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Autorizada la entrega del proyecto del alumno:

PABLO GONZÁLEZ PÉREZ

El Director de Proyecto:

EVA MARÍA SOUSA

Fdo.: …………………… Fecha: ……/ ……/ ……

Vº Bº del Coordinador de Proyectos:

ÁLVARO SANCHEZ MIRALLES SADOT ALEXANDRES FERNÁNDEZ

Fdo.: ……………………

Fdo.: ……………………

Fecha: ……/ ……/ ……

PROYECTO FIN DE CARRERA

INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL EN UN TANQUE DE

GAS NATURAL LICUADO

AUTOR: PABLO GONZÁLEZ PÉREZ

MADRID, Junio 2005

UNIVERSIDAD PONTIFCIA COMILLAS

ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)

INGENIERO AUTOMÁTICA Y ELECTRÓNICA INDUSTRIAL

Autor: González Pérez, Pablo.

Directora: Sousa, Eva María.

Entidad colaboradora: Sener, Ingeniería y Sistemas

RESUMEN DEL PROYECTO

El proyecto que se presenta consiste, fundamentalmente, en el estudio de la

instrumentación y el control de una planta almacenadora de gas natural licuado (Planta

regasificadora). En concreto se trata de la planta de Sagunto, ubicada en el pueblo del

mismo nombre en la provincia de Valencia, y perteneciente a Saggas (compañía donde

se encuentran las tres principales empresas eléctricas nacionales: Endesa, Iberdrola y

Unión Fenosa). Dicha planta está formada por dos grandes tanques de almacenamiento

de 150.000m3 de capacidad.

Las partes claramente diferencias que se tratan en este proyecto son:

Instrumentación de campo

Típicamente será para medida, monitorización y/o control de caudal, presión, nivel

y temperatura tal y como se indique en los diagramas de tuberías e instrumentos.

Estos instrumentos de campo, son especificados y seleccionados en base a su

conveniencia para la aplicación, y debido a las características especiales del tanque

(condiciones criogénicas para mantener el gas natural licuado) muchos de los sensores

tendrán que cumplir unas especificaciones de resistencia, rangos, precisiones,… acorde

con lo que se calcula en instrumentación. Aunque dichos sensores ya están

estandarizados por los proveedores, hay que realizar estudios y cálculos para elegir los

que mejor se adapten a nuestro proyecto y aplicación concreta. Además se debe de tener

en cuenta los estándares y certificados que el cliente exige en su especificación.

Control El estudio del control de la planta se subdivide a su vez en tres partes, desde el

propio sensor o equipo de medida anteriormente citado, el transmisor y las

comunicaciones hasta la sala de control.

* Los transmisores se encargan de enviar la señal eléctrica de la medida de

presión, temperatura, nivel o caudal que realiza el sensor/transductor en campo, hasta el

sistema de control. Por las condiciones del proceso y como ocurre en los sensores,

tendrán que ser tabulados al igual que los sensores para ver cual es el que mejor se

adapta a nuestra aplicación.

* Se estudian las comunicaciones de los dispositivos de campo al sistema de

control. Todos seguirán un protocolo de comunicación basado en HART (lo que también

será una exigencia para los proveedores).

El Sistema de Control realizará la regulación continua del proceso, además del

mando, enclavamientos, vigilancia de alarmas y generación de informes para la planta.

El control, monitorización y alarmas de la planta, serán implementados en un Sistema

con Control Distribuido (SCD o DCS). Para dimensionar dicho sistema se requiere una

serie de documentación especificada, partiendo siempre de los diagramas P&ID’s1 se

realizarán la lista de entradas/salidas al Sistema de Control, los diagramas lógicos (donde

se desarrolla el control propiamente dicho de cada planta) y los gráficos de control desde

donde se controla y monitoriza el proceso por el operador de la planta.

Todas las operaciones de la planta se controlan, como norma general, desde la

Sala de Control Central. Existen tres sistemas fundamentales de control

Sistema de Control Distribuido (DCS): sirve para controlar y

supervisar las operaciones de la planta. Es un sistema basado en el

control de procesos y en la adquisición de datos.

1 Piping and Instrument Diagrams: Diagramas de instrumentos y tuberías

Sistema de Emergencia (ESD): es un sistema con una lógica de

diseño con redundancia triple de circuitos a prueba de fallos. Tiene

altos niveles de integridad y seguridad de datos. Este ESD incluye

actuaciones de parada de emergencia y parada de proceso al DCS en

caso de problema.

Sistema de Fuego y Gas (F&GS): incluye detección de fuego, gas y

vertidos de gas licuado. Asimismo todos los equipamientos

relacionados con la lucha contra incendios. También se emite señales

al DCS en caso de emergencia.

Author: González Pérez, Pablo.

Director: Sousa, Eva María.

Collaborating company: Sener, Ingeniería y Sistemas

SUMMARY OF THE PROJECT

This project consists on the study of the instrumentation and control of a

Liquefied Natural Gas Plant (Regasifying Plant). The plant being built in Sagunto, in

the province of Valencia, and it belongs to Saggas (a consortium of the three main

spanish electric companies: Endesa, Iberdrola and Union Fenosa). The plant counts

with two large storage tanks with 150.000m3 capacity.

The areas of this project are:

Instrumentation in the field

As indicated in the Piping and Instrumentation Diagrams (P&ID’s), the instruments

will be used for measuring, monitoring and/or for controlling volume, pressure, level and

temperature.

The instruments are specified and selected according to the application, and

because of the particular operating conditions in most of the plant (cryogenic conditions

to maintain the natural gas in liquid state), most sensors need to comply with

specifications of resistance, ranks, precisions,… according with what is calculated in

orchestration. Despite these sensors are already standardized by the suppliers, many

studies and calculations have to be carried out in order to choose the ones that best fit the

specific requirements. Besides it should always be kept in mind the standards and

certificates that the client requires in his specifications.

Control The control of the plant comprises three parts: the sensor or primary element

itself, the transmitter, and the communications with the control room.

* The transmitters are electronic devices that are mounted in the field in close

proximity to a sensor. They are used to provide the correct electrical power to turn on

(or excite) the sensor, then to read the low level sensor signal, and amplify it to a higher

level electrical signal and send that signal a long distance to a control or read-out

device, which is normally in the control room.

In order to purchase the transmitters as well as the sensors, several suppliers

send technical and economical proposals. Then, it is necessary to do technical

comparisons between the offers to find the one that best fits technically and

economically.

* The communications between the devices in the field and the control system

are also studied. The communication is based on a HART protocol, which is also

required to the suppliers.

The Control System will carry out the continuous regulation of the process:

commands, interlocks, alarms follow up and creation of periodic plant reports. The

control, the monitoring and the alarms of the plant, are all implemented in what is called

a Distributed Control System (DCS). In order to specify the DCS, it is necessary

information whose starting point is always the P&ID’s. A list of Inputs and Outputs to

the Control System is then worked out in detail, and from there, the logic diagrams (used

to do the programming of the plant control) and the graphics to be displayed in screens

in the control room, which help the plant operators to control the plant.

In general, all the plant operations are controlled from the Central Control

Room. There are three main types of Control System:

Distributed Control System (DCS): it is where the operation of the

plant is supervised and controlled. It is based on the control of

processes and data acquisition.

Emergency System (ESD): it is a system based on fail-proof circuit

with triple redundancy. It has high levels of integrity and security of

data. The ESD includes emergency stop actions and process shut

down in the DCS in case of specific problems.

Fire and Gas System (F&GS): it includes detection of: fire, gas or

liquid natural gas leakage. Likewise all equipment related to fire

fighting. The operators will be warned through the DCS in case of

emergency.

ESTE PROYECTO CONTIENE LOS SIGUIENTES DOCUMENTOS:

DOCUMENTO Nº1: MEMORIA

1.1 Memoria descriptiva pág. 1 a 120

1.2 Cálculos pág. 1 a 4

1.3 Estudio Económico pág. 1 a 4

1.4 Estudio Ambiental pág. 1 a 7

1.5 Anexos pág. 1 a 66

1.6 Conclusiones pág. 1 a 2

1.7 Bibliografía pág. 1 a 2

DOCUMENTO Nº2: PLANOS

2.1 Lista de planos pág. 1 a 1

2.2 Planos pág. 1 a 24

DOCUMENTO Nº3: PLIEGO DE CONDICIONES

3.1 Generales y Económicas pág. 1 a 5

3.2 Técnicas y Particulares pág. 1 a 10

DOCUMENTO Nº4: PRESUPUESTO

4.1 Estimaciones pág. 1 a 1

4.2 Precios Unitarios pág. 1 a 1

4.3 Sumas parciales pág. 1 a 19

4.4 Presupuesto General pág. 1 a 1

DDOOCCUUMMEENNTTOO NNºº11 MMEEMMOORRIIAA

ÍNDICE GENERAL Pág

1.1. MEMORIA DESCRIPTIVA 1 -- 120

1.2. CÁLCULOS 1 -- 4

1.3. ESTUDIO ECONÓMICO 1 -- 4

1.4. ESTUDIO AMBIENTAL 1 -- 7

1.5. ANEXOS 1 -- 66

1.6. CONCLUSIONES 1 -- 2

1.7. BIBLIOGRAFÍA 1 -- 2

11.. MMEEMMOORRIIAA

DDEESSCCRRIIPPTTIIVVAA

ÍNDICE MEMORIA DESCRIPTIVA: CAPITULO 1: Introducción

1.1 Introducción al gas natural licuado (GNL): ................................................ 1

1.1.1. ¿Qué es el Gas Natural Licuado (GNL)?........................................ 1 1.1.2. Breve Historia de la Industria del GNL .......................................... 2 1.1.3. Peligros Derivados de las Bajas Temperaturas.............................. 3

1.2 Proyectos de gas natural existentes en España............................................ 4 1.3 Motivación del proyecto:............................................................................. 6

NOTA: Análisis de Instrumentación y el control de la Planta tratada en este Proyecto................................................................................................................... 7 1.4 Objetivos: .................................................................................................... 8 1.5 Metodología: ............................................................................................. 10 1.6 Recursos y herramientas utilizadas: .......................................................... 12 CAPITULO 2: La planta regasificadora 2.1 Introducción............................................................................................... 13 2.2 Proceso de licuefacción ............................................................................. 13 2.3 Funcionamiento de la planta...................................................................... 14

2.3.1 Etapa 1 .......................................................................................... 14 2.3.2 Etapa 2 .......................................................................................... 15 2.3.3 Etapa 3 .......................................................................................... 15 2.3.4 Etapa 4 .......................................................................................... 16 2.3.5 Etapa 5 .......................................................................................... 17 2.3.6 Etapa 6 .......................................................................................... 17 2.3.7 Etapa 7 .......................................................................................... 18

CAPITULO 3: Instrumentación 3.1 Introducción a la instrumentación ............................................................. 19

3.1.1. Estudio y elección de la instrumentación...................................... 19 3.1.2. Representación de los instrumentos: ISA...................................... 21 3.1.3. Codificación proyecto ................................................................... 24

3.1.3.1 Designación de etiqueta para instrumentos.................................. 24 3.1.3.2 Designación de etiqueta para líneas de proceso........................... 25

3.2. Instrumentos de medida de nivel:.............................................................. 28 3.2.1. Introducción .................................................................................. 28 3.2.2. Los diferentes instrumentos de nivel ............................................. 28

3.2.2.1 Nivel óptico: ......................................................................... 28 3.2.2.2 Nivel por desplazador: ......................................................... 29 3.2.2.3 Medida de nivel por presión diferencial: ............................. 29 3.2.2.4 Medida de nivel por barboteo:............................................. 30

3.2.3. Medida de nivel por flotador......................................................... 31 3.2.4. Medidor de Nivel, Densidad y Temperatura (LTD) ...................... 32

3.3. Instrumentos de medida de caudal ............................................................ 34

3.3.1 Introducción .................................................................................. 34 3.3.2 Elección medidor de caudal .......................................................... 34 3.3.3 Medición por diferencia de presiones ........................................... 35

3.3.3.1 Placa de Orificio .................................................................. 38 3.3.3.2 Tubo Venturi......................................................................... 42

3.3.4 Medición por velocidad................................................................. 44 3.4. Instrumentos de medida de temperatura:................................................... 46

3.4.1 Introducción .................................................................................. 46 3.4.2 Instrumentos de medición de temperatura .................................... 46 3.4.3 Termopares.................................................................................... 50 3.4.4 Termorresistencias:....................................................................... 54 3.4.5 Termopares contra termorresistencias: ....................................... 57 3.4.6 Elección del sensor de temperatura .............................................. 58

3.5.6.1 Skin Point: ............................................................................ 59 3.5.6.2 Conjunto termoelementos..................................................... 59 3.5.6.3 Sondas medida multipunto, interior tanque ........................ 60 3.5.6.4 Pulling-eye............................................................................ 60

3.4.7 Fuentes de error en la medición de temperatura .......................... 60 3.4.7.1 Calibración del sensor ......................................................... 60 3.4.7.2 Gradiente térmico................................................................. 61 3.4.7.3 Conducción de calor en el cabezal del sensor ..................... 61 3.4.7.4 Radiación.............................................................................. 61 3.4.7.5 Autocalentamiento del sensor .............................................. 61 3.4.7.6 Ruido eléctrico e interferencias ........................................... 62 3.4.7.7 Condensación ....................................................................... 62

3.5. Instrumentos de medida de presión ........................................................... 63

3.5.1 Introducción .................................................................................. 63 3.5.2 Elementos primarios de medida de presión .................................. 63

3.5.2.1 Elementos de columna de líquido......................................... 64 3.5.2.2 Elementos electrónicos......................................................... 66

3.5.3 Elementos de tipo elástico............................................................. 66 3.5.3.1 Tubo Bourdon tipo “C” ) ..................................................... 67 3.5.3.2 Bourdon Espiral ................................................................... 69 3.5.3.3 Bourdon Hélice..................................................................... 70

3.6. Válvulas..................................................................................................... 71

3.6.1 Introducción .................................................................................. 71

3.6.2 Válvulas de seguridad ................................................................... 71 Según su elevación ................................................................................ 73 Según su actuación................................................................................ 73 Según su agrupación ............................................................................. 73 Según su conexión ................................................................................. 73

3.6.3 Válvulas de control........................................................................ 80 CAPITULO 4: Control 4.1 Introducción............................................................................................... 92 4.2 Almacenamiento del GNL......................................................................... 92 4.3 Descripción del sistema de control............................................................ 94

4.3.1 Control de presión de los tanques................................................. 96 4.3.1.1 Introducción ......................................................................... 96 4.3.1.2 Control de presión normal ................................................... 97 4.3.1.3 Aumentos de presión ............................................................ 98 4.3.1.4 Descenso de presión........................................................... 100

4.3.2 Control de nivel de los tanques ................................................... 103 4.3.2.1 Introducción ....................................................................... 103 4.3.2.2 Nivel alto ............................................................................ 104 4.3.2.3 Nivel bajo ........................................................................... 106

4.3.3 Control de la temperatura........................................................... 106 4.3.3.1 Control de la temperatura del GNL ................................... 106 4.3.3.2 Control de la temperatura en otros componentes .............. 109

4.3.4 Control de la densidad ................................................................ 110 4.3.5 Control del contenido de oxígeno ............................................... 111 4.3.6 Purga de nitrógeno gaseoso........................................................ 111

4.3.6.1 Purga de nitrógeno gaseoso en el espacio de aislamiento 112 4.3.6.2 Purga de nitrógeno gaseoso en tanque interno.................. 113

4.3.7 Operación de llenado del tanque ................................................ 113

4.4 Comunicaciones ...................................................................................... 117 4.4.1 Transmisores ............................................................................... 117 4.4.2 Protocolo comunicación.............................................................. 118

4.4.2.1 Introducción ....................................................................... 118 4.4.2.2 La tecnología de una válvula HART .................................. 119

Instrumentación y control en un tanque de gas natural licuado

Proyecto fin de carrera 1

Capítulo 1: Introducción. 1.1 Introducción al gas natural licuado (GNL)

1.1.1. ¿Qué es el Gas Natural Licuado (GNL)?

El gas natural es una fuente de energía muy ventajosa. Se quema limpiamente, con

menos polución que otros hidrocarburos combustibles, y las reservas probadas de gas

natural son inmensas: cerca de 4.900 x 1012 pies cúbicos1 en todo el mundo, suficiente

para asegurar prácticamente el suministro a la tasa de consumo mundial actual durante

cerca de 60 años. Sin embargo, la mayor parte de las reservas conocidas de gas natural

se localizan desafortunadamente en áreas lejanas, con densidades de población muy

pequeñas. Grandes extensiones de Norteamérica y Europa cuentan con cinturones de

gasoductos para el transporte de gas desde los campos de producción a los mercados de

consumo. Sin embargo, actualmente el transporte por gasoducto no es una opción viable

económicamente para el transporte transoceánico de gas natural.

El gas natural, en estado normal, ocupa mucho volumen y solamente puede

transportarse a través de gasoductos, lo que hace inviable económicamente el transporte

a grandes distancias. El Gas Natural Licuado (llamado comúnmente GNL), por el

contrario, ocupa un volumen 600 veces menor, y puede transportarse a grandes

distancias por medio de buques tanque (ver Figura 1).

1 Un pie cúbico equivale a 0,028 metros cúbicos. (1 ft3 = 1 m3)



Figura 1: Típico Buque Tanque de GNL

El gas natural está compuesto principalmente por metano, 90%, y se condensa

cuando se enfría a -161,5º C manteniéndolo a presión atmosférica, lo que significa que

no está presurizado. Durante el proceso de refrigeración, se extraen las partes más

pesadas como oxígeno, dióxido de carbono y compuestos azufrados. Al enfriar el gas,

también se eliminan por congelación el agua y los líquidos del gas natural (LsGN), que

sean hidrocarburos como el butano. El GNL resultante pesa menos del 50% que el

agua. Es incoloro, inodoro, no corrosivo y no tóxico. Una tonelada de GNL equivale a

48,7 x 103 pies cúbicos de gas natural normal.

1.1.2. Breve Historia de la Industria del GNL

La licuefacción del gas natural comienza en el siglo XIX, en que el químico y físico

británico Michael Faraday comienza a experimentar con la licuefacción2 de varios tipos

de gases, incluido el gas natural. El ingeniero Alemán Karl Von Linde construyó la

primera máquina de utilidad práctica de refrigeración con compresor en Munich en

1873.

2 Proceso que consiste en convertir el gas en líquido (ver explicación en el )



La primera planta de GNL se construyó en West Virginia en 1912, y la primera

planta comercial de licuefacción se construyó en Cleveland, Ohio, en 1942. El GNL

solamente comenzó a ser una opción comercial viable en los años 1960 en que la

industria comenzó a perfilarse.

El primer contrato comercial se firmó entre Argelia y el Reino Unido para un

período de 15 años a partir de 1963. Argelia también mantuvo conversaciones

contraactuales con Francia en 1965, y Alaska y Japón firmaron otro contrato en 1969.

En los años 90, la comercialización de GNL en el mundo aumentó en una media del

6,7% al año, desde 52 millones de toneladas hasta más de 82 millones de toneladas. En

el 2000, la producción de GNL fue de alrededor de 100 millones de toneladas, lo que

supone un aumento del 7% con relación al año anterior. Asia importó el 70%, Europa el

25% y los EE.UU. el 5% restante.

Los suministros de GNL provienen de países que tienen superávit de gas natural

como Argelia, Brunei, Indonesia, Trinidad, Nigeria, Malasia, Qatar, Omán y Australia.

Puesto que estas áreas no están cerca de las áreas con demanda de gas natural, la

exportación de GNL es una opción viable económicamente.

1.1.3. Peligros Derivados de las Bajas Temperaturas

Como se ha comentado con anterioridad, el GNL hierve a –160°C

aproximadamente, a la presión atmosférica. Tanto el líquido como el vapor pueden

causar fragilidad y, como consecuencia, el fallo de los materiales de construcción y

contención, y en los instrumentos de medida de la planta.

Los líquidos criogénicos (como es el GNL) en contacto con la piel causan graves

quemaduras. Las tuberías y los equipos criogénicos están a temperaturas

extremadamente bajas, y debe evitarse el contacto corporal con tuberías o equipos

desnudos escarchados. Por lo general, los equipos criogénicos desnudos son

susceptibles de escarcharse, aunque, dependiendo de las condiciones atmosféricas, el

hielo puede cubrir esa escarcha formada (aunque es menos peligroso, también debe



evitarse el contacto). La línea escarchada, extremadamente fría bajo la escarcha, puede

provocar la congelación contra la línea criogénica o los equipos de la mano u otro punto

de contacto. Como mínimo, se deben llevar guantes que sean holgados, pero si se

trabaja en un área aislada de equipos criogénicos, también se debe llevar ropa protectora

del cuerpo.

1.2 Proyectos de gas natural existentes en España

La problemática del aislamiento de la península y la actual saturación de las

capacidades de entrada de gas al sistema se han solventado con la progresiva puesta en

funcionamiento de los proyectos de nuevos terminales de regasificacion: Bilbao, El

Ferrol y Sagunto (proyecto actual en el que se basa este proyecto fin de carrera), y con

la ampliación de los actualmente existentes: Huelva, Barcelona y Cartagena (ver Figura

2 o ANEXO 5.6: MAPA DE LA RED GASISTA DE LA PENINSULA).

Por otra parte, el famoso proyecto Medgaz, supone la construcción de un nuevo

gasoducto de interconexión con el Zagreb (en concreto, el proyecto consiste en la

realización de un gasoducto submarino internacional que unirá Argelia con España y

Europa, pasando por Almería.) y que arrancará en julio de 2006 y finalizará en 2009,

año en que está prevista su puesta en servicio con una capacidad inicial de transporte de

8.000 millones de metros cúbicos de gas anuales. Con esto parece que se da la

posibilidad de conseguir gas a un coste inferior y España se afianza como zona de

tránsito de gas hacia Europa (superando la situación actual situación de final de la red

gasista europea).

Por lo tanto, puede decirse que la Península Ibérica supone la zona de mayor

potencial de negocio gasista en los próximos años. Esta oportunidad podrá ser

aprovechada fundamentalmente por las empresas eléctricas, que tomarán un papel cada

vez más relevante en este mercado, tanto en lo que se refiere a la demanda como a las

infraestructuras. Por ello el interés de estas principales compañías energéticas europeas

se ha visto incrementado para tener una mayor presencia en España y Portugal.



Figura 2: Red básica de gaseoductos



1.3 Motivación del proyecto De acuerdo a lo expuesto hasta ahora, la importancia hoy en día del Gas natural es

fundamental tanto para el consumo particular como para la producción de energías

limpias y menos peligrosas (los ciclos combinados, por ejemplo). Por ello, y en

colaboración con el Departamento de Instrumentación y Control de la empresa Sener Ingeniería, que se encuentra en la actualidad desarrollando un proyecto de una

regasificadora en el puerto de Sagunto (Valencia), se ha desarrollado este Proyecto fin de

carrera en el que se pretende mostrar el trabajo de diseño y cálculo de una planta de estas

características.

En dicho Departamento se realiza todo el cálculo y el estudio del control de la planta

según los requerimientos del cliente, de acuerdo a las estrictas normas de seguridad

dada la peligrosidad del gas natural licuado (temperaturas extremadamente bajas) y a las

especificaciones técnicas concretas para este tipo de plantas (Ver ANEXO 5.2: TABLA

RESUMEN DATOS DE PROCESO).

Debido a la gran complejidad y extensión de esta planta, se ha desarrollado y

estudiado fundamentalmente tanto la instrumentación como el control de los tanques de

almacenamiento de GNL (Gas Natural Licuado), los cuales suponen el 60%

aproximadamente de la inversión total, tratándolos como “unidades paquete” separadas

de la planta general.

La principal motivación a la hora de elegir este estudio, ha sido la posibilidad de

realizar el análisis de un proyecto real, que tiene lugar al mismo tiempo en que se

desarrolla este proyecto fin de carrera, teniendo además la posibilidad de trabajar día a

día en una empresa de ingeniería, con todas las situaciones reales que ello conlleva:

problemas de cálculo de algunos instrumentos, cambios de datos de procesos por otras

secciones, problemas en obra, trato con proveedores por material requerido difícil de

encontrar o por agotar plazos de entrega lo que retrasaría la obra… etc. Todo ello,

adicionalmente, en el marco de un campo como el del gas natural, que se encuentra en

plena expansión.



NOTA: Análisis de Instrumentación y el control de la

Planta tratada en este Proyecto El estudio y cálculo de una planta regasificadora completa es un proyecto que

puede prolongarse durante 3 o 4 años para una empresa grande de ingeniería. Son varios

los departamentos (obra civil, ingeniería de procesos, tuberías, instrumentación y

control... etc.) que durante estos años realizan todos los cálculos, informes y estudios.

Por ello, queda justificado que en este proyecto de fin de carrera que se desarrolla en tan

solo un año y por una sola persona, no se puede abarcar el estudio de la totalidad de una

Planta. Quiere aclararse a este respecto que se fijan en su realización unos límites. Así,

se dejan de lado algunas partes o “unidades de la Planta”, para centrar el estudio

únicamente en la complejidad de los tanques de almacenamiento de GNL (y en

particular en uno de los dos, ya que los dos existentes son “gemelos”).

El objetivo principal de este proyecto fin de carrera tampoco es el de desarrollar

un manual extenso que explique el funcionamiento de una planta de estas

características, sino el lograr una visión global y sencilla de un funcionamiento general,

y una comprensión más en detalle de las funciones de los tanques de almacenamiento

para el conjunto de las instalaciones.



1.4 Objetivos El objetivo principal de este proyecto es el estudio de la instrumentación necesaria

para los tanques de GNL, así como el desarrollo del control y comunicación entre ellos.

En base a lo cual, el presente proyecto se podría dividir en los siguientes objetivos:

Estudio de un proyecto real

Estudio de un proyecto de ingeniería real en el que se incluyen y desarrollan

diversos aspectos industriales, como la electrónica de los sensores, las comunicaciones,

el control, los tipos de materiales…Y en el que se trabaja con documentos reales, tales

como planos, diagramas, datos de procesos, listas de instrumentos…

Análisis detallado de una Planta de almacenamiento de Gas

SENSORES

Típicamente serán para medida, monitorización y/o control de caudal, presión,

nivel y temperatura tal y como se indique en los diagramas de Tuberías e Instrumentos

(llamados comúnmente P&ID’s3).

Los instrumentos de campo, serán especificados y seleccionados en base a su

conveniencia para la aplicación. Aunque dichos sensores ya están estandarizados por los

proveedores, hay que realizar estudios y cálculos para elegir los que mejor se adapten a

nuestro proyecto y aplicación concreta. Además se deberán de tener en cuenta los

estándares y certificados que el cliente exige en su especificación.

TRANSMISORES

Los transmisores se encargan de enviar la señal eléctrica de la medida de presión,

temperatura, nivel o caudal que realiza el sensor/transductor en campo, hasta el sistema

de control. Por las condiciones del proceso y como ocurre en los sensores, tendrá que ser

tabulado al igual que los sensores para ver cual es el que mejor se adapta a nuestra

aplicación.

3 Piping and Instrument Diagrams: Diagramas de instrumentos y tuberías. Ver Plano: PFC-03



SISTEMA DE CONTROL

El Sistema de Control realizará la regulación continua del proceso, además del

mando, enclavamientos, vigilancia de alarmas y generación de informes para la planta.

Para ello se estudiará, según los instrumentos elegidos con anterioridad, cómo responde

la planta a diferentes situaciones, como aumentos de presiones, cambios de temperaturas

e incluso al propio llenado del tanque.

COMUNICACIONES

En éste último punto se pretende estudiar las comunicaciones de los dispositivos de

campo al sistema de control. Todos seguirán un protocolo de comunicación basado en

HART , y se estudiará la combinación de éste con el actual sistema 4-20 mA analógico.



1.5 Metodología El desarrollo del presente Proyecto se basa en la siguiente metodología y fases:

• Fases:

1.- Estudio de planos, diagramas e instrumentos: implica la recopilación de la

información técnica proporcionada por la empresa en la que desarrollo mi beca, así

como su posterior asimilación. Se dispone para ello, además, con toda la bibliografía

especializada, con el contacto directo de los compañeros ingenieros que trabajan en

este proyecto e incluso con el trato personal con los proveedores los cuales ofrecen

información detallada de sus propios dispositivos.

2.- Estudio y cálculo de los tipos de sensores, de acuerdo a su ubicación en la planta:

debido a las características especiales del tanque (condiciones criogénicas) muchos

de los sensores tendrán que cumplir unas especificaciones de resistencia, rangos,

precisiones, … acorde con lo que se calcula en instrumentación. Se realizará el

estudio de cada sensor necesario en cada caso concreto, tras lo cual se generará una

hoja de datos. Esta hoja de datos será la que posteriormente se utilice para pedir

oferta a los distintos suministradores y además más tarde para labores de

mantenimiento (limpieza, recambio, etc).

3.-Los transmisores seguirán el mismo tratamiento que los sensores, cada uno será

estudiado y calculado individualmente para que cumpla con el fin requerido.

4.- Desarrollo de la lógica para el Control de la Planta: El control, monitorización y

alarmas de la planta, serán implementadas en un Sistema con Control Distribuido

(SCD). Para dimensionar dicho sistema se requiere una serie de documentación.

Partiendo siempre de los diagramas P&ID’s se realizarán la lista de entradas/salidas

al Sistema de Control, los diagramas lógicos (donde se desarrolla el control

propiamente dicho de cada planta) y los gráficos de control desde donde se controla y

monitoriza el proceso por el operador de la planta.



Con toda esta documentación se realiza el dimensionado del hardware del Sistema de

Control Distribuido y posteriormente su programación. Posteriormente se pasará a

realizar los controles, visualizaciones, alarmas y parada automática, de cuerdo con lo

mostrado en P&ID’s y exigencias del cliente; para ello, se desarrollarán las funciones

convenientes para control y enclavamientos.



1.6 Recursos y herramientas utilizadas Además de los recursos, ya mencionados previamente, con los que se cuenta

dado el desarrollo de la Beca en empresa (informes, planos…), se emplearán en el

desarrollo de este Proyecto las siguientes herramientas:

InTools: Para los objetivos de estudio de sensores y transmisores, se utilizará la

herramienta informática INTOOLS, la cual a parte de ser una base de datos con

las hojas de características de todos los instrumentos (como se comentó en el

apartado de metodología), es un programa para realizar cálculos.

AutoCad: para la modificación de planos del proyecto original planta

adaptándolo a este proyecto fin de carrera. Para ello se ha tenido que eliminar

algunas unidades paquete que debido a su complejidad de estudio, por

pertenecer a otra sección de ingeniería o incluso por ser paquetes cerrados que el

cliente exige, no se contempla en el P&ID y no se hace referencia en toda la

memoria. Por destacar algunos: Cromatógrafo, sistema de análisis…etc.

MicroStation: empleado sólo para el visionado de planos.

FLOWEL: Programa informático para el cálculo de Placas de Orificio y demás

elementos primarios de caudal.

SICon (versión 4.0): utilidad de conversión de distintos sistemas de medida

(presión, fuerza, caudal…etc) a distintas unidades (SI, americano, ingles,

otros…)



Capítulo 2: La planta regasificadora

2.1 Introducción Para el transporte en buques metaneros, el gas natural debe someterse a procesos

de separación y licuefacción. Estos procesos generalmente tienen lugar en plantas de

licuefacción cercanas a los lugares de extracción o unidas a ellos mediante gasoductos.

Tras la licuefacción a temperatura de -160 ºC, el gas natural es almacenado en

depósitos criogénicos hasta su embarque en los buques metaneros para su envío a las

plantas de regasificación.

Los depósitos criogénicos, sistemas de transporte y dispositivos de carga y

descarga a/de los buques dentro de ambas plantas son muy similares.

2.2 Proceso de licuefacción A continuación se explica el proceso de licuefacción, es decir, el paso del gas a

estado líquido. Este proceso se divide en dos partes, el circuito de gas natural y los

ciclos de refrigeración, que se explican a continuación:

a) Circuito de gas natural: Como la licuefacción del gas natural implica

trabajar a temperaturas alrededor de -160 ºC, (1m3 de gas natural licuado

equivale a aproximadamente 593 m3 de gas natural en estado gaseoso), deben

eliminarse los componentes que se congelan (agua, gases ácidos e hidrocarburos

pesados) pues durante el proceso de enfriamiento pueden obstruir el circuito de

éste o producir daños (corrosión, picaduras, etc.) y los compuestos nocivos para

la instalación (mercurio). También es necesario eliminar la presencia de

compuestos que excedan el límite permitido por las especificaciones del gas

comercial obtenido en el punto de recepción una vez vaporizado en GNL.

b) Circuito de refrigeración: En él se elimina el calor sensible y latente del gas

natural, de forma que se transforma de estado gaseoso a alta presión a estado



líquido a presión atmosférica. Se producen en el mismo, varios procesos, uno de

los cuales es la refrigeración por mezcla de fluidos refrigerantes y

preenfriamiento con propano, proceso con una notable fiabilidad tras los

resultados y experiencia obtenida mediante las plantas construidas hasta la fecha.

2.3 Funcionamiento de la planta En este apartado se estudia el funcionamiento de una planta regasificadora, sin

entrar en detalles más concretos sobre los distintos equipos o procesos, ya que no se

pretende desarrollar una manual sino una explicación gráfica y breve para que

posteriormente se pueda entender mejor los instrumentos seleccionados. Para ello, se ha

resumido en 7 etapas:

2.3.1 Etapa 1

Una vez el barco metanero se encuentra en el muelle de descarga, el gas natural que

se encuentra en estado líquido (GNL) y a una temperatura -163º C en el interior de los

depósitos del barco, se descarga a través de los brazos ubicados en el muelle (ver

Figura 3).

Figura 3: Llegada del buque metanero y descarga del gas



2.3.2 Etapa 2

A través de los conductos que unen los brazos con los tanques circula el GNL que se

almacena en el interior de los mismos (ver Figura 4).

Figura 4: Almacenamiento en los tanques criogénicos

2.3.3 Etapa 3

El aporte de calor al GNL (proceso de bombeo o radiación solar) provoca que una

fracción de éste pase a fase vapor. Este gas de Boil-off (GBO4) (ver Figura 5) se utiliza

para:

Compensar el desplazamiento de la carga que se origina en el proceso de

descarga del buque.

Reinyectar en el Proceso gracias al Relicuador (tras pasar por unos

comprensores).

Cuando excede la capacidad de los dos anteriores el gas sobrante se quema

en la antorcha.

4 Se denomina Gas Boil-off (GBO), al gas que se pierde del calentamiento del gas natural licuado.



Figura 5: Gestión del exceso de gas generado

2.3.4 Etapa 4

Un sistema de bombeo ubicado en el interior del Tanque, denominado primario,

permite la conducción del GNL al Relicuador, que actúa como acumulador de líquido

para las bombas secundarias y permite la recuperación del Boil Off, incorporándolo a la

corriente de GNL (ver Figura 6).

Figura 6: Relicuador



2.3.5 Etapa 5

El GNL procedente del Relicuador es bombeado a alta presión por un sistema de

bombeo denominado secundario (ver Figura 7), de diseño análogo al primario (Etapa

2).

Figura 7: Bombeo de alta presión

2.3.6 Etapa 6

El paso de líquido a gas se realiza a través de vaporizadores de agua de mar. El

GNL se transforma en vapor utilizando agua de mar siendo calentado a una temperatura

mayor de 0º C. Existe un vaporizador, denominado de combustión sumergida, utilizado

en periodos de mantenimiento de los anteriores o en demandas punta donde el GNL es

calentado y vaporizado por efecto de un quemador sumergido en agua, que utiliza como

combustible gas natural (ver Figura 8).



Figura 8: Vaporización

2.3.7 Etapa 7

El gas natural procedente de los vaporizadores se dirige a través de un colector

común a unos sistemas de regulación, medida y odorización desde los cuales el gas se

inyecta, por medio de un gasoducto, en la Red General Básica (ver Figura 9).

Figura 9: Medida y odorización



Capítulo 3: Instrumentación.

3.1 Introducción a la instrumentación

3.1.1. Estudio y elección de la instrumentación

La metodología seguida en este proyecto para la elección de los elementos de

campo, ya sean válvulas, sensores, indicadores…etc, es la siguiente:

Inicialmente se parte de una especificación de ingeniería (denominada

Kellogg) que se ha aplicado en otros proyectos de regasificadoras, siguiendo

unas normas recomendadas tanto de seguridad como de cálculos.

Con esta especificación, se realiza un estudio de cada sensor según en qué

parte del tanque o línea este conectado y según unos datos de proceso. En

estos últimos, (ver ANEXO 5.2: TABLA RESUMEN DATOS DE

PROCESO) se indica la temperatura, la presión, el estado (líquido o gas),

densidad, viscosidad…etc., datos que se utilizan para el cálculo de los

sensores de temperatura que deben cumplir unas especificaciones de

resistencia, rangos, precisiones.

Con este estudio para cada sensor y para cada caso concreto, se acaba

generando una hoja de datos (ver ANEXO5.3: HOJAS DE DATOS)

mediante la aplicación informática Intools. Esta hoja de datos es la que se

utiliza para pedir oferta a los distintos suministradores y además servirá más

tarde para labores de mantenimiento (limpieza, recambio, etc.).

