Críticas, Tiempo Seguro del Proceso, Capas de Pro-tección Independientes (IPL’s), Sistema de Control Distribuído (DCS ), Factor de Reducción de Riesgo (RRF), Panel de Alar-mas.

Introducción

Derivado de los riesgos inherentes del proceso por el mane-jo, transporte o almacenamiento de las sustancias peligrosas, es conveniente que los sistemas de seguridad de una planta sean diseñados con las mejores prácticas posibles de inge-niería. Una de ellas, el ciclo de vida de seguridad, mostrado en estándares tales como el IEC 61511-1:2016, posibilita aplicar principios que permiten reducir los errores sistemáti-cos presentes en los sistemas de seguridad. Este ciclo puede ser llevado a cabo para planear, desarrollar e implementar dichos sistemas, cuyos principios son aplicables aún para sis-temas que no sean contemplados como funciones instrumen-tadas de seguridad.

El propósito de una alarma es notificar al personal operativo del mal funcionamiento de un equipo e indicar la desviación del proceso o de una condición anormal que requiere de una respuesta del operador.

Las alarmas, con las características de una Capa de Pro-tección Independiente (IPL), apoyan al operador para man-tener al proceso en condiciones normales de operación; la respuesta y atención de estas alarmas disminuye o previene la ocurrencia de un evento no deseado, proporcionando una reducción del riesgo y justificando el diseño de la alar-ma con las características de una IPL.

Características de una Alarma

Es difícil darle crédito a la efectividad de los Sistemas de Alarmas de Proceso, ya que ésta depende de muchos fac-tores. De acuerdo a EEMUA 191, una alarma de proceso debe reunir las siguientes características:

Relevante. Debe de anunciar al operador los proble-mas en el proceso o equipos, no condiciones cotidia-nas del proceso.

Oportuna. Ni con demasiada antelación al requeri-miento de respuesta o demasiado tarde para hacer algo.

Entendible. Que el mensaje indicado sea claro y fácil de entender.

Que asista al operador. Que sea indicativo de la acción a ser tomada.

Única. Que su acción no esté duplicada con otra alarma.

Priorizada. Indica la importancia de que el operador atienda el problema.

Que diagnostique. Que identifique el problema que ha ocurrido.

Enfocada. Llamar la atención hacia las tareas más importantes.

En el mismo camino hacia la confiabilidad de la alarma, EE-MUA 191 da sugerencias en relación a las variables a medir por los sensores. La medición debe ser directa sobre la va-riable de proceso y no debe ser inferida (por ejemplo, medir la presión en el proceso, en lugar de medir indirectamente ésta, a través de la posición de cierre de la válvula que ocasionaría la sobrepresión).

Los problemas que se presentan comúnmente en los sistemas de alarmas son:

Sobrecarga de alarmas: cuando existen varias alar-mas activadas en la misma interfaz. Ver figura 1.

Figura 1. Sobrecarga de Alarmas.

Avalancha/Inundación de alarmas: Cuando la tasa de activación de las alarmas supera las 10 alar-mas por minuto.

Alarmas con disparo en falso: Cuando estas se ac-tivan frecuentemente e innecesariamente, distrayendo la atención del operador y con ello, se resta credibi-lidad al sistema de alarmas.

Alarmas repetitivas: Alarmas que oscilan entre el estado activado a normal y viceversa. Normalmente son causa de una inadecuada configuración de la alarma, o bien, indican una operación anormal de los equipos u operaciones de la planta que son muy variables y requieren prestarles atención. Genera una gran carga al registro del sistema.


Alarma permanente: Alarmas que permanecen acti-vas por largos periodos, no requieren acción del ope-rador, o bien, no se restablecen después de que el operador toma acción. Tienden a distraer al operador, evitando que detecte alguna nueva alarma.

Alarmas duplicadas: Son alarmas que están asocia-das a un mismo nombre o etiqueta, por lo que pueden ser generadas por varias condiciones.

Por ello, para poder desarrollar un sistema de alarmas efecti-vo, es necesario llevar a cabo una secuencia de pasos que incluyan:

Filosofía del Sistema (documentar los objetivos del sis-tema de alarmas y el proceso requerido para cumplir con estos objetivos),

Identificación (listar las potenciales alarmas a partir de estudios tales como HazOp (Análisis de Peligros en la Operación) e inclusive el análisis de capas de protec-ción - LOPA),

Racionalización (filtrar las alarmas identificadas con los criterios establecidos en la filosofía del sistema de alarmas, lo cual incluye evaluar la factibilidad de su implementación, tal como la estimación del tiempo se-guro del proceso),

Diseño Detallado, Implementación, Operación y Man-tenimiento.

Un ejemplo de esta secuencia de pasos está indicado en el ciclo de vida de la administración de las alarmas, ISA 18-2. De forma esquemática, el ciclo de vida se presenta en la figura 2.

Figura 2. Ciclo de Vida de los Sistemas de Alarmas.

Alarma como IPL

En la figura 3, se muestran las capas de protección que nor-malmente se encuentran en las Plantas de Proceso.

Cabe mencionar que las reglas que debe cumplir una Alar-ma para que sea considerada como Capa de Protección Independiente son:

Específica: la IPL debe ser diseñada para prevenir un escenario de riesgo en específico.

Independiente: Todos los componentes de la IPL de-ben ser independientes del evento iniciador y de otras Capas de Protección.

Confiable: La IPL debe de proporcionar al menos un factor de reducción de riesgo de 10.

Auditable: Debe ser posible validar la efectividad de la IPL a través de un proceso de auditoría, el cual nor-malmente contempla pruebas manuales. Para el caso de las alarmas críticas, el proceso involucra el desem-peño del personal operativo y de los procedimientos a la atención de la alarma. Como apoyo a esta au-ditoría, se puede hacer uso de los registros (base de datos) del Sistema de Alarmas.

Figura 3. Diagrama de la Cebolla. Capas de Protección Típica en una Planta de Procesos.


Por ello, para lograr que una alarma como capa de protec-ción sea confiable, se debe obtener un factor de reducción de riesgo de 10 o más (lo que para una alarma crítica de proceso es considerado en muchas bibliografías como el máximo valor al que se le puede dar crédito), de acuerdo al concepto de capa de protección independiente estable-cida en la norma IEC 61511-1.

Además, es requerido registrar las alarmas o eventos gene-rados para un análisis de incidentes posterior (ya sea una bitácora física o bien en una base de datos automatizada), y también con ello, auditar la efectividad de la alarma, en cuanto al tiempo de respuesta a la alarma, y si la alarma está causando una tasa de disparos en falso especifica de la alarma (spurios trip), mayor a la considerada en su diseño.

Es necesario mostrar de una forma distintiva y clara al perso-nal, las situaciones que pueden ser peligrosas con la inten-ción de arreglar los eventos que son la causa del problema a través de criterios adecuados para diseño de pantallas HMI, ver figura 4.

Figura 4. Criterios para diseño de pantallas HMI, de acuerdo a ISA 101.

Figura 5. Tiempo Seguro del Proceso, y la atención a la Alarma.

Tiempo Seguro del Proceso

El tiempo invertido en arreglar el problema y en poner al proceso en estado seguro por parte del operador, debe ser menor que el intervalo de tiempo que llevaría desde que se presenta la causa del problema hasta que se manifiesta en una situación peligrosa (Tiempo Seguro del Proceso). Aquí juega un papel importante la priorización de las alarmas, ya que, durante la atención a una situación de emergencia en

la planta, normalmente se presenta la desestabilización de las variables de proceso, siendo prioridad atender la de mayor peligro (para lo cual, el Análisis de Consecuencias y el Tiempo Seguro del Proceso, intervendrían en esta toma de decisión durante la etapa de diseño de la alarma).

En la figura 5, se indica el Tiempo Seguro del Proceso, dentro del cual, debe de responder el operador ante la alarma, el cual es el procedimiento adaptado por Maja Consulting Group tomando como referencia los criterios internacionales tales como EEMUA 191, ISA 18.2.

El tiempo que debe disponer el operador desde que detec-ta que la variable de proceso se ha salido de su condición normal de operación, hasta que el proceso es retornado a niveles seguros es de 10 a 20 minutos, dependiendo de la cercanía de la persona al lugar donde se encuentra el equipo al cual manipulará para llevar al proceso al estado seguro, hay que considerar también que en este tiempo el operador debe dedicarse a atender sólo esa alarma. Un menor tiempo imposibilitaría la efectividad de la acción hu-mana, la cual tendría que ser entonces de forma automática (a través de un sistema de enclavamientos o sistema instru-mentado de seguridad, dependiendo del nivel de confiabi-lidad requerida).

En el caso de que la estimación del tiempo seguro del pro-ceso sea >> 30 minutos, es conveniente analizar si la señal se administra como una señal de baja prioridad o alerta (una categoría debajo de una alarma crítica), y con ello, racionalizar este tipo de señales, principio de los estándares relacionados a las alarmas, con el fin de evitar la inundación de alarmas por despliegue de señales con menor importan-cia.

También es importante mencionar, que un sistema que no fue diseñado tomando en cuenta las condiciones que puedan originar falsos disparos, durante la etapa de operación se vuelve ineficaz por su baja credibilidad, por lo cual será ig-norado o dejado fuera de operación.


Figura 7. Priorización de Alarmas de Acuerdo a su Consecuencia ($, fatalidades).

Enfoques para la Implementación De Alarmas Críticas

En cuanto a la independencia en hardware, se sugiere que pueden utilizarse dos enfoques para lograrlo.

El primer enfoque, de acuerdo a la figura 6, considera siste-mas totalmente independientes (control básico de proceso independiente del sistema de alarmas), el cual cada uno puede alcanzar un factor de reducción de riesgo aproxi-mado de 10. Dependiendo de la cantidad de alarmas a implementar y el nivel de complejidad a configurar, será el tipo de visualización a implementar en el sistema de alarmas (panel de alarmas bajo ANSI/ISA-18.1 o sistema de alarmas en plataforma de control independiente, bajo ISA 18-2).

El segundo enfoque, de acuerdo a la figura 6, considera el sistema de control del proceso y el sistema de alarmas, mon-tados sobre un sistema de control común a ambos. El estándar ANSI/ISA-18.2 considera un ciclo de vida para todas las etapas a desarrollar, incluyendo la filosofía de operación (definición del alcance), identificación de la ne-cesidad de una Alarma (de varias fuentes posibles, una de ellas es el análisis de peligros en el proceso), racionalización, diseño detallado, implementación, operación, mantenimien-to, administración del cambio, monitoreo, evaluación, y au-ditoría.

En algunas instalaciones industriales, el panel de alarmas (di-señado de acuerdo a ISA-18.1) está conectado en casca-da al DCS; es decir, el instrumento que mide la variable de proceso se conecta al DCS y cuando se alcanza el pun-to de ajuste de la alarma (configurada en el DCS si es un transmisor de presión o configurada en el instrumento si es un interruptor de presión), manda una señal de salida hacia el Panel de Alarmas, que recibe esta señal como una en-trada, siendo por ello el panel de alarmas completamente

dependiente al Control Básico del Proceso, por lo que no es considerado una Capa de Protección Independiente; esta topología es una variación del segundo enfoque.

Una solución que hoy en día la tecnología permite, es el co-nectar un Panel de Alarmas, de acuerdo a ISA-18.1, que re-ciba directamente la señal de un instrumento dedicado (mi-diendo la variable de proceso de interés al punto de ajuste requerido para Alarma), pero con salida de comunicaciones (Ethernet, por ejemplo, y considerando la aplicación de las recomendaciones de ISA 99), del Panel de Alarmas hacia la base de datos del DCS. Esto permite independencia en Hardware sin comprometer la Función de Seguridad, ya que las comunicaciones son utilizadas para tener los registros his-tóricos de las alarmas, y en caso de falla del DCS (aleatoria o sistemática), la Alarma Crítica operará sin verse afectada (en el caso del DCS siendo el evento iniciador del escenario de riesgo, o el DCS actuando como otra IPL).

Priorización de Alarmas

De acuerdo a estudios realizados por diversos comités y compañías especializadas (ver referencias 1,8,9), una planta debe priorizar sus alarmas de la siguiente forma (ver figura 7):

aproximadamente 1% de las alarmas deben ser las de más alta prioridad (por ejemplo, alarmas críticas),

aproximadamente 5% las alarmas de alta prioridad,

aproximadamente 15 % de alarmas de media priori-dad,

y el restante aproximadamente 80% de alarmas de baja prioridad.


Figura 6. Enfoques para la implementación de las Alarmas Críticas.

Si se tuviera una base de datos maestra de alarmas (MADB) con 2,000 alarmas, las alarmas críticas debieran ser máximo 20.

Probabilidad de Falla de la Alarma en Estado Peligroso

Consideremos el siguiente procedimiento para el primer en-foque, a manera de ejemplo, para evaluar de forma cuan-titativa si se alcanza la reducción de riesgo requerida por parte del sistema de alarmas (Factor de Reducción de Ries-go FRR=10) (nota: en el presente ejemplo, se evalúa solo la parte del sistema de alarmas, no el control básico de pro-cesos). Considerando los datos de tasa de falla genéricos (usados en este caso solo con fines didácticos) de los si-guientes componentes de hardware:

La suma de estas tasas de falla resulta en una tasa de 0.1 / año. De acuerdo a datos de fabricante, una tercera par-te de estas fallas son peligrosas; es decir, con una tasa de 0.033 /año. Si el sistema es probado dos veces por año (todos los elementos del lazo), entonces el intervalo entre pruebas es 0.5 años. Esto conlleva que la probabilidad de falla de la alarma en estado peligroso en cualquier momen-to, es decir, su PFDavg es:

PFDavg = tasa de fallas peligrosas x (intervalo de pruebas) / 2PFDavg (hardware) = 0.5 x (tasa de fallas peligrosas) x (intervalo de prueba) = 0.5 x 0.033/año x 0.5 añosPFDavg(hardware) = 0.00825.En el caso de que la alarma nunca fuera probada, su PFD tendería a ser 1.

