“ CURSO DE INTERPRETACION
DE DIAGRAMAS DE
FLUJO(PFD=PROCESS FLOW
DIAGRAM) Y DE TUBERIAS E
INSTRUMENTACION
(P&ID=PIPING &
INSTRUMENTATION DIAGRAM)”
“CURSO INTERPRETACION DE DIAGRAMAS DE FLUJO(PFD) Y DE TUBERIAS E INSTRUMENTACION(P&ID=PIPING &
INSTRUMENTATION DIAGRAM EN PROCESOS DE GAS&PETROLEO Y OTROS PROCESOS” ING. GERONIMO QUISPE MAMANI
OBJETIVO
• o Interpretar y practicar el uso de diagramas PFD y P&ID, para
producción, Operación y Mantenimiento (P/OM) de Plantas de
Proceso.
• o Difundir el conocimiento de la simbología, Interpretación y
aplicación de los equipos, válvulas, líneas de proceso, en diagramas
PFD, e Instrumentación y control, en diagramas P&ID.
• o Desarrollar HAZOPS (HAZard OPerability study) como técnica
cualitativa que permita identificar los puntos "débiles" de una planta.
Determinar si su diseño ofrece desde el punto de vista de seguridad
las garantías suficientes para minimizar los riesgos de una accidente
grave, en operación del proceso y como resultado de ello,
determinar las hipótesis de accidentes más relevantes en ellas
• o Detectar Oportunidades de mejora en el proceso a través de una
revisión de las variables permisibles de mejorar indicadores de
Operación y Producción, implementando la Reingeniería..
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I
INTRODUCCION (MOTIVACION)
• Operación de plantas de proceso con:
•
a).- PFD, P&ID, PHA
•
b).- Matriz Causa Efecto
•
c).- Espectro de valores de Operación
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I
INTRODUCCION
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II
•
•
•
•
•
•
•
NORMATIVIDAD RELACIONADA
• REGULACIONES FEDERALES USA
CODIGOS RELACIONADOS: ANSI, ASME, ISA, API.
a).- ANSI/ISA S5.1 (R1992) “Instrumentation Symbol and Identification”.
b).- ASME Y32.11(R1994) “Graphic Symbols for Process Diagrams in
Petroleum and Chemical Industries”.
c).- ASME Y32.2.3 (R1994) “Redesignation of Z32.2.3 –(R1953) Graphic
Symbols for Pipe Fitting, Valves and Piping”. Nota ASA Z32.2.3 ASME
“Fundamental of Pipe Drafting”.
d).- The Funtional Identification of Instrumentation based on ANSI/ISA STD
Y32.2.
e).- OSHA Occupational Safety and Health Administration, Process Safety
Management of Highly Hazardous Chemicals Standard, 29 Code of Federal
Regulation (CFR) 1910.119.
f).- API RP 580 Recommended Practice for Risk based Inspection.
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III
DEFINICIONES GENERALES
RELACIONADAS A PROCESOS
• INDUSTRIA DE PROCESO.- Es un nombre
genérico para designar las industrias en el que
materiales fluidos sufren transformaciones físicas
y/o químicas o las que se dedican a almacenaje,
administración o distribución de fluidos. En
nuestro caso de fluido multifase a Gas, agua
formación, Petróleo y derivados.
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INDUSTRIA DE PROCESO
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III
DEFINICIONES GENERALES
RELACIONADAS A PROCESOS
•
•
•
•
•
•
•
Un proyecto de planta d proceso compone de manera general
de los siguientes documentos:
o Flujogramas de proceso (PFD Process Flow Diagram).
o Flujograma de Detallamiento, Diagramas de Tuberías e
Instrumentación (P&ID piping and Instrumentation Diagram).
o Listado de equipos relacionados: Separadores, Compresores,
Bombas, Torres, Intercambiadores, Aeroenfriadores, tanques
líquidos, tanques GLP, etc.
o Diseño de las líneas principales y servicio generaciones de
Lista de líneas.
o Diseños de isométricos y Listado de isométricos.
o Diseños de detalle de tuberías.
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IV
DEFINICIONES ESPECIFICAS DEL
CURSO
• 4.1).- PFD(Process Flow Diagram, flowsheets, etc) FLUJOGRAMA
• 4.2).- P&ID (Piping & Instrumentation
Diagram): DIAGRAMA DE TUBERIAS E
INSTRUMENTACION
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4.1).- PFD(Process Flow Diagram, flowsheets, etc) FLUJOGRAMA
• Representa el funcionamiento de un sistema, donde se
incluye, la red de tuberías a grandes rasgos, todos los
equipos relacionados como Recipientes, tanques
maquinas y otros equipamientos e instrumentos ligados
o pertenecientes a la red de tuberías.
• Son diseños esquemáticos sin escala, que muestran un
sistema constituido
por diversos recipientes,
equipamiento e instrumentos, y la respectiva red de
tuberías ligadas a ellos. Los flujogramas apenas tienen
una finalidad de mostrar el funcionamiento del sistema,
no esta destinado para fabricación, construcción o
montaje.
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4.1).- PFD(Process Flow Diagram, flowsheets, etc) FLUJOGRAMA
BOLIVIA, INC.
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4.1).- PFD(Process Flow Diagram, flowsheets, etc) FLUJOGRAMA
•
•
•
•
•
•
•
Los diseños preparados en la fase inicial de un proyecto dede
contener lo siguiente:
o Equipamientos de calderería principales (tanques, torres,
recipientes, reactores hornos, intercambiadores de calor etc.) con
indicaciones de las características básicas tales como dimensiones
generales, presión y temperatura de operación etc.
o Maquinas principales (Bombas, compresores, ejectores etc) con
indicaciones de características básicas, tales como vació, presión y
temperatura de operación.
o Tuberías principales de proceso, con indicaciones de flujo de
fluido contenido.
o Válvulas principales de bloqueo, regulación, control, seguridad y
alivio.
o Instrumentos principales.
Deben mostrar lo anterior que haga parte o que sean esenciales, a
los circuitos principales del proceso.
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4.2).- P&ID (Piping & Instrumentation Diagram):
DIAGRAMA DE TUBERIAS E INSTRUMENTACION
• “ Herramienta única e ideal para
ingenieros,
supervisores,
operadores,
instrumentistas de planta y compañías del
área, para capturar información del
proceso para la operación o diseño, para
cumplimentacion de OSHA 1910, estudios
de
HAZOP,
y
administración
de
mantenimiento...”
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4.2).- P&ID (Piping & Instrumentation Diagram):
DIAGRAMA DE TUBERIAS E INSTRUMENTACION
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4.2).- P&ID (Piping & Instrumentation Diagram):
DIAGRAMA DE TUBERIAS E INSTRUMENTACION
•
Los diseños básicos que a partir de los cuales será hecho todo
el proyecto de planta.
• o Todos los equipo de caldererías principales con su identificación
de características básicas.
