Diseño de instrumentacion y control

UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR
Decanato de Estudios Profesionales
Coordinación de Ingeniería Electrónica
Diseño del Sistema de Instrumentación y Control
utilizando INtools 7.0 en el proyecto piloto CHOPS
Por
Alejandro Rafael Viera Velandia
Sartenejas, Enero 2007

Diseño del Sistema de Instrumentación y Control
utilizando INtools 7.0 en el proyecto piloto CHOPS
Por
Realizado con la Asesoría de
William Colmenares y
José Luis Añez
Informe Final de Cursos en Cooperación Técnica y Desarrollo Social
Presentado ante la Ilustre Universidad Simón Bolívar
como requisito parcial para optar al título de Ingeniero Electrónico

Diseño del Sistema de Instrumentación y Control utilizando INtools 7.0
proyecto piloto CHOPS
Informe Final de Cursos en Cooperación Técnica y Desarrollo Social presentado por:
REALIZADO CON LA ASESORÍA DE William Colmenares y José Luis Añez
RESUMEN
El trabajo de pasantía estuvo centrado en la elaboración de documentos de ingeniería
para un proyecto de producción de crudo pesado, con los cuales se presenta de manera
clara y organizada la información de los componentes del Sistema de Instrumentación y
Control de la planta. Dicha documentación se elaboró utilizando la herramienta de software
SmartPlant Instrumentation de la compañía Intergraph, también conocida como INtools v7.0,
versión que no había sido utilizada anteriormente por la empresa VEPICA. Esta herramienta
se encarga de mantener toda la información centralizada en una base de datos Oracle, con
lo cual se mejora la productividad y la calidad del producto elaborado.
Se elaboraron documentos tales como: índice de instrumentos y señales, hojas de
datos de instrumentos, diagramas de conexiones, diagramas de lazos, detalles de instalación
de instrumentos, lista de materiales y lista de cables. Además, se contó con herramientas de
apoyo como Sybase Infomaker y AutoCAD, los cuales permitieron obtener documentos de
gran calidad.
Adicionalmente, se elaboraron especificaciones generales para: Controlador Lógico
Programable(PLC), Sistemas de Control Distribuido (DCS), Sistemas de Parada de
Emergencia (ESD) y Sistemas de Manejo de Quemadores (BMS). Estos documentos se
redactaron utilizando el idioma inglés, por requisito del Departamento de Instrumentación de
la empresa.
PALABRAS CLAVES: Instrumentación, documentación, proyectos de ingeniería,
INtools, Sistemas de Control.

AGRADECIMIENTOS
Quiero agradecer al Departamento de Instrumentación de VEPICA por la
oportunidad que me brindaron para comenzar mi desempeño profesional y
a la vez culminar satisfactoriamente mis estudios de Ingeniería
Electrónica. En especial quiero agradecer al Ing. José Luis Añez, por su
apoyo y orientación durante el desarrollo de este trabajo.
Al Prof. William Colmenares por sus correcciones y sugerencias en la
elaboración de este libro.
A mis hermanos, Jorge y Mariela, por su apoyo y momentos de distracción
que me ayudaron a atravesar con tranquilidad y paciencia los estudios
universitarios. Igualmente, a mis otros hermanos, Raúl y Rafael, sin cuya
amistad incondicional y buen sentido del humor no hubiera sido posible
durar los últimos cinco años de estudios.
A Eduardo, mi buen amigo y excelente compañero; de tragedias y alegrías
en los laboratorios y en la Pasantía Corta. Fue un placer haber compartido
muchas ideas y horas de trabajo.
A Maitana, por su gran amor, su cariño, su comprensión y su apoyo
incondicional durante los últimos meses.
Y muchas gracias a mis padres, sin quienes no estaría en donde estoy.

Alejandro Viera V. –Libro de Pasantía i
ÍNDICE GENERAL
Índice General...............................................................................................................i
Lista de Tablas.............................................................................................................v
Lista de Figuras...........................................................................................................vi
Lista de Símbolos y Abreviaturas............................................................................... vii
1. INTRODUCCIÓN................................................................................................... 1
1.1. VEPICA (Venezolana de Proyectos Integrados, C.A.) ............................... 2
1.1.1. Misión............................................................................................. 3
1.1.2. Visión ............................................................................................. 3
1.1.3. Valores........................................................................................... 4
1.2. Justificación del Problema.......................................................................... 5
1.3. Estructura del libro...................................................................................... 5
2. OBJETIVOS.......................................................................................................... 7
3. FUNDAMENTOS TEÓRICOS............................................................................... 9
3.1. Proyectos de Ingeniería............................................................................ 10
3.1.1. Ingeniería Conceptual: ................................................................. 10
3.1.2. Ingeniería Básica.......................................................................... 11
3.1.3. Ingeniería de Detalle .................................................................... 11
3.2. Estimados de costo .................................................................................. 13
3.3. Elaboración de documentos ..................................................................... 13
3.3.1. DiagramasdeTuberíaseInstrumentos(P&ID’s)......................... 14
3.3.2. Índice de instrumentos ................................................................. 14
3.3.3. Hojas de datos de instrumentos................................................... 16
3.3.4. Diagramas de lazos de control..................................................... 17
3.3.5. Lista de cables ............................................................................. 19
3.3.6. Plano de ubicación y canalización neumática de instrumentos.... 20
3.3.7. Plano de ubicación y canalización eléctrica de instrumentos....... 20
3.3.8. Detalles de instalación ................................................................. 21
3.3.9. Lista de conexiones...................................................................... 22

Alejandro Viera V. –Libro de Pasantía ii
3.4. Instrumentación........................................................................................ 23
3.4.1. Características de los instrumentos: ............................................ 23
3.4.2. Clasificación de instrumentos....................................................... 24
3.5. Clasificación de Áreas.............................................................................. 26
3.5.1. Norma norteamericana................................................................. 28
3.5.2. Norma europea ............................................................................ 29
3.5.3. Métodos de Protección................................................................. 31
3.6. Sistemas de Control ................................................................................. 38
3.6.1. Introducción.................................................................................. 38
3.6.2. Lazo Simple ................................................................................. 40
3.6.3. Controlador Lógico Programable (PLC) ....................................... 40
3.6.4. SoftPLC o Emulador de PLC........................................................ 41
3.6.5. Sistema de Control Distribuido (DCS).......................................... 42
3.6.6. Control Supervisorio y Adquisición de Datos (SCADA)................ 42
3.6.7. Sistemas instrumentados de seguridad (SIS) .............................. 43
3.7. Normas y Estándares............................................................................... 45
3.7.1. ANSI/ISA S5.1.............................................................................. 47
3.7.2. ANSI/ISA S20............................................................................... 51
3.7.3. ANSI/ISA 84.00.01 (IEC 61511 Mod.).......................................... 52
3.7.4. NFPA 85....................................................................................... 52
3.8. SmartPlant Instrumentation ...................................................................... 53
3.8.1. Módulo de Administración (Administration Module) ..................... 54
3.8.2. Módulo Navegador (Browser Module).......................................... 55
3.8.3. Módulo de Índice de Instrumentos (Instrument Index Module)..... 56
3.8.4. Módulo de Especificaciones (Specifications Module)................... 57
3.8.5. (Módulo Archivador de Documentos (Document Binder Module) 58
3.8.6. Módulo de Conexionado (Wiring Module) .................................... 59
3.8.7. Módulo de Diagramas de Lazo (Loop Drawings Module)............. 59
3.8.8. Módulo de Detalles de Instalación (Hook-ups Module) ................ 60
3.8.9. Módulo de Datos de Proceso (Process Data Module).................. 60
3.8.10. Módulo de Cálculos (Calculation Module).................................. 61

Alejandro Viera V. –Libro de Pasantía iii
3.8.11. Módulo de Mantenimiento (Maintenance Module) ..................... 61
3.8.12. Módulo de Calibración (Calibration Module) .............................. 61
3.8.13. (Módulo de Construcción (Construction Module) ....................... 62
3.9. Conectividad Abierta de Bases de Datos (Open DataBase Connectivity -
ODBC)...................................................................................................... 62
3.10.Otras herramientas de Software............................................................... 63
3.10.1. Sybase Informaker ..................................................................... 63
3.10.2. Microsoft Access ........................................................................ 64
3.10.3. AutoCAD .................................................................................... 64
3.10.4. Enhanced Report Utility.............................................................. 65
3.10.5. Symbol Editor............................................................................. 65
3.10.6. Import Utility ............................................................................... 66
4. DESARROLLO DE LA DOCUMENTACIÓN PARA EL PROYECTO CHOPS,
UTILIZANDO SMARTPLANT INSTRUMENTATION.......................................... 68
4.1. Familiarización con el diseño de los sistemas de instrumentación
industrial................................................................................................... 69
4.2. Familiarización con SmartPlant Instrumentation....................................... 70
4.3. Familiarización con el proyecto CHOPS................................................... 70
4.3.1. Familiarización con el proceso ..................................................... 71
4.3.2. Familiarización con los criterios de diseño................................... 73
4.4. Emisión de un Índice de instrumentos...................................................... 74
4.5. Personalización de reportes ..................................................................... 80
4.6. Elaboración de Hojas de Datos de Instrumentos...................................... 82
4.7. Elaboración de Diagramas de Conexionado ............................................ 85
4.8. Elaboración de Diagramas de Lazos de Control ...................................... 89
4.9. Elaboración de Detalles de Instalación de Instrumentos.......................... 92
4.10.Facilidades para la importación de datos ................................................. 95
4.10.1. Importación de Hojas de Datos de Excel ................................... 97
5. DESARROLLO DE ESPECIFICACIONES GENERALES PARA SISTEMAS DE
CONTROL......................................................................................................... 102

Alejandro Viera V. –Libro de Pasantía iv
5.1. Controlador Lógico Programable (PLC) ................................................. 103
5.2. Sistema de Control Distribuido (DCS) .................................................... 104
5.3. Sistema de Parada de Emergencia (ESD) ............................................. 104
5.4. Sistema de Gestión de Quemadores (BMS) .......................................... 105
6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .................................................... 107
7. GLOSARIO ....................................................................................................... 109
8. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS................................................................. 111
ANEXO 1: DIAGRAMAS DE TUBERÍAS E INSTRUMENTACIÓN
ANEXO 2: ÍNDICE DE INSTRUMENTOS
ANEXO 3: ASIGNAR UN TITLE BLOCK A UN TIPO PERSONALIZADO DE
REPORTE EN SMARTPLANT INSTRUMENTATION
ANEXO 4: HOJAS DE DATOS
ANEXO 5: LISTA DE CABLES
ANEXO 6: DIAGRAMAS DE CABLEADO (POR REGLETA)
ANEXO 7: DIAGRAMAS DE CABLEADO (POR SEÑALES)
ANEXO 8: DIAGRAMAS DE CABLEADO PUNTO A PUNTO
ANEXO 9: DIAGRAMAS DE LAZO
ANEXO 10: DETALLES DE INSTALACIÓN DE INSTRUMENTOS
ANEXO 11: LISTA DE MATERIALES
ANEXO 12: ESPECIFICACIONES GENERALES PARA PLC
ANEXO 13: ESPECIFICACIONES GENERALES PARA DCS
ANEXO 14: ESPECIFICACIONES GENERALES PARA ESD
ANEXO 15: ESPECIFICACIONES GENERALES PARA BMS

