En la cadena de valor del proceso de producción de hidrocarburos downstream en refinería de petróleo (onshore) o plataforma marina (offshore), se tiene muy en cuenta el tema de seguridad de sus procesos críticos por los riesgos y la implicancia económica que estos conllevan y los cuales requieren para su operación optima de sistemas de control avanzados, así como de un sistema integrado de seguridad (SIS) asociado. En ambos casos la instrumentación y controladores que conforman dichos sistemas deben cumplir altas exigencias de operación como disponibilidad, confiabilidad y un alto nivel de seguridad (SIL).
Una inadecuada medición del instrumento o falla del mismo puede conllevar a un mal proceso y producto final, afectar el medio ambiente hasta un escenario catastrófico. En este sentido, es importante contar con un buen plan de operación y mantenimiento para mantener la funcionalidad correcta del sistema de instrumentación y control de los procesos. Es así que se plantea una estrategia avanzada para la inspección y diagnóstico como es el mantenimiento predictivo basado en condición de la instrumentación de campo en una refinería de petróleo.
Antecedentes
La CSB, CHEMICAL SAFETY BOARD, es una agencia norteamericana independiente que investiga los accidentes ocurridos en plantas petroquímicas y que emite y publica un Reporte Final al culminar una investigación. Entre los accidentes ocurridos en 2005, por ejemplo, citamos dos casos, el de las refinerías de la compañía BT de Texas (USA) y Buncefield (UK), en los cuales fallaron transmisores de niveles y alarmas de alto nivel en unidad de proceso y tanque de almacenamiento respectivamente, los cuales conllevaron a explosiones.
Por otro lado, la Autoridad Británica Health and Safety Executive – HSE, publicó en el año 1995 un artículo titulado “Fuera de control” (Out of Control), donde se discute el por qué los sistemas de control fallan y como evitar que los mismos fallen. Ver Figura 1.
En esta publicación se analizó el origen de las causas de varios accidentes industriales, los cuales fueron iniciados por fallas en los equipos de control y se concluyó lo siguiente:
- 44% de los accidentes, se debieron a deficiencias en las especificaciones de los equipos e instrumentos,
- 15%, a deficiencias en el diseño e instalación,
- 6%, durante el arranque de la planta,
- 15%, durante el mantenimiento y operación, y
- 20%, a cambios y modificaciones después del arranque de la planta.
El resultado de este estudio es lo que llevó al desarrollo de “el ciclo de vida” de seguridad funcional y a implementar las normas internacionales de seguridad funcional tales como: la ISA S84.01 de 1996, la IEC 61508 de 1998 y la IEC 61511 del año 2003.
Problemática y objetivos de estudio
De acuerdo a lo mencionado anteriormente, se exige criterios estrictos no solamente en el diseño de las instalaciones y equipos, sino también en la adopción de medidas de seguridad. La elaboración de un análisis de riesgos específico y aplicación de una o varias técnicas de identificación y evaluación de riesgos, derivarán en las medidas de seguridad o capas de protección a implementarse en las instalaciones industriales, entre ellas un buen Sistema de Control de Procesos avanzado (PCS) y un Sistema Instrumentado de Seguridad (SIS).
Los problemas que afronta el área de mantenimiento de instrumentación en una planta de refinación es la cantidad de instrumentos primaros y elementos finales de control; estos últimos son críticos ya que regulan directamente los parámetros de proceso (presión, flujo, nivel y, temperatura) y que son parte de los lazos de control de las grandes cantidades y estrategias de control de las diferentes unidades.
Lazos de control
En un proceso de control, los lazos de control PID (ver Fig. 2) constituyen la estrategia de operación más crítica en una planta de refinación de petróleo. Este lazo lo constituyen un sensor, un actuador y controlador. Así tenemos que, la válvula de control (Fig. 3) es el elemento de control final y cumple la función de dejar pasar flujo en una línea. Si la válvula de control presenta fallas no fluirá el flujo correcto en la línea.
Los controladores básicamente se encargan de recibir una señal de los transmisores en campo (elemento primario) y de acuerdo a los valores programados y establecidos regula la apertura o cierre de las válvulas de control (elemento final). A estos controladores se les realiza como parte de su óptima operación una prueba denominado sintonía de lazo de control.
