~ Julio - Septiembre 2008

MÉXICO

Automatización

Tecnología de Sensores de PH

Análisis de Procesos (PAT)

Capas de Protección (515)

MR México

MÉXICO )~ n ec

Artículos Automatización

Instalación de FIELDBUS. pág. 10

Se reducen costos y optimizan operaciones, con la nueva tecnología de sensores de pH.

pág. 34

Tecnología digital de sensores para la técnica de análisis de procesos (PAT). pág. 44

Pabellón de las Innovaciones Tecnológicas InTech

Productos ganadores 2008

pág. 38

Reseña Expo Control 2008

pág. 54

Reseña Foro de Seguridad

pág. 57

MR

Noticias - - - - -------

Reunión de Usuarios de Honeywell 2008 .

pág. 6

NI-Week 2008.

Intel Editor's Day 2008.

pág. 26

pág. 30

Seminario organizado por la FIELDBUS Foundation en la Ciudad de México . pág. 50

Barbara Hulit, Presidenta de Fluke Corporation visita México. pág. 58

SD>lndustrial: Simplificar procesos y crear valor, es su reto y pasión. pág. 60

Yokogawa expande su visión de negocios en México. pág. 62

(

\ Secciones fijas

Contacto pág. 4

Seguridad pág. 66

iUISA \t\ Comunidad ISA ~ pág. 72

Reseña de Libros pág. 72

~~ ~~

México

InTech_ AutomaUzacl6n

Revista Oficial Sociedad de Instrumentistas de América (ISA) Sección México, A.c. Modesto Vázquez Coronel Director Editorial Hilda Franco Ortega Asistente Editorial

Directorio del Comité Ejecutivo lSA Sección Central México Ing. Carlos San Germán Flores Presidente Ing. Pedro García López Vicepresidente Ing. Femando Araujo Presidente del Consejo Consultivo Ing. Mario Alberto Lázaro de la Cruz Secretario Ing. Óscar Enrique Álvarez Meléndez Tesorero Ing. Alberto Rosas Casas Comité Educativo Ing. Alfonso Rangel Escalera Comité de Membresía M. en C. Gonzalo Martínez Álvarez Comité de Normas M en C. Aurelio Ordoñez Necha Tecnologías de la Infomación Ing. Carlos Roberto Jacobo Vargas Comité de Seguridad Ing. Román Chávez López Comité de Página Web Ing. Alberto Tomás Villa Butrón Comité de Difusión Tecnológica Ing. Sergio Montiel Torres Comité de Certificación

Staff

Editorial

Las redes o buses de campo (FIELDBUSl, como genéri­camente se les conoce, son un factor muy importante que contribuye en la productividad de la planta. Es­tas redes son el sistema nervioso de los sistemas de control y automat ización. Para que este avance fuera viable, fue necesario que los principales proveedo-

\

res de productos de automatización y control se pusieran de acuerdo para establecer normas que garantizaran la interoperabilidad entre productos de diferentes fabricantes. Estas normas, avaladas

\ por organismos internacionales, se utilizan exten­samente en todo el mundo. Entre las más popu­lares se encuentran FIELDBUS Foundation, Profibus, Hart y ControlNet, por mencionar algunas. En este número se ofrecen algunos consejos para obtener beneficios tangibles cuando se trata de instalar algunas de estas redes. Otro de los te­mas se refieren a la instrumentación analítica y la manera como contribuye en la confiabilidad

\

del control de proceso. Recientemente se realizaron conferencias en los Estados Unidos para anunciar los nuevos productos que se están introduciendo al mer­cado, tal es el caso de la Reunión de Usuarios de Honeywell y el NI-Week de National Ins­truments. Esta información es muy útil para nuestros lectores, ya que se enteran de pri­mera mano de las tecnologías y productos de control y automatización más innovadores. Para aquellos lectores que no tuvieron la opor­t unidad de visitar ISA ExpoControl 2008 que se real izó del 11 al 13 de Junio en el Centro Banamex de la Ciudad de México, aquí encon-

Lic. Michelle García González Coordinadora Anabel Hernández Plaza Asistente Administrativo Dayana Elizabeth García Ramírez Asistente Administrativo

Ventas de publicidad: modesto.vazquez@prodigy.net.mx, gainmvC@mexis.com, intechmexico@isamex.org

trarán la reseña correspondiente. Invitamos a nuestros lectores a participar en ISA Expo 2008 que se llevará a cabo del 14 al 16 de Octubre en la Ciudad de Houston, Texas (http://www. isa.org). Esta es la exhibición más importante que se realiza en America del Norte (Estados Unidos, Canadá y México). ¡Los esperamos!

Enrique Pérez Navarro Staff Exposiciones

Certificado de Licitud de Título No. 11734 del 15 de octubre de 2001. Certi­ficado de Licitud de Contenido No. 8296 del 15 de octubre de 2001. Auto­rización del Registro Postal: PP09-0888. Reserva de Derechos No. 04-2002- I 012111224700-102 a nombre de Sociedad de Instrumentistas de América I (ISA) Sección México, A. C. - Av. San Antonio 256-802, Col. Ampl. Nápoles, I 03849, México D. F. Tel: (55) 5611 9916, (55) 5615 3322, Fax: (55) 5611 1240; Lada sin costo: 01800 7184712 Los artículos publicados en esta revista reflejan opiniones de la exclusiva responsabilidad del autor. Prohibida la reproducción total o parcial de / esta revista sin el permiso previo de los editores. Publicación trimest ral con tiraje de 10,000 ejemplares. /

Diseño por: Industria Graphica Francisco Carlos Rodríguez Hernández e-mail: pakografico@gmail.com Impreso en México por: Industria Graphica Salvador Alvarado # 124-5 Col. Escandón. Del. Alvaro Obregón. Cel: 044 55 1850 3153

I Atentamente Los Editores ed itor@isamex.org

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El Presidente Electo de ISA Internacional, Gerald W. Cockrell y el Director de Operaciones Gobales, Timothy P. Feldman visitaron la Ciudad de México para partici­par en la inauguración de ISA ExpoControl 2008 (Junio 11 -13). El Ing. Carlos San Germán, Presidente de ISA Sección Central México fue su anfitrión. Los editores de InTech México Automatización aprovecharon la oportunidad para conocer sus impresiones de este evento y los planes que se están implementando en ISA desde un punto de vista global. A continuación se resumen los principales puntos que se abordaron en la conversación .

• En los Estados Unidos y en el mundo cada día hay menos estudiantes interesados por ingresar a escuelas de ingeniería. Al mismo tiempo, toda una generación de ingenieros especializados en automatización están llegando a su edad de jubi­lación y el mercado de trabajo no tiene suficientes prospectos para llenar estas vacantes. Por este motivo, recientemente ISA anunció una iniciativa para crear un Programa para Desarrollar Recursos Humanos en el campo de la instrumentación y control. Los principales objetivos de este progra­ma son: (1) estimular a jóvenes estudiantes para que opten por carreras de ingeniería; (2) ofrecer cursos, seminarios y programas educativos para que los ingenieros y técnicos adquieran los cono­cimientos que se necesitan en automatización y control; (3) reforzar los programas de certificación que compruebe que el ingeniero y técnico tenga los conocimientos suficientes para ser productivo en este campo; y (4) establecer relaciones con las universidades y la industria para mejorar la edu­cación de los estudiantes en esta disciplina . Algu­nos de estos objetivos se han llevado a la práctica desde hace tiempo, pero otros tendrán que im­plementarse muy pronto.

• ISA es una sociedad global de profesionistas que tiene el compromiso de llevar los servicios que ofrece en los Estados Unidos a todo el mun­do (entrenamiento, conferencias, exhibiciones, cer­t ificación, etcétera). De los 30,000 socios de ISA, el 35% son de fuera de los Estados Unidos. ISA tie­ne el interés de expandir su presencia mundial; un ejemplo de este compromiso es la apertura de una oficina de ISA en India mediante la contra­tación de un staff local. También tiene interés en establecer convenios con organizaciones afines en otros países, tal es el caso de la Asociación de Control e Instrumentación de China, que tiene cerca de 50,000 socios y la Sociedad de Control e Instrumentación en Australia . México es también un ejemplo de esta colaboración global.

(Izq. a Der.) Ca rlos San Germán y Gerald W Cockrell

Timothy P Feldman

• ISA quiere tener un papel más influyente con las autoridades gubernamentales en los Estados Unidos para que se considere su opinión cuando se legisle en asuntos de su competencia. Esta po­sición también puede exportarse a otros países en los que ISA tiene presencia, siempre que la legis­lación local lo permita. • La Federación de Automatización es una orga­nización que agrupa a cuatro asociaciones afi­nes: ISA-Setting the Standard for Automation, OMAC-The Open Modular Architecture Controls, WBF - The Forum for Automation and Manufactu­ring Professionals; y The Wireless Industrial Net­working Alliance (WINA). Todas ellas comparten el objetivo común de la automatización, y el esquema de Federación les permite compartir la infraestruc­tura que tiene ISA en sus oficinas centrales. • La ISA Expo en la Ciudad de Houston, Texas (Oc­tubre 14-16), permitirá a los visitantes conocer los últimos adelantos en los productos y servicios que recientemente han liberado los principales provee­dores de equipos y sistemas para control y auto­matización. Los visitantes podrán participar en el extenso programa técnico de conferencias y cursos para mantenerse actualizados en su profesión. El evento también es una oportunidad para estable­cer una red social con colegas visitantes de los Es­tados Unidos y de otras partes del mundo.

Los señores Cockrell y Feldman quedaron positivamente impresionados por la organización, diseño y calidad de ISA ExpoControl 2008, y a través de este medio invitan a toda la comunidad de ingenieros y técnicos en control de proceso y automatización a visitar ISA Expo Houston 2008 (http://www.isa.org/expotemplate.dm). -'

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... Conti n uación

lostalac·ón de b le us

Por: Mike O'Neill, Director de Ventas Internaciona les MooreHawke, División de Moore Industries

Parte 1 Gran número de ingenieros en automatización se enfrentan, por primera vez, con aplicaciones reales de FIELDBUS (la utilización de redesde comunicación digital para aplicacionesen instrumentación y control distribuidos). FIELDBUS constituye una admirable tecnología con múltiples beneficios; sin embargo, la instalación de FIELDBUS requiere de algunas consideraciones adicionales, que van más allá de los proyectos normales de 4-20mA. En éste artículo se analizarán algunas de esas consideraciones y se mostrará de qué manera puede usted manejarlas.

