tesis automatizacion de valvulaspadillasalazar
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INSTITUTO POLITECNICO NACIONAL
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA
AUTOMATIZACIÓN DE UNA VÁLVULA EN UNA ESTACION DE SECCIONAMIENTO Y EN UNA TRAMPA DE DIABLO DE LOS
GASODUCTOS
T E S I S
QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE INGENIERO EN CONTROL Y AUTOMATIZACIÓN
P R E S E N T A N
PADILLA SALAZAR ISRAEL HERNÁNDEZ ANGUIANO MANUEL
ASESORES:
M. en C. GUSTAVO PACHECO VAN DYCK M. en C. IVONE CECILIA TORRES RODRÍGUEZ
MÉXICO D.F.
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ÍNDICE
Pág.
Objetivo
Justificación
Introducción
Capitulo 1 Generalidades ....................................................................................................... 8
1.1 Gas natural .............................................................................................................. 8
1.1.1 Características y composición ........................................................................ 8
1.1.2 Utilidad ......................................................................................................... 10
1.1.3 Ventajas ........................................................................................................ 13
1.2 Métodos de transporte .......................................................................................... 13
1.2.1 Sistemas de transporte por gasoducto ........................................................... 14
1.2.2 Sistemas de transporte por buques .............................................................. 16
1.3 Automatización y control ..................................................................................... 19
1.4 Sistema SCADA ................................................................................................... 21
1.4.1 Características Funcionales del SCADA ...................................................... 21
1.4.2 Componentes software y hardware............................................................... 23
1.4.3 Interfase de comunicación ............................................................................ 25
1.4.4 Redes Industriales y protocolos .................................................................... 26
1.4.4.1 Medios de transmisión .............................................................................. 28
Capitulo II Proceso de extracción y transporte del Gas Natural .......................................... 34
2.1 Procesos de extracción del gas natural ................................................................. 34
2.2 Sistema Nacional de Gasoductos .......................................................................... 39
2.2.1 Tecnología en gasoductos ............................................................................. 43
2.3 Función de válvulas .............................................................................................. 45
2.3.1 Estación válvulas de seccionamiento ........................................................... 45
2.3.2 Estación trampas de recibo y envío de diablo .............................................. 47
2.4 Situación actual en la zona norte Torreón ............................................................ 49
2.5 Problemática y desventajas del sector Torreón .................................................... 52
Capitulo III Levantamientos de ingeniería .......................................................................... 54
3.1 Razón de la propuesta ........................................................................................... 54
3
3.2 Levantamientos de ingeniería San Ignacio: .......................................................... 56
3.3 Levantamientos de ingeniería Rojo Gómez.......................................................... 83
Capitulo IV Estudio económico ......................................................................................... 109
Conclusión .......................................................................................................................... 114
Bibliografía ......................................................................................................................... 115
Glosario .............................................................................................................................. 118
Anexos ................................................................................................................................ 127
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Objetivo
Diseñar un sistema Automatizado para la operación de válvulas en las estaciones de
seccionamiento y de trampa de diablo, utilizadas en el control de flujo de los gasoductos.
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Justificación
La propuesta es derivada de la demanda futura de gas en el estado de Durango que requiere
suministrar el gas natural a empresas privadas, plantas generadoras de energía eléctrica y la
necesidad de contar con control y monitoreo del gas suministrado desde el gasoducto a
través del Sistema de Control Supervisorio y de Adquisición de Datos (SCADA) para así
proteger las zonas pobladas de esa región en los casos de alguna contingencia, es necesario
aumentar la confiabilidad, la operación de este ducto, y de esta forma contribuir como en la
disminución de los daños a las instalaciones, a los trabajadores, a los vecinos y al medio
ambiente. Adicionalmente, el integrar al sistema SCADA el monitoreo de las instalaciones
de gas natural que se encuentran ubicadas en el gasoducto Torreón y que pertenecen a la
Superintendencia General de Ductos Torreón de la zona norte del país alimentará en tiempo
real al sistema de medición, lo cual permitirá optimizar la operación de la red nacional de
gasoductos de PEMEX GAS y PETROQUIMICA BASICA.
Con este proyecto al integrar en el SCADA el monitoreo de presión, temperatura y control
en válvula en la estación Rojo Gómez, presión y control en válvula en la estación San
Ignacio, también se contribuirá en la toma oportuna de decisiones y un mejor control.
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Introducción
En la actualidad la infraestructura que tiene PEMEX, se va actualizando tanto en
tecnología, tal es el caso del poder automatizar sus estaciones estratégicas con equipo
como: sensores, transmisores, actuadores, entre otros; así como las viejas instalaciones que
posee en los gasoductos, por tal motivo éstos, tienen fugas, explosiones, etc.
Para estar a la vanguardia en; monitoreo, lectura y control de datos, de las variables que
maneja PEMEX, se propone automatizar dos estaciones estratégicas, de las 13 que existen,
en la distancia que comprende de la estación Terminal Chávez Durango a la terminal
Torreón, de 262 Km. aproximadamente, las cuales tiene por nombre; estación Rojo Gómez
y la estación San Ignacio, éstas se encuentran en forma austera, es decir, que solo cuentan
con el equipo necesario y que además no cuentan con un control automático.
En la presente tesis se propone implementar un sistema de control automático en las
estaciones antes mencionadas, de manera que por medio de sensores, transmisores,
comunicación VSAT, entre otros dispositivos, hagan llegar la información al Control
SCADA de PGPB (PEMEX Gas y Petroquímica Básica), para así hacer la lectura o
supervisión de variables como presión, temperatura, en tiempo real de los procesos de
PEMEX, para así tomar una acción de control.
En el capitulo 1 veremos lo que es el gas natural, su composición, propiedades, la utilidad
que tiene en varios sectores de la población, sus aplicaciones. Se describirá el sistema de
transporte que puede ser terrestre o por buques. Se explicará lo que es el sistema SCADA,
con sus funciones, características, componentes, etc. Hablaremos de las redes industriales,
medios de transmisión guiados y no guiados.
En el capitulo 2 se menciona el proceso de extracción de gas natural, se habla del Sistema
Nacional de Gasoductos (SNG), así como también se expone lo que es una estación de
válvula de seccionamiento y estación de trampa de recibo y envío de diablo (TRED). En la
parte final de este capítulo se muestra la situación actual en la zona norte de Torreón.
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En tercer capitulo habla del levantamiento de ingeniería tanto de la estación Rojo Gómez,
como de la estación San Ignacio, también se muestran las especificaciones que deben tener
los equipos para hacer el control automático de estas estaciones por medio del control
SCADA.
Finalmente el cuarto capitulo hace alusión al estudio económico, que son los costos de los
equipos como: Actuador, UTR de control, Transmisores de Presión PT´S, Sensor de
Temperatura TT´S, Caseta Prefabricada, mástil (torre de radio), radio UHF, Antenas
VSAT, Sistema de Radiación, UPS, sistemas de tierras, sistemas de para rayos, CFE y
tomas de proceso (tapping).
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1 Capitulo 1 Generalidades
1.1 Gas natural
Es un energético natural de origen fósil, que se encuentra normalmente en el subsuelo
continental o marino. Se formó hace millones de años cuando una serie de organismos
descompuestos como animales y plantas, quedaron sepultados bajo lodo y arena, en lo más
profundo de antiguos lagos y océanos. En la medida que se acumulaba lodo, arena y
sedimento, se fueron formando capas de roca a gran profundidad. La presión causada por el
peso sobre éstas capas más el calor de la tierra, transformaron lentamente el material
orgánico en petróleo crudo y en gas natural. El gas natural se acumula en bolsas entre la
porosidad de las rocas subterráneas. Pero en ocasiones, el gas natural se queda atrapado
debajo de la tierra por rocas sólidas que evitan que el gas fluya, formándose lo que se
conoce como un yacimiento. El gas natural es una mezcla de hidrocarburos simples que se
encuentra en estado gaseoso, en condiciones ambientales normales de presión y
temperatura. El gas natural es un combustible compuesto por un conjunto de hidrocarburos
livianos, el principal componente es el metano (CH4). Se puede encontrar como “gas
natural asociado” cuando esta acompañando de petróleo, o bien como “gas natural no
asociado” cuando son yacimientos exclusivos de gas y está acompañado únicamente por
pequeñas cantidades de otros hidrocarburos o gases.
1.1.1 Características y composición
El gas natural comercial está compuesto aproximadamente en un 95% de metano (CH4),
que es la molécula más simple de los hidrocarburos. La composición del gas natural varía
según el yacimiento; en la tabla 1 y figura 1.1 se presentan los componentes principales.
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Tabla 1 Componentes del gas natural
Componente Nomenclatura Composición (%) Estado Natural
Metano (CH4) 95,08 gas
Etano (C2H6) 2,14 gas
Propano (C3H8) 0,29 gas licuable
Butano (C4H10) 0,11 gas licuable
Pentano (C5H12) 0,04 líquido
Hexano (C6H14) 0,01 líquido
Nitrógeno (N2) 1,94 gas
Gas carbónico (CO2) 0,39 gas
Además puede contener pequeñas cantidades de otros hidrocarburos más pesados:
Impurezas como son: helio, oxigeno, vapor de agua y ácido sulfhídrico.
Las propiedades del gas natural según la composición del cuadro anterior son:
Densidad relativa: 0,65
Poder calorífico: 9,032 kcal/m³
Cp (presión Cte): 8,57 cal/mol.°C
Cv (volumen Cte): 6,56 cal/mol.°C.
Figura 1.1 Componentes del gas natural antes de ser procesado
10
¿Cómo se mide? El poder calorífico del gas natural depende de su composición química;
entre mayor sea la cantidad de hidrocarburos más pesados que el metano que contenga,
mayor será su poder calorífico. Existen diferentes unidades de energía para medir el gas
natural, dependiendo del sistema de unidades que se esté utilizando. [1]
1.1.2 Utilidad
El gas natural es una fuente de energía versátil que puede ser utilizada en ámbitos muy
variados. La producción de calefacción y la generación de electricidad son sus principales
usos tradicionales. En el futuro, la problemática de la protección del medio ambiente podría
conducir a una mayor utilización del gas natural en el sector transporte. Los usos a los que
actualmente se destina el gas natural abarcan una amplia gama de actividades mostradas en
la figura 1.2. [1]
Figura 1.2 Utilidad del gas natural
Aplicación doméstica. Los distribuidores hacen posibles la aplicación doméstica que el
uso del gas natural más comúnmente conocido. Se puede utilizar para cocinar, lavar, secar,
calentar el agua, calentar una casa o climatizarla. Además, los electrodomésticos se
mejoran día a día con el fin de utilizar el gas natural de forma más económica y segura. Los
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costos de mantenimiento del material que funciona con gas son generalmente más bajos
que los de otras fuentes de energía. [2]
Aplicaciones comerciales. Los principales usuarios comerciales de gas natural son los
proveedores de servicios de comida, los hoteles, los equipamientos de servicios médicos y
los edificios de oficinas. Las aplicaciones comerciales de gas natural incluyen la
climatización (aire acondicionado y refrigeración), la cocina o la calefacción.
Industria. El gas natural es un input para la fabricación de la pasta de papel, del papel, de
ciertos metales, productos químicos, piedras, arcilla, vidrio y en la transformación de
ciertos alimentos. Puede ser igualmente utilizado para el reciclado de residuos, para la
incineración, el secado, la deshumidificación, la calefacción, la climatización y la
cogeneración. [2]
Generación de electricidad. Las compañías de electricidad y los proveedores
independientes de energía emplean cada vez más el gas natural para alimentar sus centrales
eléctricas. Generalmente, las centrales que funcionan con gas natural tienen menores costes
de capital, se construyen más rápidamente, funcionan con mayor eficacia y emiten menos
polución atmosférica que las centrales que utilizan otros combustibles fósiles.
Los avances tecnológicos en materia de diseño, eficacia y utilización de turbinas de ciclo
combinado, así como en los procesos de cogeneración, fomentan el empleo de gas natural
en la generación de energía. Las centrales de ciclos combinados (CCGT) utilizan el calor
perdido para producir más electricidad, mientras que la cogeneración del gas natural
produce al mismo tiempo potencia y calor que son útiles tanto para las industrias como para
los usuarios comerciales. Esta cogeneración reduce muy fuertemente las emisiones de gases
contaminantes a la atmósfera. [2]
Vehículos de gas natural. El gas natural puede ser utilizado como combustible por los
vehículos a motor (figura 3.3) de dos maneras: como gas natural comprimido (GNC), la
forma más utilizada, o como gas licuado. El parque automotriz que funciona con gas
12
natural es aproximadamente de 1.5 millones de vehículos en todo el mundo (según la
Asociación Internacional de Vehículos de Gas Natural).
Las preocupaciones respecto de la calidad del aire en la mayor parte de las regiones del
mundo refuerzan el interés por la utilización del gas natural en este sector. Se estima que
los vehículos que utilizan este tipo de combustible emiten un 20% menos de gas con efecto
de invernadero que los vehículos que funcionan con gasolina o con diesel. [2]
Contrariamente a lo que se piensa comúnmente, el empleo de gas natural en los vehículos
motorizados no es una novedad, puesto que ya se utilizaban en los años 30. En muchos
países, este tipo de vehículos es presentado como una alternativa a los autobuses, taxis y
otros transportes públicos. El gas natural en vehículos es a la vez barato y práctico.
a)
b)
Figura 1.3 Tanques de almacenamiento de GNC
13
Pilas de combustible. La pila de combustible es un dispositivo electroquímico que permite
combinar el hidrógeno y el oxígeno contenidos en el aire con el fin de producir electricidad,
calor y agua. Las pilas de combustible funcionan sin combustión, por lo que casi no
contaminan. Una pila de combustible puede ser utilizada con rendimientos muchos más
elevados que los motores de explosión pues el combustible es directamente transformado
en electricidad y produce más energía a partir de la misma cantidad de combustible. La pila
de combustible no posee ninguna pieza móvil, lo que la convierte en una fuente de energía
relativamente silenciosa y segura. El gas natural es uno de los múltiples combustibles a
partir del cual las pilas de combustible pueden funcionar. [2]
1.1.3 Ventajas
• Tiene combustión muy limpia; no emite cenizas ni partículas sólidas a la atmósfera;
genera una reducida emisión de óxidos de nitrógeno (NOx), monóxido de carbono
(CO), bióxido de carbono (CO2) e hidrocarburos reactivos, y virtualmente no genera
dióxido de azufre (SO2), características que le dan una mayor ventaja respecto de
otros combustibles fósiles como el carbón y el combustóleo.
• Es seguro de transportar.
• Al ser más ligero que el aire se evita la concentración y reduce el riesgo de
explosiones en fugas.
• Reduce costos de mantenimiento de equipos de combustión.
• Incrementa la eficiencia de los procesos de generación y cogeneración de energía.
[1]
1.2 Métodos de transporte
En la actualidad se cuenta con dos métodos de transporte para gas natural.
Transporte por medio de ductos. (oleoductos o gasoducto para gas natural)
Transporte por medio de buques.
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Comparado a otras fuentes de energía, el transporte de gas natural es muy eficiente si se
considera la pequeña proporción de energía perdida entre el origen y el destino. Los
gasoductos son uno de los métodos más seguros de distribución de energía pues el sistema
es fijo y subterráneo.
1.2.1 Sistemas de transporte por gasoducto
El gas natural pasa por un sistema de transmisión para poder ser transportado hacia la zona
donde será utilizado. El transporte puede ser por vía terrestre, a través de gasoductos como
se ve en la figura 1.4 que generalmente son de acero y miden entre 20 y 42 pulgadas de
diámetro. Debido a que el gas natural se mueve a altas presiones, existen estaciones de
compresión a lo largo de los gasoductos para mantener el nivel necesario de presión. [3]
Figura 1.4 Gasoducto
15
Antes de llegar al consumidor, el gas natural puede ser almacenado en depósitos
subterráneos o terrestres (figura 1.5) para que la industria del gas pueda afrontar las
variaciones estaciónales de la demanda. Estos depósitos están generalmente situados cerca
de los mercados consumidores de tal forma que las empresas de distribución de gas natural
pueden responder a los picos de la demanda y proporcionar el gas a sus clientes
continuamente y sin demora. [3]
Figura 1.5 Depósitos de gas natural
16
Los tanques de almacenamiento del GNL tienen capacidades desde los 50,000 m3 hasta los
150,000 m3. El diámetro es del orden de los 60 a 70 metros.
1.2.2 Sistemas de transporte por buques
El gas natural puede también ser transportado por mar en buques. En este caso, es
transformado en gas natural licuado (GNL). El proceso de licuado permite retirar el
oxígeno, el dióxido de carbono, los componentes de azufre y el agua. Los elementos
principales de este proceso son una planta de licuado, barcos de transporte de baja
temperatura y presurizados y terminales de regasificación. El proceso de transformar el gas
natural a estado líquido se hace enfriándolo a temperaturas cercanas a –161 °C y a una
presión de 1 atm, reduciendo el volumen unas 600 veces para que pueda ser transportado en
barcos. Es necesario eliminar componentes susceptibles de congelarse durante el proceso de
enfriamiento (agua, CO2, gases ácidos e hidrocarburos pesados), así como compuestos
dañinos para las instalaciones (azufre y mercurio). Las plantas que realizan este
procedimiento se encuentran normalmente situadas en la costa. El proceso de licuado
permite retirar el oxígeno, el dióxido de carbono, los componentes de azufre y el agua del
gas natural. Para el proceso, una planta de licuefacción consume del orden del 8% del gas
convertido en GNL para licuar el resto. Cada metro cúbico de GNL equivale a unos 600
metros cúbicos de gas. [3]
Los barcos metaneros son los barcos más sofisticados y de alta tecnología. Todos cuentan
con doble casco y tienen habilitados uno o varios depósitos criogénicos que permiten
mantener la carga a -161 grados. La mayoría de los barcos de GNL usan tanques esféricos
(Tipo “Moss”) figura 1.6. Éstos son reconocidos fácilmente porque la parte alta de los
tanques son visibles encima de la cubierta. [3]
17
a)
b)
Figura 1.6 Tanques esféricos (Tipo “Moss”)
El GNL se almacena en un sistema especial dentro del casco interior (figura 1.7) donde se
mantiene a presión atmosférica y -161°C.
18
Figura 1.7 Interior de un tanque esférico (Tipo “Moss”)
El buque típico puede transportar alrededor de 125,000 –138,000 m3 de GNL, lo cual se
convierte entre 73,6 – 79,3 millones de m3 de gas natural. El buque típico mide 274 m. de
longitud, alrededor de 42 m. de ancho y 10 m. de casco sumergido. Cuesta
aproximadamente $160 millones de dólares.
En la terminal (figura 1.8), el GNL en su estado líquido es bombeado a un tanque de
almacenamiento y después es bombeado a alta presión a través de diferentes partes del
terminal donde es calentado en un ambiente controlado.
Figura 1.8 Terminal de buques
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El GNL se calienta circulándolo por tuberías para regasificarlo con aire a la temperatura
ambiente o con agua de mar, o circulándolo por tuberías calentadas por agua.
Una vez regasificado, la distribución del gas natural se realiza a través de la red de
gasoductos. [3]
1.3 Automatización y control
El tema de automatización nos dará una visión muchísimo más amplia de lo que puede
ayudar esto a una empresa, ya que se va a dar en la misma un proceso de mecanización de
las actividades industriales para reducir la mano de obra, simplificar el trabajo, para que así
se de propiedad a algunas maquinas de realizar las operaciones de manera automática; por
lo que indica que se va dar un proceso más rápido y eficiente.
Como dijimos anteriormente al darse una mayor eficiencia en el sector de maquinaria,
logrará que la empresa industrial disminuya los costos de producción o procesos
industriales, y por lo tanto aumente una mayor calidad, que se logran mediante la exactitud
de las maquinas automatizadas; todo esto ayudará a que la empresa industrial mediante la
utilización de inversiones tecnológicas, aumente toda su competitividad en un porcentaje
considerable con respecto a toda su competencia, y si no se hace así, la empresa puede
sufrir el riesgo de quedarse rezagada.
La automatización industrial es el uso de sistemas o elementos computarizados para
controlar maquinarias o procesos industriales substituyendo a operadores humanos. El
alcance va más allá que la simple mecanización de los procesos ya que ésta provee a
operadores humanos, mecanismos para asistirlos en los esfuerzos físicos del trabajo, la
automatización reduce ampliamente la necesidad sensorial y mental del humano. La
automatización como una disciplina de la ingeniería es más amplia que un mero sistema de
control, abarca la instrumentación industrial, que incluye los sensores y transmisores de
campo, los sistemas de control y supervisión, los sistema de transmisión y recolección de
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datos y las aplicaciones de software en tiempo real, para supervisar y controlar las
operaciones de plantas o procesos industriales.