El sensor, que generalmente es un transmisor de presión, o de nivel, o de temperatura, o de flujo, etc., continuamente mide la variable del proceso y envía una señal a la unidad lógica o controlador, o LOGIC SOLVER4 , el cual “decidirá” si la señal recibida ha superado o no un valor predeterminado (que es el set point o punto de ajuste) y finalmente enviará una señal de corrección al actuador o elemento final de control, que generalmente es una válvula de control, una válvula de cierre rápido, o un pistón, o un servomecanismo, etc.
La figura 4 representa un bloque de lazo de control y la figura 5 ilustra un sistema de control de procesos (PCS) y de seguridad (SIS) en sala de control respectivamente.
Válvulas de control
Como mencionamos anteriormente la válvula de control es el elemento final de control y cumple la función de dejar pasar flujo en una línea. Si la válvula de control presenta fallas no fluirá el flujo correcto en la línea. Una válvula de control se compone de las principales partes (ver Fig. 6):
Las Fig. 7 y 8 muestran los distintos modos de operación de una válvula de control de acuerdo al tipo de obturador para las diferentes necesidades del proceso.
Sintonía del lazo de control
La finalidad del lazo de control es hacer que el valor de la variable de proceso sea igual al valor de referencia o consiga (set point). El algoritmo funciona adecuadamente cuando tiene el valor correcto de las ganancias proporcional, integral y derivativa ver Fig. 9. La sintonización de controladores PID consiste en la determinación del ajuste de sus parámetros. Kp, Ki, Kd, para lograr un comportamiento del sistema aceptable y robusto de conformidad con algún criterio de desempeño.
Aplicación de sintonía de lazo de control; ejemplo en Petroperú Ref. El Milagro.
Ejemplo de solución
Como ejemplo de control de un proceso se tiene un intercambiador de calor o caldera en la cual se trata de controlar la temperatura del agua a la salida. En el caso de un lazo abierto el personal debe abrir o cerrar la válvula de ingreso de combustible para permitir el paso de combustible y lograr acelerar o desacelerar el calentamiento del agua. En el caso de lazo cerrado el controlador se encarga de regular todo el proceso automáticamente (Ver Figs. 10,11 y 12).
Mantenimiento convencional de instrumentación y control en planta de refinación de petróleo
De acuerdo a un boletín del mes de junio 2019 publicado de la ISA (International Society of Automation), la estrategia convencional aplicada por años de mantenimiento preventivo de instrumentación y control en plantas de petróleo y gas se han basado en el tiempo (chequeo visual y de funcionalidad).
Por lo general en un mantenimiento preventivo de un transmisor, se realizan verificaciones o correcciones en campo de las señales con generadores de señal para verifican las calibraciones 0-20mA (0-150PSI) y de forma similar para una válvula de control CV el cierre/apertura (0- 100%) correspondiente a la señal 0-20Ma desde el controlador. Ver Fig. 13.
El personal de mantenimiento de instrumentación debe realizar los siguientes trabajos como mínimo:
- Verificar las conexiones de cableado entre los elementos de medición y control estén correctos.
- Verificar que la señal se refleje desde el elemento primario (sensor), transmisor, controlador y elemento final de control (posicionador y válvula por ejemplo).
- Que los instrumentos de campo se encuentren debidamente calibrados dentro de los rangos de trabajo. (con un amperímetro y manómetro conectado al instrumento y a un línea de presión: ajuste de 5 mediciones).
- Los valores de la señal análoga sean los correspondientes a los valores de proceso (settings loop).
- Que el elemento final de control responda dentro de los valores de proceso y control.
- Asegurarse que el sistema funcione de acuerdo a su diseño.
Para el mantenimiento de la instrumentación es preciso contar con los siguientes documentos:
- Planos P&ID
- Arquitectura del Sistema de Control
- Causa y efecto con la filosofía de control
- Planos de Lazos de control
- Data sheets de instrumentos
- Alarmas y disparos de equipos
- Planos Hook up
- Lazos de control Críticos
- Layout de junction box de instrumentos
- Planos ESD (Emergency Shut Down) y PFD (Process Flow Diagram)
- Bill of Material
- Certificads de Calibracion de todo los instrumentos
- Diagramas de montaje
- Manuales de O&M, registros de FAT&SAT
Una de las tareas más importantes a llevar a cabo es la prueba de sintonía prueba de lazo. No obstante, esta labor se realiza en el pre comisionamiento antes de poner en funcionamiento el sistema, se debe realizar esta tarea en el tiempo como parte del plan de operación y mantenimiento del sistema instrumentado.