Cabe destacar que estas requisiciones técnicas de temperaturas con las hojas

de datos son más o menos flexibles, es decir, en este campo están

prácticamente tabulados en el mercado todos estos sensores para distintas

aplicaciones. Por ello, el suministrador nos presenta una oferta ajustándose a

nuestros cálculos y especificaciones



Seguidamente se hace una pequeña introducción al mundo de la instrumentación, y

aunque hay una amplísima gama de instrumentos existentes en el mercado, se podría

clasificar, atendiendo a su función, de forma esquemática de la siguiente manera:

Instrumentos de medida, su función consiste en dar una señal (visual,

neumática, electrónica, o de otro tipo) proporcional a la variable medida. Este

grupo engloba los indicadores y registradores locales, los transmisores y los

termostatos y presostatos (ver Cuadro 1).

Instrumentos de regulación o control, son los encargados de mantener

la variable controlada en un valor deseado o bien dentro de ciertos límites. El

más característico, de los instrumentos de este grupo, es el controlador (ver

Cuadro 2).

Instrumentos actuadores, son los que, en función de las señales

recibidas de los instrumentos del grupo anterior, actúan, directa o

indirectamente, sobre la variable controlada. Son, por ejemplo, las válvulas de

control, las válvulas de solenoide, los actuadores mecánicos, etc.

Existe además toda una serie de instrumentos auxiliares de muy difícil

clasificación, como convertidores, posicionadores, etc. Variable medida

Función

Ejemplo

Indicación local de la variable medida

Manómetros Termómetros Niveles de vidrio

Transmisión de una señal electrónica o neumática proporcional a la variable medida

Transmisores neumáticos Transmisores electrónicos

Las m

ás h

abitu

ales

son:

pr

esió

n,

nive

l, ca

udal

te

mpe

ratu

ra,

nive

l y c

ompo

sici

ón

Cierra o abre un contacto eléctrico o una pequeña válvula neumática al alcanzar la variable medida un valor predeterminado

Termostatos Presostatos

Cuadro 1: Instrumentos de medida



Rango:

Límites (inferior y superior) de medida de un instrumento.

Error:

Diferencia algebraica entre el valor indicado y el verdadero.

Precisión:

Capacidad de un instrumento de medida de medir sin error, en otras palabras, de decir la verdad. Se expresa en porcentaje del rango de medida.

Repetibilidad:

Capacidad de un instrumento para indicar la misma medida para un mismo valor medido en las mismas condiciones, en otras palabras, se puede decir que es la capacidad de contar la misma historia (la cual no tiene necesariamente por qué ser verdadera).

Linealidad:

Indica el grado de variación de la precisión de las medidas según en qué parte del rango se está haciendo la medida, se expresa en porcentaje de desviación de una línea recta.

Cuadro 2: Características de los instrumentos de medida

3.1.2. Representación de los instrumentos: ISA

Con el objeto de poder representar los instrumentos de medida y control en los

esquemas de los procesos y diagramas (P&ID), debe emplearse una simbología que

pueda proporcionar una información práctica sobre el tipo y función de cada uno de

ellos, así como una referencia que puede ser requerida para otras aplicaciones.

La simbología más usada hoy en día y acepada casi en todo el mundo, con ligeras

variantes, es la que sigue el criterio dado por ISA5 (Ver ANEXO 5.4: RESUMEN DE

CÓDIGOS Y ESTÁNDARES).

Cada instrumento se identifica mediante un sistema de letras que lo clasifica en

cuanto a la función, añadiéndole un número que establece la identidad del lazo. En

general, este número resulta común con el resto de los instrumentos del lazo.

5 Instrument Society of America



Una identificación típica para un regulador-registrador de presión es la siguiente:

P R C - 3 Primera Letras Número letra sucesivas del lazo Identificación Identificación funcional del lazo

Esta identificación típica se puede complicar añadiendo, codificada, información tal

como la planta o área a la cual pertenece el lazo.

En el Cuadro 3 se muestran los significados de las letras según su posición y

algunos ejemplos de nomenclatura y simbología en los Cuadro 4 y Cuadro 5

respectivamente.

Cuadro 3: Nomenclatura ISA. Significado de las letras

PRIMERA LETRA LETRAS SUCESIVAS Parámetro medido Modificación Función pasiva Función de salida Modificación

A Análisis Alarma B Llama Disponible Disponible Disponible C Conductivid. Eléctr. Control D Densidad Diferencial E Tensión (EMF) Elem. Primario medid. F Caudal Relación G Medida dimensional Vidrio H Manual Valor alto I Intensidad eléctrica Indicador J Potencia K Tiempo L Nivel Lámpara Valor bajo M Humedad N Disponible Disponible Disponible Disponible O Disponible Orificio P Presión Q Cantidad Totalización R Radiactividad Registro S Velocidad Seguridad Interruptor T Temperatura Transmisor U Multivariable Multifunción Multifunción Multifunción V Viscosidad Válvula W Peso Vaina X Varios Varios Varios Varios Y Disponible Relé Z Posición Elemento final de

control



Indi

caci

ón lo

cal

Reg

istr

o lo

cal

Tra

nsm

isió

n de

se

ñal

Act

uaci

ón

de

cont

acto

el

éctr

ico

Con

trol

ador

in

dica

dor

Con

trol

ador

re

gist

rado

r

PRESIÓN PI (manómetro)

PR PT PS (presostato)

PIC PRC

NIVEL LI LR LT LS LIC LRC CAUDAL FI FR FT FS FIC FRC TEMPERATURA TI

(termómetro)TR TT TS

(termostato) TIC TRC

Cuadro 4: Ejemplos de nomenclatura ISA LOCAL PANEL

Manómetro (indicador local de presión)

Presostatos (interruptor local) con alarma en panel (el círculo partido denota instalación en panel)

Transmisor electrónico, de presión, con indicador en panel

Idem con registrador en panel

Idem con registrador con alarma en panel

Lazo de control compuesto de transmisor con indicador-controlador en panel y válvula de control

PI 1

PS 2

PA2

PT 3

PI 3

PT 4

PR4

PT 5

PT 5

PA5

PS5

PT 6

PIC6



LOCAL PANEL

Idem con registrador-controlador

Cuadro 5: Ejemplos de símbolos ISA

3.1.3. Codificación proyecto

Este apartado se destina a la explicación del sistema de codificación de equipos,

materiales e instrumentos que se aplican en el desarrollo del proyecto. Se parte, para

ello, de la simbología y nomenclatura ISA que se comentó con anterioridad.

Los códigos de designación de etiqueta a emplear se dividen en los siguientes

grupos:

Instrumentos.

Líneas de proceso y servicios auxiliares.

Cables de instrumentación y control.

3.1.3.1 Designación de etiqueta para instrumentos

Esquema de etiqueta para instrumentos:

(UNIDAD)-(CÓDIGO ISA)-(Nº DE P&ID)(Nº)(MUTIPLICIDAD)

Máscara de etiqueta para instrumentos: 99-CCC-77 888B donde:

• 99 = UNIDAD, código compuesto por dos dígitos numéricos (ver Cuadro 66).

• CCC = CÓDIGO ISA, código compuesto 2-3 caracteres alfabéticos

• 77 = Nº DE P&ID, número de orden del P&ID donde se encuentra incluido el

instrumento; 6 Como se describió en la NOTA del apartado “metodología”, solamente se tratarán en este proyecto los tanques de almacenamiento de GNL, UNIDAD 20, quedando por lo tanto las otras unidades como curiosidad.

PT 7

PRC 7



• 888 = Nº, número secuencial empezando por el 001.

• B = MULTIPLICIDAD, código compuesto por un carácter alfabético, con los

siguientes valores:

A, B, C, etc = instrumentos múltiples con idéntica medida de variable de

proceso, con independencia de su función (control, medida,

enclavamiento).

Ejemplo:

20-TT-01 013, transmisor de temperatura 13 de la temperatura del techo del

tanque, contenido en el P&ID 20.

3.1.3.2 Designación de etiqueta para líneas de proceso

Esquema de etiqueta para líneas:

(SERVICIO)-(UNIDAD)(Nº)-(TAMAÑO”)(ESPECIFICACIÓN TUBERÍAS)

Máscara de etiqueta para líneas de proceso y servicios auxiliares: PP-99888-

N”donde:

• PP = CODIGO DE SERVICIO DE LA LÍNEA código compuesto por dos

dígitos, de acuerdo con el contenido del Cuadro 77.

• 99 = UNIDAD, código compuesto por dos dígitos numéricos (ver Cuadro 6).

• 888 = Nº, número secuencial empezando por el 001.

• N = Tamaño de la línea en pulgadas8.

• nota1 = Especificación de Tuberías que aplica a la línea. Ejemplo 1R1J

7 Como se ha descrito, solamente se tratarán en este proyecto los tanques de almacenamiento de GNL, por lo que solo servirán de referencia las LINEAS que se encuentren en esa zona. 8 Una (1) pulgada en Sistema Internacional (SI) equivale a 2,54 cm.



Ejemplos:

NG-20001-24” 1R0JL - 7, Línea 001 de servicio de Aire de Instrumentos

de la unidad 20 de 24”, especificación 1R0JL .

Código Ud. Descripción del AREA & Unidad UNIDAD DE PROCESO

00 Planta completa. Código común y general 10 Descarga de GNL 20 Almacenamiento de GNL y bombas primarias de GNL 30 Recondensador y sistema de envío alta presión 40 Sistema de manejo de boil-off gas 56 Aire de planta y aire de instrumentos 60 Sistema de agua de mar

63 Protección contra incendios y otros sistemas de seguridad

65 Antorcha y venteos 80 Infraestructuras. Código común y general 81 Edificio Administración 82 Edificio Mantenimiento 83 Edificio Bomberos 84 Edificio Sala Control planta proceso 85 Edificio Sala Control muelle atraque 86 FIR Planta Proceso 87 FIR muelle atraque 88 Edificio Portería 50 Subestación de Acometida 132 kV GIS 51 Subestación eléctrica planta proceso 52 Sistema de fuerza 53 Sistema de puesta a tierra 54 Subestación eléctrica muelle atraque 55 Sistema de Fuel Gas 57 Sistema de nitrógeno 59 Agua de servicio 64 Tratamiento de efluentes y aguas residuales 66 Sistema de gasoil 67 Sistema de acondicionamiento de aire / HVAC 90 Sistema de alumbrado 91 Sistema de comunicaciones

Cuadro 6: Unidades y servicios



Código SERVICIO Código SERVICIO

A Air NA Caustic AV Atmospheric Vent NG Natural Gas CA Catalyst NI Nitrogen CF Chemical Feed O Oil CH Chemicals OW Oily Water Sewer CL Chlorine P General Process CO Carbon Dioxide PA Plant Air CS Chemical Sewer PG Purge/Process Gas DA Dry Air RV Safety Relief Device

Discharge DM Demineralised Water RW Raw Water DR Drain SL Slurry DW Drinking Water SO Seal Oil ES Exhaust Steam SR Seawater Return FG Fuel Gas SS Seawater Supply FO Fuel Oil ST Storm Water Sewer FW Fire Water SW Service Water HE Helium SY Sanitary Sewer IA Instrument Air V Vent IG Inert Gas VT Vessel Trims LG Liquefied Natural Gas WO Wash Oil LN Liquid Nitrogen WW Waste Water LO Lube Oil

Cuadro 7: Sevicios



3.2. Instrumentos de medida de nivel

3.2.1. Introducción

Uno de los parámetros más comunes e importantes en todo tipo de industria, es la

medida y control de nivel de producto en los recipientes. Existen diversas formas para

medir el nivel, esto se debe, principalmente, a que hay muchas variedades de productos,

así como de recipientes, que pueden complicar algo que a primera vista parece muy

simple.

A continuación se mencionarán algunos de los instrumentos para la medición de

nivel, aunque finalmente se explicará el utilizado en la planta y por lo tanto el que más

se ha desarrollado para este proyecto fin de carrera.

3.2.2. Los diferentes instrumentos de nivel

3.2.2.1 Nivel óptico Se trata del método más simple y a la vez más barato para medir nivel de

líquidos en un recipiente (ver Figura 10). Consiste, simplemente, en un tubo

transparente vertical conectado lateralmente al recipiente.

Figura 10: Principio de los niveles ópticos y un Nivel de vidrio.



3.2.2.2 Nivel por desplazador

Este método de medida de nivel, se basa en el principio de que un cuerpo

sumergido en un fluido, experimenta una pérdida de peso equivalente al peso del

fluido que desplaza. Así pues, mediante la medida del peso aparente de un cilindro

sumergido en el fluido, se obtendrá una medida de nivel. Cuando el nivel sube, el

peso aparente del cilindro disminuye en proporción lineal con el nivel (ver Figura

11).

Figura 11: Principio de los niveles de desplazador.

3.2.2.3 Medida de nivel por presión diferencial

Este sistema de medida es muy popular debido, principalmente, a que se

emplean materiales sencillos de instalar, relativamente baratos y que ocupan poco

espacio. El instrumento de medida consiste en un medidor de presión diferencial

estándar, igual a los empleados para la medida de caudal (ver apartado 3.3 de este

mismo capítulo). Estos pueden ser, bien uno de fuelles, o bien de equilibrio de

fuerzas mediante diafragmas de pequeño desplazamiento.

Este sistema de medida puede ser usado siempre y cuando el recipiente tenga

las medidas adecuadas para satisfacer el rango mínimo del medidor. La conexión

inferior, correspondiente al nivel mínimo, se conecta al lado de “alta presión”

(A.P.) del cuerpo del medidor, y el lado de “baja presión” (B.P.) se conecta a la



parte superior del recipiente si es un recipiente cerrado; si fuera un recipiente

atmosférico, la conexión (B.P.) de baja, se deja abierta a la atmósfera (Ver Figura

12).

Figura 12: Niveles de presión diferencial.

3.2.2.4 Medida de nivel por barboteo

Este tipo de sistema de medida posiblemente sea el más barato, incluye un

manómetro medidor de presión, que es el que se encarga de medir el nivel. El

mencionado manómetro indicador de nivel se puede colocar en cualquier sitio

accesible, ya que su instalación no viene limitada por el recipiente. También, este

sistema es bastante popular y particularmente ventajoso en aplicaciones con

líquidos corrosivos o con materias en suspensión, ya que en este sistema el fluido

no penetra en el medidor ni en la tubería de conexión.

Básicamente, consiste en un tubo sumergido en el recipiente hasta el nivel

mínimo, según se indica en la Figura 13, y mediante un regulador de presión se

hace pasar por el tubo un pequeño caudal de aire o gas, hasta que burbujea por el

extremo del mismo. La presión necesaria para hacer salir las burbujas, es

exactamente igual a la columna del líquido.



Figura 13: Nivel de barboteo.

3.2.3. Medida de nivel por flotador

Una forma muy usual cuando se pretende medir grandes variaciones de nivel, o bien

detectar un nivel de líquido en un determinado punto, es el de usar un flotador de baja

densidad, el cual sube o baja según el nivel de líquido.

Este sistema se emplea en los interruptores de nivel para dar alarmas de alto o bajo

nivel, así como para medir el nivel en este gran tanque de almacenamiento de GNL que

tiene una altura considerable (unos 47 metros). La principal limitación al emplearlo, es

la presión en el tanque puede llegar a aplastar el flotador.

En el tanque de almacenamiento, el flotador se mantiene en posición mediante unas

guías sujetas al fondo y al techo del tanque, y está suspendido en una cinta. Esta cinta, a

su vez, está enrollada en un tambor que, mediante un motor, recoge o alarga la cinta

según sube o baja el flotador; a su vez, mediante unos engranajes de desmultiplicación,



se acopla al eje del tambor un indicador que da la medida del nivel en función de la

válvula del tambor.

Se exige por tanto, que los medidores de nivel de esta planta sean

“Servooperados”, electrónicos y con el elemento sensor de nivel tipo “Palpador Servooperado”, que se mantiene permanentemente sobre la superficie del líquido. Se

debe llevar un sistema electrónico que sea capaz de absorber los movimientos debidos a

la agitación en la superficie, limitándolo únicamente a los cambios permanentes del

nivel del producto.

La cabeza del instrumento donde se aloja el motor y el mecanismo de accionamiento

y transmisión que se ha comentado, se instala sobre el techo del tanque. En dicha cabeza

se tiene dos compartimentos totalmente separados, uno del que pende el palpador que

está en contacto con la atmósfera del tanque y otro donde se aloja la electrónica. La

transmisión entre ambos es magnética, de tal forma que los gases no puedan entrar

donde se aloja la electrónica.

La cabeza se monta aislada del recipiente por una válvula de bola de 6” (ver

DOCUMENTO Nº2: PLANOS, plano PFC-04 y PFC-05), con la que se permite el

paso del sensor y que se puede fijar. Sobre la válvula se coloca una cámara de

calibración para el registro del palpador, con purga. Se destaca que para proteger el

disco palpador del oleaje que pueda producirse en el tanque, se instalarán tubos

tranquilizadores que llevan unos orificios en toda su longitud.

3.2.4. Medidor de Nivel, Densidad y Temperatura (LTD)

El sistema LTD estará diseñado para medir perfiles de Nivel, Densidad y

Temperatura en todo su rango de la columna de producto almacenados en los tanques de

gas natural licuado.

El medidor LTD se mueve a lo largo de toda la columna de líquido transmitiendo

todos los datos a la sala de control como son:

Nivel

Posición del sensor



Densidad

Temperatura

En el sistema se debe tener la posibilidad desde sala de control o desde campo en

manual de hacer sumergir la sonda de medida con el fin de hacer un muestreo

instantáneo automático del estado de las temperaturas y densidades del tanque, y poder

ser registrado periódicamente.

Para una mejor referencia de los instrumentos de nivel que se utilizan en la planta,

se aconseja ver los siguientes anexos:

ANEXO 5.1: TABLA RESUMEN CON TODOS LOS

INSTRUMENTOS (Nivel).

ANEXO 5.2: TABLA RESUMEN DATOS DE PROCESO.




3.3. Instrumentos de medida de caudal

3.3.1 Introducción

Se define un elemento medidor de caudal como un dispositivo que sirve para

determinar la cantidad de fluido que circula por una conducción en la unidad de tiempo.

Este valor se puede expresar en unidades de volumen o de masa, por ejemplo: m3/min o

kg/seg.

La medición puede obedecer a diferentes fines: información, control automatizado

de la planta, seguridad etc... Además, las medidas de caudal proporcionan una guía para

detectar fugas, por fallos en las líneas o tuberías, o en otros equipos mecánicos. A estos

efectos se ha estudiado para este proyecto una gran variedad de dispositivos cuyo

funcionamiento obedece a distintos principios; cada uno de ellos tiene una serie de

ventajas y limitaciones que lo hacen más o menos recomendable para la utilización en la

regasificadora, en función del objetivo que se persiga.

La medida de caudal es una tarea compleja no ya sólo por la gran cantidad de

medidores de caudal que existen en el mercado, sino también por los muchos factores

que influyen en cada aplicación particular. La principal dificultad es decidir “cómo,

dónde y cuándo” deben ser utilizados cada uno de los medidores existentes.

Se ha de destacar que dentro de lo que este Proyecto fin de Carrera abarca, el

estudio del tanque de GNL y sus instrumentos de alrededor, solo se dispone de tres

tipos de medidores de caudal distintos, por lo que solo se explicarán los utilizados.

3.3.2 Elección medidor de caudal

Para definir correctamente el medidor de caudal para un servicio determinado se ha

de disponer de un conocimiento completo de las características del fluido donde se va a

medir. Las características mínimas son:

Tipo de fluido y fase en que se encuentra, en condiciones de operación.



Presión, temperatura y caudales (mínimo, normal y máximo).

Densidad del fluido en condiciones de operación.

Pérdida de carga máxima admisible.

Conductividad eléctrica del fluido.

Si el fluido es limpio o lleva partículas en suspensión.

Si el área donde va a ir el transmisor de caudal está clasificada o es un

área segura.

Todas estas características vienen definidas en el ANEXO 5.2: TABLA RESUMEN

DATOS DE PROCESO. (Caudal).

Por último, es muy importante que se tengan en cuenta las recomendaciones de

los Fabricantes referente a la instalación y el régimen de flujo en la línea del Proceso, ya

que una instalación incorrecta puede hacer que se obtengan datos totalmente erróneos,

aunque el medidor esté bien seleccionado.

3.3.3 Medición por diferencia de presiones

El concepto básico de los medidores de presión diferencial se conoce desde hace

varios siglos. Los primeros sistemas diseñados según estos conceptos básicos fueron el

tubo Pitot (en el año 1732), y el tubo Venturi (en el año 1797). La tobera medidora de

caudal se empezó a utilizar a finales del año 1800 y la placa de orificio se empezó a

comercializar a principios del año 1900.

Realmente es el método más ampliamente utilizado para la medida de caudales en la

industria.

El sistema de medida de presión diferencial consta fundamentalmente de dos

elementos:

El elemento primario, que produce una pérdida de carga relacionada con la

velocidad, según la geometría del productor de presión diferencial, y la

localización de las tomas de presión.



El elemento secundario, consta de una unidad de medida de la presión

diferencial y de un conjunto de tuberías que conecta la unidad de medida con

el proceso.

En la actualidad, existe una gran variedad de elementos que utilizan el principio de

que todo fluido que atraviesa una restricción, instalada en un conducto, incrementa su

energía cinética a expensas se su energía de presión, basada en la fórmula de Bernoulli.

Teniendo en cuenta la presión diferencial ∆H, causada por el aumento de velocidad,

y la ley de la continuidad que establece que:

vsQ ×=

s : sección de paso del fluido. v : velocidad media del fluido. Q : caudal que circula por un conducto.

Se llega a la relación:

ρHKQ ∆

= .

ρ : densidad del fluido en condiciones de operación.

Siendo K una constante que engloba el coeficiente de descarga y factores de corrección por variaciones del número de Reynolds, expansión, etc... Los elementos más utilizados son: las Placas de Orificio, Toberas, Tubo Venturi,

Tubos de muy baja pérdida de carga, “LO-LOW Tube” (DALL TUBE) CONE...

Limitaciones en la aplicación de los sistemas de medida por presión diferencial:

- El rango de medida del caudal está limitado por la raíz cuadrada de la

relación entre ∆H y el valor de caudal.



- La densidad debe ser conocida, medida, o calculada por medio de

expresiones matemáticas.

La rangeabilidad9 de los sistemas de presión diferencial están limitados a un

rango de 4:1 o a lo sumo 5:1.

Una variación de 5:1 del caudal significa una variación de 25:1 de la presión

diferencial medida; esta medida es transmitida por un instrumento cuya exactitud está

especificada como un porcentaje del rango máximo. La exactitud que resulta

particularmente en valores de caudales reducidos puede verse afectada, lo que debe

comprobarse con cuidado.

La importancia de los cambios de densidad en muchas aplicaciones con líquidos no

es importante, pero con fluidos gaseosos puede introducir errores importantes.

La mayor ventaja de los medidores de presión diferencial es que pueden aplicarse a un amplio campo de medida de líquidos y gases, y en un extenso rango de presiones y temperaturas.

A continuación se describen brevemente cada uno de los diferentes tipos de

generadores de presión diferencial. Para una mejor referencia, se aconseja seguir los

siguientes documentos:


(Caudal)


INSTRUMENTOS. (Caudal)


9 Se define la rangeabilidad de un instrumento medidor a la relación existente entre el mínimo y el máximo coeficiente de medida.



3.3.3.1 Placa de Orificio

La placa de orificio consiste en una lámina plana que tiene practicado un

orificio. Es, entre los dispositivos para medición de caudal por el método de la

diferencia de presiones, el más sencillo y barato de todos, siendo su coste

independiente del diámetro de la tubería en que va montado y del rango de la

medida.

Un inconveniente que tiene, es la necesidad de disponer de tramos rectos,

libres de cualquier obstrucción que pudiera introducir turbulencias en la corriente,

tanto aguas arriba como debajo de la placa (ver Figura 14). En el caso de

diámetros grandes de tubería, dichas exigencias son difíciles de conseguir por

resultar tramos excesivamente largos. En estos casos, la instalación de

“enderezadores de vena”, aguas arriba de la placa, permite tener unos tramos

más cortos. En función de las características que presente el fluido a medir,

existen cuatro tipos de placa.

Figura 14: Placa de orificio y vista de perfil de la misma instalada en una tubería.

Para la medición de líquidos o gases limpios y no corrosivos, se utiliza la

placa de orificio concéntrico con el de la tubería y canto vivo. Si el gas arrastra



ligeras cantidades de condensado o el líquido está próximo a las condiciones de

evaporación, se pueden practicar, además (si la placa va a ser instalada en un

tramo horizontal), orificios de drenaje o venteo debajo o encima del orificio

principal. Si aquellas cantidades son considerables, se utiliza la placa de orificio excéntrico. Es similar a la anterior, pero con el orificio desplazado a lo largo del

diámetro, de forma que casi quede tangente con la pared interna de la tubería.

Cuando el fluido arrastra sedimentos, se puede usar la placa de orificio segmentado; el radio de este orificio es el 98 por 100 del radio interno de la

tubería y la cuerda del círculo también tiene el canto vivo en su cara de entrada.

La placa de orificio o diafragma, es una placa normalmente de acero

inoxidable (AISI, ver ANEXO 5.4: RESUMEN DE CÓDIGOS Y

ESTÁNDARES) de un espesor determinado y cuyos valores máximos pueden

verse en el standard internacional ISO-5167-1 (Medida del Caudal de Fluidos por

medio de elementos de presión diferencial). El hecho de que el canto de entrada en

los orificios de las placas sea vivo, es de la máxima importancia para la exactitud

de la medida. Un desgaste incipiente de este canto puede introducir errores de

hasta un 20% del fondo de escala.

La placa de orificio de canto vivo introduce grandes errores con caudales bajos y viscosidades altas. Para estas aplicaciones se puede utilizar la placa de

orificio con canto en cuarto de círculo. El radio de curvatura del borde de

entrada es función del diámetro del orificio.

Placas de orificio (ver Figura 15):

Concéntricas.

- Perfil cuadrado. Ventajas:

Elemento robusto y de fabricación sencilla. No requiere calibración para los diseños standard. Fácilmente desmontable de la línea. Utilizado con tomas en bridas, en tubería (D – D/2

(Radios), 2 ½ D / 8 D (Tubería)), “CORNER taps”.



Puede utilizarse para medidas de fluidos en ambas direcciones (tomas en bridas).

Precio bajo (sólo la placa). Pueden fabricarse para montaje en tuberías entre 2” y

40” Φ. Se utiliza para medir líquidos, gases y vapor.

Desventajas: Rangeabilidad 4:1. No se puede utilizar en fluidos con sólidos en

suspensión. Se requieren taladros de venteo o drenaje. Su instalación en tuberías horizontales no permite su

drenaje. Pérdida de carga permanente del orden del 35 al 95%

del diferencial. Este valor depende del “β” del orificio. El error de medida varía con el deterioro del perfil de

la placa. Sensible a torbellinos y/o distorsión del perfil de

velocidad, lo que significa tener en cuenta el diseño de tuberías donde vayan instalados.

- Perfil cuarto de círculo.

Ventajas:

Coeficientes de descarga constante para valores de número de Reynolds comprendidos entre 300 y 3000.

Adecuado para bajos valores de caudal y alta viscosidad.

El β máx. recomendado es 0,6. Desventajas: No adecuado para fluidos con sólidos en suspensión. No puede ser utilizado para la medida de caudal en

ambos sentidos. La instalación en tuberías horizontales no permite su

drenaje. Pérdida de carga permanente del orden del 35 al 95%

del diferencial dependiendo del “β” del orificio. Requiere acondicionamiento de las tuberías aguas

arriba de la instalación de la placa. Tamaño mínimo para su instalación 1” Φ.

Excéntricas.

- Perfil cuadrado.



Ventajas: Fácil fabricación. Fácilmente desmontables de la línea. Puede utilizarse en flujos en ambos sentidos con tomas

de proceso en bridas. El montaje en tuberías horizontales permite su drenaje.

Desventajas: Acumulación de sólidos en la superficie, aguas arriba. Las conexiones deben situarse alejadas de la zona de

paso. Pérdida de carga del orden del 35 al 95% del

diferencial, dependiendo del “β” del orificio. Sensible a torbellinos y/o distorsión del perfil de

velocidades, lo que requiere tener en cuenta el diseño de tuberías donde vaya a ir instalado.

Finalmente, otro punto a considerar cuando se utilicen las placas de orificio, es

la localización de las tomas de presión para medir la presión diferencial

generada a través de ella. La localización de las tomas de presión pueden ser:

Tomas en Bridas (Flange Taps)

Tomas en zona de la vena contracta a D / D ½ (Radius Taps)

Tomas en ángulo (Corner Taps)

Tomas en cámaras anulares.

Tomas en tubería...2 ½ - 8 D



Figura 15: Tipos de Placas de Orificio.

3.3.3.2 Tubo Venturi

Una de las desventajas que presenta la placa de orificio es que produce una

gran pérdida irrecuperable de presión. Otra desventaja es su poca precisión cuando

se trata de medir fluidos con sólidos en suspensión y el inconveniente que supone

colocar barreras al paso de estos fluidos. Tales inconvenientes se soslayan en el

tubo Ventura (ver Figura 16).

El tubo Venturi es, en esencia, un tubo con una garganta que presenta una

forma tronco-cónica aguas arriba y abajo de la misma. El ángulo de entrada suele

ser de 21º; ángulos mayores producirían cavitación en los líquidos al atravesar la

garganta, y menores supondrían un tubo demasiado largo. El ángulo de salida

está entre los 7-9º con el fin de recuperar el máximo de presión. La longitud de la

garganta es la mitad de su diámetro.



Figura 16:Tubo Venturi.

Grandes inconvenientes del tubo Venturi son su construcción delicada, que se

traduce en un elevado precio, y la necesidad de disponer de largos tramos rectos,

aguas arriba y abajo, que hace difícil determinar su situación (ver Figura 17).

Figura 17: Fotos reales de distintos tamaños de Venturi.



3.3.4 Medición por velocidad

Los dispositivos que utilizan este principio miden la velocidad del fluido, y de esta

medida se obtiene indirectamente el caudal.

Los tipos más representativos son: el medidor de turbina, el anemómetro y el

medidor de hilo caliente, pero en este proyecto solo se explicará el estudiado para esta

planta, el Medidor de turbina.

Medidor de turbina (Figura 18)

Cualquier pieza en forma de hélice o molinete, rotor, situada en la corriente del

fluido, girará por la acción de esta sobre sus paletas, siempre que la energía

disponible en el fluido sea capaz de vencer la masa o inercia del rotor y las pérdidas

por rozamientos. La velocidad de giro del rotor es proporcional a la velocidad del

fluido y, por ende, al caudal. Ésta velocidad de giro se puede determinar por medios

mecánicos o electromagnéticos. En este último caso, un sensor genera un impulso

eléctrico cada vez que una paleta del rotor pasa por él; cada uno de estos impulsos

representa un volumen determinado de fluido. Una unidad electrónica auxiliar

recibe el tren de impulsos, procesa la información recibida y determina el caudal

que está circulando en ese instante.



Figura 18: Medidor de turbina.

Aunque como se ha explicado este principio de medida es sencillo, la fabricación y

control de calidad de los medidores y las unidades auxiliares son complicados; ello

repercute desfavorablemente en su precio. Sin embargo, su gran exactitud y

repetitividad, unido a su pequeño tamaño y facilidad de instalación, los hacen muy

recomendable para la entrada de nitrógeno al tanque (ver DOCUMENTO Nº2:

PLANOS, número de plano PFC-03)

Tiene las limitaciones inherentes a todo dispositivo que necesita del movimiento,

esto es, desgaste de los cojinetes del rotor, peligro de sobrevelocidad y la necesidad de

que el fluido esté limpio y exento de partículas que pudieran dañar las paletas del rotor.

Caudalímetros en línea. Caudalímetros de inserción. (para tuberías de gran tamaño)



3.4. Instrumentos de medida de temperatura

3.4.1 Introducción

Dentro de las medidas de la planta regasificadora, la de temperatura es lógicamente

una de las más importantes que se efectúan, ya que el aumento de temperatura del GNL

transforma el líquido en gas.

Para medir la temperatura en éste proceso, se utilizan generalmente sondas que

generan salida eléctrica, que puede dirigirse al transmisor o directamente al sistema de

adquisición de datos, datalogger o sistema de control. En la mayoría de aplicaciones, el

sensor propiamente dicho va colocado en una funda hermética, que es la que incorpora

los elementos necesarios para ensamblar el sensor con el sistema de medición. Con

todo, si el sensor es lo suficientemente robusto es más práctico utilizarlo sin protección,

para obtener respuestas más rápidas o cuando se necesita un sensor de menos tamaño y

menor coste.

El tipo de funda de protección o vaina dependerá de las condiciones que tenga que

soportar, de su tolerancia química al medio, sus efectos contaminantes en el sensor y de

la temperatura del medio (se recuerda que el GNL se encuentra a una temperatura de -

160º C).

3.4.2 Instrumentos de medición de temperatura

A continuación y de manera introductoria, se describirán de manera breve los

instrumentos de temperatura comúnmente empleados y más adelante se explicará, con

más detalle y en el siguiente apartado, los dos más típicamente utilizadas y finalmente la

elección final del elemento para ésta planta.

Los instrumentos de temperatura más utilizados en plantas y procesos son los

siguientes:

a) termómetro de vidrio,



b) termómetro bimetálico,

c) elementos térmicos de bulbo y capilar rellenos de líquido, gas o

vapor,

d) pirómetros de radiación,

e) termopares y

f) termoresistencias.

En la Figura 19 se puede comparar los instrumentos de temperatura y su intervalo

de medida.

Figura 19: Instrumentos de temperatura.

a. termómetro de vidrio: El termómetro de vidrio consta de un depósito

de vidrio que contiene un líquido (mercurio, pentano, alcohol o tolueno)

que al calentarse se expande y asciende en el tubo capilar. Los márgenes

de trabajo varían desde –200 hasta +450 ºC.

b. termómetro bimetálico: los termómetros bimetálicos contienen dos

láminas bimetálicas unidas, rectas o curvas, formando espirales o hélices

con metales de distinto coeficiente de dilatación y fijas por un extremo.

La diferencia de temperaturas provoca la expansión o contracción, y el

movimiento correspondiente se transmite a la aguja indicadora. Estos



instrumentos se utilizan en indicación, en algunos controladores todo-

nada y existen modelos que disponen de esfera orientable con el fin de

facilitar la lectura en lugares de difícil acceso.

c. elementos térmicos de bulbo y capilar rellenos de líquido, gas o

vapor: los termómetros de este tipo consisten, esencialmente, en un

bulbo conectado por un capilar a una espiral. Cuando la temperatura del

bulbo cambia, el gas o el líquido en el bulbo se expande y la espiral

tiende a desarrollarse moviendo la aguja sobre la escala para indicar la

elevación de la temperatura en el bulbo. El bulbo y el capilar pueden

estar totalmente llenos de líquido o de gas o parcialmente llenos de

líquido. En este último caso, el líquido es volátil, con lo que al subir la

temperatura, aumenta su presión de vapor, cambiando la indicación en la

escala del instrumento.

d. pirómetros de radiación: los pirómetros ópticos se basan en la

desaparición del filamento de una lámpara al compararlo visualmente

con la imagen del objeto enfocado. En los casos generales de medición

de temperatura es preciso tener en cuenta el coeficiente de emisión o emisividad, que es la característica relativa del cuerpo para emitir

energía radiante comparada con la emitida por el denominado cuerpo

negro; éste absorbe todas las radiaciones y no emite ninguna. El

pirómetro recibe una energía radiante menor del 100% de la energía

radiada por el cuerpo a una temperatura determinada, y realmente la

temperatura leída es menor que la temperatura real del cuerpo.

e. termopares: se basan en la circulación de una corriente en un circuito

cerrado formado por dos metales diferentes cuyas uniones (unión de

medida o caliente y unión de referencia o fría) se mantienen a distinta

temperatura.

f. termorresistencias: se basan en el principio de que al aumentar la

temperatura, aumenta la resistencia del conductor que forma el elemento

propio de la resistencia.



Elemento Precisión Repetibilidad Temp. Máx. ºC Distancia máxima al receptor

Desventajas Ventajas

Térmico ± 1% ± 0,25 500 25 m Sistema térmico voluminoso

Económico

Bimetal ± 1% ± 0,25 500 _ Medida local Económico Termopar de: Cobre-constantán (T) 0,4-2% (0,4-0,8ºC) ~0,11ºC 370 <1500 m

con instr. potenciom. Hierro-constantán (J) 0,3-0,5% (1,1-2,2ºC) “ 550 Cromel-alumel (K) 0,8% (±3ºC) “ 1100 Galvanométricos

limitada por Ώ externos (cable compens.)

Pt-Pt/Rd (R y S) 1-3ºC “ 1600 “

Alcance amplio, compensación unión fría, linealidad menor que sonda de resistencia: Baja temper. máx. Más caro que T o J. Más caro que K.

Pequeño tamaño, respuesta rápida: Alta resistencia a corrosión por humedad, bueno en bajas temperaturas. Bueno en atmósferas reductoras. Más económico. Bueno en atmósferas oxidantes. Termopar más lineal. Protegido, es bueno en atmósferas oxidantes.

Radiación de: Óptico 1-3ºC Muy buena 6000 “ Pobre linealidad; más

caro que el termopar: Difícil determinar temper. exacta por emisividad cuerpo.

Sin contacto con el material. Buena repetibilidad. Respuesta rápida. Más preciso. Influido por la emisividad de los cuerpos. Más barato el óptico que el total.