Selección de un "FIELDBUS" No se detenga ante la selección de un FIELDBUS. FIELDBUS constituye un término genérico para una variedad de protocolos de comunicación que utilizan diversos medios, pero que sencillamente son los medios para lograr una finalidad. Lo que finalmente se desea al finalizar un proyecto, es un sistema de control satisfactorio y funcional y prácticamente toda instalación utilizará múltiples FIELDBUSES para el logro de las diversas tareas re­queridas. Ejemplo: Puede utilizarse el FIELDBUS FOUNDATION en la planta de proceso; DeviceNet para la red de controladores lógicos programa­bles (PLC) y ProfiDRIVE para operar los controla­dores de motores. Todo sistema de control d is­tribuido (DCS) puede integrar fácilmente todos estos "buses" funcionales de planta en el "bus" del cuarto de control basado en Ethernet. En ingeniería de control de proceso, "FIELDBUS" normalmente se refiere al FIELDBUS FOUNDATION (en adelante indicado como "FF") o al ProfibusPA (en adelante indicado como "PA"); ambos FIELDBUSES son perfectamente adecuados y ampliamente utilizados a nivel mundial en refinerías y plantas de proceso, como mejoras modernas para los dispositivos de 4-20mA con dos conductores. El presente artículo se dedica a la implantación de la capa física FF y PA. Fuentes de suministro FIELDBUS Un segmento (o sección) FIELDBUS (Figura 1) em­pieza en un dispositivo de interfaz en el sistema de control. En el caso de un sistema de FIELDBUS FOUNDATION H1, la interfaz recibe el nombre de tarjeta H1 ; en un sistema PROFIBUS PA, recibe el nombre de acoplador de segmento PROFIBUS DP/PA. En términos de alambrado para señal y necesidades de energía para el segmento, FF y PA son idénticos:

• Voltaje mínimo para operación del dis­positivo: 9V. • Voltaje máximo en el bus: 32V. • Longitud máxima del cable: 1900m (par trenzado y blindado). • Comunicaciones a 31 .25 kHz, codificado Manchester.

La energía de CC (corriente continua) requerid~ por los dispositivos en el bus, se obtiene regu­larmente de una fuente de suministro o "acon­dicionador de energía" para el FIELDBUS (Figura

2), la cual impide que se cortocircuite la señal de comunicaciones en alta frecuencia por los regu­ladores de voltaje de ce. Los acondicionadores comunes de energía permiten disponer de 350 a 500mA en el bus y normalmente incluyen aisla­miento para evitar la diafonía (cruce de comuni­cación) por medio de convertidores CC/Ce.

Estación n de control U

Comunicaciones bidireccionales

mult ivariable

Estaciones de trabajo del operador

Ethernet de alta velocidad

Disposit ivo de campo

Estribación

120m/393 ~ pies máximo) ~

Terminador T

Figura 1: Segmento Fieldbus estándar

Figura 2: Un acondicionador de energía Fieldbus evita que las comunicaciones en alta frecuencia sean cortocircuitadas por los reguladores de voltaje de ce. Los acondicionadores de energía comunes suministran de 350 a 500 mA al bus.

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instrumentos pueden comportarse de manera . ,sacar de servicio el segmento de manera

misteriosa y , en general, causar estragos: todo ello porque las terminaciones no se ajustaron de manera apropiada . Son necesarios dos terminadores por segmento, uno en cada extremo. Con un solo terminador, la señal será más alta y con tres o cuatro terminado­res, la señal será más baja . Muchos instrumentos de campo no aceptan señales a 2V pico a pico y pueden restablecerse de manera inesperada. Con tres o cuatro terminadores, la señal puede ser tan baja que resulta no utilizable. La señal mí­nima absoluta que los dispositivos deben tener la capacidad de reconocer, son 150mV pico a pico . Algunos usuarios pueden probar un segmento en el laboratorio o en las instalaciones del fabricante. En estos casos, bajo condiciones cuidadosamente controladas, el segmento puede realmente ope-

.. rar con terminadores incorrectos. Sin embargo, rara vez operan en el campo si los segmentos no han sido terminados adecuadamente. La administración cuidadosa de la instalación es esencial para asegurar el uso del número correcto de terminadores. Resulta desafortunado que mu­chos subcontratistas en instalación pongan esca­sa atención a los terminadores y cometan errores tales como olvidarse de ellos o activarlos todos, si forman parte de los acopladores de dispositi ­vos; dando como resultado que ambos errores impidan la correcta operación del segmento. La inspección física de las cajas de conexiones y ga­binetes de campo es, a menudo, la única manera de localizar y corregir la posición del terminador, lo cual representa un retraso significativo en el proceso de poner en servicio una instalación.

Figura 3: Un acoplador para dispositivos proporciona protección contra corto circuito en cada estribación. Algunos acopladores para dispositivos están provistos con terminación automática de segmento.

La mayor parte de los acopladores para dispositi­vos (Figura 3) utilizan interruptores abierto/cerrado manuales del tipo DIP (Dual In line Package; uno o más interruptores encapsulados para montaje en tarjeta de circuito, comúnmente llamado interrup­tor DIP) para la terminación de acopladores. En un segmento determinado, el último acoplador de dispositivos debe contener el terminador (Figura 4), y todos los acopladores entre el último acopIa­dor y la tarjeta H 1 deben tener sus interruptores del terminador en la posición abierto. El diagnósti­co del problema requiere a menudo la inspección física de cada acoplador de dispositivos, a fin de determinar si los interruptores están correctamen­te ajustados en todo el segmento. La Terminación Automática de Segmentos simplifi ­ca la instalación y puesta en operación. Esta función se activa automáticamente cuando el acoplador de dispositivos determina que es el último acoplador

Interfaz H1 /PA

Entrada de

energía de ee ~ ',. ~ ~ ~ ~

Terminación T mi fieldbus •

111 .....

Acondicionador de energía de ee Heldbus 3S0-S00mA (No es necesaria para sistemas PA)

Red FOUNDATION fieldbus o PROFIBUS PA (Par de conductores trenzados)

Salida del tronco fieldbus

Longitud máxima de Segmento 1,900m

Longitud máxima de Segmento 120m Entrada al tronco fieldbus

Protección contra cortocircuito tipo repliegue con

u.,;;;..._....;;.w restablecimiento automático

.'

Salida del tronco fieldbus

Terminación automática T

de segmento

Entrada al tronco fieldbus

Figura 4: Los terminadores (cajas cuadradas en T) de­ben estar en posición cerrado al principio y final de cada segmento.

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aISPO!)I'!II/OS FIELDBUS en el segmento; si efectiva­lo es, termina correctamente el segmento. Si

no es el último dispositivo, no termina el segmen­to, toda vez que el acoplador de dispositivos ubi­cado corriente abajo asumirá esa responsabilidad . De parte del instalador se requiere acción nula (tal como no posicionar los interruptores DIP) para ter­minar apropiadamente un segmento. Si se desconecta del segmento un acoplador de dis­positivos, ya sea por accidente o para fines de mante­nimiento, la Terminación Automática de Segmentos detecta el cambio y efectúa la terminación del seg­mento a nivel del acoplador de dispositivos apropia­do. Esta acción permite que los dispositivos restantes en el segmento continúen operando normalmente. Cable para FIELDBUS Uno de los aspectos fundamentales de FIELDBUS para control de proceso, se refiere a que debe ser tan práctico como sea posible. Tanto la energía como la señal deben encontrarse disponibles en el mismo cable, por una parte y por la otra, el cable no debe ser básicamente diferente del cable convencional para instrumentación en uso común. Algunos fabricantes de cable se aprovechan del inexperto y ofrecen cable "FIELDBUS" de la misma manera que hacen "cable intrínsecamente segu­ro" (el mismo cable ordinario para instrumentación, pero provisto con una cubierta de color alterno y con un costo adicional significativo). En términos generales, si un cable determinado ya se encuentra en uso para instrumentación y control, es casi segu­ro que resultará adecuado para utilizarse con FF y PA. Es común utilizar cable de O.8mm cuadrados, con blindaje en las estribaciones individuales y con blindaje general si forma parte de un cable multinú­cleo. La Tabla 1 muestra los cables comunes que se utilizan en aplicaciones FIELDBUS. Es posible que el cable para instrumentación con­vencional no cuente con los parámetros para co­municación digital incluidos en su hoja de datos (impedancia efectiva a 31 .25kHz, tasa de atenua:

1-

.. .. . . . ...

ción en dB/km, etc.) y por esta razón, su desempe­ño en aplicaciones FIELDBUS no puede garantizar­se. La Fundación FIELDBUS está próxima a publicar una especificación de pruebas para cable, lo que permitirá a los fabricantes de cable comprobar el cumplimiento con especificaciones para desem­peño apropiadas. Recomendación: Si se pretende utilizar collarines para cable a fin de sellar la acometida del cable a un acoplador para dispositivos o a una caja de co­nexiones, asegúrese de que el cable FIELDBUS cuenta con sección apropiadamente circular: existen varios cables económicos de dos conductores, con un acomodo diferente que se hace evidente en la cu­bierta externa del cable, lo que no permite un sello efectivo con el collarín del cable. Cableado FIELDBUS El cable para aplicaciones FIELDBUS resulta difícil de distinguir de un cable común para 4-20mA. No obstante, las técnicas para alambrado de campo y los accesorios son definitivamente diferentes. Los sistemas FIELDBUS resultan sencillos para su diseño, debido a que todos los pares de conductores de los dispositivos se conectan en paralelo; sin embargo, ya en la práctica, cualquier intento de llenar una caja saturada con terminales y solamente "puentear" positivos y negativos, dará como resultado un "nido de ratas" dentro de la caja. Esta situación podrá ser aceptable para algunas plantas, pero conducirá a todo tipo de problemas de mantenimiento una vez que los instaladores se hayan marchado. Una alternativa mejor es utilizar Acopladores para Dispositivos: cajas de conexión diseñadas especí­ficamente para la implantación del FIELDBUS. Estas unidades proporcionan, de manera automática y sin confusión, las interconexiones para el sistema; acelerando de manera significativa el proceso de instalación de dispositivos. Estas unidades deben incorporar el terminador requerido, sea con activa­ción manual o automática. Cortoci rcu itas Los cortocircuitos constituyen un problema común en las instalaciones FIELDBUS. Los técnicos de man­tenimiento pueden maltratar cables, la corrosión puede debilitar las conexiones y la vibración debida