• o Todas las maquinas principales con su identificación de
características básicas.
 o Todos los equipos e maquinas secundarias (filtros, purgadores,
figuras “8” etc.) desde que tengan alguna función de proceso o
en la operación, manutención o montaje. Todos esos
elementos deben ser mostrados individualmente, uno por uno,
por medio de su identificación y de convenciones de diseño,
aun así fueran equipos o circuitos idénticos. También es
necesario que sea indicada cualquier exigencia de servicio que
haya con relación a localización de los equipamientos. Ejemplo:
equipos que deban quedar próximos entre si o con indicaciones
de diferencia de elevaciones requerida etc.
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4.2).- P&ID (Piping & Instrumentation Diagram):
DIAGRAMA DE TUBERIAS E INSTRUMENTACION
• o Todas las tuberías de proceso mayor como de las de
utilidades
y todavía las secundarias y auxiliares,
con indicación de diámetro, sentido del flujo,
identificación completa, bien como
condiciones
o exigencias especiales de servicio se denotan:
 § Tuberías con declinación constante.
 § Tuberías con flujo por gravedad o por termosifón.(Debe
indicarse la diferencia de elevación entre puntos BOP)
 § Tuberías sin puntos altos o sin puntos bajos.
 § Tuberías con trazado rectilíneo obligatorio.
 § Tuberías con mínimo de perdidas de carga.
 § Tuberías con arreglos simétricos o arreglos no usuales y
obligatorios.
 § Tuberías sujetas a vibraciones o a ruidos.
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4.2).- P&ID (Piping & Instrumentation Diagram):
DIAGRAMA DE TUBERIAS E INSTRUMENTACION
• o Todas las válvulas colocadas en las respectivas líneas e como
indicación del tipo general (bloqueo, regulación, control,
seguridad (PSV=Pressure Safety Valve, PRV=Pressure Relief
Valve).
• o TODOS los instrumentos (generalmente de acuerdo con las
convenciones de ISA S5.1) con indicación de símbolo,
identificación, tamaño, arreglos respectivos de válvulas,
tuberías de contorno etc. Deben figuras las líneas de aire
comprimido de comando de las válvulas de control con las
respectivas uniones de tubings. Con relación a los equipos las
características que deben aparecer en los flujogramas son
apenas las que interesan al proceso. En la mayoría de los
casos por ejemplo para un Tanque figurará apenas el
Volumen, para una Torre constar del diámetro, la altura o
numero de bandejas y la altura manométrica etc.
• Nota.- Deben mostrar lo anterior que haga parte o que sean
esenciales, a los circuitos principales del proceso.
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4.2a).- DISEÑO DE P&ID
•
Debe seguir una cierto
orden racional en la
disposición
de
recipientes,
equipamiento
y
tuberías,
independientemente de
la
verdadera
disposición física de
esos elementos en el
terreno.
El diseño
generalmente es hecho
de forma que el sentido
general del flujo en las
tuberías
principales
sea de izquierda a la
derecha del papel.
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4.2a).- DISEÑO DE P&ID (Cont.)
Es usual también que el diseño sea dividido imaginariamente en tres fajas horizontales:
•
1° Faja superior.- Se ubican a los recipientes de alta presión, tanques, torres, reactores, hornos y otros equipamientos
principales.
•
2° Faja Intermedia.- Se disponen los intercambiador
de calor etc.
•
3° Faja Inferior.- Los equipamientos mecánicos: Bombas, compresores etc.
Como regla general en cada hoja de flujograma se acostumbra figurar, no más de 10 a 15 equipos principales.
4.2a).- DISEÑO DE P&ID (Cont.)
Todas las tuberías son
representadas por líneas
horizontales o verticales. Es
usual hacer el diseño de las
tuberías en trazo mas fuerte
que de los recipientes,
equipos y líneas de aire de
instrumentos;
se
puede
también diseñar las tuberías
principales en trazos mas
fuerte
de
que
las
secundarias o auxiliares. En
cualquier caso las líneas
horizontales
deben
ser
continuas, e las líneas
verticales son interrumpidas
cuando se cruzan con las
líneas
horizontales.
Los
símbolos
indicativos
del
sentido
del
flujo
son
colocados en los traslados
de
dirección.
El
espaciamiento
entre las
tuberías en el diseño debe
ser mínimo de 6 mm en
impresión final.
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•
4.2a).- DISEÑO DE P&ID (Cont.)
Debe seguir una cierto orden racional en la disposición de recipientes, equipamiento y
tuberías, independientemente de la verdadera disposición física de esos elementos en el
terreno. El diseño generalmente es hecho de forma que el sentido general del flujo en las
tuberías principales sea de izquierda a la derecha del papel.
4.2a).- DISEÑO DE P&ID (Cont.)
•
En redes complejas de tuberías, cuyo
P&ID no pueda ser diseñado con claridad
y presenta mucha densidad de piping en
una única hoja, se debe de subdividir en
varias hojas, y las tuberías que pasan de
una hoja para otra deben de estar en la
misma posición relativa en ambas hojas,
para facilitar la lectura. Es común también
en esos sistemas complejos hacer varios
flujogramas de tuberías en la misma área,
mostrando, por ejemplo una de las
tuberías principales, otro de tuberías
auxiliares, otro de tubería de servicio etc.
4.2a).- DISEÑO DE P&ID (Cont.)
En los puntos en que
haya ínter ligaciones de
las tuberías diseñadas en
flujogramas
diferentes,
deben ser adoptadas
convenciones especiales
para indicar esa ínter
ligaciones, ya que las
líneas que salen del
diagrama
están
asignadas
con
un
rectángulo
con
una
indicación
“limite
de
unidad”.
Es
practico
adjuntar en cada hoja de
diagramas una tabla con
los datos principales de
todos los equipos que
aparecen en la hoja del
diagrama.
V
DESARROLLO
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5.1 CLASIFICACION DE EQUIPOS
La identificación de los equipos para cada tipo serie numérica diferente precedida
de una o dos letras indicativas. Por ejemplo todas las bombas serán precedidas por
la letra B, los compresores de C, las torres de T, los intercambiadores de calor de E,
los tanque TK , hornos por H, Aeroenfriadores AC, etc.
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5.1 CLASIFICACION DE EQUIPOS(Cont.)
Generalmente
se
adopta para cada
área una serie de
diferente.
Por
ejemplo en la área
1
las
bombas
serán B-101, B102
etc,
los
intercambiadores
H-101, H-102 etc.
en la área 2 las
bombas serán B201, B B-202, y así
por delante para as
demás según el
tipo de serie de
Recipientes
y
equipos.
EJEMPLO: IDENTIFICACION DE EQUIPOS
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SIMBOLOGIA DE EQUIPOS
SIMBOLOGIA DE EQUIPOS
SIMBOLOGIA DE EQUIPOS
5.2 CLASIFICACION DE INSTRUMENTOS
INSTRUMENTOS INDICADORES.Los indicadores son dispositivos (generalmente localizados en el punto donde se
hace la medición del proceso) que dan el valor de la variable medida
únicamente en el instante en que se hace la observación. Como ejemplos de
indicadores tenemos los manómetros y los termómetros industriales
INSTRUMENTOS REGISTRADORES.Los registradores (localizados generalmente lejos de los puntos en el cual se
mide la variable del proceso) proporcionan un registro de cómo se ha
comportado la variable, además de indicar el valor presente de la misma. El
registro los hace una pluma sobre un papel de grafica que se mueve mediante
un mecanismo de reloj.