Resistencia de: Níquel ± 0,5ºC 0,05ºC 300 <300 m Bajo límite de

temperatura, frágil Buena estabilidad, alcance estrecho

Platino ± 0,01ºC 0,03ºC 950 <1500 m Más caro que el termopar o el termistor, frágil

Señal salida>termopar. Mejor estabilidad. Medidas de precisión. Sensibilidad, respuesta rápida.

Cobre ± 0,1ºC _ 120 _ Baja resistividad, baja temperatura

Barato

Termistor ± 0,005ºC 0,03-0,11ºC 400 <1500 m No lineal, alta deriva sin envejecer

Señal salida>termopar y sonda de resistencia. Alcance estrecho. Pequeño tamaño. Sensibilidad excelente, respuesta rápida.

Cuadro 8: Características comparativas de los medidores de temperatura.



3.4.3 Termopares

El termopar (ver Figura 20) se basa en el efecto, descubierto por Seebeck en 1821,

de la circulación de una corriente en un circuito cerrado formado por dos metales

diferentes cuyas uniones (unión de medida o caliente y unión de referencia o fría) se

mantienen a distinta temperatura.

Figura 20: Termopar.

Como la f.e.m. generada es función de las temperaturas de ambas uniones, es

necesario controlar o referir las mediciones a la temperatura de la unión de referencia o

unión fría.

Los valores de estas f.e.m. se encuentran tabuladas y clasificadas en tablas según el

termopar, es decir, según los diferentes materiales que forman la unión.

De las diversas clases de termopares existentes, las más comúnmente usadas son las

cinco establecidas por la ISA americana de la siguiente forma:

Tipo T: Cobre soldado con Constantán.

Tipo J: Hierro soldado con Constantán.

Tipo K: Cromel soldado con Alumel.

Tipo R: Platino soldado con Platino-Rodio al 13 por 100.

Tipo S: Platino soldado con Platino-Rodio al 10 por 100.



El Constantán, el Cromel y el Alumel, son nombres registrados de unas aleaciones

desarrolladas por la Hoskins Co. y empleadas universalmente.

En ciertas instalaciones se pueden emplear termopares siguiendo otros códigos, tales

como ingleses o alemanes, que difieren algo de los anteriores, mereciendo citarse el

DIN10 (Ver ANEXO 5.4: RESUMEN DE CÓDIGOS Y ESTÁNDARES) que

contempla los termopares siguientes: cobre soldado con Constantán, hierro soldado con

Constantán, platino soldado con platino-rodio, níquel soldado con cromo-níquel.

Otros valores de la f.e.m. se encuentran cuando la temperatura de la unión de

referencia es distinta de 0ºC, haciendo uso de la llamada “ley de las temperaturas sucesivas” que indica que la f.e.m. generada por un termopar con sus uniones a las

temperaturas T1 y T2 es la suma algebraica de la f.e.m. del termopar con sus uniones a

T1 y T2 y de la f.e.m. del mismo termopar con sus uniones a las temperaturas T1 y T3. Es

decir, a temperaturas superiores e inferiores a 0ºC la f.e.m. será inferior y superior,

respectivamente, a la f.e.m. de las tablas referidas a 0ºC.

La Figura 21, puede utilizarse como guía en la selección de termopares.

Figura 21: Valores característicos de los termopares.

10 Deutsches Institut für Normung: Instituto Alemán de normativa.



Cuando la distancia entre el termopar y el instrumento es considerable, se utilizan

los denominados cables de extensión que son conductores más económicos y con

propiedades similares eléctricamente a las del termopar dentro de ciertos límites de

temperatura (0 a 200ºC). Se utilizan los siguientes:

Conductores tipo J para termopares tipo J.

Conductores tipo K o tipo T para termopares tipo K.

Conductores tipo T para termopares tipo T.

Conductores cobre-cobre níquel para termopares tipo R o S.

La medición de la f.e.m. generada por el termopar se realiza en los circuitos del tipo

galvanométrico o potenciométrico.

El circuito galvanométrico puede verse en la Figura 22, y se basa en la desviación

de una bobina móvil situada entre dos polos de un imán permanente al pasar a su través

la corriente que circula por el circuito formado por la unión caliente, el cable de

compensación y la unión fría.

Figura 22: Circuito galvanométrico.



El circuito potenciométrico (ver Figura 23) consiste en una fuente de tensión

constante, V, que alimenta los dos brazos del circuito con corriente I1 e I2. La

temperatura del proceso es indicada por la posición que adopta el cursor del reóstato Rw

cuando no pasa corriente por el miliamperímetro, es decir, cuando el punto C del cursor

del reóstato Rw y el punto E está a la misma tensión. El circuito autoequilibrado se

consigue sustituyendo el miliamperímetro por un amplificador que alimenta un motor

de autoequilibrio que acciona el brazo móvil del reóstato.

Figura 23: Circuito potenciométrico.

La compensación de la temperatura ambiente la realiza la resistencia Rn que varía de

valor para disminuir o aumentar la f.e.m. que se produce al aumentar o disminuir,

respectivamente, la temperatura de la unión de referencia.

La rotura del termopar o del cable de compensación que lo une al circuito,

provocaría la falta de respuesta del mismo, con la consiguiente inmovilización de la

indicación de temperatura y los riesgos en el proceso controlado (destrucción de la línea

y/o del producto). La protección se consigue con una resistencia Rd (o Re) de valor

elevado, la cual, al producirse la avería, cierra el circuito del amplificador para que el

cursor del reóstato se desplace hasta el tope de la escala y pueda accionar una alarma.

Este sistema de protección se denomina “burnout”.

Es preciso tener en cuenta en el montaje de los circuitos potenciométricos, que son

afectados por las corrientes parásitas alternas. En particular, en el caso de la instalación

en paralelo de los hilos de medida y de los cables de alimentación de un transformador



o de maquinaria eléctrica de alta potencia. Deben instalarse los hilos de medida en

conductores separados puestos a tierra y alejados de los cables de corriente.

3.4.4 Termorresistencias

Una de las propiedades básicas de los metales es la variación de su resistencia

eléctrica con la temperatura, y la magnitud de esta modificación puede relacionarse con

la variación de temperatura. En esta propiedad se basa el funcionamiento de la

termorresistencia (RTD11) que expresa, a una temperatura especificada, la variación de

resistencia en ohmios del conductor por cada grado que cambia su temperatura.

Las termorresistencias, más utilizadas se fabrican con alambres finos soportados por

un material aislante y luego encapsulados. El elemento encapsulado se inserta dentro de

una vaina o tubo metálico cerrado en un extremo, que se llena con un polvo aislante y se

sella con cemento para impedir que absorba humedad.

Las termorresistencias de platino son las más frecuentes en la Industria. Son las que

pueden medir el rango más amplio de temperaturas, las más exactas y estables porque

no se contaminan fácilmente por el medio en que se encuentran, y su relación

resistencia/temperatura es más lineal que la de cualquier otro material, con la excepción

del cobre. Se la calibra con una resistencia de 100 ohms a 0 ºC (Pt100).

Cabe mencionar que algunos fabricantes calibran las termorresistencias según

curvas de respuesta no normalizadas, lo que los convierte en seguros proveedores

cuando se requieren sustituciones. De ahí la importancia de ajustar las instalaciones a

las normativas, ya que justamente una de las grandes virtudes de las termorresistencias

es la posibilidad de intercambiarlas sin tener que recalibrar el sistema de medición.

El aspecto exterior de las termorresistencias industriales es prácticamente idéntico al

de los termopares. Se aplican las mismas consideraciones ambientales y de instalación y

se debe prestar la misma atención a los conceptos de presión, temperatura, ataque

11 Resistance Temperature Detector



químico, abrasión, vibración, porosidad y velocidad de fluido, requiriéndose los mismos

tipos de vainas de protección.

Los alambres de conexión de las termorresistencias pueden presentar configuración

en circuito básico de dos cables con una conexión a cada extremo de la

termorresistencia, en circuito estándar de tres cables, y con cuatro cables de conexión,

lo que proporciona una mejor exactitud.

La interconexión entre las termorresistencias y los distintos instrumentos se realiza

con cable común de cobre. En cambio, en el caso de los termopares anteriormente

citados, se debe empleare cables especiales de compensación, de coste superior. La

magnitud de la corriente de medición de una termorresistencia es crítica, porque si es

muy alta tiene lugar un autocalentamiento, que originará errores en la medición.

Cuando una RTD se conecta a un controlador o a un acondicionador de señal, lo

hace como un brazo de un puente, a través del cual pasa una corriente de excitación para

desarrollar una señal de voltaje que varía con la temperatura. La máxima excitación de

corriente utilizable en una determinada gama de temperaturas de medición la determina

el autocalentamiento del sensor y los hilos, ya que de producirse causa errores de

medición. Para producir la señal de mayor nivel que necesitan indicadores, alarmas o

sistemas de control se requiere un acondicionador de señal, aunque algunos PLC o

tarjetas E/S de PC integran acondicionamiento de señal y permiten conexión directa de

RTD

Para realizar estos acondicionamientos de señales, se mide con un circuito de puente

de Wheatstone dispuesto en montajes denominados de dos y de tres hilos, según sea el

número de hilos de conexión a la resistencia.

El más utilizado en la práctica es el montaje de tres hilos (ver Figura 24) pues tiene

la ventaja de que la medida no es afectada por causa de la variación adicional de la

resistencia que supone la longitud de los conductores y la temperatura de los mismos, ya

que estas variaciones afectan a la vez en dos brazos adyacentes del puente. Siendo la



única condición, que la resistencia de los hilos a y b sea exactamente la misma, lo cual

ocurre prácticamente en todas las instalaciones industriales.

Figura 24: Montaje de tres hilos.

La medida automática de la resistencia y, por lo tanto, de la temperatura, se realiza

en instrumentos auto equilibrados que utilizan un puente de Wheatstone (ver Figura

25). Ante un desequilibrio en el puente, la señal de error en AA es transformada en una

tensión alterna BB que es amplificada en tensión y en potencia para excitar el motor de

equilibrio E. Éste, mueve el brazo móvil del reóstato para equilibrar el puente, actuando

a la vez sobre los mecanismos asociados de indicación, registro y control. Otros

instrumentos utilizan un puente de capacidades, de funcionamiento análogo al del

puente de Wheatstone.

Figura 25: Puente de Wheatstone para sonda de resistencia.



La medición de la temperatura en proceso se efectúa con fines de detección de

desviaciones para, caso de producirse, aplicar la correspondiente acción correctora. La

señal correspondiente a la temperatura, entonces, tiene que llegar de alguna forma al

sistema de control para que éste pueda actuar. Esto se realiza gracias a los transmisores,

que se explicarán en otro apartado.

En la selección del sensor más apropiado a utilizar en una aplicación concreta

intervienen el rango de temperaturas a medir, la precisión deseada, la velocidad de

respuesta, los costes y los requisitos de mantenimiento.

3.4.5 Termopares contra termorresistencias

Algo más de la mitad de las mediciones de temperatura se realizan con termopares.

Las termorresistencias encuentran aplicación en casi un tercio de las mediciones,

seguidas por los sistemas de dilatación.

Los termopares ya rondan los 150 años de edad, durante todo este tiempo han sido

el caballo de batalla de las mediciones de temperatura industriales y han funcionado

básicamente sin modificaciones, incluyendo el problema inherente de la producción de

señales muy bajas (nanowatt) a tensiones muy bajas.

Los termopares son los sensores de temperatura más ampliamente utilizados en la

Industria porque son sencillos, baratos y fiables. Con todo, no falta quien los califica de

sencillos, baratos y “miserables” debido a la facilidad con la que sus salidas pueden

resultar erróneas. Aunque hoy en día se dispone de mejores alambres y a pesar de las

ventajas que supone la gestión electrónica de señales, los termopares todavía son

propensos a los problemas inherentes a la emisión de señales muy bajas, y en más de

una ocasión aparecen captaciones de ruido de fuerzas electromotrices inductivas de

corriente alterna o de otro origen que pueden oscurecer dichas señales.



La mayor ventaja de los termopares es su bajo coste, la aseveración de que son

sencillos requiere cierta aclaración. Los termopares son relativamente sencillos de

fabricar, una vez obtenidas las aleaciones para los alambres, casi cualquiera puede

fabricar un termopar, y de hecho esto casi siempre representa un problema para el que

los utiliza. Pero el comportamiento real de los termopares no es sencillo, y su valor de

salida puede resultar afectado por diversas variables, entre las que cabe citar la falta de

homogeneidad del alambre, las micro impurezas, su estructura, el envejecimiento, la

atmósfera a la que está expuesto y la propia naturaleza del termopar. No obstante, si se

efectúa un control adecuado de las variables y las condiciones, el termopar se comporta

realmente de manera repetitiva y, por lo tanto, predecible.

Posiblemente, el mayor problema de los termopares radique en el hecho de que su

salida pueda variar artificialmente o que la señal pueda perderse parcialmente, de modo

que muchas veces una lectura errónea no se detecta de forma inmediata. De hecho, la

fiabilidad es un punto crucial en cualquier controversia relacionada con termopares.

Si se requiere una precisión de fracción de ºC y la temperatura a medir es inferior a

los 800 ºC, la mejor opción es la RTD de platino, aunque sea una opción más cara que

el termopar, éstos, mucho más versátiles, se utilizarán si basta con una precisión de un

par de grados. Si la temperatura a medir es superior a 800 ºC se requiere un dispositivo

sin contacto o termopar. En ese último caso, hay que asegurarse de que la

instrumentación a la que se conecta la sonda tenga las características de junta fría que la

aplicación requiere.

3.4.6 Elección del sensor de temperatura

Como se ha explicado con anterioridad, la temperatura puede medirse mediante

diversos procedimientos, y en cada uno de ellos se utiliza un determinado tipo de

sensor. La elección de un procedimiento u otro dependerá de varios factores, entre los

que cabe citar:

Precisión y resolución requeridas

Necesidades de intercambiabilidad



Rango de temperatura

Posibilidades del equipo de medición

Costes

Si la calibración individual compensa

Compatibilidad con el entorno y aspectos generales que pueden afectar la

fiabilidad y durabilidad del sensor.

También se opta por hacer lo que hacen los demás en el sector, el hecho es que cada

sector tiene sus tradiciones en lo que a tipo de sensor que utiliza se refiere, aunque a

veces se da el caso de que el sensor utilizado tradicionalmente no es el más adecuado

para la aplicación concreta.

Por tanto, la metodología utilizada para la elección de los sensores de temperatura se

podría resumir en lo que se comentó en la introducción general de la instrumentación, es

decir, una agrupación de cálculos y especificaciones de una ingeniería básica

(denominada Kellogg), unos cálculos de la sección de instrumentación y lo que el

proveedor tenga a su disposición. Evidentemente, para casos muy críticos o especiales,

se fabrican elementos a medida saliéndose así del estándar (ver pulling-eye).

A continuación se referenciará cada elemento y su funcionamiento en la planta se

estudiará en el Capítulo 2. Para una mejor referencia, se aconseja ver los siguientes

anexos:


INSTRUMENTOS (Temperatura).



3.5.6.1 Skin Point: Ver DOCUMENTO Nº2: PLANOS, PFC-09/10/16

3.5.6.2 Conjunto termoelementos Ver DOCUMENTO Nº2: PLANOS, PFC-12/13/14/15.



3.5.6.3 Sondas medida multipunto, interior tanque Ver DOCUMENTO Nº2: PLANOS, PFC-17

3.5.6.4 Pulling-eye Ver DOCUMENTO Nº2: PLANOS, PFC-10.

3.4.7 Fuentes de error en la medición de temperatura

En este apartado se pretende dar a conocer las fuentes de error más comunes a la

hora del cálculo del propio sensor. Lógicamente estas fuentes son aplicables

dependiendo de las condiciones de proceso o dónde estén situados en la planta por ello

se explicaran de manera general.

3.4.7.1 Calibración del sensor Los errores de calibración del sensor pueden ser errores de offset, escala y

linealidad. Cada uno de estos tipos de error puede experimentar además una deriva

con el tiempo y con los ciclos de temperatura. Las RTD de platino utilizadas se

consideran los sensores estándar más precisos y estables, por lo que se utilizan

como referencias de calibración. De la correcta calibración de un sensor depende

su intercambiabilidad, o la posibilidad de sustituir un sensor por otro del mismo

tipo sin recalibrar el sistema y sin que el error máximo de lectura sobrepase cierto

valor (el de intercambiabilidad).

Esto se considera un factor fundamental a la hora de cambiar un elemento que

no funcione correctamente o se encuentre estropeado, y para ello se realizan como

se comento en el apartado 6, unas hojas de datos con cada sensor para que si es

sustituido, estén todos los datos en esa hoja especifica. (ver ANEXO 5.3: HOJAS

DE DATOS)



3.4.7.2 Gradiente térmico Esta fuente de error aplica a los sensores de contacto, y puede ser relevante

cuando se mide la temperatura de materiales con baja conductividad térmica como

el aire, los sólidos no metálicos y la mayoría de líquidos (que deben agitarse para

una correcta medición de temperatura).

Para evitar la medición errónea del líquido del tanque y ya que la altura de este

es considerable (55m), se ha diseñado varios puntos de medición de temperatura,

(Ver DOCUMENTO Nº2: PLANOS, PFC-17) y así se evita esta fuente de error.

3.4.7.3 Conducción de calor en el cabezal del sensor Los sensores de contacto están conectados mediante cables y estos cables son

generalmente de cobre, un excelente conductor del calor que permite que el calor

fluya hacia y desde el cuerpo del sensor, por lo que lo obligan a estar en mejor

contacto térmico con el material cuya temperatura se desea determinar.

Para solventar el problema se recomienda utilizar cables delgados, y

colocarlos en o pegados al material cuya temperatura se desea medir.

3.4.7.4 Radiación Como norma general, los sensores deben protegerse de las fuentes de energía

radiante (por ejemplo la luz del sol, pero también cualquier objeto a temperatura

distinta a la ambiente). Para evitar el problema se recomienda que la superficie

exterior del sensor sea altamente reflectante de radiación infrarroja, lo que se

consigue pintándola de blanco o con un acabado metálico brillante, que se proteja

el sensor en lo posible y que se asegure un buen contacto térmico con el medio a

medir.

3.4.7.5 Autocalentamiento del sensor

Las RTD y sensores de semiconductor funcionan mediante la aplicación de un

voltaje. Esta corriente puede originar calentamientos en el sensor y entonces la

lectura será superior a la real. Este efecto depende del tamaño del elemento sensor

y del nivel de corriente. Valores típicos del efecto autocalentamiento oscilan entre

0,1 ºC y 1,5 ºC.



3.4.7.6 Ruido eléctrico e interferencias

Para evitarlo se recomienda utilizar el cable de par trenzado protegido, alejarlo

de transformadores y maquinaria eléctrica e instalar filtros en el dispositivo de

medida. Con todo, en algunos procesos industriales el ruido eléctrico obliga a la

adopción de sensores sin contacto.

3.4.7.7 Condensación

En esta aplicación en la que la temperatura oscila, en algunas medidas,

alrededor del punto de rocío pueden producirse condensaciones, que son fuente de

errores intermitentes difíciles de detectar. La evaporación del condensado también

puede originar errores de medición debido al efecto refrigerante. Por otra parte, la

condensación puede corroer el sensor.



3.5. Instrumentos de medida de presión

3.5.1 Introducción

La presión se define como el valor de la fuerza que un fluido ejerce

perpendicularmente sobre la unidad de superficie. Este valor se puede expresar en

diversas unidades, siendo las más usadas: kg/cm2, PSI (libra/pulgada2), mm c.a. (milímetros de columna de agua), mm Hg, bar (=1,02 kg/cm2).

Por otro lado, se llama presión relativa al valor de la presión tomando como cero la

presión atmosférica. Si este valor es positivo se emplea el término de presión relativa y

si es negativo el término vacío. Finalmente se llama presión absoluta al valor de la

presión tomando como cero el vacío absoluto.

Con la posible excepción de la temperatura, la presión es, probablemente la variable

más importante que se debe medir y controlada en el tanque. Aunque de manera

indirecta tambien se esté midiendo o modificando el valor de la presión con los

instrumentos de caudal que se han mencionado con anterioridad o con las válvulas que

se verán en el siguiente apartado.

Las razones para medir y controlar la presión de un fluido son muy variadas, siendo

las más importantes:

Protección de los equipos.

Protección personal.

3.5.2 Elementos primarios de medida de presión

Para la medida de los términos de presión indicados existen en el mercado una gran

variedad de elementos, según los rangos de presión y las características del fluido de

proceso, aunque se pueden dividir en tres grandes grupos: elementos de columna de

líquido, elementos electrónicos y elementos elásticos. Nuevamente se hará una pequeña



explicación de cada uno de estos tipos y se centrará el estudio en los elementos elásticos

que son los que se utilizan en la planta.

3.5.2.1 Elementos de columna de líquido

Consta de un simple tubo en U con una rama cerrada en la cual se ha hecho el

vacío Figura 26 y en la otra se aplica la presión P a medir. Para que haya

equilibrio estático se tiene que cumplir:

P = h·d

Figura 26: Tubo en U (extremo cerrado)

Si en lugar de tener una de las ramas cerradas, se tienen las dos abiertas

según indica la Figura 27, una de las ramas se deja en comunicación directa a la

atmósfera (Pa) y a la otra se le aplica la presión de proceso (P), se tiene ahora:

P-Pa =h·d. (P-Pa presión relativa o manométrica.)



Figura 27: Tubo en U (extremo abierto)

Estos elementos de medida de presión se usan solamente para medida

directa de presiones, pero resulta incómoda la lectura, ya que hay que hacerla

como diferencia de las lecturas en las dos ramas.

Un perfeccionamiento de este tipo de elemento se muestra en la Figura

28:

Figura 28: Tubo vertical.



Este elemento resulta de sustituir una de las ramas del tubo en U por una

vasija con un diámetro suficientemente grande para que no se tenga en cuenta el

desplazamiento del líquido en el interior de esta, siendo posible, de esta forma,

hacer la lectura en una sóla rama. Si la columna se encuentra cerrada y hecho el

vacío, la presión P2 será presión absoluta.

3.5.2.2 Elementos electrónicos

Dentro de este grupo se considera sólamente el más empleado que es la célula extensiométrica, que se basa en el cambio de resistencia eléctrica que

sufre un conductor al cambiar su forma como consecuencia de estar sometido a

una fuerza. Normalmente, en éste elemento se necesita como receptor directo de

la presión un elemento elástico, bien sea fuelle o diafragma. El esfuerzo que

producen estos elementos al moverse, por la variación de la presión, se transmite

al conductor, el cual sufre una deformación.

3.5.3 Elementos de tipo elástico

Hay tres tipos principales de elementos de medida de presión de tipo elástico,

aunque solo se explica el primero que es el que se ha utilizado en este proyecto:

Tubo Bourdon (el que se utiliza en la planta, manómetros)

a) Tipo “C”

b) Espiral

c) Hélice

Fuelle

Diafragma metálico

Básicamente, todos ellos tienen su fundamento en la ley de Hooke, que

dice que “por debajo del límite elástico, la deformación de un cuerpo es proporcional al esfuerzo aplicado al mismo”. Una vez que el esfuerzo ha

desaparecido, el cuerpo deformado recupera su posición inicial.



3.5.3.1 Tubo Bourdon tipo “C” (Figura 29)

Este elemento de medida de presión fue inventado por el ingeniero francés

Eugene Bourdon, y consiste en un tubo de sección elíptica y formando un arco de

250º. Cualquier presión en el tubo por encima de la externa o atmosférica, produce

en el tubo un cambio en su perfil pasando a tener una sección más circular.

Figura 29: Tubo Bourdon tipo “C”.

El efecto de la presión actuando dentro del tubo tiende a enderezarlo. Con la

conexión (A) en la posición fija, la punta del tubo (C) se desplaza una pequeña

longitud, de 2 a 12 mm, según el tamaño y el tipo de receptor. Por medio de las

articulaciones, el desplazamiento del tubo se transmite al mecanismo, bien sea:

aguja indicadora, transmisor, regulador, etc. La deflexión que experimenta el

extremo libre del Bourdon, sometido a una determinada presión, depende: del

radio de arrollamiento, de la longitud total del tubo, del espesor de pared, de los

dos ejes de la sección elíptica y del módulo del metal.



El metal tradicional con que se construyen los tubos Bourdon es el bronce

fosforoso, pero actualmente se han introducido otras muchas aleaciones para

lograr límites elásticos más elevados, mayor resistencia a altas presiones, menor

error de histéresis, o mejor comportamiento en cuanto a corrosión.

Los materiales más usados y sus características se resumen en el Cuadro 9

(subrayado en amarillo el utilizado en este proyecto, ver ANEXO 5.3: HOJAS

DE DATOS)

Material

Corrosión

Efecto resorte

Coeficiente temperatura

Histéresis

Presión máx.

(kg/m2) Bronce fosforoso

M R M R 560

Cobre berilio M B M B 350 AISI 316 B M M M 700 AISI 403 B M M M 1.400 Ni-Span C B B B B 840 Monel K B M M M 1.400

Cuadro 9: Materiales más usados y sus características

Aparte del error procedente de la transmisión, el propio Bourdon introduce

causas de error debidas a la histéresis, influencia de la temperatura y recocido del

tubo durante su soldadura a la toma de presión y al pivote de transmisión. Todas

estos errores se tienen en cuenta a la hora de calcular o especificar el instrumento

de presión que se elige.

La deformación del Bourdon puede emplearse para hacer girar una aguja

indicadora (manómetros, la aplicación que se utiliza en esta planta), o para mover

la paleta de un sistema tobera-paleta (transmisores neumáticos de presión) o para

actuar un interruptor (presostatos), transmisores electrónicos, etc., utilizando el

movimiento en distintos elementos transmisores.



3.5.3.2 Bourdon Espiral

En algunas aplicaciones, tales como transmisores de equilibrio de movimiento,

no se tiene el suficiente desplazamiento disponible con el Bourdon tipo “C”. En

estos casos, se arrolla un tubo Bourdon normal en forma de espiral (ver Figura

30), dándole varias vueltas en lugar de tener un arco de 250º de tubo

convencional.

Un cambio de la presión dada, causa un movimiento mucho mayor que en el

tubo tipo “C” y se mejora la precisión y la sensibilidad del elemento.

Figura 30: Tubo Bourdon en espiral.

En el Cuadro 10 se resumen las características a favor y en contra de los dos

medidores tipo Bourdon que se han explicado anteriormente:

Características a favor: - Bajo costo. - Construcción simple. - Muchos años de experiencia en su construcción. - Gran variedad de márgenes, incluyendo muy altas presiones. - Buena precisión, maxime teniendo en cuenta el costo.

Características en contra: - Sensibilidad a choques y vibraciones. - Susceptible a la histéresis. - Bajo efecto resorte por debajo de 3 kg/cm2. - Poca precisión para bajas presiones y vacío.

Cuadro 10: Características de los medidores de tubo Bourdon



3.5.3.3 Bourdon Hélice

Este elemento aumenta considerablemente el movimiento, produciendo mayor

ampliación que la espiral. Normalmente se instala un eje central dentro del

elemento y se toma el movimiento desde este eje (ver Figura 31).

Figura 31: Tubo Bourdon en hélice.

Para una mejor referencia de los instrumentos de presión que se utilizan en la planta,

se aconseja ver los siguientes anexos:


INSTRUMENTOS (Presión).





3.6. Válvulas

3.6.1 Introducción

En este último apartado dedicado a la instrumentación utilizada en el proyecto, se

explicarán las clases y funcionamientos de las válvulas de la planta. Como se viene

comentando durante toda la memoria, no se pretende realizar un manual de

instrumentación, por lo que se estudiarán los tipos de válvulas existentes sin profundizar

demasiado.

En la actualidad hay dos grandes divisiones en el mundo de las válvulas según el

tipo de actuación:

Válvulas de seguridad: se emplea para evacuar el caudal de fluido

necesario de tal forma que no se sobrepase la presión de timbre del elemento

protegido. Estas válvulas se abren según una presión timbrada y no necesitan

actuación exterior.

Válvulas de control: su función consiste en modular, de acuerdo con

una señal externa, el caudal de un fluido de proceso, de forma tal que se

mantenga el equilibrio del sistema.

3.6.2 Válvulas de seguridad

3.6.2.1 Introducción Los tanques de almacenamiento y las tuberías de la planta regasificadora, se pueden ver

sometidos a presiones superiores a la de diseño (ver ANEXO 5.2: TABLA RESUMEN

DATOS DE PROCESO), con el consiguiente riesgo de explosión, pudiendo causar

graves consecuencias tanto para las personas como para las instalaciones cercanas. Para

prevenir este riesgo se instalan válvulas de seguridad, que permitan por medio de la

descarga del fluido contenido, aliviar el exceso de presión. Así, las válvulas de

seguridad constituyen un elemento clave de seguridad en los tanques y líneas.



A continuación, se definen algunos de los términos y variables que se

utilizarán en este apartado para su mejor comprensión más adelante:

Válvula de seguridad: Ese dispositivo empleado para evacuar el caudal

de fluido necesario de tal forma que no se sobrepase la presión de timbre

del elemento protegido.

Presión de tarado: Es la presión a la cual abre la válvula.

Sobrepresión: Es el incremento de presión que se produce por encima de

la presión de tarado estando la válvula completamente abierta.

Contrapresión: Es la presión estática existente en la boca de salida de una

válvula de seguridad. La contrapresión puede estar impuesta por las

condiciones de flujo en el sistema de descarga u originada por el flujo de

escape desde la válvula de seguridad a través del sistema de descarga.

Presión de cierre: Es aquella presión a la cual se cierra la válvula una vez

desaparecida la causa que motivó su apertura.

Escape: Es la diferencia existente entre la presión de tarado y la de cierre.

Presión de precinto: Es la presión a la que están tarados los elementos de

seguridad que protegen el aparato o sistema. También se denomina

"timbre" cuando se refiere a la presión máxima de servicio y es la que

limita el propio sistema de seguridad.

Presión de servicio: Es la presión normal de trabajo del aparato o sistema

a la temperatura de servicio.

Presión máxima de servicio: Es la presión más alta que se puede dar en el

aparato o sistema en condiciones extremas de funcionamiento del proceso.

Es el máximo valor efectivo de tarado de la válvula de seguridad.

Temperatura de diseño: Es el valor de la temperatura que se toma para el

cálculo del espesor del aparato en condiciones severas de funcionamiento.

Temperatura de servicio: Es el valor de la temperatura alcanzada en el

interior del aparato o sistema en condiciones normales de funcionamiento a

la presión de servicio.

Temperatura máxima de servicio: Es el máximo valor de la temperatura

que se estima puede producirse en el interior del aparato o sistema en

condiciones extremas de funcionamiento.



Temperatura mínima de servicio: Es el mínimo valor de la temperatura

que se estima pueda producirse en el interior del aparato o sistema en

condiciones extremas de funcionamiento.

3.6.2.2 Tipos de válvulas de seguridad Se definen ahora algunos tipos de válvulas de seguridad clasificadas en varias

categorías para una mejor comprensión posterior en la elección:

Según su elevación

• Válvulas de seguridad de apertura instantánea: Cuando se supera

la presión de tarado la válvula abre repentina y totalmente.

• Válvulas de alivio de presión: Cuando se supera la presión de

tarado, la válvula abre proporcionalmente al aumento de presión.

Según su actuación

• Válvulas de actuación directa: Son válvulas cargadas axialmente,

que al alcanzar la presión de tarado abren automáticamente debido a

la acción del fluido a presión sobre el cierre de la válvula.

• Válvulas de actuación indirecta: Son válvulas accionadas por

piloto. Deben actuar debidamente sin ayuda de ninguna fuente

exterior de energía.

Según su agrupación

• Válvulas de seguridad sencilla: Son las que alojan en su cuerpo a un

solo asiento de válvula.

• Válvulas de seguridad dobles o múltiples: Son las que alojan en su

cuerpo dos o más asientos de válvulas.

Según su conexión

• Embridadas.



• Roscadas.

• Soldadas.



3.6.2.3 Elementos

Algunos de los elementos más importantes presentes en las válvulas de

seguridad se representan en la Figura 32 siguiente:

Figura 32: Partes de una válvula de seguridad.



3.6.2.4 Funcionamiento Las válvulas de seguridad de alivio de presión están diseñadas para abrir y

aliviar un aumento de la presión interna del fluido, por exposición a condiciones

anormales de operación o a emergencias.

Son actuadas por la energía de la presión estática. Cuando en el recipiente o

sistema protegido por la válvula se produce un aumento de presión interna, hasta

alcanzar la presión de tarado, la fuerza ejercida por el muelle es equilibrada por la

fuerza producida por la presión sobre el área del disco de cierre (ver Figura 33). A

partir de aquí, un pequeño aumento de presión producirá el levantamiento del

disco de cierre y permitirá la salida del fluido. Si se trata de una válvula de

seguridad de apertura instantánea, el disco de cierre se separará repentina y

totalmente, debido al incremento de la fuerza resultante del producto de la presión

por el incremento del área del disco de cierre. Pero si se trata de una válvula de

alivio de presión, la válvula abrirá proporcionalmente al incremento de presión

producido.

Figura 33: Disco de cierre



Cuando la presión disminuye, la válvula cierra a una presión ligeramente

inferior a la presión de tarado como consecuencia de la energía cinética del fluido

en el escape. En la Figura 34, se pueden apreciar los diferentes niveles de presión

existentes. Son a diferencia de otros dispositivos de alivio (discos de rotura,

tapones fusibles térmicos, etc.) mecanismos diseñados para cerrar cuando la

presión haya sido restablecida, quedando en disposición de actuar y prevenir un

nuevo alivio del fluido.

Figura 34: Diagrama de evolución de la presión en la apertura y cierre de una válvula de

seguridad

En cuanto al valor del tarado, en general y como criterio preventivo, la presión de tarado

de las válvulas de seguridad instaladas en el tanque u otros equipos, no sobrepasará la

presión de diseño ni la máxima de servicio y el dimensionado del conjunto de válvulas

que protegen debe ser tal que se permita aliviar la cantidad de fluido necesario para que

el aumento de presión no exceda del 10% de la presión de tarado para cualquier

condición de funcionamiento, y con ésto se hace referencia a las condiciones más

desfavorables posibles (ver ANEXO 5.2: TABLA RESUMEN DATOS DE

PROCESO, Válvulas).

Un aspecto que tiene una notable influencia en el establecimiento del punto de

funcionamiento de las válvulas de seguridad es la contrapresión existente en el

escape de la válvula, que puede estar generado por pérdidas de carga en la tubería

de escape, presiones en la salida o por la instalación de silenciadores, filtros u

otros mecanismos en la tubería de escape de la válvula.



Para analizar el efecto de la contrapresión en el punto de tarado de la válvula,

se realiza un balance de fuerzas sobre el disco de cierre (ver Figura 35).

Figura 35: Balance de fuerzas sobre el disco de cierre de la válvula de seguridad

El balance de fuerzas antes de que la válvula abra es:

( ) cdvda PAAAPRF ..1 −++=

Donde:

F1 : es la fuerza inicial del resorte.

Ra: : es la reacción en los apoyos.

P: : es la presión en el interior del equipo.

Ad: : es el área efectiva del disco de cierre.

Av: :es el área del vástago.

En el momento en que la válvula va a abrir, la presión en el interior del equipo

pasa a ser la presión de tarado Pt, y la reacción en los apoyos desaparece,

quedando la ecuación anterior en:

( ) cdvdt PAAAPF .1 −++=



Con lo que la presión de tarado tiene la siguiente expresión:

ct PKFKP .. 211 +=

Donde:

dA

K 11 = ;

( )d

vd

AAAK −

=2

Es decir la presión de tarado es proporcional a la fuerza inicial que ofrece el resorte

mediante la constante k1 y a la contrapresión existente, mediante una constante que es

función del área del vástago y del disco de cierre. Así pues se ha aclarado que la presión

de tarado de la válvula de seguridad, no solo depende del resorte y de sus características

constructivas, sino que también depende de las condiciones de operación, a través de la

contrapresión existente. Con lo que las válvulas conviene tararlas una vez instalada la

misma en las condiciones de fluido, presión y temperatura correspondientes a su

servicio (tal y como marca la norma UNE, ver ANEXO 5.2: TABLA RESUMEN

DATOS DE PROCESO y ANEXO 5.4: RESUMEN DE CÓDIGOS Y

ESTÁNDARES.).

Para una mejor referencia de estos instrumentos en la planta, se aconseja

ver los siguientes anexos:


INSTRUMENTOS (Válvulas).


DOCUMENTO Nº2: PLANOS, PFC-22/23.



3.6.3 Válvulas de control

3.6.3.1 Introducción La válvula de control es el elemento final de regulación, se utiliza en todo lazo

de control. Se puede decir que es, básicamente, un orificio de restricción variable

y su función consiste en modular, de acuerdo con una señal, el caudal de un fluido

de proceso, de forma tal que se mantenga el equilibrio del sistema.

La señal que hará variar la apertura de la válvula y, consecuentemente, el

caudal, puede ser generada bien en la propia válvula, en cuyo caso hablaremos de

válvula autorreguladora, bien en un elemento externo, normalmente un

controlador, hablando pues de válvula de control automática o simplemente de válvula de control.

3.6.3.2 Componentes de las válvulas de control En la válvula se puede distinguir dos subconjuntos fundamentales:

Cuerpo y partes internas.