.. ·tI

.. ti

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bas o motores puede aflojar cables y conec­El diseñador del segmento debe tomar en

consideración lo que pudiera ocurrir a un segmento completo FIELOBUS en el caso de que cualquier ins­trumento se cortocircuitara. Resulta muy recomendable que el diseñador del segmento incorpore alguna forma de protección contra cortocircuito para las estribaciones; la cual puede ser de diseño activo o pasivo. La protección pasiva es muy sencilla y generalmente se efectúa con fusibles en cada estribación, los cuales se fun­den para desconectar cualquier falla específica. Este procedimiento resulta económico y muy confiable; pero requiere la intervención manual: alguien debe sustituir el fusible fundido (!Esperamos que lo haga después de corregir la falla!). Los acopladores para dispositivos a menudo propor­cionan protección activa para las estribaciones con dos modalidades básicas: "limitación de corriente" y "repliegue". Tanto la protección limitadora de co­rriente como la de repliegue ofrecen restablecimien­to automático, una vez que se ha eliminado la falla y ambas incluyen normalmente diodos emisores de luz (LED) para mostrar el estado de la estribación. La técnica de limitación de corriente limita la canti­dad de energía que el corto circuito puede extraer a entre 40 y 60mA, dependiendo del proveedor; pero también sostiene la falla en el segmento de manera continua. Aun cuando este diseño prote­ge el segmento del cortocircuito inicial, la corriente adicionalmente extraída por el cortocircuito puede privar de energía a otros instrumentos en el seg­mento, puede sobrecargar la fuente de suministro y existe la posibilidad de originar fallas catastrófi­cas en el segmento. Si se planea utilizar diseños del tipo de limitación de corriente, asegúrese de que su fuente de suministro cuente con la capacidad sufi­ciente para absorber las cargas adicionales. Ejemplo: Un segmento cuenta con 10 instrumentos de medición y dos válvulas, conectados por medio de un cable de 50 Ohms nominales y 1000m de • longitud (es decir, 2s0mA en total). En este caso, la caída de voltaje en el tronco es igual a 12.sV, lo que permite contar con 12.sV en el dispositivo más ale­jado. Sin embargo, si se presentara un cortocircuito en una estribación, quedaría fija una corriente adi­cional de 60mA en el segmento. Esta situación ab­sorbe suficiente energía para hacer que los dispositi­vos reciban menos de 9.5V (8.SV para el dispositivo más alejado) y en consecuencia, algunos dispositivos dejarán de operar. Si se presentaran dos cortocircui­tos, todos los dispositivos pudieran dejar de operar y pudiera detenerse una unidad de proceso completa. Por lo tanto, si se utiliza protección por limitación de corriente en un acoplador para dispositivos, es im­perativo contar con un margen de 60mA. En otras

palabras: no instale todos los instrumentos que el segmento pudiera alimentar en teoría; deje vacías tres estribaciones como mínimo. Una alternativa es utilizar la protección de "replie­gue", que permite desconectar la estribación con fa­lla y eliminar por completo esa carga del segmento. La técnica de repliegue desconecta del segmento la estribación en cortocircuito, evitando de esta manera la pérdida de un segmento completo. La técnica de repliegue cuenta con un circuito lógico en cada estri­bación (Figura 5) que al detectar un cortocircuito en un instrumento o estribación, desconecta esa estri­bación del segmento y enciende un LED que puede ser observado por el personal de mantenimiento. Utilizando acopladores para dispositivos con pro­tección de repliegue, no hay que preocuparse por fallas en las estribaciones y pueden instalarse confiadamente más dispositivos en los segmentos FIELDBUS. Partiendo de que el costo de las tarjetas H1 ($2,500 dólares) y otros equipos (hardware) del segmento pueden tener un costo prohibitivo, la posibilidad de colocar más dispositivos en un seg­mento representa un ahorro considerable. Un seg­mento FIELDBUS representativo, que consiste en una tarjeta H1, fuente de suministro, acopladores de dispositivos y cables, puede tener un costo cerca­no a $5,000 dólares. Una planta de proceso grande puede tener cientos, si no es que miles de disposi­tivos. Utilizando el método de "margen de seguri­dad", con el cual no se utiliza la capacidad total del FIELDBUS, el costo de los segmentos extra de FIELDBUS puede ser considerable. Ejemplo: Considerando que un segmento FIELDBUS común con protección de repliegue moderna pue­de alojar 16 dispositivos FIELDBUS de 20mA, se re­quieren 63 segmentos FIELOBUS para soportar 1,000 dispositivos, con un costo aproximado de $312,500 dólares. Si se utilizara protección con limitación de corriente, con un margen de seguridad obligado,

Tronco Falla

Figura 5: Un circuito de "repliegue", disponible con al­gunos acopladores para dispositivos, el cual retira del sistema un cortocircuito. Esto di fiere de la protección con "limitación de corriente", la cual limita la magnitud del cortocircuito a 60mA, pero lo mantiene conectado en el segmento.

lnTech México Automatización I Julio-Septiem bre 2008

cada segmento podrá alojar solamente 10 instru­mentos y serán necesarios 100 segmentos, con un costo aproximado de $500,000 dólares. Tan solo por especificar protección contra cortocircuito del tipo repliegue, un usuario final pudiera ahorrar $188,000 dólares. Operaciones redundantes Los sistemas FIELDBUS ofrecen múltiples ventajas a las empresas de proceso, una de las cuales (y no la menor) es la eliminación de cableado deficiente y los " nidos de víboras" de alambrado con pares trenzados en los gabinetes de distribución instala­dos en campo. FIELDBUS elimina la problemática des­crita, debido a que permite cablear 32 dispositivos conjuntamente utilizando un solo par trenzado de "red" digital o segmento. No obstante, los sistemas FIELDBUS presentan un problema: ¿Qué sucedería si el cable del segmento o el acondicionador de energía que alimenta el ca­ble del segmento fallaran? Dependiendo de dónde ocurra la falla, el segmento completo (con los 32 dispositivos) puede dejar de operar. Una línea de proceso completa puede salir de operación. Una respuesta es proporcionar redundancia en donde sea posible, a fin de asegurar que una falla específica no saque de operación a la unidad de proceso completa. La redundancia se puede utilizar en dos formas básicas:

1.- Acondicionadores de energía redun­dantes 2.- Troncos redundantes

Un acondicionador redundante de energía (Figura 6) contiene dos acondicionadores de energía, am­bos alimentados por un par de fuentes de suminis­tro a 24V CC con carga compartida. Un sistema de ésta naturaleza puede sobrevivir a la falla de cual­quiera de las fuentes de suministro a 24V CC o de cualquiera de los acondicionadores de energía. Si se presenta una falla la unidad transfiere la carga a la unidad de respaldo de manera automática y sin saltos. Contiene también una salida de alarma

Módulos del acondicionador de energía para el segmento ___ _ (Se muestra configur.ación redundante)

Portador DIN

Conexión del sistema

Alarma del portador

para dar a conocer que se ha presentado una fa­lla. Si cualquiera de los módulos individuales falla, los reemplazos pueden sustituirse "en caliente" sin interrumpir la operación del segmento. Los módu­los del acondicionador de energía se enchufan en un portador DIN (Ver Figura 2), el cual puede alojar cuatro u ocho módulos para proporcionar energía redundante a dos o cuatro segmentos FIELDBUS. Para una configuración redundante, cada par de módulos acondicionadores de energía requieren dos entradas de suministro de energía y una sola conexión al segmento FIELDBUS. La instalación no es difícil, debido a que un acondicionador redundante de energía no requiere que se hagan cambios en el segmento, en los acopladores de dispositivos o en la tarjeta de interfaz. No obstante, en la mayor parte de los casos (de­pende del proveedor), el portador DIN puede alojar acondicionadores de energía del tipo "simplex" (no redundantes) o del tipo "duplex" (redundantes), pero no puede alojar a ambos simultáneamente. Es decir: no pueden mezclarse acondicionadores de energía redundantes y no redundantes en el mismo portador DIN. Por consiguiente, al determinar cuáles segmen­tos críticos del FIELDBUS tendrán acondicionadores de energía redundantes, tenga cuidado de planear el cableado FIELDBUS de tal manera, que los segmentos críticos se conecten al portador DIN apropiado. Troncos redundantes Puede ser necesario proporcionar redundancia en el cable del segmento principal o "tronco", cuan­do se trata de un segmento de un proceso crítico. Un procedimiento de esta naturaleza, protege a unidades de proceso críticas contra interrupciones de operación, si algo sucediera al cable principal; como pudiera ser un montacargas que aplaste un cable, presencia de agua en el tubo conduit y una multitud de problemas que pudieran presentarse en el campo. Si es posible transferir el sistema a un segmento de respaldo o redundante, podrá conti­nuar el proceso en operación.

Circuito de protección contra picos de voltaje (Opción -S)

Fuente de suministro de energía #1 24VCC Fuente de suministro de energía #2

Sal ida eléctrica + indicación visible

Figura 6: Los acondicionadores de energ ía, tales como este TRUNKGUARD de MooreHawke, disponen de acondicionadores de energía redundantes y tiene dos fuentes de suministro. Si cualquier parte indivi­dual fa llara, el acondicionador continuará alimentando al segmento.

Julio-Septiembre 2008 lnTech México Automatización 21

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rnrv"\rt::>nte subrayar que los instrumentos FIELDBUS n continuar en funcionamiento por sí mismos

en caso de perderse la comunicación con el DeS (Sistema de Control Distribuido) anfitrión. En las ins-talaciones FOUNDATION FIELDBUS, los dispositivos de campo pueden comunicarse entre sí y continuar supervisando y efectuando operaciones de control, con base en los últimos puntos de ajuste proporcio­nados por el Des. No obstante, no pueden continuar en operación si el cable tronco se rompe, puesto que el cable suministra energía a los instrumentos. , Una manera de proporcionar redundancia es la du­plicación del segmento completo (Figura 7). Para ha­cerlo se requiere una tarjeta de interfaz (tal como H1 para FOUNDATION FIELDBUS) adicional, un acondicionador de energía adicional, cable adicional, acoplador de dispositivos adicional y finalmente, instrumentos de campo duplicados. En caso de falla de un segmento, el Des transfiere al segmento de respaldo.

.. Aun cuando esta solución resu lta extremadamente costosa, proporciona redundancia para cada dispo­sitivo en el segmento. Existe siempre un respaldo, sin importar lo que hubiera fallado. Para instalar un sistema de ésta naturaleza, deben determinarse las condiciones que obligarían al DeS a transferir segmentos y, a continuación, programar al DeS con ese criterio. Es necesario consultar con el provee­dor del Des para asegurarse de que el Des esté en condiciones de identificar una falla de segmento. Algunos DeS solamente pueden identificar la falla de una tarjeta de interfaz. Si este fuera el caso, es necesario idear alguna ma­nera para determinar que un segmento ha fallado. Es posible establecer un esquema de software que periódicamente audite los dispositivos del FIELDBUS, preguntando el estado del dispositivo. Si ninguno de los dispositivos responde, el software puede concluir que el segmento ha fallado y avisar al DeS que transfiera al segmento de respaldo. Sin embar­go, los procedimientos de mantenimiento se vuel ­ven muy complicados, con la necesidad de pasar por alto (override) dispositivos fuera de servicio y ' otras complicaciones. Una alternativa es utilizar el método de segmento tolerante a fallas con tarjetas de interfaz paralelas, acondicionadores de señal paralelos, dobles troncos (cables principales) y un acoplador de dispositivos de' campo (Figura 8). De esta manera se elimina la necesidad de duplicar los instrumentos de campo y evita aspectos difíciles de mantenimiento, en tanto que se mejora el Tiempo Promedio a Falla (MTIF) entre 7 y 10 veces y prácticamente sin costo. Los acondicionadores de energía determinan cuándo se presenta una rotura de cable, suspenden el suminis­tro de energía al tronco fallido y utilizan el cable de respaldo inmediatamente. Este método "tolerante

Sistema de control distribuido para proceso

Interfaz H1

Instrumentos fieldbus

Interfaz H1

o -- O [J(J ; ~ ~ t [J(J

1 ;~~~ - Q

9 111::1,1 9 Acoplador de dispositivos

• • • Acoplador de dispositivos

Figura 7: Un tipo de segmento FIELDBUS redundante, re­quiere la duplicación de cada componente, desde las tarjetas Hl hasta los instrumentos de campo. Si un seg­mento faifa , el Des transfiere al segundo segmento.