INSTRUMENTOS TRANSMISORES.Los transmisores miden algunas variables como temperatura o nivel y
envían la señal correspondiente a uno o más lugares que pueden ser un
registrador, un controlador, un indicador o una alarma. Dispositivo que
convierte mediciones de proceso(presión, flujos, niveles, temperatura, etc) en
una señal eléctrica o neumática disponible para uso a través de una
indicación o sistema de control.
5.2 CLASIFICACION DE INSTRUMENTOS
INSTRUMENTOS CONTROLADORES.Un controlador es un dispositivo que compara una variable con un valor deseado
para ella, produciendo una señal de corrección que mueve (opera) una válvula
de control. Los controladores generalmente se montan lejos del punto donde se
efectúa la medición y pueden ser indicadores o registradores.
Un dispositivo el cual recibe una medición de una variable de proceso, compara la
medida con un punto de seteado representando el punto de control.
VALVULAS DE CONTROL (ELEMENTO FINAL DE CONTROL).Nombre Genérico para designar una gran Variedad de Válvulas usadas en
combinación con instrumentos de automáticos, y comandados a distancia por
esos instrumentos, para controlar él vació o presión de un fluido. La Válvula tiene
siempre un actuador (Neumático, hidráulico, eléctrico etc.)que comanda
directamente el actuador de vástago para el cierre de la válvula, y que a su vez es
comandado por una señal(presión de aire comprimido por ejemplo).
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SIMBOLOGIA DE VALVULAS
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SIMBOLOGIA DE VALVULAS
5.3 DESIGNACION DE LOS INSTRUMENTOS
(Identification Letters = Letras de Identificación)
5.3 DESIGNACION DE LOS INSTRUMENTOS
(Identification Letters = Letras de Identificación)
VALVULAS DE CONTROL (ELEMENTO FINAL DE CONTROL).La información presentada en las hojas de flujo se abrevian para simplificar
su presentación. Para la instrumentación se ha desarrollado un sistema
normal de abreviaturas, el cual consiste en dos, tres, cuatro letras
escritas como una palabra. Su contenido es el siguiente:
•La primera letra indica la variable del proceso a tratar.
•La segunda y tercera letras indican que es lo que se hace con la
información de la variable.
Con este sistema se hace posible la identificación de la mayor parte de los
instrumentos. La tabla 1 da la designación básica por letras más común.
Es importante hacer notar que la ultima letra de la designación se da de
acuerdo con el resultado que se desea del proceso, que con el método por
medio del cual se obtiene el resultado, por ejemplo:
Una válvula de control que regula el flujo de vapor a un CAMBIADOR DE
CALOR con el propósito de controlar la temperatura se llama TVC(Temperature
Valve Control = Válvula de Control de Temperatura) y no FVC (Flow Valve
Control = Válvula de Control de Flujo). Porque la variable principal de
administración del proceso es esta etapa es la TEMPERATURA
5.4 COMBINACION DE LETRAS
TIPICAS(Typical Letters Combinations).
Función
Secundaria
* ALARMA
* ALARM
* ELEMENTO
SENSOR
*A
* ELEMENT
*E
* INDICADOR
* CV
* VALVULA DE
CONTROL
*I
* CONTROL
VALVE
* CONTROLADOR
INDICADOR
* INDICATOR
CONTROLLER
C
ABREVIATURA DEL INSTRUMENTO
VARIABLE DEL PROCESO
Flujo
Nivel
Presión
Temperatura
*R
Función
Primaria
* INDICATOR
* REGISTRADOR
CONTROLADOR
* RC * IC
* RECORD
COTROLLER
( * ) Indica la posición de la
variable de proceso
R
* REGISTRADOR
T
* REGISTER
Variable de
Proceso
FRC
LRC
PRC
TRC
FIC
LIC
PIC
TIC
FR
LR
PR
TR
FI
LI
PI
TI
FCV
LCV
PCV
TCV
FE
LE
PE
TE
FA
LA
PA
TA
5.3 DESIGNACION DE LOS INSTRUMENTOS
(Identification Letters = Letras de Identificación)
Resumen global de
identificación de
funciones a
través de las
Combinaciones
Típicas de Letras para
instrumentación
del proceso
VI
DISEÑO P&ID
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6.1CUMPLIMIENTO Y NATURALEZA MANDATORIA
DE LA NORMAANSI/ISA S5.1(Instrumentation Symbol
and Identification) de la ISA(The Instrumentation hasta S5.7
de la Systems, and Automation Society)
Símbolos.- Cada equipo e instrumento puede ser representado en
diagramas a través de símbolos, el símbolo puede ser acompañado
por un número TAG.
Las definiciones y ejemplos de esta norma tienen como objeto de
interrelacionar entre ellos, indicando su significado y sus funciones.
Numero de TAG.- Cada instrumento o función es identificado a través
de una código alfanumérico
6.1CUMPLIMIENTO Y NATURALEZA MANDATORIA
DE LA NORMAANSI/ISA S5.1(Instrumentation Symbol
and Identification) de la ISA(The Instrumentation hasta S5.7
de la Systems, and Automation Society)
Use símbolos similares o referidos a norma con formas idénticas,
evitar usar distintos estándares, cuando se tomas pasos
inadecuados pueden malinterpretarse a el diseño. La norma
sugiere “user’s choice” como alternativa en símbolos eléctricos
por ejemplo.
Para proporcionar mayor información a la hoja de flujo, los
símbolos se combinan con las designaciones de letras
mostradas anteriormente.
Las razones para emplear estos símbolos son las siguientes:
•Indicar aproximadamente en que parte del proceso se instala el
dispositivo.
•Indicar la interconexión entre las partes de los sistemas de
control.
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6.1CUMPLIMIENTO Y NATURALEZA MANDATORIA
DE LA NORMAANSI/ISA S5.1(Instrumentation Symbol
and Identification) de la ISA(The Instrumentation hasta S5.7
de la Systems, and Automation Society)
En general un instrumento conectado al proceso se
muestra como sigue:
Instrumento
Linea de proceso
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6.2 RELACIONAMIENTO DE LINEAS DE TUBERIAS DE
PROCESO VERSUS VALVULAS, EQUIPOS E INSTRUMENTOS
(INSTRUMENT LINE SYMBOLS ).
6.2 RELACIONAMIENTO DE LINEAS DE TUBERIAS DE
PROCESO VERSUS VALVULAS, EQUIPOS E INSTRUMENTOS
(INSTRUMENT LINE SYMBOLS ).
Nota.- OR significa opcional es recomendable.
 Las siguientes abreviaturas son sugeridas para denotar los tipos de
suministro de potencia. Estas designaciones pueden ser usadas para
purga de líquidos de servicio.
AS – Air Supply (Suministro de Aire)
IA – Instrument Air (Aire para instrumento)
(Opcional)
PA – Plant Air (Aire de planta)(Opcional)
ES – Electric Supply
GS – Gas Supply
HS – Hydraulic Supply
NS – Nitrogen Supply
SS – Steam Supply
WS – Water Supply
El nivel de suministro debe aumentarse en la linea de suministro
Ejemplo AS-100 a 100 psig air supply; ED – 24 DC, a 24 – volt DC.