Ahora, asumiendo que la confiabilidad del operador no puede ser menor que 0.1 (condición realista si se consideran requisitos que sí se pueden cumplir tales como el buen en-trenamiento a la atención de la alarma, procedimientos en el sitio, pero no tanto cuando el operador está bajo estrés, de acuerdo a criterios de EEMUA-191 y si además se con-

Tabla 1. Tasas de falla usados en este caso solo con fines didácticoss para componentes de hardware propuestos para el análisis

Componente

Instrumento

Amplificador de disparo

Anunciador (incluyendo foco)

Tasa de Fallas por año

0.02 (una en 50 años)

0.02 (una en 50 años)

0.06 (una en 16.66 años)

sideran los efectos ambientales tales como nieve, lluvia, etc. que dificultaran al operador maniobras en el área de planta para llevar al proceso al estado seguro de forma manual) se tiene:

PFDavg(operador) = 0.1

Calculando la reducción de riesgo para el operador y el hardware, es decir, el lazo del sistema de alarmas, tenemos:

PFDavg(lazo del sistema de alarmas) = PFDavg(hard-ware) + PFDavg(operador)= PFDavg(lazo del sistema de alarmas) = 0.10825, lo cual dá un FRR=9.2378, valor muy cercano al de 10 requerido.

Se puede disminuir el PFDavg del lazo del sistema de alar-mas solo si se considera un hardware más robusto, aunque éste no alcanzaría a disminuir por debajo de 0.1 ya que depende del PFD del operador, y éste es el que más pesa en el cálculo.

En el caso del operador, es conveniente manejar el valor de PFDavg = 0.1 ya que un valor más bajo depende de que se cumplan muchas condiciones para poder sustentar su efectividad. Este valor de PFDavg = 0.1 aun así requie-re también se reúnan una serie de requisitos tales como el debido entrenamiento en el procedimiento operativo de la alarma, pruebas al sistema de alarma, y la auditoría de la efectividad de la alarma mediante simulacros de la atención a la respuesta en entornos reales.

Para el caso del segundo enfoque (Figura 6), de acuerdo al cálculo de PFDavg indicado anteriormente, sería muy difícil poder darle crédito de un FRR mayor a 9.2378 con la misma tecnología mostrada, ya que, por tener componentes com-partidos, reduce el nivel de confiabilidad del hardware. Por consiguiente, es más apropiado para el caso del segundo enfoque, no considerar que reduce el riesgo (para efectos de LOPA, no considerarlo como una capa de protección independiente, y ponerle el peso de la reducción del riesgo a otras capas).

Alarma Crítica con Respuesta del Operador

Con el propósito de hacer hincapié en la justificación del tiempo seguro del proceso para darle crédito a la Alarma Crítica dentro de la fase de racionalización de la Alarma, a continuación, se muestra en la figura 8, la secuencia pro-puesta.


Cabe mencionar, que aun cuando no se haya identifica-do una alarma crítica con respuesta del operador como recomendación en la etapa de identificación del riesgo (tal como el HazOp), podría proponerse ésta en la etapa de LOPA, derivado de la necesidad de reducir el riesgo en pri-mera instancia con una capa no-SIS, tal como recomiendan los estándares de seguridad funcional.

Conclusiones

Es importante considerar desde la etapa de diseño, que las alarmas críticas (con respuesta del operador), sustenten sus características de efectividad (disponibilidad, confiablidad y falsos disparos), y se ligue la importancia de su implementa-ción con el nivel de riesgo asociado. No es práctico desde el punto de vista de la seguridad y de los recursos invertidos, implementar Alarmas de Proceso, cuando éstas no le indican al operador de las desviaciones o condiciones anormales del proceso que requieren de una respuesta apremiante.Es de igual importancia, considerar las opciones con las que un sistema de alarmas puede llevarse a la práctica, ya sea a través de un panel de alarmas o un sistema de alarmas en el controlador programable y con interfaz de usuario (HMI, por sus siglas en inglés).

Referencias

[1] ANSI / ISA-18.2-2016, Management of Alarm Systems for the Process Industries.[2] ANSI / ISA-84.00.01-2004 Part 1 (IEC 61511-1 Mod), Functional Safety: Instrumented Systems for the Process Indus-try Sector – Part 1: Framework, Definitions, Systems, Hardware and Software Requirements.[3] ANSI/ISA-101.01-2015 - Human Machine Interfaces for Process Automation Systems.[4] EEMUA Publication No. 191 Edition 2, 2007, Alarm Sys-tems: A Guide to Design, Management and Procurement.[5] Layer of Protection Analysis: Simplified Process Risk Assess-ment. 2001, Aiche CCPS.[6] Guidelines for Initiating Events and Independent Protec-tion layers in Layer of Protection Analysis, Aiche CCPS, 2015.[7] Seguridad Funcional en Instalaciones de Proceso. Siste-mas Instrumentados de Seguridad y Análisis SIL. I. Fernández, A. Camacho, C. Gasco, A.M. Macías, M.A. Martín, G. Reyes, J. Rivas, ISA Sección Española, 2012.[8] Practical SIL Target Selection, Scharpf Eric, Hartmann Heidi, Thomas Hal, EXIDA 2012.[9] Seguridad Funcional incluyendo Ciberseguridad y Admi-nistración de Alarmas, De los Santos Jonathan, Esparza Ale-jandro, EXIDA 2013.[10] Alarm Management for Process Control, D.H. Rothenberg, Momentum Press, 2009.

Figura No. 8. Secuencia para la justificación de la Alarma Crítica con Respuesta del Operador con respecto al tiempo seguro del proceso e Independencia de Hardware.


Acerca de los Autores

Ing. Ana María Macías Juárez. CEO de MAJA Consulting Group, S.A. de C.V., Ingenie-ro de Análisis de Riesgos, con 18 Años de experien-cia en Estudios de análisis de Riesgo y desarrollo de ingenierías en seguridad de procesos, Estudios de Facti-bilidad Costo Beneficio de

implementación de sistemas de seguridad, determinación de SIL objetivo e ingenierías de Seguridad funcional. Ha traba-jado en centros de investigación de tecnología en México e implementado múltiples funciones de seguridad en plantas de transformación y los sistemas de transporte de hidrocar-buros en México. Cuenta con los Grados de MBA Master Internacional en Administración de Negocios (EAE Business School, Madrid, España), Máster Profesional en Instrumenta-ción y Control de Procesos (Centro Superior de Formación Repsol, Madrid, España/Isa Sección Española). Cuenta con acreditación como auditor del cumplimiento de la Norma Oficial Mexicana relativa a Administración de la Seguridad en Procesos (PSM). Ha publicado artículos para ISA Estados Unidos y México así como AICHE. Forma parte del Comité de Seguridad de ISA en México. Coautor del libro Seguridad Funcional en instalaciones de Procesos por ISA España. Ca-pítulos 5 y 17 (Diseño seguro y caso práctico).

Ing. Rufino Perea Lorenzo, Gerente de Proyectos de MAJA Consulting Group, S.A. de C.V. Ingeniero Electróni-co, con 18 Años de expe-riencia en Automatización, Ingenierías de Seguridad Funcional y Análisis de Ries-gos de Procesos, ha traba-

jado en proyectos de SCADA, Ingenierías de Detección de Gas y Fuego, Sistemas de Paro por Emergencia y en la De-terminación de Funciones de Seguridad en los Sistemas de transporte de hidrocarburos en México. Experto Certificado en Seguridad Funcional CFSE (Certified Functional Safety Ex-pert) CFSE 150915 001 por Exida y con Acreditaciones en Alarm Management, Process Hazard Analysis, Functional Sa-fety Management, Safety Instrumented System Design. Acre-ditación Mexicana CONOCER en Diseño e Impartición de


La respuesta correcta es C, “ Modos proporcional, integral y derivativo en función del error”.

El algoritmo PID estándar, está configurado para que, cada uno de los tres mo-dos de control actúe sobre el error, que es la diferencia del punto de ajuste o “set-point” SP y la variable de proceso PV. Los modos de control proporcional y derivativo, también pueden configurarse para operar en función de la medi-ción, es decir con la PV, pero no así el modo integral. El modo integral requiere siempre una referencia para integrar (es decir, SP como referencia y el error como la cantidad sobre la cual se debe integrar).

Las respuestas A, B y D incluyen "integral en función de la medición" y por lo tanto no son formas válidas del algoritmo PID

Referencia: Goettsche, L.D. (Editor), Maintenance of Instruments and Systems, Second Edition, ISA, 2005.

[11] https://www.eemua.org/[12] https://www.isa.org/[13] www.iec.ch/[14] https://www.aiche.org/

Cursos de Capacitación. Cuenta con estudios de Maestría en Redes y Telecomunicaciones (UCC, Veracruz, México), así como Máster Profesional en Instrumentación y Control de Pro-cesos (Centro Superior de Formación Repsol, Madrid, Espa-ña /ISA Sección Española). Ha publicado artículos para ISA Estados Unidos y México así como AICHE. Forma parte del Comité de Seguridad de ISA en México.


Infraestructura Crítica; Ciberseguridad y Centros de Datos.

Ing. Rogelio Lozano MartínezDirector del Comité de Redes Industriales y Ciberseguridad ISA Sección Central

México, [email protected]

Resumen:

Infraestructura crítica, definición general y el Centro de Datos para un caso específico. Se enfatiza en el sector Oil and Gas debido a que se trata del detonante del crecimien-to de la economía de un país, de manera conjunta con el sector eléctrico. Dentro del mercado energético, el sector de transporte de gas merece un análisis con cierto grado de detalle debido a que es un insumo muy importante para el sector industrial y residencial en todo el país. CENAGAS tiene, entre muchas otras funciones, la función de garantizar el abasto de este energético; para lograr esta meta, requie-re de procesos automatizados, recolección de datos y su adquisición en un SCADA a nivel nacional, sin olvidar que, para el manejo de tal cantidad de información, es necesario operar al menos un par de Centros de Datos de alto des-empeño. Analizaremos el caso del Centro de Control Alterno del SCADA de CENAGAS.

Palabras Clave:

Infraestructura crítica, Ciberseguridad, Economía, CENAGAS.


Introducción

La referencia más importante para el sector de las instala-ciones de alta prioridad en políticas energéticas y de segu-ridad nacional es la agencia norteamericana denominada Homeland Security (HS), la cual define a la infraestructura crí-tica de la siguiente manera:“La Infraestructura crítica de la nación proporciona los servi-cios esenciales que sustentan la sociedad americana y sir-ven como la columna vertebral de la economía, la seguridad y la salud de nuestra nación. Lo conocemos como la energía que usamos en nuestros hogares, el agua que bebemos, el transporte que nos mueve, las tiendas en las que compramos y los sistemas de comunicación en los que confiamos para mantenerse en contacto con amigos y familiares” [1].Como ya se advierte en la definición inicial, la energía es parte de los servicios indispensables para cualquier nación. Los sectores de Infraestructura crítica están claramente defi-nidos por la agencia de HS.

Sectores de Infraestructura Crítica

Existen 16 sectores de infraestructura crítica cuyos activos, sistemas y redes, ya sean físicos o virtuales, se consideran tan vitales para los Estados Unidos que su incapacitación o destrucción tendría un efecto debilitante sobre la seguridad nacional, la seguridad pública nacional, o cualquier combi-nación de los mismos.

La Directiva 21 de la Política Presidencial (PPD-21) indica que “La Seguridad de la Infraestructura Crítica y la Resilien-cia promueven una política nacional para fortalecer y man-tener una infraestructura crítica segura, funcional y resiliente. Entre ellos se encuentran el sector energía, comunicaciones y tecnología de la información” [2].

Infraestructura Crítica en México

Como ya se mencionó en el artículo previo de este comité [3], se debe poner especial atención en la industria Mexica-na a toda aquella infraestructura que involucra a Terminales marítimas y de exportación, Terminales de Almacenamiento y Distribución, Sistemas de Logística (Ductos y sistemas de transporte vía ferroviaria y carretera), SCADAS de organis-mos del estado y de particulares (API STD 1164), centros de datos, servidores en nube, e híbridos, etc., se considera que existe ahí un nicho de oportunidades para los sistemas que administran la información, datos de negocio, su dispo-nibilidad, integridad y confiabilidad (ver ISA-IEC 62443 [4]); se debe garantizar la continuidad del negocio, el cumpli-miento normativo de las empresas obligadas en cuanto a la

legislación nacional y por supuesto, en la parte gerencial de negocio, en lo que respecta a la determinación de partici-pación de beneficios y/o cumplimiento de responsabilida-des fiscales.

Caso SCADA Cenagas [5]

El Centro Nacional de Control del Gas Natural (CENAGAS), cuyas funciones, entre otras, es la de transportar el gas natural por ducto del Sistema Nacional de Gasoductos (SNG) y del Sistema Naco-Hermosillo (SNH), anteriormente propiedad de Pemex Gas y Petroquímica Básica; mediante la gestión, la administración y la operación del Sistema de Transporte y Almacenamiento Nacional Integrado de Gas Natural, tiene por objeto garantizar la continuidad y seguridad de la pres-tación de los servicios en este sistema para contribuir con el abastecimiento del suministro de dicho energético en territo-rio nacional. El 29 de octubre de 2015, Pemex transfirió más de 9,000 kilómetros de ductos de gas natural a CENAGAS, del SNG y SNH.