úl

, ... _---------------------------------------------------------------------------, , . . , , , . , Interfaces redundantes

FOUNDATION Fieldbus H1

Desconecta la energ ía a la tarjeta H 1 cuando se detecta cortocircuto

Comunicación de diagnóstico digital

I¡J la falla de cable de campo T , I U y suspende las comu nicaciones O ~

Detecta automáticamentees{l¡-~-I

, en ese lado del tronco 1-_-:-' __ --J.

QI '1 Un módulo integrado (opcional) para Hasta 350mA diagnóstico proporciona diagnóstico de energía am plio de la capa física fieldbus aislada,

redundante y acondicionada por segmento

¡Rotura!

Comunicaciones en segmento fieldbus sin interrupción --_...1 La longitud del

segmento puede ser hasta de 1900m. Las longitudes de cable en cada lado, no necesitan equilibrarse (balancearse) ..:

transfiere automáticamente al lado del tronco que

mantiene comunicación normal

Uti lizando TRUNKSA FE, puede ser innecesario duplicar todos los instrumentos fiel dbus

Figura 8: Un sistema FIElDBUS tolerante a faifa cuenta con dos segmentos. Al presentarse una faifa en una pierna del sistema, utiliza automáticamente la otra. No hay ne­cesidad de duplicar los instrumentos de campo.

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la" simplifica la instalación, porque no requiere mación especial del DCS.

Cuando el sistema tolerante a falla detecta la rotura de un cable, priva de energía a la tarjeta H1, de mane­ra que el DCS sabe que ha ocurrido una falla y puede transferir a la tarjeta H1 de respaldo. El DCS recibe también una alarma proveniente de la fuente de su­ministro, indicando que ha ocurrido una falla . Por otra parte y debido a que los acondicionadores de energía cuentan con auto-terminación, se aplica automática­mente la terminación apropiada al segmento. Un sistema tolerante a falla no requiere otro equi­po (hardware) especial; en efecto, los módulos del acondicionador de energía norma DIN de monta­je en riel, pueden instalarse en el mismo bastidor norma DIN como en el caso de módulos conven­cionales. No se requiere cableado especial para instalación en el campo, pero resulta aconsejable seguir rutas diferentes para cada uno de los ca­bles, de manera que un mismo incidente físico (daño por montacargas) no maltrate ambos cables simultáneamente. Cuando hay un cierto tipo de instrumento de cam­po con tendencia a falla, puede instalarse un ins­trumento redundante, conectándolo en cualquier estribación de reserva en el acoplador de dispositi­vos. Es obvio que el DCS tendrá que configurarse de acuerdo con la acción tomada, de manera que reconozca una falla del dispositivo y esté prepara­do para transferir al instrumento de respaldo.

Operación en áreas peligrosas Existen tres métodos para la instalación de FIELDBUS

en areas de riesgo: • Sistemas intrínsecamente seguros • Gabinetes a prueba de explosión • Equipo no incendiario

Los diseños de circuitos intrínsecamente seguros (1.5.) limitan la energía eléctrica a nivel del disposi­tivo a un valor inferior a los límites de explosividad del medio ambiente y la mantienen en el límite se­guro cuando se presenta la falla de un componen­te. Un circuito intrínsecamente seguro, como lo define el NEC (Código Eléctrico Nacional; E. U. de N. A.) es "un circuito en el cual una chispa o efecto térmico es incapaz de dar lugar a la ignición de una mezcla de material inflamable o combustible en aire bajo condiciones prescritas de prueba". Un circuito 1.5. utiliza un dispositivo de seguridad, tal como una barrera de seguridad, para limitar la ener­gía en el medio ambiente peligroso y debido a que el circuito 1.5. se clasifica como muy seguro, puede trabajarse en este sistema energizado sin necesidad de hacer pruebas de concentración de gas (comun­mente llamado "permiso para trabajar en vivo"). Un diseño e instalación a prueba de explosión (a prueba de flama/Exd en Europa) exige que si un combustible fuera encendido dentro del contene­dor, caja o gabinete del dispositivo, el contenedor retendrá la energía de la ignición y la dispersará dentro del area clasificada a un nivel lo suficiente­mente bajo como para evitar que se produzca una ignición secundaria fuera del contenedor. Los dise­ños a prueba de explosión requieren métodos es­peciales para su instalación y exigen que los dispo-

Área pel igrosa Área segura Des

r=f1 Terminador

Fieldbus

I L

Dispositivos Fieldbus

Red FOUNDATION Fieldbus (par de conductores trenzados)

Terminador Fieldbus T

o r

Interfaz H1

Barrera 1.5. ~1IOiI lIOiI

(Intrínsecamente 11 Segura)· ~

Fuente Fieldbus de suministro

de energía

Figura 9: Los sistemas Entity requieren una "barrera" que limita la energía al segmento y con ello, limita la cantidad de dispositivos FIElDBus.

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NI-Week 2008

sitivos eléctricos y contenedores, cajas o gabinetes estén clasificados "a prueba de explosión" (NEMA 7/9) para el area considerada. Este tipo de sistema no permite trabajar en él estando energizado, a menos que se disponga del certificado de concen­tración de gas (Gas Clearance Certificate). Un circuito no incendiario, según lo define el NEC (National Electrical Code), es "un circuito, diferente del alambrado de campo, en donde un arco o efecto térmico generados bajo las condiciones deseadas de operación del equipo, es incapaz, bajo condiciones de prueba especificadas, de encender la mezcla de gas inflamable-aire, vapor-aire o polvo-aire". Los diseños de circuitos no incendiarios, no toman en cuenta la falla de componentes yen consecuen­cia, ofrecen un nivel reducido de seguridad en com­paración con el diseño de circuito intrínsecamente

Figura 10

seguro; por lo tanto, solamente son permitidos para operar en División 2/Zona 2. Existen dos tipos fun­damentales: no productor de arco, que no permite trabajar en él estando energizado, a menos que se cuente con el certificado de concentración de gas (Gas Clearance Certificate) y el circuito limitado en energía, que es como un 1.5. para pobres y puede trabajarse en él estando energizado. En tanto que los tres métodos descritos han sido uti­lizados para instalaciones FIELDBUS, el más solicitado (especialmente en Europa) es el intrínsecamente se­guro. Puede considerarse que esto representa una continuidad histórica: los sistemas 1.5. fueron exce­lentes para módulos electrónicos analógicos que requerían acceso frecuente en el campo y para el ajuste de interruptores límite en válvulas.

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Los dispositivos FIELDBUS no tienen ajustes físicos o algo parecido que sean accesibles en el campo y todos los cambios se efectúan por medio de las comunicaciones en los segmentos; de manera que aceptar la aflicción de trabajar con FIELDBUS 1.5. (y ciertamente puede ser bastante aflictivo) es total­mente innecesario. No obstante, las especificaciones de las empresas no siempre siguen rápidamente a la tecnología, de manera que se explicará cómo minimizar esa afec­ción cardiaca. Instalación de sistemas intrínsecamente seguros Los métodos de instalación intrínsecamente segu­ros para FIELDBUS comprenden:

• Entity (Unidad colectiva) • FISCO (Concepto intrínsecamente se­guro FIELDBUS) • Entity con arquitectura dividida

Un sistema Entity requiere el uso de "barreras", es decir, dispositivos que limitan la cantidad de corrien­te que puede entrar al area peligrosa (Figura 9). En términos generales, el FIELDBUS intrínsecamente seguro se basó originalmente en la especificación de FOUNDATION FIELDBUS FFB16. Los sistemas Entity son sumamente confiables , especialmente cuan­do descansan en limitación de corriente simple por el método resistivo; aspecto que permitió que los parámetros Entity para dispositivos de campo sean por lo menos 24V/250mA/1.2W. Estas barreras permiten cerca de BOmA para los Grupos de Gas ABCD (NEC; National Electrical Code) o \lC (lEC; International Electrotechnical Comission). El problema mayor al instalar un sistema Entity, es la gran cantidad de barreras necesarias y el tamaño del espacio de gabinete que se requie­re en el "area segura" (Figura 10). Debido a que cada barrera puede trabajar solamente con cua­tro dispositivos FIELDBUS, se hace necesario una gran cantidad de segmentos FIELDBUS. Ejemplo: Un segmento FIELDBUS convencional (no peligro­so) con 16 dispositivos de 20mA, tendrá que di­vidirse en cuatro segmentos en area peligrosa. Cada segmento requiere una tarjeta de interfaz H1 o PA, fuente de suministro y acondicionador de energía, barrera, cable tronco y un acoplador de dispositivos. .: El sistema FISCO (Concepto intrínsecamente se­guro FIELDBUS) proporciona 115mA, en lugar de solamente BOmA, permitiendo que una fuente de suministro FISCO (Concepto intrínsecamen­te seguro) alimente alrededor de cinco dispo­sitivos FIELDBUS convencionales. ADVERTENCIA: Algunos instrumentos FISCO para FIELDBUS se han diseñado para tomar una corriente menor (12mA o 15mA). Algunos fabricantes poco es­crupulosos utilizan esas cifras para pregonar que los sistemas FISCO alimentan más dispositivos; no obstante, considere que menos corriente generalmente significa menos capacidad de los propios dispositivos. __

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... Continuación

Intel Editor's Day 2008

... Continuación

---

Wyatt Partney.

Eastman Chemical Company seleccionó sensores de pH de la serie Foxboro DolpHin™ de Inven­sys, para resolver varios problemas en una Lava­dora de Gas en el complejo de Longview, TX. El nuevo sensor de la serie DolpHin™ contribuyó significativamente en la disminución del costo de mantenimiento, reducción en la limpieza del equipo, calibración y partes de repuesto y con esto, ahorros en el precio de fabricación . Antecedentes Eastman Chemical Company, Texas. Produce rpás de 60 importantes productos químicos y plásti­cos para vender a clientes de todo el mundo. Su operación ocupa alrededor de 1,800 personas para producir y embarcar anualmente 1,451 mi­llones de Kg. o 3.99 millones por día. La lavado­ra de gases Eastman utiliza agua y sosa cáustica al 20% Hidróxido de sodio para remover el ácido hipoclorhídrico de la corriente de gas de cola an­tes de ser venteado. Para resolver los rigurosos estándares de calidad de Eastman y para cumplir con los requisitos de Federal Resource and Conservation Recovery Act (RECRA) de USA, La compañía debe asegu­rarse de que el contenido ácido en el gas de las emisiones esté dentro de los niveles aceptables.