Existen muchos trabajos donde no existe riesgo inmediato de la automatización. Ningún
dispositivo ha sido inventado que pueda competir contra el ojo humano para la precisión y
certeza en muchas tareas; tampoco el oído humano. El más inútil de los seres humanos
puede identificar y distinguir mayor cantidad de esencias que cualquier dispositivo
automático. Las habilidades para el patrón de reconocimiento humano, reconocimiento de
lenguaje y producción de lenguaje se encuentran más allá de cualquier expectativa de los
ingenieros de automatización.
Las computadoras especializadas, referidas como Controlador Lógico Programable (PLC),
son utilizadas frecuentemente para sincronizar el flujo de entradas de sensores y eventos
con el flujo de salidas a los actuadores y eventos. Esto conduce para controlar acciones
precisas que permitan un control estrecho de cualquier proceso industrial. (Se temía que
estos dispositivos fueran vulnerables al error del año 2000, con consecuencias catastróficas,
ya que son tan comunes dentro del mundo de la industria).
Las interfaces Hombre-Máquina (HMI) o interfaces Hombre-Computadora (CHI),
formalmente conocidas como interfaces Hombre-Máquina, son comúnmente empleadas
para comunicarse con los PLCs u otras computadoras, para labores tales como; introducir y
monitorear temperaturas o presiones para controles automáticos o respuesta a mensajes de
alarma. El personal de servicio que monitorea y controla estas interfaces es conocido como
ingenieros de estación.
Otra forma de automatización que involucra computadoras es la prueba de automatización,
donde las computadoras controlan un equipo de prueba automático, que es programado
para simular seres humanos que prueban manualmente una aplicación. Esto es acompañado
por lo general de herramientas automáticas para generar instrucciones especiales (escritas
como programas de computadora) que direccionan al equipo automático en prueba, en la
dirección exacta para terminar las pruebas.
21
1.4 Sistema SCADA
SCADA proviene de las siglas de Supervisory Control And Data Acquisition (Adquisición
de datos y supervisión de control). [4]
1.4.1 Características Funcionales del SCADA
Es una aplicación software de control de producción, que se comunica con los dispositivos
de campo y controla el proceso de forma automática desde la pantalla del ordenador.
Proporciona información del proceso a diversos usuarios: operadores, supervisores de
control de calidad, supervisión, mantenimiento, etc. Los sistemas de interfaz entre usuario
y planta basados en paneles de control repletos de indicadores luminosos, instrumentos de
medida y pulsadores, están siendo sustituidos por sistemas digitales que implementan el
panel sobre la pantalla de un ordenador (computadora). El control directo lo realizan los
controladores autónomos digitales y/o autómatas programables y están conectados a un
ordenador que realiza las funciones de diálogo con el operador, tratamiento de la
información y control de la producción, utilizando el SCADA. En la figura 1.9 se
representa el esquema básico del SCADA. [4]
Fig. 1.9 Esquema básico de un sistema de adquisición, supervisión y control.
22
La adquisición de datos tiene la función de recoger, procesar y almacenar la información
recibida. El propósito de la supervisión del sistema es observar desde un monitor la
evolución de las variables de control. El control en el sistema sirve para modificar la
evolución del proceso, actuando bien sobre los reguladores autónomos básicos (consignas,
alarmas, menús, etc.), directamente sobre el proceso mediante las salidas conectadas. La
transmisión de información en el sistema existe gracias a dispositivos de campo y otros
(PC). La Base de datos usada tiene gestión de datos con bajos tiempos de acceso. Suele
utilizar ODBC. Se cuenta con una presentación gráfica de los datos, la cual es comúnmente
conocida como Interfaz del Operador o HMI (Interfase hombre-maquina). La explotación
de los datos adquiridos es para la gestión de la calidad, control estadístico, gestión de la
producción y gestión administrativa y financiera. Un paquete SCADA debe de ofrecer las
siguientes prestaciones:
• Posibilidad de crear paneles de alarma, que exigen la presencia del operador para
reconocer una parada o situación de alarma, con registro de incidencias.
• Generación de históricos de señal de planta, que pueden ser volcados para su
proceso sobre una hoja de cálculo.
• Ejecución de programas, que modifican la ley de control, o incluso el programa
total sobre el autómata, bajo ciertas condiciones.
• Posibilidad de programación numérica, que permite realizar cálculos aritméticos de
elevada resolución sobre la CPU del ordenador, y no sobre la del autómata, menos
especializado.
Con ellas, se pueden desarrollar aplicaciones basadas en la PC (Computadora Personal),
con captura de datos, análisis de señales, presentaciones en pantalla, envío de resultados a
disco e impresora, etc. Además, todas estas acciones se llevan a cabo mediante un paquete
de funciones que incluye zonas de programación en un lenguaje de uso general como C o
Pascal, aunque actualmente se está imponiendo VBA (Visual Basic for Applications), lo
cual confiere una potencia muy elevada y una gran versatilidad. [4]
23
Un SCADA debe cumplir varios objetivos:
• Deben ser sistemas de arquitectura abierta, capaces de crecer o adaptarse según las
necesidades cambiantes de la empresa.
• Deben comunicarse con total facilidad y de forma transparente al usuario con el
equipo de planta y con el resto de la empresa (redes locales y de gestión).
• Deben ser programas sencillos de instalar, sin excesivas exigencias de hardware, y
fáciles de utilizar, con interfaces amigables con el usuario.
1.4.2 Componentes software y hardware
Los módulos o bloques software son los siguientes:
Configuración.
Interfase Gráfica del Operador.
Módulo de Proceso.
Gestión de Archivo de Datos.
Comunicación.
La Configuración permite al usuario definir el entorno de trabajo de su SCADA como lo
muestra la figura 1.10, adaptándolo a la aplicación particular que se desea desarrollar. [4]
A) B)
Figura 1.10 Ejemplo de un entorno grafico del sistema SCADA
24
Una Interfase gráfica proporciona al operador las funciones de control y supervisión de la
planta. El proceso se representa mediante gráficos sinópticos (figura 1.11).
Figura 1.11 Ejemplo de una interfase grafica
Un módulo de proceso ejecuta las acciones de mando preprogramadas a partir de los
valores actuales de variables leídas. La programación se realiza por medio de bloques de
programa en lenguaje de alto nivel (como C, Basic, etc.).
La gestión y archivo de datos se encarga del almacenamiento y procesado ordenado de los
datos, de forma que otra aplicación o dispositivo pueda tener acceso a ellos. Las
comunicaciones son las encargadas de la transferencia de información entre la planta y la
arquitectura hardware que soporta el SCADA, y entre ésta y el resto de elementos
informáticos de gestión. [4]
Los Componentes Hardware de SCADA están formados por:
• Ordenador Central o MTU (master terminal unit).
• Ordenadores Remotos o RTU’s (remote terminal units).
• Red de comunicación.
• Instrumentación de campo.
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La figura 1.12 se representa los componentes básicos del hardware.
Figura 1.12 Componentes hardware
Algunos de los programas SCADA, o que incluyen SCADA como parte de ellos, son:
• Aimax, de Desin Instruments S.A.
• CUBE, Orsi España S.A.
• FIX, de Intellution.
• Lookout, National Instruments.
• Monitor Pro, de Schneider Electric.
• SCADA InTouch, de LOGITEK.
• SYSMAC SCS, de Omron.
• Scatt Graph 5000, de ABB.
• WinCC, de Siemens.
1.4.3 Interfase de comunicación
La interfase de comunicación permite al PC acceder a los dispositivos de campo mediante
drivers.
• Drivers Específicos. Utilizar el driver específico al bus de campo.
• Drivers OPC. Utilizar un driver genérico OPC que cada fabricante proporciona.
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La interfase OPC (OLE for Process Control) de Microsoft es un interfaz con componentes
de automatización, proporcionando un acceso simple a los datos. La Fundación OPC está
formada por: Siemens, Fisher, Intuitive, OPTO 22, Intellution, Rockwell, etc. Asi las
aplicaciones que requieren servicios, es decir datos, desde el nivel de automatización para
procesar sus tareas, los piden como clientes desde los componentes de automatización,
quienes a la vez proveen la información requerida como servidores. La idea básica del OPC
está en normalizar la interfase entre el servidor OPC y el cliente OPC independientemente
de cualquier fabricante particular.
Los servicios prestados por los servidores OPC para clientes OPC por medio de la interfase
OPC típicamente implican la lectura, cambio y verificación de variables de proceso.
Mediante estos servicios es posible operar y controlar un proceso. Los servidores OPC
apoyan el nexo de tales aplicaciones a cualquier componente de automatización que esté en
red por medio de un bus de campo o Ethernet Industrial. [4]
1.4.4 Redes Industriales y protocolos
La automatización industrial inicialmente dio lugar a islas automatizadas que eran equipos
(autómatas, controles numéricos, robots, ordenadores, etc) aislados entre sí.
La integración de las islas automatizadas dio lugar a las redes industriales.
En la actualidad se cuenta con diferentes niveles de redes:
• Niveles de las Redes Industriales:
• Nivel bus de campo.
• Nivel LAN.
• Nivel WAN.
• Nivel MAN
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El nivel de bus de campo. Nivel de red más próximo al proceso y se encarga de la
integración de pequeños automatismos (autómatas compactos, multiplexores de E/S,
controladores PID, equipos de medida, etc.). Suelen formar células de fabricación.
Nivel de LAN. Nivel Superior al anterior que enlaza las células de fabricación. Esta
formado por autómatas de gama alta y ordenadores para control de calidad. Es una red que
cubre una extensión reducida como una empresa, una universidad, un colegio, etc. No
habrá por lo general dos computadoras que disten entre sí más de un kilómetro. Una
configuración típica en una red de área local es tener una computadora llamada servidor de
ficheros en la que se almacena todo el software de control de la red así como el software
que se comparte con los demás ordenadores de la red. Los ordenadores que no son
servidores de ficheros reciben el nombre de estaciones de trabajo. Estos suelen ser menos
potentes y tienen software personalizado por cada usuario. La mayoría de las redes LAN
están conectadas por medio de cables y tarjetas de red, una en cada equipo.
Nivel de WAN. Nivel más próximo al área de gestión, que integra los niveles anteriores en
una estructura de fábrica o múltiples factorías. Esta formado por ordenadores y redes de
ordenadores. Las redes de área extensa cubren grandes regiones geográficas como un país,
un continente o incluso el mundo. Cable transoceánico o satélites se utilizan para enlazar
puntos que distan grandes distancias entre si. Con el uso de una WAN se puede conectar
desde España con Japón sin tener que pagar enormes cantidades de teléfono. La
implementación de una red de área extensa es muy complicada. Se utilizan multiplexores
para conectar las redes metropolitanas a redes globales utilizando técnicas que permiten que
redes de diferentes características puedan comunicarse sin problema. El mejor ejemplo de
una red de área extensa es Internet.
Nivel de MAN. Las redes de área metropolitana cubren extensiones mayores como pueden
ser una ciudad o un distrito. Mediante la interconexión de redes LAN se distribuyen la
informática a los diferentes puntos del distrito. Bibliotecas, universidades u organismos
oficiales suelen interconectarse mediante este tipo de redes.
28
El bus de campo constituye el nivel más simple y próximo al proceso dentro de la
estructura de comunicaciones industriales. Los buses de campo más recientes permiten la
comunicación con buses jerárquicamente superiores y más potentes. Hay diversos buses
según fabricantes y agrupaciones de fabricantes, siendo los más extendidos los siguientes:
Modbus Modicon: Marca registrada de GOULD INC. Define un protocolo de
comunicación de topología maestro-esclavo. Su principal inconveniente es que no está
reconocido por ninguna normal internacional.
BITBUS: Marca registrada por Intel. De bajo coste y altas prestaciones. Intel cedió a
dominio público el estándar, por lo que se considera un estándar abierto. Está reconocido
por la normativa IEE 1118. Se trata de un bus síncrono, cuyo protocolo se gestiona
completamente mediante el microcontrolador 8044.
Profibus: Impulsado por los principales fabricantes alemanes. El protocolo es un subjuego
de MINIMAP. Está impulsado por ser un estándar abierto y bajo norma DIN 19.245.
S-BUS: No es un bus de campo propiamente dicho, sino un sistema
multiplexor/demultiplexor que permite la conexión de E/S remotas a través de dos pares
trenzados.
FIP (Factory Instrumentation Bus): Impulsado por fabricantes y organismos oficiales
franceses.
MIL-STD-1553B: Adoptado por algunos fabricantes en USA.
1.4.4.1 Medios de transmisión
El medio de transmisión constituye el soporte físico a través del cual emisor y receptor
pueden comunicarse en un sistema de transmisión de datos. Distinguimos dos tipos de
medios: guiados y no guiados. En ambos casos la transmisión se realiza por medio de ondas
electromagnéticas. Los medios guiados conducen (guían) las ondas a través de un camino
29
físico, ejemplos de estos medios son el cable coaxial, la fibra óptica y el par trenzado. Los
medios no guiados proporcionan un soporte para que las ondas se transmitan, pero no las
dirigen; como ejemplo de ellos tenemos el aire y el vacío. [5]
La naturaleza del medio junto con la de la señal que se transmite a través de él constituye
los factores determinantes de las características y la calidad de la transmisión. En el caso de
medios guiados es el propio medio el que determina principalmente las limitaciones de la
transmisión: velocidad de transmisión de los datos, ancho de banda que puede soportar y
espaciado entre repetidores. Sin embargo, al utilizar medios no guiados resulta más
determinante en la transmisión el espectro de frecuencia de la señal producida por la antena
que el propio medio de transmisión.
Algunos medios de transmisión guiados son:
Pares trenzados. Este consiste en dos alambres de cobre aislados, en general de 1mm de
espesor. Los alambres se entrelazan en forma helicoidal, como en una molécula de DNA.
La forma trenzada del cable se utiliza para reducir la interferencia eléctrica con respecto a
los pares cercanos que se encuentran a su alrededor. Los pares trenzados se pueden utilizar
tanto para transmisión analógica como digital, y su ancho de banda depende del calibre del
alambre y de la distancia que recorre; en muchos casos pueden obtenerse transmisiones de
varios megabits, en distancias de pocos kilómetros. Debido a su adecuado comportamiento
y bajo costo, los pares trenzados se utilizan ampliamente y es probable que su presencia
permanezca por muchos años.
Cable coaxial (figura 1.13). El cable coaxial consta de un alambre de cobre duro en su parte
central, es decir, que constituye el núcleo, el cual se encuentra rodeado por un material
aislante. Este material aislante está rodeado por un conductor cilíndrico que frecuentemente
se presenta como una malla de tejido trenzado. El conductor externo está cubierto por una
capa de plástico protector. La construcción del cable coaxial produce una buena
combinación y un gran ancho de banda y una excelente inmunidad al ruido. El ancho de
banda que se puede obtener depende de la longitud del cable; para cables de 1km, por
30
ejemplo, es factible obtener velocidades de datos de hasta 10Mbps, y en cables de
longitudes menores, es posible obtener velocidades superiores. Se pueden utilizar cables
con mayor longitud, pero se obtienen velocidades muy bajas. Los cables coaxiales se
emplean ampliamente en redes de área local y para transmisiones de largas distancia del
sistema telefónico.
Fibra óptica (figura 1.14). Un cable de fibra óptica consta de tres secciones concéntricas. La
más interna, el núcleo, consiste en una o más hebras o fibras hechas de cristal o plástico.
Cada una de ellas lleva un revestimiento de cristal o plástico con propiedades ópticas
distintas a las del núcleo. La capa más exterior, que recubre una o más fibras, debe ser de
un material opaco y resistente. Un sistema de transmisión por fibra óptica está formado por
una fuente luminosa muy monocromática (generalmente un láser), la fibra encargada de
transmitir la señal luminosa y un fotodiodo que reconstruye la señal eléctrica.
Figura 1.13 Cable coaxial Figura 1.14 Fibra óptica
Algunos medios no guiados:
Radio enlaces de VHF y UHF. Estas bandas cubren aproximadamente desde 55 a 550 Mhz.
Son también omnidireccionales, pero a diferencia de las anteriores la ionosfera es
transparente a ellas. Su alcance máximo es de un centenar de kilómetros, y las velocidades
que permite del orden de los 9600 bps. Su aplicación suele estar relacionada con los
31
radioaficionados y con equipos de comunicación militares, también la televisión y los
aviones. [5]
Microondas. Además de su aplicación en hornos, las microondas nos permiten
transmisiones tanto terrestres como con satélites. Dada sus frecuencias, del orden de 1 a 10
Ghz, las microondas son muy direccionales y sólo se pueden emplear en situaciones en que
existe una línea visual que une emisor y receptor. Los enlaces de microondas permiten
grandes velocidades de transmisión, del orden de 10 Mbps. [5]
Transmisión analógica y digital
En las redes de ordenadores, los datos a intercambiar siempre están disponibles en forma de
señal digital. No obstante, para su transmisión podemos optar por la utilización de señales
digitales o analógicas. La elección no será, casi nunca, una decisión del usuario, sino que
vendrá determinada por el medio de transmisión a emplear. No todos los medios de
transmisión permiten señales analógicas ni todos permiten señales digitales. Como la
naturaleza de nuestros datos será siempre digital, es necesario un proceso previo que adecue
estos datos a la señal a transmitir. A continuación examinaremos los 2 casos posibles:
Información digital y transmisión de señal digital. Para obtener la secuencia que
compone la señal digital a partir de los datos digitales se efectúa un proceso denominado
codificación. [6]
Información digital y transmisión de señal analógica. Al proceso por el cual obtenemos
una señal analógica a partir de unos datos digitales se le denomina modulación. Esta señal
la transmitimos y el receptor debe realizar el proceso contrario, denominado demodulación
para recuperar la información. El módem es el encargado de realizar dicho proceso. [6]
32
La interfaz RS-232
Para facilitar la conexión entre DTE y DCE como se observa en la ficura 1.15 se han
desarrollado múltiples estándares que determinan todas las características físicas, eléctricas,
mecánicas y funcionales de la conexión constituyendo lo que denominamos la definición de
un interfase. Estos estándares constituyen un ejemplo de los protocolos del nivel físico, y se
encuadrarían en el nivel más bajo del modelo de referencia OSI. Posiblemente el más
conocido y popular es el "Recomended Standard 232". El RS-232 es una norma para la
conexión entre un DTE y un DCE que define :
• El tipo de conector a emplear.
• Las características eléctricas.
• Los niveles de tensión.
• Las longitudes máximas a distintas velocidades.
Los nombres de las señales que intervienen en el funcionamiento y la estructura del
protocolo de comunicación.
• TXD Transmitir Datos Señal de salida
• RXD Recibir Datos Señal de entrada
• RTS Solicitud de envió Señal de salida
• DTR Terminal de datos listo Señal de salida
• CTS Libre para envió Señal de entrada
• DSR Equipo de datos listo Señal de entrada
• DCD Detección de portadora Señal de entrada
• SG Tierra Referencia para señales
• RI Indicador de llamada Señal de entrada
33
Figura 1.15 Interfase y canal físico
Esta norma establece una señalización eléctrica bipolar:
Nivel lógico 0 : +15...+3Voltios.
Nivel lógico 1 : -15...-3Voltios.
Las velocidades de transmisión que puede soportar este estándar van desde los 0bps hasta
los 20Kbps. Con respecto a las distancias máximas se propone que no sean superiores a 15
metros. Aunque un diseño cuidadoso puede permitir distancias muy superiores, hay que
suponer que esta limitación teórica se puede manifestar en la práctica en dispositivos que
cumplan la norma. [7]
34
2 Capitulo II Proceso de extracción y transporte del Gas Natural
2.1 Procesos de extracción del gas natural
El gas natural se extrae de los reservorios (figura 2.1) que se encuentran bajo tierra a
profundidades que van desde los 500 m hasta los 3500 m. Se obtiene del subsuelo
mediante perforaciones. Se encuentra en cavidades formadas por rocas impermeables. [8]
a) b)
Figura 2.1 Reservorios de gas natural
El proceso de producción del gas natural es simple y muy parecido al del petróleo. Primero,
el gas natural se extrae por medio de perforaciones en pozos terrestres o en los océanos,
después se transporta por gasoductos (por tierra) o buques (por mar) hasta la planta de
depurado y transformación para ser conducido después hacia una red de gas o a las zonas
de almacenamiento como se ve en la figura 2.2.