Actuador o servomotor.

El primero regula el caudal de paso del fluido en función de la posición del

obturador, siendo ésta modificada por la fuerza del actuador.

Muchos estilos de cuerpos de válvulas de control se desarrollan con amplias

posibilidades de aplicación y otros se diseñan para servicios específicos, en este

proyecto fin de carrera se han estudiado estos tres tipos más utilizados, cuyas

ventajas e inconvenientes quedan reflejados en el Cuadro 11.



Tipo Ventajas Inconvenientes

MARIPOSA (Figura 36, 9) -Convencionales -De disco contorneado dinámicamente

-Alta capacidad con baja caída de presión a través de la válvula. -Apta para un gran rango de temperaturas, dependiendo del tipo de cierre. -Mínimo espacio para instalación.-Económica, especialmente en grandes tamaños. -Su menor peso la hace más manejable en su mantenimiento.

-Necesita actuadores potentes o de gran recorrido si el tamaño de la válvula es grande o la presión diferencial es alta. -No adecuada para “fluidos cavitantes12” o aplicaciones de ruido.

BOLA (Figura 36, 8)

-.Excelente control ante fluidos viscosos, erosivos, fibrosos o con sólidos en suspensión. -Alta rangeabilidad de control (aprox.: 300:1). -Mayor capacidad que las válvulas de globo.

-Precio elevado. -No adecuada para “líquidos cavitantes”. -Puede provocar ruido con caídas de presión altas.

GLOBO (Figura 36, 1 a 7) -Simple asiento -Doble asiento -Caja -Membrana -Ángulo -Tres vías -Obturador excéntrico

-Disponible en todos los “ratings”. -Amplia selección de materiales constructivos. -Posibilidad de diversas características de caudal. -Partes internas aptas para el tipo de estanqueidad requerida.

-Considerables pérdidas de carga a grandes caudales. -Precios más elevados que las válvulas de mariposa en servicios de baja presión y temperatura.

Cuadro 11: Tipos de cuerpos

Como se comentó, los tipos de válvulas utilizadas en el proyecto son las de

Mariposa , Bola y la de Globo (éste último caso es el de la Autorreguladora). Para

más referencias a los tipos de elementos utilizados, se recomienda ver el ANEXO

5.1: TABLA RESUMEN CON TODOS LOS INSTRUMENTOS, (Válvulas).

El segundo subconjunto, el actuador o servomotor, tiene como misión el

producir la fuerza necesaria para provocar un cambio en la apertura de la válvula.

El Cuadro 12, se muestra los diferentes tipos de actuadores generalmente

utilizados así como sus ventajas e inconvenientes.

12 Fenómeno en el que la presión de salida de la válvula alcanza valores superiores a la presión de vapor formando burbujas que pueden llegar a colapsar dicha válvula.



MANUALES

Utilizados donde no es requerido un control automático, pero una buena regulación es

necesaria. Bajo coste.

VENTAJAS INCONVENIENTES

Neumático de diafragma (membrana) (Figura 37, 1 a 4)

-Fiabilidad y simplicidad de diseño. -Usados donde no son requeridas grandes fuerzas. -Económicos. -No necesitan posicionadores.

-No pueden suministrar grandes fuerzas. -No pueden ser aplicados a válvulas con grandes recorridos.

Neumático de pistón (Figura 37, 6)

-Capaces de suministrar grandes fuerzas. -Rápida respuesta. -Válidos para grandes recorridos.

-Generalmente necesitan sistema de enclavamiento en caso de fallo de alimentación. -Para control necesitan posicionador.

AU

TO

MÁ

TIC

OS

Eléctricos (Electro hidráulicos o Electromecánicos) (Figura 37, 5)

-Ideales para lugares aislados donde no existe alimentación neumática. -Necesitan señal eléctrica tanto de alimentación como de control. -Mínimo consumo eléctrico. -Menores costes de instalación y mantenimiento.

-Precio muy elevado. -Largos plazos de entrega. -Protección eléctrica necesaria. -Para control necesitan posicionador.

Cuadro 12: Tipos de actuadores.



Figura 36: Tipos de cuerpos



Figura 37: Tipos de actuadores.



3.6.3.3 Accesorios

Los accesorios comúnmente montados sobre las válvulas de control son:

Posicionador (neumático, electro neumático o eléctrico):

Instrumento que transmite una señal de carga neumática o eléctrica a

un actuador para posicionar el obturador de la válvula exactamente

en el lugar requerido por el instrumento de control.

Filtro mano reductor: Regulador de presión, con filtro incorporado,

utilizado para alimentar un posicionador u otro equipo de control.

Volante manual (lateral o superior): Usado para posicionar

manualmente la válvula y puede ser utilizado como limitador de

carrera.

Interruptor final de carrera: Generalmente utilizado para indicar

eléctricamente posición abierta y/o cerrada de la válvula, así como

para operar indicadores luminosos, válvulas solenoides, alarmas,

etc...

Transmisor de posición (neumático o eléctrico): Instrumento que

emite una señal de salida proporcional a la posición del obturador de

la válvula.

Convertidor electroneumático: Convierte una señal electrónica en

señal neumática, siendo esta última la utilizada para operar la válvula

y/o instrumentos.

Sistemas de enclavamiento: Están formados por equipos

neumáticos y/o eléctricos (válvulas de enclavamiento, de solenoide,

presostatos, etc...) y son utilizados para mantener o modificar la

posición de la válvula por fallo de alimentación o por necesidades del

proceso.



3.6.3.4 Criterios de selección

Se trata ahora de mostrar la correlación existente entre las diferentes

consideraciones básicas que harán posible, en la mayoría de los casos, la adecuada

selección de la válvula de control.

Se estudiará un método de selección de acuerdo con criterios primarios tales

como presión, tipo de fluido y capacidad. También se establecerá criterios secundarios como el nivel de estanqueidad de la válvula y su característica de

caudal.

Nuevamente para una mejor referencia de los datos que pueden llegar a definir

estas válvulas, se recomienda ver el ANEXO 5.2: TABLA RESUMEN DATOS

DE PROCESO.

3.6.3.4.1 Citerior primarios: Presión y temperatura

La consideración inicial más importante que se ha de realizar es la

relativa a la presión y temperatura que la válvula ha de soportar, ya que

estas nos indicarán la clase (“rating”) del cuerpo de la válvula. Diversas

entidades como la ANSI, la BS o la DIN (ver ANEXO 5.4: RESUMEN

DE CÓDIGOS Y ESTÁNDARES) han establecido los valores de estos

parámetros para cada “rating” y material constructivo.

La selección del material constructivo juega un papel importante

porque, en algunos casos, la elección de un material algo más caro, puede

hacer más económica la válvula, ya que al ser más resistente el primero

posibilita el seleccionar un “rating” inferior.

La temperatura se tiene que considerar por sí misma, ya que,

válvulas que utilizan elastómeros como dispositivo de cierre o guiado no

podrán ser utilizadas para altas temperaturas, al mismo tiempo que

aplicaciones criogénicas como la que se está tratando en este proyecto

requerirán diseños específicos por parte del cliente o la ingeniería.

En cuanto a la presión, se elige la configuración de la válvula

dependiendo de la máxima presión diferencial que se espera. Si se



observa la literatura de los fabricantes que se han estudiado, se puede

comprobar en las características de las válvulas de globo, que son

capaces de soportar mayores caídas de presión que las válvulas rotativas

(bola, mariposa, etc...).

Las posibilidades de las válvulas de bola, mariposa y otras de eje

rotativo o de paso recto para soportar caídas de presión, dependen de sus

características constructivas, existiendo considerables variaciones. El

valor de este parámetro se razona también para seleccionar los materiales

constructivos de las partes internas de la válvula.

Tipo de fluido

El tipo de fluido se considera antes de seleccionar el tipo de

válvula. Por ejemplo, fluidos fibrosos, viscosos, erosivos o corrosivos, al

ser difíciles de manejar, necesitan componentes y materiales específicos

para mostrar un óptimo funcionamiento y una larga vida de servicio.

Capacidad

El correcto dimensionamiento de una válvula de control constituye

un importante factor en el diseño de un lazo de control. La selección del

adecuado tamaño exige que se conozcan las condiciones de proceso bajo

las cuales ha de trabajar la válvula, y para ello, se necesitan esos datos

los cuales se pueden ver en el ANEXO 5.2: TABLA RESUMEN

DATOS DE PROCESO.

A continuación se hará un pequeño inciso explicando la “ecuación básica para el dimensionamiento de válvulas en servicio líquido”

Daniel Bernoulli fue uno de los primeros científicos que investiga sobre

líquidos. Usando el principio de la conservación de la energía, descubrió que la

cantidad de líquido que pasa a través de un orificio es función de la velocidad

del fluido, siendo el cuadrado de ésta directamente proporcional a la presión

diferencial existente en el orificio e inversamente proporcional al peso específico

del fluido.



Es decir, a mayor presión diferencial, mayor velocidad y a mayor peso

específico, menor velocidad.

Lógicamente, la cantidad de caudal (Q) será calculada multiplicando la

velocidad (v) por el área de paso (A):

vAQ ×= .

En base a lo anterior, se puede efectuar la siguiente transformación:

GPACQ ∆

= ..

siendo:

Q : Caudal en galones por minuto13. A : Área de paso en pulgadas cuadradas ∆P : Presión diferencial en psi14. G : Peso específico C : Valor que recoge todas las constantes de

proporcionalidad y las propias unidades de medida de caudal.

Ahora bien, esta ecuación es totalmente teórica y no toma en cuenta las

pérdidas de energía debidas a las turbulencias y a las fricciones que se ocasionan

como resultado del paso del fluido por el orificio.

Ésta se va a compensar introduciendo un coeficiente de descarga Cd

específico para cada tipo de orificio.

GPACCQ d

∆= ...

Como el área de paso es también función de cada tipo de orificio, estos

tres términos se pueden agrupar en uno solo que, aplicado a válvulas, se

denomina coeficiente de caudal Cv.

13 Medida americana cuya conversión al SI es: 1 galón/min. equivale a 0,00378 m3/min. 14 Medida de presión: 1 psi equivale a 14,5 bar (1 bar ≈ 1 atmósfera).



GPCQ V

∆= .

El coeficiente de caudal Cv se determina experimentalmente para cada

tipo y tamaño de válvula, y nos indica el número de galones USA de agua a 60ºF

que pasan a través de una válvula en un minuto cuando la presión diferencial es

de una libra por pulgada cuadrada15.

De forma análoga, se puede definir el Kv (sistema europeo) como el

número de metros cúbicos de agua a 15ºC que pasan a través de una válvula

cuando la presión diferencial en ésta es de un bar Y la relación entre los dos

sistemas que se obtiene matemáticamente es:

Kv= 0,865 Cv

Para una comparación entre los sistemas ver el Cuadro 13.

SISTEMA AMERICANO

PGQCV ∆

= .

CV = Número de galones USA de agua a 60ºF que pasan a través de una válvula en un minuto cuando la presión diferencial en ésta es de 1 psi. Q = Caudal en galones por minuto. G = Peso específico relativo al agua. ∆Pd = Presión diferencial para dimensionamiento (psi).

SISTEMA EUROPEO

PGQKV ∆

= .

KV = Número de metros cúbicos de agua a 15ºC que pasan a través de una válvula en una hora cuando la presión diferencial en ésta es de 1 bar. Q = Caudal en m3/h. G = Peso específico relativo al agua. ∆Pd = Presión diferencial para dimensionamiento (bar).

Cuadro 13: Los dos sistemas utilizados y sus leyendas. Así pues, el coeficiente de caudal provee un índice de comparación del

flujo de líquido de los diferentes tipos de válvula.

3.6.3.4.2 Criterios secundarios

En base a los comentarios expuestos encuadrados bajo la

denominación de criterios primarios, y con sólo un conocimiento básico

15 Libra por pulgada cuadrada (lbf/in2) equivale a 0,069 bar.



de las posibilidades de los diferentes tipos de válvulas de control

disponibles, generalmente se puede preseleccionar el diseño más apto

para las necesidades de la planta.

Pero los denominados criterios secundarios que ahora se explican,

son también fundamentales y decisivos a la hora de la selección de la

válvula más idónea para las diferentes condiciones de servicio que se

tiene en la planta.

Nivel de estanqueidad

Se olvida frecuentemente, pero es un factor muy importante en la

selección, es el grado de estanqueidad que debe asegurar la válvula. Este

criterio secundario es uno más de los factores que determina las partes

internas o “Trim” de la válvula y está referido a obturador y asiento.

El nivel de fugas puede variar desde valores superiores a 0,5% de

la máxima capacidad de la válvula hasta niveles inferiores a una burbuja

por minuto.

Dado que cada requerimiento adicional de cierre supone un coste

suplementario, significativo en muchos casos, se necesita conocer el

nivel de estanqueidad requerido por el sistema, sin sobrevalorar éste.

Característica de caudal

Se define la característica de caudal de una válvula de control como

la relación existente, a presión diferencial constante, entre el caudal a

través de la válvula y su carrera cuando ésta varía en todo su campo.

El propósito de la caracterización de la válvula de control es el que

se facilite una relativa estabilidad del lazo de control ante las variaciones

esperadas de las condiciones de operación del sistema.

Las tres características más utilizadas se denominana lineal, igual

porcentaje o isoporcentual y apertura rápida (ver Figura 38).



Figura 38: Tipos de características.

La característica lineal es por sí misma explicativa, ya que la

capacidad de la válvula varía linealmente con la carrera del obturador.

Se dice que una válvula presenta característica isoporcentual

cuando incrementos iguales de la carrera de la válvula producen cambios

en igual porcentaje en el caudal existente antes de producirse el

incremento de carrera.

Una válvula con característica de apertura rápida facilita un

máximo cambio de caudal a bajas aperturas, siendo posteriormente muy

pequeña su ganancia.

Todas las válvulas de este tipo tienen en su hojas de datos

reflejadas dichas características en el ANEXO 5.3: HOJAS DE

DATOS.



Capítulo 4: Control y comunicaciones

4.1 Introducción En este último capítulo se expondrá el estudio que se ha realizado tanto para el

control como para las comunicaciones de los distintos instrumentos y equipos de la

planta.

Primeramente se explicará con una descripción general, cómo se almacena el

GNL a los tanques (mas detallado que en el punto 2.3.1 del Capítulo 2), para que luego

el desarrollo del control de las distintas variables (presión, temperatura, nivel…etc.) sea

mas fácil de entender. Se recomienda para seguir este capítulo, ver el DOCUMENTO

Nº2: PLANOS, plano PFC-03, ya que se hará referencia constantemente a dicho

documento.

Finalmente se hará referencia a las comunicaciones, donde se comentará desde

los transmisores de campo hasta el protocolo utilizado: HART (Transmisor Remoto

Direccionable de Alta velocidad).

4.2 Almacenamiento del GNL Como se ha comentado en el apartado 1.3 “Motivación del Proyecto” (en la

nota posterior) del Capítulo 1, en la planta regasificadora se encuentran instalados dos

tanques de almacenamiento de gas natural licuado, cada uno de ellos con una capacidad

de 150.000 m3 (aunque solo se estudia uno de ellos). Estos tanques son tanques dobles

de cemento exterior con pared interno de acero-níquel al 9%. Cada tanque incluye un

depósito cerrado por arriba de níquel al 9% para confinar el gas natural dentro de un

muro externo de cemento, y entre ambos una capa de material aislante para impedir la

entrada de calor (Ver Figura 39).



Figura 39: Paredes interior/exterior de un tanque de almacenamiento

El confinamiento criogénico del GNL en el tanque interno queda asegurado por

la techumbre aislada del mismo. Una cubierta de cemento armado impide que el GBO

pase a la atmósfera. Todos los huecos para el paso de instrumentos y tuberías han sido

practicados en el tejado del tanque (para mejor referencia de estos huecos, ver

DOCUMENTO Nº2: PLANOS, plano PFC-03).

Cada uno de los tanques dispone de cuatro bombas internas instaladas en pozos

individuales de 24”. Hay un panel para el control de dichas bombas en la proximidad

inmediata de cada uno de los tanques, al nivel del terreno, con un monitor para indicar

datos de los instrumentos y enviar órdenes a las bombas.

Los tanques están dimensionados para las presiones siguientes:

290 mbar g (Alta presión),

-6,5 mbar g (Baja presión – el diseño tiene también en cuenta presiones

negativas).

En el tanque de almacenamiento de GNL se dispone de una tubería de llenado

por el fondo que inyecta GNL al nivel del piso y de una tubería de llenado por el borde

para introducirlo por la parte de arriba. El que se emplee una de estas dos tuberías de



llenado depende de las condiciones de densidad tanto del GNL descargado como del

que ya se encuentra en los tanques. Si el GNL introducido desde el buque fuera más

pesado (mayor peso molecular o mayor gravedad específica) que el del tanque, el GNL

habrá de ser introducido por la línea de llenado por el borde. Si el GNL descargado

fuera más liviano (menor peso molecular / menor gravedad específica) que el del tanque

se utilizará la línea de llenado por el fondo. Así se consiguen mezclas más homogéneas

en el interior del tanque y se evita la estratificación.

También existe un distribuidor con boquillas de irrigación para inyectar GNL o

nitrógeno líquido durante la fase de refrigeración del tanque (ver Figura 39 anterior).

La base de cada tanque dispone de un sistema de calefacción eléctrica (potencia

total 90 kW) para evitar que el suelo se congele.

4.3 Descripción del sistema de control Todas las operaciones de la planta se controlan, como norma general, desde la

Sala de Control Central. Existen tres sistemas fundamentales de control:

Sistema de Control Distribuido (DCS): sirve para controlar y

supervisar las operaciones de la planta. Es un sistema basado en el

control de procesos y en la adquisición de datos.

Sistema de Emergencia (ESD): es un sistema con una lógica de

diseño con redundancia triple de circuitos a prueba de fallos. Tiene

altos niveles de integridad y seguridad de datos. Este ESD incluye

actuaciones de parada de emergencia y parada de proceso al DCS en

caso de problema.

Sistema de Fuego y Gas (F&GS): incluye detección de fuego, gas y

vertidos de gas licuado. Asimismo todos los equipamientos

relacionados con la lucha contra incendios. También se emite señales

al DCS en caso de emergencia.

A través del panel de control local se llevan a cabo algunas operaciones

específicas de control y de tipo interno para las instalaciones principales. Los sistemas

podrán intercambiar datos entre sí.



En el tanque se dispone de los instrumentos anteriormente citados en el Capítulo 3,

adecuados para garantizar la seguridad y un funcionamiento eficaz.

1. Los equipamientos / válvulas e instrumentos de los tanques podrán ser

monitorizados desde diferentes emplazamientos:

La sala de mandos de la Planta (DCS)

El panel de control local de los equipamientos respectivos (PLC)

Control local de válvulas

Un buen funcionamiento implica el intercambio de cierto número de señales y

órdenes entre el DCS y el PLC.

2. Las operaciones de control y seguridad de los tanques se encuentran

monitorizadas desde diferentes emplazamientos:

Algunas de las operaciones y controles ESD se llevan a cabo

mediante el panel principal de control ESD de la Planta,

Algunas de las operaciones y controles ESD/PSD se ejecutan desde

los paneles locales de control de las bombas,

Las operaciones del Sistema de Gas y Fuego se realizan a través del

cuadro principal de controles F&GS de la Planta.

Una vez activado un ESD/F&GS será necesario hacer un reinicio en estos

sistemas antes de comenzar nuevamente el funcionamiento normal. En caso contrario

no se recibirá la autorización para continuar.



4.3.1 Control de presión de los tanques

4.3.1.1 Introducción

El espacio de vapor del tanque de almacenamiento GNL, se encuentra

conectado a través de una línea de equilibrado del vapor dotada de válvula

eléctrica a un colector para emanaciones. Debido a los cambios en la presión

atmosférica el transmisor de presión que envía el valor detectado al sistema de

control de presión del tanque es un transmisor de presión “calibrado” (presión

absoluta). No obstante los dispositivos de protección del tanque son tanto de

presión absoluta como de relativa puesto que los criterios de diseño del tanque

están definidos en éstos términos de presión al efecto de tener en cuenta

rápidamente cualquier variación en la presión atmosférica.

La forma en que se implanta el control de la presión en el tanque es la

siguiente:

La presión de funcionamiento del tanque se consigue mediante recuperación

de GBO, inyectándolo en los compresores. Los compresores de gas mantienen la

presión calibrada en los tanques. La presión de funcionamiento normal del tanque

puede variar entre los 100 mbar g y los 250 mbar g.

No obstante la selección de esta presión de funcionamiento controlada se

limita por las presiones de diseño alta y baja del tanque (anteriormente indicadas),

las cuales están definidas en términos de presión relativa.

Alta presión de diseño (290 mbar g) protegida:

• En primer lugar mediante escapes a la línea de antorchas (unto de

Consigna: 260 mbar g max.),

• Finalmente por válvulas de descarga para expulsión a la

atmósfera (Punto de Consigna: 290 mbar g).

Baja presión de diseño (-6,5 mbar g) protegida:

• Mediante inyección de gas de emisión a través de válvulas de

alivio de presión en dos etapas (20 mbar g),



• Finalmente mediante válvulas de eliminación de vacío para

situaciones de emergencia por presiones negativas, las cuales

permiten que el aire pase al interior de la cúpula y por

consiguiente al tanque (-5 mbar g).

Se tiene en la sala de control una clara idea de las condiciones de presión en

cada tanque, tanto la presión relativa como la absoluta, que se representan en una

página específica del DCS y registrada mediante un dispositivo de archivo

especial para presiones.

4.3.1.2 Control de presión normal

La presión normal de funcionamiento del tanque varía entre los 100 mbar g y

los 250 mbar g. El proceso de control desde el DCS (Sala de Control Principal de

la Planta) se verifica como sigue:

La señal más elevada procedente de los transmisores de presión absoluta (20-

PT-01 003A y 20-PT-01 003B, ver Figura 40), se discrimina por un selector y

se transmite a un controlador (Punto de Consigna indicativo: 100 mbar g). En el

controlador se genera una señal de salida que es enviada a los compresores de

GBO donde se recoge por un controlador de carga incremental de los mismos,

acción que se ajustará automáticamente los intervalos de incremento de los

compresores (0%, 25%, 50%, 75%, 100%) y el flujo de retorno.



Figura 40: Simbología del control de presión.

No obstante se podría anular el control incremental automático de los

compresores ajustando manualmente la capacidad efectiva de los compresores, lo

cual permitirá al operador variar la presión de funcionamiento del tanque

dependiendo del modo de funcionamiento de la Planta.

4.3.1.3 Aumentos de presión

En el tanque la presión podría aumentar debido a varias razones:

Descarga del buque debido a calor procedente de las bombas,

intrusiones térmicas en la línea de descarga, expansión súbita de gas



en la admisión del tanque (posiblemente GNL caliente),

desplazamientos de vapor.

Activación de las bombas internas del tanque

Activación del compresor de GBO

Aumento de la presión atmosférica

Movimientos del líquido

En tales circunstancias se debe prestar atención a los aumentos de presión

interviniendo para controlar la situación y así el exceso de vapor desprendido por

ebullición se tiene que enviar a la antorcha para quemar.

En caso de que los compresores no consigan mantener estable la presión

dentro de los tanques o no sea posible utilizarlos existirán sistemas para regular la

presión:

1. En caso que la presión relativa que se detecte en 20-PT-01 001A sea

demasiado alta, se abrirá una válvula enviando el gas sobrante a la antorcha.

2. Si con lo anterior no fuera suficiente, los indicadores de presion relativa

(20-PI-01 001B) generarían una parada de emergencia ESD-3.2.

Además de este bucle de control, el tanque se encuentra protegido del exceso

de presión por 2 grupos de válvulas de descarga de presión:

4 PSV en el tanque (3 en operación y 1 en reserva), ajustados a 290 mbar

g para dejar escapar el gas directamente a al atmósfera (20-PSV-01

027A/B/C/D, ver Figura 41). Cada una de ellas está dimensionada para un

flujo de 56,4 t/h @ 290 mbar g .



Figura 41: Simbología de las válvulas de descarga de presión.

Se advierte que todas las válvulas de aislamiento (PSV, ver ANEXO 5.1:

TABLA RESUMEN CON TODOS LOS INSTRUMENTOS) se encuentran

aseguradas en posición de abierto. Se puede dejar fuera de servicio una PSV para

tareas de mantenimiento o calibración (nunca deberá haber más de una bomba

PSV fuera de servicio en un momento dado), pero en funcionamiento normal

todas las válvulas de aislamiento PSV se encuentran aseguradas en posición de

abierto.

4.3.1.4 Descenso de presión

Puede tener lugar una caída de presión por variadas causas:

El espacio de vapor del tanque puede haberse visto refrigerado con

demasiada rapidez por efecto de la irrigación con GNL al comienzo

de la operación de descarga del buque.

Arranque de las bombas internas del tanque.

Arranque de los compresores de GBO.

En las referidas circunstancias se debe prestar atención a las presiones

decrecientes para controlar la situación en caso de que se haga patente que las

condiciones de vacío van a alcanzar un nivel alarmante.

En caso de que mediante el efecto regulador de los compresores no se consiga

mantener la presión de los tanques o aquellos no puedan funcionar se dispondrá de

los siguientes sistemas para regular la presión:



1. si se detecta muy baja presión absoluta en 20-PI-01 003B, se produce una

parada por ESD-3.2, con ls siguientes consecuencias:

para de los compresores de GBO

parada de las bombas primarias

parada de las descarga del barco

cierre de las válvulas del tanque afectado

2. Si la presión relativa detectada por 20-PT-01 001A o 20-PT-01 001B

fuera demasiado baja, las válvulas de emergencia de alimentación (no se

encuentran en ningún anexo por considerarse fuera de los límites del

proyecto) abrirán, enviando gas a alta presión al interior del tanque.

Adicionalmente a estos bucles de control el tanque se encuentran protegidos

ante las bajas presiones por 5 válvulas rompedoras de vacío ajustadas a –2 mbar g

e instalados en cada uno de los tanques (20-PSV-01 028A/B/C/D/E, ver Figura

42). En caso de emergencia por descenso de la presión, cada uno de ellos dejará

entrar 5900m3/h de aire al tanque. Se advierte que todas las válvulas de

aislamiento PSV están aseguradas en posición abierta. Se podrá dejar fuera de

servicio una de las VSV para cometidos de mantenimiento o calibración, aunque

normalmente todas las válvulas de aislamiento PSV estarán aseguradas en

posición abierta.



Figura 42: Simbología de las válvulas rompedoras de presión.

Asimismo la entrada en funcionamiento de PSV se debería considerar como

último recurso contra la incidencia de bajas presiones ya que una PSV permite que

el AIRE penetre en el interior del tanque. Esto podría originar una situación de

alto riesgo si el contenido de aire de la parte superior de la cúpula llega a ser lo

suficientemente elevado como para exceder el límite inferior de desprendimiento.

En caso de haberse permitido la entrada de aire en el tanque aquel deberá ser

extraído de forma que en ningún momento se exceda el LFL16.

16 Límite inferior de inflamabilidad



4.3.2 Control de nivel de los tanques


El nivel del GNL en cada uno del tanque se puede monitorizar localmente o

desde la sala de mandos.

El volumen útil de almacenamiento de GNL de 150.000 m3 se comprende

entre los niveles operativos mínimo y máximo. Se recuerda que la altura de la

cubierta suspendida (39,0 m, tanque frío) es lo suficientemente grande para evitar

vertidos de GNL en el espacio de aislamiento, en caso de oleaje provocado por

una sacudida sísmica.

Al efecto de hacer posible actuaciones de monitorización y seguridad, en cada

tanque se instalan dos medidores independientes de nivel y un conmutador de

nivel alto. Los dos medidores de nivel facilitan indicaciones locales y remotas,

alarmas de nivel bajo y nivel alto, así como protecciones extremas para niveles

excesivamente bajos o excesivamente altos. Asimismo el conmutador de nivel

demasiado alto proporciona un mecanismo de seguridad extremo contra riesgo de

desbordamiento.

Se destaca que es importante que el tanque GNL disponga de un cuarto

medidor de nivel. Se trata de una sonda asociada a un sistema de supervisión de

densidad y temperatura (LTD), únicamente utilizado para detectar estratificación.

Resumen de los instrumentos de nivel para controlar nivel, ver Cuadro 14:

Instrumento Actuación

20-LT-01 001 Conmutador de nivel muy alto

20-LT-01 003 Medidor de nivel redundante (en un tubo

de evaporación)

20-LT-01 007 Medidor de nivel redundante (en un tubo

de evaporación) Cuadro 14: Resumen instrumentos de control de nivel.



Los dos pozos de evaporación redundantes disponen de transmisores de nivel

(20-LT-01 003 y 20-LT-01 007). Con dichos transmisores se transmite

indicaciones de nivel a un panel local y a la sala de control de la Planta.

Antes de que se activen las alarmas de alto nivel en la sala de mando se debe

actuar anticipadamente conmutando la función de llenado de GNL al otro tanque

(se recuerda que la planta tiene 2 tanques de iguales características), o bien se para

la maniobra de descarga del buque.

De manera similar, antes de que las alarmas de nivel mínimo se lleguen a

activarse, se debe detener anticipadamente las bombas internas del tanque de

almacenamiento GNL.

En caso de que no se consiga mantener el nivel del tanque entre los límites

inferior y superior aceptables se dispone de un sistema automático de seguridad

que funciona de la manera descrita a continuación:

4.3.2.2 Nivel alto

El sistema automático responderá a un nivel alto de la manera siguiente

(verFigura 43):

Los transmisores de nivel 20-LT-01 001 tienen como misión detectar

niveles altos. El interruptor de nivel correspondiente a estos transmisores

(20-LSHH-01 001) llevará asociado un valor lo suficientemente alto.

Dos transmisores de nivel redundantes (20-LT-01 003 y 20-LT-01 007)

facilitan indicaciones de nivel en el panel de control local y en el sistema

central de supervisión. Estos transmisores llevan asociados conmutadores

de nivel muy alto (20-LSHH-01 003 y 20-LSHH-01 007), ajustados al

mismo valor que 20-LSHH-01 001.

El llenado de un tanque se queda interrumpido al activarse 2 LSHH de

los 3 disponibles, igual que el flujo de recirculación para emisión nula al

tanque GNL correspondiente mediante el cierre de las válvulas de

admisión y la parada de la maniobra de descarga del buque, suponiendo

que la misma se esté llevando a cabo.



Figura 43: Simbología del control de nivel.

Resumen del control de nivel alto, Cuadro 15:

Instrumento Ajuste Actuación

20-LSHH-01 001

20-LSHH-01 003

20-LSHH-01 007

39.500 m

Nivel demasiado alto en el tanque:

Se activan dos de tres:

- Cierre de válvulas de llenado del tanque

- Cierre de válvulas salida.

- Pérdida de la señal de autorización para

descarga del buque

Cuadro 15: Resumen conmutadores de control de nivel alto.



4.3.2.3 Nivel bajo De manera similar a que se ha expuesto para el nivel alto, en caso de nivel

bajo el sistema automático responderá de la manera siguiente (ver Figura 43

anterior):

Los dos transmisores redundantes de nivel (20-LT-01 003 y 20-LT-01

007) facilitan indicaciones de nivel en el panel de control local y en el

sistema central de supervisión. Estos transmisores se encuentran

asociados a interruptores de nivel muy bajo (20-LSLL-01 003 y 20-

LSLL-01 007).

Basta con que se alcance el valor mínimo de una de las dos mediciones

redundantes de nivel para que las bombas primarias del tanque se paren.

Resumen sobre control de bajos niveles, Cuadro 16:


20-LSHH-01 003

20-LSHH-01 007 1,535 m

Nivel de tanque muy bajo:

Una de las dos bombas internas del tanque (y

válvulas asociadas a las bombas internas del

tanque). Cuadro 16: Resumen conmutadores de control de nivel bajo.

4.3.3 Control de la temperatura

Como se comento en otros capítulos, el tanque GNL se encuentra equipado con un

número de sondas para monitorizar los perfiles de comportamiento térmico del GNL así

como los de la estructura interna y el hueco de aislamiento. Por ello se ha dividido el

control de la temperatura en dos grandes grupos:

4.3.3.1 Control de la temperatura del GNL

El tanque de almacenamiento está equipado con un dispositivo de medición

continua de nivel-densidad-temperatura (20-LDT-01 099, ver Figura 44). Las



mediciones de nivel, temperatura y densidad se llevan a cabo a través de un

sistema de lógica digital (PC) y un mecanismo de actuación electromecánico, que

desplaza verticalmente los medidores en respuesta a las órdenes automáticas o

manuales transmitidas desde la unidad de control (ver DOCUMENTO Nº2:

PLANOS, plano PFC-06). Las lecturas de temperatura y nivel (conjuntamente con

las de densidad) se exhiben permanentemente en el monitor de la unidad digital

(PC) y en la sala principal de control.

Figura 44: Simbología del control de nivel/densidad/temperatura.

En el nivel configurado el operador se puede seleccionar tanto el intervalo

entre alturas diferentes (mínimo 50 mm) como el intervalo general para la sonda:

posibilidad de definir una posición de partida (nivel inferior) y otra de stop

(superior) para obtener un perfil térmico del GNL a lo largo del intervalo de

tanque especificado.

En el perfil automático el sistema realiza un barrido de perfiles dos veces al

día. En dicha configuración la sonda se comienza mover desde la posición

inferior, terminando al llegar a la superficie del GNL. Entre dos mediciones

consecutivas hay un intervalo de 200 mm.

Se pueden registrar los datos y la curva para mostrarlos en la pantalla del PC.

Se verifican estos perfiles con regularidad, y en caso de que entre dos niveles de

medición adyacentes exista una diferencia superior a 3°C, se pondrá en marcha

una de las bombas internas del tanque en modo de recirculación plena a través de



la línea de retorno de la bomba. Se comprueba también la situación con todo

cuidado para evitar que se produzca una estratificación del GNL con el

consiguiente riesgo de oleaje. Cuando el dispositivo LTD no se utilice se le dejará

reposar en el fondo del tanque.

Asimismo en cada uno de los tanques se encuentran instalados dos elementos

de medición térmica a base de sonda múltiple (20-TT-01 015A/J y 20-TT-01

017A/J, ver DOCUMENTO Nº2: PLANOS, plano PFC-17). Cada elemento

incluye 10 sondas de temperatura distribuidas uniformemente a lo alto del tanque.

Este sistema permite conocer la temperatura real del GNL a diferentes niveles del

tanque. Todos los valores son transmitidos tanto al PC como a la sala principal de

control (DCS). También se tiene indicación de la temperatura media del GNL en

el tanque gracias a: 20-TX-01 015 y 20-TX-01 017, ver Figura 45.

Figura 45: Simbología del control de temperaturas.

Una sonda térmica independiente (20-TE-01 013, ver DOCUMENTO Nº2:

PLANOS, plano PFC-13), situada inmediatamente por debajo del techo

suspendido, se encarga de medir la temperatura del espacio ocupado por el vapor,

transmitiendo al DCS una alarma de temperatura alta (Punto de Consigna a –80°C)

así como todos los valores registrados.

Resumen de control de temperaturas, Cuadro 17 :




20-LDT-01 099 Sonda LTD hace seguimiento de la

temperatura del GNL a lo alto del tanque

20-TT-01 015A/J

20-TT-01 017A/J

Seguimiento de la temperatura del GNL

a lo alto del tanque

20-TX-01 015

20-TX-01 017 Temperatura media del GNL

20-TE-01 013 -80°C Temperatura del GBO en el tanque GNL Cuadro 17: Resumen del control de temperatura.

4.3.3.2 Control de la temperatura en otros componentes

Como se pudo leer en anteriores capítulos, el tanque dispone de 70 elementos

para medir temperaturas de superficies que se sitúan entre los muros interno y

externo del tanque, sobre los zócalos del piso y el basamento, para detectar fugas

de GNL y monitorizar las operaciones de refrigeración (ver ANEXO y

DOCUMENTO Nº2: PLANOS, plano PFC-03).

Para evitar la congelación del subsuelo la temperatura de la losa se debe

mantenerse por encima de los 3°C. Los elementos de la losa suministran

información al sistema de calefacción eléctrica (PLC) para que él mismo

mantenga la temperatura por encima de 5°C.

El sistema de calefacción eléctrica (PLC) también informa al DCS sobre las

mediciones registradas por las sondas térmicas de la losa, emitiendo las señales de

alarma que se indican a continuación (temperatura demasiado baja, demasiado

alta, fallo eléctrico).



Resumen de elementos para medir temperaturas de superficies, Cuadro 18 :

Situación Número de

elementos 20-T-01

Lado externo vertical del tanque interno 12 20-TE-01 001A/L

Lado externo del tanque externo 8 20-TE-01 003A/H

Fondo externo del tanque interior 8 20-TE-01 007A/h

Fugas alrededor del tanque 8 (dobles) 20-TE-01 009A/H

Detector de fugas en las esquinas 2 20-TE-01 011A/B

Lado vertical exterior de hormigón 8 20-TE-01 015A/J

Lado interno del tanque externo 8 20-TE-01 025A/H Cuadro 18: Resumen de elementos de control de temperatura.

Información enviada por el sistema de control del calefactor eléctrico (PLC) al

DCS, Cuadro 19:

Indicación DCS Ajuste

alarma Función

20-TI-01 005A/S 2°C Indicación de temperatura de la losa

(alarma de baja)

20-TX-01 005A/F Media de la temperatura de la zona

20-TIC-01 005A/F 5°C Controlador de la temperatura de la zonaCuadro 19: Resumen de elementos de control para el calentamiento de la losa de fondo.