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La medida del nivel de pH en la solución cáustica es crítica para poder controlar el lavado del gas y mantener los límites permisibles. Más allá de la supervisión y control ambiental, el costo por reducir al mínimo el consumo de productos quí­micos relacionados al tratamiento, depende di­rectamente de la confiable medición del pH . Los viejos sensores requieren frecuentes reemplazos Para supervisar los niveles de pH, la lavadora uti­liza dos sondas redundantes para garantizar una operación continua en caso de que alguna falle . Las puntas de prueba se conectan a un sistema cerrado automático que aborta la operación de lavado en caso de que los límites de pH salgan del rango permitido. Dentro de los desafíos significativos presentes del lavador, están las condiciones operacionales para los sensores de proceso de pH. Estas condicio­nes incluyen la exposición al cáustico del líquido a una temperatura de operación nominal de 85°C y un pH superior de 10.5. Debido a las condiciones severas en el lavador, los viejos sensores del pH tuvieron que ser subs­tituidos frecuentemente a dos semanas de su ins­talación y en ocasiones tres veces por semana. Debido a que los sensores no soportaban el am­biente, las lecturas no eran exactas, lo que provo­caba que los operadores utilizaran más producto del necesario, dando por resultado valores de pH más altos y llevándolo por encima su requerimien­to, elevando con esto los costos de producción. Los valores de pH más altos, alternadamente, in­crustaban los cristales del agua en los sensores, dando por resultado un funcionamiento inexacto e índices más rápidos de falla . El resultado final de este efecto en cadena era inaceptable, altos costos de fabricación y de mantenimiento. La "falta frecuente del sensor causó mediciones no fiables de pH que requirieron muestras adicio­nales para ser analizadas por los operadores en el laboratorio," comento Wyatt Partney, Senior control system technician, de Eastman, Longview . "Esto resulto en un decremento en la eficiencia del proceso," dice Partney. La solución: Sens1>res de pH de la serie 001-pHin™ Foxboro Los ingenieros de proyectos de operación del la­vador y el grupo de control de proceso que tra ­bajaban en el plan de crecimiento de la compa­ñía buscaban actualizar los sensores existentes. Después de determinar que el proveedor de los sensores existentes no contaba con una nueva generación y otras opciones no se adecuaban a los requerimientos de trabajo Eastman Chemical decidió probar la línea de sensores de pH de alta Temperatura, DolpHin™ Foxboro. Diseñado especialmente para el uso en la industria con aplicaciones que cubren todo el rango de la es­cala de pH, fuertes concentraciones químicas, alta

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cantidad de sólidos, trabajo en alta temperatura y ciclos de temperatura de alto a bajo, le serie de sensores de pH DolpHin fue la elección adecuada. La formulación del cristal única del sensor de pH, proporciona estabilidad, exactitud en la medición y una vida útil más larga en usos de alta tempera­tura de hasta 250 grados de F (121 grados C). El cristal del pH también aumenta la respuesta acele-

lOO

rándolo cinco veces más y proporcionando tiem­pos de utilización más largos, comparados con los sensores convencionales. La nueva construcción del electrodo de referencia del sensor incluye una barrera del ion para proteger y para estabilizar el potencial de referencia en condiciones severas. Ambos electrodos se empaquetan en una cubier­ta mecánica rugosa que facilita la instalación, el retiro, la limpieza, y la calibración, reduciendo el tiempo de mantenimiento y los costos. Los nuevos sensores proporcionan nuevas venta­jas. Los resultados de la prueba a los sensores DolpHin en Eastman fue impresionante. La for­mulación del cristal del sensor de pH Dolphin, in­cremento la vida útil a seis meses, seis a uno del tiempo de operación con los sensores anteriores que trabajaban correctamente de 3 a 4 semanas en el mejor de los casos. La vida perceptible­mente más larga proporcionada por los sensores DolpHin redujo la cantidad de sensores y los cos­tos de reemplazo relacionado al mantenimiento. "Con los sensores DolpHin™ Foxboro del pH, en el equipo de Eastman, los costos de mantenimiento fueron ocho veces más bajos que con los sensores anteriores, y la eficacia de operación de nuestro lavador de gases fue optimizada, "aseguró Part­ney" . De hecho, los sensores Delfín fueron la me­jor solución al problema de altos costos, medición confiable de pH, y optimización del proceso para nuestros lavadores, por lo también los implemen­tamos en otros usos exigentes", agregó. Además de reducir el número de equipos y los costos de mantenimiento, los sensores Delfín proporcionan lecturas más exactas del pH, lo que nos asegura que los operadores del control pueden utilizar la medición en línea de pH para optimizar la eficacia de las operaciones del lava­dor. Los sensores nuevos han dado lugar a una disminución del 50% de la cantidad de cáustico usado como resultado de la medida inexacta del nivel de pH que hizo a los operadores agregar continuamente la solución al proceso. __

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• New Tech. pH Sensor

• Standard pH Sensor A

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Number of days at 1000 e

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ducto AADvance representa los últimos avan­ces tecnológicos en Sistemas de Seguridad y Con­trol Crítico; la experiencia adquirida por ICS Triplex durante sus 40 años de existencia se ha podido conjugar en un producto que ofrece la máxima fle­xibilidad en tolerancia a fallas y en escalabilidad. Se puede utilizar AADvance en cualquier aplica­ción en donde se requiera la más alta confiabilidad y disponibilidad en línea. Ejemplos de estas apli­caciones son: Sistemas Instrumentados de Seguri­dad/ Sistemas de Paro por Emergencia (ESD), Sis­temas de Fuego y Gas (F&G), Sistemas de Control de Calderas (BMS) y Sistemas de Protección de Presión de Alta Integridad (HIPPS), entre otros. El primer prototipo de este producto AADvance fue comisionado en Noviembre de 2007. Se con­sidera AADvance una innovación debido a que otros sistemas de seguridad y control crítico dis-

.. ponibles en el mercado no son tan flexibles en su configuración tanto en tolerancia a fallas como en escalabilidad AADvance elimina las limitantes asociadas con esos sistemas al permitir la máxima flexibilidad de configuración en su arquitectura, y la eliminación del requerimiento de un chasis, lo que contribuye a su flexibilidad. ICS Triplex espera muy pronto contar con referen­cias de aplicación del Sistema ADDvance en Méxi­co en Plataformas costa-afuera, Refinerías, Termi­nales de Distribución, y en la Industria Privada. Contacto: Ing. Eduardo Mota Teléfono: 5545-0610 (DF) E-Mail: eduardom@icshou.com

2do. Lugar .... .,.. NATIONAL " INSTRUMENTS·

Producto: LabVIEW 8.5

1 ero Lugar

icstriplex A~"""""c.....,.

Producto: AADvance

NI LabVIEW 8.5 es un ambiente de desarrollo de sis­temas mediante programación gráfica para crear rápidamente aplicaciones flexibles y escalables de medición, control y automatización en un menor costo. Con LabVIEW,los ingenieros e investigadores interactúan con señales del mundo real, analizan da­tos para extraer información valiosa y comparten sus resultados a través de pantallas, reportes y la web. NI LabVIEW 8.5 está disponible desde agosto del 2007 y como beneficio, cuenta con un desarrollo gráfico LabVIEW 8.5 el cual simplifica la progra­mación de sistemas multinúcleo, gracias a su len­guaje de programación paralelo e intuitivo. Lab VIEW 8.5 cuenta con soporte para multiprocesa­miento simétrico (o SMP) en su módulo de Lab­VIEW Real-Time. Esta tecnología es un proceso del sistema operativo del tiempo real para poder auto-balancear las diferentes tareas de ejecución a lo largo de los diferentes núcleos disponibles en el procesador, de tal forma que la carga de trabajo es equitativamente repartida entre los núcleos. En el Instituto Max Plank en Munich Alemania, los

• investigadores utilizaron técnicas de programación en paralelo en Lab VIEW para realizar el control de plasma en un reactor de fusión nuclear, el tokamak ASDEX. Este programa se ejecuta en un servidor con procesador de ocho núcleos y realizando ope­raciones de matrices en paralelo para mantener el lazo de control a velocidades de 1 ms. Gracias a las capacidades de ejecución de LabVIEW 8.5 en procesadores multi núcleo "fue posible obtener mejoras en la velocidad de ejecución hasta 5 veces utilizando el procesador de un solo núcleo" (Louis Giannone, investigador líder de proyecto). Contacto: Lic. Berenice Peralta Teléfono: 018000100793 E-Mail: berenice.peralta@ni.com

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Modems SRM 6220 y SRM 6320 ya están dis­bies y son los mas novedosos en el merca­

do, ya que tienen el concepto "híbrido", capaces de comunicar Ethernet y Serial al mismo tiempo. Una capacidad adicional es la conversión del pro­tocolo DF-1 a Ethernet IP. Los Radio Modems SRM 6220 y SRM 6320 son ex­tremadamente adaptables y resistentes ya que se pueden utilizar en cualquier tipo de aplicaciones in­dustriales y soportan ambientes robustos donde se requieran comunicaciones Ethernet y/o serial. Así como conversión de protocolo DF-1.Esto aunado a la característica que tiene la banda de 900 Mhz de ser la banda más confiable para aplicaciones de control. Los Modems SRM 6220 y SRM 6320 fueron lanza­dos a finales de 2007 y son productos que como beneficio permiten con un solo equipo transmitir los dos protocolos, así como aplicaciones con equi­pos con comunicaciones mixtas seriales y Ethernet.