CENAGAS, como parte de su plan de negocios, entre sus objetivos estratégicos estableció la necesidad de implan-tar un sistema SCADA que le permita hacer frente de ma-nera exitosa a un entorno más competitivo en el mercado de transporte de gas natural, cumpliendo con estándares internacionales y las mejores prácticas operativas; para ello será necesario contar con un sistema SCADA de vanguardia que cumpla con los requerimientos actuales de su línea de negocio, aplicando el proceso de mejora continua en cada una de sus funcionalidades; así mismo la implantación de Sis-temas Industriales que habiliten los procesos sustantivos del CENAGAS.

El sistema SCADA realizará, entre otras, las funciones de mo-nitoreo, adquisición de datos, supervisión y control de las variables operativas y de medición, así como el seguimien-to al cumplimiento de las nominaciones de los clientes de CENAGAS. El SCADA requerirá un Centro Control Principal y un Centro de Control Alterno, en caso de fallo del primero. La especificación sobre la cual se hará un análisis en este artículo es la del Centro de Datos del Centro de Control Alterno, la cual es pública y consultable en Compranet, con número de Expediente 1318140. [5].

Normatividad Aplicable

Actualmente, la norma NOM-EM-004-SECRE-2014 [6] deno-minada “Transporte por medio de ductos de gas licuado de petróleo y otros hidrocarburos líquidos obtenidos de la refinación de petróleo”, indica en su punto 8.8 (entre otras


cosas) lo siguiente:

“8.8 Comunicaciones.

8.8.1 Se debe contar con un Centro de Control Operati-vo con infraestructura de comunicación adecuada para la operación segura y el mantenimiento de los ductos bajo condiciones de operación normales y de emergencia, …...8.8.2 Se deben establecer y mantener sistemas de comuni-cación entre el Centro de Control Operativo y las diversas áreas de operación y mantenimiento a lo largo del trayecto del sistema de transporte…”

Sin embargo, ¿Qué implica contar con un Centro de Control Operativo con infraestructura de comunicación adecuada para la operación segura?

Centro de Control OperativoCertificaciones y Requisitos Tecnicos

La Licitación Pública Nacional Electrónica para la presta-ción del servicio de: “Servicio de Centro de Control Alterno para la Operación del Sistema SCADA del CENAGAS” nos da una idea de los requerimientos técnicos que para infraes-tructura crítica consideran las agencias gubernamentales que regulan el sector energético. Primero veamos la Figura 1, Arquitectura del SCADA de CENAGAS existente.

Para el caso del servicio requerido (Centro de Control Al-terno de SCADA-CENAGAS) objeto de la Licitación Pública Nacional Electrónica Número LA-018TON999-E22-2017, veamos la Figura 2. Arquitectura del Centro de Control Alter-no – CCA- incluida en tal procedimiento licitatorio:

Figura 1 Arquitectura del SCADA de CENAGAS existente [5].

Figura 2 Arquitectura del Centro de Control Alterno para la Operación del Sistema SCADA del CENAGAS [5].

Características Técnicas del Centro de Datos El área destinada para el CENAGAS, propuesta será de uso exclusivo y estará delimitada de otras instalaciones y áreas, de tal forma que el acceso físico al área provisto sólo podrá realizarlo personal autorizado por el CENAGAS y aquellos servidores públicos explícitamente designados por el mismo, a fin de garantizar la seguridad de sus equipos suministrados.El acceso a dicha área estará restringido y controlado me-diante un sistema de seguridad, por tarjeta de proximidad y un sistema biométrico (reconocimiento facial o lectoras de retina o equivalente), que registrará el acceso del personal a la misma, detallando al menos: identificación, hora de en-trada, hora de salida; dicha información podrá ser solicitada por el CENAGAS para su consulta.

Se llevará un control de personal externo que realice traba-jos o visitas en la jaula o rack del CENAGAS. El Centro de Datos propuesto deberá contar con medidas de protec-ción física externa que los mantienen protegidos y seguros contra robo y actos vandálicos. Contará con los sistemas de protección necesarios de pararrayos y supresión de los mis-mos, así como, protección contra descargas eléctricas. De-berá acreditar que cuenta con instalaciones certificadas en alta disponibilidad y alta seguridad equivalente o superior a ICREA (International Computer Room Experts Association) nivel 4, o TIER (UPTIME Institute) III. Esto permite realizar cual-quier actividad planeada sobre cualquier componente de la infraestructura sin interrupciones en la operación, como lo son el mantenimiento preventivo, reparaciones o reemplazo de componentes, agregar o eliminar componentes, realizar pruebas de sistemas o subsistemas, entre otros.

El esquema de redundancia será de al menos 2N. El mante-nimiento a los equipos de aire acondicionado se realizará sin necesidad de afectar la operación de los equipos del


CENAGAS, ni afectar los parámetros permisibles de tempe-ratura y humedad. Deberá soportar los BTU’s (British Thermal Units -Unidades de Energía) adicionales incurridos por la instalación de la infraestructura integral común de servicios, así como, cualquier ampliación de infraestructura requerida para la prestación del servicio del CENAGAS. El nivel de servicio del sistema de aire acondicionado debe ser de al menos de 99.995% anual.

Deberá contar al menos con los mecanismos de control y restricción de acceso siguientes: Lectoras de proximidad, Esclusa, Circuito cerrado de televisión, Control de acceso biométrico. Deberá contar con un sistema de circuito cerra-

Servicio

Servicio Unico 1

Posición

Posición

Minuto

Minuto

Llamada

10 MBPS Mensual 1

Mensual 1

Mensual 2

Mensual 1

Mensual 20

Mensual 75

Diario 100

Diario 30

Minuto 60

Llamada 100

Minuto 100

5 MBPS

1 MBPS

Unidad de Rack

Metro cuadrado

Metro cuadrado

Unidad de medida Tipo de pagoCantidad estimada

(valor A)

Aprovisionamiento inicial para la instalación

Enlace punto a punto LAN-to-LAN que conectará el Centro de Datos al CENAGAS.

Incremento del Enlace de 5 Mbps de ancho de banda en el enlace LAN-to-LAN

Enlace de Internet

Posiciones de oficina Estándar

Co-ubicación

Posiciones de oficina Equipada

Hospedaje en SITE

Llamada larga distancia a EUA-Canadá

Área de uso fijo

Llamada local

Llamada Celular

Conclusiones

La apertura del sector Midstream en México proporciona áreas y retos técnicos que dan lugar a nuevas Oportuni-dades de Negocio en toda la cadena de valor. Hay que proporcionar servicios que anteriormente demandaba sola-mente Pemex, pero que ahora los licitan, evalúan, adquieren y operan las agencias reguladoras creadas por el gobierno federal como es el caso de la CRE (Comisión Reguladora de Energía), la CNH (Comisión Nacional de Hidrocarburos), así como empresas productivas del estado como Pemex Lo-gística a quienes fiscaliza la SHCP (Secretaria de Hacienda y Crédito Público). Se presagian tiempos que demandarán asociaciones de tecnólogos, fabricantes, constructores y proveedores para atender estos proyectos.

Las agencias operan sistemas de magnitud nacional, pero

también los nuevos jugadores en el sector tendrán nece-sidad de contar con los datos sensibles de negocio dis-ponibles para observar tendencias, generar reportes de producción, calidad, y toda variable útil que demande la empresa, para tomar decisiones de negocio y cumplir con los requerimientos legales y normativos aplicables.

La seguridad informática (ciberseguridad) de los sistemas enfocados a garantizar la Disponibilidad, Integridad y Con-fiabilidad de la información, es un factor que adquiere cada vez mayor relevancia en función de los riesgos asociados a la pérdida de tales activos. Lo anteriormente mencionado debe generar un análisis integral para evaluar los esquemas de seguridad implementados, su análisis de riesgos, vulnera-bilidades e incluso afectación a la imagen pública de las empresas en caso de una intrusión. Una manera de hacer visible este tema, es generar foros de divulgación de cono-

do de televisión CCTV o de grabación digital, el cual man-tenga monitoreo permanente 7x24 al Centro de Datos tanto en el interior como en el exterior y perímetros.

En la Licitación Pública Nacional Electrónica para la presta-ción del servicio de: “Servicio de Centro de Control Alterno para la Operación del Sistema SCADA del CENAGAS” [5] de manera enunciativa mas no limitativa, se describen los servicios de telecomunicaciones, monitoreo, seguridad infor-mática y mesa de servicios requeridos, ver Tabla 1.


cimiento, eventos de presentación de soluciones integrales (hardware y software) para el correcto diagnóstico de las medidas de seguridad implementadas (o la ausencia de és-tas) en las empresas interesadas en cuidar uno de los activos más valiosos con que cuentan. Su información digital.

Referencias

[1] Homeland Security. (2015) What is Critical Infrastructure Si-tio web: https://www.dhs.gov/what-critical-infrastructure[2] Homeland Security. (2015). Critical Infrastructure Sectors Sitio web: https://www.dhs.gov/critical-infrastructure-sectors[3] Rogelio Lozano. (20 03 2017). Redes Industriales y Ci-berseguridad: El Estado del Arte. Revista ISA Intech México, Marzo-Mayo 2017, 15-18. Sitio web: http://isamex.org/revis-taintech/mar-may-2017.pdf[4] Overview The 62443 series of standards. Industrial Auto-mation and Control Systems Security. ISA 2015.[5] Compranet Expediente 1318140 - Servicio de Centro de Control Alterno SCADA Sitio web: https://compranet.fun-cionpublica.gob.mx/esop/toolkit/opportunity/opportunityDe-tail.do?opportunityId=1105298&oppList=PAST[6] COMISION REGULADORA DE ENERGIA, NORMA Ofi-cial Mexicana de Emergencia NOM-EM-004-SECRE-2014, Transporte por medio de ductos de gas licuado de petróleo y otros hidrocarburos líquidos obtenidos de la refinación del petróleo. Diario Oficial de la Federación. Jueves 16 de octu-bre de 2014.

Acerca del Autor

Rogelio Lozano es Ingeniero en Comunicaciones y Elec-trónica con especialidad en Comunicaciones, egresado del Instituto Politécnico Na-cional. Tiene dos diploma-dos, uno en Instrumentación y Control y otro en Redes. Tie-ne más de 16 años de expe-

riencia en el sector de las comunicaciones. Actualmente se encuentra laborando para el Instituto Mexicano del Petróleo en donde ha participado en diversos proyectos de desarro-llo de Ingeniería en Sistemas de Comunicaciones para insta-laciones tan diversas como Plataformas Marinas, Refinerías, Terminales Marítimas de Distribución, helipuertos, estaciones de compresión, centros de Datos, entre otras instalaciones de Petróleos Mexicanos. Ha supervisado construcción de es-tos sistemas en Patios de fabricación y en sitio. Recientemen-te ha participado en el desarrollo de proyectos de innova-ción del Instituto y en proyectos para terceros, ganadores de las rondas de licitación derivadas de la Reforma Energética.


RansomwareAtaque Mundial y los Sistemas Industriales

Ing. Rogelio LozanoISA México Sección Central, [email protected]

Resumen:

Breve revisión del fenómeno de seguridad informática, aso-ciado al código malicioso denominado Wannacry y el posi-ble impacto en sistemas industriales.

Palabras Claves:

Ransomware, Ciber seguridad, Redes Industriales, Vulnerabi-lidades.

Ransomware; Ataque Mundial Y los Sistemas Industriales

Hace no mucho tiempo, las noticias que lograban una di-fusión a nivel mundial en materia de tecnología eran las re-lacionadas al lanzamiento de la nueva versión del Sistema Operativo Windows; posteriormente, el evento que acapa-raba la atención en los medios, era la presentación de la nueva versión del teléfono de la manzana, junto con las ta-bletas y las computadoras portátiles y de escritorio desarro-lladas por la gente de Steve Jobs.

La semana pasada, la noticia que acaparó los titulares a nivel mundial fue el ataque e infección de equipos con un ransomware denominado WannaCry.

¿Qué es un ransomware? Ransomware viene de la unión de dos palabras. Ransom y Ware. “Ransom” en español se tra-duce como rescate y “Ware” hace referencia a un software; éste término de “rescate” es importante, porque lo que suce-de con un equipo afectado por este código malicioso, es que envía una pantalla en donde se indica que la informa-ción contenida en el disco duro se encuentra encriptada y se debe pagar un “rescate” en bitcoins a una cuenta para obtener el código de encriptamiento y poder acceder a tu información.

Desde el punto de vista de Delitos Informáticos, el delito de secuestro no tendría lugar, sino más bien aplica lo indicado en el TITULO NOVENO

Capítulo II, Artículo 211 bis 1 del Código Penal Federal de los Estados Unidos Méxicanos [1] ,que dice “Al que sin auto-rización modifique, destruya o provoque pérdida de informa-ción contenida en sistemas o equipos de informática prote-gidos por algún mecanismo de seguridad, se le impondrán de seis meses a dos años de prisión y de cien a trescientos días multa”.

Obviamente, las personas que se están dedicando a este negocio ilegal, lo están haciendo de tal manera, que hacen imposibles su rastreo en la red.


¿Qué peligro hay para los Sistemas de Control? El peligro radica en que específicamente los equipos que están sien-do atacados son de la plataforma Microsoft Windows, esto debido a una vulnerabilidad en su estructura, y como sabe-mos, son la mayoría de los servidores e interfaces humano máquina, (ya sean reales o virtualizados) con que cuentan casi todas las industrias y agencias de estado, sin contar los hospitales, y toda la infraestructura crítica de un país. En Francia, por ejemplo, la empresa Renault fue afectada por este código malicioso.

¿Qué se puede hacer para enfrentar esta amenaza y las subsecuentes?

Primero.- Tener un sistema de respaldos de la información de los equipos críticos, no importa de qué plataforma tecnoló-gica se trate.