4.3.4 Control de la densidad

Como se mencionó en el apartado 4.3.2.1, cuando el dispositivo LTD se encuentra

en el perfil configurado, se podrá seleccionar tanto el intervalo entre alturas diferentes

como el intervalo total de sonda: posibilidad de definir una posición de partida (punto

inferior) y otra de finalización (punto superior) para obtener un perfil térmico a lo largo

del intervalo del tanque que se requiera. En el perfil automático se realiza un barrido de

mediciones dos veces al día. En dicha configuración la sonda comienza en la posición

inferior y se detiene al llegar a la superficie del GNL, con intervalos de 200 mm entre

dos mediciones consecutivas.



Se pueden registrar los datos y la curva del perfil para mostrarlos en la pantalla del

dispositivo lógico programable (PC). Se verifican estos perfiles con regularidad. En

caso de que entre dos niveles de medición adyacentes exista una diferencia de densidad

superior a 0,8 kg/m3, se pone una de las bombas internas del tanque en modo de

recirculación plena a través de la línea de retorno de la bomba. Se comprueba

minuciosamente la situación para evitar que se produzca una estratificación del GNL

con el consiguiente riesgo de oleaje. Cuando el dispositivo LDT no se esté utilizando se

le dejará descansar en el fondo del tanque.

4.3.5 Control del contenido de oxígeno

En el tanque también se encuentra un dispositivo para analizar el contenido de

oxígeno (aunque solamente se mencionará pues no se ha estudiado para este proyecto

dicho equipo). El analizador instalado tiene su sonda situada precisamente bajo la

entrada de los rompedores de vacío del tanque (20-PSV-01 028). Esta localización

permite detectar cualquier intrusión de aire en el interior del tanque para así informar al

operador lo antes posible. No obstante, a fin de que se tenga tiempo suficiente para

detener la entrada de aire antes de que se alcance el límite inferior de explosión, la

alarma “contenido de oxígeno excesivo” tendrá un Punto de Consigna (0,5%) muy

inferior al del límite inferior de explosión (22% para el metano puro). Las lecturas de

estos valores que se están midiendo se muestran en todo momento localmente y en la

sala de control.

Como se ha explicado en el apartado 4.3.1.4, se necesita comprobar que el LFL

(punto inferior de explosión) del vapor no sea sobrepasado, por lo cual no se debe dejar

que el aire pase al interior del tanque.

4.3.6 Purga de nitrógeno gaseoso (decomisionado/inertizado del tanque)

Se cuenta con un medidor de nitrógeno, 20-FQI-01 003 (ver Figura 46) a nivel del

suelo, para que se conozca en cualquier momento el consumo de nitrógeno del tanque.



Figura 46: Simbología del medidor de nitrógeno.

4.3.6.1 Purga de nitrógeno gaseoso en el espacio de aislamiento

El nitrógeno gaseoso se obtiene directamente desde la red de nitrógeno

gaseoso de la Planta. No obstante la presión del nitrógeno se debe reducir por

debajo de los 7–11 bar g (presión de la red de nitrógeno) hasta igualar el valor de

0,1 bar g (presión en el interior del aislamiento). En el tanque, esta reducción de

presiones se consigue a través de la válvula 20-PCV-01 004 (ver Figura 47).

Figura 47: Simbología de la válvula autorreguladora.

Cada una de las válvulas reductoras de presión lleva en su boca de salida una

válvula de seguridad, 20-PSV-01 017 (ver Figura 48) tarada a 0,29 bar g, para

evitar sobrepresiones en caso de que una de las válvulas no funcione como debe.



Figura 48: Simbología de la válvula de seguridad.

4.3.6.2 Purga de nitrógeno gaseoso en tanque interno

Se dispone además de un sistema adicional para la purga del nitrógeno gaseoso

(capacidad 100 Nm3/h) en el depósito interior del tanque (para el caso en que se

tenga que poner fuera de servicio).

En realidad este sistema consiste en un by-pass del colector de purga del

nitrógeno gaseoso para el espacio de aislamiento, colocado aguas abajo de las

válvulas de control de presión (20-PCV-01 004). El sistema de purga

suplementario se encuentra aislado mediante una válvula de asiento y otra de bola.

4.3.7 Operación de llenado del tanque

Las operaciones de descarga de buques, y por consiguiente las operaciones de

reposición del tanque, se lleva a cabo conforme a un procedimiento descrito

previamente por la ingeniería, que no se analizará en este proyecto fin de carrera, pero

que se comenta en este apartado por tener relación a dos válvulas explicadas en el

capitulo de instrumentación.



Se selecciona el tanque que se debe llenar mediante el accionamiento de unas

válvulas de aislamiento. Seguidamente y dependiendo de las condiciones de densidad

del GNL descargado y almacenado (ver apartado 4.2 ), se debe abrir bien la válvula de

la línea de llenado por el fondo (20-MOV-01051, ver Figura 49 ) o bien la válvula de

llenado por la parte de arriba (20-MOV-01052, ver Figura 49).

Figura 49: Simbología de las válvulas rellenado del tanque.

4.3.8 Enfriamiento de tanques de GNL

Aunque el proceso de refrigeración del tanque constituye objeto de una descripción

exhaustiva, en este proyecto solo se explicarán unas nociones de cómo se realiza este

procedimiento.



El enfriamiento de un tanque de gas natural licuado puede conseguirse a través del

procedimiento siguiente:

Mediante nitrógeno líquido descargado desde el metanero para la primera

operación de enfriamiento del primer tanque

Mediante GNL disponible in situ para la primera operación de

enfriamiento del segundo tanque y para el refrigerado de los tanques

restantes.

La refrigeración de los tanques de almacenamiento GNL puede conseguirse así:

La refrigeración del tanque se consigue inyectando nitrógeno líquido o GNL a través de

la línea de admisión de 3” para enfriamiento, la cual termina en un sistema de colectores

de irrigación interior (ver Figura 50).

Figura 50: Diagrama para el enfriamiento del tanque.



El caudal del refrigerante está regulado por la válvula de asiento manual. Se debe

establecer la apertura de la válvula de tal modo que se consiga una disminución de 5ºC

por hora como máximo.



4.4 Comunicaciones

4.4.1 Transmisores

Tradicionalmente, en la medición de muchas variables (por ejemplo la temperatura)

intervenían el sensor propiamente dicho y los cables de extensión, que partiendo del

cabezal del sensor, llevaban la señal bajo nivel (ohm o mV) procedente del sensor hasta

el sistema de control.

Se consideraba que esta solución era más fácil y barata que, colocar un transmisor a

la salida del sensor para amplificar y acondicionar la señal del mismo y transmitirla

posteriormente al sistema de control mediante el par de cable trenzado. El transmisor,

debido a consideraciones de coste, se reservaba para los ciclos y aplicaciones en la que

la integridad de la señal y del propio ciclo era indispensable.

Actualmente existen en el mercado transmisores inteligentes y altamente

funcionales para montaje en campo cuyo precio es comparable al del cableado directo.

Estos transmisores inteligentes permiten además considerables ahorros en tiempo de

mantenimiento, especialmente cuando el punto de lectura está mucho a mucha distancia

del sistema de control. Por otra parte, los cables de extensión del sensor, a parte de ser

frágiles, son mucho más caros que el cable de cobre blindado normal que se utiliza para

la señal 4-20 mA, por lo que también pueden conseguirse ahorros en cableado.

Típicamente, en una planta de proceso como la de éste proyecto, se utilizan distintos

tipos de sensor, por lo que hay que tener distintas tarjetas de entrada al DCS o PLC. El

microprocesador incorporado en los transmisores inteligentes, en cambio, permite

configurarlo para incorporar diversas entradas de sensor. Su salida 4-20 mA se envía

directamente al DCS, PLC, Scada, etc. Estos transmisores pueden incorporar además

varios protocolos (DE, HART y Foundation Fieldbus, aunque solo se ha trabajado con

HART), lo que posibilita el intercambio abierto de datos con dispositivos de campo

inteligentes.



4.4.2 Protocolo comunicación

Con lo expuesto en el apartado anterior sobre los transmisores, a continuación se

explicará el sistema que se emplea en esta planta para comunicar los distintos

instrumentos entre si, el protocolo HART17.


El protocolo de comunicación HART se introdujo por primera vez por la

compañía Rosemount Inc. en 1986 como un estándar de diseño exclusivo para la

comunicación de transmisores. Desde esa fecha, este protocolo ha adquirido

amplia popularidad, y ahora constituye uno de los estándares de facto de mayor

desarrollo para la instrumentación de campo de procesos.

El motivo de la aceptación obtenida por el protocolo se debe a las ventajas que

ofrece HART al usuario. Es un protocolo de comunicación que se puede usar en

los existentes sistemas de control de 4-20 mA con gastos mínimos para su

implementación. Se pueden utilizar los actuales cableados de campo y las Salidas

y Entradas de sistemas de control. Debido a que HART combina la señalización

analógica y digital, el protocolo ofrece un control notablemente rápido de la

variable primaria y permite la transmisión simultánea de información que no sea

de control.

HART usa una técnica de codificación por modificación de frecuencia (SFK, por

sus siglas en inglés) para sobreponer comunicación digital en el bucle de corriente

de 4-20 mA que conecta el instrumento de campo con el sistema de control. Se

utilizan dos frecuencias (1.200 Hz y 2.200 Hz) para representar un 1 y un 0

binarios. (Ver Figura 51).

17 Transmisor Remoto Direccionable de Alta velocidad



Figura 51: La señal de Comunicación FSK es súper impuesta en la señal analógica de 4..20 mA

Estos tonos se sobreponen a la señal DC a un bajo nivel. La señal AC tiene un valor

promedio de cero. Por ello, no se registra ningún cambio de DC en la señal existente de

4-20 mA, independientemente de los datos digitales. En consecuencia, el instrumento

puede seguir utilizando la señal analógica 4-20 mA para control de procesos y la señal

digital para información que no sea de control.

HART también ofrece la posibilidad de funcionar en multipunto, pudiendo

conectarse hasta 16 instrumentos en el mismo par de líneas. Sin embargo, la

señalización digital de HART alcanza 1.200 baudios, lo cual limita el número de

aplicaciones que pueden utilizar el multipunto para control de procesos. La función

multipunto de HART tiene una efectiva aplicación como por ejemplo, los transmisores

múltiples de temperaturas que se han explicado con anterioridad, permitiendo la

vigilancia del proceso.

4.4.2.2 La tecnología de una válvula HART

Aunque los dispositivos de entrada HART (transmisores) han sido utilizados por

varios años, los dispositivos de salida HART (posicionadores de las válvulas) no se

han usado por tanto tiempo. Existen ciertas diferencias básicas entre las entradas y

salidas que han requerido de nuevas tecnologías para el desarrollo de dispositivos

de salida HART.



En los instrumentos instalados en válvulas se han empleado normalmente

corriente de 4-20 mA para señalización y suministro de energía. De modo

característico, en el instrumento instalado en válvulas también se debe

proporcionar una señal neumática de control a un actuador de diafragma o de

pistón para operar la válvula. En el interior del instrumento se debe ocurrir una

conversión de corriente a presión neumática (I/P por sus siglas en inglés). Un

sencillo diagrama de bloque (ver Figura 52) ilustra el control interno.

Figura 52: Diagrama de bloques de un posicionador HART

La retroalimentación (feedback) se utiliza para controlar la posición final de la

válvula y el actuador. Los convertidores I/P empleados en instrumentos analógicos

han requerido generalmente de una excesiva cantidad de energía eléctrica para su

uso en un instrumento que también utiliza un microprocesador para control y

comunicación. A fin de resolver este problema, tuvo que desarrollarse una

tecnología de conversión I/P a baja potencia. Para ofrecer un desempeño óptimo

en aplicaciones de control de procesos - minimizando la variabilidad del proceso,

este convertidor I/P también debe tener una respuesta dinámica y solidez óptimas.

22.. CCÁÁLLCCUULLOOSS


Proyecto fin de carrera

1

FLOWEL

Programa informático para el cálculo de Placas de Orificio y demás elementos

primarios de caudal.

Primero se define el elemento: Tag (ej. 20-FE –01 002, donde 01 es el

P&ID, FE placa de orificio y 002 el número del elemento), sevicio (ej.

Vapor o gas), línea (6”, C2, donde lo importante es las 6 pulgadas y el

C2 que siguiendo las especificaciones del cliente, nos da el material de la

línea, espesor de la tubería, material de las bridas,..., que luego servirá

para rellenar la hoja de datos para petición de oferta con el programa

InTools, ver ANEXO 5.3 : HOJAS DE DATOS),...

Después, se rellena el estado del fluido (gas, líquido, sólido), el tipo de

fluido,..(ver Figura 1 )

Figura 1: se selecciona el tipo de fluido.



2

El tipo de elemento primario: placa de orificio estándar, cuarto de círculo,

cónica,..., venturi, tramo calibrado,... (ver Figura 2) El tipo de toma: bridada, en tubería, d-d/2,...

Datos de tubería: diámetro nominal (en pulgadas), espesor, material,...

Figura 2: Se selecciona el tipo de elemento

Cálculos: se introduce el método, los datos de presión, temperatura,...Figura 3, y

se elige el parámetro que se quiere calcular1. (ver ANEXO 5.2: TABLA

RESUMEN DATOS DE PROCESO)

1 los datos introducidos al principio nos sirven para que el programa haga uso de tablas a la hora de calcular.



3

Figura 3: Se introduce los datos de proceso del elemento.

Se ajusta el gráfico con el % del caudal normal sobre el fondo de escala (ej. en

nuestro caso, según especificaciones del cliente debe estar alrededor del 75%).

Ver Figura 4.

Figura 4: se obtiene el gráfico



4

Por último, se obtiene la hoja con todos los datos de los cálculos.

Se tienen en cuenta las necesidades y los parámetros con los que se puede jugar

para optimizar la solución. Unas veces se encontrará necesario fijar el fondo de escala y

la diferencia de presión y obtener el diámetro del agujero, y otras en cambio fijar el

agujero.

También, se debe cumplir siempre con las especificaciones que se comentaron

en la metodología, que muchas veces no dejan opción, teniendo que tomar decisiones

como las de poner dos transmisores uno que mida el caudal normal de operación y otro

de máximos,...

Se recomienda siempre leer con atención las Especificaciones, que son las que

van a determinar la forma de proceder. En ellas, se nos indicará las unidades que se

deben utilizar, entre que valores deberán encontrarse ciertos parámetros (por ejemplo en

este proyecto una restricción era la β < 0,6 que es la relación de diámetros d/D), ...etc

33.. EESSTTUUDDIIOO EECCOONNÓÓMMIICCOO

ÍNDICE ESTUDIO ECONÓMICO:

3.1 Introducción................................................................................................. 1

3.2 Gas en la península ibérica .......................................................................... 1

3.3 Viabilidad del proyecto ............................................................................... 3



3.1 Introducción A continuación se analiza la situación actual del mercado del gas natural en Portugal

y España comparada con la de otros países de la Unión europea. Se muestran

previsiones para la potencia instalada y del consumo de gas en ciclos combinados para

el periodo 2003-2010, que denotan un alto potencial de crecimiento.

3.2 Gas en la península ibérica Actualmente Portugal y España no tienen un peso importante en el mercado europeo

de gas natural (ver Figura 1) Los 20 bcm1 de gas que se consumieron aproximadamente

en la Península Ibérica en el año 2003 suponen tan sólo el 5% de la demanda de la

Unión Europea. Esto se debe a diferentes factores:

La tardía penetración del gas como combustible, aún quedan muchas

áreas geográficas y municipios donde no llega la red gasista.

Las condiciones climáticas que reducen su utilización para calefacción.

El inferior peso del gas natural en la generación eléctrica por una mayor

participación tradicionalmente de la energía hidráulica, nuclear y térmica

convencional (carbón). Esta situación parece estar cambiando con la entrada

de los Ciclos Combinados para la producción de energía, los cuales

funcionan con gas.

La situación geográfica de isla de la península ibérica con menores

posibilidades de interconexión por gasoducto que el resto de Europa.

La presencia mínima de yacimientos en territorio español, que conlleva

que la práctica totalidad del gas tenga que ser importado por otros países.

1 billones de metros cúbicos



Figura 1: Demanda de gas natural en el mercado europeo.

Sin embargo, en el periodo 2003-2010, son precisamente Portugal y España los

países de la Unión europea donde las previsiones apuntan a un mayor crecimiento de la

demanda de gas. Si en el año 2003 el gas natural presentó el 12% del consumo de

energía, las estimaciones apuntan a un 23% en el año 2010, doblándose

aproximadamente la demanda de gas hasta unos 40bcm. De esta manera se producirá

una convergencia de España y Portugal hacia el resto de la UE en cuanto a la

importancia del gas natural en el total energético. El incremento de 20bcm previsto para

los próximos siete años en la Península Ibérica supone aproximadamente un 25% del

aumento del consumo en toda la UE en ese mismo periodo, que se estima en un 80 bcm.

Ese tirón de la demanda vendrá liderado fundamentalmente por el empleo del gas

como combustible para generación eléctrica. Las previsiones de potencia instalada en

nuevos ciclos combinados (ver Figura 2) se encuentran en torno a los 15000 MW, lo

que puede suponer, dependiendo de la evolución de los precios del gas y de las horas de

funcionamiento de las centrales, alrededor de 15 bcm de consumo adicional de gas sólo

en las Plantas de ciclo combinado. La generación eléctrica supondrá al final de esta

década más de un tercio del total de la demanda de gas si se cumplen las expectativas.

El consumo en los sectores industriales y doméstico continuará con un crecimiento más



moderado de en torno al 5% anual, cifra que, en cualquier caso, se sitúa por encima de

las estimaciones de incremento del consumo eléctrico y del PIB2.

Figura 2: Previsiones de potencia instalada y consumo de gas en ciclos combinados.

3.3 Viabilidad del proyecto

El dimensionado de las infraestructuras de la Red Básica para atender toda la

demanda de gas debe realizarse teniendo en cuenta criterios de cobertura de demanda

que garanticen el suministro, no sólo en condiciones normales de operación y demanda,

sino en condiciones de demanda punta y ante fallos de infraestructuras,

aprovisionamientos o para hacer frente a crecimientos de demanda superiores a las

previsiones.

En relación con los puntos de entrada del sistema, la planificación establece que la

capacidad global de entrada al mismo debe ser suficiente para garantizar:

La cobertura de la demanda convencional en situación de punta anual y,

simultáneamente, la atención a todos los ciclos combinados instalados

funcionando al 100 % de capacidad (ver Figura 2 anterior). 2 PIB: Producto interior bruto



La cobertura, en caso de fallo total de cualquiera de las entradas, de la demanda

laborable invernal excepto, en su caso, la demanda interrumpible y de todos los

ciclos combinados considerados

La existencia de una sobrecapacidad suficiente para asegurar la cobertura de la

demanda ante la eventualidad de que la demanda de gas crezca a un ritmo

superior al previsto. Esta sobrecapacidad del sistema, fijada en un 10 %, debe

contribuir al adecuado funcionamiento del sistema en el entorno liberalizado,

permitiendo a los comercializadores ajustar la contratación de la capacidad de

entrada a la evolución de su cuota comercial.

La planificación contempla una distribución de las entradas de gas adecuada al

ámbito geográfico español que permite optimizar la distancia entre los puntos de

entrada y las zonas de consumo, reduciendo la distancia media a recorrer por el gas

natural y maximizando la capacidad de transporte del sistema (ver ANEXO 5.6: MAPA

DE LA RED GASISTA DE LA PENINSULA). Igualmente, se persigue un equilibrio

entre entradas por gasoducto y las entradas por GNL como la de la planta de

regasificacion que se ha estudiado en este proyecto fin de carrera.

Con todo lo que se ha expuesto con anterioridad, es decir, viendo el auge que el

gas natural tendrá en estos futuros años, y si se observa el Cuadro 1, se puede deducir

que las plantas regasificadoras con ésta van a ser muy rentables para las empresas que

las construyan. Por ello también y como se comentó en el apartado 1.2 del Capítulo 1,

la Península Ibérica supone la zona de mayor potencial de negocio gasista en los

próximos años y por ello el interés de las principales compañías energéticas europeas se

ha visto incrementado para tener una mayor presencia en España y Portugal.

Cuadro 1: Demanda prevista de gas

44.. IIMMPPAACCTTOO AAMMBBIIEENNTTAALL

ÍNDICE IMPACTO AMBIENTAL:

4.1 Introducción...........................................................................................................1

4.2 Impactos sobre el medio........................................................................................1 4.2.1 Impacto sobre el medio atmosférico ............................................................1 4.2.2 Ruido ............................................................................................................1 4.2.3 Impacto sobre el medio terrestre..................................................................1 4.2.4 Paisaje ..........................................................................................................2 4.2.5 Impacto sobre el medio marino....................................................................2 4.2.6 Otros impactos .............................................................................................2

4.3 Medidas previstas ..................................................................................................2

4.3.1 Control de la contaminación atmosférica ....................................................3 4.3.1.1 Minimización de las emisiones............................................................3 4.3.1.2 Sistema de eliminación de gas. antorcha ............................................3 4.3.1.3 Vaporizadores de combustión sumergida ...........................................3 4.3.1.4 Control de las emisiones .....................................................................4 4.3.1.5 Sistema meteorológico ........................................................................5 4.3.1.6 Informes...............................................................................................5

4.3.2 Mitigación del impacto acústico ..................................................................5 4.3.3 Reducción del impacto visual.......................................................................6 4.3.4 Sistema de calentamiento del gas de la planta ............................................6

4.3.4.1 Instalaciones de calentamiento del gas por agua del mar ......................6 4.3.4.2 Condiciones térmicas del vertido ........................................................6 4.3.4.3 Condiciones del vertido de cloro.........................................................7

4.4 Programa de vigilancia ambiental .........................................................................7



4.1 Introducción En este apartado se evaluarán los impactos producidos por la planta de

regasificación durante su funcionamiento y las medidas que se han previsto para

solucionarlas. Cabe destacar que estos estudios se realizan previamente al comienzo de

las obras para obtener los diferentes permisos y licencias, por lo que la planta cumplirá

todas las exigencias en lo que a la protección del medio ambiente se refiere.

Se han dividido en este proyecto los diferentes impactos según un criterio

parecido al que utiliza el BOE, ya que se ha pensado que dicho criterio es el que mejor

resume pero al mismo tiempo engloba, todas las posibilidades que afectan al medio

donde se encuentra la planta.

4.2 Impactos sobre el medio

4.2.1 Impacto sobre el medio atmosférico Los impactos de la planta sobre la calidad del aire estarán producidos por emisiones

puntuales de gases provenientes de los vaporizadores de combustión sumergida, que no

se encuentran normalmente en operación, o de la descarga de los buques metaneros, o

del venteo o la antorcha.

4.2.2 Ruido Se estima que los niveles de ruido más altos en áreas de trabajo son de

aproximadamente 85 dB(A) a 10 m de los focos y que en los límites de la planta no se

superan los 55 dB(A) quedando por debajo del límite de 70 dB(A) fijado en el Decreto

74/1996, de 20 de febrero, para zonas con actividad industrial durante el periodo

nocturno y de la Ordenanza General de Protección del Medio Ambiente que establece

para áreas industriales los límites siguientes: 70 dB(A) en periodo diurno y 55 dB(A)

por la noche.

4.2.3 Impacto sobre el medio terrestre Los efectos que produce la planta cuando se encuentre en explotación sobre la

hidrogeología, los suelos, la vegetación y la fauna y los procesos geodinámicos y



biológicos son muy reducidos al tratarse de un entorno industrial y están relacionados

con el incremento de los niveles de ruido y con los residuos generados.

4.2.4 Paisaje La planta tiene un efecto relevante sobre el paisaje de la zona si bien se ubica en un

puerto y un polígono industrial existentes. Los elementos de la instalación que originan

mayor impacto son los tanques de almacenamiento por sus dimensiones (50 m de altura

y 80 m de diámetro) que son visibles desde una distancia importante.

4.2.5 Impacto sobre el medio marino Es el derivado de la toma de agua de mar para el calentamiento del gas licuado que

es, posteriormente, devuelto al mar con una temperatura inferior a la captada y con

cloro disuelto procedente del mantenimiento preventivo de las tuberías. En el siguiente

punto 4.3, se estudiará el impacto de este vertido al medio marino y se valorará los

efectos sobre la calidad del agua, sobre la vegetación y la fauna y sobre los procesos

biológicos y geodinámicos.

4.2.6 Otros impactos Son los socioeconómicos derivados de la puesta en valor del suelo, de la expansión

de la economía local y, por tanto, de la renta y de la creación de puestos de trabajo tanto

directos como indirectos. En conjunto se evalúan estos impactos como positivos

compatibles y moderados.

4.3 Medidas previstas Estudiados los impactos anteriores, se procede ahora a adoptar las medidas que

minimicen todos estos posibles factores negativos mientras la planta se encuentre

funcionando.



4.3.1 Control de la contaminación atmosférica

4.3.1.1 Minimización de las emisiones

La Planta dispone de un sistema de gestión del gas evaporado (boil-off) que se

produce en los tanques de almacenamiento, o que procede de las válvulas de

seguridad del circuito de baja presión, con objeto de minimizar la emisión de gas

de la instalación.

El sistema se ha diseñado para que, mediante compresores, dicho gas pueda ser

relicuado y, posteriormente, regasificado en los vaporizadores, según la operación

normal de la planta o utilizado como gas de retorno a los tanques de los buques o

como combustible, consiguiéndose así las mínimas emisiones del mismo por la

antorcha.

4.3.1.2 Sistema de eliminación de gas. Antorcha La eliminación de los gases evaporados (boil-off), que no hayan podido ser

recuperados de acuerdo con la condición anterior 4.3.1.1, y que será necesario

evacuar esporádicamente, se realizará mediante una antorcha de 50 m de altura,

aproximadamente, (dicha altura es el resultado de un cálculo estimado según un

estudio ambiental no realizado en este proyecto fin de carrera). Dicha altura podrá

ser inferior siempre que se cumplan los criterios de calidad del aire y se satisfagan

los requisitos de radiación, de acuerdo con los estudios de inmisión y de radiación,

respectivamente.

4.3.1.3 Vaporizadores de combustión sumergida Sistema de evacuación de los gases residuales Para la evacuación de los gases residuales de los dos vaporizadores se

instalan dos chimeneas de 12,18 m, una para cada vaporizador, de acuerdo

con el resultado obtenido del estudio de impacto ambiental citado con

anterioridad en el cual se ha aplicado un “modelo de dispersión de

contaminantes en la atmósfera Industrial”.

Condiciones para las emisiones

De acuerdo con las emisiones estimadas por el cliente y utilizadas en el

estudio de impacto ambiental para evaluar el impacto sobre la calidad del



aire, las emisiones producidas por los vaporizadores de combustión

sumergida de la planta cumplirán las condiciones siguientes:

<<Emisiones de partículas: teniendo en cuenta que en el proceso de combustión

del gas no se generan cantidades significativas de partículas, no se considera

necesario establecer condiciones para este contaminante. Emisiones de dióxido

de azufre: la concentración de azufre en el gas natural utilizado en la

combustión no superará, en general, los 67 mg/Nm3, salvo en situaciones

excepcionales en las que no sobrepasará los 150 mg/Nm3, por lo que las

emisiones por chimenea, en condiciones normales de funcionamiento, serán de 5

mg/Nm3 y no deberán superar los 11,6 mg/Nm3. Emisiones de óxidos de

nitrógeno: No superarán los 50 ppm (NOx expresado como NO2). Las

concentraciones máximas admisibles en los gases expulsados se expresan sobre

gas seco con un contenido del 4 por 100 de oxígeno (O2). No obstante, en el

caso de que, de acuerdo con los datos obtenidos de la red de vigilancia de la

calidad del aire, del sistema meteorológico y del modelo predictivo establecidos

en cumplimiento de las condiciones 2.6 y 2.7, por motivos de funcionamiento de

la Planta, se superasen los criterios de calidad del aire fijados por la legislación

vigente en su momento, se deberán adoptar medidas correctoras adicionales

para reducir las emisiones de la Planta o mejorar la difusión de los

contaminantes todo lo que sea preciso para evitar que se superen los criterios

de calidad del aire anteriormente indicados. >>

4.3.1.4 Control de las emisiones • Antorcha. Como se explico en el punto 4.3.1.2, ese cálculo definirá la

altura y diámetro interno del conducto de la antorcha y a parte, se instala

un caudalímetro en el mismo para evaluar la cantidad de gas que no es

recuperado y debe ser quemado en la antorcha.

• Vaporizadores de combustión sumergida. El sistema de evacuación de

gases de los dos vaporizadores dispone de medios físicos para la toma de

muestras y los análisis de los contaminantes que se realizarán con

equipos homologados. Con carácter general se efectúa como mínimo,

durante el funcionamiento de los vaporizadores, un control semestral en



cada chimenea de las concentraciones de los siguientes contaminantes:

dióxido de azufre, óxidos de nitrógeno y monóxido de carbono.

Asimismo se mide los parámetros de funcionamiento: contenido en

oxígeno, temperatura y velocidad de salida de gases.

4.3.1.5 Sistema meteorológico Se instala un sistema meteorológico automático que facilite la información en

tiempo real a la sala de control del proceso de las condiciones meteorológicas del

emplazamiento (velocidad y dirección del viento, temperatura, presión

atmosférica, radiación solar y humedad relativa) y de la calidad del aire.

4.3.1.6 Informes A partir de la puesta en marcha de la planta, se remite a la Dirección General de

Calidad y Evaluación Ambiental del Ministerio de Medio Ambiente, un informe

semestral que indique: las cantidades de gas natural quemado en la antorcha; las

emisiones fugitivas estimadas de gas natural (especificando su origen:

funcionamiento normal, derrames, accidentes, etc.); las horas de funcionamiento

de los vaporizadores de combustión sumergidas; las emisiones efectuadas por las

chimeneas de los vaporizadores de combustión sumergidas de óxidos de

nitrógeno, y dióxido de azufre, especificando las concentraciones en los gases

expulsados, así como los pesos emitidos de cada contaminante, por unidad de

tiempo durante su funcionamiento, y totales del período.

4.3.2 Mitigación del impacto acústico En el proyecto de ejecución de la Planta se incluyen, específicamente, las

características del aislamiento acústico. Sin perjuicio del cumplimiento de la normativa

autonómica y local, en lo que se refiere a la protección de la atmósfera frente a la

contaminación por ruidos, el diseño definitivo asegurará que el nivel de inmisión de

ruido debido al funcionamiento de la Planta no supere los valores siguientes: en el

límite de la parcela, un Leq de 70 dB(A), en el exterior de zonas urbanas, un Leq de 55

dB(A) durante el día, de 7 a 23 horas, y un Leq de 50 dB(A) durante la noche de 23 a 7



horas, en cumplimiento de los valores recomendados por la Organización Mundial de la

Salud (Guidelines for Cummunity Noise, 1999).

Se contempla como medidas correctoras del impacto acústico, la instalación de

apantallamientos que permitirán atenuar la presión sonora y considera compatible el

impacto global de la planta respecto a las emisiones sonoras

4.3.3 Reducción del impacto visual El estudio hace una análisis detallado de este impacto y propone, para minimizarlo,

la creación de barreras vegetales, pantallas de ocultación de vistas, rediseño de las

superficies exteriores y tratamiento externo de las fachadas. El impacto es evaluado

como moderado

4.3.4 Sistema de calentamiento del gas de la Planta Se considera ambientalmente aceptable el sistema de calentamiento del gas natural

licuado en circuito abierto que utiliza agua del mar, de acuerdo con lo que propone el

estudio de impacto ambiental, con la toma de agua en las inmediaciones de la

instalación y el vertido en la escollera, se estima que el impacto sobre el medio es

asumible y queda limitado a las inmediaciones de la descarga.

4.3.4.1 Instalaciones de calentamiento del gas por agua del mar

Se adoptan todas las medidas correctoras indicadas en el estudio de evaluación

de impacto ambiental. Se mide el caudal, en continuo, en la obra de captación y se

instalarán rejas y filtros en la entrada de agua para impedir el paso a la fauna

marina, asimismo se mide en continuo el caudal de vertido.

4.3.4.2 Condiciones térmicas del vertido El caudal medio de vertido y su temperatura se ajusta a los parámetros utilizados

en el estudio de impacto ambiental realizado para analizar la difusión del mismo

en el medio marino (caudal 28.000 m3/hora y decremento térmico de 5 ºC). El



vertido no produce una variación de la temperatura del agua en el medio receptor

mayor de 3 ºC a una distancia de 200 metros del punto de vertido.

4.3.4.3 Condiciones del vertido de cloro. La concentración de cloro en el agua de vertido se ajusta a los parámetros

utilizados en el estudio de impacto ambiental y no superará la concentración de

0,1 ppm1.

4.4 Programa de vigilancia ambiental Hay desarrollado un programa de vigilancia ambiental (no en este proyecto fin

de carrera), tanto para la fase de obras como para la fase de funcionamiento de la Planta,

que permite el seguimiento y control de los impactos y la eficacia de las medidas

correctoras establecidas en el estudio de impacto ambiental. En él se detalla el modo de

seguimiento de las actuaciones, y se describe el tipo de informes y la frecuencia y el

periodo de su emisión.

1 p.p.m: partes por millón.

55.. AANNEEXXOOSS


Se adjunta a continuación información complementaria que se considera

necesaria para la mejor comprensión del proyecto:

ÍNDICE ANEXOS:

ANEXO 5.1: TABLA RESUMEN CON TODOS LOS INTRUMENTOS.

ANEXO 5.2: TABLA RESUMEN DATOS DE PROCESOS.

ANEXO 5.3: HOJAS DE DATOS.

ANEXO 5.4: RESUMEN DE CÓDIGOS Y ESTÁNDARES.

ANEXO 5.5: RESUMEN DE ABREVIATURAS.

ANEXO 5.6: MAPA DE LA RED GASISTA DE LA PENINSULA.

ANEXO 5.7: FOTOS DE LA PLANTA REGASIFICADORA


ANEXO 5. 1: TABLA RESUMEN CON

TODOS LOS INTRUMENTOS.

RE

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8


ANEXO 5. 2: TABLA RESUMEN DATOS

DE PROCESOS.

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9

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ANEXO 5. 3: HOJAS DE DATOS.

Fecha: Junio 2005

Instrumentacion y control en un tanque de gas natural licuado

PLANTA DE REGASIFICACION

TUBO VENTURI

HOJA DE DATOS DE ESPECIFICACION DE

Código:

PLANTA DE REGASIFICACION:Proyecto fin decarrera

PFC

204

4567

1011121314151617

1819202122

35363738394041424344454647

4849

505152

MEDIDOR

BRIDAS

DATOS

DATOS

DEL

PROYECTO

123

Presión:

SiglaServicioLocalizaciónTamaño linea y schd.Material linea

Caudal:Presión baseCp/CvDensidad cond. oper.

8 Fluido

9 Temperatura:

Factor compres:cond.base

CONDICIONES

DE

PROCESO

Peso molecularTemperatura baseNorm.

Norm.

Norm.

Estado

Max.

Max.

Max.

Min.

Min.

Min.

Viscosi. cond. oper.Cond.oper

kg/h kg/h

bar-g bar-g

kg/h

kg/h

P&ID y coord.

Tipo instr.

bar-g

COMPRA

NOTAS:

ºC ºC

SuministradorN° de serieModelo Tipo

Fabricante

Tipo juntasTipo cara

Material Espesor

Clase pernos y tuercas MaterialMaterial bridasClaseDiametro interior (D)Diametro nominalTipo bridas

232425262728293031

32

3334

Planos de aplicación

B=d/D DP después de recuperar

Caudal Fondo de escalaPresión Dif.Tipo de tomas Dimensión Orientación

SecciónLongitud cilindro salida

Angulo cono divergen. LongitudLongitud cuello Diámetro

LongitudAngulo cono convergen.

Long. cilindro entrada SecciónMaterial EspesorTipo

Longitud aislamiento

LG-20003-3" (1R0JL)-73 in 10S

20-FE -01 001CAUDAL DE ASPERSION 20-T-01

Medidor de caudal venturi

SR-FD-20-001

(*) Todas las tomas de presión deberán llevar una extensión que supere el aislamiento (cuya longitud viene expresada en la casilla 6 de esta misma hoja) menos 50 mm.Ver DOCUMENTO N2: PLANOS

LG

3300

1,75

bar

-153,3 ºC

ºC

0,098 cP 415,6 kg/m³ 16,26

Liquid

0,474141

100 mmH2O 4ºC 4000

304 S.S.

N/A - Conexiónes soldadas BW

130 mm.

Superior½" S.W.Tubo soldado (*)

(Entre 7º y 15º)

21º±1º

304 S.S.Venturi en forja, mecanizado

207


DATOS

GENERALES

SiglaServicio

Línea / Equipo

Tipo elem. primario

373839

4243

4041

36

181920

22

23

12

567

1011121314151617

3

8

9

4

21

2425

26

2728293031

32

3334

35

Otras Conds. EspecialesPresión de Diseño

P&ID

CONDICIONES Fluido EstadoTemp. a caudal: Max.Presión a caudal: Max.

Max. Norm. Min.Caudal

Densidad cond. oper. Viscosidad cond. oper.

bar-g kg/h kg/h kg/h

4

NOTAS:

Min.Min.Norm.