·.por otro lado, equipos con comunicación serial DF-1 ahora se pueden integrar a la red Ethernet IP y los SRM 6220 y 6320 hacen el trabajo de con­versión y comunicación inalámbrica en la banda más segura y confiable. Como referencia de aplicación se puede instalar en Sistemas de Agua y Plantas Tratadoras de Agua, Minería-Sistemas de Telemetría en Desa­rrollo Mineros de San Luis. Automotriz- Líneas de ensamble y Sistemas de Almacenamiento Auto­mático (ASRs) entre otras aplicaciones. Contacto: Ing. Vicente Pérez Teléfono : (81) 83356080 Website : www.lasso.com.mx

4to. Lugar

InPAlmOn Producto: DALSA VA61

3er. Lugar

Producto: Radio Modems SRM 6220 y RSM 6320

DALSA VA61 es el más avanzado de los sistemas de proceso para visión artificial de la marca DALSA. El sistema permite la conexión de hasta 8 cáma­ras Gigabit Ethernet de manera simultánea, el procesamiento permite toda clase de aplicacio­nes (desde la detección de defectos en produc­tos, hasta la metrología más precisa), con inter­conexión con cualquier PLC, ROBOT, o sistema electrónico industrial, y la potencia de proceso permite analizar hasta 50 imágenes por segundo por cada cámara . Este sistema se encuentra disponible desde ene­ro del 2008. Este tipo de productos provocan un replantea­miento de las aplicaciones de visión artificial. La posible conexión de diferentes cámaras a un mismo sistema de proceso a un precio equipa­rable o de una cámara inteligente nos da la po­sibilidad de analizar cada producto de una línea

' de producción desde diferentes puntos de vista, a modo de comprobar calidad, medida, leer sus datamatrix o código de barras para verificarlos, identificar la referencia por sus aspectos visuales, y en caso de detectar problemas avisar a un me­canismo de extracción, comunicar una señal en la red ethernet de la fábrica, dar avisos por sus salidas programables, comunicar el problema un PLC mediante serial, dar datos para la identifica­ción del producto, etc. Una aplicación interesante es la aplicación de sis­temas multicámara en la industria del plástico. Contacto: Ing. Juan José Mañas Lara Teléfono: (442) 2151415 E-mail: infaimon.mx@infaimon.com

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ling Smart es un sistema de alineación pre­de máquinas rotatorias mediante rayo láser,

fáci de operar, diseño ergonómico y manejo inte­ligente de la información. Esto lo convierte en una herramienta perfecta para el mantenimiento pre­dictivo y correctivo de maquinaria rotativa como bombas, motores, cajas de engranaje y compreso­res con necesidades de alineación precisa. El uso de este novedoso equipo nos permite:

-Eliminar los costosos paros de línea no programados. -Disminuir los costos de reparación de má­quinas rotatorias. -Disminución de inventarios por refraccio­namiento. -Reducción de horas hombre en manteni­miento. -Aumentar la eficiencia en el desempeño de las máquinarias. -Ahorro de energía.

En resumen, el Optaling Smart nos va a permitir disminuir costos y aumentar la productividad y la vida útil de las maquinarias, detectando y corri­giendo en forma oportuna una posible falla debi­da a una mala alineación . Contacto: Lic. Dulce González Teléfono: (55) 5754 3087 E- Mail: ventas@inymet.com.mx Web site: www.pruftechnik.com

6to. Lugar

113-J·II1:1511 Producto: UFM 3030

Sto. Lugar

IN>'Mt!1 lN5rfWMl!Nl..c1ÓN

Producto: Optaling Smart

El medidor UFM3030 es un medidor de flujo ul­trasónico tipo carrete de 3 haces para medición de líquidos, su característica de 3 haces garantiza una medición muy confiable sin importar las con­diciones del perfil de flujo (Laminar, Turbulento o Transición). La ventaja principal de este medidor es que, al no tener partes mecánicas en movi­miento o fijas dentro del sensor, no existe ningún tipo de desgaste, por consiguiente se considera "Libre de Mantenimiento" . El producto fue lanzado al mercado en 2004 en Estados Unidos, pero en México, a partir del 2005. Actualmente se encuentran diversas tecnologías para la medición de productos, sin embargo, Kro­hne ha desarrollado a través del medidor ultrasó­nico tipo carrete UFM3030 un equipo que ofrece una excelente precisión 0.5% así como un equipo libre de mantenimiento para no tener ningún tipo de partes móviles en su interior ofreciendo una alternativa para el nuevo reto que se presentará en México dentro de poco. Biocombustibles. O Contacto: Ing. Leopoldo González Ramos Teléfono: Méx -018332176190

USA- 978-535-6060 ext. 1216 E-Mail: Gonzalez@krohne.com

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La técnica de medición del pH en el día a día industrial Son precisamente los parámetros de los análisis de procesos - incluyendo las mediciones de pH -los que requieren con mayor frecuencia que otras magnitudes una calibración o ajuste periódicos y un mantenimiento regular. En las plantas quími­cas de producción de Lanxess, las mediciones de pH constituyen actualmente por término medio aproximadamente un 25 por ciento de los sistemas analíticos que se emplean, debiéndose señalar en este sentido que en algunas de las plantas se uti­lizan más de veinte sistemas. Así, por ejemplo, en la producción de ácido sulfúrico están instaladas aproximadamente 50 mediciones de pH, y en la producción de óxido de hierro son unas 100. Frecuentemente incluso hay que calibrar/ajustar varias veces por semana para mantener un pH reproducible durante el funcionamiento perma­nente de las instalaciones. Los clásicos sistemas analógicos y de alta resistencia que se aplican son muy sensibles a la humedad, los puentes salinos, las perturbaciones CEM y las colisiones de poten­cial. Ello hace que se tengan que calibrar juntos el sensor, el cable y el transmisor, lo cual conlleva una gran carga de trabajo sobre el terreno para el técnico de servicio. A menudo, los fallos sola­mente se pueden diagnosticar cambiando alter­nadamente el cable y/o el sensor. Además, para poder realizar una calibración o un ajuste en una instalación se tienen que llevar soluciones tampón y de limpieza, además de agua. Por si acaso es necesario cambiar un electrodo hay que tener a la mano electrodos de repuesto, y en tal caso tam­bién se tiene que realizar la primera calibración in situ. Todo ello requiere unos preparativos minu­ciosos, además de tener que llevar perfectamente empaquetado todo el equipo a la instalación. Los puntos de medición están frecuentemente situa­dos en lugares de difícil acceso, lo cual significa que el personal tiene que trabajar en una plata­forma elevadora, subido en una escalera o aga­chado. También debe tenerse en cuenta que el técnico de servicio debe dar parte de su llegada a la planta, recibir las instrucciones de segwidad pertinentes y llevar consigo el correspondiente equipo de seguridad. Las dificultades aumentan cuando es necesario eliminar alguna anomalía por la noche, o durante los fines de semana, ya que para ello se tiene que incluir en la planificación del servicio al personal necesario. En todos los casos, durante la operación de mantenimiento no se dis­pone del valor de medición. Técnica digital de sensores - Memosens La tecnología de sensores Memosens de Endress+Hauser está revolucionando la me­trología analítica. Actualmente se dispone ya de sensores para los parámetros pH, oxígeno disuelto y conductividad, y próximamente tam­bién para cloro y turbidez. Especialmente para

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la técnica de medición del pH, Endress+Hauser suministra sensores de todos los tipos que hacen posible el funcionamiento seguro de cualquier instalación . El usuario puede elegir el sensor óp­timo para su proceso específico entre sensores con electrolitos con líquido, gel o polímeros y diversos tipos de diafragmas, por ejemplo de ce­rámica, de teflón o los denominados diafragmas abiertos. Entretanto también se pueden ofrecer sensores de esmalte de la firma Pfaudler con tec­nología Memosens. El catálogo se completa con los sensores ISFET. Con él se puede seleccionar el sensor ideal para cada aplicación . Lo innova­dor de la tecnología Memosens es que la digita­lización de la señal de medición analógica tiene lugar directamente en el sensor, y que, además de transmitirse los valores de medición actuales, se memorizan todos los datos relevantes para la calidad, tales como la temperatura, los valores de calibración/ajusté, el lugar de emplazamiento, el número total de horas de funcionamiento o los tiempos de funcionamiento en condiciones extre­mas del proceso. Gracias a ello se puede lograr una evaluación óptima del punto de medición, independientemente de su ubicación. Además, con esta medición del pH no se produce ninguna de las anomalías con las que la técnica analógi­ca clásica tenía que luchar. La disponibilidad de los datos del sensor en cualquier lugar permite cambiar la estrategia de mantenimiento, lo cual reduce sensiblemente los costos en comparación con el modo de trabajo anterior. Nueva estrategia de mantenimiento en Lanxess Gracias a la tecnología Memosens se pueden

4

46

centrar en un solo lugar todas las acciones antenimiento de los sensores de pH, tales

como la limpieza, acondicionamiento, regene­ración, calibración o ajuste . Con este fin, en la planta de Lanxess en Leverkusen se ha diseñado un servicio central de pH con un puesto de cali­bración de pH ("laboratorio pH") controlado por computadora, que se encarga del manten imiento y la administración de los sensores de pH de las diferentes plantas industriales. Las condiciones reproducibles de laboratorio permiten una cali­bración más precisa y, por consiguiente, el con­trol del proceso de mayor exactitud. A ello hay que añadir el hecho de que con la regeneración y limpieza periódicas de los sensores de pH se prolonga su vida útil. Naturalmente, este concepto también aumenta la disponibilidad de los puntos de del pH en la planta y ahorra costos adicionales, ya que la sustitución

--de los sensores puede ser llevada a cabo por el propio personal de la empresa, pues no requie­re conocimientos especiales sobre la técnica de medición del pH. Los sensores únicamente tienen que ser sustituidos localmente por sensores cali­brados. Esto reduce en más de un cincuenta por ciento los tiempos de mantenimiento en las insta­laciones. Otro de los componentes esenciales de esta estrategia de mantenimiento es su efectiva gestión de los datos y los sensores. Mediante una base de datos (Memobase) de nueva concepción, todos los datos específicos de cada punto de me-

Proceso

Proceso

dición los datos de calibración/ajuste y los datos del proceso son registrados y gestionados centra­lizadamente mientras se calibran los sensores. Con esos datos se realiza el seguimiento y el análisis del ciclo de vida completo de un sensor, desde que llegan al almacén hasta su desecho. Los sis­temas de medición y los planes de mantenimiento pueden ser analizados en esta base de datos y, en caso conveniente, optimizados. De este modo, el mantenimiento preventivo con una gestión de los activos perfeccionada pasan a formar parte inte­grante de la nueva estrategia de mantenimiento. La base de datos Memobase gestiona todos los nú­meros de tag y contabiliza los nuevos sensores de determinados puntos y circuitos de medición o de secciones de la planta. Así, en la base de datos es­tán vinculados coherente e inconfundiblemente los números de tag, los números de serie del sensor, el tipo de sensor y los datos de la primera calibración. En la base de datos se registra automáticamente el historial de cada sensor al realizar las calibraciones subsiguientes, agregándolas a la aplicación. Las evaluaciones para el aseguramiento de la calidad pueden realizarse así en todo momento. Cuando el gerente o el responsable de calidad necesitan esos datos, se puede acondicionarlos apropiadamente, o también proporcionarlos en una copia de trabajo. Con este procedimiento es posible por primera vez realizar evaluaciones sistemáticas sobre el rendimiento de los puntos ~e medición. Ya no es necesario llevar un libro de

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puntos de medición . El sistema de números de muy fácil manejo, descarta la posibilidad

de que se confundan los sensores, y cada sensor va allí donde debe medir, inequívocamente y con fiabilidad . Si se persigue una seguridad aun ma­yor, con los transmisores de la generación Liqui ­line se pueden activar la verificación del número tag y la alarma del tiempo de calibración . Con ello se impide la posibil idad de que se conecten sensores equivocados, o sensores que tengan una antigüedad excesiva con respecto a la última fecha de calibración . El sistema de gestión de los sensores garantiza que el personal de la empresa siempre disponga de una cantidad suficiente de sensores. Así, el personal siempre tiene la capa­cidad de eliminar cualquier anomalía en la medi­ción del pH en unos minutos, de d ía, de noche y durante el fin de semana, y sin necesidad de