Alejandro Viera V. –Libro de Pasantía v
LISTA DE TABLAS
TABLA 3-1: TABLA DE ASIGNACIÓN DE GRUPOS SEGÚN LA NORMA NORTEAMERICANA [14]...........................30
TABLA 3-2: IEC VS. NEC: GRUPOS ...................................................................................................31
TABLA 3-3: IEC VS. NEC: CLASIFICACIÓN DE TEMPERATURAS ................................................................32
TABLA 3-4: LETRAS DE IDENTIFICACIÓN –ISA S5.1.[21].......................................................................50
TABLA 4-1: IMPORTACIÓN DE INSTRUMENTOS A UN DETALLE DE INSTALACIÓN ...........................................97

Alejandro Viera V. –Libro de Pasantía vi
LISTA DE FIGURAS
FIGURA 3-1: TRIÁNGULO DE EXPLOSIÓN .............................................................................................27
FIGURA 3-2: IEC VS. NEC: DIVISIONES Y ZONAS..................................................................................31
FIGURA 3-3: ESQUEMA SIMPLIFICADO DE UN SISTEMA DE SEGURIDAD INTRÍNSECA......................................35
FIGURA 3-4: ESQUEMA DE UNA BARRERA DE DIODO ZENER [16]............................................................36
FIGURA 3-5: ESQUEMA DE UNA BARRERA CON AISLAMIENTO GALVÁNICO [16]..........................................37
FIGURA 3-6: TAG DE IDENTIFICACIÓN [21]..........................................................................................48
FIGURA 3-7: LÍNEAS DE CONEXIÓN DE INSTRUMENTOS –ISA S5.1 [21] ...................................................49
FIGURA 3-8: SÍMBOLOS GENÉRICOS DE INSTRUMENTOS –ISA S5.1 [21]..................................................51
FIGURA 3-9: ARQUITECTURA ODBC..................................................................................................63
FIGURA 4-1: DIAGRAMA DE PROCESO DE LA PLANTA CHOPS .................................................................72
FIGURA 4-2: AÑADIR INSTRUMENTO..................................................................................................77
FIGURA 4-3: PROPIEDADES DE UN INSTRUMENTO .................................................................................78
FIGURA 4-4: BLOQUE DE TÍTULO INTERGRAPH......................................................................................81
FIGURA 4-5: CONTROL TIPO TEXTBOX EN UNA HOJA DE DATOS................................................................82
FIGURA 4-6: COMENTARIO DEL CLIENTE –INFORMACIÓN INCORRECTA EN UN CAMPO TIPO TEXTBOX .............83
FIGURA 4-7: EJEMPLO DE UN CONTROL TIPO RADIOBUTTON...................................................................83
FIGURA 4-8: EJEMPLO DE CONTROL TIPO LISTBOX ................................................................................84
FIGURA 4-9: DIAGRAMA GENERAL DEL CONEXIONADO..........................................................................87
FIGURA 4-10: BLOQUES DE DIBUJO PARA DIAGRAMAS DE LAZO..............................................................90
FIGURA 4-11: MÓDULO DE DIAGRAMAS DE LAZO ................................................................................91
FIGURA 4-12: DETALLE DE INSTALACIÓN - MANÓMETRO CON SELLO DIAFRAGMA Y SIFÓN .............................94
FIGURA 4-13: FORMATO PARA IMPORTACIÓN DE HOJAS DE DATOS DE EXCEL ............................................99
FIGURA 4-14: EXTRACTO DE UNA HOJA DE DATOS HECHA EN EXCEL.......................................................100
FIGURA 4-15: INFORMACIÓN EXTRAÍDA DE LA HOJA DE DATOS, LISTA PARA SER IMPORTADA........................100
FIGURA 5-1: ARCHITECTURA TMR EN EL SISTEMA ABB TRIGUARD SC300E [28] ....................................105

Alejandro Viera V. –Libro de Pasantía vii
LISTA DE SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS
API American Petroleum Institute
BMS Burner Management System
BOM Bill Of Materials
BPCS Basic Process Control System
CAD Computer Aided Design
CCM Centro de Control de Motores
CHOPS Cold Heavy Oil Production with Sand
CP Cold Production
CPM Critical Path Method
DCS Distributed Control System
DDP Dimensional Data for Piping
EMI Electromagnetic Interference
ESD Emergency Shutdown
FAT Factory Acceptance Test
HMI Human Machine Interface
I/O Input/Output
IP Internet Protocol
ISA Instrumentation, System and Automation Society
ISO International Organization for Standardization
MTBF Mean Time Between Failure
MTTF Mean Time To Failure
MTTR Mean Time To Repair
NFPA National Fire Protection Association
ODBC Open Database Connectivity

Alejandro Viera V. –Libro de Pasantía viii
PL Panel Local
PLC Programmable Logic Controller
PPT Pressure Pulsing Technology
RFI Radio Frequency Interference
RTD Resistance Temperature Detector
SAGD Steam Assisted Gravity Drainage
SAT Site Acceptance Test
SCADA Supervisory Control and Data Acquisition
SI-BMS Safety Instrumented Burner Management System
SIL Safety Integrity Level
SIS Safety Instrumented System
SPI SmartPlant Instrumentation
SQL Structured Query Language
TCP Transmission Control Protocol
TMR Triple Modular Redundancy
UPS Uninterrupted Power System
VAPEX Vapor Assisted Petroleum Extraction

111...
IIINNNTTTRRROOODDDUUUCCCCCCIIIÓÓÓNNN
En la actualidad es muy difícil encontrar una planta donde el proceso de producción no
cuente con tecnología de automatización. Con el rápido desarrollo de la tecnología, la
automatización industrial ha venido ganando cada vez más terreno. La industria
petroquímica ha sido uno de los grandes ejemplos desde hace muchos años. Hace un
tiempo atrás, era necesario disponer de una gran cantidad personal de planta, encargado de
hacer mediciones en campo en cada uno de los tanques y tuberías, registrando y tomando
las acciones necesarias para mantener la producción de la planta. Sin embargo, esa mano
de obra es cada vez menor gracias a los avances en el diseño de los instrumentos de
medición y de los sistemas de control.
Antonio Creus, autor de uno de los libros más conocidos en el área, define
instrumentación como el conjunto de dispositivos que permiten medir, registrar y controlar las
variables de un proceso [1]. Es decir, la disciplina de instrumentación no se encarga
solamente de los instrumentos de campo, sino que también se encarga del diseño de los
controladores y de la interconexión de todos los elementos involucrados, en lo que se
conoce como un Sistema de Control. Gracias a la instrumentación industrial, cada vez es
menor la cantidad de personal necesario para la operación de una planta, centrando el
trabajo humano en la supervisión y mantenimiento.

Alejandro Viera V. –Libro de Pasantía Capítulo 1 –Introducción 2
El trabajo de pasantía se llevo a cabo con el Departamento de Instrumentación de la
empresa VEPICA, la cual cuenta con una gran experiencia en proyectos de ingeniería para
la industria petrolera nacional e internacional.
1.1. VEPICA (Venezolana de Proyectos Integrados, C.A.)
Venezolana de Proyectos Integrados VEPICA, C.A. es una empresa líder en el
desarrollo de proyectos de ingeniería, procura, construcción, operación y mantenimiento.
Ofrece 30 años de experiencia, lo que equivale a más de 1500 proyectos realizados para
más de 50 clientes. Sus servicios destacan por la rapidez en la ejecución, el uso de
tecnología de punta y la implementación de las técnicas gerenciales más avanzadas.
VEPICA cuenta con el respaldo accionario de Wood Group, una corporación global
líder en la prestación de servicios en las áreas de petróleo, gas y generación de energía.
Esta alianza permite a VEPICA ofrecer una autentica red mundial de servicios
profesionales y comerciales.
La empresa brinda una amplia variedad de servicios en ingeniería que se
extienden desde la conceptualización, hasta la puesta en marcha de proyectos
a mediana y gran escala. Desde 1997, VEPICA cuenta con la certificación ISO
9001:2000 en Servicios de Gerencia de Proyectos, Ingeniería, Procura y
Gerencia de Construcción. [2]
Los servicios de ingeniería que ofrece VEPICA son:
Gerencia integral de proyectos
Desarrollo de ingeniería conceptual, básica y de detalle
Planificación y control de proyectos
Procura y gestión de procura
Estimación y control de costos
Gerencia de construcción
Automatización y control
La división de ingeniería de la empresa se encuentra dividida en seis disciplinas:
Civil, Eléctrica, Equipos, Tuberías, Procesos e Instrumentación y Control. Dependiendo

del alcance del proyecto, puede que intervengan todas o solo algunas de las disciplinas,
y el alcance de trabajo de cada una de ellas debe ser establecido antes de comenzar el
proyecto. El trabajo de pasantía se elaboró dentro de la disciplina de Instrumentación y
Control, la cual se encarga de diseñar el sistema de control y monitoreo de la planta,
incluyendo la selección, ubicación y configuración de instrumentos medidores,
actuadores y controladores; el diseño de la filosofía de control y la interconexión de todo
el sistema. Las tareas de diseño del sistema se llevan a cabo mediante la elaboración de
una serie de documentos, en los cuales se organiza toda la información del sistema.
Dichos documentos sirven para lograr una fácil instalación del sistema y, posteriormente,
facilitar las labores de mantenimiento y supervisión del mismo.
1.1.1. Misión
Hacer realidad la Visión de los clientes, mediante la participación proactiva de
nuestra gente y la integración de la cadena de suministro, generando valor en la
ejecución de proyectos de inversión y la gerencia de activos.
Vivimos nuestra Misión bajo los principios fundamentales de la excelencia, la
creatividad, el desarrollo del intelecto, la rentabilidad del negocio, el respeto por el
ambiente, las relaciones con la comunidad y el mejoramiento de la calidad de vida de
los miembros de nuestra organización en forma sostenida.
1.1.2. Visión
Ser reconocida como:
La empresa líder en el país, ampliando sus mercados en la búsqueda de la
globalización de sus servicios de ingeniería, procura, construcción,
tecnología, operación y mantenimiento con una sólida capacidad financiera
para aumentar la participación en proyectos a gran escala.
Una escuela tecnológica de clase mundial, para que su gente se forme y
contribuya a transformar a Venezuela en el nuevo prestador de servicios
petroleros para el mundo.
Una empresa conformada por un grupo de profesionales con una cultura
sustentada en la interdependencia, el sentido comercial, la participación en la

toma de decisiones y el compromiso con los valores de conciencia
comunitaria y el desarrollo del país.
1.1.3. Valores
Integridad: Realizan sus tareas y responsabilidades con honorabilidad y
honestidad, respetando los principios éticos del medio donde se desenvuelven
generando confiabilidad en sus clientes, accionistas, colaboradores y
proveedores.
Interdependencia: Valoran el esfuerzo en equipo para el logro de metas y
objetivos comunes. Orientan sus actividades con foco en la colaboración y
efectividad interpersonal, con un alto nivel de respeto, sinceridad y
transparencia en sus relaciones de trabajo. Brindan oportunidades de
mejoramiento y aprendizaje a su personal, estableciendo un esquema de
trabajo basado en el liderazgo efectivo de su gente.
Profesionalismo: Reconocen en cada uno de sus colaboradores la excelencia
y el valor agregado en el ejercicio de sus funciones. Consideran que su más
valioso activo es el capital humano, su conocimiento y experiencia, y la
competencia con que se desarrollan sus actividades. Fortalecen como valor
corporativo el desarrollo de soluciones innovadoras.
Creatividad e Innovación: Reconocen y promueven la capacidad creativa de
sus colaboradores, creando las condiciones que permiten el desarrollo de
soluciones innovadoras.
Conciencia Comercial: Creen en un estilo centrado en el uso efectivo del
tiempo y los recursos de su empresa y sus clientes. Enfocan el
comportamiento corporativo y la medición de resultados, responsabilidad,
visibilidad, rendición de cuentas y logro por objetivos, alineados con las
necesidades de sus clientes y su entorno.
Ambiente de Trabajo: Trabajan con un equipo de personas felices, en un
ambiente retador y estimulante, proveen que su gente junto con sus familiares
mejoren su calidad de vida y potencien su desarrollo personal.