Segundo.- Verificar que los respaldos sean utilizables en cuanto a su disponibilidad, integridad y confidencialidad.

Tercero.- Actualizar los equipos poniendo particular atención a la plataforma PC (Windows). Se deben actualizar los par-ches al Sistema Operativo indicados por el fabricante, así como el remplazo físico de equipos que ya hayan superado su EoL (Fin de vida útil) y EoS (Fin de soporte técnico).

Cuarto.- Contar con antivirus y antimalware activo, conecta-do a los servidores de actualizaciones de definiciones.

Quinto.- Contar con un programa BCP (Business Continuity Plan) para no perder los procesos críticos de las plantas in-dustriales o al menos contar con personal capacitado para el DRP (Disaster Recovery Plan, ver ISO 22301:2012 [2]).

Sexto.- Los componentes de la red industrial deben cumplir con los esquemas de ciberseguridad indicados en la Nor-ma IEC 62443 [3]. (Configurar subredes, definir áreas DMZ, conduits, Firewalls, IPS e IDS con reglas estudiadas por caso, no usar reglas generales, y revisar el concepto de defense in depth en la red).

Por último, Symantec recomienda a los usuarios afectados por Wannacry no pagar el rescate de la información [4].

Referencias

[1] Código Penal Federal. (07-04-2017). Título noveno. En Nuevo Código Publicado en el Diario Oficial de la Federa-ción el 14 de agosto de 1931(60 de 170). México CDMX.: D.O.F.

[2] ISO 22301:2012. (2012). Societal security -- Business continuity management systems --- Requirements. Suiza: ISO.

[3] IEC 62443-3-3:2013 . (2013). Industrial communication networks - Network and system security - Part 3-3: System se-curity requirements and security levels. Suiza: IEC.

[4] Symantec. (mayo 2017). What you need to know about Wannacry Ransomware. 16 de mayo 2017, Sitio web: https://www.symantec.com/connect/blogs/what-you-need-know-about-wannacry-ransomware

Conceptos Básicos para la Clasificación de Áreas con Peligro de Explosión

Ing. José Luis Salinas Delegado ISA Sección Central México,

Publication Chair Director, District 9, Latin [email protected]


Resumen:

Este artículo introduce a los conceptos básicos relaciona-dos con la clasificación de áreas con peligro de explo-sión, comúnmente conocidos como “Áreas Clasificadas”. Se indican los estándares usados para clasificar un área, así como sus tipos de clasificación existentes. También se hace mención de los métodos de protección recomendados de acuerdo al tipo de clasificación de área. Para el caso de México, debemos observar la Norma Oficial Mexicana, sin embargo y como información adicional, se puede hacer uso de estándares internacionales, códigos o directivas, para conocer otro método de clasificar este tipo de áreas.

Palabras Claves:

Clase, Grupo, División Zona, Ignición, explosión.

Introducción

Debido a los requerimientos de automatización para el con-trol de las plantas de producción en lo relativo a la instru-mentación de campo, el conocimiento de la clasificación de áreas es básico para la correcta implementación del o de los métodos de protección. Este artículo aborda los métodos de protección buscando proporcionar un panorama más amplio sobre el alcance y los requerimientos básicos en la solución de aplicaciones en áreas con peligro de explosión.La experiencia indica que más del 90 % de las plantas de producción en la Industria de Procesos son consideradas como áreas con peligro de explosión.

En la mayoría de los procesos industriales (químicos, petro-químicos, petróleo y gas) se almacenan, producen y/o trans-portan sustancias peligrosas que, al mezclarse con el aire en concentraciones adecuadas, generan una atmósfera con peligro de explosión o “potencialmente explosiva”, y en presencia de una fuente de energía, térmica o eléctrica, se corre el riesgo de producir una ignición.

Ignición y Explosión

Cabe hacer mención que se ha usado la palabra ignición en forma general; sin embargo, también puede ser utilizada la palabra “explosión”, para el presente artículo se usará la palabra “ignición” para definir el efecto que causa una mez-cla aire-combustible en presencia de una fuente de energía. Para diferenciarlas, la Ignición es considerada como la pre-sencia o generación de flama, mientras que la Explosión es definida como la liberación súbita de energía.

Las palabras ignición y explosión pueden ser adecuada-mente empleadas para determinar que el producto de una mezcla ideal de gas-combustible en presencia de una fuen-te de ignición es lo suficientemente alta (ya sea esta eléctri-ca o térmica) que provoca este efecto.

Triangulo de Explosión

La presencia de atmosferas explosivas es considerada como “áreas peligrosas” o “con peligro de explosión” y representan un riesgo de explosión. ¿Qué tan alto es este riesgo? Bueno, eso lo determina el estudio de clasificación de áreas; es ne-cesario realizar este estudio para tomar las medidas corres-pondientes y definir los métodos de protección para reducir el riesgo de explosión.

Para que ocurra un riesgo de explosión, deben estar presen-tes las siguientes condiciones:

El combustible.El oxígeno.La fuente de energía.

Estas tres condiciones son conocidas como “Triangulo de Explosión”. La clasificación de área de riesgo se realiza to-mado en cuenta estas condiciones.

Áreas de Riesgo

Un área de riesgo clasificada se define como una localiza-ción peligrosa y contiene (o probablemente puede conte-ner) una concentración inflamable de gas, vapor o cualquier otro combustible donde una fuente de energía eléctrica o térmica lo suficientemente elevada puede causar una “igni-ción”.

La clasificación de un área de riesgo está definida por el tipo de material (tipo de combustible), el riesgo (peligrosi-dad del combustible) y los límites (distancias de presencia del combustible).

Para clasificar un área en una Planta, se toman en cuenta los siguientes factores:

Mientras que una planta se clasifica en:

Clasificación de gas y temperatura de ignición, la cual define la naturaleza de la atmósfera explosiva.

Clasificación de área, la cual indica la probabilidad que exista la atmósfera explosiva

Figura 1. Triangulo de Explosión


Como es de suponer, los instrumentos de campo que van a ser usado en áreas con peligro de explosión, deben ser diseñados y construidos para ser utilizados en este tipo de áreas, por lo que se clasifican de acuerdo a:

Grupo de aparato: la máxima energía que puede pro-ducirClasificación de Temperatura: la máxima temperatura superficial

Una vez definidos los aspectos de mayor relevancia, se puntualiza en los dos temas principales, como se clasifica un área y los principios básicos de los métodos de protección.

A su vez, las áreas clasificadas se dividen y se definen por:

Clase: La forma del combustibleDivisión: La naturaleza del peligroGrupo: El gas representativoClase de temperatura: La temperatura superficial

Clase

De acuerdo a la Norma Oficial Mexicana NOM-001-SE-DE-2012 [1] (NOM), la forma como se presenta el combusti-ble se divide en tres clases:

Clase I (NOM 500-5b): Gases o vapores Clase II (NOM 500-5c):Polvos combustiblesClase III (NOM 500-5d): Fibras y volátiles

División

La naturaleza del peligro se muestra en dos divisiones, las cuales de acuerdo a la NOM son:

NOM 500.5b (1), para Gases y Vapores

División 1:

mezcla explosiva probable en operación normalmezcla explosiva probable en reparación, mantenimiento. o fugas mezcla existente probable como consecuencia de averías del equipo, lo que provoca que el equipo se convierta en fuente de ignición

NEC 500.5b (2)

División 2:

mezcla explosiva existente confinada en contenedores las concentraciones se previenen mediante ventilación mecánica positiva yárea adyacente a División 1

Grupo

El grupo define el tipo de combustible, por lo que se tienen como combustibles representativos según la NOM:

Grupo A (NOM 500-6a (1)): AcetilenoGrupo B (NOM 500-6a (2)): HidrogenoGrupo C (NOM 500-6a (3)): EtilenoGrupo D (NOM 500-6a (4)): PropanoGrupo E (NOM 500-6b (1)): Polvo metálicoGrupo F (NOM 500-6b (2)): Polvo de CarbónGrupo G (NOM 500-6b (3)): Harina, Grano, AlmidónSin Grupo para Fibras/Volátiles

Clase de Temperatura

La clase de temperatura, de acuerdo a la NOM, está defi-nida por la máxima temperatura superficial (Tabla 500-8 (c)):

T1 - 450oC o 842oF T3 - 200oC o 392oF T2 - 300oC o 572oF T3A - 180oC o 356oF T2A - 280oC o 536oF T3B - 165oC o 329oF T2B - 260oC o 500oF T3C - 160oC o 320oF T2C - 230oC o 446oF T4 - 135oC o 275oF T2D - 215oC o 419oF T5 - 100oC o 212oF T6 - 85oC o 185oF

Una vez definidas las condiciones que se presentan en las plantas, el siguiente paso es realizar los estudios para cla-sificar el área, considerando en principio las siguientes rela-ciones:

La Clase I, cuyos Gases representativos son: A, B, C y D. (Clase definida para gases o vapores)

La Clase II cuyos Grupos representativos son: E, F y G. (Clase definida para polvos)

La Clase III, en este caso esta clase no cuenta con grupos (Clase definida para todo lo estante)


Tabla 1. Clase de Temperaturas

Clasificación de la Áreas de Riesgo

Una clasificación de área que puede ser encontrada en la mayoría de las aplicaciones en la industria es Clase I, División 1, Grupos C y D. por definición y límites, después de División 1, se clasificaría el área como Clase I, División 2, Grupos C y D. Bajo el mismo concepto, se encuentran estas definiciones en la NFPA 70 [2] o NEC.

Sin embargo, existe otras dos formas de clasificar áreas y estas formas están definidas en el estándar IEC de la serie 60079 y en la NOM-001-SEDE, artículo 505. En el caso de la IEC, la peligrosidad la define por el concepto de Zonas y la NOM adopta esta definición para la peligrosidad y se la adiciona a la Clase.

Por lo que de acuerdo a la NOM, se tendrán los siguientes modos de clasificación:

Clase I, Zona 0 – NOM-505-5b (1):

mezcla explosiva existe continuamente o permanente mezcla explosiva existe por largos periodos de tiempo

Clase I, Zona 1 – NOM-505-5b (2):

mezcla explosiva probablemente presente en operación normalmezcla explosiva comúnmente presente durante reparación, mantenimiento. o fugas Averías del equipo y área que es adyacente a Zona 0

Clase I, Zona 2 – NOM-505-5b (3)

mezcla explosiva improbablemente presente en operación normalmezcla explosiva existente por periodos de tiempo cortos, las concentraciones se previenen mediante ventilación mecánica y área que es adyacente a Zona 1

Los grupos pertenecientes a esta clasificación de área están definidos como sigue:

Grupo I (NOM 505.6): Metano (solo minas)Grupo IIC (NOM 505.6a): Acetileno + HidrógenoGrupo IIB (NOM 505.6a): EtilenoGrupo IIA (NOM 505.6a): Propano

La temperatura superficial utiliza la misma clasificación que el método por divisiones, pero sin sub divisiones, y de acuerdo a la NOM queda como (Tabla 505.9(d)(1)):

T1: ≤ 450oCT2: ≤ 300oCT3 ≤ 200oCT4 ≤ 135oCT5 ≤ 100oCT6 ≤ 85oC

Tabla 2. Clase de Temperaturas

Dado que existen diferentes métodos para clasificar un área, así como métodos de protección permitidos para su uso en estas, se hace necesario “armonizar” las dos diferentes cla-sificaciones de área, para que sea posible el uso de ins-trumentos autorizados para ser usados tanto en un tipo de clasificación como en el otro. De aquí que según el reporte ANSI/ISA RP12.06.01-2003 [3], anexo C, se tiene la siguiente tabla de conformidad para armonizar clasificación de áreas:

Método Zonas(IEC) Método Divisiones (NOM (NEC)

Zona 0 División 1 Zona 1 Zona 2 División 2

Tabla 3. Comparación entre Naturaleza del Peligro

Haciendo uso del mismo reporte y mismo anexo, para el caso de los gases representativos, la siguiente comparación apli-ca;

Método Zonas (Grupo) Método Divisiones (Grupo) IIA Grupo D IIB Grupo C IIC Grupos A y B

Tabla 4. Comparación entre Clasificación de Gases

Se debe recordar que para México la NOM-001-SE-DE-2012 es la que es la base de cumplimiento para cla-sificar áreas con peligro de explosión, en el caso de Norte América utilizan la ley federal OSHA y en Europa (CE) usan la Directiva conocida como ATEX.

Como ejemplos de clasificación de área, se encentran:


De conformidad con NOM y NEC Clase I, División 1, Gpos. A al DDe conformidad con ATEX Zona 0, Grupo IIC, T6De conformidad con NOM y NEC Clase I Zona 1, Grupo IIB T5

Filosofías de Protección

De acuerdo a los estudios de clasificación y determinación del riesgo o peligro, se desarrollan filosofías de métodos de protección. Existen 3 tipos de filosofías en cuanto a la protección, y de acuerdo a sus características de diseño y construcción se clasifican en:

ContenciónSegregaciónPrevención

Estas tres filosofías son la base de desarrollo y diseño de los métodos de protección usados en aplicaciones de áreas con peligro de explosión. Los métodos más comúnmente usa-dos en la industria de procesos industriales en México, estos son:

Contención: A prueba de explosión, Método de pro-tección mecánico en el cual en caso de ocurrir una explosión, esta se queda contenida dentro del envol-vente.Segregación: Purga/Presurización, Método de protec-ción para el cual se debe combinar con un segundo o tercer método de protección, en el cual el sistema mantiene una presión interna del envolvente mayor a la presión externa, por lo que no existe la posibilidad de generar una mezcla aire-combustible en su interior, las señales de/hacia campo pueden ser llevadas ya sea con seguridad intrínseca o a prueba de explosión.Prevención: Seguridad Intrínseca, Método de protec-ción electrónico, en el cual se limitan los valores de energía (corriente y voltaje) en el caso de una mala operación, para que no se libere energía lo suficiente-mente elevada para producir una ignición.