Norm.bar-gbar-g

bar-g

Sigla

TRANSMISOR DE CAUDAL PORPRESION DIFERENCIAL


Código:

PLANTA DE REGASIFICACION:Proyecto fin de carrera


PFC

ºC ºC

444546

4748

DE

PROCESO

SuministradorN° de serieModelo TransmisorFabricante

Material Diafragma

Accesorio de montaje

Manifold / Bridas Tipo Material

EscalaTipoIndicador Remoto

Tapón purga / Venteo Material

Tipo de Sello Tipo de Conexiones

Material Cuerpo InferiorSuperiorFluido de RellenoLongitud ExtensiónTipo de Capilar Material LongitudDensidad Fluido RellenoAnillo Conexión Limpieza

Calibración PresiónMargen Ajustable Presión Máx. Mín.Presión y Temperatura de Cálculo

Variables Medidas Variables Transmitidas

Tipo de TransmisorTipo de Sensor Señal de salida

Alimentación EléctricaMaterial de Caja

Protección Ambiental

Modo de Protección Ex

Certificación

Material Cuerpo SensorEléctricaProcesoConexiones:

Indicador Incorporado Tipo Escala

UnidadesCalibración

Margen Ajustable Mínimo MáximoSupresiónElevaciónCero:

Precisión Error Total Probable Temp. Máx de TrabajoPresión Estática Máx.

Protocolo Digital

COMPRA

DATOS

ACCESORIOS

MULTIVARIABLE

TRANSMISOR

49

Aceleración: Elevación

SísmicaEléctricaClasificación: LG-20003-3" (1R0JL)-7

(**) Digital con doble escala 4-20 mA y Unidades de Ingeniería.

Raíz cuadrada extraida en transmisor.

20-FT -01 001CAUDAL DESCARGA LG-20003

SR-FD-20-001

LG

3300

1,75

18,9

-153,3 ºC

0,098 cP 415,6 kg/m³

Liquid

+120 ºC

---------

---------

------

---------

------

AISI 316SI

------NO AISI 316Modelo : Y34SMANIFOLD

SI (ABRAZADERA PARA TUBO 2")---

---------

------

HART

Clase "B"

0,212 g0,301 g46500 mm0,124 g0,177 g

160 bar<= +/- 0,075 % RANGO CALIBRADO

------10000 mmH2O100 mmH2O

mm H2O0-100

0 - 4000 kg/h(**)SIM20 x 1,51/2" NPT-H (Brida Oval)Hastelloy-C276AISI 316

EEx ia IIC T4 y EEx d IIC T4,T5,T6

ATEX / CENELECIP67Aluminio fundido24 Vcc (A 2 hilos)4-20 mA (RAIZ CUADRADA EXTRAIDA EN TRANSMISOR)

Cristal de Silicio ResonanteSMART

20-FE -01 001VenturiZONA 2 GR IIA T3

Fecha: Junio 2005

211

Fecha: Junio 2005PLANTA DE REGASIFICACION


PRIMARIO

CUERPO

DATOS

COMPRA

DATOS

DEL

PROYECTO

DE

PROCESO

CONDICIONES

ACCESORIOS

NOTAS:

SuministradorN° de serieModelo

Fabricante

Convertidor frecuencia/corrienteCompensador automático de temperatura

Rango máximo

Clasif. eléctricaSeñal de salidaAlimentaciónConexiones eléctricasGrado de protección (IP)

Material Tamaño

IndependienteRango de calibrac.Certificado

Rango mínimo

Tipo TamañoEmpaquetPartes giratoriasMater. carrete

CojinetesPresión máxima Temp. máxima

ExactitudRango de caudalTipo de conex. Tamaño Presión Material

MaterialEspesorJuntasPernos y tuercas Tamaño Material

Max.

Max.

Fluido EstadoMax.Temperatura:

Presión:

Caudal:Presión baseDensidad cond. oper.Cp/Cv

Factor compres:cond.base Cond.operaciónPeso molecular

Viscos.Cond.oper.Temperatura base

Norm.

Norm. Min.

Min.

Nm³/h Nm³/h Nm³/h

bar-gbar-gbar-g

Material lineaTamaño linea y schd.Linea P&ID y coord.ServicioSigla Tipo instr.1

2345678

9

1011121314151617

1819202122

232425262728293031

32

3334

35363738394041424344454647

4849

5051525354

PLANTA DE REGASIFICACION:Proyecto fin de carreraCódigo:

PFC

MEDIDOR DE CAUDALPOR TURBINA 3


ElevaciónAceleración:

Temperatura de Diseño

Min.Norm.

Mín. Máx

NI-57007-1" (A1)-N1 in XS

20-FQI -01 003CAUDAL NITRÓGENO A TANQUE 20-T-01 BYPASS

QA16DN25PN16:1,6-25

YOKOGAWA

CONTADOR MECÁNICO

SR-FD-20-001

NI

25

9 7

1,01325 bar

25 ºC

0 ºC

50 ºC

0,018 cP 9,086 kg/m³

Gas/Vapor

------

--------- ---

0,168g0,240g 3942 mm0,084g0,120g

YOKOGAWA

---------IP52

1"Fundición aluminio

1"ROSCA INTERN1,6 - 25m3/h

-10ºC a +60ºC16 bar-g

1"TURBINA

ASTM A106 Gr. B

201

NOTAS:

BRIDAS Y PLACAS DEORIFICIO


Código:

PLANTA DE REGASIFICACION:Proyecto fin de carera

DATOSGENERALES

34

SiglaServicio

Estado

Línea / Equipo

FluidoTemperatura Operación Presión Operación

Caída Presión permanente a Caudal F.E.

373839

44454647

48

4243

4041

Presión Diferencial

36

2930

3132

33

35

Factor de Compresibilidad

Estándar

Material Pernos y Tuercas

Tipo de Bridas

FabricanteSuministrador

P&ID

28

181920

22

23

123

21

2425

26

27

45678

9

1011121314

151617

Peso específico

TamañoMaterial BridasClase Pernos y Tuercas

Tornillos DistanciadoresAnillo Distanciador

Material Juntas

Espesor Juntas

Código de Cálculo

Material

Diámetro LíneaSchedule LíneaMaterial Línea

Diámetro del Orificio

Tipo Placa

Orificio:

Diámetro Nominal

Tomas: Cantidad

Tipo de Juntas

BRIDAS

PLACA

DATOS

COMPRA

Densidad Cond.Oper. Viscos.Cond.Oper.

Condiciones de ReferenciaCp / Cv Peso Molecular

Caudal Fondo de Escala

B = d / D

EspesorDrenaje Venteo

Radio (Cuarto de Círculo)Situación de Tomas

Norma

Diámetro Interior

Clase Cara

Tamaño

Caudal: Máx. Norm. Mín. Nm³/h DE

PROCESO

CONDICIONES

Nm³/h Nm³/h bar-g

Estándar

450 m³/h

Fecha: Junio 2005



PFC

Ver DOCUMENTO N2: PLANOS, planos PFC-08

Aire

400725 ºC

0,019 cP 9,406 kg/m³

28,950,9991,42

0,427047

33,2414mm

500, mmH2O 4ºC

RFCL300

45º

4"

Sch STD

ASME B16.36WN

En brida. Flange Tapping N/A

Drenaje1,5 mm

Gas

ISO 5167

6 mmAISI 316Arista viva (Square edge)

420 mmH2O

Temperatura : 0ºC ; Presión : 1 Atm

1,5 mm

Grafito con A316

½" SW2SISIASTM A193 GRB7 / ASTM A194 GR 2H

ASME B16.5ASTM A105

PLAIN CARBON STEEL (ANSI B36.19 & B36.10)

MEDIDA NITROGENO ANTES DE TURBINA

20- FE -01 002

502

NOTAS:

Código:

DATOS

DEPROCESO

CONDICIONES

GENERALES

34

SiglaServicio

Estado

Línea / Equipo

Fluido

Longitud

373839

44454647

48

4243

4041

Extremo Caliente Aislado

36

2930

3132

33

35

Clasificación eléctrica

Tipo

Tipo

Base

Modo Protección "Ex"

Fabricante Suministrador

Tipo

28

181920

22

23

123

21

2425

26

27

45678

9

1011121314

151617

Simple / Doble

LongitudMaterial ManguitosBloque Terminales

Terminal de Tierra

Conexión Eléctrica

Tipo Material

Conexión de Proceso

Diámetro Nominal / Tubería

VAINA ó

SKIN-PAD

Diámetro de los Hilos

Material Funda


Tipo Aislamiento

Diámetro

Material

Tipo de extensión

PrensaestopasMuelle de Empuje

CABEZA

ELEMENTO

SENSIBLE

DATOS

COMPRA

bar-g bar-g

ºC ºC

bar-g

Fecha: Junio 2005




PFC

Etiqueta Identificación

P&IDAislamiento

Codo 90º

Max.

Max. Norm.

Norm. Min.

Min.

Pres. diseño:Presión:

Temperatura:

Temp. diseño:bar-g

Aislam.

SONDA DE TEMPERATURA


Unión Vaina-Brida / SKIN-PAD-TERMOELE.

Longitud de Inmersión / Contacto

Certificación

Tapa / CadenaProtección Ambiental

Clasificación

Material

Planos de Aplicación

Nº de Hilos

Modelo

Racor

Modelo

Identif. Terminales

Max. Min.

Servicio Criogénico20-TE -01 001AENFR. EXTERIOR-INTERNO 20-T-01

20-T-01

SKIN POINT

SR-FD-20-001

(*) La caja de conexión, brida y demás elementos serán suministrados.11 sensores en Brida 6" ANSI 300# RF, 304SS (Brida Nro. 1A Tanque 20-T-01)Caja conexión: Mín.IP65, 2 salidas para multicable M25x1,5 , Material estándar del fabricante. 20 - JB - IT - 61 - IS.ver DOCUMENTO N2: PLANOS, planos PFC-12/13/14/15 para todos los TAGS.

LG

1,96

18,9

-17050 -159,5 ºC

-17085 ºC

Liquid

3 HILOS

---

316SSMINERAL (MgO)---

46000 mm ,ver DOCUMENTO N2 PLANOSSIMPLE

TERMORRESISTENCIA PT-100 (IEC751 Cls A)

---

---

--- --- ---

---

--- ------

------ (*)

MEDIANTE RACOR A COMPRESIÓNDOCUMENTO N2: PLANOS, planos PFC-12---

50x30 mmAISI 316 LSKIN PAD

4,5 mm

Zona 1 Gr IIA T3

--- --- ---

SOLDADO A TANQUE

---

--- ---

W-60/69

---

SI

---

---

---

ºC

502

NOTAS:

Código:

DATOS

DEPROCESO

CONDICIONES

GENERALES

34

SiglaServicio

Estado

Línea / Equipo

Fluido

Longitud

373839

44454647

48

4243

4041


36

2930

3132

33

35


Tipo

Tipo

Base



Tipo

28

181920

22

23

123

21

2425

26

27

45678

9

1011121314

151617

Simple / Doble


Terminal de Tierra


Tipo Material



VAINA ó

SKIN-PAD


Material Funda


Tipo Aislamiento

Diámetro

Material

Tipo de extensión


CABEZA

ELEMENTO

SENSIBLE

DATOS

COMPRA

bar-g bar-g

ºC ºC

bar-g

Fecha: Junio 2005




PFC


P&IDAislamiento

Codo 90º

Max.

Max. Norm.

Norm. Min.

Min.


Temperatura:

Temp. diseño:bar-g

Aislam.





Certificación


Clasificación

Material


Nº de Hilos

Modelo

Racor

Modelo

Identif. Terminales

Max. Min.

Servicio Criogénico20-TE -01 003AENFR. EXTERIOR-EXTERNO 20-T-01

20-T-01

SKIN POINT

SR-FD-20-001

LG

0,29 0,25050 -162 ºC

ºC

Liquid

3 HILOS

ALUMINIO FUNDIDO


1400 mm ver DOCUMENTO N2, planos PFC-09SIMPLE


---

---

------ ---

SIMPLE

CERÁMICOAC. INOX.3000 #AC INOX Sch80

ROSCADA + CADENAUNIVERSAL

SOLDADADOCUMENTO N2: PLANOS, planos PFC-09---


4,5 mm

Zona 1 Gr IIA T3

IP-68ATEX-CENELECEExd IIC T6

ANCLADO A TANQUE

M20 x 1,5

SI (+) (-) (T)

W-60/69

MANGUITO (1/2" NPT)+RACOR

SI

---

P227252-TKPI2-SP-0014 Rev. 4/ FIG 3

INTERNO Y EXTERNO

ºC

502

NOTAS:

Código:

DATOS

DEPROCESO

CONDICIONES

GENERALES

34

SiglaServicio

Estado

Línea / Equipo

Fluido

Longitud

373839

44454647

48

4243

4041


36

2930

3132

33

35


Tipo

Tipo

Base



Tipo

28

181920

22

23

123

21

2425

26

27

45678

9

1011121314

151617

Simple / Doble


Terminal de Tierra


Tipo Material



VAINA ó

SKIN-PAD


Material Funda


Tipo Aislamiento

Diámetro

Material

Tipo de extensión


CABEZA

ELEMENTO

SENSIBLE

DATOS

COMPRA

bar-g bar-g

ºC ºC

bar-g

Fecha: Junio 2005




PFC


P&IDAislamiento

Codo 90º

Max.

Max. Norm.

Norm. Min.

Min.


Temperatura:

Temp. diseño:bar-g

Aislam.





Certificación


Clasificación

Material


Nº de Hilos

Modelo

Racor

Modelo

Identif. Terminales

Max. Min.

Servicio Criogénico20-TE -01 005ACALENTAM. LOSA FONDO 20-T-01

20-T-01

PULLING EYE RTD

SR-FD-20-001

(*) RTD, cabeza.El elemento sensor será instalado en tubo conduit 1"Debe incluir el cable de acero inoxidable para "halar", de 1mm de diámetro.

LG

1,96

1

-525 ºC

ºC

Liquid

3 HILOS

ALUMINIO FUNDIDO


P227252-TKPI2-SP-0014 Rev. 4/ FIG 7

41300 mm ver DOCUMENTO N2,planos PFC-10DOBLE


AC INOX SCH80

------

SIMPLE

CERÁMICOAC INOX 3000#AC INOX Sch 80


SOLDADAver DOCUMENTO N2: PLANOS, planos PFC-10

25x10 mmAISI 316PULLING EYE (2)

4,5 mm

Zona 1 Gr IIA T3

IP-68ATEX-CENELECEExd IIC T6

M20x1,5

SI (+) (-) (T)

W-60/69

CODO CON MANGUITO (1" NPT-H) + RACORES A COMPRESION

NO

---

P227252-TKPI2-SP-0014 Rev. 4/ FIG 7

INTERNO Y EXTERNO

ºC

502

NOTAS:

Código:

DATOS

DEPROCESO

CONDICIONES

GENERALES

34

SiglaServicio

Estado

Línea / Equipo

Fluido

Longitud

373839

44454647

48

4243

4041


36

2930

3132

33

35


Tipo

Tipo

Base



Tipo

28

181920

22

23

123

21

2425

26

27

45678

9

1011121314

151617

Simple / Doble


Terminal de Tierra


Tipo Material



VAINA ó

SKIN-PAD


Material Funda


Tipo Aislamiento

Diámetro

Material

Tipo de extensión


CABEZA

ELEMENTO

SENSIBLE

DATOS

COMPRA

bar-g bar-g

ºC ºC

bar-g

Fecha: Junio 2005




PFC


P&IDAislamiento

Codo 90º

Max.

Max. Norm.

Norm. Min.

Min.


Temperatura:

Temp. diseño:bar-g

Aislam.





Certificación


Clasificación

Material


Nº de Hilos

Modelo

Racor

Modelo

Identif. Terminales

Max. Min.

Servicio Criogénico20-TE -01 007AENFR. FONDO-INTERNO 20-T-01

20-T-01

SKIN POINT

SR-FD-20-001

(*) La caja de conexión, brida y demás elementos serán suministrados.11 sensores en brida 6" ANSI 300# RF, 304SS (BRIDA Nro. 1A TANQUE 20-T-01)Caja de conexión: Mín.IP65, 2 salidas para multicable M25x1,5 , material estándar del fabricante. 20-JB-IT-61-ISver DOCUMENTO N2: PLANOS, planos PFC-12/13/14/15 para todos los TAGS.

LG

1,96

19

-18050 ºC

ºC

Liquid

3 HILOS

---




---

---

---------

---

--- ------

--- --- (*)

MEDIANTE RACOR A COMPRESIÓNver DOCUMENTO N2:PLANOS, planos PFC-12---


4,5 mm

Zona 1 Gr IIA T3

--- --- ---

SOLDADO A TANQUE

---

--- ---

W-60/69

---

SI

---

---

---

ºC

502

NOTAS:

Código:

DATOS

DEPROCESO

CONDICIONES

GENERALES

34

SiglaServicio

Estado

Línea / Equipo

Fluido

Longitud

373839

44454647

48

4243

4041


36

2930

3132

33

35


Tipo

Tipo

Base



Tipo

28

181920

22

23

123

21

2425

26

27

45678

9

1011121314

151617

Simple / Doble


Terminal de Tierra


Tipo Material



VAINA ó

SKIN-PAD


Material Funda


Tipo Aislamiento

Diámetro

Material

Tipo de extensión


CABEZA

ELEMENTO

SENSIBLE

DATOS

COMPRA

bar-g bar-g

ºC ºC

bar-g

Fecha: Junio 2005




PFC


P&IDAislamiento

Codo 90º

Max.

Max. Norm.

Norm. Min.

Min.


Temperatura:

Temp. diseño:bar-g

Aislam.





Certificación


Clasificación

Material


Nº de Hilos

Modelo

Racor

Modelo

Identif. Terminales

Max. Min.

Servicio Criogénico20-TE -01 009AFUGAS ALREDEDOR DEL INTERNO 20-T-01

20-T-01

SR-FD-20-001

(*) La caja de conexión, brida y demás elementos serán suministrados.11 sensores en Brida 6" ANSI 300# RF, 304SS (Brida Nro. 1A Tanque 20-T-01)Caja conexión: Mín.IP65, 2 salidas para multicable M25x1,5 , material estándar del fabricante.ver DOCUMENTO N2: PLANOS, planos PFC-12/13/14/15 para todos los TAGS.

LG

-1,96

19

-18050 ºC

ºC

Liquid

3 HILOS

---




---

---

---------

---

--- ------

------ (*)

---------

---------

4,5 mm

Zona 1 Gr IIA T3

---------

---

---

--- ---

W-60/69

---

---

SI

---

---

---

ºC

502

NOTAS:

Código:

DATOS

DEPROCESO

CONDICIONES

GENERALES

34

SiglaServicio

Estado

Línea / Equipo

Fluido

Longitud

373839

44454647

48

4243

4041


36

2930

3132

33

35


Tipo

Tipo

Base



Tipo

28

181920

22

23

123

21

2425

26

27

45678

9

1011121314

151617

Simple / Doble


Terminal de Tierra


Tipo Material



VAINA ó

SKIN-PAD


Material Funda


Tipo Aislamiento

Diámetro

Material

Tipo de extensión


CABEZA

ELEMENTO

SENSIBLE

DATOS

COMPRA

bar-g bar-g

ºC ºC

bar-g

Fecha: Junio 2005




PFC


P&IDAislamiento

Codo 90º

Max.

Max. Norm.

Norm. Min.

Min.


Temperatura:

Temp. diseño:bar-g

Aislam.





Certificación


Clasificación

Material


Nº de Hilos

Modelo

Racor

Modelo

Identif. Terminales

Max. Min.

Servicio Criogénico20-TE -01 011AFUGAS ESQUINAS DE 20-T-01

20-T-01

SR-FD-20-001

(*) La caja de conexión, brida y demás elementos serán suministrados.15 sensores en Brida 10" ANSI 300# RF, 304SS (Brida Nro. 4A Tanque 20-T-01)Caja conexión: Mín.IP65, 2 salidas para multicable M25x1,5 , material estándar del fabricante.ver DOCUMENTO N2: PLANOS, plano PFC-15 para todos los TAGS.

LG

1,96

19

-18050 ºC

ºC

Liquid

3 HILOS

---




---

---

---------

---

--- ------

------ (*)

---------

---------

4,5 mm

Zona 1 Gr IIA T3

--- --- ---

---

---

--- ---

W-60/69

---

---

SI

---

---

---

ºC

502

NOTAS:

Código:

DATOS

DEPROCESO

CONDICIONES

GENERALES

34

SiglaServicio

Estado

Línea / Equipo

Fluido

Longitud

373839

44454647

48

4243

4041


36

2930

3132

33

35


Tipo

Tipo

Base



Tipo

28

181920

22

23

123

21

2425

26

27

45678

9

1011121314

151617

Simple / Doble


Terminal de Tierra


Tipo Material



VAINA ó

SKIN-PAD


Material Funda


Tipo Aislamiento

Diámetro

Material

Tipo de extensión


CABEZA

ELEMENTO

SENSIBLE

DATOS

COMPRA

bar-g bar-g

ºC ºC

bar-g

Fecha: Junio 2005




PFC


P&IDAislamiento

Codo 90º

Max.

Max. Norm.

Norm. Min.

Min.


Temperatura:

Temp. diseño:bar-g

Aislam.





Certificación


Clasificación

Material


Nº de Hilos

Modelo

Racor

Modelo

Identif. Terminales

Max. Min.

Servicio Criogénico20-TE -01 013TEMP. VAPOR INTERNO TANQUE 20-T-01

20-T-01 SR-FD-20-001

(*) ver DOCUMENTO N2: PLANOS, plano PFC-11

LG

1,96

19

-18050 -159,5 ºC

85 ºC

Liquid

3 HILOS

ALUMINIO FUNDIDO


6040 mm (*)SIMPLE


---

---------

SIMPLE

CERAMICOAC.INOX.3000#AC.INOX.Sch 80


SOLDADURA A PENETRACIÓN TOTALver DOCUMENTO N2: PLANOS, plano PFC-11---

Ver Fig.4 (*)AISI 316 LVAINA BRIDADA

4,5 mm

Zona 1 Gr IIA T3

IP-68ATEX - CENELEC EExd IIC T6

2" 300 #

M20 x 1,5

SI (+)(-)(T)

W-60/69

MANGUITOS (1/2" NPT)+RACOR

SI

---

Estándar fabricante

INTERNO Y EXTERNO

ºC

502

NOTAS:

Código:

DATOS

DEPROCESO

CONDICIONES

GENERALES

34

SiglaServicio

Estado

Línea / Equipo

Fluido

Longitud

373839

44454647

48

4243

4041


36

2930

3132

33

35


Tipo

Tipo

Base



Tipo

28

181920

22

23

123

21

2425

26

27

45678

9

1011121314

151617

Simple / Doble


Terminal de Tierra


Tipo Material



VAINA ó

SKIN-PAD


Material Funda


Tipo Aislamiento

Diámetro

Material

Tipo de extensión


CABEZA

ELEMENTO

SENSIBLE

DATOS

COMPRA

bar-g bar-g

ºC ºC

bar-g

Fecha: Junio 2005




PFC


P&IDAislamiento

Codo 90º

Max.

Max. Norm.

Norm. Min.

Min.


Temperatura:

Temp. diseño:bar-g

Aislam.





Certificación


Clasificación

Material


Nº de Hilos

Modelo

Racor

Modelo

Identif. Terminales

Max. Min.

Servicio CriogénicoLG-20030-36" (1R0JL)-736 inSTD

20-TE -01 019ATEMP. SUPERF. ENTRADA GNL A 20-T-01

SKIN POINT

SR-FD-20-001

(**) Conjunto a compresión en A-304 1/2" NPT - M20x1,5 con contratuerca.(***) Certificación ATEX conjunto.

LG

1,75

18,9

-18050 ºC

ºC

Liquid

3 HILOS

ALUMINIO FUNDIDO

AC.INOXIDABLEMINERAL (MgO)---

ver DOCUMENTO N2: PLANOS, plano PFC-16SIMPLE

TERMORRESISTENCIA PT-100 (IEC751)

---

---

---------

SIMPLE

CERAMICOAC. INOX. 3000#AC.. INOX. Sch 80

ROSCADA + CADENAUNIVERSAL(*)

(**)ver DOCUMENTO N2: PLANOS, plano PFC-1636"

AISI 304 LSKIN-PAD

6 mm

Zona 1 Gr IIA T3

IP-68ATEX - CENELEC (***)EExd IIC T6

SOLDADO A TUBERIA

M20 x 1,5

SI (+) (-) (T)

W-60/69

TIPO 7

MANGUITOS(1/2" NPT) + RACOR(1/2" NPT-H)

SI

200 mm

Estándar fabricante

---

304 S.S.

ºC

502

NOTAS:

Código:

DATOS

DEPROCESO

CONDICIONES

GENERALES

34

SiglaServicio

Estado

Línea / Equipo

Fluido

Longitud

373839

44454647

48

4243

4041


36

2930

3132

33

35


Tipo

Tipo

Base



Tipo

28

181920

22

23

123

21

2425

26

27

45678

9

1011121314

151617

Simple / Doble


Terminal de Tierra


Tipo Material



VAINA ó

SKIN-PAD


Material Funda


Tipo Aislamiento

Diámetro

Material

Tipo de extensión


CABEZA

ELEMENTO

SENSIBLE

DATOS

COMPRA

bar-g bar-g

ºC ºC

bar-g

Fecha: Junio 2005




PFC


P&IDAislamiento

Codo 90º

Max.

Max. Norm.

Norm. Min.

Min.


Temperatura:

Temp. diseño:bar-g

Aislam.





Certificación


Clasificación

Material


Nº de Hilos

Modelo

Racor

Modelo

Identif. Terminales

Max. Min.

Servicio Criogénico20-TE -01 025AENFR. INTERIOR-EXTERNO 20-T-01

20-T-01

SKIN POINT

SR-FD-20-001

(*) La caja de conexión, brida y demás elementos serán suministrados.11 sensores en Brida 6" ANSI 300# RF, 304SS (Brida Nro. 1A Tanque 20-T-01)Caja conexión: Mín.IP65, 2 salidas para multicable M25x1,5 , material estándar del fabricante.ver DOCUMENTO N2: PLANOS, planos PFC-12/13/14/15 para todos los TAGS.

LG

0,25

0,29

-18050 ºC

ºC

Liquid

3 HILOS

---


4500 mm ver DOCUMENTO N2, plano PFC-12SIMPLE


---

---

---------

---

--- ------

--- --- (*)

MEDIANTE RACOR A COMPRESIÓNver DOCUMENTO N2: PLANOS, planos PFC-12---


4,5 mm

Zona 1 Gr IIA T3

--- --- ---

SOLDADO A TANQUE

---

--- ---

W-60/69

---

SI

---

---

---

ºC

302

NOTAS:

TRANSMISORES DE PRESIÓN


Código:

DATOS

DE

PROCESO

CONDICIONES

GENERALES

34

SiglaServicio

Línea / Equipo

373839

44454647

48

4243

4041

36

2930

3132

33

35

P&ID

Tipo

28

181920

22

23

123

21

2425

26

27

45678

9

1011121314

151617

Fecha: Junio 2005




20-PT -01 001A

PRESS.20-T-01 CONTROL PRES.COLECT VAP TANQUE Y GBO20-T-01

RELATIVA

SR-FD-20-001ZONA 2 GR IIA T3

PFC

(*) Digital con doble escala 4-20 mA y Unidades de Ingeniería. A 60 m del Transmisor. Modelo: 695FI000002L25E TAG: 20-PI -01 001A 20-PI -01 001L (Ver Anexo 5.1)

Accesorio de montajeManifold / Bridas

Material Diafragma

Densidad Fluido Relleno

MaterialTipoIndicador Remoto Tipo EscalaTapón purga / Venteo MaterialTipo de Sello Tipo de Conexiones

Material Cuerpo Superior InferiorFluido de RellenoLongitud ExtensiónTipo de Capilar Material Longitud

Anillo Conexión LimpiezaFabricanteModelo Transmisor N° de serie Suministrador

SI (ABRAZADERA PARA TUBO 2")MANIFOLD Modelo: Y24S AISI 316SI (2) (*) -0,1 - 0,4 bar-g--- ---

--- --------- ------------ --- ------

--- ---

ACCESORIOS

DATOS

COMPRA

Señal de salida

Material de Caja

Certificación

MaterialEléctricaConexiones:

CalibraciónMargen Ajustable Máximo

SensorCuerpoProceso

Indicador Incorporado Escala

Tipo de Sensor

Alimentación Eléctrica

Modo de Protección Ex

Tipo de Transmisor

Protección Ambiental ( IP )

Mínimo

UnidadesTipo

Precisión

Temp. Máx de TrabajoPresión Estática Máx.

Protocolo Digital

-0,1 - 0,4 bar-g

SMARTCristal de Silicio Resonante

4-20 mA24 Vcc (A 2 Hilos)

IP67

ATEX / CENELECEEx ia IIC T4 y EEx d IIC T4,T5,T6

AISI 316 Hastelloy-C2761/2" NPT-H (BRIDA OVAL) M20 x 1,5--- --- ---

0,3 bar 30 bar<= +/- 0,075 RANGO CALIBRADO

45 bar

HART

+120 ºC

Aluminio fundido

TRANSMISOR

Densidad cond. oper.

Otras Condiciones Especiales

Presión de DiseñoViscosidad cond. oper.

Min.

Min.

Min.Norm.

Norm.

Norm.Max.Max.

Max.Temperatura:

Presión:Caudal

Fluido Estado NG Gas

ºC ºC -159ºC

0,4 bar-g 0,25 bar-g -0,1 bar-gkg/hkg/hkg/h

2,255 kg/m³ 0,005 cP bar-g0,29

Aceleración: OBE 'X'SSE 'X'

OBE 'Y' ElevaciónSSE 'Y'

0,177 g 0,124 g48500 mm

0,299 g 0,209 g

SísmicaEléctricaClasificación: Clase "B"

303

TRANSMISOR DE PRESIÓNDIFERENCIAL


Código:

SiglaServicio

Línea / Equipo

29

P&ID

Tipo

28

18

1920

22

23

123

21

2425

26

27

45678

9

1011121314

1516

17

DATOS

GENERALES

Fecha: Junio 2005




20-PDT -01 009DP INTERIOR-EXTERIOR 20-T-01

20-T-01 SR-FD-20-001

Zn 2, Gr. IIA T3

PFC

Tipo

Margen Ajustable:

CONDICIONES

DE

PROCESO

TRANSMISOR

COMPRA

DATOS

ACCESORIOS

Estado del Fluido 2Fluido 1 Fluido 2

Estado del Fluido 1Temperatura Máx. 1 Temperatura Máx. 2 ºC ºC

ºC ºC Temperatura Mín. 2Temperatura Mín. 1Presión Máx. 1

Presión Mín. 1 Presión Mín. 2Presión Máx. 2

Dens. Cond. Oper. 1 Dens. Cond. Oper. 2

Viscos. Cond. Oper.2Viscos. Cond. Oper.1Presión de Diseño 1 Presión de Diseño 2Otras Condiciones Especiales

cP kg/m³

bar-g

bar-g

bar-g

bar-g

NGGas

1,44

-17050

Ni

9 bar-gbar-g

Gas

-170

2,2550,005

kg/m³ cP

0,29

NOTAS:(*) Digital con doble escala 4-20 mA y Unidades de Ingeniería. A 60 m del Transmisor. Modelo: 695FI000002L25E TAG: 20-PDI -01 009A

49

48

474645444342414039383736353433

3231

30

Suministrador

N° de serieModelo TransmisorFabricante

AnilloDensidad Fluido RellenoTipo de CapilarLongitud ExtensiónFluido de RellenoMaterial CuerpoMaterial DiafragmaTipo de SelloTapón purga / VenteoIndicador Remoto

Manifold / BridasAccesorio de montaje

Tipo

TipoMaterialTipo de Conexiones

Escala

Material

Superior Inferior

LongitudMaterial

Conexión Limpieza --- --------- --- ---

--------- --------- ---

AISI 316SISIMANIFOLDSI (MONTAJE EN PANEL LOCAL)

Modelo : Y34S(*) -60 - +60 mbar

AISI 316

Tipo de TransmisorTipo de Sensor

Señal de salidaAlimentación Eléctrica Material de Caja

Protección Ambiental Certificación

Modo de Protección ExMaterial Cuerpo Sensor

EléctricaProcesoConexiones:Escala

UnidadesMáximoMínimo

SupresiónElevaciónCero:Precisión

Temp. Máx de Trabajo

Protocolo Digital

Calibración

Indicador Incorporado

SMARTCristal de Silicio Resonante4-20mA

24 Vcc (A 2 HILOS)Aluminio fundido

IP 67 ATEX / CENELECEEx ia IIA T3 ó SuperiorAISI 316 Hastelloy-C276

1/2" NPT-H (Brida Oval) M20 x 1,5---------

-60 - 60 mbar1 bar0,01 bar

--- ---

<= +/- 0,075 % RANGO CALIBRADO

+120 ºC

HART

Aceleración: OBE 'X'SSE 'X'

OBE 'Y' ElevaciónSSE 'Y'

0,177 g 0,124 g 48500 mm0,300 g 0,211 g

SísmicaEléctricaClasificación: Clase "B"

Modelo

Aletas de RefrigeraciónAmortiguador de Pulsaciones ---

---------

MANÓMETROS


Código:

301

NOTAS:

DATOS

DE

PROCESO

CONDICIONES

GENERALES

SENSOR

ACCESORIOS 34

SiglaServicio

Estado

Línea / Equipo

Fluido

Temperatura:Presión: Max.

Max.Min.Min.

Rango Sensor

373839

44454647

48

4243

4041

Sobrepresión

36

2930

3132

33

35

Tipo de Sensor

ModeloFabricante

N° de serie

Suministrador

P&ID

28

181920

22

23

123

21

2425

26

27

45678

9

1011121314

151617

Material

Tipo de Caja MaterialCAJA

Tornillo de Calibración

PrecisiónVacío Admisible

Norm.Norm.

Densidad Condiciones Operación

Viscosidad Condiciones Operación

Presión de Diseño

Material conexión

Escala UnidadesConexión Proceso Tamaño MaterialDiámetro EsferaMaterial Ventana

Color Fondos SignosMaterial Mecanismo InternoTipo de Anillo Material

Protección AmbientalMontaje Local / Panel

DATOS

COMPRA

ºC bar-g

ºC bar-g bar-g

Disco de Seguridad

bar-g

0 - 1 bar-g

0 - 1 bar-g

Temperatura de Diseño




PFC

NI-20003-2" (A1)-N

20-PI -01 021PURGA ANULAR 20-T-01

SR-FD-20-001

NI

0,26

9

25 ºC

50 ºC

0,018 cP

1,44 kg/m³

Vapor

BLANCO NEGROS

Tornillo micrométricoAISI-316

MIN 130%F.E.---

LOCAL

1/2" NPT-M AISI-316100 mm.VIDRIO INASTILLABLE PLASTIFICADO

SI

AISI-316 TIREDONDA LOCAL

AISI-316

AISI-316

BAYONETA

+- 1% del Span

INFERIOR

IP-65

AISI-316

BOURDON

ver DOCUMENTO N2: PLANOS, plano PFC-18

Sifón ModeloModeloConexiónSello Sep.

Modelo

Protector de Vacío

Protector de Sobrepresión

--- ------------

---

SI LIMITADOR 910,13

Otros ---

Amortiguador de Vibraciones ---

Fluido sello Tipo Temp. Máx. Densidad --- --- --- ---

Máx. Mín.

Fecha: Junio 2005

bar-g

DATOS

GENERALES

18

12345678

9

1011121314

151617

Viscosidad Condiciones de Operación

Cp / Cv

SiglaServicio

Línea / Equipo

Fluido

P&ID

Presión EntradaTemperatura en Condiciones de Operación

Densidad Condiciones de Operación

DEPROCESO

CONDICIONES

Peso Molecular

Caudal: kg/h Norm.Máx.

Presión SalidaEstado

Válvula de Descarga

Válvula Reductora PresiónVálvulaCv CalculadoCv Requerido

Factor de Compresibilidad

P Vapor (bar a) Sobrecalentado

bar-g

kg/h

bar-g

VÁLVULAS AUTORREGULADORASDE PRESIÓN


Código:


PLANTA DE REGASIFICACION Fecha: Junio 2005


PFC

TuberíaTubería Schedule AislamientoClasificación: Eléctrica Sísmica

20

Tipo

Manómetros

Material

Indicador Local de Pos.