Trascendencia: Promueven el crecimiento sostenido y permanente de su
propio negocio, enfocándose en la productividad, el sentido de pertenencia y
el logro al éxito, como un aporte de su corporación al fortalecimiento de los
valores e institucionalidad de nuestra sociedad.[3]
1.2. Justificación del Problema
La empresa VEPICA, una de las empresas líderes en Venezuela para la realización
de Ingeniería asociada a proyectos industriales, requiere iniciar la utilización de la versión
7.0 de la Plataforma de Diseño INtools, ahora llamada SmartPlant Instrumentation (SPI),
en el desarrollo de los proyectos mayores en la disciplina de Instrumentación y
Automatización.
Los proyectos mayores desarrollados por las empresas de Ingeniería a nivel
mundial para el área de Instrumentación y Automatización en instalaciones industriales,
vienen utilizando en los últimos años la plataforma tecnológica denominada INtools,
software desarrollado por la empresa Intergraph. Algunos clientes exigen el uso de esta
plataforma para manejar toda la información del proyecto, especialmente cuando se trata
de proyectos a nivel internacional. Por lo tanto, es necesario que los ingenieros del
departamento tengan un buen manejo de ésta y otras herramientas de software
esenciales para el buen desempeño y la buena calidad de los productos emitidos por la
empresa.
1.3. Estructura del libro
Capítulo 2: se exponen los objetivos del trabajo de pasantía.
Capítulo 3: se desarrollan los fundamentos teóricos de algunos de los temas
relacionados con el desarrollo de la pasantía, directa o indirectamente. El capítulo se
divide en diferentes puntos, para permitir la clasificación de los diversos temas tratados.
Capítulo 4: en este capítulo se explica el desarrollo del trabajo realizado con
SmartPlant Instrumentation, relacionado con la elaboración de documentos de ingeniería
para el proyecto piloto CHOPS. El capítulo se divide en diferentes puntos, exponiendo las
distintas actividades realizadas. Adicionalmente, se expone el tema de la importación de
datos externos a la plataforma.

Capítulo 5: en este capítulo se explica el desarrollo de unas Especificaciones
Generales para algunos Sistemas de Control
Capítulo 6: Este capítulo contiene las conclusiones y recomendaciones finales para
del trabajo de pasantía.

222...
OOOBBBJJJEEETTTIIIVVVOOOSSS
El objetivo general de la pasantía consiste en elaborar una serie de documentos de
ingeniería, aplicados en el proyecto CHOPS (Producción Fría de Petróleo con Arena). Para
ello se debió cumplir con los siguientes objetivos específicos:
Familiarización con la lectura e interpretación de los Diagramas de Tuberías e
Instrumentación (DTI) y con la Documentación y Normas principales en el
Diseño de los Sistemas de Instrumentación Industrial.
Familiarización con la filosofía de operación de la planta.
Estudiar a fondo el funcionamiento de la plataforma SmartPlant Instrumentation
para lograr la elaboración de planos y documentos de ingeniería.
Una vez alcanzado un nivel avanzado en el manejo de la plataforma SPI y su
integración con otras herramientas de software, se procedió a la emisión de los siguientes
documentos:
 Índice de instrumentos.
 Hojas de datos de instrumentos en línea, como medidores de flujo, RTDs,
válvulas de control, etc.

Alejandro Viera V. –Libro de Pasantía Capítulo 2 –Objetivos 8
 Hojas de datos de instrumentos fuera de línea, como transmisores de
presión y temperatura.
 Lista de cables de instrumentación.
 Diagramas de conexionado entre cajas de conexión, paneles locales de
control,panelesde“Marshalling”.
 Diagramas de Lazos de Control de Procesos.
 Detalles de instalación de instrumentos: conexión a proceso, conexión
eléctrica, conexión neumática y de soportes.
 Lista de Materiales.
Como objetivos adicionales de la pasantía, se realizaron un par de tareas que no
estaban involucradas al proyecto CHOPS:
Estudiar los métodos de importación de datos externos a la base de datos de
SmartPlant Instrumentation.
Elaboración de Especificaciones de Sistemas de Control.
La importación de datos es un tema de mucha importancia, ya que consiste en ingresar
información a la base de datos de SPI de una forma casi automática. En muchos casos se
puede tener información en archivos externos, principalmente hechos en Microsoft Excel, la
cual se necesita integrar con el resto de la información de la base de datos, y hacerlo
manualmente implica una inversión de tiempo y recursos que podría evitarse. Sin embargo,
se requiere de un conocimiento profundo de la base de datos para poder lograr importar
información de una manera segura y satisfactoria.
Por otra parte, la elaboración de Especificaciones de Sistemas de Control se hizo con
el objetivo de actualizar las especificaciones generales que la empresa utiliza como
referencia, adaptándolas a las necesidades de cada proyecto. Se elaboraron
especificaciones generales para:
 Controlador Lógico Programable (PLC –Programmable Logic Controller).
 Sistema de Control Distribuido (DCS –Distributed Control System).
 Sistema de Parada de Emergencia (ESD –Emergency Shutdown System).
 Sistema de Gestión de Quemadores (BMS –Burner Management System).

333...
FFFUUUNNNDDDAAAMMMEEENNNTTTOOOSSS TTTEEEÓÓÓRRRIIICCCOOOSSS
3.1. Proyectos de Ingeniería............................................................................ 10
3.2. Estimados de costo .................................................................................. 13
3.3. Elaboración de documentos ..................................................................... 13
3.4. Instrumentación........................................................................................ 23
3.5. Clasificación de Áreas.............................................................................. 26
3.6. Sistemas de Control ................................................................................. 38
3.7. Normas y Estándares............................................................................... 45
3.8. SmartPlant Instrumentation ...................................................................... 53
3.9. Open DataBase Connectivity (ODBC)...................................................... 62
3.10.Otras herramientas de Software............................................................... 63
En este capítulo se exponen los fundamentos teóricos de los temas más relacionados
con el trabajo realizado durante la pasantía. En las secciones 3.1 a 3.3 se exponen las fases

Alejandro Viera V. –Libro de Pasantía Capítulo 3 –Fundamentos teóricos 10
de desarrollo de un proyecto de ingeniería, indicando los documentos que se suelen generar
en cada una de las fases, así como también explicando en qué consiste cada uno de ellos.
Luego, en la sección 3.4, se explican conceptos básicos de instrumentación, indicando la
clasificación de los instrumentos y las características más comunes de los mismos. En la
sección 3.5 se explica un tema de suma importancia para los instrumentistas, aunque esté
más relacionado con la Disciplina de Electricidad: la Clasificación de Áreas. Es importante
que el instrumentista conozca las características del área donde se instalaran los
instrumentos, con el fin de poder especificarlos correctamente, y que no se produzcan fallas
durante la puesta en marcha de la planta. En la sección 3.6 se habla brevemente de las
arquitecturas más comunes de los Sistemas de Control. En la sección 3.7 se explican
brevemente algunas de las Normas y Estándares más importantes en el área de
instrumentación, tratando principalmente con la norma ISA S5.1, la más fundamental para
los instrumentistas. Finalmente, entre las secciones 3.8 y 3.10 se exponen las herramientas
de software que sirvieron de base para el desarrollo del trabajo. Se hace énfasis en
SmartPlant Instrumentation, explicando brevemente cada uno de sus módulos, ya que fue la
principal herramienta de trabajo.
3.1. Proyectos de Ingeniería
Un proyecto de ingeniería se lleva a cabo en las siguientes fases:
Ingeniería conceptual
Ingeniería básica
Ingeniería de detalle
Procura
Construcción
A continuación se explican las primeras tres fases:
3.1.1. Ingeniería Conceptual:
En esta fase se establecen las metas y necesidades, con las cuales se obtiene
un concepto final de lo que se quiere, con las debidas justificaciones (cambio de
instrumentos y equipos existentes por obsolescencia o inexistencia de repuestos,
mejora de los sistemas de control para optimizar el funcionamiento de la planta,
mejora de la seguridad de la instalación, etc.).

Se deben preparar documentos que definan los tipos de instrumentos, el
sistema de control, los servicios requeridos, la infraestructura requerida y la
arquitectura del sistema.
Al finalizar esta fase, se deben definir los criterios necesarios para el desarrollo
de la siguiente fase: la Ingeniería Básica.
3.1.2. Ingeniería Básica
Durante esta fase se establecen las características de los equipos que
conforman la instalación y se sientan las bases para la Ingeniería de Detalle.
Los documentos más comunes que se elaboran en la fase de Ingeniería Básica
son los siguientes:
Diagrama de flujo
Tabla de Balance de Servicios
DiagramadeTuberíaseInstrumentación(P&ID’s)
Hojas de Datos de Equipos
Hojas de Datos de Instrumentos
Listado de Líneas
Índice de instrumentos
Plano de Implantación de Equipos o Plot Plan
Diagrama Unifilar
Planos de Clasificación de Áreas
3.1.3. Ingeniería de Detalle
Es la fase de un Proyecto donde se genera el paquete de información que
establece las especificaciones para ejecutar la construcción del proyecto, así como la
adquisición de Equipos, instrumentos y materiales.
A continuación se da una lista de los documentos que se suelen generar en la
fase de Ingeniería de Detalle:

Disciplina Mecánica:
o Plot Plan o Implantación de Equipos
o Planos de Equipos
o Planos de Tuberías (Planta)
o Planos de Tuberías (Isométricos)
o Lista de Líneas
Disciplina Electricidad
o Diagrama Unifilar
o Canalizaciones Eléctricas
o Esquema funcional
o Lista de Cables
 Identificación de los Cables
 Puntos de Salida y Entrada
 Ruta
 Longitud
 Tensión de Operación
 Tipo de Cable
Disciplina Civil
o Topografía Modificada
o Vialidad
o Implantación de Fundaciones
o Fundaciones (detalles)
o Instalaciones Sanitarias
o Edificaciones
o Soportes
Disciplina Instrumentación
o P&ID
o Índice de Instrumentos
 N° de Detalles de Instalación
 N° de Plano de Ubicación
 N° de Diagrama de Lazo
 N° de Orden de Compra
 Fabricante / Modelo

o Detalles de Instalación
o Ruta de Señales
o Cajas de Conexiones
o Diagrama de Lazo
o Diagramas de Lógica
o Diagrama de Bloque o Funcionales
o Planos de Paneles
3.2. Estimados de costo
Durante el desarrollo de un proyecto de ingeniería se hacen estimados de
costo, los cuales son pronósticos de los costos de los diferentes elementos que
integran el proyecto, y que respaldan la toma de decisiones en cada una de las
etapas de dicho proyecto.
Objetivos:
o Evaluación de la factibilidad
o Análisis de su rentabilidad económica
o Aprobación presupuestaria
o Bases de comparación de Ofertas en Licitaciones
o Control de Costos
Clases:
I. Contratación o Control de Ejecución
II. Propuestas firmes a presupuesto de inversiones
III. Propuestas tentativas a presupuesto de inversiones
IV. Para desarrollo de ingeniería básica
V. Estimado de Orden de Magnitud
3.3. Elaboración de documentos
A continuación se explican los documentos que suelen ser elaborados en un
proyecto de ingeniería, dependiendo de la fase del proyecto: [4]

3.3.1. Diagramas de Tuberías e Instrumentos (P&ID’s)
Los Diagramas de Tuberías e Instrumentos (DTI) son más conocidos por sus
siglas en inglés P&ID, que se traduce como Piping and Instruments Diagram. Como
su nombre lo indica, este documento es elaborado en conjunto por las disciplinas de
procesos e instrumentación.
Los diagramas consisten en una representación gráfica del diseño detallado de
una sección de la instalación, en la cual se refleja la información más relevante
referente al proceso: equipos, tuberías de interconexión y la instrumentación
necesaria para una adecuada operación. Estos diagramas son una herramienta
básica en todas las fases del proyecto, ya que reflejan la filosofía de operación y
sirven como base para el diseño y preparación de otros documentos, tales como
especificaciones de equipos, índice de instrumentos, etc. [5]
La información contenida en estos diagramas es principalmente la siguiente:
Representación esquemática de todos los lazos de control, incluyendo la
numeración de cada uno de sus componentes (Tag)
Representación esquemática de los enclavamientos y señales que
interrelacionan a los diferentes lazos de control.
Representación de dispositivos e instrumentos de seguridad.
Indicación de las características generales y particulares de los
instrumentos.
En la fase de Ingeniería de Detalle de un proyecto se deben intentar minimizar
loscambiosenlosP&ID’s,adaptándosedelamejormaneraposiblealainformación
generada en fase de Ingeniería Básica. Sin embargo, esto no siempre es posible
debido a que en muchos casos no se dispone de toda la información detallada
necesaria al culminar la Ingeniería Básica.
3.3.2. Índice de instrumentos
En este documento deben aparecer indicados todos los instrumentos que
intervienen en el sistema, con la información necesaria para la correcta interpretación

de su función y las características generales que definen su ubicación, instalación y
origen de compra.
El índice de instrumentos recopila la información más importante asociada a
cada instrumento, por lo que para su elaboración es necesario utilizar información de
gran cantidad de otros documentos elaborados, De tal modo que su emisión final
suele ser posterior a la emisión del resto de los documentos. Entre estos documentos
necesarios para la elaboración del índice de instrumentos están: Diagrama de
Tubería e Instrumentación (DTI), Hojas de Datos, Diagramas o Listas de Conexión,
Diagramas de Lazo, Plano de Ubicación de Instrumentos, Plano de Canalizaciones
Eléctricas, Plano de Canalizaciones Neumáticas, Detalles de Instalación,
Requisiciones, Especificaciones de Instrumentos, Codificación de Instrumentos.
Los campos que aparecen en el índice pueden variar, dependiendo de las
exigencias del cliente. Los principales campos que conforman un índice de
instrumentos son: [6]
1. Campos extraídos del P&ID:
Tag o etiqueta del instrumento: agrupados por lazos de control o por el
orden definido en el proyecto.
Servicio: breve descripción de la parte del proceso a la cual se
encuentra asociado el instrumento.
Equipo / Línea: Tag del equipo o línea a la cual se encuentra conectado
el elemento de campo
P&ID No: número del DTI en el cual se encuentra representado el
instrumento.
Tipo de instrumento
Ubicación: ubicación física del instrumento:
C –Campo
PLC –Controlador de Lógica Programable
PL –Panel Local
DCS –Sistema de Control Distribuido
SCADA –Control Supervisorio y Adquisición de Datos
CCM –Centro de Control de Motores

2. Códigos de documentos que son la data de otros campos
Hoja de datos
RPM (Requisición de material)
Diagrama de conexiones
Diagrama de lazos
Plano de ubicación de instrumentos (opcional)
Plano de canalizaciones eléctricas
Plano de canalizaciones neumáticas (opcional)
Plano de detección de incendio (opcional)
Isométricos de tuberías (opcional)
Detalle de instalación eléctrico
Detalle de instalación a proceso
Detalle de instalación neumático
Detalle de soporte (opcional)
3. Campos que dependen de otros documentos
Fabricante (opcional): a través de la Hoja de Datos o por la orden de
compra
Modelo (opcional)
Tipo de alimentación (opcional): Disciplina de Electricidad
Observaciones o notas
3.3.3. Hojas de datos de instrumentos
Estos documentos consisten en formularios, en los cuales se llena la
información técnica de un instrumento, de acuerdo a las necesidades del proceso.
Estos formularios normalmente no deben ser diseñados, ya que en su mayoría se
encuentran estandarizados en el estándar ISA S20; por lo que normalmente sólo se
requiere ingresar la información necesaria en los campos correspondientes. Sin
embargo, estos formularios pueden ser modificados para adaptarlos a las
necesidades del proyecto y a las exigencias del cliente. Estas modificaciones deben
ser, preferiblemente, en agregar campos adicionales, y no en eliminar campos que se
encuentran en el estándar ISA.
Existe un formulario distinto para cada tipo de instrumento, y en ellos podemos
encontrar: información referida al proceso sobre el cual el instrumento actúa o hace

su medición (tipo y ancho de la conexión, valores mínimo, normal y máximo de
temperatura, presión, flujo, densidad, etc., dependiendo del tipo de instrumento),
información referida al instrumento como tal (rango de medida, precisión, puntos de
ajuste, alimentación, señales que debe manejar, material de construcción de sus
piezas, etc.), información referida a los elementos adicionales que requiere el
instrumento (sello diafragma, sifón, etc.) e información sobre fabricante y modelo que
cumple con la especificación.
Estos documentos proveen información útil para los procedimientos de procura
de instrumentos, ya que con un instrumento debidamente especificado, el proveedor
reconoce fácilmente las necesidades del cliente y puede realizar su oferta.
Adicionalmente, sirven posteriormente como un registro de los instrumentos
instalados, siendo de utilidad para las labores de mantenimiento de la planta.
3.3.4. Diagramas de lazos de control
En estos diagramas se muestra toda la información necesaria para que se
pueda interpretar cada uno de los lazos de control que intervienen en el sistema;
tanto desde el punto de vista de instalación como de funcionamiento, sin la necesidad
de consultar otro documento. En los diagramas se representa la información
correspondiente al recorrido de la señal y el conexionado requerido por todos los
instrumentos que forman un lazo.
Criterios generales:
a) Cada uno de los lazos de control representado en un P&ID tiene un diagrama
de lazos propio. En el caso de que la complejidad de un lazo de control no
permita una clara representación en un solo diagrama, se podrá dividir el
mismo por funciones; sin embargo, el número de identificación de cada una de
las hojas utilizadas será el mismo, diferenciándolas con un sufijo por las letras
A, B, C, etc.
b) En el diagrama de lazo se representan todos los instrumentos que intervengan
en el lazo de control con sus características más significativas y sus regletas
de conexiones tal como aparecen en el catalogo del fabricante.
c) El diagrama del lazo de control se divide en zonas, comúnmente
correspondientes a Campo, Sala de Control y Sistema Remoto de

Supervisión, etc. Cada uno de los instrumentos aparece representado en la
zona de ubicación que le corresponda.
d) En el diagrama de lazo de control debe aparecer toda la información que
permita la interpretación de su instalación desde el punto de vista de su
conexión eléctrica y neumática. Para ello deberán indicarse todos los equipos
y accesorios que interviene en el mismo, tales como fusibles, breakers,
fuentes de alimentación, terminales, cables, colectores, puesta a tierra, etc.
e) Cada instrumento representado en el diagrama de lazo de control tendrá
indicadas las características relevantes para la interpretación funcional del
mismo, tales como: puntos de ajustes, rangos, alimentaciones, etc.
i. Transmisores electrónicos: tag, marca, rango, ajuste
ii. Switches: tag, marca, rango, set y acción
iii. Controladores: tag, ,marca, acción, rango, ajuste entrada
iv. Válvulas de control: tag, marca, diámetro, fallo aire, alimentación
f) En el diagrama se encuentra una representación de todos los elementos de
conexión entre instrumentos de campo y sala de control que pertenecen al
lazo, debidamente identificados.
g) También se encuentra una representación de todas las cajas de conexión,
que contengan conexiones correspondientes al lazo representado, con la
identificación de la caja y de las regletas.
h) Se incluye también la representación de todas las regletas de entrada y salida
que intervienen en el lazo,
i) Representación de todos los seccionadores, switches y breakers de
alimentación que intervengan en el lazo con sus regletas de conexiones
correspondientes.
j) Relés, alarmas y circuitos de enclavamiento del lazo en el panel de control. En
caso de circuitos complejos se hará referencia al diagrama correspondiente.
k) Se debe incluir la identificación de los multicables, indicando el tipo (cantidad
de conductores y calibre), manteniendo el código de colores e indicando la
polaridad (si aplica).

l) Generalmente se incluye un pequeño diagrama P&I que represente el lazo de
control correspondiente, incluyendo en éste todos los instrumentos del lazo y
aquellos que aunque pertenezcan a otro lazo de control tienen alguna relación
con su funcionamiento. [7]
3.3.5. Lista de cables
Este documento se elabora con la finalidad de dar información detallada al
contratista o constructor de cada uno de los cables que se tenderán en el área donde
se ejecutará la obra.
Para la elaboración del documento se debe tener a mano la información de
otros documentos, tales como:
Especificaciones Generales de Cables de Instrumentación
Plano de Canalizaciones Eléctricas
Diagramas de Conexionado(en Sala de Control, en Paneles Locales, en
Cajas de Conexión)
En cuanto a la información contenida en la lista de cables, ésta debe ser como
mínimo:
Identificación de cada uno de los cables
Longitud
Tipo (cantidad de pares o conductores y calibre)
Identificación del carrete o bobina que contiene los cables
Origen/Destino (identificación del equipo, instrumento, caja de conexiones
o panel donde comienza o llega el tendido del cable)
Tipo de señal que manejará. (Analógica 4-20mA, Discreta 24VDC, Discreta
110VAC, etc.).
Notas (por ejemplo, si el cable o multicable es armado, apantallado, etc.)
Es importante destacar que normalmente se define un porcentaje de reserva en
las regletas de las cajas de conexión y en los paneles, los cuales también deben ser
cableados. Estos cables de reserva no se encuentran en la lista de cables; sin
embargo, el porcentaje debe ser tomado en cuenta a la hora de realizar la
requisición. [8]