35
b) Diagrama de procesos
36
a) Diagrama de flujo
Figura 2.2 Diagrama de procesos (a) y diagrama de flujo (b) de la extracción y distribución del gas natural
37
Exploración. La exploración es una etapa muy importante del proceso. En el transcurso de
los primeros años de la industria del gas natural, cuando no se conocía muy bien el
producto, los pozos se perforaban de manera intuitiva. Sin embargo, hoy en día, teniendo en
cuenta los elevados costos de extracción, las compañías no pueden arriesgarse a hacer
excavaciones en cualquier lugar. Los geólogos juegan un papel importante en la
identificación de napas de gas. Para encontrar una zona donde es posible descubrir gas
natural, analizan la composición del suelo y la comparan a las muestras sacadas de otras
zonas donde ya se ha encontrado gas natural. Posteriormente llevan a cabo análisis
específicos como el estudio de las formaciones de rocas a nivel del suelo donde se pudieron
haber formado napas de gas natural. Las técnicas de prospección han evolucionado a lo
largo de los años para proporcionar valiosas informaciones sobre la posible existencia de
depósitos de gas natural. Cuanto más precisas sean las técnicas, mayor será la posibilidad
de descubrir gas durante una perforación. [9]
Extracción. El gas natural se extrae cavando un hueco en la roca. La perforación puede
efectuarse en tierra o en mar. El equipamiento que se emplea depende de la localización de
la napa de gas y de la naturaleza de la roca. Si es una formación poco profunda se puede
utilizar perforación de cable. Mediante este sistema una broca de metal pesado sube y baja
repetidamente en la superficie de la tierra. Para prospecciones a mayor profundidad, se
necesitan plataformas de perforación rotativa. Este método es el más utilizado en la
actualidad y consiste en una broca puntiaguda para perforar a través de las capas de tierra y
roca. Una vez que se ha encontrado el gas natural, debe ser extraído de forma eficiente. [9]
La tasa de recuperación más eficiente representa la máxima cantidad de gas natural que
puede ser extraída en un período de tiempo dado sin dañar la formación. Varias pruebas
deben ser efectuadas en esta etapa del proceso. Lo más común es que el gas natural esté
bajo presión y salga de un pozo sin intervención externa. Sin embargo, a veces es necesario
utilizar bombas u otros métodos más complicados para obtener el gas de la tierra. El
método de elevación más difundido es el bombeo de barra. [9]
38
Tratamiento. El tratamiento del gas natural implica el reagrupamiento, acondicionamiento
y refinado del gas natural bruto con el fin de transformarlo en energía útil para las
diferentes aplicaciones. Este proceso supone primero una extracción de los elementos
líquidos del gas natural y después una separación entre los diferentes elementos que
componen los líquidos. [9]
El gas natural una vez extraído de los reservorios se somete a un proceso de separación.
Proceso de separación
Mediante este proceso se obtiene:
Gas natural seco (metano y etano) que se transporta por gasoductos a los centros de
consumo.
Líquidos de gas natural (propano, butano, pentano y mas pesados) que se transporta
por poliductos hasta una planta de fraccionamiento.
Otros componentes: Agua, azufre y otras impurezas que no tiene valor comercial.
Proceso de fraccionamiento
Es un proceso que consiste en separar los líquidos del gas natural (LGN) en gas licuado de
petróleo (GLP) y gasolina natural. En la figura se representa un proceso simple de
separación. [8]
39
Figura 2.3 Procesamiento de gas natural
Transporte y almacenamiento. Una vez tratado, el gas natural pasa a un sistema de
transmisión para poder ser transportado hacia la zona donde será utilizado. El transporte
puede ser por vía terrestre, a través de gasoductos y puede también ser transportado por mar
en buques.
2.2 Sistema Nacional de Gasoductos
El Sistema Nacional de Gasoductos (SNG), cuenta con 12,000 kilómetros de ductos
interconectados de diferentes diámetros y longitudes y se extiende en el territorio nacional a
través de 19 entidades federativas, entregando gas a más de 1,094 usuarios industriales y
comerciales en los sectores público y privado. Para su operación y mantenimiento el SNG
se divide en 13 sectores. Cárdenas; Minatitlán; Veracruz; Cd. Mendoza; Tlaxcala; Venta De
Carpio; Salamanca; Guadalajara; Madero; Reynosa; Monterrey; Torreón, y Chihuahua y
son distribuidos en tres zonas geográficas (Norte, Centro y Sur). [10]
40
El transporte de gas natural de PEMEX GAS Y PETROQUÍMICA BÁSICA SNG
transporta y distribuye hasta los usuarios finales por medio de gasoductos de acero de
diámetros variables. Los gasoductos conducen el gas natural que puede producirse desde un
yacimiento de gas libre o asociado a plantas separadoras y fraccionadoras. A partir de
dichos procesos de separación, el gas ya tratado entra a los sistemas de transmisión para ser
despachado al consumidor industrial y doméstico. Las redes de gasoductos requieren gran
cantidad de estudios previos, en los cuales se tiene en cuenta todo lo que puede acortar o
beneficiar el proceso de transporte. Por tal razón, la construcción de un gasoducto que cruza
montañas, ríos o desiertos, constituye una gran tarea de ingeniería, que por lo general es
realizada conjuntamente por varias empresas que contribuyen a la enorme inversión de
capital necesario. Un sistema de transporte de gas natural comprende tuberías de alta
presión que transportan gas entre puntos de abastecimiento y puntos de distribución a las
áreas de consumo. El gas natural distribuido en las áreas de consumo ingresa a un sistema
de distribución a presión más baja para ser distribuida a los consumidores finales. El gas
natural también puede ser transportado para su almacenaje o bien para su conexión a otros
sistemas de transmisión. Los sistemas de transmisión consisten de secciones de tubería
interconectados y frecuentemente incluyen estaciones compresoras ubicadas a intervalos
conforme a las necesidades de variación de presión del flujo de gas natural a través de las
tuberías. La distancia entre estaciones compresoras consecutivas puede ser desde 48km a
más de 241km, dependiendo de las condiciones del flujo como así también de los
requerimientos económicos y las condiciones del terreno por donde se desarrolla el sistema.
Las presiones de operación máximas de los sistemas de transmisión son generalmente
mayores a 0.5 PSI y pueden llegar a los 1110 PSI. Las estaciones de compresión proveen la
energía necesaria para hacer llegar el gas natural a través del territorio nacional. Para que
un consumidor tenga acceso al gas natural es necesario que interconecte sus instalaciones al
sistema de transporte existente, o a una red de distribución cercana.
Estación de compresión. La función de una estación compresora de gas es elevar la
presión del fluido en la línea, con el fin de suministrar la energía necesaria para su
transporte. El gas continúa su recorrido hacia los compresores precedentes, pasando antes
por los secadores (scrubbers), que se encargan de extraer el posible contenido de líquido.
41
Finalmente, el gas a una mayor presión, sale por la línea de descarga de las compresoras,
para lograr el transporte de gas natural. Toda estación cuenta, también, con un suministro
de potencia para la puesta en marcha de los compresores, un motor por cada compresor, un
ventilador para el sistema de enfriamiento, un sistema de válvulas que regulan el paso de
gas tanto para el funcionamiento de los compresores como para el sostenimiento de la
presión de trabajo deseada, un pequeño compresor para el accionamiento de dichas
válvulas, filtros que se encargan de extraer las impurezas que pueda contener el gas para
cumplir con los requerimientos del mercado y toda la instrumentación necesaria para el
control del proceso de compresión. Además, dentro de la estación se cuentan con tanques
de almacenamiento para los lubricantes y refrigerantes que son utilizados en los motores, y
para los condensados drenados en la operación, esto último, con el propósito de proteger y
conservar el entorno natural. Es importante señalar que en cada estación compresora de gas
natural, se cuenta con el plan de manejo ambiental dando, cumplimiento a las disposiciones
legales nacionales sobre la materia. Los gasoductos están diseñados conforme a la Norma
Oficial Mexicana NOM-007-SECRE-1999 y de acuerdo con la versión más reciente de
ASME B31.8. En la figura 2.4 se puede ver un esquema representativo del SNG.
42
Figura 2.4 Esquema representativo de SNG
43
2.2.1 Tecnología en gasoductos
En el nuevo entorno del mercado, el SNG se ha adaptado exitosamente, incrementando su
rentabilidad, transporte y seguridad por medio de tecnologías como SCADA, nuevas
estaciones de compresión, mantenimientos integrales y alianzas estratégicas; en la figura se
2.5 se muestra la cobertura del SCADA. [10]
Actualmente la Subdirección de Ductos de PEMEX GAS Y PETROQUÍMICA BÁSICA
tiene en operación el Sistema de Control Supervisorio y Adquisición de Datos (SCADA),
para la red de Gasoductos y LPG ductos. El SCADA permite controlar y supervisar en
tiempo real, de manera más eficiente y segura, las condiciones operativas a lo largo de
todas las instalaciones, conformando una verdadera herramienta de soporte de decisiones
para las funciones propias del transporte de Gas; gracias a la información que recolecta,
procesa y almacena en su base de datos. El SNG cuenta con 12000 kilómetros de
gasoductos distribuidos en tres zonas geográficas (Norte, Centro y Sur). A lo largo de esta
Red Nacional de Ductos se encuentran 534 actuadores de los cuales 440 corresponden a gas
natural y 94 a gas LP, 315 Estaciones, dentro de las cuales se tienen 13 Estaciones de
Compresión y 5 Estaciones de Bombeo. Todo lo anterior se encuentra comunicado al
sistema SCADA proporcionando información en tiempo real de las condiciones operativas
de las redes de transporte, tanto de Gas Natural como de Gas LP. A la fecha se tienen
integrados al SCADA 350 Unidades Terminales Remotas (UTR´s) para Gas Natural y Gas
LP, así como 145 computadores de flujo, validados y aceptados por el cliente para
facturación de los cuales 101 ya se utilizan en el proceso de facturación. Gracias a la
información que recolecta, procesa y almacena en su base de datos, el Sistema SCADA se
ha transformado en una verdadera herramienta que permite controlar y supervisar en tiempo
real, de manera más eficiente y segura, las condiciones operativas del SNG. [10]
44
Figura 2.5 Cobertura del SCADA en el Sistema Nacional de Gasoductos (SNG)
El SCADA tiene integrado un Software de Aplicaciones de Gas que permiten hacer más
eficientes las actividades administrativas y comerciales, a través de:
• Atender al cliente proporcionándole información en tiempo real sobre consumos y
contratos.
• Información en tiempo real sobre volúmenes, presiones, temperatura, Cromatografía
de Gas, inyecciones y extracciones.
• Continuar garantizando el suministro a los clientes.
45
2.3 Función de válvulas
A lo largo de la red de gasoductos de PEMEX existen válvulas, ya sea en estación de
seccionamiento o trampa de diablos, que permiten el control del flujo por medio del control
manual de la válvula. Estas válvulas de control están incorporadas al sistema de gasoducto
de PEMEX en estaciones estratégicas, con el fin de proporcionar seguridad al usuario, al
medio ambiente y a la población en caso de haber contingencias; como fugas con riesgo de
explosión, perforación del gasoducto, explosiones ocasionadas. En condiciones normales
las válvulas están abiertas, si hay alguna contingencia la válvula es cerrada.
A lo largo del gasoducto hay diferentes tipos de válvulas, esto dependerá de la estación en
que se encuentre cada válvula.
2.3.1 Estación válvulas de seccionamiento
Dentro de una estación estratégica (figura 2.6) en la red de gasoductos de PEMEX existen
válvulas de seccionamiento (figura 2.7) y precisamente se les denomina estaciones de
válvula de seccionamiento que son un espacio físico en donde se encuentran situadas dichas
válvulas con el fin de seccionar el gasoducto y controlar su flujo. Por lo general los
gasoductos son subterráneos y en estas estaciones es donde sale el ducto a la superficie.
Figura 2.6 Representación física de gasoductos y estaciones estratégicas
46
Figura 2.7 Representación esquemática de una estación de válvula de seccionamiento
Cuando es cerrada una válvula por alguna contingencia; ya sea perforación, explosión etc.,
en el gasoducto, es necesario reparar la contingencia rápidamente puesto que el proceso de
transporte de gas natural es continuo y no debe estar en paro. Al ser reparada la
contingencia, el abrir de la válvula es un trabajo difícil, ya que existe una diferencia de
presiones entre los lados de la válvula, por lo que es imposible abrirla. La función de un
igualador (figura 2.8) en una estación estratégica, es precisamente el de igualar las
diferencias de presión que existe entre los lados de la válvula, de este modo permitirá que
el fácil manejo de apertura.
Figura 2.8 Igualador
La estación de seccionamiento tiene un arreglo de válvulas de compuerta.
47
2.3.2 Estación trampas de recibo y envío de diablo
Dentro del sistema de gasoducto están ligadas tanto estaciones de válvulas de
seccionamiento como estaciones de trampas de recibo y envío de diablo (figura 2.9), esta
ultima con el fin de dar mantenimiento a los ductos. El espacio físico con que se cuenta es
suficiente para hacer un arreglo de ductos para poder manipular el diablo, ya sea para
recibirlo de un lado y enviarlo por el otro, para que siga su camino.
Figura 2.9 Representación esquemática de una estación de trampas de diablo
Un diablo sirve para dar mantenimiento a los gasoductos y tiene como objetivo principal
inspeccionar la tubería para detectar daños y anomalías como son: corrosión interna y
externa, cambios en la geometría del tubo (ovalamiento, abolladuras, etc.), laminaciones,
ampollas y en algunos casos grietas, de tal manera que se tenga información para evaluar
los daños y elaborar los programas del mantenimiento requerido.
48
Hay varios tipos de diablos:
• Para limpieza
• Instrumentado
• Etc.
Los componentes de una trampa de diablos son: lanzador, receptor o lanzador-receptor
dual que deben estar completamente armadas como una unidad completa, incluyendo:
tuberías, válvulas, accesorios, instrumentación y dispositivos necesarios para una operación
funcional, montadas en patín estructural. [11]
Los componentes principales que integran la estación de Trampa de Envío y Recibo de
Diablo son las que se enuncian a continuación:
• Barril para manejar diablo instrumentado, incluyendo tapa abisagrada y reducción
para su interconexión.
• Válvula de bloqueo del barril, de bola con extremos bridados.
• Válvula de bloqueo de la línea principal (proceso), de bola con extremos bridados.
• Válvula de la línea de pateo o desvío, de bola con extremos bridados.
• Válvula de relevo de presión de acero al carbono, tipo balanceada o convencional
según se requiera.
• Válvulas de bloqueo y venteo de la válvula de relevo de presión.
• Válvula de drenaje de bola.
• Válvula de venteo de bola.
• “T” recta especial de flujo axial para el paso del diablo instrumentado.
• Codos de radio largo.
• Conexiones, accesorios y bridas.
• Indicador de paso de diablos.
• Patín estructural, incluyendo sistema de izaje en una sola pieza, y soportes para la
instalación completa de la trampa de diablos y accesorios.
• Charola de recolección de drenajes.
49
• Toda la tubería de interconexión, con soportes para la trampa completa hasta los
puntos de interconexión en el límite del paquete, como se indique en las hojas de
datos de la ingeniería básica del equipo.
2.4 Situación actual en la zona norte Torreón
El gasoducto del sector Torreón tiene una extensión de aproximadamente 262 km que van
desde la terminal Chávez Torreón hasta la estación terminal Durango. A lo largo de este
gasoducto están integradas 13 estaciones estratégicas, las cuales son:
• 1 Estación Terminal Chávez.
• 7 Estaciones de válvula de seccionamiento (VS).
• 2 Estaciones de Trampa de Envió y Recibo de Diablo (TERD).
• 1 Estación de Trampa de Recibo de Diablo (TRD).
• 2 Estaciones de Medición (EM).
En la figura 2.10 se muestra la distribución del gasoducto Chávez Durango
50
Figura 2.10 Distribución del gasoducto Chávez Durango
51
Las estaciones estratégicas se enumeran a continuación en la tabla 2.1 con sus correspondientes
localidades y TAG´s.
Tabla 2.1 Estaciones estratégicas y su localización del SNG de la zona norte
TAG de la
estación Nombre de la Estación Localidad Municipio
TO-001 Estación Terminal Chávez Francisco I Madero Chávez Francisco I Madero Coahuila.
TO-015 V.S. El Compás Población el Compás Gómez Palacio Durango
TO-016 V.S. San Ignacio Población San Ignacio Gómez Palacio Durango
TO-017 V.S. La Loma Población la Loma Cd. Lerdo Durango.
TO-018 T.R.E.D. Rojo Gómez Población Rojo Gómez Cd. Lerdo Durango.
TO-019 V.S. Pozuelos Población Pozuelos Cuencame Dgo
TO-020 V.S. Yerbaniz Yerbaniz Durango Cuencame Dgo
TO-021 T.R.E.D. Campanas Campanas Durango Guadalupe Victoria Durango
TO-022 V.S. Francisco I Madero Dgo Francisco I Madero Dgo. Fco I Madero Durango
TO-023 V.S. Carlos Real Carlos Real Durango Durango, Dgo
TO-024 T.R.D. Durango Durango, Dgo Durango, Dgo.
TO-025 E.M. City Gate Ecogas
Durango Durango, Dgo Durango, Dgo.
TO-026 E.M.. City Gate Autoab Gas
Natural del Norte (Durango) Durango, Dgo Durango, Dgo.
La infraestructura actual de este gasoducto (incluyendo las 13 estaciones estratégicas), no
cuenta con un control automatizado por lo que cualquier acción, rigurosamente se tiene que
hacer en forma manual, por ejemplo el abrir y cerrar de válvulas.
Las estaciones de VS y TERD con sus componentes son austeros y de tipo manual, por lo
que se propone hacer un control automático de monitoreo de presión y temperatura en las
estaciones V.S. San Ignacio y T.R.E.D. Rojo Gómez, que están ubicadas en el kilometro 36
y 39 aproximadamente dentro del gasoducto Chávez – Durango.
52
2.5 Problemática y desventajas del sector Torreón
El sector Torreón-Durango tiene una longitud de 262 km. de gasoductos de 16´´Ø. Todas
las estaciones estratégicas son de tipo austero completamente ya que solo tienen
componentes, en este caso las válvulas, que sirven para segmentar el gasoducto,
permitiendo el control de flujo del gas natural a través de los ductos. La válvula que existe
en la Estación de Seccionamiento San Ignacio, son válvulas de compuerta que tienen un
vástago ascendente y un volante no ascendente con sentido de cierre y apertura
convencional, por otra parte las que se manejan en la Estación de Trampa de Envío y
Recibo de Diablo (TERD) Rojo Gómez, son de tipo bola, éstas válvulas tiene forma
esférica dentro del gasoducto que al igual que las de compuerta permiten controlar el flujo
de gas. Todas estas válvulas para hacer su función, necesitan de la fuerza humana, en este
caso, un operador.
En la actualidad la infraestructura de los ductos de PEMEX del sector Torreón, además de
las 13 estaciones estratégicas (Válvula de Seccionamiento y TERD), no disponen de un
control automatizado y por consiguiente cualquier acción se tiene que hacer en forma
tradicional y/o manual. Esto es peligroso cuando ocurre alguna contingencia de riesgo,
como puede ser el caso de una explosión, en donde las personas que salen perjudicadas son
el propio personal de PEMEX, que cierra las válvulas.
Las desventajas que conlleva esta problemática es, que cuando se requiere hacer una acción
de control por alguna contingencia o desperfecto, el tiempo de respuesta y corrección es
muy lento y requiere que el propio personal valla directamente donde se efectuó el
problema y cerrar las válvulas.
Cuando existe alguna situación de riesgo como lo es una explosión, el personal puede salir
perjudicado ya que éste, ante tal situación tiene que asegurarse de cerrar las válvulas para
cortar el proceso de emisión de gas a través de los gasoductos. Ha habido casos en los que
las personas después de este suceso regresan con quemaduras en su cuerpo, ya sean de
53
primero, segundo e incluso de tercer grado, pero también se tiene que muchas personas
mueren por este suceso.
Por otra parte, cuando hay explosiones en los gasoductos, estas afectaran a la flora que se
encuentre cerca, como son los bosques, prados, entre otros., ocasionando incendios
forestales, que además de perjudicar a estas áreas verdes también lo hacen con los animales
que viven en el y con esto, el que sale perjudicado es el medio ambiente.
Otro punto importante, en donde ahora sale afectada la comunidad, es el siguiente:
Como ya sabemos los gasoductos son subterráneos y en muchos de los casos atraviesan
comunidades, esto es peligroso ya que al haber incendios, explosiones, etc., la gente que
vive aledaña a estos ductos puede perder sus patrimonios así como también su vida.
54
3 Capitulo III Levantamientos de ingeniería
Actualmente, el gasoducto de 16” Ø, de 262 kilómetros de largo que inicia en la estación
de Compresión Chávez al norte de la Cd. de Torreón Coah, y que abastece a los clientes del
área de la Cd. de Durango, Dgo, transporta gas natural a baja presión y no esta integrando
al centro de control principal del SCADA de PGPB, por lo que su operación se hace por
medio de métodos tradicionales, lo que implica el no contar con la información en tiempo
real para la toma de decisiones operativas oportunas. Se propone diseñar un sistema
automatizado para poder implementar e integrar al Sistema de Control Supervisorio y de
Adquisición de Datos (SCADA) de PGPB, que cuenta con una amplia infraestructura
tecnológica para la adquisición de las condiciones de operación en tiempo real de los
procesos existentes de PEMEX Gas, el monitoreo de presión, temperatura y control en
válvula en la estación Rojo Gómez (Tabla 3.1), presión y control en válvula en la estación
San Ignacio (Tabla 3.1), concentrando la información en un centro de control principal para
la toma oportuna de decisiones. Adicionalmente, el integrar al sistema SCADA con el
monitoreo de los gasoductos, se podrá contar con un control automático ON/OFF desde el
mismo sistema SCADA con la automatización de válvulas con actuadores hidroneumáticos
que serán colocados en la válvula de seccionamiento de 16” Ø de la estación San Ignacio y
trampas de diablo de 16” Ø de la estación Rojo Gómez. Todo esto permitirá optimizar la
operación de la red de gasoductos.