  Si un gas distinto que el de aire es usado, el gas puede identificarse a
través de una nota en el símbolo de la señal.
   Fenómenos electromagnéticos incluyen calor, ondas de radio,
radiación nuclear y luz.
6.2 RELACIONAMIENTO DE LINEAS DE TUBERIAS DE
PROCESO VERSUS VALVULAS, EQUIPOS E INSTRUMENTOS
(INSTRUMENT LINE SYMBOLS ).
Cabe hacer notar que el diagrama de flujo indica el tipo de acción
del instrumento, mas no indica necesariamente que éste se
encuentre físicamente en ese lugar.
(i).- Auto operada alivio de presión
(ii).- Auto operada reductora de
presión
(iii).- Operada remotamente
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6.3 INSTRUMENTOS GENERALES – SIMBOLOS DE FUNCION.
6.3 INSTRUMENTOS GENERALES – SIMBOLOS DE FUNCION.
NOTAS. Los tamaños del tamaño pueden variar de acuerdo a las
necesidades del usuarios y el tipo del documento. Un cuadrado
es sugerido y el tamaño del circulo para diámetros largos es
mostrado en ***.
 Abreviaciones del usuario cono IP 1 (Instrument Panel # 1), IC2
(Instrument Console # 2), CC3 (Computer Console #3), etc.,
pueden ser usados when sea necesario para especificar el
instrumento o la ubicación de la función.
 Normalmente inaccesible o dispositivos ocultos, o funciones
pueden ser graficados usados el mismo símbolo pero la
horizontal segmentada:
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6.3 INSTRUMENTOS GENERALES – SIMBOLOS DE
FUNCION.
Notas . Esto no es mandatorio para mostrar en panel común.
 Estos diamantes son aproximadamente la mitad de tamaño de
instrumentos.
 Para símbolos lógicos específicos, ver ANSI / ISA S 5.2
6.4 SIMBOLOS DE VALVULAS DE CONTROL
6.5 SIMBOLOS DE ACTUADORES
6.5 SIMBOLOS DE ACTUADORES
6.5 SIMBOLOS DE ACTUADORES
6.5 SIMBOLOS DE ACTUADORES
6.5 SIMBOLOS DE ACTUADORES
6.5 SIMBOLOS DE ACTUADORES
6.5 SIMBOLOS DE ACTUADORES
6.5 SIMBOLOS DE ACTUADORES
6.7 SIMBOLOS PARA ACCIONAMIENTO DE EVENTO DE
FALLA EN VALVULAS DE CONTROL.
6.8 SIMBOLOS EVENTOS PRIMARIOS.
6.8 SIMBOLOS EVENTOS PRIMARIOS.
6.8 SIMBOLOS EVENTOS PRIMARIOS.
6.8 SIMBOLOS EVENTOS PRIMARIOS.
6.8 SIMBOLOS EVENTOS PRIMARIOS.
6.8 SIMBOLOS EVENTOS PRIMARIOS.
6.8 SIMBOLOS EVENTOS PRIMARIOS.
6.8 SIMBOLOS EVENTOS PRIMARIOS.
6.9 EJEMPLOS PARCIALES APLICATIVOS DE FUNCIONES.
6.9 EJEMPLOS PARCIALES APLICATIVOS DE FUNCIONES.
6.9 EJEMPLOS PARCIALES APLICATIVOS DE FUNCIONES.
6.9 EJEMPLOS PARCIALES APLICATIVOS DE FUNCIONES.
6.9 EJEMPLOS PARCIALES APLICATIVOS DE FUNCIONES.
6.9 EJEMPLOS PARCIALES APLICATIVOS DE FUNCIONES.
6.9 EJEMPLOS PARCIALES APLICATIVOS DE FUNCIONES.
6.9 EJEMPLOS PARCIALES APLICATIVOS DE FUNCIONES.
6.9 EJEMPLOS PARCIALES APLICATIVOS DE FUNCIONES.
6.10 EJEMPLOS MISCELANEOS Y COMBINACIONES.
6.10 EJEMPLOS MISCELANEOS Y COMBINACIONES.
6.10 EJEMPLOS MISCELANEOS Y COMBINACIONES.
6.11 EJEMPLOS DE CIRCUITOS DE PROCESO.
Ejemplo de un complejo control de baño reactor involviendo ambos métodos de
control Control por Display y PLC (Programmable Logic Control). El propósito de
este P&ID es permitir un entendimiento general del esquema de control, la
definición e identificación de las conexiones de los componentes.
6.12 EJEMPLOS DE GRADO DE DETALLE PFD a P&ID
Símbolo simplificados y abreviados usados para definir los
principales puntos de medición y control
6.12 EJEMPLOS DE GRADO DE DETALLE PFD a P&ID
Símbolos funcionales y abreviaciones de identificación usados
para desarrollar concepto de control concerniente al proceso.
6.12 EJEMPLOS DE GRADO DE DETALLE PFD a P&ID
P&ID COMPLETO DONDE SE DESCRIBE DE MANERA COMPLETA
TODOS LOS ELEMENTOS USADOS EN EL CIRCUITO DEL PROCESO,
DISTRIBUCION DE LA TUBERIA, EQUIPOS, LINEAS SECUNDARIAS,
DE SERVICIO, EL CONTROL, LAS SEÑALES ETC.
6.13 SOFTWARE RELACIONADOS
AUTOPLANT 2D P&ID, COADE P&ID, CADPIPE
6.13 SOFTWARE RELACIONADOS
AUTOPLANT 2D P&ID, COADE P&ID, CADPIPE
6.13 SOFTWARE RELACIONADOS
VII APLICACIONES
7.1 INTEGRIDAD EN LA OPERACIÓN Y LA SEGURIDAD DE LA
PRODUCCION EN PLANTAS DE GAS Y PETROLEO, A
TRAVES DE APLICACIÓN DE LOS DIAGRAMAS
Para facilitar la conceptuación de los
operadores para el proceso y obviamente
apuntar a aumentar índicadores positivos
de Produccion y operación como tan
aceptablemente posible minimizando
cualquier desvió o incidente menor en el
proceso que pueda presentarse o
organizar programar, comprometer
cronogramas de Paradas de Plantas anual,
o detectar cualquier OPORTUNIDAD DE
MEJORA.
7.1 INTEGRIDAD EN LA OPERACIÓN Y LA SEGURIDAD DE LA
PRODUCCION EN PLANTAS DE GAS Y PETROLEO, A
TRAVES DE APLICACIÓN DE LOS DIAGRAMAS
FLUJOGRAMAS DE PROCESO PRINCIPAL.-
La concepción del proceso debe ser
conciente por cada uno de nosotros.
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INSTRUMENTATION DIAGRAM EN PROCESOS DE GAS&PETROLEO Y OTROS PROCESOS” ING. GERONIMO QUISPE MAMANI
7.1 INTEGRIDAD EN LA OPERACIÓN Y LA SEGURIDAD DE LA
PRODUCCION EN PLANTAS DE GAS Y PETROLEO, A
TRAVES DE APLICACIÓN DE LOS DIAGRAMAS
HAZOP(HAZard OPerability study) y HAZID
(HAZard Identification) EN DIADRAMAS
P&ID ACTUALIZADOS Y CONFORME (QUE
SE ENCUENTRA EN VIGENCIA).El entendimiento de esta información debe
ser conciente y constante.