Metodos de Protección

Una vez realizado los estudios de clasificación de área, el siguiente paso es definir el método de protección a ser usado, esto con el objeto de seleccionar los instrumentos y accesorios adecuados para la clasificación de área. Pero no hay que confiarse y pensar que el trabajo concluyo, ya que la sola implementación del método de protección no proporciona el nivel de seguridad requerido, debemos con-

siderar la verificación de la correcta implementación del o de los métodos de protección como el último paso.

¿Esto qué quiere decir? Que es necesario hacer una verifi-cación tanto física como documental del o de los métodos de protección seleccionados según sea requerido por el estándar de aplicación.

Criterio 1: se deben elegir dispositivos y equipos que estén certificados por un laboratorio de pruebas reconoci-do (por el gobierno), los cuales pueden ser entre algunos:

En América: UL, FM y CSA

En Europa: TÜV, PTB, KEMA, por mencionar solo algu-nos

Criterio 2: confirmar que todos los dispositivos de campo y equipos son del mismo marco normativo relativo al área clasificada.

Es importante mencionar que para el caso de la Seguridad Intrínseca, algunos consideran o interpretan que los dispositi-vos intrínsecamente seguros (instrumento de campo intrínseco, el cable y la barrera de seguridad intrínseca) proporcionan la protección; sin embargo se debe hacer una validación del método, tanto documental como física en sitio, de su co-rrecta implementación.

Esta validación la hace personal calificado y se recomienda que sea diferente al proveedor de los equipos y dispositivos y al usuario, esto con el fin de tener imparcialidad. Este tipo de personas se conocen como “tercería”. Ellos son las per-sonas encargadas de evaluar los sistemas, con el conoci-miento, habilidad, experiencia y criterio para evaluar. Se cree que una compañía es la tercería; y en los estándares están claramente indicadas las características de las “personas”, que realizan estas actividades, Y no hay que confundirse, los laboratorios de prueba certifican equipos y dispositivos, las tercerías validan, confirman y certifican la correcta imple-mentación.

Nuevas Legislaciones

Como último comentario se menciona que la Reforma Ener-gética ha traído infinidad de cambios, uno de los cuales se refiere a las áreas clasificadas y su evaluación, por lo que se debe estar actualizados en la nueva legislación para im-plementar los requerimientos y así cumplir con lo estipulado.


Libro de Consulta

Dentro de la información que se utilizó está el libros de con-sulta de la ISA: Electrical Instruments in Hazardous Locations, 4th Edition, del autor Ernest Magison.Donde se encuentran los conceptos fundamentales de Areas Clasificadas y nos ayuda a desarrollar mejor nuestras actividades.Además si están interesados, se les invita al curso de la ISA de Áreas Clasificadas y Métodos de protección, programa-do para el 28 al 30 de junio del presente año.

Referencias Bibliográficas

[1] Norma Oficial Mexicana NOM-001-SEDE-2012, Instala-ciones Eléctricas (utilización).[2] NFPA 70, National Electrical Code (NEC) 2014[3] Recommended Practice ANSI/ISA RP12.06.01-2003, Recommended Practice for Wiring Methods for Hazardous (Classified) Locations InstrumentationPart 1: Intrinsic Safety[4] International Standard IEC60079-14, Recommended Practice for Wiring Methods for Hazardous (Classified) Loca-tions InstrumentationPart 1: Intrinsic Safety[5] Electrical Instruments in Hazardous Locations, 4th Edition

Acerca del Autor

Ing. José Luis Salinas, con más de 25 de años de experien-cia en el área de Ingeniería, Servicio y Ventas, principal-mente atendiendo a Pemex, CFE e iniciativa Privada, en el área de Instrumentación y Control, enfocado a la Se-guridad Intrínseca, Fieldbus Foundation y comunicación

Wireless para la automatización de procesos industriales. Acreditado por UL University en “Hazardous Locations” y Cer-tificado por Lee College como Certified Foundation Fieldbus Specialist. Es miembro del comité mexicano revisor de están-dares IEC, Instructor oficial y Delegado de ISA Sección Cen-tral México, así como Publication Chair ISA Disctric 9 (America Latina) Cuenta con experiencia en las Áreas de Desarrollo de Ingeniería, Comisionamiento, Puesta en Servicio, Capaci-tación, Instrucción, Ventas y Marketing.



Breve Estudio Comparativo de los Lineamientos Técnicos

en Materia de Medición de Hidrocarburos de la CNH México

Iván José Zavalza RamírezInstituto Mexicano del Petróleo, México, [email protected]

Resumen:

Este artículo tiene la finalidad de realizar una breve com-paración de la evolución de los Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) México. Una compara-ción de la resolución CNH.06.001 del 2011, por la que se dio a conocer los Lineamientos Técnicos de Medición de Hidrocarburos y el acuerdo CNH.E.32.001 del 2015 en el cual se aprueban los Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos y que deroga al anterior de los años 2011 los conceptos nuevos que aparecen, aquellos que sufren modificaciones y los que desaparecen, resaltan-do los cambios de más impacto por su obligatoriedad, los retos tecnológicos que presenta para su cumplimiento y su aplicación con respecto a las soluciones tecnológicas exis-tentes de los dispositivos de medición de flujo y el área de telecomunicaciones junto con sus perspectivas futuras.

Palabras Claves:

Operador Petrolero, Punto de medición, Mecanismos de medición, Incertidumbre de medida, Calidad, gestión de la medición.

Antecedentes

La CNH es un órgano regulador cuya función principal es licitar y suscribir los contratos de exploración y extracción de hidrocarburos, cabe hacer mención que a partir de la entra-da en vigor de la reforma energética en diciembre de 2013 y de la Ley de Hidrocarburos del 11 de agosto del 2014, las regulaciones de la CNH han cobrado mayor importancia en el sector energético.

En el año 2011, la CNH publicó su resolución CNH.06.001 por la que dio a conocer los Lineamientos Técnicos de Me-dición de Hidrocarburos y en el año 2015 el acuerdo CN-H.E.32.001/15 en el cual aprueba los Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos y que deroga al anterior, pero ¿Cuáles son las diferencias de uno y otro? y ¿Cuáles son los retos u oportunidades que plantea? A conti-nuación se analizará y trataran de esclarecer estas pregun-tas planteadas.

Análisis

A partir de la reforma energética ocurrida en el año 2013 se puede diferenciar un antes y un después entre los Lineamien-tos Técnicos de medición emitidos por la CNH.

Previamente a la reforma energética, PEMEX era el único que podía realizar actividades de exploración y extracción de hidrocarburos, después de la reforma estas actividades podrán serán realizadas por asignación o por contrato (a cargo de la CNH por medio de rondas de licitación), inclu-yendo a PEMEX que se transforma en una empresa produc-tiva del estado.

La resolución CNH.06.001/2011 estaba enfocada a PEMEX como único operador del estado Mexicano responsable de la exploración y explotación y lo preparaba para el cam-bio que se avistaba con la reforma energética de manera tal que lo instruía a que contara con sistemas de medición confiables y auditables, que incrementara la certidumbre de la producción y venta de hidrocarburos.

El acuerdo CNH.E.32.001/15 define un concepto nuevo, el de Operador Petrolero definido como el asignatario o con-tratista que lleve a cabo actividades de exploración y/o explotación, dicho acuerdo está enfocado a los asigna-tarios y contratistas para que cuenten con mecanismos de medición en términos de la regulación; de acuerdo con esto, PEMEX pasa a ser también un operador petrolero o contra-tista del estado mexicano.

Punto de Medición

Otro concepto nuevo y fundamental para entender y cumplir los lineamientos, es el Punto de Medición, y que se define como el punto determinado por la CNH en el dictamen téc-nico en donde se llevará a cabo la medición y determina-ción de la calidad de cada tipo de hidrocarburo extraído y también se realizará la determinación de los precios que refleje las condiciones del mercado.

Mecanismo de Medición

El concepto de sistema de medición definido como el con-junto de elementos físicos, equipos, instrumentos e instalacio-nes, principios metrológicos y estándares para cuantificar las cantidades o volúmenes de hidrocarburos producidos, con-sumidos, transportados o transferidos en custodia, se evolu-ciona a mecanismos de medición, que es un concepto más amplio de un conjunto integrado de competencias técnicas, que incluye los sistemas de medición, pero adiciona nue-vos términos como la determinación de la calidad de los hidrocarburos, la medición fiscal, mediciones operacional, de referencia y de transferencia. Es obligación de la CNH emitir dictamen técnico para la aprobación de los mecanismos de medición propuestos por el operador petrolero.

Incertidumbre de Medida

Con respecto a la incertidumbre de medida, el primer cam-bio se observa en que el nuevo acuerdo no define una in-certidumbre de los volúmenes de pozos y primeras baterías libres de agua, tal como se indicaba en la resolución del 2011 que fijaba de ± 15% a partir del año 2012 y ± 8% a partir del año 2015, dicho valor no se ratifica y queda indefinido.

Adicionalmente también desaparece el concepto de Pro-rrateo como mecanismo para estimación del volumen de producción extraídos proveniente de pozos, únicamente se menciona como una alternativa para asignación de los volúmenes de agua producidos por pozo. Los nuevos linea-mientos permiten para prueba de pozo la medición multifásica en lugar de separadores de prueba.

Para la incertidumbre de medida de hidrocarburos gaseo-sos, los nuevos valores definidos para efectos de aprove-chamiento, reinyección o quema no podrá ser mayor al 5% y para efectos de aprovechamiento con efectos fiscales o comerciales no podrá ser mayores al 1%, con respecto a la resolución anterior sólo se definía el 2% para transferencia de custodia entre activos y 1% para venta interna entre sub-


sidiarias. A propósito, el término transferencia de custodia solo se menciona como transferencia, ya no se utiliza de custodia en este nuevo acuerdo del 2015 al igual que el término venta (venta interna o venta externa) tampoco se le hace referencia.

Para la incertidumbre de medida en el punto de medición, esta no debe ser mayor de 0.3% para petróleo y conden-sados y de 1% para el gas natural, la resolución anterior indicaba ± 0.25 % como incertidumbre de aceite para ven-tas a subsidiarias, pero este concepto ya desapareció.

Para cumplir con la incertidumbre de medida indicada el acuerdo del 2015 de manera puntual menciona instrumen-tos como coriolis, ultrasónicos, placa de orificio y turbina; esto no es debido a la casualidad, la razón es la cualidad que presentan, ya que los dos primeros dado que tienen una alta exactitud en la medición y por consiguiente una baja incertidumbre en la medición y los segundos porque han sido suficientemente probados y tienen un sólido res-paldo normativo que garantiza la medición. Por ejemplo, la placa de orificio tiene normatividad en los estándares API, ASME, AGA, en donde se indica desde su manufactura, instalación, ecuaciones de cálculo y hasta la metodología para la determinación de la incertidumbre de la medición.

Determinación de la Calidad

Se destaca la importancia del término “determinación de la calidad” ya que todo un capitulo en el acuerdo CNH.E.32.001/15 le está dedicado, detallando los reque-rimientos de los hidrocarburos líquidos y de gas natural pro-venientes de los pozos o de separadores, de la calidad en el punto de medición, de requerimientos de muestreo y de la determinación de la calidad para la medición de transferencia.

Gestión y Gerencia de la Medición

Para la Gestión y Gerencia de la Medición, entendiéndose como la metodología por la cual se administra el funcio-namiento e interrelación con la medición, la primera ver-sión instruía a PEMEX para que contara con un sistema que cuantificara y llevara un estricto control de la medición, la versión actual es para que el operador petrolero considere los mecanismos de medición, normas, estándares y proce-dimientos para el diseño, instalación, operación, control y mantenimiento así como instructivos, métodos de trabajo y manuales para la correcta medición, considerando en los sistemas de medición trazabilidad metrológica a patrones nacionales o internacionales, seleccionando los instrumen-

tos adecuados a las características del fluido y condiciones operativas, identificando tanto los instrumentos y patrones de medida como su ubicación, considerando para la instrumen-tación la calibración y frecuencia con que esta se realice, el mantenimiento y verificación de la correcta operación. También se debe documentar las responsabilidades y com-petencias del personal, sus habilidades, aptitudes, capacita-ción y entrenamiento. La información de soporte a la Gestión y Gerencia de la medición se debe transmitir diariamente a la Comisión por medios electrónicos: presión, temperatura, flujo, densidad y calidad en el punto de medición, mensualmente el volumen y calidad de los hidrocarburos producidos pero distinguiendo la producción de petróleo, gas natural, con-densados y agua por día, anualmente debe presentar un informe ejecutivo; en resumen toda la información debe estar a disposición de la Comisión. Es importante mencionar que en la información a disposición o entregada a la comisión debe contener el balance de la producción, así como el acceso al computador de flujo y a los sistemas telemétricos en el punto de medición (mediante su relación con el sistema de Telecomunicaciones, redes in-dustriales y ciberseguridad), esto con objeto de monitorear en tiempo real la medición de hidrocarburos en todo mo-mento.

Retos

Las nuevas reglas para la exploración y extracción de hi-drocarburos emitidas por la CNH deben ser cumplidas ca-balmente, ese es el reto y no hay vuelta de hoja ya que la Comisión está facultada para imponer sanciones (Título V, Articulo 61) y las infracciones a las desviaciones se llevarán a cabo en los términos establecidos por la Ley de Hidrocar-buros (Titulo Cuarto, Capítulo I, Articulo 85).