Tabla 3.1 Estaciones a automatizar
TO-016 V.S. San Ignacio Población San Ignacio Gómez Palacio Durango
TO-018 T.R.E.D. Rojo Gómez Población Rojo Gómez Cd. Lerdo Durango.
3.1 Razón de la propuesta
El diseño de esta propuesta nace del requerimiento futuro de gas natural en el estado de
Durango, que necesitara satisfacer la demanda de gas a plantas generadoras de electricidad,
a empresas privadas, así como también la necesidad de tener un control en válvulas, además
55
de supervisar y controlar las variables de gas a través de los ductos, como lo son presión y
temperatura, que se tienen que monitorear de los gasoductos al sistema SCADA que tiene
PEMEX.
Al implementar este diseño se aumentará la confiabilidad de las operaciones en los ductos
y se disminuirá los daños en las instalaciones, personal, la comunidad y al medio ambiente.
Al controlar las válvulas y monitoreo de presión en la Estación de Válvula de
seccionamiento San Ignacio, monitoreo de presión y temperatura, así como también el
control de válvulas en la Estación de Trampa de Envío y Recibo de Diablo Rojo Gómez,
contribuirá en tiempo real a la toma oportuna de decisiones, para la rápida acción
correctiva y con esto tener un mejor control, al que se tiene en este momento en el sector
Torreón.
El diseño que se propone, tendrá un tiempo de respuesta rápido por lo que será eficiente, ya
que no hay que olvidar que el proceso de distribución de gas, debe ser continuo y que si por
alguna contingencia es parado, el reinicio de proceso debe ser de inmediato, para que el gas
enviado llegue a los usuarios finales y no halla queja del servicio.
Con todo lo antes mencionado, no se pueden evitar algunas contingencias como son; las
explosiones e incendios, pero si da seguridad al personal ya que con la automatización de
las válvulas en las Estaciones de Trampa Diablo y Seccionamiento, aplicando un control
ON/OFF a través del SCADA, no tendrá que ir a cerrar válvulas en la zona de riesgo,
evitando que sufra un accidente.
La propuesta contempla las siguieres características:
• Tipo de control: Supervisión y monitoreo con lazo de control cerrado, el operador se
encarga de tomar las acciones.
• Tipo de Variables: Analógicas y digitales (ubicadas en forma remota)
56
• Área de Acción: Áreas distribuidas a distancia de la estación maestra de control
(MTU).
• Unidades de adquisición de datos y control: RTU (Unidad Terminal Remota) de
diseño específico para la aplicación.
• Medios de comunicación: Cualquier medio que sirva de enlace para enviar y recibir
información entre la RTU y la MTU, puede ser por Radio, Satélite, Línea
Telefónica, Conexión directa ó red de área local (LAN) ó red de Área Amplia
(WAN).
• Base de Datos: Distribuida.
3.2 Levantamientos de ingeniería San Ignacio:
Para esta estación se debe considerar que los bienes a suministrar deberán de cumplir una
compatibilidad total con el sistema UHF ya existente. Se realizaron levantamientos de
ingeniería y se encontraron las siguientes necesidades:
• Se requieren del suministro de casetas prefabricadas de multipanel para alojar los
equipos que monitorearán y controlarán la información proveniente de los
transmisores de presión y temperatura. Además de resguardar los equipos de
comunicaciones y de suministro de energía eléctrica de la estación. El suministro de
toda la infraestructura necesaria (Postes, aisladores, mufas, transformadores, cable,
y accesorios) para proporcionar energía proveniente de la red de Comisión Federal
de Electricidad.
• Se requiere el suministro de Unidades Terminales Remotas RTU.
• El suministro de fuentes de energía ininterrumpible con banco de baterías para
mantener de manera continúa con energía a los equipos e instrumentación de toda la
estación en caso de falla de suministro de CFE.
• Sistema de tierras y pararrayos.
• Se requiere el suministro de transmisores de presión, para el monitoreo de las
condiciones en tiempo real, arriba y debajo de la válvula de seccionamiento.
57
• El suministro de equipos de comunicación (radios, antenas, mástiles o torres, con
todos los accesorios para la instalación y operación de estos sistemas) para poder
trasmitir la información en tiempo real al centro de control principal y/o remoto.
• Un conjunto de accesorios para la instalación de 2 tappings.
• Suministro de actuador.
Las señales analógicas y digitales de los dispositivos de control, monitoreo y comunicación,
forman parte del sistema con el cual se contara y enviará la información al centro de control
(SCADA) de PEMEX Gas; las señales analógicas y digitales estarán interactuando por
medio de los dispositivos de control y comunicación. Estos dispositivos formaran un
sistema de conexiones que servirá para tener comunicación con el sistema, llevar la
información al SCADA y poder hacer el monitoreo y control automático. La instalación y
puesta en operación del sistema de control, para el monitoreo y automatización del sistema
se hará por medio de los trabajos de conexión de las señales analógicas y digitales de cada
dispositivo, empezando desde los transmisores, UPS´s, radio, UTR, computador de flujo,
etc. hasta el sistema SCADA para la toma oportuna de decisiones del control ON/OFF del
actuador.
La tecnología a usar en la Automatización de esta línea, debe ser totalmente compatible con
el sistema SCADA de PGPB instalado actualmente y que permita su rápida integración
cumpliendo con los siguientes puntos básicos:
• La RTU será de tecnología reciente y cuya permanencia en el mercado se garantice.
• Los protocolos serán de comunicación compatibles con el SCADA actual.
• Los equipos de comunicación serán iguales a los usados actualmente en el sistema.
• Los equipos tendrán cumplimiento de normas y estándares.
58
La estación estratégica San Ignacio (TO-016) mostrada en la figura 3.1, 3.2 y 3.3 cubre un
espacio físico de 28.250 m X 11.530 m.
Figura 3.1 Válvula de seccionamiento
59
Figura 3.2 Vista general
Figura 3.3 Acceso
60
La figura 3.4 muestra una representación del espacio físico de la estación San Ignacio.
Figura 3.4 Representación del espacio físico de la estación San Ignacio
61
1. Caseta prefabricada
La caseta prefabricada debe alojar a los equipos eléctricos, electrónicos y sus componentes
requeridos en la estación de seccionamiento. La caseta prefabricada será de multipanel con
tableros de distribución de energía, dentro de ésta se hará una instalación eléctrica que
contara con iluminación interior. Esta caseta prefabricada tiene la finalidad de resguardar
los dispositivos de control y monitoreo.
• Medidas (figura 3.5)
Figura 3.5 Medidas de la caseta
62
La caseta estará dentro del área de la estación estratégica San Ignacio mostrada en la figura 3.6.
Figura 3.6 Ubicación de la caseta prefabricada
63
En esta parte se tomará en cuenta la posteria, cableado, transformador y accesorios
necesarios para llevar la energía de 127/220 VCA de suministro, desde la toma de energía
hasta la caseta, considerando una distancia aproximada de 750 m.
2. UTR
La Unidad Terminal Remota (UTR) cuyo equipo debe ser compatible con el Sistema de
Control Supervisorio y de Adquisición de Datos (Sistema SCADA de PGPB), para el
intercambio de información con las siguientes características y accesorios:
1. Servicio: Gas Natural
2. Temperatura ambiente: -40° C a 70° C
3. Humedad relativa: del 5% al 95%
4. Diseño: Modular
5. Clasificación eléctrica: Para uso en áreas clase I, Div. 2, Grupos A, B, C, y D
6. Gabinete NEMA 4
7. Protección: contra interferencia (RF, VHF, UHF, microondas, etc.)
8. Suministro eléctrico: 24 VCD
9. Procesador ARM a 150 Mhz con CPU de 32 bits a 150 Mhz, con arquitectura de
programación 32 bit, con programación estándar IEC 61131-3, consumo de energía
menor de 1.2 W, expandible en módulos de entradas y salidas, y con sistema de
auditorias con llave candado de 3 posiciones.
10. Memorias 1 Mb, de memoria tipo SRAM, 4 Mb de memoria tipo SDRAM para bus
de 32 bits y memoria flash de 16 MB en RAM.
11. Fuente de CD interna: módulo convertidor de DC-DC de + 24 VCD
12. Módulos de I/O: 12 entradas DI y 4 salidas Digitales DO, 6 entradas AI y
dos salidas Analógicas AO.
13. Comunicaciones expandibles hasta 4 módulos de comunicación TCP/IP, Modbus
serial y abierto, Active X, ODBC y OPC.
14. Accesorios modulo de relevadores.
64
15. Protocolo de comunicación: BSAP o Modbus PEMEX con capacidad para manejar
información en tiempo real e histórico de los eventos por 35 días, con estructura de
datos compatible con el Sistema SCADA de PGPB
16. Accesorios de comunicación: Protector de línea RS-232, Mca. Black Box ó similar,
cable de conexión entre UTR y Radio.
La UTR es uno de los componentes que se integrara al sistema SCADA, típicamente es
instalado en un sitio en campo, estos procesan datos de los sensores para transmisión al
MTU (Unidad Terminal Maestra). La UTR acepta mensajes de comando de control del
MTU y transforma esos comandos a las señales de salida eléctrica. Éste también se refiere a
cualquier dispositivo genérico que pueda responder llamadas, a las peticiones de la
información del MTU o el PLC y también puede enviar la información no solicitada en
ambiente de no interrogar. [12],[13],[14].
La UTR deberá tener la capacidad para las siguientes entradas y salidas del sistema.
Entradas:
• Posición del actuador cerrado.
• Posición del actuador abierto.
• Intrusión a gabinete de actuador.
• Intrusión al cuarto de instrumentos.
• Sistema de detección de Baja presión del ducto.
• Modo de Mantenimiento (Local-Remoto).
• Puerta del gabinete (abierta o cerrada).
• Falla de UPS.
• Falla de CFE.
65
Salidas:
• Función de cierre de actuador.
• Función de apertura de actuador.
3. UPS
La Unidad de energía ininterrumpible (UPS), para alimentar eléctricamente la UTR, el
sistema de comunicaciones y la unidad de potencia hidroneumática. Debe cumplir con las
siguientes características:
1. Función: suministro de energía eléctrica a equipos electrónicos.
2. Voltaje de entrada: 127 VCA, 60 Hz.
3. Voltaje de salida: 24 VCD.
4. Corriente de carga: 50 a 60 A.
5. Sistema de control: con panel de distribución, interruptores de salida, auto
transformador.
6. Indicadores de: voltaje de salida, corriente total de salida del sistema, corriente de
carga y descarga de baterías y panel de alarmas.
7. Alarmas del sistema: falla de VCA, falla de rectificador, alto y bajo voltaje de
baterías, positivo a tierra y negativo a tierra.
8. Rectificadores: los necesarios para alimentar los equipos y el banco de baterías de
acuerdo a la carga y a la autonomía requerida.
9. Tipo: Industrial de alta frecuencia.
10. Protecciones:
a) De rectificador contra corto circuito en la salida
b) Sobre calentamiento
c) Bajo voltaje de entrada
d) Entrada y salida de transitorios
e) Polaridad invertida en la salida
66
f) Elevado voltaje de salida
g) Protección sobre bajo voltaje en baterías
11. Baterías: Selladas, libres de mantenimiento, VRLA.
12. Autonomía: 48 hrs, a plena carga.
13. Disponibilidad: para crecimiento en carga del 40% adicional.
14. Normatividad: Códigos ANSI/NFPA-70.
15. Las Baterías serán de plomo-ácido selladas.
16. Un tiempo de vida útil de la batería de al menos 10 años.
Se deberá de considerar el suministro y conexionado de:
1. Centro de carga de 127 VCA.
2. Centro de carga de 24 VCD.
3. Alumbrado interior de la caseta y su interruptor.
4. Contactos de 127 VCA en el interior de la caseta.
[12],[13],[14].
4 Sistema de tierras
El objetivo de este concepto es, proteger a las estaciones del sistema SCADA, contra sobre
tensiones transitorias, en los puntos de acoplamiento de la electrónica de referencia, el
sistema de alimentación de corriente alterna, en y el enlace de comunicaciones de las
Unidades Terminales Remotas (UTR). Se debe tomar en cuenta un sistema de Puesta a
tierra, para la protección del personal en materia de seguridad y para los equipos de la
caseta, así como dar cumplimiento a los siguientes aspectos. [12],[13],[14].
A. Resguardar la seguridad del personal encargado del mantenimiento de los sistemas
de protección catódica.
67
B. Proveer un sistema de disipación de corrientes a tierra, sin exceder los límites de
operación de los equipos.
C. Prolongar la vida útil de operación de los sistemas eléctricos como electrónicos y de
comunicación para el aseguramiento en la continuidad del servicio de los sistemas
de protección catódica.
Tubería conduit
El cableado superficial de la caseta estará alojado dentro de tubería conduit de PVC de 1”
de diámetro la cual estará ahogada en concreto.
Conexión a la estructura de la caseta
Se removerá el concreto hasta descubrir el armado de acero, para conectar la solera de
acero al carbón de 1 1/4 x 3 x 1/4 in. (31.25 x 76.2 x 6.35 mm) a la varilla de refuerzo.
Conexiones
Todas las conexiones entre los elementos del sistema de tierras, deberán efectuarse con
soldadura aluminotermica.
Mediciones
Una vez instalado el sistema de tierras deberá de medirse su resistencia de contacto y la
resistencia total del sistema de tierras.
Especificación del sistema de tierras de los equipos.
1. La resistencia máxima a tierra del sistema de aterrizamiento será de 3Ω.
2. Conductor de cobre desnudo semiduro directamente enterrado a 50 cm bajo nivel de
piso terminado calibre 2/0.
3. 6 electrodos de puesta a tierra tipo varilla de acero recubierta de cobre tipo
copperweld de 3.05 m de longitud y 19 mm de diámetro.
4. Conectores de cobre mecánicos para cada unión en poste.
5. Compuesto químico tipo GAM ó GEM para mejorar la resistividad del terreno.
68
6. 6 tubos de albañal de 300mm de diámetro X 450mm de largo con tapa de concreto
con asa metálica.
7. Cable de conexión de sistema de tierras a caseta, incluyendo barra de tierras con sus
conectores, en sitio de los trabajos y aceptado por la supervisión.
5. Dos transmisores de presión conexión punto a punto
Transmisores de presión y temperatura, tipo multivariable de Presión 100%, con la UTR y
el Sistema de Control Supervisorio y de Adquisición de Datos. [12],[13],[14].
1. Rango de presión de 0-2000 PSI.
2. Puerto serie RS-232/RS485.
3. Comunicación BSAP/Modbus.
4. Compensación interna por temperatura ambiente (-40 a 85°C).
5. Software de configuración y cable de interfase.
6. Alimentación 24 VCD.
7. Bajo consumo de energía: 2 mA a 6 VDC.
8. Precisión modo lineal de presión +/- 0.075 % del rango calibrado o 0.015 % del
URL.
9. Indicador de 4 ½ dígitos LCD.
10. Sensor tipo diafragma.
11. Conexión a proceso de acero inoxidable 316 de ½” NPT macho.
12. Conexiones eléctricas dos de ½” NPT hembra para conduit.
13. Caja NEMA 4X, intrínsecamente seguro para Clase 1, Div 1, grupos C y D, áreas
peligrosas.
14. No incendiaria Clase 1, Div 2, Grupos A, B y C.
15. Placa metálica de identificación y accesorios de montaje.
16. Manifold para maniobras de desfogue.
17. Aislador eléctrico (Tuercas Unión Dieléctricas) para el conduit.
18. Aislador eléctrico (Conector dieléctrico) para el tubing.
19. Tipo Inteligente.
69
20. Estabilidad: ±0,15% .
21. Repetibilidad: ±0.2% .
22. Protección eléctrica contra polaridad invertida.
23. Alarmas. Tendrán la capacidad de generación de alarmas por sobre presión, falla de
comunicación y mal funcionamiento. Estas alarmas deben ser enviadas hacia la
RTU, por medio de la comunicación digital utilizada entre ambos.
24. Condiciones de operación de -10 a 50 °C.
25. Humedad relativa de 95%.
Lo más notable de las especificaciones queda mostrada en la siguiente tabla.
Tabla 3.2 Especificaciones de transmisores de presión
1 Tipo Inteligente
2 Servicio GN
3 Condiciones ambientales Temperatura –10 a 50ºC, Humedad 5% a 95%
TRANSMISOR
4 Variables medidas Presión
5 Tecnología Basado en microprocesador
6 Electrónica Estado sólido de reciente tecnología
7 Protección Contra interferencia (RFI y EMI), polaridad
invertida
8 Resistencia Al choque y vibración 0,1 G mínimo
9 Exactitud/Repetibilidad ± 0,1% del span / ± 0,1% del span
10 Rango de calibración 0-300 “ H20 (punto de calibración)
11 Caja/Acabado A prueba de explosión / tropicalizado
12 Indicación Local Presión integrada al transmisor.
13 Tipo Indicación Local Pantalla LCD de 3 dígitos, unidades ingeniería
14 Elemento Sensor/material Diafragma /Ac. Inox. 316
15 Tamaño conexión Proceso ½” NPT / Eléctrica ½” NPT
16 Material Cuerpo y bridas Ac. Al carbón mínimo
70
17 Señal de salida 4 – 20 mA con señal sobrepuesta protocolizada
18 Presión de trabajo máxima 1500 psi.
19 Clasificación Eléctrica Prueba de explosión, Clase I, División 1, Grupos
VCD.
20 Suministro Eléctrico 24 V.C.D.
21 Montaje Sobre tubería en yugo para tubo o solera de 2”.
22 Compensación por temperatura Para un rango mínimo de operación de -40 a
85°C
6. Equipos de radiocomunicación UHF marca MDS para su integración al SCADA de
PEMEX.
Los radios a suministrar deben contar con el registro de homologación que expide la
Secretearía de Comunicaciones y Transporte. Con la finalidad de que los equipos y
sistemas de telecomunicaciones a suministrar sean 100 % compatibles con la
infraestructura de comunicaciones actualmente instalada y en operación en el sistema
SCADA. Las especificaciones mínimas requeridas están contenidas en la tabla 3.3.
[12],[13],[14].
71
Tabla 3.3 Características mínimas que deben cumplir los equipos de radio.
Especificaciones del Radio MDS
1. Radios remotos, marca MDS, modelo MDS 4710A, que incluye fuente de
alimentación de 24 VCD (negativo a tierra) de entrada a 11-18 VCD, salida
ajustable, frecuencia de operación TX= 416.750 Mhz RX= 406.750.
72
2. Velocidad de MODEM 4800 Kbps.
3. Antena direccional tipo Yagi, marca Decibel, modelo DB-436A.
4. Conectores “N” hembra y macho, para línea LDF-450A, marca Andrew.
5. Línea de transmisión, marca Andrew, modelo LDF-450A.
6. Kit de tierra para línea LDF-450A, marca Andrew, modelo 204989-1 antes de cada
curva RF (Máximo 3) y cada 25 Mts en trayectorias rectas. El proveedor calculara
la cantidad de acuerdo a la trayectoria de la línea en la estación.
7. Abrazaderas y concha tipo andrew para línea LDF-450-A.
8. Pasamuros 4”Ø para línea de transmisión LDF 450-A, marca Andrew, modelo
204679A-5.
9. Conector DB-25 macho, marca BELKIN, modelo A4B221-M ó equivalente.
10. Conector DB-9 macho, marca BELKIN, modelo A4B201BGC ó equivalente.
11. Protector de línea RS-232 tipo optoaislador, macho-hembra, marca Patton
Electronics, modelo 501 ó equivalente.
12. Protector de RF, marca Andrew, modelo APGBFAF-230 ó equivalente.
13. Cable FTP de 10 Pares, calibre 24 AWG.
14. Cable calibre 10 AWG color rojo y negro para la alimentación eléctrica, y cable
calibre 6 AWG color verde para aterrizar los equipos.
15. Sistema de pararrayos que incluya: Punta pararrayos de 1.2 metros, conectores
mecánicos burney, cable de cobre forrado 29 hilos 1/0 AWG y accesorios
necesarios para su instalación e interconexión al sistema de tierras.
16. Sistema de tierras incluye: Registro con tapa, conectores mecánicos burney, cable
de cobre desnudo 2/0 AWG, enriquecedor de tierras químico, y accesorios
necesarios para resistencia menor o igual a 3 Ohms.
17. Placa de cobre con aisladores para conectar las tierras de los equipos.
Mástil
Mástil autosoportado con cimentación, accesorios y herrajes, que cumpla con las siguientes
características.