.. especialistas. Rentabilidad de la tecnología digital de sensores Se plantea la cuestión de la rentab ilidad de un cambio en la estrategia de mantenimiento de las mediciones del pH aplicando la tecnología digital de sensores . A continuación tomaremos en consideración dos casos diferentes:

• La instalación nueva de puntos de me­dición del pH con técnica analógica o di­gital instalando al mismo tiempo el"labo­ratorio pH" • El reequipamiento de los puntos de medición del pH existentes aplicando la tecnología de sensores Memosens. El personal de la empresa cambia los elec­trodos, por lo que no se originan costos adicionales para la empresa. En el primer caso se instalan 10 puntos de medición nuevos. En el futuro, cada punto de me­dición estará sujeto a una calibración mensual y a un cambio de electrodos semestral. Partiendo de los tiempos co­nocidos para el mantenimiento in situ y en el laboratorio pH, se han calculado los costos totales que originarían la tec­nología analóg ica alternativa y la tecno-

logía Memosens durante un periodo de 5 años. Como se muestra en la imagen, el sobrecosto que supone la instalación de la tecnología digital, principalmente por los costos de instalación del labora­torio de pH, se amortiza al haber pasado tan sólo un poco más de un año, como consecuencia de unos costos de mante­nimiento anuales menores comparados con los de la tecnología analógica . Con el ejemplo de una planta de producción de Lanxess examinaremos la rentabili­dad que aporta el reequipamiento de la técn ica analógica existente sustitu­yéndola por técnica digital. Considera­mos el reequipamiento de 48 puntos de medición del pH en esta planta de pro­ducción. En la mayoría de los puntos de medición se lleva a cabo una calibración/ ajuste semanalmente, en casos individua­les se realizan incluso tres calibraciones/ ajustes cada semana. La limpieza de los electrodos se efectúa siguiendo planes de mantenimiento específicos para cada punto de medición. Una estadística de las fallas ocurridas durante muchos años proporciona información sobre el núme­ro de cambios de electrodos requerido.

La técnica de medición analógica existente ori­gina unos costos de mantenimiento anuales de aprox. 100,000 € . El reequipamiento con la téc­nica digital reduce los costos de mantenimiento anuales a aprox. 45,000 . Este reequipamiento requiere unas inversiones de aprox. 70,000 €, lo cual corresponde a un retorno de inversión de aprox. 1,5 años . Es evidente que la rentabilidad de un reequipa­miento queda determinada decisivamente por los intervalos de calibración y limpieza, por lo que las consideraciones específicas sobre renta­bilidad deben hacerse para las fábricas/ unida­des industriales individualmente. Las evaluacio-

.nes de los puntos de m dición del pH instala­dos en Lanxess con la tecnología de sensores Memosens revelan que, además de reducir los costos de mantenimiento, aumenta la calidad de la medición del pH y se p rolonga la vida útil de los sensores de pH . __

lnTech México Auto matización Ju lio-Septiembre 2008

Seminario organizado por la FIELDBUS FOUNDATION en la Ciudad de México

... Continuación

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i ...

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Reseña Expo Control 2008

De Izq. a Der. Ing. Armando Arenas Briones Subdirector de Producción PEMEX Gas y Petroquímica Básica, Mr. Ge­ra id Cockrell Presidente Electo de ISA Estados Unidos, Ing. Carlos San Germán Flores, Presidente de ISA Sección Central México, Ing. Francisco Toscano, Subdirector de PEMEX Refinación, Lic. Patricia Borja Aburto, Directora de la Industria Eléctrica y Electrónica de la Secretaría de Eco­nomía, Ing. Roberto Vidal León, Gerente de Laboratorio de Pruebas de Equipos y Materiales de CFE.

De izq. a Der. Ing. Miguel Esquivel, Ex Presidente de ISA Sección México, Ing. Carlos San Germán Presidente de ISA Sección México, Mr. Gerald Cockrell, Presidente Electo de ISA Estados Unidos, Ing. Rodolfo Cigala Ex Presidente ISA Sección México, Ing. Fernando Araujo Ex Presidente ISA Sección México, Ing. Pedro García Vicepresiden te ISA Sección México, Ing. Alfonso Rangel Comité de Membre­sía ISA Sección México.

En un ambiente primordialmente tecnológico se llevó a cabo la Trigésima Edición de la ISA Expo Control 2008 en el Centro Banamex de la Ciudad de México los d ías 11,12 Y 13 de junio pasado. El objetivo principal fue mejorar el desarrollo profesional de los asistentes que interactuaron en los distintos sectores del mercado como Man­tenimiento, Comunicaciones Inalámbricas, Con­trol Ambiental, Robótica, Seguridad (SIS) y des­de luego, la Instrumentación, Automatización y Control de los Procesos Industriales. El Ing. Carlos San Germán Flores, Presidente de ISA Sección Central México dio la bienvenida a los asistentes en un discurso inaugural, en el que con­tamos con la presencia de distintas personalida­des como Mr. Gerald Cockrell, Presidente Electo de ISA Estados Unidos, El Ing. Armando Arenas Briones, Subdirector de Producción PEMEX Gas y Petroquímica Básica, el Ing. Francisco Toscano, Subdirector de PEMEX Refinación, la Lic. Patricia Borja Aburto, Directora de la Industria Eléctrica y Electrónica de la Secretaría de Economía, y ellng. Roberto Vidal León, Gerente de Laboratorio de Pruebas de Equipos y Materiales de CFE. ISA Expo Control brindó la oportunidad de com­partir las tendencias más actuales de los procesos industriales que se presentaron dentro del piso de exhibición, aunado a los Pabellones de Segu­ridad, Innovaciones In Tech e Internacionales. El evento estuvo cobijado con un amplio pro­grama técnico donde se incluyeron los cursos de capacitación como: Sistemas de Control Super­visorio y Adquisición de Datos SCADA, Diseño y Simulación de Sistemas de Control Electroneu­mático Basado en PLCs, Introducción al Diseño de Interfases Humano-Máquina para la Visualiza­ción y Gestión de Datos usando Visual Basic, Ad­ministración de Proyectos de Instrumentación y Control de Procesos, y Administración y Calidad Total en el Mantenimiento de Sistemas de Instru­mentación y Control. ... Este esquema se complementó con el Curso Propedéutico y Examen de Certificación Técnico en Sistemas de Control Nivel I (CCST) por sus si­glas en inglés, en donde los técnicos en control y automatización comprobaron sus habilidades y experiencias e implementaron de manera efi ­ciente los conocimientos teóricos y prácticos en los sistemas de control permitiéndoles obtener un aval a nivel mundial por una institución como lo es ISA. El Pabellón de las Innovaciones Tecnológicas In­Tech fue el espacio idóneo donde se presentaron los seis productos de tecnología mas innovadora,

lnTech México Automatización Juli o- Septiembre 2008

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Aspecto de una de las sesiones en el Stand de SIDOE de PEMEX, Exploración y Producción.

Asistentes al Curso Administración y Calidad Total en el Mantenimiento de Sistemas de Instrumentación y Control.

Asistentes al Curso Diseño y Simulación de Sistemas de Control Electroneumático Basado en PLC's.

Dentro de la exhibición.

los cuales fueron seleccionados por un jurado calificador provenientes del ramo industrial, las empresas ganadoras fueron: ICS Triplex, National Instruments, LASSO, Infaimon, INyMET y Krohne. El Pabellón de Seguridad; se conformó por im­portantes empresas como: Pepperl+Fuchs, Yvo­luc, Schneider Electric, ASCO, Siemens y Drager, en un espacio dentro del piso de exhibición que reúne a todas aquellas empresas dedicadas a la Seguridad Funcional. Complementando el programa técnico de la Expo Control 2008, se presentaron más de 60 conferen­cias Técnico- Comerciales con un alto nivel tecno­lógico en donde las compañías presentaron sus productos de manera gratuita en salones acondi­cionados para dar a conocer las más recientes tec­nologías de incorporación en el mercado. Como valor agregado a esta exposición, disfru­tamos de la desatacada participación de PEMEX Exploración y Producción, a través de la Subdirec­ción de Ingeniería y Desarrollo de Obras Estraté­gicas (SIDOE) quienes compartieron sus experien­cias, presentando al personal técnico especializa­do de compañías contratistas que han participado en el desarrollo de los proyectos construidos en los últimos años: PB-KU-M, PB-KU-H, PB-KU-A2, Y PB-KU-S. Buscando de manera conjunta la me­jora continua en el diseño e implementación de estos sistemas de monitoreo, control y seguridad, fomentando un intercambio de experiencias en las áreas de: Automatización y Control , Sistemas de Control de Proceso y Seguridad, Informática y Comunicaciones, Plataformas de Comunicación, Redes de Computo entre otras. De esta manera, ISA Expo Control 2008 reafirma su posición como la exposición líder en las áreas de Instrumentación, Automatización y Control. Ofreciendo soluciones a las necesidades del mer­cado industrial en México, así como apoyando a la difusión de los últimos avances tecnológicos.

Reseña Foro de Seguridad

El Cuarto Foro de Sistemas Instrumentados de Seguridad y Segunda Reunión De Usua­rios fue el lugar idóneo para conocer las ex­periencias de aplicación en sitio, nuevas tec­nologías, normas relacionadas y las expec­tativas de los Sistemas Instrumentados de Seguridad, que principalmente protegen al personal, los equipos y al medio ambiente. Este foro reunió a especialistas y personas dedicadas a la Seguridad Funcional en bus­ca de nuevas propuestas, contando con la participación de expositores reconocidos a nivel internacional como: William Goble, Gene Cammack, Peter Herena, Giorgio Pa­lermo, y Paul Gruhn, para los que fueron seleccionados temáticas de gran interés como son: Normas y Estándares, Buses de Seguridad e Instrumentos de Campo, Valo­ración de Riesgo, Ciclo de Vida de Seguri­dad, Sistemas de Gas y Fuego y Protección de Hornos y Calderas. Se presentaron dos temas por cada día de exposición en dos salas (simultáneamente) y una sesión de preguntas a las inquietudes generales de todos los temas. Se llevó a cabo de 9:00 a 15:00 hrs en los Salones Palacio de la Canal 10 Y 11, duran­te los tres días de exposición. No deje de asistir a Expo Control 2009, en donde usted encontrará un gran abanico de oportunidades con relación a los Siste­mas Instrumentados de Seguridad. f'

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De Izq. a De. y de Arriba hacia Abajo Ing. Eduardo Mota - Comité de Seguridad ISA, Ing. Luis Andrés Méndez - Comité de Seguridad ISA, Ing. Carlos J. Vargas - Presidente Comité de Seguridad ISA, Ing. Ernesto Alcántara - Comité de Seguridad ISA, M en C. Carlos Ramírez - l/E, Ing. Gustavo Hernández -Comité de Seguridad ISA, Ing . Mario Gutiérrez de la Medina - SSCOPE, Ing. Fernando Araujo - Pre­sidente del Consejo Consultivo ISA, Ing . Miguel Arriola - Comité de Seguridad ISA, PhD Peter He­rena - KENEXIS, PhD. Paul Gruhn - ICS- Triplex, Dr. Wil/iam Goble - EXIDA, Ing. Giorgio Palermo - 515-TECH SOLUTlONS.