Conclusiones

Los operadores petroleros y todos los involucrados en la me-dición de hidrocarburos, tales como ingenieros de diseño, operadores, personal de mantenimiento, auditores, etc., de-ben estar al tanto de las dinámicas de la tecnología, de los nuevos desarrollos tanto en los elementos de medición como en las telecomunicaciones (para la medición de los hidrocar-buros en tiempo real) y que obviamente presenten nuevas ventajas sobre las tecnologías existentes, el cumplimiento de la normatividad o liberación de estándares que los avalen, así como el uso integral de la tecnología para cumplir con los mecanismos de medición. En los servicios de telecomunicaciones, día a día hay nuevos avances que brindaran alternativas para los nuevos ope-radores petroleros para competir con la infraestructura (de


micro ondas) actual de PEMEX. También hay que tomar en cuenta los desarrollos en las tecnologías de información para su aplicación en la gestión de la información, en fin, todo el mercado de soluciones tal que presente mayores oportunidades prácticas y eficientes a menores costos de inversión.

Referencias Bibliográficas:

[1] Resolución CNH.06.001/11 “Lineamientos Técnicos de Medición de Hidrocarburos” del 16 de junio de 2011.[2] Acuerdo CNH.E32.001/15 “Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos” 29 de septiembre de 2015.

Acerca del Autor


El ingeniero Iván J. Zavalza Ramírez estudió en la Univer-sidad Nacional Autónoma de México, egresó de la Escuela Nacional de Estu-dios Profesionales Zaragoza donde cursó la carrera de

Ingeniería Química en el período de 1983-1987. Al inicio de su carrera trabajó en el área de ventas para la industria metal-mecánica para posteriormente desarrollarse comple-tamente en el área de Oil and Gas en el Instituto Mexicano del Petróleo a partir de 1989. Su experiencia profesional está relacionada con la instrumentación, automatización y control de proceso en donde realiza ingeniería, análisis, propuestas y estudios para la industria del Petróleo. Su de-sarrollo está enfocado principalmente a proyectos costa afuera en lo que actualmente se conoce como sector “ups-tream”, en diseño, supervisión de construcción y pruebas en plataformas de perforación, de plataformas de producción, plataformas de compresión y plataformas habitacionales, aunque también ha trabajado en proyectos en tierra para lo que antiguamente conformaba a PEMEX Gas y Petroquí-mica Básica o del sector “midstream”, para estaciones de compresión en diseño, supervisión de construcción, pruebas y arranque.


4 Pasos para Reducir Costos Ocultos en un Sistema Eléctrico

Ing. Ruben Martinez TapiaRockwell Automation, México, [email protected]

Resumen:

La eficiencia y la calidad de la energía en el ambiente in-dustrial puede ser mejorada a través de equipos de moni-toreo. Una buena estrategia nos ayudara a minimizar fallas en los equipos, tiempos muertos y costos de operación. De manera inicial es necesario entender los diferentes cargos incluidos en las facturas de la compañía eléctrica, después se debe medir el estado actual de los diferentes cargos (lo que no se mide no se controla). Con las mediciones toma-das, se puede trazar una estrategia que contemple todas las mejoras potenciales, priorizarlas, decidir en cuales se invierte y cuál sería el retorno de la inversión. Una vez implementada la estrategia, es fundamental seguir midiendo para validar la reducción de los costos y para continuar con el proceso de mejora.

Palabras Claves:

Factor de Potencia, Monitoreo, Distorsión Armónica, Calidad de la Energía.

Introducción

Un bajo factor de potencia y altos niveles de distorsión armónica en voltaje y corriente son costos altos frecuente-mente ocultos en una operación industrial. Sin mediciones y acciones correctivas, estos factores incrementan los cargos eléctricos, dañando a los equipos y previenen expansiones de forma ineficiente. Para complicar más el escenario, los dispositivos usados para corregir un bajo factor de potencia pueden generar proble-mas con cargas que producen distorsión armónica causan-do que equipos electrónicos funcionen inadecuadamente y produzcan tiempos muertos. Como resultado, se recomienda seguir los siguientes pasos para mejor la eficiencia y calidad de la energía e incrementar el retorno de inversión.

Aspectos Básicos del Factor de Potencia

El factor de potencia se define como la relación entre la potencia real medida en Kilovatios (kW) y la potencia apa-rente medida en kilo voltamperio (kVA), es un factor entre 0 y 1 que no posee dimensiones (unidades) y frecuentemente se expresa como un porcentaje. Mide que tan efectivo una carga específica consume energía eléctrica para producir trabajo. Mientras más alto sea el factor de potencia, más efectivo es el uso de la capacidad eléctrica. Lo inverso tam-bién es válido.

Por ejemplo, piense en una fábrica operando a 5MW que trabaja con un bajo factor de potencia de 0.5. Para obte-ner la potencia real de los 5MW con el factor de potencia de 0.5 se necesita que una potencia aparente de 10MVA sea transferida (5MW ÷ 0.5 = 10MVA).

Claramente, un bajo factor de potencia tiene consecuen-cias de costo de energía. Mayor costo de energía, mayor el dinero gastado. Adicionalmente, es frecuente el tener pe-nalizaciones en aquellas instalaciones que tengan, a partir de cierto nivel, un bajo factor de potencia. Esos cargos se incrementan en el tiempo, resultando en una cantidad consi-derable de dinero desperdiciado cada año.

Para evitar estos cargos y mejorar la eficiencia y calidad de la energía, se recomienda seguir los siguientes pasos:

Figura 1. Pasos para reducir cargos y mejorar la eficiencia

de uso de energía

Paso 1: Examine Los Cargos de la Compañía Eléctrica

El primer paso a tomar es revisar detalladamente el recibo del consumo eléctrico. En el recibo, se deben mostrar clara-mente los cargos adicionales generados por un bajo factor de potencia. Es importante saber cuántos kilovatios hora se está pagando por concepto de energía eléctrica. Esto permita al ingeniero eléctrico a cargo conocer y, de esta manera, poder controlar el factor de potencia de la fábrica.Después, hay que revisar si existe algún cargo por demanda de kilo voltamperios reactivos y si la penalización por factor de potencia está incluida. Estos cargos deben estar repre-sentados como Demanda de Potencia Aparente, Cargo de Energía Reactiva o Demanda de Kilo VAR.

Paso 2: Adicione Equipo de Monitoreo de Energía Y Dispositivos Correctivos

Una vez entendidos los costos financieros de la energía eléctrica, es importante adicionar dispositivos que permitan el monitoreo de la energía para continuamente evaluar el factor de potencia de la planta y determinar si se encuentra en un nivel bajo. El monitoreo tiene que ser continuo porque el factor de potencia cambia a medida que las cargas se conectan o desconectan.

Si, frecuentemente, se tiene un factor de potencia bajo, en-tonces es necesario dimensionar e instalar un banco de ca-pacitores fijo o estático que corrija este problema.

Es probable que se descubra que el factor de potencia cambia y es bajo en algunas áreas de la planta que usan partidores o arrancadores de motores a tensión plena. En


otras áreas, donde se use variadores de frecuencia, es pro-bable que el factor de potencia no cambie tanto y que se mantenga alto. Si esto es así, entonces lo que conviene es tener un banco de capacitores a pasos y así cambiar la capacitancia dependiendo de cómo y cuándo cambian las condiciones.

El control dinámico es crítico con un factor de potencia va-riable. En las plantas con muchas cargas que se enciende y se apagan en diferentes momentos se requiere responder de manera rápida a los cambios de factor de potencia que se susciten.

Lo opuesto al factor de potencia en retraso (lagging), es el factor de potencia en adelanto (leading), lo que signi-fica que la planta regresa potencia reactiva a la compa-ñía eléctrica y existe un cobro por esto. Por ejemplo, si se dejan los capacitores conectados cuando se desconecta-das cargas (motores), esto causará un factor de potencia en adelanto. En este caso, es probable que la compañía eléctrica reduzca la penalidad, pero seguirá existiendo un desperdicio de dinero.

Es necesario mantener el factor de potencia en un punto tal que mantenga el balance de la eficiencia – con el dimen-sionamiento correcto de los equipos, sin penalidades y sin regresar energía a la compañía eléctrica.

Paso 3: Reduciendo la Distorsión Armónica

Una vez que se ha examinado el factor de potencia y agre-gado la capacitancia necesaria, se necesitan evaluar las cargas no-lineales que generen distorsión armónica de co-rriente y voltaje. El combatir el bajo factor de potencia con capacitores es efectivo. Sin embargo, las cargas no-lineales, como los variadores de frecuencia e inclusive los equipo de cómputo con fuentes de poder conmutadas pueden inte-ractuar con los capacitores de corrección de potencia y generar un condición de resonancia que resulte en una dis-torsión severa de corriente y voltaje.

Sin la mitigación adecuada, la distorsión armónica puede causar un mal funcionamiento de los equipos, sobrecalen-tamiento y fallas en transformadores y capacitores, así como fallas en equipo por sobre voltaje. Es por esto que se debe monitorear el nivel de armónicas con dispositivos de moni-toreo de energía y examinar la distorsión armónica total e individual del sistema.

La información proporcionada por los equipos de monito-reo de energía pueden incluir el amperaje disponible y la

demanda por amperios en la planta. Si el consumo está muy cercano a la capacidad total disponible, es probable que la distorsión armónica afecte el equipo eléctrico. Esta situa-ción también puede afectar y adicionar cargos por bajo factor de potencia.

Una vez identificado el nivel de distorsión, se decidirá que tanto afecta la operación de la planta. El reducir la distor-sión puede reducir los armónicos y también ayudar a co-rregir el factor de potencia. Según sea el nivel presentado, la distorsión se puede reducir instalando filtros en el punto de acoplamiento, incluyendo transformadores de 18 pulsos, filtros pasivos o filtros activos.

Paso 4: Continuar Monitoreando

Los niveles del factor de potencia y distorsión armónica de-terminaran la eficiencia del sistema. Es importante continuar monitoreando ambas variables después de implementar la corrección y la mitigación. Se puede agregar o quitar filtros y capacitores para alcanzar el punto ideal de operación del sistema. Con estos 4 pasos, se pueden identificar y corregir costos ocultos.

Resultados

En este manuscrito se abordan los aspectos básicos del factor de potencia, y se presentan recomendaciones a se-guir con los pasos con el objetivo de mejorar la eficiencia y calidad de la energía e incrementar el retorno de inversión cuando se presenta un bajo factor de potencia y altos nive-les de distorsión armónica en voltaje y corriente en una ope-ración industrial teniendo como consecuencia la generación de costos altos, los cuales son frecuentemente ocultos.Como parte de estas recomendaciones, se sugieren seguir los siguientes pasos:

Paso 1: Examine los cargos de energía eléctrica provenientes de la compañía eléctrica.

Paso 2: En base a un análisis de los costos financieros de la energía eléctrica, adicione equipo de monitoreo de ener-gía para continuamente evaluar el factor de potencia de la planta e implemente dispositivos para corregir este problema.

Paso 3: Implemente dispositivos para reducir o mitigar la dis-torsión armónica.

Paso 4: Continuar monitoreando con el fin de identificar y corregir nuevos costos ocultos.


Referencias

[1] IEEE STD 519.1992(R2004) IEEE Recommended Practi-ce and Requirement For Harmonic Control In Electrical Power Systems.[2] IEEE STD 399-1997 IEEE Recommended Practice for In-dustrial and Commercial Power Systems Analysis.

Acerca Del Autor

Ing. Ruben Martinez Ta-pia. Ingeniero en sistemas Electrónicos egresado del Instituto Tecnológico de Es-tudios Superiores de Mon-terrey (ITESM) en la Ciudad de Monterrey, Nuevo León. Es Gerente de Ventas para

Canales y Territorio para la zona centro, en la compañía Rockwell Automation y posee una Maestría en Sistemas de Calidad por el ITSM.



Qué es un Sistema de Gestión de las Mediciones (SGM), para Sistemas de Medición de Hidrocarburos y Cuáles

son sus Beneficios ?

?

Ing. Juan Ignacio Ramírez GarcíaEmerson Automation Solutions, México, [email protected].

Resumen:

Con el avance de la Reforma Energética y la apertura del sector energético a nuevos permisionarios ya sea, para la producción, la operación, el transporte o el almacenamiento de los hidrocarburos, es necesario que las reglas sean claras; para ello es tarea de los reguladores CRE [1] [2] y CNH [3] establecer y divulgar dichos lineamientos. En el ámbito de los sistemas de medición de hidrocarburos, que es el corazón de la cuantificación de la cantidad y la calidad, se deben cumplir con varios lineamientos y uno de ellos muy importante tiene que ver con el Sistema de Gestión y Gerenciamiento de la Medición mejor conocido como Sistema de Gestión de Mediciones (SGM). Este artículo pretende explicar en primera instancia, que es un sistema de gestión de las mediciones y en segundo plano cuales son los beneficios de contar con él.

Palabras Claves:

Sistema de Gestión de Mediciones, Sistemas de Medición de Hidrocarburos, Regulación.

Introducción

El diseño de sistemas de gestión en el ámbito de los hidro-carburos no es nada nuevo. En primer plano, se han desa-rrollado las normas para la gestión global de los elementos que forman a una organización dedicada a la gestión me-trológica, como la norma ISO/IEC 17025 [4]. Y en segundo plano tenemos a las organizaciones, cuyo fin primordial es la producción de bienes o servicios, que han desarrollado aplicaciones en ISO 9001 [5] para la gestión de la calidad e integran los requisitos de la norma ISO 10012 [6] para la gestión y gerencia de los procesos de medición y los equi-pos de medición.