73
a) Suministro de materiales y fabricación del mástil autosoportado con las
siguientes características:
Los cortes de los elementos y las perforaciones para los tornillos, deberán ser efectuados
con prensas troqueladoras y otra maquinaria especializada, no se harán cortes con soplete o
segueta; la velocidad del viento máximo será de 120 km/h para condiciones operativas y la
estructura soportará sin deterioro vientos de hasta 160 km/h, y en el estudio se deberá de
considerar las cargas adicionales que presentan los accesorios tales como: líneas de
transmisión, montajes de antenas, dispositivos de seguridad. El diseño de la estructura
considerará que bajo condiciones de velocidad de viento inferior o igual a 120 Km/h, la
estructura de la torre no deberá presentar deformaciones en los planos vertical y horizontal.
Todos los elementos de acero estructural que integran el mástil deberán de galvanizarse
después de su fabricación, por un proceso de inmersión en caliente, conforme a los
estándares ASTM-A123, ASTM-A394 y ASTM-A153. Se requiere que el galvanizado se
realice en corto plazo posterior a la fabricación o maquinado de cada elemento, para evitar
oxidaciones en la parte interior de los tubos, previendo una efectiva adhesión del
galvanizado, los tornillos, tuercas, rondanas y seguros, que deberán cumplir con el estándar
ASTM-A325, galvanizados doblemente por inmersión en caliente de acuerdo al estándar
ASTM-A153 y serán de alta resistencia grado 5 con tuerca, rondana de presión y pal-nut
b) Montaje de todos los elementos estructurales de los mástiles, así como los
accesorios correspondientes.
c) Se debe considerar el suministro e instalación de herrajes de sujeción de antena,
debe ser tubular de 1 1/8" de diámetro de fierro galvanizado Ced. 80, del tipo
para instalación definido por el diseño del proveedor, incluyendo abrazaderas
galvanizadas de diámetro y dimensiones acorde a las características de los
herrajes integrales de la sección de la estructura donde se instalarán así como
también la tornillería galvanizada grado 5 norma A325, de dimensiones
adecuadas para una correcta instalación de dichos herrajes.
74
d) El mástil se debe proteger con un sistema de pararrayos, para el control y
disipación de descargas atmosféricas inducidas y de impacto directo, por una
punta con elemento toroidal para ampliación de ángulo a 71° de cono de
cobertura de protección, instalado a 1.5 m arriba de la cúspide de la estructura y
conectada mediante cable de cobre desnudo suave de 19 hilos cal 2/0 AWG,
mismo que funcionará como elemento conductor de baja impedancia a tierra,
donde se conectará utilizando soldadura exotérmica a base de la reducción de
óxido de aluminio a la malla de tierras.
e) Instalación de escalera de ascenso, construido basándose en peldaños de acero
galvanizado por inmersión en caliente, conforme a los estándares ASTM-A123,
ASTM-A394 y ASTM-A153. Los peldaños deben tener una separación de 30
cm, intercalados en un extremo y otro del mástil.
La figura 3.7 muestra la topología básica de comunicaciones. [12],[13],[14].
Figura 3.7 Topología de instalación del sistema de comunicación
75
7. Un conjunto de accesorios para la instalación de 2 tappings.
En el trabajo de los tappings se realiza una conexión nueva de tubería mientras la tubería
permanece en servicio, con flujo de gas natural bajo presión. El procedimiento para hacer
tappings (hot tap) consiste en adherir una conexión derivada y una válvula, a la parte
externa de una tubería en funcionamiento, y después se corta la pared de la tubería dentro
de la derivación y se quita la sección de pared a través de la válvula. El uso de “hot
tapping” evita la pérdida de producto, las emisiones de metano y la interrupción del
servicio a los consumidores. [15]
En los sistemas de transmisión y distribución de gas natural, con frecuencia es necesario
volver a colocar o expandir tuberías existentes, instalar válvulas nuevas o reparar las viejas,
instalar laterales nuevas, realizar el mantenimiento o tener acceso a líneas durante
emergencias, tomas de presión o temperatura. Históricamente, ha sido una práctica común
sacar de servicio una porción del sistema durante la reparación, ventilar el gas que contiene
el segmento aislado y purgar la tubería con gas inerte para garantizar la seguridad durante
la conexión. Este procedimiento para realizar la interrupción e interconexión difiere
levemente dependiendo de la presión del sistema. En sistemas de alta presión, las válvulas
que los rodean se cierran para aislar el segmento de tubería y se colocan bloqueadores
adicionales (tapones insertados) junto a las válvulas para evitar las fugas de gas natural y
mejorar las condiciones de seguridad en el lugar de la interconexión. En un sistema de baja
presión, la longitud de la tubería que se sacará de servicio por lo general es mucho más
corta. En lugar de cerrar las válvulas que se encuentran alrededor, los tapones se usan para
aislar la porción de la tubería que está directamente en el área de la derivación. En ambos
casos, el gas en el segmento aislado de la tubería se ventila y la línea se purga. Los efectos
relacionados con la interrupción de la interconexión son tanto económicos como al medio
ambiente. El gas ventilado del segmento de tubería representa una pérdida de producto y un
aumento de emisiones de metano. Además, sacar de servicio un segmento de tubería puede
en ocasiones causar interrupciones graves al servicio a los consumidores. Por ejemplo, una
conexión paralizada en una línea de acero puede requerir de tres o más días con la tubería
76
fuera de servicio y la posible interrupción de los embarques de gas natural además de la
liberación de metano a la atmósfera.
La técnica de hot tapping es una alternativa que permite que se haga la conexión sin tener
que sacar de servicio el sistema ni ventilar gas a la atmósfera. La técnica de hot tapping
también se conoce como intervención de la línea, intervención de la presión, corte de
presión y corte lateral. El proceso implica adherir conexiones derivadas y cortar agujeros en
la tubería en funcionamiento sin interrumpir el flujo del gas, y sin liberar ni perder
producto. Los hot taps permiten nuevas derivaciones en los sistemas existentes, la inserción
de dispositivos en la corriente del flujo, desviaciones permanentes o temporales y es la fase
preparatoria para el bloqueo de la línea con tapones de globo temporales inflables
(tapones). El equipo para realizar hot taps está disponible para casi cualquier tamaño de
tubería, materiales de tuberías y tasas de presión, en los sistemas de transmisión y
distribución. El equipo principal para la aplicación de hot taps típicos incluye una máquina
para taladrar, un accesorio de derivación y una válvula.
Los accesorios necesarios para hacer tappings (figura 3.8) son los siguientes:
• Máquina para taladrar. La máquina para taladrar generalmente consiste en una barra
giratoria o fija telescópica accionada mecánicamente que controla la herramienta de
cortado. La herramienta de cortado se usa para producir un agujero piloto en la
pared de la tubería para poder centrar una sierra perforadora que corta el “cupón” o
la sección curva de la pared de la tubería.
• Accesorio. La conexión a la tubería existente se hace dentro de un accesorio, el cual
puede ser un simple tubo corto soldado para una conexión pequeña (por ejemplo,
una pulgada) a una tubería más grande, o una T de manga dividida de envoltura
completa para brindar apoyo adicional cuando la derivación sea del mismo tamaño
que la tubería principal. La T se envuelve completamente alrededor de la tubería, y
cuando se suelta, ofrece el refuerzo mecánico de la derivación a la tubería
portadora.
77
• Válvula. La válvula de la conexión hot tap, puede ser una válvula de bloqueo o una
válvula de control para una nueva conexión, y debe ser capaz de permitir que el
cupón (la sección de la pared de tubería cortada con una sierra perforadora) pueda
quitarse después de la operación de cortado. Algunas válvulas adecuadas incluyen
las válvulas de globo o compuerta, pero no los tapones ni las válvulas de mariposa.
Figura 3.8 Esquema de una máquina para hacer tappings (hot tap) con el perfil
Los pasos básicos para realizar un tapping (figura) 3.9 son:
1. Conectar el accesorio a la tubería existente con soldadura (acero), pernos (hierro
fundido) o adhesiones (plásticas) e instalar la válvula.
2. Instalar la máquina de tapping a través de la válvula permanente.
78
3. Llevar a cabo el tapping cortando el cupón de la tubería a través de la válvula
abierta. Un dispositivo especial sostiene el “cupón” para quitarlo después de la
operación del tapping. Sacar el cupón a través de la válvula y cerrar la válvula.
4. Quitar la máquina de tapping y añadir la tubería derivada. Purgar el oxígeno, abrir
la válvula y la conexión nueva estará en servicio.
Figura 3.9 Esquema del procedimiento del tapping (Hot tap)
79
8. Suministro de actuador
Las especificaciones del actuador son para una para válvula de compuerta de 16”. [16],
[17].
Los requerimientos Generales de Actuadores de Válvulas de Seccionamiento de
Gasoductos deben cumplir con lo siguiente. El Actuador será hidroneumático tipo gas sobre
aceite, de doble acción tipo pistón, accionado por cilindros de gas y aceite para instalarse en
válvula de compuerta.
Que como mínimo deberá tener:
1. Indicador de posición local (que se visualice claramente a simple vista al menos a
10 metros de distancia)
2. Indicador/Transmisor de posición analógica de 4 a 20 mA, para su señalización en
la Unidad Terminal Remota ubicada dentro de la caseta.
3. Tanque(s) de gas-aceite para acumulación de energía; con aprobación y
certificación A.S.M.E., con fluido hidráulico que permitan realizar al menos 2
strokes (cierre – apertura; apertura - cierre), con protección de sobrepresión; con
sensor de presión con señalización local y un interruptor hacia una tablilla de
interconexión para su monitoreo en forma remota.
4. Cilindro hidráulico de doble acción, de acero para alto esfuerzo; con aprobación y
certificación A.S.M.E.
5. Bomba hidráulica manual para operación local-manual que incluya válvula de doble
retención, con auto restablecimiento para operación local / manual; y que permita
entrampar el fluido hidráulico en ambos lados del pistón para mantener una posición
constante de la válvula a controlar.
6. Válvulas de control de velocidad, que permita ajustar la velocidad de apertura y
cierre a una pulgada por segundo.
80
7. 4 interruptores de límite (SPDT) a prueba de explosión tipo Micro CX,
herméticamente sellados, encapsulados en caja de aluminio a prueba de explosión
Clase I, División 1, con recubrimiento exterior NEMA 4X .
8. Recubrimiento anticorrosivo de acuerdo con la NRF-004-PEMEX-2003 adecuada
para las condiciones ambientales en cada uno de las estaciones de válvulas de
seccionamiento.
9. Sistema de cierre por baja presión que permita el cierre automático del actuador
cuando se presente una baja presión en el ducto, ajustable en un rango de 50 a 600
psi.
10. Sistema de control local y remoto de 2 vías, para operación con gas natural, que
incluya:
• Un bloque de control de 3 vías con 2 palancas para operación local (abrir-cerrar).
• Filtro(s) de gas incluidos en el bloque de control.
• 2 válvulas solenoides para válvulas neumáticas normalmente cerradas de 2 vías,
alta presión a prueba de explosión, cuerpo de acero inoxidable.
• Una válvula de seguridad para el gas de potencia.
• Un sistema de control para habilitar local o en forma remota, la operación del
actuador; con señalización hacia la tablilla de conexiones para su monitoreo en
forma remota; habitualmente conocida como la señal de modo de mantenimiento.
• Manómetros de acero inoxidable 316; en donde sean requeridos para optimizar la
operación del actuador.
• Gabinete de acero inoxidable para el alojamiento del sistema de control, con
interruptor de intrusión para monitoreo en forma remota (cableado hacia la tablilla
de conexiones).
81
11. Sistema de prueba de parcial de carrera.
12. Protección a prueba de fuego.
13. Consideraciones generales:
• El cálculo del actuador será responsabilidad del proveedor en función del torque
requerido para la válvula propuesta.
• El actuador recibirá señales digitales (24VCD) del sistema de medición y control
(UTR) para apertura y cierre.
• El suministro neumático deberá ser individual y proporcionado por una línea de
gas natural filtrada y regulada tomada de la misma tubería de entrada a la
estación.
En la figura 3.10 se puede observar la topología de conexión entre dispositivos del diseño
de automatización.
82
Figura 3.10 Topología de conexiones
83
3.3 Levantamientos de ingeniería Rojo Gómez
Para esta estación se debe considerar que los bienes a suministrar deberán de cumplir una
compatibilidad total con un sistema de comunicaciones VSAT. Se realizaron
levantamientos de ingeniería y se encontraron las siguientes necesidades:
• Se requieren del suministro de casetas prefabricadas de multipanel para alojar los
equipos que monitorearán y controlarán la información proveniente de los
transmisores de presión y temperatura. La caseta prefabricada de concreto con
tableros de distribución de energía, instalación eléctrica, iluminación interior,
instalación de puesta a tierra. Además de resguardar los equipos de comunicaciones
y de suministro de energía eléctrica de la estación. El suministro de toda la
infraestructura necesaria (Postes, aisladores, mufas, transformadores, cable, y
accesorios), para proporcionar energía proveniente de la red de Comisión Federal de
Electricidad.
• Se requiere el suministro de Unidades Terminales Remotas RTU.
• El suministro de fuentes de energía ininterrumpible con banco de baterías para
mantener de manera continúa con energía a los equipos e instrumentación de toda la
estación en caso de falla de suministro de CFE
• Sistema de tierras.
• Se requiere el suministro de transmisores de presión conexión punto a punto, para el
monitoreo de las condiciones en tiempo real, arriba y debajo de la válvula de
seccionamiento.
• Un conjunto de accesorios para la instalación de 2 tappings.
• Suministro de actuador.
• Transmisor de temperatura para temperatura del proceso.
• Comunicaciones VSAT.
• Termopozo.
84
La tecnología a usar en la Automatización de esta línea, debe ser totalmente compatible con
el sistema SCADA de PGPB instalado actualmente y que permita su rápida integración
cumpliendo con los siguientes puntos básicos:
• La RTU será de tecnología reciente y cuya permanencia en el mercado se garantice.
• Los protocolos serán de comunicación compatibles con el SCADA actual.
• Los equipos de comunicación serán iguales a los usados actualmente en el sistema.
• Los equipos tendrán cumplimiento de normas y estándares.
La estación estratégica Rojo Gómez (TO-018) mostrada en la figura 3.11 y 3.12 cubre un
espacio físico de 57.66 m 23.300m.
Figura 3.11 Acceso
85
Figura 3.11 Vista general da la estación trampa de envío y recibo de diablos
86
La figura 3.13 muestra la representación del espacio físico la estación Rojo Gómez.
Figura 3.13 Representación del espacio físico la estación Rojo Gómez
87
1. Caseta prefabricada
La caseta prefabricada debe alojar a los equipos eléctricos, electrónicos y sus componentes
requeridos en la estación de seccionamiento. La caseta prefabricada será de multipanel con
tableros de distribución de energía, dentro de esta se hará una instalación eléctrica que
contará con iluminación interior. Esta caseta prefabricada tiene la finalidad de resguardar
los dispositivos de control y monitoreo.
• Medidas
Figura 3.14 Medidas de la caseta
88
La caseta estará ubicada dentro de la estación estratégica Rojo Gómez mostrada en la figura 3.15.
Figura 3.15 Ubicación de la caseta prefabricada
89
En esta parte se tomará en cuenta la posteria, cableado, transformador y accesorios
necesarios para llevar la energía de 127/220 VCA de suministro, desde la toma de energía
hasta la caseta, considerando una distancia aproximada de 750 m.
2. UTR
La Unidad Terminal Remota (UTR) cuyo equipo debe ser compatible con el Sistema de
Control Supervisorio y de Adquisición de Datos (Sistema SCADA de PGPB), para el
intercambio de información con las siguientes características y accesorios:
1. Servicio: Gas Natural.
2. Temperatura ambiente: -40° C a 70° C.
3. Humedad relativa: del 5% al 95%.
4. Diseño: Modular.
5. Clasificación eléctrica: Para uso en áreas clase I, Div. 2, Grupos A, B, C, y D.
6. Gabinete NEMA 4.
7. Protección: Contra interferencia (RF, VHF, UHF, microondas, etc.).
8. Suministro eléctrico: 24 VCD.
9. Procesador ARM a 150 Mhz con CPU de 32 bits a 150 Mhz, con arquitectura de
programación 32 bit, con programación estándar IEC 61131-3, consumo de energía
menor de 1.2 W, expandible en módulos de entradas y salidas, con sistema de
auditorías con llave candado de 3 posiciones.
10. Memorias 1 Mb, de memoria tipo SRAM, 4 Mb de memoria tipo SDRAM para bus
de 32 bits y memoria flash de 16 MB en RAM.
11. Fuente de CD interna: módulo convertidor de DC-DC de + 24 VCD.
12. Módulos de I/O: 12 entradas DI y 4 salidas Digitales DO, 6 entradas AI y
dos salidas Analógicas AO.
13. Comunicaciones expandibles hasta 4 módulos de comunicación TCP/IP, Modbus
serial y abierto, Active X, ODBC y OPC.
14. Accesorios modulo de relevadores.
90
15. Protocolo de comunicación: BSAP o Modbus PEMEX con capacidad para manejar
información en tiempo real e histórico de los eventos por 35 días, con estructura de
datos compatible con el Sistema SCADA de PGPB.
16. Accesorios de comunicación: Protector de línea RS-232, Mca. Black Box ó similar,
cable de conexión entre UTR y Radio.
La UTR es uno de los componentes que se integrará al sistema SCADA, típicamente es
instalado en un sitio en campo, estos procesan datos de los sensores para transmisión al
MTU (Unidad Terminal Maestra). La UTR acepta mensajes de comando de control del
MTU y transforma esos comandos a las señales de salida eléctrica. Este también se refiere a
cualquier dispositivo genérico que pueda responder llamadas, a las peticiones de la
información del MTU o el PLC y puede enviar la información no solicitada, en ambiente
de no interrogar. [12],[13],[14].
Los puertos de comunicación compatibles con el sistema de comunicaciones para enlazar la
UTR al sistema SCADA. El puerto de comunicación RS-232 en protocolo Modbus RTU
para comunicación con dispositivos inalámbricos para las señales de presión y posición de
los actuadores en caso de optar por sistemas inalámbricos.
La UTR deberá tener la capacidad para las siguientes entradas y salidas del sistema.
Entradas:
• Posición del actuador cerrado.
• Posición del actuador abierto.
• Intrusión a gabinete de actuador.
• Intrusión al cuarto de instrumentos.
• Sistema de detección de Baja presión del ducto.
• Modo de Mantenimiento (Local-Remoto).
• Puerta del gabinete (abierta o cerrada).
• Falla de UPS.
• Falla de CFE.
91
Salidas:
• Función de cierre de actuador.
• Función de apertura de actuador.
3. UPS
La Unidad de energía ininterrumpible (UPS) para alimentar eléctricamente la UTR, el
sistema de comunicaciones y la unidad de potencia hidroneumática, debe cumplir con las
siguientes características:
1. Función: suministro de energía eléctrica a equipos electrónicos.
2. Voltaje de entrada: 127 VCA, 60 Hz.
3. Voltaje de salida: 24 VCD.
4. Corriente de carga: 50 a 60 Amps.
5. Sistema de control: Con panel de distribución, interruptores de salida, auto
transformador.
6. Indicadores de voltaje de salida, corriente total de salida del sistema, corriente de
carga y descarga de baterías y panel de alarmas.
7. Alarmas del sistema: falla de VCA, falla de rectificador, alto y bajo voltaje de
baterías, positivo a tierra y negativo a tierra.
8. Rectificadores: los necesarios para alimentar los equipos y el banco de baterías de
acuerdo a la carga y a la autonomía requerida.
9. Tipo: Industrial de alta frecuencia.
10. Protecciones:
a) De rectificador contra corto circuito en la salida.
b) Sobre calentamiento.
c) Bajo voltaje de entrada.
d) Entrada y salida de transitorios.
e) Polaridad invertida en la salida.
f) Elevado voltaje de salida.
92
g) Protección sobre bajo voltaje en baterías.
11. Baterías: Selladas, libres de mantenimiento, VRLA.
12. Autonomía: 48 hrs, a plena carga.
13. Disponibilidad: Para crecimiento en carga del 40% adicional.
14. Normatividad: Códigos ANSI/NFPA-70.
15. Las Baterías serán de plomo-ácido selladas.
16. Tiempo de vida útil de la batería de al menos 10 años.
Se deberá de considerar el suministro y conexionado de:
1. Centro de carga de 127 VCA.
2. Centro de carga de 24 VCD.
3. Alumbrado interior de la caseta y su interruptor.
4. Contactos de 127 VCA en el interior de la caseta.
[12],[13],[14].
4 Sistema de tierras
El objetivo de este concepto es proteger a las estaciones del sistema SCADA, contra sobre
tensiones transitorias en los puntos de acoplamiento de la electrónica de referencia, el
sistema de alimentación de corriente alterna, en y el enlace de comunicaciones de las
Unidades Terminales Remotas (UTR). Se debe tomar en cuenta, un sistema de Puesta a
tierra para la protección del personal en materia de seguridad y para los equipos de la
caseta, así como dar cumplimiento a los siguientes aspectos. [12],[13],[14].