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de las etapas fundamentales en la imple­mentación de sistemas instrumentados de segu­ridad es la determinación del nivel de integridad requerido por las funciones instrumentadas de seguridad a desarrollarse, para definir este nivel tiene que realizarse un análisis de capas indepen­dientes de protección evaluando su efectividad en la reducción del riesgo, para que el riesgo re­manente sea cubierto por el SIS y de esta forma asociarlo a un nivel de integridad (SIL) requerido . Existen diversas maneras de hacer esto, pero los principios de eva luación deben ser los mismos. Una de las técnicas más util izadas para tal fin es el Análisis de Capas de Protección o LOPA por sus siglas en inglés. Algunas de las capas de protección típicas son, control básico del proceso, alarmas y acción del operador, sistemas de relevo e integridad me­cánica, y cada una de ellas, representa una "ba­rrera" en el camino del desarrollo de un evento peligroso. Así mismo existen cuatro p ri ncipios en la evaluación de ellas, siendo uno de los funda­mentales la independencia. Exploremos ahora los p ri ncipios que rigen la eva­luación de las capas independientes de protec­ción (IPL, por sus siglas en inglés).

• Independecia • Efectividad • Especificidad • Auditabilidad

Independencia: Cada capa de protección debe guardar independencia ent re el control básico del proceso y entre otras capas de protección. Este principio fundamental t iene la intención de evitar fallas de causa común, teniendo con esto una re­ducción de riesgo "acumulada " por cada capa de protección dependiendo del grado de efectividad. Desde luego esto no significará que la ecuación de riesgo se haga asintótica a cero, ya que esto no es posible porque siempre existirá un número finito de capas y una probabi lidad de falla inherente. Efectividad: Las capas d e p rotección deben te­ner una confiabilidad " exped ita " de cuando me­nos el 90% por cada una de ellas, desde luego si una capa de protección es independiente pero con una probabilidad de falla muy alta, suponga­mos el 50%, no contribuirá sign ificativamente en la reducción del riesgo, ni siqu iera en un orden de magnitud, por lo tanto no tiene caso mantener una capa de protección de baja efectividad. Especificidad: Una capa de protección debe ser exclusiva para un riesgo en part icular, la multifun­cionalidad aquí no tiene mucha cavida , por tanto debe definirse claram ente el evento peligroso a

Capas de Protección Carlos Jacobo Vargas CFSE-TÜV & Certified PHA Leader,

Comité de Seguridad, ISA México, cjacobo@isamex. org

evitar para poder definir la barrera dedicada que puede combatirlo. Por ejemplo un sistema de re­levo de presión para un evento de sobrepesión diseñado para expansión térmica no servirá de nada si el evento de sobrepresión es debido a una descarga bloqueada. Auditabilidad: Se debe demostrar que cada capa ha sido concebida, diseñada, mantenida y operada para el combate de un riesgo en parti­cular y conserva los principios de evaluación que la hacen ser una capa de protección. Es necesario mantener "en forma" cada capa de protección. La documentación y trazabilidad, como en todo proceso ordenado, es fundamental para lograr los fines perseguidos. Tratándose de seguridad esto se vuelve más restrictivo. El procedimiento general de la técnica LOPA con­siste en señalar la causa del riesgo, típicamente conocido como "evento iniciador", el cual provie­ne de un estudio de análisis de peligros de pro­ceso (PHA, por sus siglas en inglés) encontrar las capas independientes de protección (evaluación de salvaguardas para considerarlas como IPL's) en el orden cronológico de aparición en la secuencia de un accidente, elaborar la ruta lógica de fallas de las capas para que se presente el accidente (normalmente una compuerta lógica "AND"), e indicar el estado final del accidente resultante: nube tóxica, incendio, daños materiales, fatalida­des o contaminación, puden ser ejemplos de re­sultados de accidentes. Para efectos de determi­nar un SIL objetivo de una función instrumentada de seguridad, no debe incorporarse esta capa al correr el análisis LOPA inicial. En este punto contamos con el mapa del desarro­llo de un evento peligroso y de la intervención de barreras en su camino, faltará descubrir su efecti­vidad en términos de la reducción de riesgo que proporcionan. Para tal fin se procede a indicar parámetros de efectividad tanto para ",,1 evento iniciador como para las capas de protección . Di­chos parámetros son referidos como frecuencia de falla para el evento iniciador y probabil idad de falla para las capas de protección, las unidades son importantes. Debido a que la ruta de falla se combina en una gran compuerta AND, que impl i­ca una multiplicación de valores, es muy impor­tante conservar la relación arriba citada, el valor final de la ruta de falla debe estar expresado en términos de frecuencia (eventos/año) . En caso contrario si se mezclan parámetros de frecuen ­cia en algunas capas, probabilidad para otras y frecuencia para el evento iniciador, las unidades resultantes serán inconsistentes.

lnTech México Automatización I Ju li o-Septiembre 2008

Ejemplo: Evento iniciador f = 1 x1 0-1 even­tos/año, IPL 1 P lal/a = 0.1, IPL2 P lal/a = 0.05 Resultado de la ruta de falla: (1 x1 0-1) (0.1) (0.05) = 5x10-4 eventos/año Resultado del riesgo: una fatalidad cada 2,000 años Para efectos de SIL objetivo, debe com­pararse este valor con el criterio de riesgo aceptable, en caso de estar por arriba del criterio de riesgo aceptable, el riesgo rema­nente por abatir será asignado a la función instrumentada de seguridad (FIS), el gap que exista entre el valor de riesgo no abati­do por la capa FIS y el valor requerido para alcanzar el nivel de riesgo aceptable se rela­cionará con un valor de SIL de acuerdo a las tablas de ISA 84.00.01 o lEC 61511. Una vez evaluadas las capas de protec­ción, también pueden utilizarse otras técnicas para determinar SIL requerido, como la matríz de riesgo o el gráfico de riesgo, como las que se muestran en la parte 3 de ISA 84.00.01, que son técni­cas más cualitativas, pero que ofrecen la ventaja de mostrar el mapa de riesgo en forma gráfica y para ciertas aplicaciones es suficiente con esta apróximación . Al aplicar estas técnicas, una vez que se ha determinado la frecuencia del evento y la consecuencia sin considerar abatimiento adicional, el valor indicado de SIL en es­tas gráficas se reduce en 1 por cada capa independiente de protección justificada. Hay que tomar muchas precauciones al utilizar estas técnicas como las indicadas en las partes informativas de lEC 61511, 61508 e ISA 84.00.01, así como en la lite­ratura específica. La evaluación de capas de protección pro­porciona un medio eficiente y auditable de las medidas de reducción del riesgo. Su desarrollo requiere de un exámen concien­zudo y preciso en ingeniería de seguridad funcional si no quiere devaluarse o subva­luarse el estado de seguridad de una insta­lación. Uno de los factores más importan­tes en la evaluación es la independencia, es común cometer errores a este respecto. Debido a los cuatro criterios que deben cumplir las IPL se pude decir que "no to­das las salvaguardas son IPL's, pero todas las IPL's son salvaguardas" .

Referencias l . ANSI/ISA-84.00.01-2004 Part 3 (lEC 61511-3 ModJ, Functional Safety: Safety Instrumented

System for the Process Industry Sector - Part 3:

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afety Integrity Leves - Informative. ISA North lina 2004

2. lEC 61511-3, Functional Safety- Safety instru­mented system for the process industry sector, Guidance for the determination of the requiered safety integrity leves. lEC Geneva 2003. 3. lEC 61508- S, Functinal safety of electrical/ electronic/programable electronic safety related systems - Part 5: Examples of methods for the de­trmination of safety integrity levels. lEC Geneva 1998 4. Layer of Protecction Analysis Simplified Pro­cess Risk Assessment, Center for Chemical Pro­cess Safety ofThe American Institute for Chemical Engineers. New York 2001, ISBN 0-8169-0811 -7 S. Safety Integrity Level Selection , Marszal, E.M.; Scharpf, E.W. ISA North Carolina 2002 .

Desafío Un estudio de identifica­ción de peligros (PHA) ha determinado que una

• '

columna de destilación podría fracturarse, lo que causaría la liberación de materiales in­flamables y provocaría un gran incendio. El PHA identificó que el evento iniciador que propició la fractura de la columna fue la pér­dida de agua de enfriamiento, lo cual ocurre con una frecuencia de 0.5 por año. Las capas de protección, que pueden preve­nir que la pérdida de agua de enfriamiento se propague a la fractura de la columna, son las siguientes: Diseño del Proceso, PFD=0.01, Respuesta del Operador, PFD=0.02, Válvula de seguri­dad para relevo de presión, PFD=0.07, Pro­babilidad de Ignición, PFD=0.3 Desarrolle el diagrama LOPA correspondien­te y obtenga la evaluación del resultado de la ruta de falla para el (los) eventos de interés.

Envía tus respuestas a: comitedeseguridad@isamex.org

Definiciones Estado Seguro: Estado del Equi­po bajo control cuando se alcan­za la seguridad. Nota: Al pasar de una condición po- -t-- --'

tencialmente peligrosa a un estado ~ seguro el equipo bajo control puede ~o:

Setting the Standard for Automation

6SA México . .. ~ Sección Central

Incremente sus habilidad s, para ser más competiti o

en el ámbito laboral

CALENDARIO

SEPTIEMBRE (24, 25 Y 26) Control de Calderas

OCTUBRE (29, 30 Y 31) Selección de SIL Objetivo

y Cálculo de PFDavg en SIS

NOVIEMBRE (12,13 Y 14)

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pasar por una serie de estados seguros inter­medios. Para algunas situaciones un estado seguro sólo existe en tanto que el Equipo bajo control es controlado continuamente. Tal control continuo puede ser por un corto o un período de tiempo indefinido. Reducción de riesgo: Atenuación del riesgo a ser alcanzado por los sistemas de seguridad Eléctricos/Electrónicos / Electrónicos Programables, sistemas de seguridad de diferente tecnología o ins­talaciones de reducción de riesgo, a fin de garantizar que el riesgo tolerable no se supere. Evento Peligroso: Situación peligrosa que resulta en Daños. Como-construido "As Built": Un "As Built''' como indica "10 construido" / normalmente en la etapa inicial de un proyecto, la información (documentos y planos) no indica todos los cambios reales realizados hasta final, ya que pocas veces se plasma el proyecto de forma idéntica a como queda la obrar sino que se adap­ta a la realidad y a los cambios pedidos durante el transcurso de la misma . Por lo que hay que generar una revisión de pIa­nos y documentos" As Built" que incluya todos estos cambios. Riesgo Residual: Riesgo remanente después de aplicarse medidas de pro­tección . .)

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