3.3.6. Plano de ubicación y canalización neumática de instrumentos
En este documento se indica la localización de los instrumentos neumáticos de
una determinada área de la planta y/o equipo de proceso, mostrando su identificación
(tag) junto con su elevación (en metros sobre el nivel del mar o en metros relativos a
la superficie de la planta), además de la ruta y elevación de las señales neumáticas, y
subcabezales de suministro de aire a instrumentos.
Estos planos toman como base los planos de implantación de equipos (Plot
plan) y utilizan como referencia el índice de instrumentos, del cual se obtiene un
listado de los instrumentos neumáticos ubicados en campo; y los planos de ruta de
tuberías de proceso y los isométricos, elaborados por la disciplina de tuberías, donde
se indican las tomas de los instrumentos; así como los P&ID, para ubicar en el plano
todos los instrumentos neumáticos correspondientes al área del plano de
implantación de equipos respectivo. [9]
Una vez trazada la ruta de las señales neumáticas se debe actualizar la lista de
materiales.
3.3.7. Plano de ubicación y canalización eléctrica de instrumentos
En este documento se indica la localización de los instrumentos eléctricos de
una determinada área de planta y/o equipo de proceso, mostrando su identificación
(tag) y su elevación respectiva, además de la ruta y elevación de las señales
eléctricas y alimentación eléctrica a instrumentos, a través de conduits y/o bandejas a
la vista y/o enterradas, desde el instrumento hasta la caja de conexión o panel local, y
desde la caja o panel local hasta los gabinetes del sistema de control en sala de
control, así como también los materiales necesarios para llevar a cabo su instalación.
Estos planos, al igual que los planos de ubicación y canalización neumática,
toman como base los planos de implantación de equipos (Plot plan), tomando un
listado de instrumentos eléctricos del índice de instrumentos y usando como
referencia los planos de ruta de tuberías de proceso y los isométricos, generados por
la disciplina de Tuberías, donde se indican las tomas de los instrumentos; junto con
los P&ID, para ubicar en el plano todos los instrumentos eléctricos correspondientes
al área del plano de implantación de equipos respectivo. [9]

Una vez trazada la ruta de las señales eléctricas se debe actualizar la lista de
materiales.
3.3.8. Detalles de instalación
Los detalles de instalación están clasificados en cuatro tipos, los cuales indican
la forma de montaje y los materiales necesarios para la instalación de instrumentos.
Un detalle de instalación normalmente es aplicable a más de un instrumento, por lo
que se suele añadir una lista de tags, indicando todos los instrumentos a los cuales
aplica el detalle.
3.3.8.1. Detalles de Instalación a Proceso
Indican la forma en que se debe realizar la conexión del instrumento a la
toma del proceso. Los detalles de instalación a proceso agrupan los instrumentos
según la variable que miden, y luego dependiendo de su función.
Los siguientes detalles de instalación se pueden encontrar por separado:
Temperatura: Termómetros bimetálicos (TI), termopares y RTD (TE). Estos
detalles deben estar separados, dependiendo del termopozo. Por ejemplo: con
termopozo roscado, con termopozo bridado, con termopozo soldable, etc.
Flujo: transmisores (FT), indicadores (FI), registradores (FR), controladores
(FC) e interruptores (FS). Los instrumentos para indicación o medición de flujo
que son directamente elementos de línea (placa orificio, rotámetro, tubo Venturi,
entre otros) no requieren de un detalle de instalación. Estos detalles deben estar
separados de acuerdo al tipo de servicio (líquido, gas, vapor o corrosivo).
Nivel: Interruptores (LS) (tipo flotador lateral, tipo flotador tope, tipo
desplazador interno, tipo desplazador externo), indicadores (LI) (para montaje al
techo de tanques y para montaje al pie de tanques), visores (LG) (transparentes,
reflectores), transmisores (LT), controladores (LC), etc.
Presión: manómetros (PI), indicadores de presión diferencial (PDI),
transmisores (PT), transmisores de presión diferencial (PDT), controladores

(PC), registradores (PR), interruptores (PS). Se generan por separado
dependiendo del tipo de servicio (líquido, gas, vapor o corrosivo).
Analizadores: analizador de oxígeno, de azufre, cromatógrafo de gases,
etc.
Otras variables: medidor de peso, medidor de velocidad, etc.
3.3.8.2. Detalles de Instalación Eléctrico
canalización eléctrica. Los detalles de instalación eléctrico se agrupan por tipo de
instrumento (transmisores, convertidores, interruptores, válvulas solenoides,
elementos de temperatura, etc.), y luego por clasificación de área (no clasificada,
clase 1 división 2, clase 1 división 2).
3.3.8.3. Detalle de Instalación Neumático
canalización neumática y el suministro de aire. Los detalles de instalación
neumático se agrupan por servicio corrosivo y servicio no corrosivo, y luego por
tipo: válvulas con solenoide, válvulas con posicionador, válvulas con convertidor,
transmisores neumáticos, controladores neumáticos, etc.
3.3.8.4. Detalle de Instalación de Soporte
Indican cómo se deben fabricar y ensamblar los diferentes tipos de
soportes para instrumentos, cajas, conduits y bandejas. En un detalle de
instalación de soporte se pueden mostrar diferentes alternativas, como: soporte
sencillo, soporte doble, soporte para tuberías horizontales, y soporte para
tuberías verticales. [10]
3.3.9. Lista de conexiones
Este documento contiene información detallada sobre cómo se interconectan
los distintos elementos de un sistema de control, mostrando la distribución de los
conductores que forman los cables y multicables en los bornes de los instrumentos,

cajas de conexionado, paneles, regletas de gabinetes y/o terminales de un PLC,
DCS, etc.
La lista de conexiones debe contener la siguiente información: [11]
Instrumentos y dispositivos de conexión
o Tag o identificación del instrumento
o Identificación de las regletas de conexión
o Identificación de los bornes o terminales
Cables y/o multicables:
o Tag o identificación
o Especificación, calibre de los conductores, cantidad de conductores
o Identificación de cada uno de los pares y cada uno de los
conductores que los conforman
Cajas de conexionado o paneles
o Tag de la caja de conexionado o panel
o Identificación de cada una de las regletas contenidas en la caja o
panel
o Información de los bornes (o terminales), ocupados y/o de reserva.
Sistema de Control Final
o Tag del gabinete
o Identificación de los módulos de I/O
o Identificación del borne
La lista de conexiones suele ir acompañada de un diagrama de conexiones, en
los cuales se muestra gráficamente los cables conectados a cada uno de los bornes
de cada una de las regletas de conexión o tarjetas de I/O.
3.4. Instrumentación
3.4.1. Características de los instrumentos:
Rango: conjunto de valores dentro de los límites superior e inferior de medida, en los
cuales el instrumento es capaz de trabajar en forma confiable
Alcance: diferencia entre el valor superior e inferior del campo de medida.

Error: diferencia que existe entre el valor que el instrumento indique que tenga la
variable de proceso y el valor que realmente tiene la variable en ese momento. Se
expresa normalmente en % del rango o del alcance.
Precisión: tolerancia mínima de medida que permitirá indicar, registrar o controlar el
instrumento. En otras palabras, es la mínima división de escala de un instrumento
indicador. Generalmente se expresa en % del alcance.
Zona muerta: es el máximo campo de variación de la variable en el proceso real,
para el cual el instrumento no registra ninguna variación en su indicación, registro o
control. Representa la inercia ante los cambios de proceso del instrumento.
Sensibilidad: relación entre la variación de la lectura del instrumento y el cambio en
el proceso que causa este efecto. Representa las pérdidas o ineficiencias del
instrumento.
Repetibilidad: capacidad de un instrumento de repetir el valor de una medición, en
las mismas condiciones de servicio y en el mismo sentido de variación. Da una idea
de la confiabilidad del equipo en forma estática. Generalmente se expresa en
términos de % del alcance.
Histéresis: Es la diferencia máxima que se observa en los valores de una misma
medición, para un punto cualquiera dentro del rango del instrumento, cuando la
variable recorre toda la escala en los dos sentidos. Representa la conducta dinámica
del equipo. Generalmente se expresa en términos de % del alcance.
Campo de medida con supresión de cero: es aquél rango de un instrumento cuyo
valor mínimo se encuentra por encima del cero real de la variable
Campo de medida con elevación de cero: es aquel rango de un instrumento cuyo
valor mínimo se encuentra por debajo del cero de la variable.
3.4.2. Clasificación de instrumentos
1. Por su función
1.1. Instrumentos indicadores: aquellos que, como su nombre bien dice,
indican directamente el valor de la variable de un proceso.

1.2. Instrumentos ciegos: aquellos que cumplen una función reguladora en el
proceso, pero no muestran nada directamente. Los presostatos y
termostatos son ejemplos de instrumentos ciegos.
1.3. Instrumentos registradores: aquellos que se utilizan cuando es necesario
tener un registro histórico de la variable que se estudia en un determinado
proceso.
1.4. Elementos primarios: aquellos que entran en contacto directo con la
variable de proceso que se desea medir, con el fin de recibir algún efecto
de éste, y por este medio evaluar la variable en cuestión.
1.5. Transmisores: reciben la variable de proceso a través del elemento
primario y la transmiten a algún lugar remoto. La señal transmitida por lo
general es una señal electrónica de 4 a 20 mA de c.c. El elemento
primario puede formar parte del transmisor.
1.6. Convertidores: En ciertos casos, la señal de un transmisor puede no ser
compatible con lo esperado por el receptor de esa señal; en ese caso se
utilizará un elemento Convertidor para lograr la antes mencionada
compatibilidad de señal. Por ejemplo, un convertidor I/P convierte una
señal eléctrica en una señal neumática.
1.7. Transductores: su señal de entrada es función de una o más cantidades
físicas, y se encargan de convertirla en una señal de salida. Su señal de
entrada no es una señal de instrumentos.
1.8. Receptores: Son los instrumentos que generalmente son instalados en el
panel de control, como interfaz entre el proceso y el hombre. Estos reciben
la señal de los transmisores o de un convertidor.
1.9. Controladores: son los encargados de ejercer la función de comparar lo
que está sucediendo en el proceso, con lo que realmente se desea que
suceda en él, para posteriormente, en base a la desviación, producir los
cambios requeridos mediante el elemento final de control que logren la
corrección de dicha desviación.
1.10. Elemento final de control: será el elemento que reciba la señal del
controlador y el cual, estando en contacto directo con el proceso (en
línea), ejerza un cambio en éste, de tal forma que cambien los parámetros
hacia el valor deseado. [1]