A. Resguardar la seguridad del personal encargado del mantenimiento de los sistemas
de protección catódica.
B. Proveer un sistema de disipación de corrientes a tierra, sin exceder los límites de
operación de los equipos.
93
C. Prolongar la vida útil de operación de los sistemas eléctricos como electrónicos y de
comunicación para el aseguramiento en la continuidad del servicio de los sistemas
de protección catódica.
Tubería conduit
El cableado superficial de la caseta estará alojado dentro de tubería conduit de PVC de 1”
de diámetro la cual estará ahogada en concreto. [12],[13],[14].
Cables
a). La alimentación, iluminación, control y cableado de instrumentación será en
promedio para 600 Volts. Todos los conductores con aislamiento serán a 300
Volts. Sólo se emplearán conductores de cobre.
b). Los tipos de aislamiento considerado son los siguientes: THW, THWN,
THHN, TFP (para cable telefónico) y XHHW para toda aplicación.
c). Para señales analógicas o transmisores inteligentes se emplearán cables con
conductores apantallados individualmente tipo Belden o similar.
d). La armadura de todos los cables será de aluminio, el recubrimiento de los
cables no tendrá rupturas ni externa ni internamente. Todas las cubiertas de los
cables serán resistentes a la luz del Sol.
e). Los cables sólo tendrán conductores del mismo voltaje suministrado, excepto
para los cables de alimentación eléctrica si los conductores de bajo voltaje son
parte del circuito de control controlando el circuito de mayor voltaje.
f). Se diseñará el sistema de tendido de cables con la aprobación de PGPB para
los componentes de la charola, soportes y cálculos de carga.
Conexiones.
Todas las conexiones entre los elementos del sistema de tierras deberán efectuarse con
soldadura aluminotermica.
94
Mediciones.
Una vez instalado el sistema de tierras deberá de medirse su resistencia de contacto y la
resistencia total del sistema de tierras.
Especificación del sistema de tierras de los equipos.
1. La resistencia máxima a tierra del sistema de aterrizamiento será de 3Ω.
2. Conductor de cobre desnudo semiduro directamente enterrado a 50 cm bajo nivel de
piso terminado calibre 2/0.
3. 6 electrodos de puesta a tierra tipo varilla de acero, recubierta de cobre tipo
copperweld de 3.05 m de longitud y 19 mm de diámetro.
4. Conectores de cobre mecánicos para cada unión en poste.
5. Compuesto químico tipo GAM ó GEM para mejorar la resistividad del terreno.
6. 6 tubos de albañal de 300mm de diámetro X 450mm de largo con tapa de concreto
con asa metálica.
7. Cable de conexión de sistema de tierras a caseta incluyendo barra de tierras con sus
conectores sitio de los trabajos y aceptado por la supervisión.
5. Dos transmisores de presión conexión punto a punto.
Transmisores de presión y temperatura, tipo multivariable de Presión 100%, con la UTR y
el Sistema de Control Supervisorio y de Adquisición de Datos. [12],[13],[14].
1. Rango de presión de 0-2000 PSI.
2. Puerto serie RS-232/RS485.
3. Comunicación BSAP/Modbus.
4. Compensación interna por temperatura ambiente (-40 a 85°C).
5. Software de configuración y cable de interfase.
6. Alimentación 24 VCD.
7. Bajo consumo de energía: 2 mA a 6 VDC.
95
8. Precisión modo lineal de presión +/- 0.075 % del rango calibrado o 0.015 % del
URL.
9. Indicador de 4 ½ dígitos LCD.
10. Sensor tipo diafragma.
11. Conexión a proceso de acero inoxidable 316 de ½” NPT macho.
12. Conexiones eléctricas dos de ½” NPT hembra para conduit.
13. Caja NEMA 4X, intrínsecamente seguro para Clase 1, Div 1, grupos C y D, áreas
peligrosas.
14. No incendiaria Clase 1, Div 2, Grupos A, B y C.
15. Placa metálica de identificación y accesorios de montaje.
16. Manifold para maniobras de desfogue.
17. Aislador eléctrico (Tuercas Unión Dieléctricas) para el conduit.
18. Aislador eléctrico (Conector dieléctrico) para el tubing.
19. Tipo Inteligente.
20. Estabilidad: ±0,15%.
21. Repetibilidad: ±0.2%.
22. Protección eléctrica contra polaridad invertida.
23. Alarmas. Tendrán la capacidad de generación de alarmas por sobre presión, falla de
comunicación y mal funcionamiento. Estas alarmas deben ser enviadas hacia el
computador de flujo por medio de la comunicación digital utilizada entre ambos.
24. Condiciones de operación de -10 a 50 °C.
25. Humedad relativa de 95%.
Lo más notable de las especificaciones queda mostrada en la tabla siguiente.
Tabla 3.4 Especificaciones de transmisores de presión
1 Tipo Inteligente
2 Servicio GN
3 Condiciones ambientales Temperatura –10 a 50ºC, Humedad 5% a 95%
TRANSMISOR
96
4 Variables medidas Presión
5 Tecnología Basado en microprocesador
6 Electrónica Estado sólido de reciente tecnología
7 Protección Contra interferencia (RFI y EMI), polaridad
invertida
8 Resistencia Al choque y vibración 0,1 G mínimo
9 Exactitud/Repetibilidad ± 0,1% del span / ± 0,1% del span
10 Rango de calibración 0-300 “ H20 (punto de calibración)
11 Caja/Acabado A prueba de explosión / tropicalizado
12 Indicación Local Presión integrada al transmisor.
13 Tipo Indicación Local Pantalla LCD de 3 dígitos, unidades ingeniería
14 Elemento Sensor/material Diafragma /Ac. Inox. 316
15 Tamaño conexión Proceso ½” NPT / Eléctrica ½” NPT
16 Material Cuerpo y bridas Ac. Al carbón mínimo
17 Señal de salida 4 – 20 mA con señal sobrepuesta protocolizada
18 Presión de trabajo máxima 1500 psi.
19 Clasificación Eléctrica Prueba de explosión, Clase I, División 1, Grupos
BCD.
20 Suministro Eléctrico 24 V.C.D.
21 Montaje Sobre tubería en yugo para tubo o solera de 2”.
22 Compensación por temperatura Para un rango mínimo de operación de -40 a
85°C
6. Transmisores de temperatura
La tabla 3.5 contiene las especificaciones propuestas de los transmisores de temperatura
Tabla 3.5 Especificaciones de transmisor de temperatura
Tipo Inteligente
Servicio GN
97
Condiciones ambientales Temperatura –20 a 60ºC, Humedad 5% a 95%
TRANSMISOR
Variables medidas Presión Diferencial (Flujo), Presión y
Temperatura
Tecnología Basado en microprocesador
Electrónica Estado sólido de reciente tecnología
Protección Contra interferencia (RFI y EMI), polaridad
invertida
Resistencia Al choque y vibración 0,1 G mínimo
Exactitud/Repetibilidad ± 0,1% del span / ± 0,1% del span
Rango de calibración 0-300 “ H20 (punto de calibración)
Caja/Acabado A prueba de explosión / tropicalizado
Indicación Local Flujo, presión y temperatura, integrado al
transmisor.
Tipo Indicación Local Pantalla LCD de 3 dígitos mínimo, unidades
ingeniería
Elemento Sensor/material Diafragma /Ac. Inox. 316
Tamaño conexión Proceso ½” NPT / Eléctrica ½” NPT
Material Cuerpo y bridas Ac. Al carbón mínimo
Señal de salida 4 – 20 mA con señal sobrepuesta protocolizada
Presión de trabajo máxima 1500 psi.
Clasificación Eléctrica Prueba de explosión, Clase I, División 1, Grupos
BCD.
Suministro Eléctrico 24 V.C.D.
Montaje Sobre tubería en yugo para tubo o solera de 2”.
Compensación por temperatura Para un rango mínimo de operación de –50 a
50ºC.
Elemento de flujo Ultrasónico
98
7. Elementos de temperatura [12],[13],[14].
Tabla 3.6 Especificación de elementos de temperatura
Tipo RTD, platino 100 Ω , 4 hilos
Cargado con resorte
Ensamble Completo (RTD, termopozo, niples, tuerca unión,
aisladores internos y cabeza de conexiones)
Material Ac. Inox. 316
Conexión al proceso ¾” NPT macho
Longitud de inserción 50% para tubería hasta 12” y 6” para tubería
mayor
Cable de conexión Suministrar dos metros
Cabeza de conexiones A prueba de explosión, Clase I, Div. 1, Grupo D
Conexión cabeza ½” al conduit y ½” al niple
Material cabeza / niples y tuerca
unión
Aluminio Vaciado / Acero Galvanizado
Temperatura de proceso 10 a + 45 º C
8 Sistemas de comunicación VSAT
Para poder implementar un sistema de comunicación VSAT se requiere de lo siguiente:
• Estación HUB (figura 3.16).
• Segmento espacial (figura 3.17).
• Terminales VSAT (figura 3.18).
99
Figura 3.16 Estación HUB
El HUB es una estación más dentro de la red pero con la particularidad de que es más
grande (la antena tipicamente es 4 a 10 metros y maneja más potencia de emisión -PIRE-).
Habitualmente el HUB esta situado en la sede central de la empresa que usa la red o en su
centro de cálculo.
Esta estación remota satelital deben integrarse a la estación central (HUB) existente de
PEMEX en la Cd. de México, marca Hughes Network Systems, modelo DW6-6KU-EN-
CE. [18]
Figura 3.17 Segmento espacial.
100
Figura 3.18 Terminales VSAT
Especificaciones para el sistema de comunicaciones
Para la implementación del sistema de comunicaciones, es necesario los siguientes
dispositivos de comunicación.
a) Suministro de 1 equipos remoto satelital con equipos de interior (IDU), exterior (ODU)
marca Hughes, familia DW7000, incluyendo antena de 1.2 metros de diámetro.
b) Suministro de un inversor, con entrada de +24 Volts DC y salida de 120 Volts AC, 60
Hertz.
c) Suministro de un convertidor etherpoll para la interconexión de las RTU’s del SCADA
vía puertos asíncronos RS-232 ó RS-422 a IP para comunicar las estaciones VSAT.
d) Suministro de un gabinete de interior para alojar equipos de Telecomunicaciones: IDU
(DW7000), convertidor Ethernet-RS-232 e inversor de DC/AC.
101
e) Suministro de base-soporte tipo pedestal no penetrable, de acero galvanizado por
inmersión en caliente, para instalación en todo tipo de terreno para antenas de 1.2 mts.
de diámetro.
f) Suministro de los materiales y accesorios necesarios para la instalación y puesta en
operación de la estación remota satelital (VSAT), tales como: cableado de IFL,
conectores, cable de alimentación, cables de interfase, cable de tierra, zapatas etc.
g) Suministro y construcción de sistema de tierra física, para aterrizar la estructura de la
antena y el gabinete de interior para aterrizar los equipos activos (DW7000,
Convertidor Ethernet a RS-232 e Inversor).
h) Suministro de lote de refacciones para soportar en operación de la ampliación del
sistema del Scada de Pemex Gas y Petroquímica Básica.
i) Suministro de llaves de acceso al sistema para la estación remota satelital para
integrarlas al sistema central satelital HUB-SATELITAL existente, marca Hughes,
modelo DW6KU-EN-CE.
La estación remota satelital tendrá las siguientes características y equipamiento que se
indica a continuación:
• Marca: Hughes
• Para operar con plataforma en estación central: Direcway 6000, modelo DW6-
6KU-EN-CE.
• Unidad de interior, modelo DW7000, con llaves para acceder a la Estación
Maestra Satelital de PEMEX y software: versión de instalación 4390 (versión
de actualización 1300 o la más actualizada al momento de implementar el
proyecto, compatible con el sistema en operación).
• Unidad exterior (ODU) de 2 watts, banda Ku.
102
• Kit de cableado de IFL para interconexión de antena – ODU – IDU, con
longitud mínima entre IDU – ODU de 40 mts. Los cables “IFL” (RG6) marca
commscope modelo 5781 y deben estar provistos de conectores resistentes a la
intemperie protegidos con silicón para evitar la entrada de humedad y considerar
la operación en ambientes altamente salino-corrosivos. El cableado de
interconexión entre los subsistemas IDU – ODU deben cumplir con las normas
de seguridad de Pemex Gas y Petroquímica Básica. Incluye como mínimo:
a) 80 metros de cable IFL.
b) 5 conectores.
c) 100 cinturones plásticos para exterior.
d) 1 Kit weatherproofing connector/splice, tipo: 221213 o similar.
e) Etiqueta plástica para identificación de cables.
• Kit de cableado para interconexión de equipos de interior con servicio de datos
para la conexión con la RTU.
• Gabinete cerrado para montaje de equipos de interior, de medidas estándar 21”
X 27” X 29”. Debe contar con accesorios de instalación.
• Alimentación: Voltaje de corriente Alterna AC (120 VAC, 60 Hz), para
energizarse a través de un inversor DC/AC de +24 VCD / 120 VCA (a
suministrar mediante este proyecto).
• Considerar el suministro de convertidores de interfaz de datos tipo Ethernet 10-
100 BaseT a RS-232 (Etherpoll) interfaz que se encuentra disponible en las
RTU’s existentes.
Equipo inversor de energía DC-AC
Inversor de Voltaje de +24 VCD a 120 VCA, 1KVA., con las siguientes características
técnicas:
• Operación del módulo Inversor controlada por microprocesador o
microcontrolador.
• Uso continuo al 100% las 24 hrs del día.
103
• Habilitado para instalación y montaje en Gabinete/Rack de 19 pulgadas.
• Voltaje de Entrada + 20 a + 30 VCD.
• Voltaje de Salida 120 VCA +/- 3% nominal.
• Voltaje de salida Ajustable en el rango de 108 a 125 VCA.
• Frecuencia de salida 60/50 HZ +/- 0.2 Hz. forma de onda senoidal pura.
• Capacidad de salida de al menos 1K VA (700 /800 Watts).
• Eficiencia mayor a 85% A 100% de la carga.
• Temperatura de operación 0°C a +50°C.
• Humedad relativa de 0° a 90° (no condensada)
• Enfriamiento (forzado) por ventilador.
• Indicadores de estatus: Encendido, apagado, alarmado como mínimo.
• Protección: Por interruptor termomagnético a la entrada y a la salida.
• Protección contra corto circuito.
• Protección contra sobrevoltaje y bajo voltaje.
• Panel de distribución de cargas de salida de 120 VCA, habilitado con mínimo 4
tomacorrientes polarizados (Nema 5-15R) o similar.
• Aislamiento entre entrada y salida de 1500 VCD o mejor.
• Incluir los materiales y accesorios (herrajes tipo solera ó riel, cable de
alimentación calibre 6 AWG) para alimentar al inversor de voltaje.
• Aprobado por los estándares UL / CUL y FCC clase A.
104
En la figura 3.19 se puede ver la topología de comunicación en la estación Rojo Gómez
Figura 3.19 Topología de comunicación en la estación Rojo Gómez
105
9. Suministro de actuador
Los requerimientos Generales de Actuadores para trampa de diablos de Gasoductos deben
cumplir con lo siguiente. [16],[17].
El Actuador será hidroneumático tipo gas sobre aceite, de doble acción tipo pistón,
accionado por cilindros de gas y aceite para instalarse en válvula de compuerta.
Que como mínimo deberá tener:
1. Indicador de posición local (que se visualice claramente a simple vista al menos a
10 metros de distancia)
2. Indicador/Transmisor de posición analógica de 4 a 20 mA, para su señalización en
la Unidad Terminal Remota ubicada dentro de la caseta.
3. Tanque(s) de gas-aceite para acumulación de energía; con aprobación y
certificación A.S.M.E., con fluido hidráulico que permitan realizar al menos 2
strokes (cierre – apertura; apertura - cierre), con protección de sobrepresión; con
sensor de presión con señalización local y un interruptor hacia una tablilla de
interconexión para su monitoreo en forma remota.
4. Cilindro hidráulico de doble acción, de acero para alto esfuerzo; con aprobación y
certificación A.S.M.E.
5. Bomba hidráulica manual para operación local-manual que incluya válvula de doble
retención, con auto restablecimiento para operación local / manual; y que permita
entrampar el fluido hidráulico en ambos lados del pistón para mantener una posición
constante de la válvula a controlar.
6. Válvulas de control de velocidad, que permita ajustar la velocidad de apertura y
cierre a una pulgada por segundo.
7. 4 interruptores de límite (SPDT) a prueba de explosión tipo Micro CX,
herméticamente sellados, encapsulados en caja de aluminio a prueba de explosión
Clase I, División 1, con recubrimiento exterior NEMA 4X .
106
8. Recubrimiento anticorrosivo de acuerdo con la NRF-004-PEMEX-2003 adecuada
para las condiciones ambientales en cada uno de las estaciones de válvulas de
seccionamiento.
9. Sistema de cierre por baja presión que permita el cierre automático del actuador
cuando se presente una baja presión en el ducto, ajustable en un rango de 50 a 600
psi.
10. Sistema de control local y remoto de 2 vías, para operación con gas natural, que
incluya:
• Un bloque de control de 3 vías con 2 palancas para operación local (abrir-cerrar).
• Filtro(s) de gas incluidos en el bloque de control.
• 2 válvulas solenoides para válvulas neumáticas normalmente cerradas de 2 vías,
alta presión a prueba de explosión, cuerpo de acero inoxidable.
• Una válvula de seguridad para el gas de potencia.
• Un sistema de control para habilitar local o en forma remota la operación del
actuador; con señalización hacia la tablilla de conexiones para su monitoreo en
forma remota; habitualmente conocida como la señal de modo de mantenimiento.
• Manómetros de acero inoxidable 316; en donde sean requeridos para optimizar la
operación del actuador.
• Gabinete de acero inoxidable para el alojamiento del sistema de control, con
interruptor de intrusión para monitoreo en forma remota (cableado hacia la tablilla
de conexiones).
11. Sistema de prueba de parcial de carrera.
12. Protección a prueba de fuego.
13. Consideraciones generales:
• El cálculo del actuador será responsabilidad del proveedor en función del torque
requerido para la válvula propuesta.
• El actuador recibirá señales digitales (24VCD) del sistema de medición y control
(UTR) para apertura y cierre.
107
• El suministro neumático deberá ser individual y proporcionado por una línea de
gas natural filtrada y regulada tomada de la misma tubería de entrada a la
estación.
*El proceso hot tap es requerido para cada una de las estaciones ya que requieren tomas de
proceso.
La figura 3.20 muestra la válvula a automatizar de la trampa de diablos.
Figura 3.20 Válvula a automatizar
108
La topología de interconexiones entre dispositivos de la estación de trampa de diablos es mostrada en la figura 3.21
Figura 3.21 Topología de conexiones de la estación Rojo Gómez
109
4 Capitulo IV Estudio económico
Para este estudio se contó con costos de catálogo los cuales se muestran en tablas para un
mejor entendimiento de las partes de los equipos y el costo que requiere adquirirlos.
En la tabla 4.1 se costearon los equipos siguientes: ACTUADOR, UTR, PT´S, TT´S
Tabla 4.1 Estudio económico de ACTUADOR, UTR, PT´S, TT´S
ACTUADOR COSTO
Levantamiento de información de la
válvula $1,500.00
Suministro $30,287.00
Instalación (Mano de obra) $6,000.00
Puesta en Operación (Mano de obra) $3,000.00
Ingeniería As Build $0.00
T O T A L $40,787.00
UTR DE CONTROL
Levantamiento de información. $1,500.00
Suministro $10,000.00
Instalación (Mano de obra) $2,000.00
Puesta en Operación (Mano de obra) $2,000.00
Ingeniería As Built $0.00
T O T A L $15,500.00
TRANSMISORES DE PRESIÓN
PT´S
Levantamiento de información. $1,500.00
Suministro $2,000.00
Instalación (Mano de obra) $1,500.00
Puesta en Operación (Mano de obra) $500.00
110
T O T A L $5,500.00
SENSOR DE TEMPERATURA TT´S
Levantamiento de información. $1,500.00
Suministro $500.00
Instalación (Mano de obra) $1,000.00
Puesta en Operación (Mano de obra) $500.00
T O T A L $3,500.00
En la tabla 4.2 se costean: Transmisor de Temperatura, Casetas Multipanel, Mástil, Sistema
de Radiación, VSAT, UPS, Tierras, Sistemas de Pararrayos, CFE y tapping.
Tabla 4.2 Estudio económico de Transmisor de Temperatura, Casetas Multipanel, Mástil,
Sistema de Radiación, VSAT, UPS, Tierras, Sistemas de Pararrayos, CFE y tapping.