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7.1 INTEGRIDAD EN LA OPERACIÓN Y LA SEGURIDAD DE LA
PRODUCCION EN PLANTAS DE GAS Y PETROLEO, A
TRAVES DE APLICACIÓN DE LOS DIAGRAMAS
MATRIZ CAUSA Y EFECTO:
i. Tag Alfabético: Según definición ISA:Typycal Letter
Combination
ii. Tag numérico: Asignado por EPC(Engineering
Procurement and Construcction), Servicio del Lazo:
Instrumento en linea mayor o menor del proceso.
iii. No. de P&ID, para identificar los nudos.(Diagrama de
Tubería e Instrumentación DTI’s).
iv. Unidades de medida: kg/cm2, m3, m3/h, %, mmca,
ppm, ppb, ºC cromatografías etc.
v. Alarmas: Apagado, Encendido, Alto Máximo, Alto, Bajo,
Bajo Mínimo.
7.1 INTEGRIDAD EN LA OPERACIÓN Y LA SEGURIDAD DE LA
PRODUCCION EN PLANTAS DE GAS Y PETROLEO, A
TRAVES DE APLICACIÓN DE LOS DIAGRAMAS
vi. Enclavamiento: Apagado, Encendido, Alto Máximo,
Alto, Bajo, Bajo Mínimo. COLUMNAS
vii. Valores ESD (Emergency Shut-Down), para
contingencias de parada de planta.
Viii Conocimiento del sistema de control Delta-V y sus
elementos: PLC=Programmable Logic Control,
DSC’s=Distribuited System Control,
Scada=Supervisor Control and Data Adquisition,
BUSES, HUBs In/Out etc, para la correcta
comunicación con sala de Control. EJEMPLO
7.1 INTEGRIDAD EN LA OPERACIÓN Y LA SEGURIDAD DE LA
PRODUCCION EN PLANTAS DE GAS Y PETROLEO, A
TRAVES DE APLICACIÓN DE LOS DIAGRAMAS
ACTUALIZACION Y TRAZABILIDAD DE
LA INFORMACION DESARROLLADA (PFD, P&ID,
MATRIZ, VALORES OPERACIÓN ETC.).-
Es importante
coordinar con departamento de ingeniería,
proyectos, contratistas etc. exigir la
constante actualización de los P&ID
(Diagramas de tuberías e Instrumentación)
del día, con todas las modificaciones y
ampliaciones que se hayan efectuado en el
proceso, y/o modificaciones de algunas
líneas de servicio etc.
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7.1 INTEGRIDAD EN LA OPERACIÓN Y LA SEGURIDAD DE LA
PRODUCCION EN PLANTAS DE GAS Y PETROLEO, A
TRAVES DE APLICACIÓN DE LOS DIAGRAMAS
•
Ventajas en Producción / Operación y Mantenimiento(P/OM):
La información de P&ID actualizado provee alta Integridad-no
requiere verificación en el campo para soportar alguna
decisión
La integración con otros soporte de información. Administración de
proyectos o Planes de lleve en mano
Provee acceso rápido y preciso de información corriente para
solución de problemas
La solución dentro de la planificación de contingencias y ejecución o
procedimientos de mantenimiento
Los cambios en el P&ID son filtrados y gravados cumpliendo la
regulación de la norma ANSI/ISA
Análisis de Riesgo y Operabilidad(HAZOP) para verificación y auditorias
para otras regulaciones de la planta, ISO, OSHA, Leyes Bolivianas
Reducción de tiempos de comisiones
Inspecciones basadas en Riesgos y Sistemas críticos de documentación
La filtración de información ayuda a evaluar costos de
operación relacionados a mejoras en el escenario de procesos
El ajuste / reanalisis de procesos para variables de realimentación
Arranques rápidos de planta
Permite observar distintas y múltiples ubicaciones desde sala de control
Instrumentos más comunes y válvulas de control:
FC (Flow controller) - Controlador de flujo
FCV (Flow control valve) – Válvula controladora de flujo
FM(Flow meter) – Medidor de flujo
FRC (Flow Record controller)- Controlador Registrador de Flujo
FRCV(Flow record control Valve)- Válvula controladora registradora de Flujo.
HCV (Hand Control valve) – Válvula de control manual
LC (Lever controller) – Controlador de nivel.
LCV (Lever control valve) – Válvula controladora de nivel.
LI (Lever indicator) – Indicador de nivel.
LRC (Lever record controller) – controlador Registrador de nivel.
LRCV (Lever record control valve) – Válvula controladora registradora de nivel.
OF (Orifice Flange) – Brida con placa de orificio.
PC ( Pressure control) – Controlador de presión
PCV ( Pressure control Valve) – Válvula controladora de presión
PdCV (Pressure – diferential control valve) – Válvula controladora de presión diferencial.
PI (Pressure indicator) – Indicador de presión (manómetro)
PRC (Pressure record controller ) – Controlador registrador de presión.
PRCV(Pressure Record control valve) – Válvula controladora registradora de presión.
TC (Temperatura Control) – Controlador de temperatura.
TCV (Temperature control valve)- válvula controladora de temperatura.
ThI( Themperature Indicator)- Indicador de temperatura (termómetro).
TRC (Temperature record controller) – controlador registrador de temperatura.
TRCV (Temperature record control valve)- válvula controladora registradora de temperatura.
7.2 DESARROLLO DE PHA (PROCESS HAZARD ANALYSIS) A
TRAVES DE LA CONFECCION DE METODOLOGIAS
CUALITATIVAS
o Las técnicas de identificación de riesgos dan respuesta a
las preguntas:
¿qué puede funcionar mal? Y ¿por qué razón?
La respuesta a otras cuestiones como:
¿con qué frecuencia? y ¿qué efectos tiene?. Se resuelven
con otras técnicas probabilísticas y deterministicas del
análisis del riesgo.
En la industria química, los accidentes suelen ser el
resultado de unas condiciones de proceso inadecuadas
para las diversas características físicas y químicas de los
materiales y de las substancias.
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7.2 DESARROLLO DE PHA (PROCESS HAZARD ANALYSIS) A
TRAVES DE LA CONFECCION DE METODOLOGIAS
CUALITATIVAS
Introducción Análisis de Riesgo
Un accidente es un suceso fortuito e incontrolado, capaz de
producir daños. En general, en la industria petrolero este
suceso coincide con situaciones de emisión, escape,
derrames, incendios y explosión, donde están implicadas
substancias peligrosas. Si la situación generada se puede
calificar como riesgo grave, catástrofe o calamidad publicainmediata o diferida- para las personas, el medio ambiente
y los bienes, se la denomina “accidente mayor”
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7.2 DESARROLLO DE PHA (PROCESS HAZARD ANALYSIS) A
TRAVES DE LA CONFECCION DE METODOLOGIAS
CUALITATIVAS
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7.2 DESARROLLO DE PHA (PROCESS HAZARD ANALYSIS) A
TRAVES DE LA CONFECCION DE METODOLOGIAS
CUALITATIVAS
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7.2 DESARROLLO DE PHA (PROCESS HAZARD ANALYSIS) A
TRAVES DE LA CONFECCION DE METODOLOGIAS
CUALITATIVAS
Escenarios que determinan fenómenos peligrosos de tipo
térmico y explosivo:
- Incendio de charco (pool fire). Combustión estacionaria con llama de
difusión del liquido de un charco de dimensiones conocidas(extensión),
que se produce en un recinto descubierto.