Entonces podemos decir que un Sistema de Gestión de Me-diciones es una metodología que contiene directrices para la gestión y administración de los sistemas de medición usa-dos en aplicaciones de hidrocarburos con la finalidad de lograr una planeación efectiva y un óptimo desempeño de los recursos de información, técnicos y humanos, con total apego a los requerimientos legales nacionales, internacio-nales o entre socios comerciales, que permitirán dar certeza a las operaciones y transacciones de los sistemas de medi-ción de hidrocarburos de forma abierta y transparente, ver figura 1.

Sistema de Gestión de la Medición

Un sistema de gestión de la medición, asegura que los equi-pos, los procesos de medición y el personal involucrado converjan de manera eficiente para lograr los objetivos pla-nificados y controlar el riesgo de obtener resultados inco-rrectos en los sistemas de medición, ver figura 2.

Entre más sistemas de medición se tengan, grandes volúme-nes de información generados por estos, deben ser anali-zados, para lo cual se debe contar con una metodología eficiente que contribuya con análisis y resguardo adecuado de la información.

La base fundamental de esta metodología es el modelo de la norma ISO 10012:2003 [6], ver figura 3.

Una vez comprendido el concepto de Sistema de Gestión de Medición, el siguiente paso es implantarlo, pero para ello se depende de muchos factores, como el tamaño del siste-ma o todas las operaciones que involucra como el mante-nimiento, calibraciones entre otros, también de la disponibi-lidad de recursos, tanto monetarios como humanos y sobre todo del tiempo, ver figura 4.

Figura 1. Proceso de Gestión de Medición

Figura 2. Elementos que integran el Sistema de Gestión de las Mediciones

Figura 3. Modelo del Sistema de Gestión de Medición (ISO 10012:2003)

Auditoria de Medición

Por último, una vez que el SGM está listo, es momento de hacer una comprobación de que la implantación se ha rea-lizado correctamente, para ello la herramienta usada será la Auditoria de Medición, la cual será dirigida por el regulador. La Auditoría es la verificación de todos los factores que influ-

Figura 4. Implementación de un Sistema de Gestión de Medición


yen en la medición, como son la infraestructura, la instrumen-tación, los procesos de operación, los procesos de cálculo, la validación de la información generada, entre otros, así como la observación de la interacción del personal respon-sable de generar y reportar los datos dentro de los niveles de incertidumbre establecidos o requeridos.

El objetivo principal de la Auditorías a los Sistemas de Medi-ción es obtener una opinión independiente sobre la canti-dad y calidad de la medición de los productos:

producidos,procesados,transferidos en custodia vendidos

Además de desarrollar un conocimiento basado en la expe-riencia sobre el estado de las instalaciones, su operación, su funcionamiento, la eficiencia del personal técnico involucra-do y sobre la Gestión de la Medición.

Conclusiones

Contar con un sistema de gestión de la medición eficaz, le va permitir:

Mejorar la confiabilidad de los sistemas de medición y toda la información generada por estos durante toda la cadena de valor (cuantificación de sus volúmenes pro-ducidos, acondicionados, transportados y comercializa-dos).Mejorar la operación de los procesos, así como la can-tidad y calidad de los hidrocarburos, lo cual generara beneficios económicos sustanciales.Alcanzar los objetivos demandados por la regulación y cumplir los requerimientos legales, internacionales o entre socios comerciales.Garantizar el talento humano acorde a los nuevos retos.Evitar afectaciones por un costo derivado de una medi-ción errónea y reducir el riesgo financiero.Identificar la incertidumbre y proporcionar la mejor dispo-nibilidad de programación de los sistemas de medición.Identificación de requerimientos de servicios por un terce-ro y mantener la estabilidad de los sistemas de medición.

Referencias Bibliográficas

[1] CRE, Resolución Núm. RES/776/2015, Resolución por la que la Comisión Reguladora de Energía expide las Dispo-siciones Administrativas de Carácter General en Materia de Medición aplicables a la actividad de Transporte por Ducto

de Hidrocarburos, Petrolíferos y Petroquímicos[2] CRE, Resolución Núm. RES/811/2015, Resolución por la que la Comisión Reguladora de Energía expide las Dispo-siciones Administrativas de Carácter General en Materia de Medición aplicables a la actividad de Almacenamiento de Petróleo, Petrolíferos y Petroquímicos.[3] CNH, Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos, DOF 29/09/2015.[4] NMX-EC-17025-IMNC Evaluación de la conformidad Requisitos generales para la competencia de los laborato-rios de ensayo y de calibración.[5] NMX-CC-9001-IMNC Sistemas de Gestión de la Calidad Requisitos (ISO 9001:2008).[6] ISO 10012:2003 Measurement management systems Re-quirements for measurement processes and measuring equip-ment (ISO 19011:2011).

Acerca del AutorIgnacio Ramírez. Ingeniero en Control y Automatización por el Instituto Politécnico Nacional y cuenta con una Maestría en Administración con especialidad en Inge-niería Financiera por la Uni-versidad del Valle de Méxi-co, posee una certificación

como Auditor en Sistemas de Medición de Flujo para hidro-carburos por el Reino Unido y tiene más de 16 de experien-cia en el área de instrumentación y medición de flujo, así como en sistemas de medición para la industria de petróleo y gas. Actualmente trabaja en Emerson Automation Solutions, donde se desempeña como Gerente de Ventas para el área de Sistemas de Medición de Flujo de Hidrocarburos, Produc-tos Daniel y Servicios de Ciclo de Vida para Flujo. También es catedrático en la Facultad de Ingeniería de la UNAM, impartiendo las materias de Mecánica de Fluidos y Redes de Recolección para la carrera de Ingeniería Petrolera. Ponente y expositor de “Selección de Medidores de Flujo y Mejores Prácticas”, “Sistemas de Medición de Hidrocarburos” en Emer-son Automation Solutions y “Medición de Flujo de Procesos Industriales” en la ISA, Sección México. Participó en el grupo de trabajo para el diseño y elaboración del anteproyecto de NOM Instrumentos Metrológicos 2016, por la CRE y fue miembro del Consejo Consultivo como representante de la UNAM, del anteproyecto de los Lineamientos Técnicos de Medición de Hidrocarburos 2015 convocados por la CNH. Ha sido metrólogo acreditado por la EMA en el área de medición de flujo y signatario en del laboratorio de calibra-ciones de flujo de Emerson Process Management.


Funcionalidades y Diagnósticos Avanzados en Instrumentación

Ednah Georgette González RiveraUniversidad Autónoma de Querétaro, México

[email protected]


Resumen:

La instrumentación de las variables de proceso, ofrece lo que los fabricantes llaman “Diagnósticos Avanzados”; una funcionalidad avanzada es una característica adicional a las funciones de medición, las cuales significarán utilidad, fa-cilidad o confort al usuario; un diagnóstico avanzado, infiere el estado de la integridad del propio instrumento o bien, proporciona información de alguna condición del proceso más allá del dispositivo. El saber que estas funcionalidades y diagnósticos existen, y conocer los criterios para su aplicación, permite una mejor toma de decisiones y un mejor aprovechamiento de las ca-pacidades de la instrumentación de variables de proceso; las herramientas de software, las mediciones auxiliares y, so-bre todo, el avance en el procesamiento de señales en la parte electrónica y su interpretación, es lo que ha permitido deducir estos diagnósticos y las funciones en diferentes nive-les de complejidad.

Palabras Claves:

Diagnosticar, funcionalidad, procesamiento de señales, ins-trumentación.

Introducción

La instrumentación industrial ha evolucionado desde las tec-nologías manuales y las mecánicas para ser luego las neu-máticas, las electrónicas y las digitales [1], hasta ser hoy en día, equipos con capacidades de procesamiento sofistica-dos. Los avances en el desarrollo de las partes electrónicas, han permitido obtener parámetros acerca del funcionamien-to de los dispositivos, que al interpretarlos otorgan funciones adicionales y de diagnóstico, llamados “Funcionalidades y Diagnósticos Avanzados”. Esta información adicional de los instrumentos requiere que el sistema de control cuente con las capacidades de recibirla, presentarla y en algunos ca-sos, interpretarla o, de lo contrario, se requerirá la implemen-tación de un sistema de datos paralelo al sistema de control para gestionar esta información.

Funcional significa que una cosa ha sido diseñada u orga-nizada atendiendo, sobre todo, a la facilidad, utilidad y co-modidad de su empleo; por otro lado, la definición formal de diagnóstico es: acción y efecto de diagnosticar; Diagnosti-car significa recoger y analizar datos para evaluar proble-mas de diversa naturaleza [2].

Estas funciones y diagnósticos se obtienen mediante:

La medición de los parámetros adicionales de los componentes del instrumento.

Las pruebas de los componentes electrónicos, como memorias, microprocesadores, convertidores D/A y A/D, etc.

El procesamiento de las señales generadas por los sensores y otros componentes internos del instrumento, principalmente el procesamiento en el dominio de la frecuencia o de los cálculos estadísticos.

Caracterización del resultado del procesamiento de acuerdo con las pruebas previamente realizadas en los prototipos de diseño.

Las funcionalidades y diagnósticos avanzados más conoci-dos o promovidos por los fabricantes de instrumentación se dan a conocer a continuación.

Transmisores de Presión

Los diagnósticos de las condiciones de proceso, tales como la detección de tomas de presión obstruidas, pérdida de agitación en una medición de nivel, detección de aire en-

trampado en un flujo de líquido, detección de fugas de pro-ceso, cavitación, derrame de una columna de destilación e inestabilidad de una flama son obtenidos mediante el pro-cesamiento estadístico de la señal analógica generada por el elemento sensor.

Figura 1. Diagnósticos avanzados de transmisores de presión [4].

La señal que es el resultado de transducir la variable pre-sión a una variable eléctrica que puede ser capacitancia, resistencia eléctrica o voltaje, sin ser manipulada de algu-na manera con filtros o conversiones analógico-digitales, es llamada ruido del proceso. El instrumento mide y realiza un procesamiento estadístico de la señal del sensor modelando la firma de ruido de proceso en condiciones normales y com-parándola contra valores de referencia y calcula la media, la desviación estándar y un coeficiente de variación [3]. Esta medición es realizada varias veces en cada segundo, por lo que se tiene una mayor resolución de la señal generada por el sensor que lo que se obtendría en el sistema de control distribuido (SCD). Cuando el instrumento detecta un cambio significativo en estos parámetros, activa las alarmas o alertas de estos diagnósticos [4].

Figura 2. Ruido de proceso [4].

Un diagnóstico del lazo eléctrico de corriente se tiene dispo-nible en transmisores de presión y algunos otros instrumentos de 2 hilos. El instrumento detecta cambios en las característi-cas del lazo 4-20 mA que ponen en riesgo la integridad de la señal hacia el sistema de control. Cuando el instrumento es instalado y energizado por primera vez, se caracterizan los


parámetros eléctricos del lazo. Si el voltaje en las terminales del instrumento cambia significativamente con respecto a los valores base, entonces el instrumento genera el diagnósti-co sobre la alimentación y lo expresará como una alerta en los estados de diagnóstico del instrumento y en el dis-play indicador si cuenta con éste, dando aviso al personal responsable de manera proactiva ante situaciones, como presencia de agua en el compartimento de terminales, termi-nales corroídas, problemas con la puesta a tierra o fuentes de alimentación inestables [4].

Figura 3. Diagnósticos del lazo eléctrico de corriente de un transmisor de presión [4].

Este diagnóstico se obtiene a través de una medición adi-cional de parámetros del instrumento, en este caso, el voltaje de alimentación en sus terminales. Es útil principalmente cuan-do se tienen instrumentos expuestos a la intemperie, con una instalación eléctrica dañada o en un ambiente corrosivo.

Figura 4. Medición de voltaje en terminales del transmisor de presión [4].

Una funcionalidad avanzada es extender la rangeabilidad de un transmisor de presión. La rangeabilidad es la razón del span máximo de medición de un transmisor al mínimo span al cual se puede ajustar su rango conservando la exactitud de referencia publicada por el fabricante. Esto se obtiene mediante un algoritmo que adapta dinámicamente el punto instantáneo de medición de un transmisor dentro de un ran-go pre-definido dentro de su capacidad total de medición; un transmisor con esta funcionalidad cuenta con 11 puntos de calibración pre-configurados durante su fabricación, de tal manera que, al cambiar la presión medida, el transmisor

selecciona automáticamente la curva de calibración ade-cuada temporalmente dentro de un rango para ese valor puntual. Con este algoritmo, el transmisor puede llegar a lo-grar una rangeabilidad del orden de 200:1 y hasta 400:1 [5]; esto es particularmente útil, en una medición de flujo con presión diferencial en valores de flujo bajos y en la medición de nivel en tanques muy altos o silos que contienen líquidos, donde es típico el problema de que en un nivel bajo, el error de medición es grande porque típicamente la exactitud es definida en términos del span del instrumento en esa aplica-ción.

Figura 5. Exactitudes de un transmisor de presión tradicional contra un transmisor de rango dinámico [5].

Transmisores de Temperatura

Una funcionalidad avanzada muy popular entre varios fabri-cantes de instrumentación de presencia global es la capa-cidad de que el transmisor contenga en su configuración la ecuación de Callendar-Van Dusen [16]. El usuario ingresa las constantes de la ecuación de Callendar-Van Dusen y así la temperatura medida corresponderá a la relación real única resistencia-temperatura de cada sensor tipo RTD.

Figura 6. Ecuación de Callendar-Van Dusen [16]

Transmisores de Nivel Tipo Radar

La funcionalidad avanzada que es fácil de interpretar y que tienen disponible prácticamente todos los fabricantes de transmisores de nivel tipo radar, es la capacidad para obtener la curva de respuesta del instrumento de los pulsos de radar que son reflejados por la superficie del producto contenido dentro del tanque. Dependiendo del fabricante, a esta gráfica se le llama curva de ecos, mapeo del tanque, curva de respuesta, etc. En esta gráfica se aprecian las re-


flexiones del haz o pulsos de radar, debido a la presencia de la superficie del producto o bien por el hardware interno del tanque.