2. De acuerdo a la variable de proceso que miden
2.1. Variables directas: presión, velocidad, nivel
2.2. Variables indirectas: temperatura, pH, eficiencia de un equipo, nivel por
presión diferencial.
3. De acuerdo a la energía de operación
3.1. Neumáticos
3.2. Electrónicos
3.3. Mecánicos
Los instrumentos en un lazo de control normalmente se clasifican por el tipo de
señal medida, independientemente del número y tipo de instrumentos existentes entre el
elemento primario y el elemento final de control. Por ejemplo, se puede tener un medidor
electrónico de nivel, con salida 4-20mA, un controlador con salida 4-20 mA, un
convertidor I/P con salida 3-15 psi y una válvula neumática de control; y todos estos
instrumentos se consideran de nivel, y son identificados como tal.
3.5. Clasificación de Áreas
Un área clasificada o peligrosa es aquella que contiene, o eventualmente puede
contener, suficientes cantidades de gases inflamables, fibras o polvos combustibles
capaces de explotar o hacer ignición. [12]
Generalmentesehabladeun“triángulodeexplosión”(Figura 3-1) para referirse a
los tres agentes que deben estar presentes para que se produzca una explosión: Energía
(fuente de ignición), material explosivo o combustible y un agente oxidante. Para evitar
una ignición se siguen métodos de protección, ya sea por contención, segregación o por
prevención. Todos los métodos de protección están dirigidos a eliminar uno o más
componentes del triángulo de explosión. En base a este triángulo surgen algunos
conceptos que se deben tener claros:
 Energía Mínima de Ignición (EMI): es la mínima energía necesaria para que
ocurra la ignición de una mezcla gas-aire en la más favorable concentración
para una determinada sustancia o mezcla de producto inflamable. Cualquier
valor de energía por debajo de éste, es incapaz de producir una ignición.

 Límite Explosivo Inferior (LEI): es el límite de concentración de combustible
por debajo del cual la mezcla no puede producir ignición debido a la pérdida
del elemento combustible.
 Límite Explosivo Superior (LES): límite de concentración por encima del cual
la mezcla no puede producir ignición debido a la pérdida del elemento
oxidante.
 Temperatura de Ignición: es la temperatura a la cual la mezcla
peligrosamente puede ocasionar la ignición sin necesidad de energía
eléctrica.
 Punto de inflamación por temperatura (Flash Point): es la temperatura más
baja a la cual el líquido crea suficiente vapor como para producir la ignición
en presencia de una fuente de energía. Por lo tanto, si el punto de
inflamación de una determinada mezcla está muy por encima de la máxima
temperatura que se puede alcanzar en el ambiente, no se formaría una
atmósfera explosiva.
La tarea de clasificar las áreas de una planta corresponde a la disciplina de
Electricidad, quienes establecen dónde existen atmósferas peligrosas, en qué condición y
por cuánto tiempo, en base a los datos suministrados por la disciplina de Procesos. Sin
embargo, un ingeniero de instrumentación debe estar en conocimiento de la clasificación,
Figura 3-1: Triángulo de Explosión

para poder seleccionar e instalar correctamente los instrumentos y sistemas electrónicos
de medición y control.
Existen dos normas de clasificación de áreas: la norma norteamericana y la norma
europea. Ambas normas son consideradas en el estándar ISA S12.1. [13]
3.5.1. Norma norteamericana
En Estados Unidos, los principios de clasificación de áreas se encuentran entre
los artículos 500 y 505 del estándar ANSI/NFPA 70, también conocido como National
Electric Code (Código Eléctrico Nacional). De acuerdo a esta norma, las áreas
peligrosas pueden ser de 3 clases:
Clase I: si el material inflamable es un gas o vapor inflamable
Clase II: si el material es un polvo
Clase III: si se hallan presentes fibras inflamables o combustibles.
Adicionalmente, cada clase tiene 2 divisiones.
Clase 1, División 1: corresponde a áreas con concentraciones peligrosas
del agente combustible durante operaciones normales, tanto sea en forma
continua o intermitente; donde concentraciones peligrosas puedan existir
frecuentemente por operaciones de mantenimiento o fugas; o cuando una
rotura o el mal funcionamiento de algún equipo o proceso pueda liberar
concentraciones peligrosas de gases o vapores, y pueda ocurrir
simultáneamente una avería en el equipo eléctrico que cause una fuente de
ignición.
Clase I, División 2: corresponde a áreas donde los agentes combustibles
están normalmente confinados en recipientes cerrados, desde los cuales
sólo podrían escaparse en caso de una ruptura accidental de dichos
recipientes, o en condiciones anormales de operación. También corresponde
a áreas donde las concentraciones inflamables se evitan normalmente por la
operación de un ventilador, pero que pudieran convertirse en peligrosos por
falla de dichos ventiladores; y aquellas áreas adyacentes a zonas Clase I,
División 1, a las que puedan llegar ocasionalmente concentraciones
peligrosas.

Clase II, División 1: áreas donde el polvo combustible se encuentra
suspendido en el aire en cantidades suficientes para producir una mezcla
explosiva, ya sea de manera continua, intermitente o periódica, en
condiciones normales de operación; donde el mal funcionamiento de algún
equipo o proceso pueda liberar concentraciones peligrosas de polvo, y
simultáneamente pueda ocurrir una falla en el equipo eléctrico que actúe
como fuente de ignición.
Clase II, Division 2: áreas donde concentraciones peligrosas de polvo
suspendido es improbable, pero donde la acumulación de polvo pueda
interferir con la disipación de calor de equipos eléctricos; o donde la
acumulación de polvo cerca de equipos eléctricos pueda encenderse por
arcos o chispas provenientes de dichos equipos.
Clase III, División 1: áreas donde se manipulen, fabriquen o usen fibras que
puedan hacer ignición fácilmente.
Clase III, División: aquellas áreas donde se almacenen fibras que puedan
hacer ignición fácilmente.
Finalmente, las normas norteamericanas también reconocen 7 grupos, de
acuerdo a la capacidad de ignición de los materiales. Los grupos A,B,C y D aplican
para las áreas Clase I; mientras que los grupos E, F y G se utilizan para áreas Clase
II. Las áreas clase III no están separadas en grupos. En la Tabla 3-1 se pueden
observar los materiales más conocidos pertenecientes a cada grupo.
3.5.2. Norma europea
Esta norma pertenece a la International Electrotechnical Commission (IEC), y
divide las áreas en 3 zonas: Zona 0, Zona 1 y Zona 2.
Zona 0 corresponde a áreas donde existe una mezcla explosiva, ya sea
de manera continua o por largos períodos de tiempo (más del 10% del
tiempo).
Zona 1 corresponde a áreas donde es posible que ocurra una
concentración peligrosa durante operaciones normales.

Zona 2 corresponde a áreas donde no es probable que ocurra una
concentración peligrosa de la mezcla gas-aire, o sólo puede existir por
períodos de tiempo muy cortos.
La norma de la IEC también define 4 grupos:
Grupo I: aplica a instalaciones bajo tierra, donde existe la presencia de
metano.
Grupo IIA: aplica para instalaciones donde pueden existir gases o
vapores con propiedades inflamables similares a las del propano.
Grupo IIB: aplica para instalaciones donde pueden existir gases o
vapores con propiedades inflamables similares a las del etileno.
Group IIC: corresponde a instalaciones donde pueden existir gases o
vapores con propiedades inflamables similares al hidrógeno y al
acetileno.
En la figura se muestra la equivalencia que suele hacerse entre la clasificación
por divisiones y la clasificación por zonas. Nótese que un equipo certificado para
División 1 no siempre puede utilizarse para un área clasificada como Zona 0,
mientras que lo contrario sí es cierto.
Tabla 3-1: Tabla de asignación de grupos según la norma norteamericana [14]

Adicionalmente, en las tabla se puede observar la equivalencia que suele
hacerse entre los grupos de ambas normas, y en la tabla se presenta una
comparación de las clasificaciones por temperatura
3.5.3. Métodos de Protección
Para poder utilizar equipos dentro de áreas clasificadas, es necesario utilizar
algún método de protección. Existen varios principios de protección (contención,
segregación y prevención), y varias técnicas de implementación, pero no todos son
aplicables a cualquier división o zona. A continuación se presentan las principales
técnicas de protección: [15]
A prueba de explosión (Explosion-proof o Flame-proof):
o Método de contención
o Identificadoporlaletra“d”.
o Válido hasta Zona 1.
o Se utiliza un encapsulado que es capaz de soportar la presión de
laexplosióninternayde“enfriar”lallamaantesdequellegueal
exterior.
IEC NEC
Grupo I
Grupo IIA Grupo D
Grupo IIB Grupo C
Grupo IIC Grupos A y B
Tabla 3-2: IEC Vs. NEC: Grupos
Figura 3-2: IEC Vs. NEC: Divisiones y Zonas

o Ventajas: ampliamente aceptado y aplicable a equipos de alta
potencia.
o Desventajas: alto costo, errores comunes en la instalación y
mantenimiento son muy peligrosos.
Purga/Presurización
o Método de segregación
o Identificadoporlaletra“p”.
o Se utiliza un gas limpio/inerte a presión positiva, que permite a
los componentes internos operar dentro de un área segura,
rechazando la entrada de gases o vapores explosivos.
o Ventajas: única solución para equipos grandes
o Desventajas: instalación compleja y no permite mantenimiento en
caliente (en vivo)
Temperaturas Clasificación
(°C) IEC NEC
85 T6 T6
100 T5 T5
120
T4
T4A
135 T4
160
T3
T3C
165 T3B
180 T3A
200 T3
215
T2
T2D
230 T2C
260 T2B
280 T2A
300 T2
450 T1 T1
Tabla 3-3: IEC Vs. NEC: Clasificación de Temperaturas

Seguridad Incrementada o Expandida.
o Método de prevención
o Identificadoporlaletra“e”.
o Se fundamenta en someter los equipos a pruebas en condiciones
extremas de operación, a fin de evitar la posibilidad de que se
produzcan temperaturas excesivas o se generen arcos o chispas,
tanto en las partes internas como en las externas, de manera tal
que nunca puedan ocurrir en condiciones normales de operación.
o Ventajas: aplicable a equipos de alto consumo.
o Desventajas: normalmente requiere otro método de protección
para completar la seguridad.
Protección Simplificada (non-incendive o non-sparking)
o Método de prevención.
o Seidentificaconlaletra“n”.
o Válido para Zona 2.
o Se limita la energía del circuito eléctrico, considerando
condiciones normales de operación, en base a la correcta
ingeniería del producto.
o Ventajas: bajo costo.
o Desventajas: se basa en probabilidades y no acepta
mantenimiento en caliente.
Encapsulado:
o Método de segregación.
o Identificadoporlaletra“m”.
o Las partes capaces de producir ignición son recubiertas de un
material que excluye al medio explosivo.
o Ventajas: fácil de implantar en piezas pequeñas.
o Desventajas: No soporta altas temperaturas ni equipos con
partes móviles. Además, requiere métodos de protección
complementarios.