TRANSMISOR DE TEMPERATURA
AMBIENTE
Levantamiento de información. $1,500.00
Suministro $2,000.00
Instalación (Mano de obra) $1,000.00
Puesta en Operación (Mano de obra) $500.00
T O T A L $5,000.00
CASETAS DE MULTIPANEL
Levantamiento de información. $1,500.00
Suministro $10,000.00
Instalación (Mano de obra) $5,000.00
T O T A L $16,500.00
MASTIL/ TORRE DE RADIO
Levantamiento de información. $1,500.00
111
Instalación (Mano de obra) $1,000.00
Suministro $2,000.00
T O T A L $4,500.00
RADIO UHF Y SISTEMA DE
RADIACIÓN
Levantamiento de información. $1,500.00
Suministro $1,682.00
Instalación (Mano de obra) $4,000.00
Puesta en Operación (Mano de obra) $2,000.00
T O T A L $9,182.00
VSAT
Levantamiento de información. $1,500.00
Suministro $2,300.00
Instalación (Mano de obra) $2,200.00
Puesta en Operación (Mano de obra) $1,500.00
T O T A L $7,500.00
UPS
Levantamiento de información. $1,500.00
Suministro $2,000.00
Instalación (Mano de obra) $1,000.00
Puesta en Operación (Mano de obra) $500.00
T O T A L $5,000.00
SISTEMAS DE TIERRAS
Levantamiento de información. $1,500.00
Suministro $1,500.00
Instalación (Mano de obra) $2,000.00
Puesta en Operación (Mano de obra) $500.00
T O T A L $5,500.00
SISTEMAS DE PARARRAYOS
Levantamiento de información. $1,500.00
112
Suministro $1,500.00
Instalación (Mano de obra) $2,000.00
Puesta en Operación (Mano de obra) $500.00
T O T A L $5,500.00
CFE
Postes Suministro $1,500.00
Postes Instalación (Mano de obra) $1,000.00
Cableado (Mano de obra) $500.00
Acometidas (Mano de obra) $500.00
Canalizaciones (Mano de obra) $1,000.00
Centros de Carga (Mano de obra) $300.00
T O T A L $4,800.00
TAPPING Se requiere 4 tomas de presión y 1 de temperatura
Costo de equipo por máquina $18,100
Costo de operación y mantenimiento
por máquina $2,750
Costo de los servicios contratados por
cada hot tap $2,500
T O T A L $23,350
La tabla 4.3 se muestra los costos totales de la propuesta.
Tabla 4.3 Cosos totales
REFERENCIA COSTOS TOTALES
ACTUADOR X 2 $81,574.00
UTR DE CONTROL X 2 $31,000.00
TRANSMISORES DE PRESIÓN
PT´S X 4 $22,000.00
SENSOR DE TEMPERATURA TT´S $3,500.00
113
TRANSMISOR DE TEMPERATURA
AMBIENTE $5,000.00
CASETAS DE MULTIPANEL X 2 $33,000.00
MASTIL / TORRE DE RADIO $4,500.00
RADIO UHF Y SISTEMA DE
RADIACIÓN $9,182.00
VSAT $7,500.00
UPS X 2 $10,000.00
SISTEMAS DE TIERRAS X 2 $11,000.00
SISTEMAS DE PARARRAYOS X 2 $11,000.00
CFE X 2 $9,600.00
TAPPING X 5 $116,750.00
T O T A L $355,606.00
CURSO DE CAPACITACIÓN $12000.00
T O T A L $367,606.00
En el costo total se tomaron en cuenta la mano de obra, las cuales están marcadas en las
tablas.
Al costo total se le suma la cantidad de $12000.00 por el curso de capacitación de los
dispositivos especificados por cada estación para su buen manejo, configuración e
implementación en el sistema ya existente de PGPB.
Costo total + $12000.00 = $355,606.00 + $12000.00 = $367,606.00
114
Conclusión
Se logro el objetivo de diseñar un sistema automatizado para la operación de válvulas en las
estaciones estratégicas de seccionamiento San Ignacio y de trampa de diablo Rojo Gómez,
utilizadas en el control de flujo de los gasoductos. Con este diseño de control, que se
pretende implantar en PEMEX se asegura controlar y supervisar en tiempo real, de manera
más eficiente y segura, las condiciones operativas a lo largo de las instalaciones propuestas,
conformando una verdadera herramienta de soporte de decisiones para las funciones
propias del transporte de Gas; gracias a la información que recolectara, procesara y
almacenara en su base de datos.
En el proceso de obtención en tiempo real del monitoreo de presión y temperatura, realizara
la toma oportuna de decisiones para la ejecución desde la acción de control (on/off), para
lograr proteger las zonas pobladas de esa región en los casos de alguna contingencia, es
necesario aumentar la confiabilidad, la operación de este ducto, y de esta forma contribuir
como en la disminución de los daños a las instalaciones, a los trabajadores, a los vecinos y
al medio ambiente. En las estaciones estratégicas se mejorara supervisión y control de sus
variables dentro de sus gasoductos donde es transportado el gas natural. En general es una
excelente propuesta la que se maneja aquí, que si bien tiene un costo elevado, traerá
beneficios que ayudara a la mejora continua de PEMEX, los usuarios finales y a la
comunidad en si. Al implementar este control automático con el sistema SCADA, el
consumidor podrá darse cuenta que el producto que va recibir estará en tiempo y forma
puntualmente, así brindara confianza a la gente que esta consumiendo el gas natural y a el
que no lo ha consumido todavía, le llamara la atención adoptarlo ya que no se recibirá queja
alguna.
115
Bibliografía
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http://www.gas.pemex.com/pgpb/Productos%20y%20Servicios/Gas%20Natural/
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uctos
[2] http://www.unctad.org/infocomm/espagnol/gas/utilizacion.htm
http://www.unctad.org/infocomm/espagnol/gas/cadena.htm
[3] http://www.agnchile.cl/prontus_agnchile/site/artic/20041229/asocfile/285,2,INDICE
http://www.agnchile.cl/prontus_agnchile/site/artic/20041229/asocfile/256,1,GAS
[4] www.isa.uniovi.es/~felipe/files/infindII/documentos/scadas.pdf
[5] http://neo.lcc.uma.es/evirtual/cdd/tutorial/fisico/Mtransm.html
http://neo.lcc.uma.es/evirtual/cdd/tutorial/Indice.html
[6] http://neo.lcc.uma.es/evirtual/cdd/tutorial/fisico/Transda.html
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[7] http://neo.lcc.uma.es/evirtual/cdd/tutorial/fisico/inter232.html
[8] http://www.tecnoredconsultores.com.ar/leer.asp?idx=9
[9] http://www.unctad.org/infocomm/espagnol/gas/cadena.htm EXPLORACION
[10] Documentos Pemex Gas N° 2007-02 Sistema de monitoreo automatizado del empaque
en la red nacional de gasoductos de PGPB. Febrero, 2007
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[11] TRAMPAS DE DIABLOS EN PLATAFORMAS MARINAS NRF-178-PEMEX-
2007
[12] Obra: “sustitución de línea de conducción LPG 24” Cactus-Venta de Carpio-
Guadalajara cruzamiento rió Tesechoacan tramo VS rió San Juan-TD arroyo claro.
[13] Protocolos de comunicación en sistemas digitales de monitoreo y control NRF-046-
PEMEX-2003
[14] Sistemas de Control Supervisorio y Adquisición de Datos para ductos PROY-NRF-
130-PEMEX-2007
[15] Lecciones Aprendidas EPA dse los participantes de Natural Gas STAR, Uso de hot
taps para las conexiones de tuberías en servicio (Using Hot Taps for In Service Pipeline
Connections) EPA430-B-03-010S
[16] Válvulas de control con actuador tipo neumático NRF-163-PEMEX-2006
[17] ACTUADORES PARA VÁLVULA PROY-NRF-152-PEMEX-2005
[18] http://www.upv.es/satelite/trabajos/pract_4/vsat_hpg.htm
[19] RESUMEN NORMA ANSI/ISA S5.1 1984 (R 1992)
Normas de Petróleos Mexicanos NRF, API, ASHO.
Normas de construcción de PETROLEOS MEXICANOS, AWS, MSSP.
ASME B31.8
API 2201
API 1104
API D12750
117
49 CFR 192
NRF-178-PEMEX-2007-F1
NRF-046-PEMEX-2003
NRF-014-PEMEX-2001
NOM-007-SECRE-1999 de acuerdo con la versión más reciente de ASME B31.8
PROY-NRF-152-PEMEX-2005
8º Congreso y Expo Internacional de Ductos CLAVE: AUT-05, Sistema de monitoreo
automatizado del empaque en la red nacional de gasoductos de PGPB.
118
Glosario
1. A.S.M.E: American Society and Mechanical Engineers.
2. Active X: Tecnología creada por la empresa Microsoft que brinda un entorno de
programación para permitir la interacción y la personalización de los sitios Web.
3. Actuador hidroneumático. Es aquél que convierte energía neumática a presión
hidráulica y ésta en movimiento.
4. Arandela: Es un disco delgado con un agujero, por lo común en el centro.
Normalmente se utilizan para soportar una carga de apriete. Entre otros usos pueden
estar el de espaciador, de resorte, dispositivo indicador de precarga y como
dispositivo de seguro.
5. ARM: Se denomina ARM a una familia de microprocesadores RISC (del inglés
Reduced Instruction Set Computer), Computadora con Conjunto de Instrucciones
Reducido, diseñados por la empresa Acorn Computers y desarrollados por
Advanced RISC Machines Ltd., una empresa derivada de la anterior.
6. ASTM: ASTM o ASTM International es un organismo de normalización de los
Estados Unidos de América.
7. Atenuación: Consiste en el debilitamiento o pérdida de amplitud de la señal recibida
frente a la transmitida. A partir de una determinada distancia, la señal recibida es tan
débil que no se puede reconocer mensaje alguno. La solución a este problema la
encontramos en el uso de repetidores (caso de señales digitales) o amplificadores
(señales continuas).
8. Autómata programable: Equipo electrónico programable en lenguaje no informático
y diseñado para controlar, en tiempo real y en ambiente industrial, procesos
secuenciales.
9. Autómata: Autómata es el nombre simplificado que recibe un "Sistema de Control
Basado en Controladores Lógicos Programables" (PLC´s).
10. AWG: American Wire Gauge, una unidad de espesor de alambre y sistema de
medición.
11. Bridas: Son accesorios para conectar tuberías con equipos (Bombas,
intercambiadores de calor, calderas, tanques, etc.) o accesorios (codos, válvulas,
119
etc.). La unión se hace por medio de dos bridas, en la cual una de ellas pertenece a
la tubería y la otra al equipo o accesorio a ser conectado.
12. BSAP: Bristol Standard Asynchronous Protocol (BSAP). Es un protocolo
propietario orientado a bit en el cual la estación central siempre interroga a la RTU,
y ésta puede contestar según el estado de sus variables. La información es
transmitida por Modulación de Duración de Pulsación (PDM).
13. Célula de fabricación: Por medio de esta célula de fabricación se trabajan las
comunicaciones y las técnicas de la automatización industrial. Esta compuesta por
seis estaciones de trabajo diferentes. Cada estación de trabajo esta controlada por
autómatas. Además, los autómatas de las distintas estaciones están comunicados a
través de una red de comunicación. El sistema esta controlado a través de un
paquete SCADA.
14. Cogeneración: Producción combinada de electricidad (o de energía mecánica) y de
energía calorífica a partir de una fuente de energía primaria, como gas natural,
gasoil o fueloil, que se reaprovecha posteriormente.
15. CPU: Unidad Central de Procesamiento, CPU, o, simplemente, el procesador. Es el
componente en una computadora digital que interpreta las instrucciones y procesa
los datos contenidos en los programas de computadora.
16. Cromatografía: Engloba a un conjunto de técnicas basadas en la separación de los
componentes de una mezcla y su posterior detección.
17. CTS: (Limpiar para enviar), Señal enviada por un dispositivo para indicar que está
preparado para recibir datos.
18. DB: Es un término utilizado para referirse a, Base de datos, siendo DB acrónimo de
Data Base.
19. dB: Se denomina decibelio a la unidad relativa empleada en Acústica y
Telecomunicación para expresar la relación entre dos magnitudes, acústicas o
eléctricas, o entre la magnitud que se estudia y una magnitud de referencia.
20. dBc: Razón expresada en decibeles relacionada con la ganancia o pérdida a un nivel
de portadora en referencia.
21. DCE: Acrónimo de Data Communications Equipment (Equipo para comunicaciones
de datos). Se refiere a cualquier dispositivo que esté preparado para
120
transmitir/recibir datos, pero esta terminología se refiere más comúnmente a los
módem.
22. DCE: Equipo de comunicación de datos, nombre que suele recibir en una
comunicación el módem utilizado por un ordenador para conectarse con otro equipo
(Data Communication Equipment).
23. Demultiplexor: Circuito electrónico que garantiza la separación de varias vías de
información reagrupadas en un mismo soporte de transmisión, según criterios de
frecuencia o tiempo. Dispositivo que posee varias señales de salida obtenidas a
partir de señales de entrada combinadas por un multiplexor anterior.
24. Depósito criogénico: Es el conjunto del recipiente interior, aislamiento, envolvente,
soportes, equipos de puesta en presión, tuberías, válvulas, manómetros, niveles y
otros elementos accesorios que forman un conjunto que almacena GNL.
25. Deshumidificación: Es el proceso de retirar el vapor de agua contenida en el aire,
llamada también humedad.
26. Diablo. Dispositivo mecánico y articulado que se transporta en el interior del ducto
por medio de un gradiente hidráulico para realizar funciones de limpieza o
inspección a lo largo de la trayectoria del mismo.
27. Diafonía: La diafonía (crosstalk) Es un fenómeno que todos hemos experimentado
en las comunicaciones telefónicas. Consiste en la interferencia de un canal (o cable)
próximo con el nuestro, esto produce una señal que es la suma de la señal
transmitida y otra señal externa atenuada que aparece de fondo. En una
conversación telefónica esto se observa como una segunda conversación que se oye
de fondo mezclada con la nuestra.
28. Dieléctrico: Es aquel material cuya resistencia eléctrica es tan elevada que se puede
considerar aislante. Se utilizan en la construcción de condensadores, aisladores y
otros elementos electrotérmicos.
29. Distorsión por atenuación: La atenuación al ser una función de la distancia y de la
frecuencia produce que señales diferentes ocasionen distorsiones diferentes .Para
compensar esta diferente atenuación a distintas frecuencias, los amplificadores
pueden incorporar una etapa denominada ecualizador.
121
30. Driver: Controlador de software que gestiona los periféricos que se conectan al
ordenador.
31. DTE: Equipo terminal de datos, nombre que suele recibir en una comunicación el
ordenador que recibe o envía los datos (Data Terminal Equipment).
32. EMI/RFI: La interferencia electromagnética (EMI) y la interferencia de frecuencias
de radio (RFI) son tipos de ruido en la línea eléctrica que pueden interferir con el
desempeño del equipo y causar pérdidas en la memoria.
33. Exotérmico: Término que se aplica a todo proceso en el que se libera energía.
34. FTP: (File Transfer Protocol), es un protocolo de transferencia de archivos entre
sistemas conectados a una red TCP basado en la arquitectura cliente-servidor, de
manera que desde un equipo cliente nos podemos conectar a un servidor para
descargar archivos desde él o para enviarle nuestros propios archivos
independientemente del sistema operativo utilizado en cada equipo.
35. GNL: Gas Natural Licuado (GNL) es gas natural que ha sido procesado para ser
transportado en forma líquida.
36. Homologación: Acción y efecto de equiparar, registrar y poner en relación de
igualdad objetos, hechos, organismos, etc.
37. IDU: Proporciona la interfaz a los equipos LAN del cliente, PC o monitores de
video, y controla la transmisión al satélite de la VSAT. Todos los puertos VSAT son
configurables vía descarga de software sin visitar el sitio.
38. IFL: Un cable que proporciona comunicación entre la ODU y IDU.
39. Input: Término en ingles que hace referencia a la entrada de un proceso. I/O (Input /
Output) Entrada / Salida.
40. Ionosfera: Es la parte de la atmósfera ionizada permanentemente debido a la
fotoionización que provoca la radiación solar.
41. LAN: Designa a una red de área local, conocida por sus siglas en inglés LAN (Local
Área Network).
42. Las centrales de ciclos combinados (CCGT): Las plantas térmicas a gas de ciclo
combinado (CCGT, por sus siglas en inglés) han sido uno de los adelantos más
significativos en la industria de la energía eléctrica. Estas plantas tienen la
particularidad de aumentar la eficiencia en el uso del combustible hasta en un 30 por
122
ciento ya que aprovechan el calor resultante de la quema de gas natural para
convertirlo en vapor y mediante una turbina de vapor generar energía eléctrica
adicional.
43. LCD: Liquid Crystal Display, son las siglas en inglés de Pantalla de Cristal Líquido.
Una pequeña pantalla que se encuentra en los instrumentos electrónicos y que
visualiza información.
44. Licuefacción: Licuefacción de los gases o licuación es el cambio de estado que
ocurre cuando una sustancia pasa del estado gaseoso al líquido, por acción de la
temperatura y el aumento de presión, llegando a una sobrepresión elevada.
45. MAN: Una red de área metropolitana (Metropolitan Area Network o MAN, en
inglés) es una red de alta velocidad (banda ancha) que dando cobertura en un área
geográfica extensa, proporciona capacidad de integración de múltiples servicios
mediante la transmisión de datos, voz y vídeo, sobre medios de transmisión tales
como fibra óptica y par trenzado de cobre a velocidades que van desde los 2 Mbit/s
hasta 155 Mbit/s.
46. Manifold: Permite centralizar funciones de un depósito o varios de forma modular,
mejorando la eficiencia del sistema y permitiendo un mejor control del proceso. Un
manifold aplicado en varias líneas permite limpiar un depósito mientras otro
funciona en carga o descarga sin riesgo que los productos de las distintas líneas se
mezclen.
47. Manómetro: Un manoscopio o manómetro es un instrumento de medición que sirve
para medir la presión de fluidos contenidos en recipientes cerrados. Existen,
básicamente, dos tipos: los de líquidos y los metálicos.
48. MDS: Mission Data System architecture.
49. Memoria flash: Tipo de memoria no volátil y regrabable. Al contrario que la RAM
de los ordenadores, no pierde su contenido al perder la alimentación de corriente.
Se emplea para la fabricación de la tarjeta de memoria.
50. mmpcd: MMpcd = Millones de pies cúbicos diarios
51. Modbus: Es un protocolo de comunicaciones situado en el nivel 7 del Modelo OSI,
basado en la arquitectura maestro/esclavo o cliente/servidor, diseñado en 1979 por
Modicon para su gama de controladores lógicos programables (PLCs).
123
52. MTU: Estación Maestra de Control (Master Terminal Unit).
53. Multiplexor: Elemento o dispositivo que permite la transmisión de varias señales
dentro de un mismo enlace o línea.
54. Napa de gas: Capa de gas pesado que se extiende por el suelo.
55. NEMA: National Electrical Manufacturer Association), Asociación Nacional de
Fabricantes de Material Eléctrico.
56. NPT: Es la rosca de las tuberías mas usual.
57. ODBC: Open Data base Connectivity (ODBC), o lo que es lo mismo, conectividad
abierta de bases de datos. es un estándar de acceso a Bases de Datos desarrollado
por Microsoft Corporation, el objetivo de ODBC es hacer posible el acceder a
cualquier dato de cualquier aplicación, sin importar qué Sistema Gestor de Bases de
Datos (DBMS por sus siglas en inglés) almacene los datos.
58. ODU: La unidad exterior (ODU) del sitio remoto, montada en el punto focal de la
antena VSAT, transmite señales de RF moduladas al hub y recibe señales de RF
moduladas desde el hub, vía el satélite.
59. Oleoductos: Se denomina oleoducto a la tubería e instalaciones conexas utilizadas
para el transporte de petróleo, sus derivados y biobutanol, a grandes distancias. La
excepción es el gas natural, el cual, a pesar de ser derivado del petróleo, se le
denominan gasoductos a sus tuberías por estar en estado gaseoso a temperatura
ambiente.
60. OPC: El bus OPC (OLE for Process Control) es un estándar de comunicación en el
campo del control y supervisión de procesos.
61. Optoaislador: Un optoacoplador se denomina también optoaislador o aislador
acoplado ópticamente y combina un led con un fotodiodo en un solo encapsulado.
El led está situado a la entrada y la luz que emite incide sobre el fotodiodo,
aumentando su corriente inversa.
62. Pal-nut: es una forma de arandela.
63. PGPB: Pemex Gas y Petroquímica Básica (PGPB)
64. PIRE: Potencia equivalente a la radiada por una antena que emite en todas
direcciones.
124
65. Poliductos: Son redes de tuberías destinados al transporte de hidrocarburos o
productos terminados. El transporte se realiza en paquetes sucesivos denominados
baches. Un poliducto puede contener cuatro o cinco productos diferentes en
distintos puntos de su recorrido, que son entregados en las terminales de recepción o
en estaciones intermedias ubicadas a lo largo de la ruta.