El procesamiento de las señales reflejadas permite manejar los obstáculos fijos del interior del tanque cuyo reflejo es de mayor magnitud en estas partes mecánicas que el que corresponde a la superficie del producto, esto ocasiona un error en la medición al interpretar los reflejos de los objetos de la instalación interna como la medición de nivel. Esta fun-cionalidad es muy útil en tanques con instalaciones internas complejas.

Figura 7. Curva de ecos de un transmisor de nivel tipo radar [6].

Funciones adicionales derivadas del procesamiento de la señal del instrumento son el cálculo del volumen del tanque y velocidad de llenado, dando al instrumento la capacidad de ser multivariable.

Transmisores de Flujo tipo Magnéticos

Los transmisores de flujo tipo magnético ofrecen, por parte de varios fabricantes, los diagnósticos de detección de bur-bujas de aire, detección de tubería vacía, depósitos en los electrodos, corrosión en los electrodos, fuga a través de los electrodos, verificación de la calibración, medición o detec-ción del nivel de ruido, fallas en el aterrizaje y fallas de ca-bleado, por citar los más relevantes.Los diagnósticos de detección de burbujas de aire o tu-bería vacía, que más bien es de tubería que no está com-pletamente llena, se logran por medio de la adición de un tercer electrodo, o mediante la localización de uno de los dos electrodos en la parte superior del tubo sensor para una orientación vertical en la tubería, es decir donde el transmisor o caja de conexiones se encuentran en la parte superior del tubo. El transmisor está en todo momento midiendo la continuidad entre los electrodos y, al interrumpirse esa conti-nuidad, se genera el diagnóstico.

Figura 8. Ubicaciones de los electrodos de un sensor de flujo tipo magnético para generar diagnósticos. [7]

Los diagnósticos de depósitos, corrosión y fuga en los elec-trodos, se realizan con una medición del valor de la impedan-cia, o resistencia eléctrica entre los electrodos de medición y pueden compararse o no contra un valor de referencia de cuando el instrumento fue fabricado. Al cambiar esa im-pedancia medida, un algoritmo compara contra los valores base, que al cambiar, significan que los electrodos han sufri-do corrosión, están recubiertos por material o presentan fuga de líquido alrededor de ellos.

Figura 9. Medición de resistencia entre los electrodos de un medidor magnético para generar diagnósticos. [8]

Los diagnósticos de detección de altos niveles de ruido de proceso, fallas de aterrizaje o cableado son obtenidos me-diante la medición del voltaje en los electrodos y su análisis de frecuencia. Si se tiene una señal con una amplitud en la frecuencia del voltaje de suministro o en ciertas frecuencias definidas, entonces se genera el diagnóstico.

Figura 10. Espectro de frecuencias de un medidor magnéti-co para generar diagnósticos. [9]


El diagnóstico de Verificación de la Calibración se obtiene mediante la medición de parámetros de los componentes internos y su correspondiente comparación contra valores base obtenidos cuando el instrumento fue fabricado y ca-librado. Este diagnóstico permite conocer el estado de su calibración sin tener que retirarlo de su instalación. Los pará-metros que en todo momento se están midiendo son los que tienen que ver con la generación del campo magnético del tubo sensor, la medición de la resistencia de las bobinas y sus parámetros asociados, al iniciar la rutina de Verifica-ción, estos parámetros se comparan con los valores base y la desviación obtenida se correlaciona con el posible error de medición o calibración. [10].

Transmisores de Flujo Tipo Vortex

Los transmisores de flujo tipo vortex han sido equipados con funcionalidades y diagnósticos avanzados como medir flujo másico de vapor al integrar un sensor de temperatura adi-cional, detección y medición de vapor húmedo en la línea de proceso, funcionalidad de aumentar la rangeabilidad del instrumento y Verificación de la Calibración.

Muchos fabricantes han incluido la opción de agregar un sensor de temperatura al sensor, dentro de la barra gene-radora de vórtices o de una instalación remota. Este sen-sor lleva la medición de temperatura a la parte electrónica, donde en una memoria se encuentran pre-programados los valores de densidad para diferentes valores de temperatura del vapor saturado, de acuerdo con las tablas de propie-dades del vapor de agua, la cual es una y sólo una para las condiciones de saturación del agua en estado vapor. La medición del instrumento vortex es volumétrica, al contar con la densidad, se obtiene la medición de flujo en masa, exclusivamente para vapor saturado.

Figura 11. Extracto de tabla de vapor saturado [17].

El diagnóstico de detección de vapor húmedo, es decir por debajo del punto de saturación, se obtiene con un procesa-miento de las señales de frecuencia generadas por el sensor del instrumento. Para que el sensor genere las señales, debe ser instalado con el transmisor electrónico en la parte inferior:

Figura 12. Instalación para un medidor tipo vortex que mide calidad de vapor. [11]

El fabricante realiza pruebas con diferentes estados del va-por, presiones y temperaturas. Estos resultados son programa-dos o caracterizados en la memoria interna del instrumento. Con base a esos resultados, las señales generadas por el instrumento en línea, se comparan para obtener el estado del vapor durante la medición en proceso. Puesto que la temperatura se está midiendo en todo momento, será nece-sario configurar en el instrumento la presión de proceso, para localizar la región de diagnóstico de detección y medición de vapor húmedo. Al momento, sólo un fabricante ofrece este diagnóstico.

Figura 13. Presencia de vapor húmedo en el flujo de vapor. [12]

La rangeabilidad de un instrumento de medición de flujo tipo vortex es definida con el flujo mínimo y el flujo máximo que el instrumento es capaz de medir con la exactitud publicada. El flujo mínimo es definido por el límite de número de Rey-nolds (Re) a partir del cual el instrumento comienza a generar señales con la resolución suficiente para que represente la medición de flujo y ese flujo mínimo está por encima de 0.00 unidades de flujo. La funcionalidad de extender el rango de medición de un instrumento tipo vortex permite contar con la medición de flujo en valores más cercanos a cero. Esto se lo-gra con un diseño de sensor tal que se encuentre localizado en el punto de generación de los vórtices, obteniendo así una señal de mayor amplitud, que significa mayor resolución, para ser procesada como una señal de flujo a bajos Re. Al igual que con el diagnóstico de medición de vapor húmedo,


el fabricante realiza pruebas con diferentes flujos y Re que son programados o caracterizados en la memoria interna del instrumento. Con base a esos resultados, las señales gene-radas por el instrumento en línea entregan una medición de flujo a flujos bajos, o cualquiera condición de proceso que cause bajo Re.

Figura 14. Sensor integral a la barra generadora de vórtices. [13]

Transmisores de Flujo Tipo Coriolis

Los transmisores de flujo de sensores tipo Coriolis ofrecen funcionalidades y diagnósticos muy complejos, basados en el procesamiento de las señales de todos los componentes internos del sensor.

Capacidad Multivariable – Medición y Cálculo De Variables

Los medidores de flujo tipo Coriolis tienen la capacidad de medir flujo másico, densidad y temperatura. A partir de estas variables se calculan otras:

Con flujo másico y densidad, se calcula flujo volumé-trico.Con densidad y temperatura, se calcula gravedad específica (SG).Con SG y densidad, se calcula concentración y % de sólidos.Con Concentración y % de sólidos se calcula flujo má-sico de sólido seco.

Un fabricante, ha agregado una función adicional al sensor de efecto Coriolis en su versión de tubo recto, que es llama-do “modo de torsión”, haciendo que el tubo sufra una torsión radial en su eje, permitiendo la medición de viscosidad ins-tantánea. Una barra de torsión es ensamblada al tubo de

medición para imponer un movimiento rotacional. Este movi-miento de torsión crea una velocidad en el perfil del fluido a través del área de la tubería. Ese perfil de velocidad es una medida de la viscosidad del fluido, la cual amortigua la oscilación del tubo si ésta es alta, de tal manera que cuan-ta más alta es la viscosidad, más energía se necesita para mantener el movimiento de torsión a la misma frecuencia. La corriente de excitación a la barra de torsión es proporcional a la viscosidad del fluido.

Figura 15. Principio de medición de viscosidad en sensor Coriolis. [14].

Verificación de la Medición.

Los medidores de flujo tipo Coriolis cuentan con el diagnósti-co de verificar el estado de su calibración, es decir, de medir parámetros internos del sensor que se correlacionan con el error de medición que el instrumento ofrece. Se trata de una prueba para obtener parámetros del comportamiento del sensor tales que mediante éstos, se infiere cual sería el resul-tado de una calibración. La prueba se realiza en línea sin la necesidad de desinstalar el instrumento.

La prueba consiste en excitar el movimiento de los tubos con diferentes frecuencias y obtener la frecuencia natural que los tubos para cada una de ellas. Se miden también parámetros del RTD interno, de las bobinas internas, la excitadora y las sensoras, así como parámetros internos de los componen-tes electrónicos involucrados en la generación, recepción y procesamiento de señales. Esta frecuencia natural y demás parámetros con la que responde el sistema de medición se comparan con los resultados obtenidos en la fabricación del instrumento que son particulares y únicos para cada instru-mento, como una firma. Pruebas internas de funcionamiento de la parte electrónica complementan este diagnóstico, para obtener finalmente el resultado de la verificación.


Figura 15. Pruebas de Verificación de la medición. [15]

Referencias

[1] Battikha, Nabil E. The Condensed Handbook of Measure-ment and Control, ISA, 3rd Edition, NC, USA, (2007)[2] RAE http://dle.rae.es/?id=De9TnL8: Diagnóstico; http://dle.rae.es/?id=De7qNYD: Diagnosticar; http://dle.rae.es/?id=I-bRx2HI: Funcionalidad, http://dle.rae.es/?id=IbRm8lG: Funcio-nal[3] Rosemount Inc. Reference Manual Rosemount 3051S Se-ries. Doc. No. 00809-0100-4801, Rev FA (2010).[4] Rosemount Inc. Advanced Diagnostics for HART ® Proto-col Rosemount 3051S Scalable Pressure, Flow and Level So-lutions. Doc. No. 00803-0200-4801, Rev BA (2010).[5] Invensys Limited. Pressure, Sales Brochure. Doc. No. FD-BR-P-003, Issue 1. (2014).[6] Endress+Hauser Instruments International AG. The mainte-nance Guide, Tips and reference information to keep your installed base up and running. Doc. No. EC00003H/29/EN/01.11, PF/INDD CS4.[7] Endress+Hauser Instruments International AG. Operating Instructions, Proline Promag 55, Electromagnetic Flow Measu-ring System. Doc. No. BA119D/06/en/10.09 / 71104962 / V 1.02.XX (Device software).[8] Wade Mattar and Gwenaelle Helle. Advances boost re-liability, cost-effectiveness of next-generation magflow devi-ces. Invensys Systems, Inc. Doc No. FD-WP-F-004 (2016).[9] Technical Note No. 00840-0100-4664, Ground and Wiring Fault Detection Field Guide, Rev BB. Emerson Process Management. (2012).[10] Technical Note No. 00840-0300-4664, Rev CC, Smart Meter Verification Field Guide, Rev CC. Emerson Process Ma-nagement. (2012).[11] Endress+Hauser Instruments International AG. Special documentation. Proline Prowirl F200 Wet Steam Detection application package. Doc. No. SD01193D/06/EN/03.15, 71303807.[12] Youtube. https://www.youtube.com/watch?-

v=UAV-6y4xA_E, https://www.youtube.com/watch?v=wq0a-VmyxSpg, canal de Endress+Hauser.[13] Invensys Systems, Inc. Foxboro Model 84 (Style B) Vortex Flowmeter. Doc. No. Rel. 12/11 PN FX-0198.[14] Endress+Hauser Instruments International AG. Special documentation. Proline Promass I 500 HART Viscosity mea-surement application package. Doc. No. SD01647D/06/EN/01.16, 71329812.[15] Youtube https://www.youtube.com/watch?v=DKlNaUrckj8, canal de Emerson. [16] WIKA Alexander Wiegand SE & Co. KG, Callendar-Van Dusen equations for the calibration of platinum resistance thermometers. Doc No. IN 00.29 ∙ 08/2014[17] Armstrong International Inc. https://www.armstronginterna-tional.com/es/tablas-de-vapor

Acerca Del Autor

Ednah G. González Rivera es egresada de la Universidad Autónoma de Querétaro de la carrera de Ingeniería en Instrumentación y Control de Procesos, donde funge como docente de tiempo libre desde enero de 1997 para los cursos de Instrumen-tación I, Instrumentación II, e

Instrumentación Analítica, entre otros cursos en el pasado. Su experiencia profesional empieza en 1996 en Celanese Mexicana como instrumentista, posteriormente, en 1998 se integra a la empresa Fisher-Rosemount (que luego cambió su razón social a Emerson Process Management) como Inge-niero de Aplicaciones, siendo el soporte técnico a la fuerza de ventas. En 2001 recibe la oportunidad de ser Ingeniero de Servicio y en 2003 de ser parte de la fuerza de ventas, con resultados sobresalientes. En 2014 se integra a la em-presa Medición y Tecnología Industrial, representante del fa-bricante de instrumentación Endress+Hauser, como parte de la fuerza de ventas, y en 2016 se integra a la empresa iSolve Energy como parte de la fuerza de ventas para promover productos y servicios de eficiencia energética, donde hasta la actualidad sigue prestando sus servicios.


Control Systems Engineer: Technical Reference HandbookBy Chuck Cornell, PE, CAP, PMP

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