DATOS

COMPRA

Lubricador

Conexión de Presión

Modelo y Tamaño

ACCESORIOS

Muelle Antagonista

Fluido Operador

Rango de Presión

Fluido Fallo Aire Válvula

ACTUADOR

Fluido tiende abrir / cerrar

Tipo EmpaquetaduraGuiadoTipo de AsientoMaterial Obturador

Material

Material

TipoGrado Estanq.Característica

INTERNOS

Bonete Fuelle EstanqueidadClase CaraTamañoConex. Proceso

Tamaño

Tipo

Temp Máx. Clase

MaterialCUERPO

NOTAS:

Tipo Toma de Presión

SuministradorNº SerieModeloFabricante

Presión Calibración Resorte

21

19

2627

282930

31323334

3536

37383940

41424344

4948474645

53

525150

Presión diseño Temp. diseño: Mín. Máx.OBE "Y"SSE "Y"SSE "X"

OBE "X"Aceleración: Elevación

9 50

2223

24

25

NI-57007-4" (A1)-N

4 in STD

20-PCV -01 004

REGULACIÓN PRESIÓN N2 A 20-T-01

SR-FD-20-001

(*) Dispositivo manométrico de corte (slam shut device) por alta presión tipo BM5GB en 1" 150# RF incluido. Rango 0,3-0,7 bar. SET POINT: 0,33 bar

NI

1,3 1,3

725 ºC

0,018 cP

9,07832 kg/m³

280,997

Gas

1,415

GLOBO A216 GR.WCC1"

1"

DIAFRAGMA

Cl 150 RF

NITRILO

0,26

1E398927022

NO LUBRICADA

NO NO

AISI 416SIMPLE AISI 416 + NEOPRENO CLASE VI SHUTOFF

AISI 416

ABRIR

ABRE (*)

INTERNA

---

REDUCTORA

------

0,14 - 0,4 bar-g

---

---

------

0,0107

--- Clase "B"

BRIDADA

0,176 g 0,123 g58000 mm

0,287 g 0,201 g

TOMA INTERNA (TUBO DE PITOT) DE 1/16"

ºC


SIGLA SERVICIO NOTAS

dP Actuador (bar)

Actuador Manual

Tiempo de Actuación Reductor RPM

Par Máximo

(Nm)

Potencia Nominal

(kW)

Intensidad de

Arranque (A)

Intensidad Nominal (A) Tipo Material Cierre Esp.Tub. ACTUADOR MODELO

20-MOV-01051 Válvula Mot. Entrada tanque 20-T-01 (A) 18,9 Sí 113 IW9R720 F30 96 40548 0,8 14 3,21 Mariposa 150# 36" BW STD 304L Clase VI 1R0JL Servicio criogénico IQ20F14B420-MOV-01052 Válvula Mot. Entrada tanque 20-T-01 (B) 18,9 Sí 113 IW9R720 F30 96 40548 0,8 14 3,21 Mariposa 150# 36" BW STD 304L Clase VI 1R0JL Servicio criogénico IQ20F14B420-MOV-01055 Válvula Mot.retorno 2 lineas. NG circula 20-T-01 18,9 Sí 29 IW4/70 F14 36 1870 0,21 5,15 1,42 Bola 150# 8" BW 10S 304L Clase VI 1R0JL Servicio criogénico IQ12F10B420-MOV-01056 Válvula Mot.retorno 2 lineas. NG circula 20-T-01 18,9 Sí 29 IW6/70 F25 36 6856 0,78 14 3,15 Bola 150# 10" BW 10S 304L Clase VI 1R0JL Servicio criogénico IQ25F14B4

ACTUADOR VALVULA

Conexión


VALVULA DE EXPANSION TERMICA

Cliente Proyecto fin de carrera Item No. 20-TRV-01002 Area 20 Unidad TANQUES ALMACENAMIENTO GNL/PRIMARIAS Situación

1

2

3 DATOS GENERALES4

5 Número de plano6 Número de válvulas requerido7 Servicio8 Tipo de válvula9 Localización

10 Condición de emergencia11

12 DATOS DE PROCESO13

14 Fluido15 Estado del fluido en condiciones de operación16 Capacidad requerida (por válvula) kg/h17 COND. OPERACIÓN Presión barg18 Temperatura ºC19 COND. DISPARO Presión Tarado barg20 Temperatura ºC21 Viscosidad cP22 Cp/Cv23 Densidad kg/m3

24 P. Molecular Vapor25 F. Compresibilidad26 Contrapresión fija bar27 Interv. contrapres. Máx. barg28 Min. barg29 Sobrepresión %30

31 DATOS DE DISEÑO32

33 Material Cuerpo ASTMA351CF8M34 Area mínima de orificio requerida cm2

35 Area de orificio seleccionada cm2 / in2 0.710/0.11036 Designación del orificio API D37 Clase de bridas Entrada/Salida 1" 150# RF / 2" 150# RF38 Códigos y especificaciones API 52039 Material Asiento y anillos AISI31640 Material Muelle AISI31641 Material Fuelle42 Material Piloto43

44 OPCIONES45

46 Palanca: Simple o Empaquetada47 Tornillo de Prueba48

49

50 DATOS FABRICANTE51

52 Fabricante / Modelo53 Capacidad Real / Coeficiente de Descarga 'K' Kg/h / S. U. 9283,1/ -54 NOTAS:55

56

REVISIÓN FECHA: HOJA 1 DE 1Junio 2005

PLANTA REGASIFICADORA:

Proyecto fin de carreraCódigo:

PFC

LG-20005-2" (1R0JL)-7FUEGO

DOCUMENTO N2: PLANOS, plano PFC-231

EXPANSION TERMICA COLECTOR LG-20030CONVENCIONAL

20-TRV-01002

GNLLIQUIDO

-

1,75

18,9-153,3

-

0,060-103

< 7330

< 0.710

0,02510

0,2550,290

-

379,2


VALVULA DE SEGURIDAD

Cliente Proyecto fin de carrera Item No. 20-PSV-01017 Area 20 Unidad SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE NITRÓGENO Situación

1

2

3 DATOS GENERALES4

5 Número de diagrama6 Número de válvulas requerido7 Servicio8 Tipo de válvula9 Localización

10 Condición de emergencia11

12 DATOS DE PROCESO13

14 Fluido NITROGENO15 Estado del fluido en condiciones de operación GAS16 Capacidad requerida (por válvula) kg/h 3317 COND. OPERACIÓN Presión barg 0,2618 Temperatura ºC 2519 COND. DISPARO Presión Tarado barg 0,2920 Temperatura ºC 2521 Viscosidad cP 0,01822 Cp/Cv 1,40223 Densidad kg/m3 1,50924 P. Molecular Vapor 28,0125 F. Compresibilidad 0,999426 Contrapresión fija bar27 Interv. contrapres. Máx. barg 028 Min. barg 029 Sobrepresión % 1030

31 DATOS DE DISEÑO32

33 Material Cuerpo ASTM A216 WCB34 Area mínima de orificio requerida cm2 0,30235 Area de orificio seleccionada cm2 / in2 /36 Designación del orificio API D37 Clase de bridas Entrada/Salida 2" 150# RF / 3" 150# RF38 Códigos y especificaciones API 52039 Material Disco, Asiento y Anillos AISI 31640 Material Muelle AISI 31641 Material Fuelle42 Material Piloto AISI 31643

44 OPCIONES45

46 Palanca: Simple o Empaquetada47 Tornillo de Prueba48

49

50 DATOS FABRICANTE (Nota 1)51

52 Fabricante / Modelo53 Capacidad Real / Coeficiente de Descarga 'K' Kg/h / S. U. >33 KG/H54 NOTAS: Nota 1: El Fabricante suministrará estos datos con la oferta.

55

56

REVISIÓN FECHA1 Junio 2005

PLANTA REGASIFICADORA:

Proyecto fin de carreraCódigo:

PFC

20-PSV-01017

NI-20001-1"(1R0JL)-7

0,010

0,710 0,11

1SUMINISTRO DE N2 A 20-T-01

PILOTADAS


ANEXO 5. 4: RESUMEN DE CÓDIGOS Y ESTÁNDARES.



Industry Standards American Petroleum Institute (API):

API RP 520 Recommende practice for the design and Installation of Pressure Relieving System.

API RP 521 Guide for Pressure-Relieving and Depressuring Systems API RP 551 Process Measurement Instrumentation API RP 554 Process Instrumentation and Control API RP 555 Process Analysers API 670 Vibration, Axial Position And Bearing Temperature

Monitoring Systems

Instrument Society of America (ISA):

ISA S 5.1 Instrumentation Symbols And Identification ISA S 5.2 Primary Logic Diagrams for Process Operation ISA S 5.3 Instrument Loop Diagrams ISA S50-1 Compatibility Of Analogue Signals For Electronic

Industrial Process Instruments ISA S 75-01 Flow Equations For Sizing Control Valves ISA S 75-17 Control valve noise prediction

International Standards International Standards Organisation (ISO):

ISO 5167 Measurement Of Flow Of Fluids By Means Of Orifice Plates, Flow Nozzles And Venturi Tubes Inserted In Circular Conduits Running Full

ISO 5167-1 Specification For Square Edged Orifice Plates, Nozzles And Venturi Tubes

International Electro-technical Commission (IEC):

IEC 60079-0 Electrical Apparatus For Explosive Gas Atmospheres General Requirements

IEC 60079-1 Electrical Apparatus For Explosive Gas Atmospheres. Flameproof Enclosure ‘D’

IEC 60079-7 Electrical Apparatus For Explosive Gas Atmospheres. Increased Safety ‘E’

IEC 60079-10 Classification of Hazardous Area IEC 60079-11 Electrical Apparatus For Explosive Gas

Atmospheres. Intrinsically Safe ‘I’ IEC 60079-15 Electrical Apparatus For Explosive Gas Atmospheres.

Non-Incendive ‘N’



IEC 60534 Industrial-Process Control Valves IEC 60751 Industrial Platinum Resistance Sensors IEC 60529 Specification For Degrees Of Protection Provided By

Enclosures (IP Code) IEC 61508 Functional Safety Of Electrical/Electronic/Programmable

Electronic Safety-Related Systems IEC 611158-2 Fieldbus Foundation

European Standards (EN):

EN 1473 Installation And Equipment For Liquefied Natural Gas – Design Of Onshore Installations

EN 1532 Installation and Equipment for Liquefied Natural Gas – Ship to Shore Interface

94/9/EC European Directive (ATEX 100a)

EC Regulations:

89/336/EEC(2) Electromagnetic Compatibility Regulations 92/31/EEC Electromagnetic (Amendments) Regulations 73/23/EEC Low Voltage Electrical Equipment (Safety)

British Standards (BS):

BS 4937 International Thermocouple Reference Tables BS 6755 Test valves (Fire Safe)

Institute of Petroleum (IP):

IP Model Code of Safe Practice Part 15 Area Classification Code for Petroleum Installations

American National Standards Institute (ANSI):

ANSI/FCI 70-2 Quality Control Standard for Control Valve Seat Leakage

ANSI B16.10 Face To Face Dimensions For Ferrous Valves



Organización Mundial de la Salud (OMS):


ANEXO 5. 5: RESUMEN DE ABREVIATURAS.



Se pretende recoger en este ANEXO 5. 5: RESUMEN DE ABREVIATURAS.,

las abreviaturas utilizadas en este proyecto, para que sirva de referencia rápida y puedan

ser consultados en una misma hoja. No se recogen aquí las abreviaturas de códigos y

estándares, que se encuentran en el ANEXO 5. 4: RESUMEN DE CÓDIGOS Y

ESTÁNDARES. :

GNL Gas Natural Licuado

Bcm Billones de metros cúbicos

P&ID Piping and Instrument Diagrams

PIB Producto Interior bruto

SCD Sistema Control Distribuido

GBO Gas Boil-off

f.e.m Fuerza electro-motriz

RTD Termorresistencia

PLC Panel de control local

PC Ordenador personal

Tarjetas E/S Tarjetas entradas/salidas

BOE Boletín Oficial del Estado

p.p.m Partes por millón

HART Transmisor Remoto Direccionable de Alta velocidad

LFL Límite inferior de inflamabilidad


ANEXO 5. 6: MAPA DE LA RED GASISTA DE LA PENINSULA.

150

127105

150

Planta de regasificación(en miles de m3 de gnl)

Planta de regasificación (construcción)

Planta de regasificación (en proyecto)

Capacidad de regasificación (miles de m3(n)/h)

Capacidad de regasificación (en construcción)

Yacimiento

Conexión internacional(Capacidad nominal en miles m3(n)/h )

Almacenamiento subterráneo(Capacidad útil en Mm3(n) gas)

Almacenamiento subterráneo(en proyecto)

Capacidad de extracción (en miles m3(n)/h de gas)

Estación de compresión

Estación de compresión (en construcción)

Gasoducto de transporte(autorizados o en construcción)

Gasoducto de Portugal(autorizados o en construcción)

OviedoSantander

Palencia

Valladolid

Burgos

A Coruña

330

750

80 8040 40

55100

60

Zamora

LeónPontevedra

Ourense

Salamanca

Bilbao

Segovia

Madrid

Lugo

ZaragozaSoria

Cuenca

Jaén

PLANTA DE HUELVAPOSEIDON

MARISMAS

PALANCARES

Granada

Málaga

Córdoba

Cádiz

HuelvaSevilla

Algeciras

Jerez Arcos

Estepona

Motril

Puente Genil

Red Básica de Gasoductosy transporte secundario

Julio - 2004

48”

Badajoz

Cáceres

Almendralejo

ToledoTalavera

PLANTA DE BILBAO

AASS GAVIOTA

C.I. MARRUECOS

Pamplona

S. Sebastián

Vitoria Lumbier

Huesca

Lérida

Tarragona

Barcelona

Castellón

Valencia

Alicante

Murcia

Ciudad Real

Cartagena

Lorca

CaudeteAlbacete

PLANTA DE CARTAGENA

PLANTA DE BARCELONA

AASS SERRABLO

32”

28”

20”

26”

Villar de Arnedo

Haro

Aranda

Algete Guadalajara

Getafe

Tarancón

Alcalá

Puertollano

26”

26”

26”

16” 26”

20”

30”

20”20”

20”

20”

20”

20”

12”

12”

16”

Ponferrada

12”8”

8”

6”20”

26”26”

26”

26”

12”

30”

24”

24”

24”

30”

Mérida

Plasencia

Linares

Aguilar de la F.

Osuna

16”

10”

12”

12”10”

8”

Monzón

TivissaBañeras

Manresa

Igualada12”

10” Montmeló

Mataró

Gerona

10”

1.346

Larrau

Sariñena

Reus

16”

20”

20”12”

16”

Alfarrás

Subirats

8”

14”

Ferrol

Villalba

Vigo

CurtisSantiago

Caldas de Reis

Puentecesures

Tuy

AstorgaVillamañan

Benavente

AvilésGijón

Luarca

Langreo

Reinosa

Castro U.

BriviescaMiranda

Arrigorriaga Durango

Vergara

Irún

Lerma

Aguilar de Campoo

Toro

Tordesillas Peñafiel

EstellaViana

Tudela

Lesaka

Sangüesa

8”

4”6”

12”10”

Castelnou

Tamarite de Litera

Alcañiz

Villanueva G.Zuera

Torrijos

Alameda de la SagraLos

Yébenes

Tortosa

Alcora8”

Borriol12”

Villafames

ChilchesSegorbe

Nules

Sagunto

4”

16”

12”

10”

8”

20”

10”

8”

4”

10”

10”

10”

16” 12”

8”

12”

14”

10”

Santovenia

16/10/8”

PaternaPuzol

Lliria

Cheste6”

Carlet

Xixona

Agullent

Elche

10”

10”

20”

16”

Logroño4”

6”

Lisboa

Sines

GuardaViseu

Braga

Oporto

PortalegreCampomaior

Leiria

PLANTA DE SINES

26”

20”

20”

26”12”

Teruel

26”

20”

Villamayor

12”

C.I. FRANCIA

450

1.200

600

Almería

OlmedoMedina delCampo

12”

20”

28”

20”

28”28”

32”

16”

12”

12”

24”

20”

16”

Mouro

12”

Ávila

PLANTA DE SAGUNTO

PLANTA DE MUGARDOS

322

150

150750

775

AASS DE CARRIZO

150

150

120

450Fuente-Álamo

Mijas

Viches6”

Rivas

6”

Almazán

Fuentes

12”Laredo

SanturzeTreto

Villalba16”

150150800

30”

32”

32”

30”

12”Turégano

120

288

238

12”

12”

10”

Caspe

Andorra

Santa Cruz de Mudela

Alcázar de San Juan

Quintanar de la Orden

Aranjuez


ANEXO 5.7: FOTOS DE LA PLANTA REGASIFICADORA



Vista general de la planta (terreno ganado al mar), el 23-05-2003.

Planta del tanque instalando los tubos por los que se instalan tanto el calentador

eléctrico como las sondas de temperatura (ver DOCUMENTO Nº2: PLANOS, plano PFC-03).



Vista general del tanque con las instalaciones alrededor.

Vista interior del tanque.



Preparación del aislamiento de una tubería criogénica.

Detalle del lateral del tanque donde se instalan algunos sensores para controlar las

temperatura de la pared (interna y externa), ver DOCUMENTO Nº2: PLANOS, plano PFC-03.

66.. CCOONNCCLLUUSSIIOONNEESS



Las conclusiones del presente Proyecto responden a las consideraciones

realizadas tras el estudio de la Instrumentación y control en un tanque de gas

natural licuado.

A modo de conclusión inicial, es de destacar que el compaginar durante este

curso una beca y todo un curso universitario me ha permitido, de cara a la elaboración

de este Proyecto, estudiar y comprender con relativa facilidad el funcionamiento de una

planta regasificadora, y tratar todos los instrumentos, sin ningún problema en cuanto a

búsqueda de información, materiales y resolución de dudas con mis compañeros.

Con este proyecto fin de carrera, he podido adentrarme más en profundidad en el

mundo de la instrumentación, un campo que a simple vista parece convertirse en un

ámbito desconocido lejos de la vida universitaria, pero donde los ingenieros encuentran

un importante sitio de trabajo. Quizá para un ingeniero en Automática y Electrónica no

parezca en un principio una sección muy acorde con lo que se estudia, pero poco a poco

al introducirse en el estudio de los distintos instrumentos y equipos, se va aplicando lo

que se ha aprendido a lo largo de estos años de carrera: física, electrónica, tipos de

comunicaciones…etc

Como ya se hizo en el apartado metodología, de nuevo vuelve a insistirse en que

muchos de los estudios y cálculos realizados a lo largo de este tiempo en el Proyecto

real, no llegan a incluirse en el presente documento, dadas las normas y especificaciones

concretas a la hora del diseño o el cálculo. Por ello, muchos de los instrumentos tratados

llegan a un detalle muy limitado, ciñéndose exclusivamente a lo que el cliente requiere

o a lo que la propia norma establece para estos tipos de plantas, obviando las

explicaciones de la selección de algunos instrumentos en contrapartida de una

explicación de otras alternativas a la utilizada.

En cuanto al contenido explícito del proyecto, ha seguido en todo momento lo

fijado en las tabulaciones y requerimientos técnicos de los instrumentos (que se

explican en la memoria descriptiva), lo que unido al trabajo de colaboración con

compañeros de otras secciones; tuberías, procesos e incluso compras, me ha permitido



no sólo elaborar este documento sino incrementar mi aprendizaje con multitud de

detalles y fundamentos que complementan mi formación como estudiante.

Con respecto a estas últimas consideraciones y a modo de comentarios

adicionales a la consecución de objetivos con este proyecto, hay que destacar que ha

cubierto casi en su totalidad aquellos que se propusieron en un primer momento, a

excepción del apartado de control, en el que desgraciadamente no se ha podido

profundizar en mayor medida. Si bien se ha estudiado ampliamente este control de la

planta, hubiera podido completarse con un desarrollo de los “lógicos de control”, es

decir toda la lógica que abarca el software con el que se cumplirá las pautas explicadas

aquí, pero se entiende que al estar realizando el proyecto fin de carrera en paralelo con

un proyecto real, se corre el riesgo de no cumplir plazos por parte de la empresa en los

calendarios, ya sea por la propia empresa o por los cambios de ultima hora que el cliente

final propone.

Finalmente, como conclusión crítica personal, considero que los resultados

obtenidos con este estudio, me han permitido adentrarme en el estudio de una fuente de

energía en pleno auge actualmente: el Gas Natural. Aceptando que a parte de ser una

fuente limpia y barata, tendrá un aportación futura muy importante tanto a nivel de

usuario como a nivel de generación de electricidad (por ejemplo ya es un hecho con las

centrales de ciclo combinado). Como se ha comentado, las numerosas inversiones que

las compañías eléctricas se encuentran realizando en nuestro país gracias al gas (ya se

por gaseoducto o como gas licuado como en este proyecto), hacen de este producto un

factor a tener muy en cuenta para más estudios posteriores; por ejemplo el empleo

futuro de cavernas para guardar el GNL sin necesidad de un tanque de almacenamiento.

77.. BBIIBBLLIIOOGGRRAAFFÍÍAA



Libros de consulta general:

Boletines y normativas (para más información ver ANEXO 5. 1: RESUMEN

DE CÓDIGOS Y ESTÁNDARES.):

BOE Resolución de 15 de Octubre de 2002, de

la Secretaria General de Medio Ambiente, por la que se formula la DECLARACIÓN DE IMPACTO AMBIENTAL sobre la regasificadora de Gas Natural Licuado en el puerto de Sagunto (Valencia) BOE núm. 274 (Viernes 15 Noviembre de 2002)

UNE 9-100-86.

Válvulas de Seguridad

MINISTERIO DE INDUSTRIA COMERCIO Y TURISMO

Código Español de Recipientes y Aparatos a Presión

MINISTERIO DE INDUSTRIA Y ENERGÍA

Reglamento de Aparatos a Presión

CNE (Comisión Nacional de Energía) • “LA UNIÓN DE LA OFERTA Y LA DEMANDA: LA RED DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA” (7 abril 2005) • “BOLETÍN MENSUAL DE ESTADÍSTICAS DE GAS NATURAL”

TEX C.A., Tecnología de instrumentos Por B.F. Grumstrup, M. Hagen*

Relief Systems Handbook

PARRY, C.F Rugby, UK, Institution of Chemical Engineers, 1992

Guidelines for Engineering Design for Process Safety

A.I.Ch.E , New York, American Institute of Chemical Engi neers, 1993

Manual de instrumentación Sener Antonio Marco



Revistas y artículos de interés:

Direcciones web de interés:

* Hydrocarbon Processing Gas, LNG demand to grow robustly (Enero 2004)

* Hydrocarbon Processing Select the correct LNG storage tank for your facility D. Agrawal

* Automática e Instrumentacion Informe sobre la medición de temperatura Junio 2004 Concepció Roca

* Kaio Berri (Revista de cliente de NaturGas)

¿De dónde viene el gas natural?

Noticias Sener Revista semestral de la empresa donde se realiza el proyecto.

www.saggas.es Web de Saggas propietaria de la planta de este proyecto

www.cne.es Comisión Nacional de Energía

www.eipsa.es Española de instrumentación primaria www.spirax-sarco.es Válvulas de seguridad www.wika.es Instrumentos de medida de presión www.gamesa.es Monitorización y control www.yokogawa.com Transmisores www.rotork.com Actuadotes Válvulas www.emersonprocess.com Válvulas (Autorreguladora)

DDOOCCUUMMEENNTTOO NNºº22::

PPLLAANNOOSS

ÍNDICE GENERAL Pág 2.1. LISTA DE PLANOS 1 -- 1 2.2 PLANOS 3 -- 25



2.1 Lista de planos: A continuación se muestra un listado resumen de todos los planos del proyecto con

su descripción. Se destaca que el orden escogido para la numeración es el mismo que se

ha seguido en toda la memoria y en los anexos.

Numero plano Descripción

PFC-01 Simbología de tuberías e instrumentos PFC-02 Vista general de la planta PFC-03 Diagrama de tuberías e instrumentos tanque GNL PFC-04 Medidor de nivel (servo-nivel) PFC-05 Medidor de nivel (servo-nivel) PFC-06 Medidor de nivel/densidad/temperatura PFC-07 Venturi PFC-08 Placa orificio PFC-09 Skin-point (enfriamiento exterior del externo) PFC-10 Pulling-eye, calentamiento losa fondo PFC-11 Skin-point (temperatura techo tanque) PFC-12 Conjunto termoelementos (1 de 4) PFC-13 Conjunto termoelementos (2 de 4) PFC-14 Conjunto termoelementos (3 de 4) PFC-15 Conjunto termoelementos (4 de 4) PFC-16 Skin-point en superficie de tuberia PFC-17 Sondas medida multipunto, interior tanque PFC-18 Manómetros (Presión) PFC-19 Presión PFC-20 Válvula Autorreguladora PFC-21 Válvulas Mariposa TODO/NADA Motorizadas PFC-22 Válvulas Seguridad (1 de 2) PFC-23 Válvulas Seguridad (2 de 2) PFC-24 Diagrama de bloques del tanque

Se recuerda que los planos han sido modificados para este proyecto fin de

carrera, ya que hay instrumentos o equipos que se sobrepasan los objetivos que se

fijaron al comenzar. No obstante hay que resaltar que todos se han adaptado a estos

límites para evitar que cualquier tema se quede descolgado.

Por otra parte se destaca que la mayoría de los planos no se encuentra acotados,

ya que la sección de instrumentación en la se basa este proyecto no se encarga de esto,

solo son planos indicativos en donde se nos muestra por ejemplo: el tipo de instrumento,

características técnicas de los materiales y del equipo, tipo de conexionado en

campo…etc


2

2.2 Planos:

DDOOCCUUMMEENNTTOO NNºº33::

PPLLIIEEGGOO DDEE CCOONNDDIICCIIOONNEESS

ÍNDICE GENERAL Pág 3.1. PLIEGO DE CONDICIONES GENERALES

Y ECONÓMICAS 1 -- 5

3.2 PLIEGO DE CONDICIONES TECNICAS

Y PARTICULARES 1 -- 10

11.. PPLLIIEEGGOO DDEE

CCOONNDDIICCIIOONNEESS

GGEENNEERRAALLEESS YY

EECCOONNÓÓMMIICCAASS

ÍNDICE PLIEGO DE CONDICIONES GENERALES Y ECONÓMICAS:

1.1 CONDICIONES GENERALES............................................................................1

1.1.1 Responsabilidad en el trabajo y materiales ......................................................1

1.1.2 Permisos de los organismos oficiales ...............................................................1

1.1.3 Inspección, pruebas y ensayos ..........................................................................1

1.1.4 Garantías...........................................................................................................2

1.1.5 Montaje..............................................................................................................2

1.1.6 Documentación a entregar por el Suministrador/Subcontratista .....................3

1.2 CONDICIONES ECONÓMICAS. .......................................................................4

1.2.1 Precios...............................................................................................................4

1.2.2 Facturación .......................................................................................................4

1.2.3 Penalización ......................................................................................................5


1

1.1 Condiciones generales

1.1.1 Responsabilidad en el trabajo y materiales a) El Suministrador/Subcontratista tendrá la responsabilidad de que el

trabajo se realice según los términos y condiciones de la Orden de Compra, según

los códigos requeridos (ASME, ASTM, etc.) y las normas oficiales españolas,

según la legislación actual vigente;

b) No será válida ninguna modificación de los términos y condiciones de la

Orden de Compra, a menos que el cliente y el Suministrador/Subcontratista la

hayan acordado mutuamente por escrito. El envío de Acuse de Recibo por parte del

Suministrador/Subcontratista implica el reconocimiento y aceptación de las

Condiciones Generales de Compra aquí contenidas.

1.1.2 Permisos de los organismos oficiales a) El Suministrador/Subcontratista tomará a su debido tiempo, sin costo

adicional para el cliente, las medidas necesarias para obtener de los Organismos

Oficiales, con jurisdicción en España, la aprobación de los diseños y/o de la

ejecución de las pruebas de aceptación de los equipos, incluyendo la prueba final;

b) El Suministrador/Subcontratista será responsable de todos los

certificados, diseños de la construcción, curvas de recocido, rayos X y de los

informes sobre los ensayos que se requieran para obtener la aprobación de los

Organismos Oficiales competentes. Todo esto se llevará a cabo sin ningún costo

adicional para el cliente.

1.1.3 Inspección, pruebas y ensayos a) Los Inspectores del cliente o los representantes de cualquier Agencia de

Inspección que estén debidamente autorizados, inspeccionarán los artículos de la

Orden de Compra y se asegurarán de que el equipo y/o los materiales que han de

suministrarse concuerden con las especificaciones técnicas, códigos y normas y


2

con la reglamentación establecida en los documentos de la Orden de Compra. Esto

se aplicará a cualquier subpedido que el Suministrador/Subcontratista pueda

efectuar;

b) La inspección se podrá efectuar durante el proceso de fabricación e

igualmente antes de la entrega. Si alguno de los materiales y/o equipo no reúnen los

requisitos establecidos en la orden de Compra, el cliente estará autorizado para

rechazarlos irrevocablemente;

1.1.4 Garantías a) El Suministrador/Subcontratista garantiza la calidad del trabajo de su

personal, así como la del personal de sus Suministrador/Subcontratista es, contra

todo defecto o fallo que proviniese de un uso normal;

b) El Suministrador/Subcontratista garantizará todos los artículos, objeto de

esta Orden de Compra, contra cualquier defecto en el diseño, los materiales y la

mano de obra durante un período de un año desde la fecha en la cual la instalación

empiece a funcionar, o de dieciocho meses desde la fecha de la entrega,

tomándose la fecha de lo primero

1.1.5 Montaje La Orden de Compra definirá quien es responsable del montaje del equipo

objeto de suministro, así como la entidad responsable de dicho trabajo:

montaje por el propio Suministrador/Subcontratista,

montaje por el cliente o por un Participante, bajo la vigilancia del

Suministrador/Subcontratista o sin su participación.


3

1.1.6 Documentación a entregar por el Suministrador/Subcontratista

El Suministrador/Subcontratista, tome parte o no, en el montaje o en su

supervisión, deberá entregar los siguientes documentos al cliente, en las fechas

especificadas en la Orden de Compra y no más tarde que la fecha de entrega del equipo:

instrucciones y recomendaciones para el transporte, descarga y almacenamiento

del suministro

instrucciones para embalaje y montaje

listado de los artículos suministrados que deberán ser montados; cada artículo

estará identificado y representado en los planos del

Suministrador/Subcontratista.


4

1.2 Condiciones económicas.

1.2.1 Precios Los precios ofertados deberán ser firmes y no sujetos a revisión, durante el período

de validez de la Oferta (120 días) y hasta el cumplimiento del Pedido resultante y

también para posibles ampliaciones, durante seis (6) meses después de la Orden de

Compra.

Los precios del material incluirán separadamente los gastos de transporte, embalaje

y seguro hasta el lugar de entrega.

Aparte y sin incluirse, se indicará el % de I.V.A. En el momento de la facturación,

se aplicará el tipo vigente.

Se considerará que en los precios cotizados están incluidos todos los planos,

manuales y documentos indicados en el Requerimiento, con el número requerido de

cada uno de ellos.

1.2.2 Facturación a) Se requieren original y el número de copias que se indica en la Orden de Compra;

b) El número de la Orden de Compra debe figurar en todas las copias de la factura;

también debe figurar la fecha, nombre y Banco del Suministrador/Subcontratista;

c) Cuando el transporte haya de efectuarse separadamente o cuando figure como

una partida adicional de la factura, el original y dos copias del talón de envío o flete,

con los gastos de transporte que figuren en el mismo, y sellado por la empresa de

transportes, acompañará a todas las facturas;

d) Los artículos o servicios suministrados deberán describirse según los términos

utilizados en esta Orden de Compra y serán completos por lo que se refiere a

cantidad, grado, tipo, tamaño, peso, etc. No serán aceptadas las facturas que no

cumplan este requisito;

e) Las facturas que se refieren a juegos de llaves, equipos de soldadura, juegos de

herramientas, etc., deben detallar e indicar el precio de todos los componentes;


5

Las facturas deben consignar los términos de descuento según la Orden de Compra;

1.2.3 Penalización Penalidad por retraso en la entrega de equipos y/o materiales sobre el valor total del

pedido será el siguiente:

Una semana vencida de retraso..................................0,5 %

Dos semanas vencidas de retraso..............................1,5 %

Tres semanas vencidas de retraso............................. 3,0 %

Cuatro semanas vencidas de retraso..........................5,0 %

22.. PPLLIIEEGGOO DDEE

CCOONNDDIICCIIOONNEESS

TTÉÉCCNNIICCAASS YY

PPAARRTTIICCUULLAARREESS

ÍNDICE PLIEGO DE CONDICIONES TÉCNICAS Y PARTICULARES:

2.1 PLIEGO DE CONDICIONES TÉCNICAS Y PARTICULARES ..................1

2.1.1 Objeto ........................................................................................................1

2.1.2 Alcance ......................................................................................................1

2.1.3 Condiciones ambientales...........................................................................1

2.1.4 Sistemas contra riesgos de explosión y grados de protección ambiental .2

2.1.4.1 Protección Eléctrica contra riesgo de Explosión...................................2

2.1.4.2 Protección Ambiental .............................................................................2

2.1.5 Características de los equipos e instrumentos ..........................................3

2.1.5.1 Generales................................................................................................3

2.1.5.2 Protección frente a riegos de Explosión ................................................3

2.1.5.3 Pintura....................................................................................................3

2.1.6 Accesibilidad ............................................................................................4

2.1.7 Niveles de tensión de alimentación y transmisión de señales ..................5

2.1.7.1 Niveles de tensión para alimentación de Instrumentos y Equipos.........5

2.1.7.2 Tipo de señales .......................................................................................5

2.1.8 Cables y multicables para instrumentación .............................................6

2.1.9 Soldaduras................................................................................................8

2.1.10 Identificación de cables, instrumentos y equipos....................................8

2.1.11 Instrumentos ............................................................................................9

2.1.11.1 Unidades y Rangos...............................................................................9

2.1.11.2 Interferencias de radio frecuencia .......................................................9

2.1.11.3 Transmisores e Indicadores Electrónicos ............................................9


1

2.1 Pliego de condiciones técnicas y particulares

2.1.1 Objeto El propósito de este apartado es definir los requisitos técnicos para la selección e

instalación de Instrumentos en la Planta Regasificadora.

2.1.2 Alcance Esta Especificación Técnica cubre los requerimientos para diseño e instalación de

instrumentos de medida y control en todo tipo de servicios.

Los requerimientos para la Instrumentación Criogénica serán considerados cuando

la temperatura del fluido de Proceso esta por debajo de –50º C. y en particular para

servicios de GNL en fase vapor o liquido.

El suministrador será responsable de que el diseño y fabricación de los instrumentos

y equipos cumpla con todas las exigencias establecidas en estos documentos, códigos y

reglamentaciones vigentes en todas sus fases hasta la entrega de los mismos y de

asegurarse de su estabilidad, incluyendo las maniobras de transporte y desplazamientos

para el almacenaje y montaje, bajo todas las acciones exteriores e interiores.

El suministrador deberá analizar y estudiar en detalle todos los documentos

adjuntos. Caso de que encuentre alguna inconsistencia, falta de definición o posibilidad

de funcionamiento inadecuado entre los mismos deberá ponerlo en conocimiento del

comprador en fase de oferta. Si no lo hace así, estará obligado a aceptar la decisión del

comprador al respecto sin que ésta pueda dar lugar a ninguna repercusión que modifique

las condiciones contractuales. En general prevalecerá el requisito más exigente.

2.1.3 Condiciones ambientales La Instrumentación instalada en campo debe de ser adecuada para las siguientes

condiciones ambientales:

Máxima Temperatura Ambiente. 40º C

Mínima Temperatura Ambiente. -4º C


2

Máxima Temperatura Solar. 80º C

Humedad Relativa. 81%

Ambiente Salino, Corrosivo y Marino.

La instrumentación instalada dentro de Edificios deberá ser adecuada para operar en

rangos de temperatura de 0-32º C. y una Humedad relativa 81%

2.1.4 Sistemas contra riesgos de explosión y grados de protección ambiental

Todos los instrumentos y sistemas deben cumplir con las condiciones ambientales

descritas en el punto anterior, así como con la clasificación de área correspondiente; en

las zonas con clasificación de peligrosidad

2.1.4.1 Protección Eléctrica contra riesgo de Explosión La selección del tipo de protección se realizara de acuerdo a el estándar ATEX

e IEC 60079 y en general se utilizaran los siguientes modos de protección:

Eex ia ó ib (Seguridad Intrínseca, S.I.)

Eexd (Antideflagrante)

Eexe (Seguridad Aumentada)

La Seguridad Intrínseca NO podrá ser proporcionada a través de Barreras Zener.

2.1.4.2 Protección Ambiental La selección del tipo de protección se realizara de acuerdo al estándar IEC

60529 y en general se utilizaran los siguientes modos de protección:

MÍNIMO IP-65 para los instrumentos y sistemas instalados en

campo.

MÍNIMO IP-33 para los Instrumentos y sistemas instalados en

edificios.


3

2.1.5 Características de los equipos e instrumentos

2.1.5.1 Generales Los paneles y cuadros serán auto soportados con entrada inferior de cables.

Los paneles, cuadros e instrumentación en general se diseñarán para las

condiciones de la obra (climáticas, sísmicas, etc.).

Se preverá un sistema de ventilación en cuadros y paneles si fuera necesario,

para que los componentes internos funcionen a temperatura ambiente, aquellos

armarios que necesiten ventilación forzada serán suministradas con dos (2)

ventiladores (uno reserva del otro) y nunca la temperatura interior puede sobre

pasar de 10º C. por encima de la temperatura ambiente en el local donde estén

ubicados.

2.1.5.2 Protección frente a riegos de Explosión Los Instrumentos serán fabricados de acuerdo con ATEX e IEC 60079.

En la protección Exd las carcasas serán de metal fundido.

En la protección Exe /Exi estarán reforzados con poliéster.

Las válvulas solenoide en general tendrán una protección Eex ia ó ib.

Los instrumentos en campo en general tendrán una protección Eex ia ó ib.

En general los pulsadores y selectores tendrán una protección Eex ia / ib o

Eexe. Cuando estos elementos estén integrados en cuadros o paneles cumplirán la

clasificación de los mismos.