- Dardo de fuego (jet fire) Llama estacionaria y alargada (de gran
l9ongitud y poca amplitud) provocada por la ignición de un chorro
turbulento de gases o vapores combustibles. Un ejemplo típico es el
soplete.
- Llamarada (flash fire). Llama progresiva de difusión de baja velocidad.
No produce ondas de presión significativas. Suele estar asociada a la
dispersión de vapores inflamables a ras de suelo. Cuando estos
encuentran un `punto de ignición, el frente de la llama generado se
propaga hasta el punto de emisión, barriendo y quemando toda la zona
ocupada por los vapores en condiciones de inflamabilidad. Si el origen
de los vapores es un vertido con evaporación, el fenómeno acaba en un
incendio de charco.
7.2 DESARROLLO DE PHA (PROCESS HAZARD ANALYSIS) A
TRAVES DE LA CONFECCION DE METODOLOGIAS
CUALITATIVAS
- BLEVE-Bola de fuego. Acrónimo de la expresión inglesa Boiling Liquid
Expanding Vapor Explosion. Este escenario se refiere a la bola de
fuego(fireball) que se produce por el estallido súbito y total, por
calentamiento externo, de un recipiente que contiene un gas inflamable
licuado a presión, cuando el material de la pared pierde resistencia
mecánica y no puede resistir la presión interior. El calentamiento extremo es
generalmente producido por un incendio de charco o de dardo de fuego, y la
probabilidad de que estalle es especialmente elevada en los casos en los
que hay un contacto directo de la llama con la superficie del recipiente.
Distintas siniestralidades de accidente mayores de fuego
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7.2 DESARROLLO DE PHA (PROCESS HAZARD ANALYSIS) A
TRAVES DE LA CONFECCION DE METODOLOGIAS
CUALITATIVAS
EXPLOSIONES.- Un escape de una producto inflamable
en forma gaseosa, o bien liquida en condiciones de
ser vaporizado, produce una nube de gas. Esta nube,
según sea la velocidad de salida del producto se
comporta como:
- Un chorro gaseoso (turbulent free jet): en este caso,
la dispersión del producto depende de la velocidad y
de la presión de salida. Cuando el gas o vapor esta
suficientemente diluido y su velocidad es menor que
la velocidad del viento, se dispersará a corta
distancia en función de las condiciones
metereologica.
- La dispersión atmosférica: la nube, en función de las
condiciones meteorólogas, se extiende y se desplaza
mientras se va diluyendo.
Explosiones originadas por una Combustion muy rapida
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Esquema simplificado de los posibles accidentes que se
pueden producir en caso de escape accidental de un producto
toxico o inflamable
7.2 DESARROLLO DE PHA (PROCESS HAZARD ANALYSIS) A
TRAVES DE LA CONFECCION DE METODOLOGIAS
CUALITATIVAS
Las técnicas de identificación de riesgos dan respuesta a las
preguntas:
¿qué puede funcionar mal? Y ¿por qué razón?
La respuesta a otras cuestiones como:
¿con qué frecuencia? y ¿qué efectos tiene?. Se resuelven con
otras técnicas probabilísticas y deterministicas del análisis del
riesgo.
En la industria química, los accidentes suelen ser el resultado
de unas condiciones de proceso inadecuadas para las diversas
características físicas y químicas de los materiales y de las
substancias.
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7.2 DESARROLLO DE PHA (PROCESS HAZARD ANALYSIS) A
TRAVES DE LA CONFECCION DE METODOLOGIAS
CUALITATIVAS
Estas condiciones, excepto en el caso de fallos de diseño, suelen
ser desviaciones de las condiciones normales de
funcionamiento y se presentan como problemas no siempre
evidentes desde la experiencia operativa.
Las técnicas de análisis tienen características distintas lo cual
los hace apropiadas para ser aplicadas a diferentes etapas de
la vida de una instalación o para proporcionar un nivel de
detalle del estudio diferente.
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7.2 DESARROLLO DE PHA (PROCESS HAZARD ANALYSIS) A
TRAVES DE LA CONFECCION DE METODOLOGIAS
CUALITATIVAS
La elección de una u otra técnica se debe efectuar a partir del
conocimiento de las ventajas y desventajas de cada una, y de
una correcta estimación de la duración del estudio(concepto
siempre ligado a aspectos económicos. Una estimación
inadecuada de cualquiera de los aspectos- complejidad del
proceso, etapa del proyecto, nivel de detalle que se quiere
conseguir y recursos necesarios- suele desbaratar el estudio o
simplemente producir resultados inadecuados a los objetivos
planteados. La figura muestra las técnicas de análisis que son
utilizadas normalmente en las diferentes etapas de la vida de
las instalaciones de proceso.
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Utilizacion de las tecnicas identificativas del Riesgo
ANALISIS DE RIESGOS Y OPERABILIDAD (HAZOP)
i).- Descripción y Objetivo
El análisis de peligros y operabilidad (HAZard and Operability
Analysis, HAZOP) conocida también como análisis funcional de
operabilidad (AFO) o análisis operativo (AO), en un método que
fue diseñado en Inglaterra en la década de los sesenta por La
Imperial Chemical Industries (ICI) para aplicarlo al diseño de
plantas de fabricación de pesticidas, cuya definición es:
“ La aplicación de una examen critico, formal y sistemático a un
proceso o proyecto de ingeniería de nueva instalación, para
evaluar el riesgo potencial de la operación o funcionamiento
incorrecto de los componentes individuales de los equipos, y
los consiguientes efectos sobre la instalación como conjunto”.
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ANALISIS DE RIESGOS Y OPERABILIDAD (HAZOP)
i).- Descripción y Objetivo
Es una técnica deductiva para la identificación, evaluación
cualitativa y prevención del riesgo potencial y de los problemas
de operación derivados del funcionamiento incorrecto de un
sistema técnico. El análisis pretende, mediante un protocolo
relativamente sencillo, estimular la creatividad de una equipo
de expertos con diferente formación para encontrar los
posibles problemas operativos.
La técnica se fundamenta en el hecho de que las desviaciones en
el funcionamiento de las condiciones normales de operación y
diseño suelen conducir a un fallo del sistema. La identificación
de estas desviaciones se realiza mediante una metodología
rigurosa y sistemática. El fallo del sistema puede provocar
desde una parada sin importancia del proceso hasta un
accidente mayor de graves consecuencias.
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ANALISIS DE RIESGOS Y OPERABILIDAD (HAZOP)
ii).- Metodología del Análisis
El paso previo para el desarrollo del análisis es la definición del objetivo y
el alcance del estudio, de los limites físicos de la instalación o el
proceso que se quiera estudiar y de la información requerida. Además
debe estudiarse el sistema o proceso ya definido para conocer la
información disponible, prepararla y organizar el equipo de estudio, y
planear la secuencia de estudio y las sesiones de trabajo.