66. Polución atmosférica: También llamada contaminación atmosférica que hace
referencia a la alteración de la atmósfera terrestre por la adición de gases, o
partículas sólidas o líquidas en suspensión en proporciones distintas a las naturales,
que tienen efectos perjudiciales sobre la salud de los seres vivos y los elementos
materiales, y no a otras alteraciones inocuas.
67. Posteria: Levantamiento de postes para instalaciones eléctricas.
68. Presurizar: Significa el proceso mediante el cual se tenga una presión adecuada, (es
decir que la presión externa no sea mayor que la presión interna).
69. Protección catódica: Es una técnica de control de la corrosión.
70. RAM: Sigla de Random Access Memory (Memoria de acceso directo). La RAM se
usa para mantener los programas mientras se están ejecutando, y los datos mientras
se los procesa. La RAM es volátil, lo que significa que la información escrita en la
RAM desaparecerá cuando se apague la alimentación de energía del ordenador.
71. Rectificador: Es el elemento o circuito que permite convertir la corriente alterna en
corriente continua.
72. Retardo de grupo: Todas las señales van a tardar un cierto tiempo en recorrer la
distancia que separa al emisor del receptor. Además, si en el camino la señal
atraviesa determinados circuitos electrónicos, ópticos, o de cualquier otra
naturaleza, estos pueden añadir un retardo adicional.
73. RF: El término radiofrecuencia, también denominado espectro de radiofrecuencia o
RF, se aplica a la porción del espectro electromagnético en el que se pueden generar
ondas electromagnéticas aplicando corriente alterna a una antena.
74. RS: Separador de liña de entrada.
75. RTD: Sensor de temperatura resistivo.
76. RTS: (Solicitud para enviar), Método de red para la coordinación de paquetes
grandes a través de la configuración Umbral de solicitud de envío (RTS).
125
77. RX: En el mundo de las comunicaciones, abreviatura de Recepción o Recibiendo.
78. SDRAM: Tipo de memoria RAM, utilizada en equipos PC de gama alta (Pentium II
y superiores, además de algún Pentium "normal").
79. Señal analógica: Representa un onda electromagnética que varía de forma continua.
Dependiendo de su espectro, las señales analógicas pueden transmitirse por una
amplia variedad de medios, por ejemplo, cables como el coaxial, la fibra óptica y
medios de propagación espacial o atmosférica.
80. Señal digital: Es una secuencia de pulsos de voltaje que pueden transmitirse por
medio de un cable; por ejemplo, un nivel de voltaje positivo constante puede
representar el uno binario y un nivel de voltaje negativo puede representar el cero
binario.
81. Sistema de izaje: Equipo de izaje es todo dispositivo que permite elevar ó bajar una
carga, previamente calculada, en forma segura y controlada.
82. Soldadura aluminotérmica: Es un procedimiento de soldadura utilizado en rieles de
vías férreas. Se basa en el proceso, fuertemente exotérmico, de reducción del óxido
de hierro por el aluminio.
83. SPDT: Single Pole Double Throw, es decir un polo doble tiro.
84. SRAM: Es el acrónimo de Static Random Access Memory (Memoria Estática de
Acceso Aleatorio), un tipo de memoria RAM (RAM estática) alternativa a la
DRAM (RAM dinámica).
85. Tags: En sentido informático un tag es un conjunto de caracteres que se añade a un
elemento de los datos para identificarlo.
86. TCP/IP: Transmission Control Protocol/Internet Protocol, Protocolo de Control de
Transmisión/Protocolo Internet.
87. TCP: (Transmission Control Protocol, en español Protocolo de Control de
Transmisión), es uno de los protocolos fundamentales en Internet.
88. Termopozo: Son hechos de un material térmico conductivo que sirve para separar el
termómetro del medio de medición. Un termopozo protege al termómetro contra la
medición de sustancias agresivas y permite al termómetro que sea fácilmente
reemplazado.
89. Toroidal: configuración o forma de rosquilla.
126
90. Trampa de diablos. Equipo utilizado para fines de envío o recibo de diablos
instrumentados de inspección o diablos de limpieza interna del ducto.
91. Tubing: Tubería.
92. TX: En el mundo de las comunicaciones, abreviatura de Transmisión o
Transmitiendo.
93. UHF: Ultra High Frequency, frecuencia ultra alta, es una banda del espectro
electromagnético que ocupa el rango de frecuencias de 300MHz a 3GHz.
94. UPS: Sistema de alimentación ininterrumpida (Uninterruptible Power Supply, en
español abreviado como SAI).
95. URL: Significa Uniform Resource Locator, es decir, localizador uniforme de
recurso.
96. Válvulas de Compuerta: permite el paso del flujo en posición completamente
abierta y lo restringe en la posición completamente cerrada, con la mínima pérdida
de carga posible.
97. Válvulas solenoides: Esta válvula es para aplicación en control, líquido y gas
caliente.
98. VHF: Very High Frequency es una banda del espectro electromagnético que ocupa
el rango de frecuencias de 30MHz a 300MHz.
99. VRLA: Valve-Regulated Lead-Acid battery.
100. VSAT: Para la transmisión de datos vía satélite se han creado estaciones de
emisión-recepción de bajo coste llamadas VSAT (Very Small Aperture Terminal).
101. WAN: Es una red de área amplia, WAN, acrónimo de la expresión en idioma
inglés Wide Área Network', es un tipo de red de computadoras capaz de cubrir
distancias desde unos 100 hasta unos 1000 Km., dando el servicio a un país o un
continente.
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Anexos
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ACTUADORES PARA VÁLVULAS
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INTRODUCCIÓN
Dentro de las principales actividades que se llevan a cabo en Petróleos Mexicanos, se
encuentran el diseño, construcción, operación y mantenimiento de las instalaciones para la
extracción, recolección, separación, transformación, almacenamiento, medición y
transporte de hidrocarburos, así como la adquisición de materiales y equipos requeridos
para cumplir con eficiencia y eficacia los objetivos de la empresa.
Las válvulas de control, válvulas de seguridad de proceso, válvulas de seccionamiento y las
válvulas de servicio (manuales) son parte importante del proceso, las cuales deben tener las
características apropiadas para controlar y cumplir con la seguridad del mismo proceso.
Parte esencial de las válvulas es el actuador, por medio del cual se opera una válvula
permitiendo abrir, cerrar y/o regular el paso de flujo a través de ella.
Con el objeto de unificar criterios y de contar con un documento normativo, que facilite y
regule la adquisición, instalación, operación, y mantenimiento de los actuadores para
válvula, se emite esta norma de referencia.
En esta norma participaron las instituciones y empresas siguientes:
Petróleos Mexicanos.
Pemex Exploración y Producción.
Pemex Gas y Petroquímica Básica.
Pemex Petroquímica.
Pemex Refinación.
Instituto Mexicano del Petróleo.
Asociación Mexicana de Fabricante de Válvulas y Conexos A.C.
130
Crane Valves.
Emerson Process Management.
Keystone.
Rotork.
Xomox.
OBJETIVO
Establecer los requisitos técnicos que deben cumplir los actuadores para válvulas de
control, válvulas de seguridad de proceso, válvulas de seccionamiento y válvulas de
servicio (manuales), en instalaciones petroleras de Petróleos Mexicanos y Organismos
Subsidiarios.
ALCANCE
Esta norma de referencia establece los lineamientos técnicos que deben cumplir para su
adquisición, los actuadores para válvulas de procesos industriales de las instalaciones
petroleras nuevas, ampliaciones o remodelaciones, siendo de aplicación y cumplimiento
estricto en todas las áreas de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.
La norma cubre los siguientes tipos de actuadores: Eléctrico, hidráulico, neumático y
manual.
CAMPO DE APLICACIÓN
Esta norma de referencia es de aplicación general y de observancia obligatoria en la
adquisición de los bienes objeto de la misma, que lleven a cabo los centros de trabajo de
131
Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Por lo que debe ser incluida en los
procedimientos de contratación: licitación pública, invitación a cuando menos tres personas
o adjudicación directa, como parte de los requisitos que deben cumplir el proveedor,
contratista, o licitante.
ACTUALIZACIÓN
Esta norma de referencia se debe revisar, en su caso modificar al menos cada 5 años o antes
si las sugerencias y recomendaciones de cambio lo ameritan.
Las sugerencias para la revisión y actualización de esta norma, deben enviarse al Secretario
del Subcomité Técnico de Normalización de Pemex Exploración y Producción, quien debe
programar y realizar la actualización de acuerdo a la procedencia de las mismas y en su
caso, inscribirla dentro del Programa Anual de Normalización de Petróleos Mexicanos, a
través del Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.
REFERENCIAS
NOM-001-SEDE-1999 Instalaciones eléctricas (utilización).
NMX-EE-053-1979 Envase y Embalaje – Marcado de contenedores Series 1.
NMX-EE-057-1979 Envase y Embalaje – Identificación de las partes cuando se someten a
prueba.
132
NMX-EE-090-1980 Envase y Embalaje – Contenedores. Código de marcado para su
identificación en su manejo
IEC-60034-1:2004 Máquinas eléctricas rotatorias, Parte 1: Clasificación y desempeño
(Rotating Electrical Machines, Part 1: Rating and performance).
ISO 5210:1991 Válvulas industriales- Acoplamientos para actuador de válvula de multi-
vuelta (Industrial valves – Multi-turn valve actuator attachments).
ISO 5211:2001 Válvulas industriales- Acoplamientos para actuador de vuelta-parcial
(Industrial valves – Part-turn actuator attachments).
NACE MR0175/ISO-15156 Industrias del gas natural y petróleo-Materiales para uso en
ambientes conteniendo ácido sulfhídrico H2S en producción de aceite y gas-Parte 1:
Principios generales para la selección de materiales resistentes al agrietamiento – Parte 2:
Aceros con bajo contenido de carbón resistentes al agrietamiento y el uso de hierro fundido
– Parte 3 Aleaciones resistentes al agrietamiento.
NRF-004-PEMEX-2003 Protección con recubrimientos anticorrosivos a instalaciones
superficiales de ductos.
NRF-036-PEMEX-2003 Clasificación de áreas peligrosas y selección de equipo eléctrico.
NRF-045-PEMEX-2002 Determinación del nivel de integridad de seguridad de los
sistemas instrumentados de seguridad.
NRF-046-PEMEX-2003 Protocolos de comunicación en sistemas digitales de monitoreo y
control.
133
NRF-048-PEMEX-2003 Diseño de instalaciones eléctricas en plantas industriales.
NRF-049-PEMEX-2001 Inspección de bienes y servicios.
NRF-053-PEMEX-2005 Sistema de protección anticorrosivo a base de recubrimientos
para instalaciones superficiales.
NRF-095-PEMEX-2004 Motores eléctricos.
En esta norma se indican los requisitos generales que deben cumplir los actuadores en su
diseño, construcción y calidad para ser instalados en:
a) Válvulas de control tipo globo, mariposa o bola
b) Válvulas de seguridad de proceso de un cuarto de vuelta tipo bola o mariposa.
c) Válvulas de seccionamiento de un cuarto de vuelta tipo bola, mariposa, macho o multi-
vueltas tipo compuerta.
d) Válvulas de servicio (manuales).
Los actuadores están disponibles en una amplia variedad de diseños, fuentes de suministro
y capacidades para cubrir las diferentes necesidades que demanda la industria petrolera. La
selección involucra el conocimiento tanto del proceso de aplicación como de la válvula y
actuador.
Para que una válvula desempeñe su función correctamente, es necesario que el actuador
maneje las cargas dinámicas y estáticas que actúan sobre él.
134
La función básica de los actuadores es responder a una señal externa para generar un
movimiento en el elemento de cierre de la válvula, a fin de abrir o cerrar la válvula, o
también posicionarla a lo largo de su carrera para modular el flujo que pasa a través de la
misma, mediante accesorios y/o dispositivos que pueden ser operados en forma eléctrica,
hidráulica, neumática, manual o en una combinación de ellas.
135
PROTOCOLOS DE COMUNICACIÓN EN SISTEMAS DIGITALES DE MONITOREO
Y CONTROL
136
INTRODUCCION
Dentro de las principales actividades que se llevan a cabo en Petróleos Mexicanos se
encuentra el diseño, construcción, operación y el mantenimiento de las instalaciones para la
extracción, recolección, almacenamiento, medición, transporte, procesamientos primario y
secundario de hidrocarburos, así como la adquisición de materiales y equipos requeridos,
para cumplir con efectividad los objetivos de la empresa.
Para definir los requerimientos de protocolos de comunicación para sistemas digitales de
monitoreo y control (SDMC) que deben ser suministrados en instalaciones de Petróleos
Mexicanos y Organismos Subsidiarios, es necesaria la participación de las diversas
disciplinas de la ingeniería para estandarizar criterios y aprovechar las experiencias
diversas; conjuntando los resultados con las investigaciones nacionales e internacionales.
Para ello, Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios emiten la presente norma.
En esta norma participaron:
• PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN
• PEMEX CORPORATIVO
• PEMEX GAS Y PETROQUÍMICA BÁSICA
• PEMEX REFINACIÓN
• PEMEX PETROQUÍMICA
Participantes externos:
• INSTITUTO MEXICANO DEL PETRÓLEO
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• GENERAL ELECTRIC
• FOXBORO
• SCAP
• SIEMENS
• BRISTOL BABCOCK
• ABB
• SCHNEIDER ELECTRIC
• ROCKWELL AUTOMATION
• FISHER - ROSEMOUNT
OBJETIVO
Estandarizar los protocolos de comunicación de los sistemas digitales de monitoreo y
control, en los niveles de red de instrumentos, red de equipos de control y red de
supervisión de la planta, que se implanten en las instalaciones definitivas de Petróleos
Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Empresas filiales.
ALCANCE
Esta norma de referencia establece los requerimientos que se deben cumplir para los
protocolos de comunicación de los sistemas digitales de monitoreo y control (SDMC) de
procesos industriales de las instalaciones petroleras siendo de aplicación y cumplimiento
estricto en todas las áreas de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, involucradas
en el diseño, construcción, operación y Mantenimiento.
138
CAMPO DE APLICACIÓN.
Esta norma de referencia es de observancia obligatoria en las adquisiciones, arrendamientos
o contrataciones de los bienes y servicios involucrados en el desarrollo y ejecución de
proyectos que requieran o involucren equipos y protocolos de comunicación para sistemas
digitales de monitoreo y control (SDMC) de las instalaciones de Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios, por lo que debe ser incluida en los procedimientos de
contratación: licitación pública, invitación a cuando menos tres personas, o adjudicación
directa, como parte de los requisitos que deben cumplir los proveedores, contratistas o
licitantes.
ACTUALIZACIÓN.
Las sugerencias para la revisión de la presente norma, deben enviarse al Secretario Técnico
del Subcomité Técnico de Normalización de Pemex – Exploración y Producción, quien
debe programar y realizar la actualización de acuerdo a la procedencia de las mismas, y en
su caso, procederá a través del Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios, a inscribirla en el programa anual de Normalización de PEMEX.
Sin embargo, esta norma se debe revisar y actualizar, por lo menos cada cinco años, o antes
si las sugerencias de cambio o recomendaciones lo ameritan.
139
REFERENCIAS
IEC-870-5-5-1995 Sistemas y Equipo de Control a Distancia. Sección 5: Protocolos de
transmisión.
ISO/IEC-7498-1-1994 Información Tecnológica – Interconexión de Sistemas Abiertos –
Modelo de Referencia Básico: El Modelo Básico.
ISO/IEC-8802.3-1996 Tecnología de la Información- Telecomunicaciones e Intercambio de
Información entre Sistemas –Redes de Area Local y Metropolitana – Requerimientos
Específicos- Parte 3: Acceso Múltiple con Detección de Portadora y Detección de
Colisiones (CSMA/CD).
ISO/IEC 8802.3-2000 Tecnología de información –Telecomunicaciones e intercambio de
información entre sistemas – Redes de área local y metropolitana – Requerimientos
específicos.
ISO/IEC 8802.2-1998 Tecnología de información -- Telecomunicaciones e intercambio de
información entre sistemas -Redes de área local y metropolitana -- Redes de área local y
metropolitana
NRF-022-PEMEX-2001 Redes de Cableado Estructurado de Telecomunicaciones para
Edificios Administrativos y Áreas Industriales de Petróleos Mexicanos y Organismos
Subsidiarios.
NRF-045-PEMEX-2002 Determinación del Nivel de Integridad de Seguridad de los
Sistemas Instrumentados de Seguridad.
140
SISTEMAS DE CONTROL SUPERVISORIO Y ADQUISICIÓN DE
DATOS PARA DUCTOS
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INTRODUCCIÓN.
Una de las principales actividades en el manejo de la producción de hidrocarburos en
Petróleos Mexicanos es el transporte y distribución de los mismos mediante ductos, para su
recepción, venta y distribución. Durante esta actividad existen riesgos inherentes al manejo
de los hidrocarburos por salidas no programadas de producto ocasionadas por rupturas en la
tubería de transporte provocadas por terceros, por fallas mecánicas, por corrosión, por
operación inadecuada y por extracciones ilícitas. Por estas razones se hace evidente contar
con herramientas de tecnología de punta para el monitoreo y la supervisión de la
infraestructura de transporte por ductos e instalaciones en tiempo real, que brinden
beneficios en el ámbito de la prevención de riesgos a la infraestructura y equipos, y al
entorno ecológico, mediante la oportuna detección y localización de fugas en los ductos de
transporte y prevenir potenciales daños a la población, mejorando sustancialmente la
imagen pública de Petróleos Mexicanos en nuestro país y hacia el mundo exterior.
Actualmente Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios no cuentan con una
normatividad que apoye, permita y coadyuve para la adquisición de tecnología, como los
Sistemas de Control y Adquisición de Datos para su utilización en los sistemas de
transporte de hidrocarburos líquidos y gaseosos, por lo que es necesario generar un
documento de referencia que ayude a la implementación de las tecnologías existentes.
En esta norma de referencia participaron:
PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN
PEMEX GAS Y PETROQUIMICA BÁSICA
PEMEX PETROQUIMICA
PEMEX REFINACIÓN
142
PETROLEOS MEXICANOS
Participantes externos:
ABB MÉXICO
ATMOS INTERNATIONAL INC.
INVENSYS SYSTEMS MEXICO, S.A.
SENSA Control Digital S.A. de C.V.
SICE S.A. DE C.V.
SIEMENS
OBJETIVO
Establecer los requerimientos técnicos y documentales para la adquisición y contratación de
servicios que deben cumplir los Sistemas de Control Supervisorio y Adquisición de Datos
para Ductos de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.
ALCANCE
Esta norma establece los requerimientos técnicos y documentales para la adquisición de
bienes tales como Hardware, Software, sistemas de comunicación, instrumentación y
contratación de servicios relacionados con el suministro, instalación, configuración,
pruebas, puesta en operación, documentación y soporte técnico para los Sistemas de
Control Supervisorio y Adquisición de Datos para Ductos en los sistemas de transporte de
hidrocarburos líquidos y gaseosos, que son aplicados para el monitoreo y supervisión la
operación automática y remota de los sistemas de transporte de hidrocarburos por ductos.
143
CAMPO DE APLICACIÓN.
Esta norma es de aplicación general y de observancia obligatoria para todas las
dependencias de
Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios que realicen adquisición, arrendamiento o
contratación de los bienes y servicios objetos relacionados con los Sistemas de Control
Supervisorio y Adquisición de Datos. Por lo que debe ser incluida en los procedimientos y
gestiones de contratación: Licitación pública, invitación a cuando menos tres personas o
adjudicación directa, como parte de los requisitos que deben cumplir los proveedores,
contratistas o licitantes.
ACTUALIZACIÓN
Las sugerencias para la revisión de la presente norma, deben enviarse al Secretario del
Comité Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, quien debe
programar y realizar la actualización de acuerdo a la procedencia de las mismas, sin
embargo, esta norma se debe revisar y actualizar, por lo menos cada cinco años, o antes si
las sugerencias de cambio o recomendaciones así lo ameritan.
REFERENCIAS
NOM-003-SECRE-2002.- Distribución de gas natural y gas licuado de petróleo por ductos.
NOM-007-SECRE-1999.- Transporte de gas natural.
NOM-009-SECRE-2002.- Monitoreo, detección y clasificación de fugas de gas natural y
gas L.P. en ductos.
NMX-I-163 NYCE-2003.- Productos Electrónicos – Sistemas Electrónicos de Energía
Ininterrumpida.
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NRF-022-PEMEX-2004.- Redes de cableado estructurado de telecomunicaciones para
edificiosadministrativos y áreas industriales.
NRF-030-PEMEX-2003.- Diseño, Construcción, Inspección y Mantenimiento de Ductos
Terrestres para Transporte y Recolección de Hidrocarburos. Rev. 0
NRF-045-PEMEX-2002.- Determinación del Nivel Seguridad de Integridad de los Sistemas
Instrumentados de Seguridad.
NRF-046-PEMEX-2003.- Protocolos de comunicación en sistemas digitales de monitoreo y
control.
NRF-105-PEMEX-2005.- Sistemas Digitales de Monitoreo y Control.