Inmersión en aceite:
o Los circuitos eléctricos están inmersos en aceite, eliminando la
posibilidad de que se produzca la ignición del medio explosivo.
o Ventajas: aplicable a equipos de alta potencia. Normalmente
utilizado en transformadores.
o Desventajas: requiere métodos de protección complementarios.
Inmersión en polvo:
o Los circuitos eléctricos están inmersos en polvo de vidrio o
cuarzo, evitando que se produzca la ignición del medio explosivo.
o Ventajas: generalmente utilizado en transformadores,
condensadores y otros componentes electrónicos.
o Desventajas: requiere métodos de protección complementarios y
no puede ser utilizado en equipos con partes móviles.
Seguridad intrínseca
o Método de prevención.
o Un circuito intrínsecamente seguro es aquél que es incapaz de
generar la energía suficiente para causar la ignición de una
mezcla explosiva o de un material combustible.
o Ventajas: no requiere cables especiales, seguro para el personal,
mantenimiento en caliente, único método aplicable en todas las
zonas,menorcostodeadquisicióneinstalaciónque“explosión-
proof”, aceptado internacionalmente, las estadísticas demuestran
que ofrece una probabilidad de causar explosiones inferior a
10-18
.
o Desventajas: no es aplicable a equipos de alta potencia y
requiere más trabajo de ingeniería y documentación.

3.5.3.1. Seguridad Intrínseca
Seguridad Intrínseca o Intrinsic Safety es un método basado en la
prevención, que permite la operación segura de la instrumentación de control de
procesos en áreas peligrosas. Un circuito se eléctrico se define como
intrínsecamente seguro cuando ninguna chispa ni efecto térmico, producidos
durante el funcionamiento normal o en condiciones específicas de fallo, es capaz
de provocar la ignición de una determinada atmósfera explosiva. Los sistemas de
seguridad intrínseca mantienen la cantidad de energía eléctrica en un nivel
suficientemente bajo como para que pueda ocurrir una ignición. Es decir, elimina
la energía del triangulo de explosión: energía, combustible y oxígeno.
Existen dos categorías de seguridad intrínseca: los aparatos de categoría
“ia”garantizanlaseguridadantedosfallos,mientrasquelosaparatos“ib”conun
fallosolamente.Lacategoría“ia”eslaúnicaadmitidaenZona0.
Ningún dispositivo es intrínsecamente seguro por sí solo, como algunos
suelen pensar, sino que son intrínsecamente seguros solamente cuando se
utilizan en un sistema configurado apropiadamente. Un circuito intrínsecamente
seguro consta de: el equipo intrínsecamente seguro, un dispositivo asociado y un
cable de interconexión. El dispositivo asociado sirve para conectar un aparato
eléctrico situado en zona peligrosa con otro equipo instalado en zona segura.
Además, dicho dispositivo es el componente encargado de limitar la energía del
sistema por debajo de la Energía Mínima de Ignición. En la Figura 3-3 se puede
ver un esquema simplificado de un sistema de seguridad intrínseca.
Figura 3-3: Esquema simplificado de un Sistema de Seguridad Intrínseca

Eldispositivoasociadorecibecomúnmenteelnombrede“barrera”.Existen
dos tipos de barreras:[16]
Barreras de Diodo Zener, o Barreras Pasivas: Fueron las primeras
en darse a conocer en la industria y, por lo tanto, son las más
conocidas actualmente. Son bastante sencillas desde el punto de vista
de su circuito, como se puede ver en la Figura 3-4. Funcionan de la
siguiente manera: en caso de la presencia de una tensión peligrosa
proveniente del área segura, los diodos zener desvían la corriente
hacia tierra hasta el momento en el cual el fusible se interrumpe,
manteniendo en la zona peligrosa un voltaje“seguro”,equivalenteal
voltaje de zener a circuito abierto. A su vez, la corriente máxima de
corto circuito se limita por la resistencia Rlim.
o Ventajas:
Facilidad de uso.
Posibilidad de transformar un aparato sencillo en un sistema de
seguridad intrínseca.
Bajo costo y tamaño compacto.
o Desventajas:
Requieren de una conexión a tierra de alta integridad.
Si las entradas y salidas no están aisladas correctamente,
pueden presentarse problemas de lazos de corriente.
Figura 3-4: Esquema de una Barrera de Diodo Zener [16]

La resistencia limitadora de corriente reduce el voltaje
disponible para los transmisores, e introduce errores en el caso
de conexión a un sensor de temperatura resistivo (RTD).
Los diodos zener pueden generar errores de medición debido a
la corriente de dispersión a tierra.
Pueden dañarse fácilmente en el caso de fallos o mala
conexión.
Barreras con aislamiento galvánico o Barreras Activas: estas
barreras son activas porque contienen una etapa de acondicionamiento
de la señal que reciben; por lo que requieren de una alimentación
separada. El esquema del circuito de una barrera con aislamiento
galvánico se puede ver en la Figura 3-5. La diferencia básica de este
circuito está en los componentes de seguridad que se utilizan para
obtener el aislamiento. Puesto que todo el circuito es flotante con
respecto a tierra, no existe la posibilidad de que la corriente de fallo
debida al voltaje de entrada recorra el circuito de limitación de energía,
y por lo tanto no es necesaria la puesta a tierra de éste.
Figura 3-5: Esquema de una Barrera con Aislamiento Galvánico [16]

o Ventajas:
No requiere aterramiento.
Reducción de ruido.
Independencia de la carga.
Mayor voltaje de salida.
Mejor precisión en las medidas.
Evita problemas de corrientes de retorno.
o Desventajas:
Mayor costo inicial
Algunas veces requiere energización separada.
3.6. Sistemas de Control
3.6.1. Introducción
En todos los procesos industriales, ya sean de supervisión manual o
automática, siempre es necesario mantener un control de todas las variables
involucradas. Para ello, es necesario comparar el valor medido en el proceso contra
el resultado deseado, tomando acciones correctivas si estos fueran diferentes. Este
procedimiento se conoce con el nombre de Control de Procesos.
Un lazo de control está formado básicamente por: un elemento de medición o
sensor, que informa sobre el valor de la variable del proceso que se desea controlar;
un controlador, que determina si el proceso está dentro de los parámetros deseados
en base a la información suministrada por el elemento de medición, y de no serlo
envía una señal correctiva; y un elemento final de control, que recibe la señal del
controlador y actúa sobre el proceso, haciendo que éste tienda al valor deseado de la
variable.
En cada lazo de control se tienen 4 conceptos fundamentales:
Variable controlada: aquella cuyo valor se quiere cambiar para que
tienda al valor deseado.
Variable manipulada: aquella sobre la cual actúa el elemento final de
control.

Punto de ajuste (set-point): el valor deseado para la variable controlada.
Este valor reside en el controlador.
Perturbaciones: son los agentes externos al proceso que pueden actuar
sobre éste, modificando el equilibrio del sistema.
Si no hubieran perturbaciones en el proceso, las condiciones de operación al
momento del diseño prevalecerían, y no existiría la necesidad de monitorear
continuamente el proceso. Sin embargo, esta no es la realidad, y se requiere de un
sistema de control automático para ajustar la variable manipulada para así mantener
la variable controlada en el punto de ajusto, a pesar de las perturbaciones.
Por otra parte, los lazos pueden ser de dos tipos:
Lazo de Control cerrado: cuando la señal del proceso tiene un efecto
directo sobre la acción de control.
Lazo de Control abierto: cuando la señal del proceso no tiene ningún
efecto sobre la acción de control. Generalmente este tipo de lazos son
manipulados en base a una función de tiempos.
Un sistema de control es un conjunto de equipos (hardware) y programas
(software), dedicados a facilitar las labores de control, monitoreo y supervisión de las
variables de proceso de la planta. Los objetivos de un sistema de control son:
Garantizar la calidad de los productos
Maximizar la producción
Mantener la seguridad de la planta
Reducción en los costos de operación
En la figura se muestra una visión simplificada de un sistema de control. Aquí se
puede ver que el sistema de control es capaz de traducir los comandos de un
operador en las acciones de control requeridas, y de mostrar al operador el estado de
toda la planta. En la mayoría de los casos el operador se considera parte del sistema
de control.

3.6.2. Lazo Simple
Un Controlador de lazo simple es un dispositivo dedicado a generar una sola
salida de control. Estos controladores típicamente incorporan una interfaz para el
operador, mostrando la variable del proceso, el punto de ajuste y la salida. Los
controladores podrían estar montados en paneles de sala de control, en regletas
dentro de un gabinete, en el campo cerca del punto de medición, o directamente
sobre el elemento final de control.
En general, su uso en grandes industrias ha sido descartado hace varios años,
pero podría encontrarse todavía en pequeños procesos o con algoritmos de control
especiales como lógica difusa. Este tipo de controladores tiene a su favor el bajo
costo por su simplicidad, así como una alta confiabilidad, debido a que la pérdida de
un equipo afecta a un solo lazo. Sin embargo, tiene capacidades de control e
integración extremadamente limitadas.
3.6.3. Controlador Lógico Programable (PLC)
Básicamente, un PLC típico consiste de una unidad de programación, una
unidad de procesamiento, una unidad de E/S, una unidad de memoria y una fuente
de alimentación. Un controlador lógico programable no es más que un dispositivo
basado en un microprocesador programado para realizar una secuencia de
instrucciones en respuesta a una entrada.
La unidad de programación es un dispositivo que permite el desarrollo del
programa y el mantenimiento del mismo. Las instrucciones que debe ejecutar el PLC
son cargadas en la memoria con este dispositivo. Esta unidad de programación
puede ser una laptop o un PDA. El lenguaje de programación de PLC’s más utilizado
es el diagrama de escalera, pero además de éste existen otros lenguajes aceptados

por la normativa IEC 61131-3: gráficos secuenciales de funciones (SFC), diagramas
de bloques funcionales, texto estructurado y lista de instrucciones.
Existen dos categorías de controladores programables: fijos y modulares. Los
controladores programables fijos vienen como una sola unidad, con el procesador, la
fuente de alimentación y un número predeterminado de entradas y salidas discretas y
analógicas. Además, puede tener componentes separados capaces de ser
interconectados para futura expansión. Son más económicos y fáciles de instalar. Por
otra parte, los controladores modulares son mucho más flexibles, ofreciendo más
opciones para aumentar la capacidad de E/S, aumentar la capacidad de memoria,
utilizar módulos distintos para cada tipo de comunicación, etc. Los controladores
modulares generalmente están basados en el uso de regletas, las cuales están
conectadas a la unidad de procesamiento. En las regletas se instalan los distintos
módulos, de acuerdo a las necesidades de la aplicación. Se pueden conseguir
módulos de E/S analógicas, módulos de E/S digitales, módulos para seguridad
intrínseca, módulos de comunicaciones, etc. En cada regleta se instala un módulo de
alimentación, y a través de la regleta ésta se transmite a cada uno de los módulos
instalados.
Los sistemas de control con PLC tienen varias características positivas, como:
su alta escalabilidad, debido a la flexibilidad de configuración; bajo costo por E/S,
facilidad de integración, alta velocidad de procesamiento y posibilidad de
redundancia. Sin embargo, estos sistemas no suelen ser demasiado eficientes en el
manejo de datos históricos, en comparación con los sistemas DCS. Esta función
normalmente se deja a un sistema SCADA.
3.6.4. SoftPLC o Emulador de PLC
Esta tecnología de control consiste en un software que emula el funcionamiento
de un PLC, corriendo en el hardware tradicional de un computador personal. Las
ventajas de esta tecnología están en: el uso de hardware estándar, bajo costo,
facilidad de conseguir componentes y repuestos, alta capacidad de procesamiento.
Sin embargo, un computador personal no ofrece la confiabilidad ofrecida por los PLC
convencionales. Además, en general, este tipo de sistemas no permite una
configuración redundante.