Retos en mantenimiento de instrumentación y control en planta de refinación de petróleo
Las estrategias de mantenimiento han venido madurando en el tiempo como muestra la Fig. 14, desde la participación activa del personal en campo hasta lo que hoy se prevé como la estrategia analítica a distancia.
Como se mencionó anteriormente la estrategia convencional de mantenimiento preventivo basada en el tiempo está siendo reorientada hacia un mantenimiento preventivo basado en la condición, performance y programación de paradas de planta debido al desarrollo de instrumentos inteligentes y a la transformación digital (analytics).
Parte de esta nueva estrategia es el uso de instrumentos con capacidad de autodiagnóstico, monitoreo de condición en línea integrado a sistemas de gestión de mantenimiento de activos (Instrument Asset Management Systems IAMSs).
La capitalización de tecnologías incluye:
Uso de sistemas de medición de nivel basados en tecnología radar.
Transmisores de presión, flujo, controladores o posicionadores de válvulas de control más inteligentes con autodiagnóstico y chequeo periódico de funcionalidad en línea.
Sistemas de diagnóstico en campo (ver Fig. 15)
Por. Ejemplo para válvulas de emergencia prueba de carrera al 100% o cierre parcial.
Uso de una plataforma analíticas de alto desempeño.
Se requiere de una tecnología que reduzca los esfuerzos requeridos para resolver los problemas y mejorar la performance del proceso capaz de adquirir datos con modelos dinámicos de cálculos y con priorización de resultados automáticamente, con sintonía paralela de los lazos sin afectar el proceso, de tal manera que el ingeniero de control o personal de mantenimiento puede revisar el modelo, aceptar la sintonía propuesta por el sistema y simular los resultados desde su sitio y descargarlo para su aplicación de la nueva operación esto reduce el esfuerzo para la sintonía de un lazo de control. Con el modelo capturado el personal puede obtener el tiempo muerto ganancia y rezago del proceso.
La transformación digital proporciona un mantenimiento predictivo más seguro y eficiente mediante el monitoreo de condición y analítica de datos obtenidos de los instrumentos de campo. De esta manera, se predice la performance, fallas y vida útil además de la intervención oportuna de las válvulas de control. La adquisición de Big data de los instrumentos permitirá la toma de decisiones de cuando realizar el mantenimiento. Estas nuevas estrategias de mantenimiento analítico evitaran cargas de trabajos innecesarios, eliminar pérdidas operativas, costos de cortes innecesarios.
El reto para la unidad de mantenimiento de instrumentación lo podemos ilustrarlo con la siguiente figura 15 y 16.
Conclusiones
- Se expuso los casos de los lazos de control de las unidades de procesos y las actividades asociadas que hacen críticos su mantenimiento predictivo.
- Para el mantenimiento predictivo de instrumentación de campo se establece una estrategia basada en el monitoreo de la condición.
- Para la sintonía de lazos de control, se establece una tecnología que reduzca el esfuerzo requerido para solucionar problemas y mejorar la performance del proceso. En tanto la data es adquirida, los modelos son calculados y los resultados son priorizados automáticamente, el solucionador de problemas se enfoca en resolver problemas en vez de usar tiempo innecesariamente en investigación.
- Se reconoce que el mantenimiento convencional está siendo reorientada a una estrategia de mantenimiento predictivo haciendo uso de la transformación digital (adquisición de datos y analytics) lo cual incrementara la seguridad, productividad, la confiabilidad y reducirá costos operativos.
Artículo técnico seleccionado para exponer en el 22 Congreso Peruano Ingeniería de Mantenimiento.
Autor: Ing. Juan Alberto Calle Carrasco
- Ingeniero Mecánico Electricista (UNI), Registro CIP 86658 (19 mayo del 2006) con experiencia de más de 25 años en diseño, mantenimiento y supervisión de proyectos electromecánicos.
- Dentro de los trabajos en el sector publico mencionamos los siguientes:
- Jefe de equipamiento electromecánico y flota de ambulancias en el Hospital Regional de Ayacucho.
- Fiscalizador de instalaciones electromecánicas y transportistas de hidrocarburos para el Organismo Supervisor de Energía y Minas, Osinergmin.
- Inspector externo por orden de servicios para el GRDL en trabajos relacionados a las obras del Hospital de Manzanares y Supe entre otros.
- Actualmente, laboro como inspector acreditado por el MTC de inspecciones técnicas vehiculares.
Interesante, cuando estarán abriendo este cursi