Después del estudio previo se puede comenzar el análisis propiamente.
El primer paso es la selección de los elementos críticos que deben
estudiarse (recipientes, reactores, separadores, etc.). A continuación,
sobre cada NODO DE ESTUDIO, que corresponde a cada linea de
fluido de cada elemento seleccionado, y de forma secuencial y
repetitiva, se aplican las PALABRAS GUIA (no, más, menos, otro, parte
de, etc.) a cada una de las condiciones de operación del proceso, las
substancias y las variables que intervienen(flujo, presión, temperatura,
nivel, tiempos, etc.). Operando de esta manera se generan las
desviaciones significativas de las condiciones normales de operación
y se realiza un repaso exhaustivo de los posibles funcionamientos
anormales.
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ANALISIS DE RIESGOS Y OPERABILIDAD (HAZOP)
ii).- Metodología del Análisis
Las principales palabras guía propuestas originalmente por ICI y
los parámetros de proceso a los que se aplican se muestran en
la tabla. Un caso particular es el estudio de procesos
discontinuos y manuales operativos, donde se toman las
operaciones propiamente (carga, descarga, etc.) como
parámetro sobre las cuales aplicar las palabras guía.
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ANALISIS DE RIESGOS Y OPERABILIDAD (HAZOP)
ii).- Metodología del Análisis
El estudio de las desviaciones conduce a la identificación de sus
posibles causas y consecuencias y, por los tanto, del riesgo
potencial y de los problemas derivados de una funcionamiento
incorrecto; paralelamente, se buscan los medios protectores
del sistema. Toda la información del análisis es documentada
ordenadamente en forma de tabla, de hecho que permite la
evaluación cualitativa de las medidas de control de seguridad.
A partir de esta información es relativamente sencillo
implementar nuevas medidas para la mejora de la seguridad y
fiabilidad del sistema.
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ANALISIS DE RIESGOS Y OPERABILIDAD (HAZOP)
ii).- Metodología del Análisis
Resumen de palabras guía y variables de proceso utilizados
en los análisis HAZOP
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ANALISIS DE RIESGOS Y OPERABILIDAD (HAZOP)
ii).- Metodología del Análisis
Diagrama logico de ejecucion de HAZOP
ANALISIS DE RIESGOS Y OPERABILIDAD (HAZOP)
iii).- Organización del Estudio
Los análisis HAZOP son general, estudios multidisciplinares. La
ejecución del estudio HAZOP requiere un conocimiento
detallado del sistema que se quiere auditar y del protocolo de
análisis. Esta característica condiciona que el trabajo se realice
en equipo, donde debe haber representantes de las distintas
áreas de conocimiento implicadas en el proceso. Los miembros
de los equipos de trabajo son de dos tipos: los técnicos y los
analistas de riesgo.
ANALISIS DE RIESGOS Y OPERABILIDAD (HAZOP)
iii).- Organización del Estudio
Los técnicos implicados en el estudio soportan el apartado
técnico. Los componentes deben ser especialistas en las áreas
de conocimiento implicadas en el estudio; es aconsejable que
sean verdaderos expertos. Las áreas de conocimiento
implicadas en cada estudio pueden variar substancialmente en
función del objeto del mismo (refinerías, plantas químicas,
centrales eléctricas, centrales nucleares, parques de
almacenamiento de combustible, etc.) y del objetivo del estudio
que se quiere desarrollar: Diseño de nuevas instalaciones,
revisión en funcionamiento, modificaciones etc. Es
recomendable que el numero de especialistas que elaboran el
estudio sean entre tres y seis grupos menores; pueden
presentar una falta de conocimiento en determinados campos y
grupos mayores suelen tener problemas organizativos.
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ANALISIS DE RIESGOS Y OPERABILIDAD (HAZOP)
iii).- Organización del Estudio
Los analistas de riesgo deben dar soporte logística al estudio es
decir dirigir, moderar y documentar el análisis. Los analistas
deben ser especialistas en aplicar la metodología HAZOP como
tareas previas al desarrollo del HAZOP, tienen que definir el
objetivo y el alcance del estudio, seleccionar el equipo técnico
y formado en el método de análisis. Además, los analistas
deben de tener la formación necesaria para entender y
controlar la discusión de forma satisfactoria.
El estudio se realiza en diversas sesiones de trabajo, de una
duración no superior a 2 a 3 horas donde la carga de trabajo
tiene que ser racional para motivar y estimular la creatividad y
la imaginación (brainstorming) del equipo de estudio y
garantizar así la utilidad de los resultados obtenidos.
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ANALISIS DE RIESGOS Y OPERABILIDAD (HAZOP)
iv).-Requisitos y Limitaciones
El método presupone tres hipótesis:
1.
La instalación esta bien diseñada en relación con la
experiencia, el conocimiento de los procesos implicados, la
aplicación de las normas y códigos pertinentes.
2. Los materiales de construcción han sido los adecuados, la
construcción y el ensamblaje se han hecho correctamente.
3. Los análisis son una “fotografía instantánea” donde se mezclan
sucesos de efecto inmediato con sucesos de elevada inercia
temporal.
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ANALISIS DE RIESGOS Y OPERABILIDAD (HAZOP)
v).-Resultados y aplicabilidad
El resultado principal de los análisis HAZOP es un conjunto de
situaciones peligrosas y problemas operativos y una serie de
medidas orientadas a la reducción del riesgo existente o a la
mitigación de las consecuencias de los problemas operativos. Estas
medidas se dan en forma de cambios físicos en las instalaciones,
modificaciones de procedimientos o recomendaciones de estudios
posteriores para evaluar con mas detalle los problemas identificados
o la conveniencia de las modificaciones propuestas.
El HAZOP es un instrumento de estudio muy indicado para procesos en
fase de diseño y construcción, donde la documentación esta
totalmente actualizada y las recomendaciones del análisis no
suponen modificaciones costosas ni paros en la planta.
Por otro lado a causa de la laboriosidad del método y el grado de detalle
que el estudio proporciona el HAZOP solo es indicado para
instalaciones especificas y no como método general de análisis.
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ANALISIS DE RIESGOS Y OPERABILIDAD (HAZOP)
v).-Resultados y aplicabilidad
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ANALISIS DE RIESGOS Y OPERABILIDAD (HAZOP)
vi).-Ejemplo de aplicación de análisis HAZOP
1 ).- Descripción de la instalación que se requiere estudiar.
Se trata de una sistema de calentamiento en una refinería
consistente en un circuito cerrado de aceite térmico que tiene
la función de calentar otros fluidos y equipos(estabilizaciónreformimng- de la gasolina), destilación primaria, etc.). El
aceite térmico utilizado es producido en la destilación
primaria (tipping) del crudo y tiene una temperatura de
inflamabilidad de 175°C. La temperatura máxima alcanzada
por el aceite durante el proceso es de 330°C a la salida del
horno F1. El aceite térmico puede degradarse si no es
sustituido al cabo de un determinado tiempo o bien si se
sobrecalienta considerablemente. El calor residual de los
humos se utiliza para producir vapor de media presión que
alimenta a otros equipos. El combustible utilizado en el horno
es el gas excedente de la refinería. El control de la llama del
quemador del horno se efectúa mediante la temperatura de
salida del aceite térmico que regula la válvula TCV 1.