En general las cajas de conexiones para Instrumentos tendrán una protección

Eex ia / ib o Eexe.

En general los paneles o cuadros locales tendrán una protección Eexd o Eexe

cuando estén situados en zonas exteriores clasificadas y SIN protección contra

atmósferas explosivas en zonas interiores.

2.1.5.3 Pintura El sistema de pintura será el estándar de los fabricantes con las siguientes

condiciones:

El sistema de recubrimiento será resistente al aceite y tendrá una

duración de cinco años como mínimo hasta la primera revisión, se prestará


4

especial atención a la condición del ambiente marino, salino así como con

exposición al sol.

La instrumentación en general tendrá los colores estándar del

suministrador, excepto rojo y amarillo.

La instrumentación del sistema de protección contra fuego será de color

rojo.

El recubrimiento final en rojo, será un recubrimiento suplementario sobre

el color estándar suministrado con el equipo.

2.1.6 Accesibilidad Los instrumentos y equipos relacionados con Instrumentación deberán ser accesibles

de acuerdo con las buenas practicas de ingeniería, los siguientes ejemplos se definen

como peticiones mínimas a realizar:

En escalera o plataforma permanente

Visores de Nivel.

Instrumentos de presión de los recipientes.

Instrumentos de temperatura de los recipientes.

Controles de nivel entre 2.150 y 3.600 mm sobre el suelo.

Válvulas de control, T/N y Motorizadas de todos los tamaños.

Válvulas de alivio de los recipientes verticales.

Instrumentación electrónica con indicación local.


5

2.1.7 Niveles de tensión de alimentación y transmisión de señales

2.1.7.1 Niveles de tensión para alimentación de Instrumentos y Equipos

La tensión de alimentación para todo lo relacionado con equipamientos y

sistemas de control de Instrumentos será de 230 VCA, monofásicas a 50 Hz

Redundante, proveniente de una Unidad de Alimentación Ininterrumpida (UPS).

Las señales Analógicas y Lógicas de los instrumentos de campo serán

alimentadas a 24V CC desde los sistemas principales de control, situados dentro

de las salas de racks o salas técnicas.

Los instrumentos de campo que requieran alimentación externa serán a 230

VCA, monofásicos a 50 Hz desde los cuadros de distribución, situados dentro de

las salas de racks o salas técnicas y alimentados desde las UPS´s anteriormente

descritas.

Todas las válvulas solenoide de la instalación se alimentarán a 24V CC desde

los sistemas principales de control, bien de planta o de equipos paquete.

2.1.7.2 Tipo de señales Señales analógicas

• En general las señales serán 4-20 mA a 24V CC, transmisión a dos hilos.

• En general las entradas y salidas analógicas serán activas (alimentadas

desde el sistema de control correspondiente), por medio de una barrera

activa de Seguridad Intrínseca (S.I.).

• Todas las señales analógicas de transmisores y posicionadores serán

SMART, con protocolo HART.

Señales lógicas

• En general las señales serán contactos libres de potencial alimentados a

24V CC.


6

• En general las entrada y salidas lógicas son alimentadas desde el sistema

de control correspondiente, por medio de una barrera activa de S.I..

Las entradas en condiciones normales de operación, son contacto normalmente

cerrado (NC), que abren para la actuación o alarma.

Las salidas en condiciones normales de operación, son contacto normalmente

cerrado (NC) y alimentados para actuación de solenoides, indicaciones locales,

relés, bocinas, etc.

2.1.8 Cables y multicables para instrumentación En general se utilizarán cable simple entre los Instrumentos y las cajas de

conexiones de campo.

En general se emplearán multicables entre cajas y paneles de campo con los

armarios en las Salas de Racks o Salas Técnicas.

Existirán dos grandes grupos de tipo de cables:

Para señales de Seguridad Intrínseca (según norma ATEX, CENELEC EN 50039

y EN 60079).

Para señales de NO seguridad intrínseca.

En los multicables se dejará un 10% de pares de reserva totalmente cableados a los

paneles.

Las pantallas de los cables serán puestas a tierra en las Salas de Racks o Salas

Técnicas, siendo este el único punto donde se debe conectar la tierra de pantallas.


7

Los tipos de cables y multicables a utilizar en este proyecto son los siguientes:

Especificación Nº

conductores Descripción

A1 1 Par Cable NO S.I. Señales Analógicas (4-20 mA) y Lógicas Analog (24VCC)

AM3 3 Par Cable NO S.I. Señales Analógicas (4-20 mA) y Lógicas Analog (24VCC)

AM6 6 Pares Cable NO S.I. Señales Analógicas (4-20 mA) y Lógicas Analog (24VCC)



AI1 1 Par Cable S.I. Señales Analógicas (4-20 mA) y Lógicas Analog (24VCC)

AIM3 3 Pares Cable S.I. Señales Analógicas (4-20 mA) y Lógicas Analog (24VCC)


AIM12 12 Pares Cables S.I. Señales Analógicas (4-20 mA) y Lógicas Analog (24VCC)


TR1 1 Terna Cable NO S.I. Señales Analógicas (RTD y Vibraciones)

TRM6 6 Ternas Cable NO S.I. Señales Analógicas (RTD y Vibraciones)



TRI1 1 Terna Cable S.I. Señales Analógicas (RTD y Vibraciones) TRIM6 6 Ternas Cable S.I. Señales Analógicas (RTD y Vibraciones) TRIM12 12 Ternas Cable S.I. Señales Analógicas (RTD y Vibraciones) TRIM24 24 Ternas Cable S.I. Señales Analógicas (RTD y Vibraciones) TCT1 1 Par Cable NO S.I. Termopares Tipo “T” TCTM6 6 Pares Cable NO S.I. Termopares Tipo “T” TCTM12 12 Pares Cable NO S.I. Termopares Tipo “T” TCTM24 24 Pares Cable NO S.I. Termopares Tipo “T” TCTI1 1 Par Cable S.I. Termopares Tipo “T” TCTIM6 6 Pares Cable S.I. Termopares Tipo “T” TCTIM12 12 Pares Cable S.I. Termopares Tipo “T” TCTIM24 24 Pares Cable S.I. Termopares Tipo “T” TCK1 1 Par Cable NO S.I. Termopares Tipo “K” TCKM6 6 Pares Cable NO S.I. Termopares Tipo “K” TCKM12 12 Pares Cable NO S.I. Termopares Tipo “K”


8

TCKM24 24 Pares Cable NO S.I. Termopares Tipo “K” TCKI1 1 Par Cable S.I. Termopares Tipo “K” TCKIM6 6 Pares Cable S.I. Termopares Tipo “K” TCKIM12 12 Pares Cable S.I. Termopares Tipo “K” TCKIM24 24 Pares Cable S.I. Termopares Tipo “K” P1 3 Hilos Cable Alimentaciones 230V CA S1 2 Hilos Cable Alimentaciones 24V CC (*) SM6 12 Hilos Cable Alimentaciones 24V CC (*) SM12 24 Hilos Cable Alimentaciones 24V CC (*) (*) Cables de 1,5 mm2 de Sección, cuando sean necesarios de 2,5 mm2 al nombre de la especificación se le añadirá la letra "B"

2.1.9 Soldaduras La soldadura de instrumentos estará de acuerdo con las normas del suministrador de

los instrumentos o equipos.

Los soportes para el montaje de instrumentos, bandeja de cables, etc., estarán fuera

de la especificación de soldadura del proyecto para tuberías o estructuras principales, se

utilizará el procedimiento estándar.

Siempre que se realicen soldaduras se tendrá en consideración los tratamientos

necesarios para prevenir la corrosión.

2.1.10 Identificación de cables, instrumentos y equipos Todos los instrumentos, y equipos deberán suministrarse con PLACA DE

IDENTIFICACIÓN, indicando el Tag correspondiente.

El etiquetado de instrumentos y equipos estará de acuerdo con el “Codificación del

proyecto”, (punto 3.1.3 del Capítulo 3 de la Memoria descriptiva), la etiqueta de

identificación será adecuada para una exposición directa al sol y a las condiciones del

sitio.

Las etiquetas de identificación de instrumentos serán suministradas junto al mismo,

de acuerdo con el estándar del fabricante tanto en tamaño como en materiales y estarán

fijadas con remaches o tornillos de acero inoxidable.


9

2.1.11 Instrumentos

2.1.11.1 Unidades y Rangos

Los rangos y escalas de calibración de los instrumentos se definirán de

acuerdo con las siguientes unidades pertenecientes al Sistema Internacional:

Variable Unidad Caudal: - Volumen - Nm3/h (Gas)

- Volumen - m3/h (Líquido) - Masa - kg/h

Nivel: - % Presión relativa: - Alta bar g

- Baja mm H2O Presión absoluta: - Alta bar a

- Baja mm H2O a Temperatura: - ºC.

Al menos que se especifique lo contrario, los rangos de los instrumentos

se seleccionarán de modo que el valor normal se encuentre entre 40 % y 75 %

del F.E. para caudal, nivel, presión y temperatura y entre el 50% y 90% del F.E.

para caudal por presión diferencial, teniendo en consideración los valores

mínimos y máximos especificados.

2.1.11.2 Interferencias de radio frecuencia Para todos los elementos electrónicos de la instalación se deberá aplicar los

requisitos de la norma EMI/RFI “Susceptibility of Electronic Equipment

Standard”.

2.1.11.3 Transmisores e Indicadores Electrónicos Se utilizarán transmisores a dos hilos tipo SMART con protocolo HART e

indicadores digitales integrados, cuando sea necesario el indicador digital remoto

al transmisor (por requerimiento de proceso), este será de fácil acceso para su

lectura y el transmisor será ciego.


10

La precisión de los Transmisores electrónicos nunca será inferior a +/-0,25%

del rango de calibración, esta precisión incluye la Linearidad, Histeresis,

Repetibilidad y efectos de la Presión estática y Temperatura.

Todos los indicadores digitales se calibrarán en unidades de ingeniería,

excepto los de nivel que se calibrarán de 0 al 100%.

Los rangos, materiales, fondos de escala y calibraciones de los transmisores

electrónicos y sus indicadores correspondientes, serán los indicados en las Hojas

de Datos.

DDOOCCUUMMEENNTTOO NNºº44:: PPRREESSUUPPUUEESSTTOO

ÍNDICE GENERAL Pág 4.1. ESTIMACIONES 1 -- 1 4.2 PRECIOS UNITARIOS 1 -- 1

4.3 SUMAS PARCIALES 1 -- 20 4.4 PRESUPUESTO GENERAL 1 -- 1

11.. EESSTTIIMMAACCIIOONNEESS

4.1 ESTIMACIONES ÍNDICE GENERAL 4.1.1 Introducción ...........................................................................................................1

4.1.2 Mediciones .............................................................................................................1


1

4.1.1 Introducción Se desglosa ahora el presupuesto calculado para este proyecto fin de carrera,

teniendo en cuenta tanto las horas utilizadas de ingeniería y delineación, los materiales e

instrumentos que se han comprado para los tanques y el sistema de control.

Se ha de destacar que al estar trabajando para un proyecto real, ejecutándose

paralelamente a éste, se tiene acceso a precios y presupuesto reales. Se tiene contacto

directo con suministradores y fabricantes que facilitan todos estos datos de precios y

características de equipos e instrumentos, aunque no se citará el nombre de ninguno en

particular.

4.1.2 Mediciones Se resumen el conjunto de todos conceptos necesarios para la ejecución del

proyecto, es decir, las partes generales que lo integran:

Concepto: Cantidades:

Estudio y cálculo Cálculo en número de horas de trabajo: 450 horas

Delineación Cálculo en número de horas de trabajo: 70 horas

Material oficina Ver Apartado SUMAS PARCIALES

Compra de instrumentos y equipos 59

Transmisores 28

Cableado Ver Apartado SUMAS PARCIALES

Sistema de control Tanque 1

Sistema de control Integral 1

22.. PPRREECCIIOOSS UUNNIITTAARRIIOOSS

4.2 PRECIOS UNITARIOS ÍNDICE GENERAL

4.2.1 Costo unitario de cada parte...................................................................................1


1

4.2.1 Costo unitario de cada parte Se indica a continuación el costo unitario de cada una de las partes del apartado

anterior:

Concepto: Cantidades:

1. Estudio y cálculo 27000 €

2. Delineación 1680 €

3. Material oficina 800 €

4. Compra de instrumentos y equipos 217870,21 €

5. Transmisores 11.842,38 €

6. Cableado 72.006,22 €

7. Sistema de control Tanque 49.833,00 €

8. Sistema de control Integral 806.200,00 €

33.. SSUUMMAASS PPAARRCCIIAALLEESS

4.3 SUMAS PARCIALES ÍNDICE GENERAL 4.3.1 Estudio y cálculo..................................................................................... 1

4.3.2 Delineación ............................................................................................. 2

4.3.3 Material oficina ....................................................................................... 3

4.3.4 Instrumentos y equipos ........................................................................... 4

4.3.5 Transmisores ......................................................................................... 13

4.3.6 Cableado................................................................................................ 15

4.3.7 Sistema de control del tanque ............................................................... 17

4.3.8 Sistema de control integrado................................................................. 19


1

Se descompone ahora, con el mayor detalle posible, cada uno de los precios que

figuran en el cuadro de Precios Unitarios.

4.3.1 Estudio y cálculo Se realiza una estimación de las horas destinadas para el desarrollo de este

proyecto, dividiéndolas en dos grandes grupos para cotizarlas: técnico cualificado y

auxiliar técnico. Por ello en los apartados anteriores se ha dividido, uno en éste Estudio y

Cálculo y otro la parte de Delineación.

Para el estudio y cálculo, se estima que la hora de un técnico cualificado o

ingeniero trabada asciende a 60 €/hora:

Concepto: Número de horas:

Recopilación de la información técnica referente a las plantas de

GNL

30 horas

Estudio de planos, diagramas e instrumentos 65 horas

Estudio y cálculo de los tipos de instrumentos, de acuerdo a su

ubicación en la planta

200 horas

Modificaciones de las requisiciones técnicas originales por parte

de los proveedores, y nuevos cálculos

15 horas

Estudio de la lógica para el Control de la Planta 120 horas

Otras modificaciones del proyecto original o problemas en obra 20 horas

TOTAL HORAS ……………………………………………………………… 450 horas

TOTAL PRECIO ………………………………………………… 27.000 €


2

4.3.2 Delineación Para la delineación, se estima que la hora de auxiliar técnico o delineante asciende a 24

€/hora:

Concepto: Número de horas:

Creación de P&ID (con posteriores revisiones) 25 horas

Planos de los distintos instrumentos 35 horas

Sucesivas revisiones de los distintos planos y P&ID 10 horas

TOTAL HORAS ……………………………………………………………… .70 horas

TOTAL PRECIO …………………………………………………. 1.680 €


3

4.3.3 Material oficina En este punto se recoge todos los gastos de material de oficina y otros diversos, aunque

se entiende que hay equipos (como el informático, impresoras, etc.) en el que solo se

realiza una inversión inicial.

Concepto: Uso:

Papel Papel en blanco utilizados tanto para la impresora y

fotocopiadora como para uso escrito a mano.

Carpetas Carpetas clasificadoras en los cuales se introduce toda la

información que al llegar en formato electrónico, no se puede

grabar en CD´s. Esta información es, tanto de los proveedores

(manuales, planos, hojas de datos de los instrumentos) como

cálculos impresos propios.

Bolígrafos y rotuladores Cambio cada dos meses

Subrayadores Cambio cada mes

Grapadora

Equipo informático Se cuenta con un equipo clónico:

Pentium III , 800Mhz, 256MB RAM, HD 20Gb

Impresora Modelo: HP LaserJet 4100 DTN (Formato A4)

HP LaserJet 5000 DN (Formato A3)

Fotocopiadora Modelo: Xerox Document Centre 425 DC

Teléfono Teléfono con línea externa en la que se calcula de unos 15-20

minutos al día hablando con proveedores, fabricas e incluso

con la obra. Las llamadas internas cuentan con otro sistema de

facturación.

CD vírgenes CD utilizados para los back-up de cada ordenador y del

proyecto realizados cada mes


4

4.3.4 Instrumentos y equipos Este es el punto donde se puede precisar más en este proyecto, ya que, como se

mencionó en la introducción, se tiene acceso directo a precios reales del mercado en cuanto

a equipos e instrumentos utilizados en la realidad para la planta. Se destaca también que

muchos de estos precios se verán afectados debido a que aquí solo se ha estudiado los

tanques de almacenamiento (ver resumen de elementos comprados Cuadro 1), y las

compras se suelen realizar para la planta completa, lo que resulta ser algo más barato

porque se reducen los gastos de transporte (proporcionalmente al número de instrumentos

comprados), el precio por el volumen pedido y los gastos derivados a las pruebas que todo

instrumento debe pasar (puntos de inspección en donde cada “n” instrumentos o equipos,

se deben probar en un banco de pruebas un tanto por ciento).

Variable a medir Tipo

Nivel Medidores de nivel con flotador (no se ha incluido el Sistema

LDT)

Placas de orificio

Venturi

Caudal

Medidor por turbina

Skin-point

Pulling-eye

Medidor múltiple

Temperatura

Termoresistencias bridadas y soldadas

Presión Medidores de presión

Autorreguladoras

Mariposa y Bola (Motorizadas)

Válvulas

Seguridad

Cuadro 1: Resumen instrumentos comprados.


ITEM CODIGO DESCRIPCION UNI Ct PRC.UNT PRC.TOT

Medidor de nivel con transmisor1 20-LT-01003 Medidor de nivel servooperado U.d. 1 9.670,00 9.670,002 20-LT-01007 Medidor de nivel servooperado U.d. 1 9.670,00 9.670,003 Interruptor de corte de alimentación y de lazo U.d. 4 1.650,00 6.600,004 20-LI-01003A Indicador local U.d. 1 1.110,00 1.110,005 20-LI-01007A Indicador local U.d. 1 1.110,00 1.110,00

Medidor LTD6 20-LDT-01099 Medidor de nivel LTD U.d. 1 80.955,00 80.955,007 Interruptor de corte de alimentación y de lazo U.d. 1 1.650,00 1.650,008 Válvulas de Bola 6" U.d. 1 2.721,00 2.721,00

Alarma de nivel alto y muy alto9 20-LT-01001 Medidor de nivel Servooperado U.d. 1 9.670,00 9.670,00

Medidor de Nivel Servooperador modelo Paro de Alto y Bajo P/N 120-11401-001 U.d. 6 60,00 360,00Codificador de Nivel P/N 225-05684-114 U.d. 1 1.506,00 1.506,00Cabezal Sensor P/N 01203-31-0000 U.d. 1 2.059,00 2.059,00

Transmisor de Temperatura modelo 1645Tarjeta Transmisor 225-05694-112 U.d. 1 1.076,00 1.076,00

Medidor LTD modelo 1146Codificador de Nivel P/N 225-05684-114 U.d. 1 1.506,00 1.506,00Set de Fusibles P/N 2000-7909-1 U.d. 1 29,00 29,00

Convertidor de Lazo modelo 9510Módulo de Entrada/Salida P/N 200-7909-1 U.d. 1 641,00 641,00

Indicador modelo 1608Tarjeta de Comunicaciones P/N 225-05750-111 U.d. 1 368,00 368,00

Tarjeta Indicador P/N 225-05683-111 U.d. 1 171 171

TOTAL 130.872,00

(SEGÚN HOJA DE DATOS)DISEÑO MECANICO, SUMINISTRO MATERIALES Y FABRICACION

MATERIAL: SISTEMA DE MEDIDA DE NIVEL, DENSIDAD Y TEMPERATURA



ITEM CODIGO DESCRIPCION UNI Ct. PRC.UNT PRC.TOT

1 20-FE -01 001 Caudal descarga LG-20003 U.d. 1 525,10 525,10

2 Transporte 1 1.938,69 1.938,693 Inspecciones y Pruebas4 Documentacion5 Marcado CE (opcional)6 Certificados 3.1.b

TOTAL 2.463,79

MATERIAL: TUBOS VENTURI

IncluidoIncluido

IncluidoIncluido

DISEÑO MECANICO, SUMINISTRO MATERIALES Y FABRICACION(SEGÚN HOJA DE DATOS)



ITEM CODIGO DESCRIPCION DIAM CANTID PRC.UNT PRC.TOT

1 20-FE -01 002 Nitrógeno antes de FQI NI-57007-4" (A1)-N 4 1 84,55 84,55

2 Inspeccion y pruebas P.A. 13 Documentación P.A. 14 Marcado CE (opcional) P.A. 15 Certificados 3.1.b P.A. 1

6 Repuestos para P.E.M7 Repuestos para 1 año de operación

TOTAL 85

MATERIAL:PLACAS, BRIDAS DE ORIFICIO Y ORIFICIOS DE RESTRICCIONSUMINISTRO MATERIALES Y FABRICACION, ETC

(SEGÚN HOJAS DE DATOS)

NO APLICANO APLICA

INCLUIDOINCLUIDOINCLUIDOINCLUIDO




1 20-PI -01 021 Manómetro (Sin glicerina) Ud. 1 85 852 20-PI -01 023 Manómetro (Sin glicerina) Ud. 1 85 853 20-PI -01 029 Manómetro (Sin glicerina) Ud. 1 85 85

4 Manifold 1 vía 2 válvulas 1/2"NPT-H Tipo MC-12-1 Ud. 3 72 215

TOTAL 469,50

MATERIAL: TERMOMETROS Y MANOMETROSDISEÑO MECANICO, SUMINISTRO MATERIALES Y FABRICACION, ETC

(SEGÚN HOJA DE DATOS)



ITEM CODIGO DESCRIPCION UNI ANTIDPRC.UNT PRC.UNT PRC.TOT

1 20-TE -01 001A Incluyen los siguientes Equipos: Ud 1 4720 4200,8 4200,820-TE-1001E20-TE-1001I20-TE-1009A20-TE-1009AR20-TE-1009B20-TE-1009BR20-TE-1025A20-TE-1025B20-TE-01007A20-TE-01007B

2 20-TE -01 001B Incluyen los siguientes Equipos: Ud 1 4680 4165,2 4165,220-TE-1001F20-TE-1009C20-TE-01007C20-TE-01007D

3 20-TE -01 001C Incluyen los siguientes Equipos: Ud 1 4640 4129,6 4129,620-TE-1001K20-TE-1009E20-TE-1009ER20-TE-1009F20-TE-1009FR20-TE-01001G20-TE-01007E20-TE-01007F20-TE-1025E20-TE-1025F

4 20-TE -01 001D Incluyen los siguientes Equipos: Ud 1 7780 6924,2 6924,220-TE-1001H20-TE-1001L20-TE-1007G20-TE-1007H20-TE-1009GR20-TE-1009H20-TE-1009HR20-TE-1025G20-TE-1025H20-TE-1011A20-TE-1011AR20-TE-1011B20-TE-1011BR20-TE-1009G

5 20-TE -01 003A Skin-Pad Ud 1 240 213,6 213,66 20-TE -01 003B Skin-Pad Ud 1 240 213,6 213,67 20-TE -01 003C Skin-Pad Ud 1 240 213,6 213,68 20-TE -01 003D Skin-Pad Ud 1 240 213,6 213,69 20-TE -01 003E Skin-Pad Ud 1 240 213,6 213,610 20-TE -01 003F Skin-Pad Ud 1 240 213,6 213,611 20-TE -01 003G Skin-Pad Ud 1 240 213,6 213,612 20-TE -01 003H Skin-Pad Ud 1 240 213,6 213,613 20-TE -01 005A Pulling-eye Ud 1 870 774,3 774,30

MATERIAL: SONDAS DE TEMPERATURADISEÑO MECANICO, SUMINISTRO MATERIALES Y FABRICACION, ETC




ITEM CODIGO DESCRIPCION UNI ANTIDPRC.UNT PRC.UNT PRC.TOT

14 20-TE -01 005B Pulling-eye Ud 1 870 774,3 774,3015 20-TE -01 005C Pulling-eye Ud 1 314 279,46 279,4616 20-TE -01 005D Pulling-eye Ud 1 314 279,46 279,4617 20-TE -01 005E Pulling-eye Ud 1 281 250,09 250,0918 20-TE -01 005F Pulling-eye Ud 1 280 249,2 249,2019 20-TE -01 005G Pulling-eye Ud 1 282 250,98 250,9820 20-TE -01 005H Pulling-eye Ud 1 281 250,09 250,0921 20-TE -01 005I Pulling-eye Ud 1 275 244,75 244,7522 20-TE -01 005J Pulling-eye Ud 1 275 244,75 244,7523 20-TE -01 005K Pulling-eye Ud 1 246 218,94 218,9424 20-TE -01 005L Pulling-eye Ud 1 246 218,94 218,9425 20-TE -01 005M Pulling-eye Ud 1 243 216,27 216,2726 20-TE -01 005N Pulling-eye Ud 1 243 216,27 216,2727 20-TE -01 005P Pulling-eye Ud 1 231 205,59 205,5928 20-TE -01 005Q Pulling-eye Ud 1 231 205,59 205,5929 20-TE -01 005R Pulling-eye Ud 1 231 205,59 205,5930 20-TE -01 005R Pulling-eye Ud 1 231 205,59 205,59

31 20-TE -01 013 Vaina bridada Ud 1 205 182,45 182,45

Racores barrera de fugas 32 43 38,27 1.224,64

32 20-TT-01015A-J Sonda temperatura promedio multipunto U.d. 1 8930 8930 893033 20-TT-01017A-J Sonda temperatura promedio multipunto U.d. 1 8930 8930 893034 Transmisor de temperatura promedio U.d. 4 2160 2160 864035 Transmisor de sondas de temperatura U.d. 6 2160 2160 1296036 Válvulas de Bola 6" U.d. 4 2721 2721 10884

TOTAL 78.169,85




1 20-PCV -01 004 Autorreguladora Presión Ud. 1 1.235,08 1.235,08

2 Pintura según especificación PA 210,00 210,00

3 Documentación4 Repuestos de Puesta en Marcha No requerido5 Repuestos para 1 año de operación 99 996 Embalaje, transporte y seguro 45 45

TOTAL 1.589,86

INCLUIDO

MATERIAL: VALVULAS AUTORREGULADORASDISEÑO MECANICO, SUMINISTRO MATERIALES Y FABRICACION, ETC




ITEM CODIGO DESCRIPCION DIAM. Ct. PRC.UNT PRC.TOT

1 20-MOV-01051 Mariposa 150# 36" 1 11.889 11.888,642 20-MOV-01052 Mariposa 150# 36" 1 11.889 11.888,643 20-MOV-01055 Bola 150# 8"x6" 1 8.144 8.143,684 20-MOV-01056 Bola 150# 10" 1 9.222 9.221,76

5 Repuestos de Puesta en Marcha INCLUIDO6 Transporte INCLUIDO7 Inspecciones y Pruebas INCLUIDO8 Documentacion INCLUIDO9 Marcado CE (opcional) INCLUIDO10 Certificados 3.1.b INCLUIDO

41.142,72

DISEÑO MECANICO, SUMINISTRO MATERIALES Y FABRICACION(SEGÚN HOJA DE DATOS)

ACTUADORES MOTORIZADOS PARA VÁLVULAS DE MARIPOSA Y BOLA

TOTAL




1 20-PSV-01028 A Válvula de vacio Ud. 1 6.672,97 6.672,972 20-PSV-01028 B Válvula de vacio Ud. 1 6.672,97 6.672,973 20-PSV-01028 C Válvula de vacio Ud. 1 6.672,97 6.672,974 20-PSV-01028 D Válvula de vacio Ud. 1 6.672,97 6.672,975 20-PSV-01028 E Válvula de vacio Ud. 1 6.672,97 6.672,976 20-PSV-01027 A Válvula de alivio pilotada Ud. 1 13.764,10 13.764,107 20-PSV-01027 B Válvula de alivio pilotada Ud. 1 13.764,10 13.764,108 20-PSV-01027 C Válvula de alivio pilotada Ud. 1 13.764,10 13.764,109 20-PSV-01027 D Válvula de alivio pilotada Ud. 1 13.764,10 13.764,10

10 20-PSV-01017 Válvula de seguridad Ud. 1 5.335,66 5.335,66

11 Conexión del piloto en Vál. de alivio Ud. 4

12 Pruebas ( tarado y estanqueidad)13 Inspección y certificados14 Documentación15 Certificados de materiales 3.1.B16 Repuestos de Puesta en Marcha17 Repuestos para 1 año de operación set 4 664,37 2.657,4618 Embalaje, transporte y seguro P.A 1 Incluido Incluido

TOTAL 96.414,39

MATERIAL: VALVULAS DE SEGURIDAD DE TANQUEDISEÑO MECANICO, SUMINISTRO MATERIALES Y FABRICACION, ETC


INCLUIDO

INCLUIDO

NO REQUERIDO

INCLUIDOINCLUIDOINCLUIDO



13

4.3.5 Transmisores Se desglosan en la siguiente hoja todos los transmisores del proyecto, indicando los

precios unitarios, las cantidades de cada uno de los modelos o tipos y el importe total.



1 20-TT-01 005A YTA70-E/KS2. -5 a +25 1 134,50 134,502 20-TT-01 005B YTA70-E/KS2. -5 a +25 1 134,50 134,503 20-TT-01 005C YTA70-E/KS2. -5 a +25 1 134,50 134,504 20-TT-01 005D YTA70-E/KS2. -5 a +25 1 134,50 134,505 20-TT-01 005E YTA70-E/KS2. -5 a +25 1 134,50 134,506 20-TT-01 005F YTA70-E/KS2. -5 a +25 1 134,50 134,507 20-TT-01 005G YTA70-E/KS2. -5 a +25 1 134,50 134,508 20-TT-01 005H YTA70-E/KS2. -5 a +25 1 134,50 134,509 20-TT-01 005I YTA70-E/KS2. -5 a +25 1 134,50 134,5010 20-TT-01 005J YTA70-E/KS2. -5 a +25 1 134,50 134,5011 20-TT-01 005K YTA70-E/KS2. -5 a +25 1 134,50 134,5012 20-TT-01 005L YTA70-E/KS2. -5 a +25 1 134,50 134,5013 20-TT-01 005M YTA70-E/KS2. -5 a +25 1 134,50 134,5014 20-TT-01 005N YTA70-E/KS2. -5 a +25 1 134,50 134,5015 20-TT-01 005P YTA70-E/KS2. -5 a +25 1 134,50 134,50

22 20-FT-01 001 EJA110A-EMS4A-64DC/KU2 0-100 1 504,10 504,10

23 20-PT-01 001A EJA430A-EAS4A-64NC/KU2 -0,1 a 0,4 1 813,15 813,1524 20-PT-01 001B EJA430A-EAS4A-64DC/KU2 -0,1 a 0,4 1 443,72 443,7225 20-PT-01 003A EJA510A-EAS4N-04NE/KU2 0,9 a 1,4 1 539,04 539,0426 20-PT-01 003B EJA510A-EAS4N-04DE/KU2 0,9 a 1,4 1 374,91 374,9127 20-PDT-01 009 EJA110A-EMS4A-64NC/KU2 -60 a +60 1 665,38 665,38

28 20-FQI-01 003 QA16DN25PN16:1,6-25 1,6-25 1 973,25 973,25

29 Documentacion (Certificados Material) 2.154,7530 Documentacion (Test Certificates) 3.356,65

11.842,38TOTAL

MATERIAL: TRANSMISORES ELECTRÓNICOSDISEÑO MECANICO, SUMINISTRO MATERIALES Y FABRICACION




15

4.3.6 Cableado Se desglosa en la siguiente hoja todo el cableado utilizado para el proyecto,

indicando los precios unitarios por bobina, las cantidades de cada uno de los tipos de cable

y el importe total.


ITEMCOD. DESCRIPCION ESPEC. Nº CONDUC. NºBOBINAS CANTIDADPRC.UNT PRC.TOT

1 m Señales analógicas 4-20 mA Y discretas 24 Vdc, NO seguridad intrinseca A1 1 PAR 1 250 0,76 189,73

2 m Señales analógicas 4-20 mA Y discretas 24 Vdc, NO seguridad intrinseca AM3 3 PARES 1 150 1,29 193,09

3 m Señales analógicas 4-20 mA Y discretas 24 Vdc, NO seguridad intrinseca AM6 6 PARES 1 100 1,84 184,45

4 m Señales analógicas 4-20 mA Y discretas 24 Vdc, NO seguridad intrinseca AM12 12 PARES 2(1050)+2(950) 1.000 2,64 2.641,82

5 m Señales analógicas 4-20 mA Y discretas 24 Vdc, NO seguridad intrinseca AM24 24 PARES 3(950) 800 4,91 3.927,18

6 m Señales analógicas 4-20 mA Y discretas 24 Vdc, Seguridad intrinseca AI1 1 PAR 18 500 0,76 379,467 m Señales analógicas 4-20 mA Y discretas 24 Vdc, Seguridad intrinseca AIM3 3 PARES 2 200 1,29 257,468 m Señales analógicas 4-20 mA Y discretas 24 Vdc, Seguridad intrinseca AIM6 6 PARES 1 500 1,84 922,239 m Señales analógicas 4-20 mA Y discretas 24 Vdc, Seguridad intrinseca AIM12 12 PARES 7(1000)+6(1050) 5.000 2,64 13.209,08

10 m Señales analógicas 4-20 mA Y discretas 24 Vdc, Seguridad intrinseca AIM24 24 PARES 13(960)+3(1020) 7.000 4,91 34.362,8111 m Señales RTD/Vibración a tres hilos, Seguridad intrinseca TRI1 1 TERNA 1 400 1,00 399,6312 m Señales RTD/Vibración a tres hilos, Seguridad intrinseca TRIM12 12 TERNAS 860+1000 600 3,81 2.288,2913 m Señales RTD/Sondas de temperatura a tres hilos, Seguridad intrinseca TRIM6 6 TERNAS 900 4,21 3.789,00

14 m Señales RTD/Sondas de temperatura a tres hilos, No seguridad intrinseca TRM6 6 TERNAS 2.200 4,21 9.262,00

TOTAL

MATERIAL: CABLES Y MULTICABLESDISEÑO MECANICO, SUMINISTRO MATERIALES Y FABRICACION

72.006,22



17

4.3.7 Sistema de control del tanque Se desglosan en la siguiente hoja el sistema de control del tanque, indicando los

precios unitarios, las cantidades de cada uno de los modelos o tipos y el importe total.



1 Sistema LNG Manager (Ordenador + Monitor) U.d. 1 24.560,00 24.560,002 Tarjeta entrada/salida adicional con 8 puertos U.d. 1 2.400,00 2.400,003 Impresora gráfica color de chorro de tinta U.d. 1 785,00 785,004 Configuración tanques U.d. 1 790,00 790,005 Convertidor a lazo de corriente 20mA (4lazos) U.d. 1 3.563,00 3.563,00

6 Redundancia entre Sistema LNG-Manager y SCD PA 1 1.100,00 1.100,00

7 Entrenamiento del persona día 3 995,00 2.985,00

8 Supervisión de la PEM del sistema P.A. 1 13.650,00 13.650,009 Pruebas e inspección en fábrica P.A. 110 Certificación sismica11 Documentación de proyecto PA 112 Documentación sistema

TOTAL 49.833,00

INCLUIDOINCLUIDO

SISTEMA DE CONTROL DE TANQUESDISEÑO MECANICO, SUMINISTRO MATERIALES Y FABRICACION, ETC

INCLUIDOINCLUIDO



19

4.3.8 Sistema de control integrado Se desglosan en la siguiente hoja el sistema de control integrado de la planta,

indicando los precios unitarios, las cantidades de cada uno de los modelos o tipos y el

importe total.


ITEM CODIGO Ct. PRC.UNT PRC.TOT

1 1 332.000,002 1 148.500,003 1 75.700,004 1 250.000,00

1921

TOTAL 806.200,00

DESCRIPCION

Pruebas en campo (SAT)

MATERIAL: SISTEMA DE CONTROL INTEGRAL (ICS)

INCLUIDOINCLUIDO

INGENIERIA, DISEÑO, FABRICACIÓN Y SUMINISTRO

Pruebas en fábrica (FAT)

Sistema de control distribuido (SCD)Sistema de enclavamiento y seguridad (SIS)Sistema de parada de emergencia (ESD)Sistema de Fuego y Gas (FGS)


44.. PPRREESSUUPPUUEESSTTOO GGEENNEERRAALL

4.2 PRECIOS UNITARIOS ÍNDICE GENERAL 4.4.1 Costo total del proyecto .......................................................................... 1


1

4.4.1 Costo total del proyecto En este apartado se indica cada una partidas parciales con sus correspondientes

costos, y finalmente, la suma de todas ellas, que constituyen el costo total del proyecto.

1. Estudio y cálculo 27.000 €

2. Delineación 1.680 €

3. Material oficina 800 €

4. Compra de instrumentos y equipos 217.870,21 €

Medida de nivel y LDT 130.872 €

Caudal, venturi 2.463,79 €

Placa de orificio 85 €

Manómetros 469,5 €

Sensores temperatura 78.169 €

Válvulas autorreguladoras 1.589 €

Válvulas de mariposa y bola motorizadas 41.142 €

Válvulas seguridad tanque 96.414 €

5. Transmisores 11.842,38 €

6. Cableado 72.006,22 €

7. Sistema de control Tanque 49.833,00 €

8. Sistema de control Integral 806.200,00 €

TOTAL PROYECTO ……………………...939.881 €

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