3.6.5. Sistema de Control Distribuido (DCS)
Un DCS es un sistema de control y adquisición de datos basado en
microprocesadores, uniendo múltiples módulos operando en una red de
comunicaciones. En este tipo de sistemas las funciones de control son distribuidas
geográficamente o por el tipo de funciones que realizan. Típicamente, un sistema
DCS ofrece funciones como: control PID, control discreto, control avanzado, manejo
de alarmas, información gráfica y esquemática, adquisición de datos, reportes de
datos históricos, comunicación con otros dispositivos y sistemas, entre otras.
Los sistemas DCS tienen gran capacidad de cálculo, por lo que permiten
realizar complejas estrategias de control. Por otra parte, los costos por E/S suelen ser
más elevados. Las principales ventajas de la distribución de funciones son:
Menor exposición a la falla de un componente o subsistema
Facilidad para ejercer labores de mantenimiento y actualizaciones del
sistema
Mejora en la modularidad para desarrollo de aplicaciones
Facilita la distribución geográfica, reduciendo los costos de instalación
por cableado, ofreciendo mayor supervisión local, a la vez que ofrece
acceso global a la información y a las capacidades de control desde una
sala de control.
3.6.6. Control Supervisorio y Adquisición de Datos (SCADA)
Un sistema SCADA consiste de unas unidades remotas (RTU –Remote
Terminal Units) que se encargan de colectar datos del campo, enviando la
información a una estación principal a través de un sistema de comunicaciones. La
estación principal muestra en pantalla los datos adquiridos y también permite al
operador ejecutar tareas de control de manera remota.
Hoy en día el límite entre los sistemas SCADA y los sistemas DCS es cada vez
menos notable. Los proveedores de sistemas SCADA alegan que su sistema es
capaz de realizar tareas de control distribuido y viceversa. En general, un sistema
DCS está enfocado en el control del proceso, distribuyendo geográficamente las
funciones de control, ofreciendo además la posibilidad de consultar datos históricos

gracias a sus funciones de adquisición de datos. Por otra parte, un sistema SCADA
está enfocado en la adquisición de datos, y en mostrar toda la información en la
consola de operación, aún y cuando también pueda ejercer funciones de control a
través de las unidades remotas. Es decir, se dice que un sistema DCS está enfocado
hacia el proceso, mientras que un sistema SCADA está enfocado hacia el operador y
la información.
Las unidades remotas en la planta suelen ser Controladores Lógicos
Programables ubicados en distintas áreas de la planta, conectados a la red de
comunicaciones del SCADA. A mayor escala, las unidades remotas también podrían
ser sistemas DCS.
Muchas veces se utiliza el nombre SCADA para hacer referencia únicamente al
software que realiza las funciones de interface con el operador, supervisión y
recolección de datos históricos, etc.
3.6.7. Sistemas instrumentados de seguridad (SIS)
Según el estándar ISA 84.00.01, se definen como aquellos sistemas usados
para implementar una o más funciones necesarias para prevenir que se produzca
una condición riesgosa y/o aplacar sus consecuencias [17]. Estos sistemas están en
capacidad de tomar ciertas acciones automáticas e independientes del operador en
los casos de que las desviaciones de cualquiera de las variables del proceso se
escapen del Sistema de Control Básico del Proceso (BPCS). Por lo tanto, un Sistema
Instrumentado de Seguridad debe ser implementado aparte del resto de los sistemas,
aún y cuando podría estar conectado a un sistema SCADA, siempre y cuando no
dependa de éste para su debido funcionamiento.
El SIS incluye todos los elementos, desde el sensor hasta el elemento final de
control, incluyendo módulos de entrada y salida, fuentes de poder y soluciones
lógicas. La interfaz para el SIS es considerada como parte del mismo, si ella posee
un impacto potencial en su función de seguridad.
Un SIS está compuesto por:
Entradas: señales provenientes de los sensores de campo.

Un logic solver, encargado de realizar todas las funciones lógicas del sistema;
por lo tanto, es el encargado de monitorear las entradas y tomar acciones correctivas
ante condiciones de falla en el proceso.
Salidas: señales destinadas a operar los elementos finales de control (válvulas
solenoides, arrancadores de motores, etc.) [18]
Las funciones que realiza un Sistema Instrumentado de Seguridad se les
conoce como SIF, por sus siglas en inglés (Safety Instrumented Function), y pueden
ser de dos tipos: funciones de control o funciones de protección. Cada función tiene
un nivel de integridad de la seguridad (SIL –Safety Integrity Level) [17]
Los Sistemas Instrumentados de Seguridad suelen ser implementados
utilizando Controladores Lógicos Programables especializados en el área de
seguridad. Este tipo de controladores básicamente difierendelosPLC’s
convencionales en el grado de redundancia que tienen integrada, tanto a nivel de
módulos de E/S como a nivel del CPU.
3.6.7.1. Sistemas de Parada de Emergencia
Estos sistemas son conocidos como ESD por sus siglas en inglés
(Emergency ShutDown System). Se utilizan para mantener la seguridad de la
planta cuando alguna variable del proceso alcanza valores fuera del rango de
operación normal. Cuando eso ocurre, el Sistema de Control Básico del Proceso,
como puede ser un PLC o un DCS, no puede seguir operando, por lo que el
Sistema de Parada de Emergencia ejerce las acciones necesarias para que
dichas variables vuelvan a valores seguros de operación, generalmente
deteniendo algunas secciones de la planta.
Para definir el Sistema de Parada de Emergencia, se deben definir los
distintos niveles de parada, y las distintas causas y efectos que éstos pueden
ocasionar. Dichas causas y efectos se recopilan en el documento conocido como
Diagrama Causa/Efecto, que sirve como base para el diseño. Dependiendo del
nivel de parada, se detienen determinadas secciones de la planta.

3.6.7.2. Sistema de Manejo de Quemadores
Más conocidos por sus siglas en inglés: BMS (Burner Management
System). Originalmente no eran considerados como Sistemas Instrumentados de
Seguridad, pero actualmente se consiguen en el mercado Sistemas
Instrumentados de Seguridad para el Manejo de Quemadores, o SI-BMS; y la
ISA ha comenzado a dar conferencias sobre el tema.
Según la norma NFPA 85, un quemador es un dispositivo o grupo de
dispositivos utilizados para introducir una mezcla de aire y combustible dentro de
una cámara de combustión, con la velocidad y concentración requerida para
mantener la ignición. Por su parte, un Sistema de Manejo de Quemadores, es un
sistema de control dedicado exclusivamente para lograr una combustión segura
y asistir al operador en la puesta en marcha y detención de la preparación de
combustible y equipos para quemar, así como para la prevención de fallas de
operación y daños en dichos equipos. Además, se encarga de manejar la purga
del horno(remover combustible gaseoso o suspendido y reemplazarlo con aire),
así como del monitoreo de llamas y de los sistemas de interrupción.
Al igual que los Sistemas de Parada de Emergencia, los Sistemas BMS
suelenserimplementadosconPLC’sde seguridad, ya que la naturaleza de los
procesos que se están controlando requieren de la mayor confiabilidad posible
en el sistema de control.
3.7. Normas y Estándares
AndrewS.Tanenbaumenuncióunafraseinteresantesobrelosestándares:“Lo
bueno de los estándaresesquehaymuchosentrelosqueelegir”[20]. Por ejemplo,
cuando se habla de una red local de computadoras, la mayoría de las personas piensan
en la palabra Ethernet, y no en Token Ring. Ambos son estándares de redes LAN, el
IEEE 802.3 y el IEEE 802.5 pero es posible elegir entre una de las dos. Adicionalmente,
si se quiere ir más allá, se podrían diseñar protocolos de comunicaciones que se ajusten
mejor a la aplicación; saliendo de los estándares. Esto quiere decir que el hecho de que
exista un estándar no significa que éste deba aplicarse siempre, ya que existen muchos
estándares que se oponen entre sí; y por otra parte, no es necesario seguir un estándar
para que algo funcione correctamente.

Los estándares son un conjunto de reglas, que son dictadas a partir de la
experiencia, a partir de técnicas que han sido probadas satisfactoriamente. Existe un
gran número de asociaciones encargadas de establecer estándares en la industria, y
cada una puede tener sus propios criterios para aceptar o no algo como un estándar. Es
muy común encontrar un estándar norteamericano y un estándar europeo enfocados en
un mismo tema, pero que pueden ser opuestos el uno al otro en algunos aspectos.
Cuando se trabaja en proyectos de ingeniería, es importante cumplir con los
estándares internacionales, ya que con ellos es posible que tanto usuarios, proyectistas,
vendedores y fabricantes puedan mantener un lenguaje universal durante el desarrollo y
mantenimiento de un proyecto de ingeniería.
Por otra parte, existen normas internacionales de calidad que es importante
cumplirlas, ya que obtener una certificación de calidad aumenta el valor de la empresa y
de sus productos. Tal es el caso de la norma ISO 9001:2000, la cual establece los
requisitos para los sistemas de gestión de la calidad. En Venezuela, la asociación
Fondonorma se encarga de otorgar los certificados de calidad. Como se dijo
anteriormente, VEPICA se enorgullece de su certificación de calidad desde el año 1997.
En el área de instrumentación, una de las asociaciones de estándares más
importantes es la ISA –The Instrumentation, Systems, and Automation Society,
anteriormente conocida como la Instrument Society of America. Hoy en día, muchos
estándares originalmente escritos por ISA son aprobados por ANSI (American National
Standards Institute), por lo que estos estándares pueden encontrarse como ANSI/ISA.
También se suele hacer referencia a estándares de otras asociaciones como: NFPA
(National Fire Protection Association), IEEE (Institute of Electrical and Electronics
Engineering), IEC (International Electrotechnical Commission), API (American Petroleum
Institute), NEMA (National Electric Manufacturers Association), entre otras. Por otra parte,
tambén existen normas nacionales como las Normas Covenin y las normas de PDVSA
(Petróleos de Venezuela, S.A.).
Es importante mantener un seguimiento de los estándares a los que se hace
referencia, ya que muchas veces éstos pueden ser reemplazados por otros, y se estaría
haciendo referencia a estándares que han sido declarados obsoletos.

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