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ANALISIS DE RIESGOS Y OPERABILIDAD (HAZOP)
vi).-Ejemplo de aplicación de análisis HAZOP
1 ).- Descripción de la instalación que se requiere estudiar.
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ANALISIS DE RIESGOS Y OPERABILIDAD (HAZOP)
vi).-Ejemplo de aplicación de análisis HAZOP
2) Descripción de la protección del horno F1.
Las protecciones del horno provocan el corte de combustible del
horno mediante la válvula TCV 1 por las causas siguientes:
Alta temperatura en la salida de humos, actuador TSH.
Baja presión en la linea de gas de refinería, PLC 2.
ANALISIS DE RIESGOS Y OPERABILIDAD (HAZOP)
vi).-Ejemplo de aplicación de análisis HAZOP
3.- Consideraciones previas al análisis.
Se estudia el sistema en condiciones normales de operación y
esto requiere plantear las hipótesis siguientes:
- Se considera que la bomba P1 A impulsa el aceite a través
del horno. La bomba P1 B es de reserva y solo entra en
funcionamiento cuando se produce una caída de presión en la
linea de impulsión del aceite (PSL).
- El horno trabaja a tiro natural, es decir, el humo sale
libremente pese a la disminución de su temperatura sin que
exista ningún equipo de aspiración; de la misma manera, la
entrada de aire en la cámara de combustión es natural, no hay
ningún equipo de impulsión.
- El calor residual de los humos que se utilizan para vaporizar
el agua es insignificante, no alterando el funcionamiento del
sistema.
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ANALISIS DE RIESGOS Y OPERABILIDAD (HAZOP)
vi).-Ejemplo de aplicación de análisis HAZOP
4).- Estudio preliminar
La tabla muestra, mediante la matriz de interacción el estudio
preliminar para determinar la peligrosidad de las substancias
en las posibles condiciones de proceso (normales de
operación y anormales).
Las matrices de interacción consisten simplemente en matrices,
normalmente con dos entradas, donde se relacionaba y
evalúan los efectos que las condiciones normales y
anormales de funcionamiento producen sobre las substancias
involucradas en el proceso.
ANALISIS DE RIESGOS Y OPERABILIDAD (HAZOP)
vi).-Ejemplo de aplicación de análisis HAZOP
5).- Análisis HAZOP
La tabla siguiente muestra el resultado del HAZOP realizado sobre
la instalación de calentamiento del aceite térmico.
Tabla del análisis HAZOP
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ANALISIS DE RIESGOS Y OPERABILIDAD (HAZOP)
vi).-Ejemplo de aplicación de
análisis HAZOP
5).- Análisis HAZOP
ANALISIS DE RIESGOS Y OPERABILIDAD (HAZOP)
vi).-Ejemplo de aplicación de análisis HAZOP
5).- Análisis HAZOP
El diagrama de flujo de la instalación presentado en la figura, con
la aplicación de la tabla de información requerida, quedaría
modificada de la manera siguiente:
ANALISIS DE RIESGOS Y OPERABILIDAD (HAZOP)
vi).-Ejemplo de aplicación de análisis HAZOP
5).- Análisis HAZOP
Se añade un actuador para bajo caudal de aceite (FSL) que
bloquea la entrada de combustible en el horno (I) y protege
los tubos interiores de aceite del posible aumento de
temperatura. Al mismo tiempo, por su posición, (ubicado en la
aspiración de las bombas) protege a estas de trabajar al vació
y las bloquea en caso de falta de aceite desde la refinería o
por taponamiento de las tuberías. El actuador FSL no
interfiere, pues, en la función del actuador(PSL 1) que por
baja presión de la impulsión de las bombas activa la bomba
de reserva.
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INSTRUMENTATION DIAGRAM EN PROCESOS DE GAS&PETROLEO Y OTROS PROCESOS” ING. GERONIMO QUISPE MAMANI
ANALISIS DE RIESGOS Y OPERABILIDAD (HAZOP)
vi).-Ejemplo de aplicación de análisis HAZOP
5).- Análisis HAZOP
-
Se separa totalmente el sistema de regulación del horno del sistema
protector, para que este pueda bloquear la instalación en caso del
fallo del primero. Las modificaciones de la instrumentación del
horno son las siguientes:
a.- se añade una válvula de corte en la linea de combustible
independiente de la válvula de control y de esta forma se permite el
bloqueo de los quemadores independientemente del bucle de control
que lo protege de cualquier fallo de este ultimo:
b) se desconecta totalmente el sistema de control del sistema de bloqueo
(la linea de transmisión de señal de TC 1 a I desaparece):
c) se añade una actuador para alta temperatura (TSH) a la salida de
producto independiente del TCI ya existente, que protege al horno de
un exceso de combustible y de una falta significativa de aceite, y que
bloquea la llegada del combustible a los quemadores.
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ANALISIS DE RIESGOS Y OPERABILIDAD (HAZOP)
vi).-Ejemplo de aplicación de análisis HAZOP
5).- Análisis HAZOP
Estas modificaciones introducidas en el sistema de control y
protección de la instalación mejoran su seguridad. La mejora
no se da únicamente por l reabundancia de señales de
bloqueo de los quemadores del horno, sino que
mayoritariamente, como ya se ha comentado, es el resultado
de la separación de los dos sistemas. Así pues, el sistema
protector puede proteger la instalación de cualquier fallo que
se produzca en cualquiera de los elementos que integran el
bucle de control (falta de señalización en los indicadores, falta
de señal en los transmisores, fallo en la apertura de las
válvulas, etc.).
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Análisis de modos de Fallo y Efectos (Failure Modes and
Effects Analysis, FMEA).
Metodología.El primer paso para la elaboración de una árbol de fallos
es un estudio previo del sistema o proceso que se quiere
analizar con el fin de determinar los incidentes susceptibles
de ser analizados y evaluados. Este estudio suele realizarse
con otras técnicas de identificación, como las que se han
presentado a lo largo del capitulo: análisis histórico de
accidentes, análisis HAZOP, etc. Una vez determinados los
accidentes que se quieren desarrollar, deben establecerse los
limites de la instalación: limites físicos, nivel de detalle de la
resolución, condiciones iniciales de funcionamiento y otros
supuestos.
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PREGUNTAS
“ CURSO DE INTERPRETACION DE
DIAGRAMAS DE
FLUJO(PFD=PROCESS FLOW
DIAGRAM) Y DE TUBERIAS E
INSTRUMENTACION (P&ID=PIPING &
INSTRUMENTATION DIAGRAM)”
“CURSO INTERPRETACION DE DIAGRAMAS DE FLUJO(PFD) Y DE TUBERIAS E INSTRUMENTACION(P&ID=PIPING &
INSTRUMENTATION DIAGRAM EN PROCESOS DE GAS&PETROLEO Y OTROS PROCESOS” ING. GERONIMO QUISPE MAMANI